Flexible Netzanschlussvereinbarung (FCA): Was der eingeschränkte Netzanschluss wirklich kostet

Zwei Klauseln im selben Vertrag, gut ein Faktor fünfzig im Erlös. Die dynamische Einspeiserestriktion kostete an einem realen norddeutschen Netzanschluss 0,6 Prozent der Jahreserlöse 2025. Der Verlust der Regelleistung 33 Prozent. Wer über FCAs im Ganzen urteilt, bewertet das Falsche.

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Bei den Verteilnetzbetreibern der E.ON lagen im Juni 2026 Anschlussanfragen für Batteriespeicher über mehr als 500 GW, zugesagt sind rund 25 GW. Bundesweit waren Ende 2025 erst etwa 2,6 GW Großspeicher in Betrieb, bei einer Jahreshöchstlast von 75 bis 80 GW. Die Anfragen übersteigen die Spitzenlast des gesamten Landes also um ein Mehrfaches, und die Netzbetreiber haben dafür ein Instrument gefunden: den flexiblen Netzanschluss. E.ON will bis Ende 2026 einen konzernweiten FCA-Standard für Speicher ausrollen. Schleswig-Holstein Netz hat im April den ersten Vertrag mit einer Biogasanlage unterschrieben. Netze BW, Bayernwerk, MITNETZ und weitere ziehen nach.

Für dich als Planer, EPC oder Projektierer heißt das: Die Frage lautet immer seltener, ob du einen Netzanschluss bekommst. Sie lautet, mit welchen Auflagen. Und darauf sollst du eine Entscheidung stützen, für die es bislang kaum belastbare Zahlen gibt. Dieser Artikel sortiert, was eine flexible Netzanschlussvereinbarung ist, welche Klauseln wie viel kosten und wie du den Vergleich zwischen FCA jetzt und vollem Anschluss später rechnest.

Was eine flexible Netzanschlussvereinbarung ist

Eine flexible Netzanschlussvereinbarung (englisch Flexible Connection Agreement, FCA) ist ein Vertrag zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer, der die Einspeise- oder Bezugsleistung am Netzverknüpfungspunkt zeitweise begrenzt. Im Gegenzug kommt der Anschluss früher, oft ohne oder mit deutlich reduziertem Netzausbau. Du tauschst die jederzeit garantierte Leistung des klassischen Anschlusses gegen eine bedingte Leistung, die in definierten Situationen gekappt wird.

Der physikalische Grund, warum das funktioniert: Netze werden auf seltene Extremsituationen ausgelegt. Ein Netzverknüpfungspunkt mit PV ist im Jahresmittel zu 13 Prozent ausgelastet, mit moderner Windkraft zu 33 Prozent (BEE und Fraunhofer IEE, 2024). Zwischen den Spitzen liegt Kapazität, die niemand nutzt. Das FCA erschließt diese Reserve, indem es die Anlage genau in den kritischen Stunden zurücknimmt.

Was eine marktgetriebene Großbatterie dem Netz tatsächlich antut, hat Neon im Auftrag von ECO STOR am Speicher in Bollingstedt gerechnet, dem im April 2025 in Betrieb gegangenen 103,5-MW-Projekt in Schleswig-Holstein. Über das Jahr 2024 entlastete die Anlage das Netz in 24 Prozent der Viertelstunden und belastete es in 20 Prozent. In der übrigen Zeit stand sie still oder das Netz war engpassfrei. Am süddeutschen Vergleichsstandort Plattling stehen 21 Prozent Entlastung 22 Prozent Belastung gegenüber. Netto sparen die Netzbetreiber 3 bis 6 Euro Redispatch-Kosten je kW und Jahr. Neons Schluss ist deshalb nicht, dass Speicher harmlos sind, sondern dass sie weder generell netzdienlich noch generell netzbelastend sind. Einen systematisch netzdienlichen Standort gibt es in diesem Sinne nicht. Genau das ist das Argument gegen ein pauschales FCA: Es greift in Stunden, in denen die Anlage dem Netz hilft, genauso wie in Stunden, in denen sie es belastet.

Dem steht ein Befund gegenüber, der nicht untergehen sollte. Redispatch-Häufigkeit und Auslegungsfall sind zwei verschiedene Fragen. BET Consulting und das IAEW zeigen, dass bereits die Überlagerung eines realen Verteilnetzlastgangs mit dem Profil eines unrestringierten marktoptimierten Speichers die Jahreshöchstlast deutlich erhöht, im Extremfall fast um die volle Anschlussleistung. Ein Speicher kann also über das Jahr netzneutral wirken und trotzdem den Netzausbaubedarf treiben. Beides gehört in die Diskussion.

Rechtlich stehen in Deutschland zwei Normen dahinter, beide eingeführt mit dem Solarspitzengesetz und in Kraft seit dem 25. Februar 2025. § 8a EEG regelt die flexible Netzanschlussvereinbarung für Erzeugungsanlagen, also einspeiseseitig für PV, Wind und Biogas. § 17 Abs. 2b EnWG regelt sie für Batteriespeicher, und zwar bidirektional für Einspeisung und Bezug. Das Gesetz schreibt Mindestinhalte vor: Höhe der Leistungsbegrenzung, Zeiträume, Dauer, technische Anforderungen und Haftung bei Überschreitung.

Drei Eigenschaften musst du kennen, bevor du verhandelst. Erstens ist das FCA für beide Seiten freiwillig. Du musst nicht unterschreiben, und der Netzbetreiber muss dir keines anbieten. Die Bundesnetzagentur hat das am 30. März 2026 im Verfahren BK6-25-325 bestätigt: Ein Netzbetreiber, der den Anschluss eines Großspeichers aus Netzsicherheitsgründen ablehnt, muss das einzelfallbezogen begründen, ist aber nicht verpflichtet, ein FCA anzubieten. Zweitens ist ein FCA kein Redispatch. Wer die vereinbarte Grenze einhält, wird nicht entschädigt. Für die vertraglich begrenzte Leistung gibt es keine Ausgleichsansprüche nach § 13 EnWG. Drittens gibt es bis heute keine Festlegung der Bundesnetzagentur zur Ausgestaltung. Solange die fehlt, definieren die Netzbetreiber die Spielregeln, und jedes FCA ist ein Einzelfall.

Das macht den flexiblen Netzanschluss zu einer Verhandlung, nicht zu einer Zuteilung. Und wer in einer Verhandlung keine Zahlen hat, nimmt, was auf dem Tisch liegt.

Statisch oder dynamisch: Die Klausel entscheidet, nicht das Instrument

Über FCAs wird oft im Ganzen geurteilt, als gäbe es einen Typ. Tatsächlich unterscheiden sich die Verträge in der Mechanik so stark, dass der Begriff allein nichts über die Wirtschaftlichkeit sagt.

Dynamische FCAs koppeln die zulässige Leistung an den tatsächlichen Netzzustand. Schleswig-Holstein Netz nutzt diese Variante in windgeprägten Gebieten: Je mehr Wind und PV im Netzgebiet einspeisen, desto weniger darf die Anlage. Bei mehreren Netzbetreibern konvergiert die Praxis inzwischen auf ein regelbasiertes Leistungsband. Die zulässige Leistung wird an das Dargebot benachbarter Wind- und PV-Referenzanlagen gekoppelt und fällt oberhalb eines Knickpunkts von 50, 40 oder 30 Prozent der Referenzleistung linear bis auf null. Welcher Knickpunkt gilt, legt der Netzbetreiber anschlusspunktkonkret fest.

Statische FCAs geben dagegen feste Zeitfenster oder eine Year-Ahead-Hüllkurve vor. In PV-geprägten Netzen sind für jeden Monat Start- und Endzeitpunkt der zulässigen Einspeisung fixiert. Bayernwerk Netz arbeitet mit Hüllkurven, die Einspeise- und Bezugsleistung abhängig von Tageszeit und Saison nach dem typischen lokalen Netzlastgang begrenzen: Einspeiserestriktion um die Mittagsspitze, Bezugsrestriktion morgens und abends. Statisch ist planbar und für den Netzbetreiber prozessarm. Der Preis dafür: Die Kappung greift auch in Stunden, in denen das Netz gar nicht am Limit ist.

Wie groß der Unterschied zwischen beiden Logiken in der Praxis ist, zeigt eine Fallstudie unseres Webinar-Partners inframind auf einem realen 20-kV-Lastgang der Jahre 2023 bis 2025. Der Standort: ein Industriebetrieb mit 25 MW gesicherter Bezugsleistung, 40-MVA-Umspanner und 15,8 MWp Aufdach-PV, dazu ein 10-MW-Speicher. Eine dynamische Hüllkurve, aus dem gemessenen Netzverhalten hergeleitet, schränkte den Speicher in 3,1 Prozent der Viertelstunden ein. Der pauschal-statische Ansatz griff in 37,4 Prozent der Viertelstunden, also rund zwölfmal so oft. Und die mittlere statische Variante war zugleich die einzige, die die Anschlussgrenze real verletzte. Pauschale Grenzwerte sind demnach nicht konservativ. Sie sind gleichzeitig zu streng und zu unsicher.

Dazu kommen Klauseln, die in beiden Modellen auftauchen und eigene Wirkung haben: Rampenbegrenzungen zwischen 1 und 20 Prozent der Nennleistung pro Minute, Deckel für die Teilnahme an Regelleistungsmärkten, Nachtladefenster, Vorlauffristen und, falls überhaupt vorhanden, Volllaststunden-Obergrenzen für die Einschränkung. Die Rampe sieht dabei nach einem technischen Detail aus und ist in Wahrheit die Klausel mit der größten Hebelwirkung. Warum, steht weiter unten.

Was Restriktionen im Erlös kosten: unsere Rechnung

Wir haben das gemeinsam mit inframind an einem realen Netzgebiet durchgerechnet. Standort: Reußenköge in Nordfriesland, Netzgebiet Schleswig-Holstein Netz, windgeprägt. inframind hat aus Netzsimulationen und den Restriktionen des Netzbetreibers das dynamische Leistungsband abgeleitet, wir haben es viertelstundenscharf als Randbedingung in die Einsatzoptimierung gegeben. Anlage: ein Standalone-Speicher mit 10 MW Anschlussleistung und 20 MWh, also zwei Stunden, vermarktet über Day-Ahead, Intraday-Auktion, kontinuierlichen Intraday, FCR und aFRR.

Erlös 2025 je MW Anschlussleistung

• Uneingeschränkter Anschluss (Baseline): 217.500 Euro.
• Dynamische Einspeiserestriktion, windgekoppelt: 216.200 Euro. Minus 0,6 Prozent gegenüber der Baseline.
• Dynamische Einspeiserestriktion und Verlust der Regelleistung: 144.900 Euro. Minus 33,4 Prozent gegenüber der Baseline.

Quelle: minimum energy und inframind, Netzanschluss-Report Vol. 2, September 2026.

So ist gerechnet. 10 MW / 20 MWh, Preisjahr 2025, cross-market über Day-Ahead, Intraday-Auktion, kontinuierlichen Intraday, FCR und aFRR, viertelstundenscharf über 35.040 Zeitschritte. Optimierung mit Voraussicht auf die realen Marktpreise 2025, mit Friktionsaufschlag im kontinuierlichen Intraday. Zyklenobergrenze 730 pro Jahr. Nicht enthalten: Degradations- und Augmentationskosten, Vermarktergebühren, Rampkosten. Unterstellt ist die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG über die Laufzeit. Die AgNes-Konsultation gehört als Szenario darüber, nicht als Grundannahme. Die Werte sind Erlöspotenziale eines generischen Speichers an einem konkreten Netzanschlusspunkt, keine Aussage über dein Projekt.

Der wichtigste Befund steckt in der zweiten Zeile. Die dynamische Einspeiserestriktion, also genau das, worüber die Branche streitet, kostete 0,6 Prozent. Der Grund ist ökonomisch trivial und wird selten ausgesprochen: In einem windgeprägten Netzgebiet bindet die Restriktion in Starkwindstunden. Das sind die Stunden mit den niedrigsten Preisen, also genau die Stunden, in denen der Speicher ohnehin nicht einspeisen will. Die Kappung ist negativ mit dem Wert der Einspeisung korreliert. Sie nimmt dem Speicher fast nichts weg, was er hätte verdienen wollen.

Das deckt sich mit der Kurzstudie von BET Consulting und dem IAEW der RWTH Aachen, die für hochdynamische Vorgaben bei guter Prognosequalität rund ein Prozent Erlösverlust ausweist, während ganzjährig statische Beschränkungen dort bis zu 26 Prozent kosten. Genau diese Spreizung ist der Punkt: nicht das Instrument entscheidet, sondern ob die Kappung dem tatsächlichen Netzzustand folgt oder pauschal gesetzt ist.

Der wirtschaftliche Schaden entsteht an anderer Stelle. Der Verlust der Regelleistungsfähigkeit kostete 33 Prozent, also gut fünfzigmal so viel wie die Energiekappung. In unserem Fall trugen FCR und aFRR 50,4 Prozent des Baseline-Erlöses. Fällt diese Säule weg, weicht der Speicher auf die Großhandelsmärkte aus und holt dort einen Teil zurück, aber eben nur einen Teil: Die Spoterlöse stiegen um 34 Prozent, der Gesamterlös fiel um ein Drittel.

Eine Einordnung, die dazugehört: Die Höhe dieser 33 Prozent ist ein Preisjahr-2025-Befund. Wer mit sinkenden Regelleistungspreisen rechnet, weil der Speicherzubau die Märkte sättigt, kommt auf einen kleineren Wert. Modo Energy hält eine 50-prozentige Regelleistungsbeschränkung vorwärtsgerichtet für nahezu wirkungslos, gerade weil diese Märkte in den nächsten Jahren saturieren dürften. Die Rangfolge der Klauseln bleibt, die absolute Größe hängt an deiner Preisannahme. Rechne sie als Sensitivität, nicht als Konstante.

Der Regelleistungsverlust kostet Erlös und Zyklen

Ein Effekt, der in der Diskussion fehlt: Der Fall ohne Regelleistung fährt mehr Durchsatz, nicht weniger. In unserer Rechnung stieg der Batteriedurchsatz von 6,92 auf 9,92 GWh, also um 43 Prozent, während der Erlös um ein Drittel fiel. Der Grund ist derselbe wie beim Erlösverlust: Ohne Regelleistung muss der Speicher sein Geld über Energiehandel verdienen, und Energiehandel bedeutet Zyklen. Die dynamische Einspeiserestriktion allein änderte den Durchsatz dagegen kaum. EERA beobachtet denselben Effekt bei Kapazitätslimits je Regelleistungsmarkt, dort steigen die Vollzyklen von 674 auf 724.

Für die Verhandlung heißt das: Ein FCA, das die Regelleistung beschneidet, kostet nicht nur Erlös, sondern zusätzlich Lebensdauer. Wer den Kapitalwert rechnet, muss den höheren Augmentationsbedarf gegenrechnen. In unseren Zahlen oben ist er nicht enthalten, die Deltas sind insofern konservativ zu lesen.

Quervalidierung

Die beste öffentlich dokumentierte Klausel-für-Klausel-Sensitivität stammt von EERA Consulting (Battery Beats, 20. Februar 2026), gerechnet für einen 1-MW/2-MWh-Speicher retrospektiv über die realen Marktpreise 2025. Sie liefert die Stützpunkte, die wir hier nicht selbst gerechnet haben, jeweils bei erhaltener Regelleistungsvermarktung: Rampe 10 Prozent pro Minute minus 0,4 Prozent, 5 Prozent pro Minute minus 1,9 Prozent, 1 Prozent pro Minute minus 9 Prozent. Ein Kapazitätslimit von 30 Prozent je Regelleistungsmarkt minus 14 Prozent. Eine PV-geprägte Hüllkurve nach Bayernwerk-Näherung minus 16 Prozent. Alle drei kumuliert minus 32 Prozent. Auch dort ist der Eingriff in die Regelleistung teurer als die Energiekappung, und auch dort addieren sich die Effekte nicht linear.

EERAs Baseline liegt bei rund 263.000 Euro je MW, unsere bei 217.500 Euro. Der Abstand von etwa 17 Prozent erklärt sich durch den Voraussichtshorizont, den Friktionsaufschlag im kontinuierlichen Intraday und eine andere Zuordnung der Erlöse zwischen den sequenziellen Spotmärkten. In der Marktstruktur liegen beide Rechnungen dicht beieinander: aFRR bei uns rund 126.000 Euro je MW gegen 132.000 bei EERA, FCR 17.000 gegen 20.000, Spot insgesamt 108.000 gegen 111.000.

Ein dritter Datenpunkt ordnet die Reihe ein. Neon rechnet für Bollingstedt einen Markt-Mehrwert von 199 Euro je kW für 2024, auf Basis der realen Vermarktungssimulation von ECO STOR mit beschränkter Voraussicht über Day-Ahead, Intraday, FCR und aFRR. Damit stehen 199.000 Euro je MW (2024, beschränkte Voraussicht), unsere 217.500 (2025) und EERAs 263.000 (2025, perfekte Voraussicht) in einer methodisch plausiblen Reihenfolge: Je mehr Voraussicht das Modell unterstellt, desto höher die Baseline.

Ein Hinweis zur Vergleichbarkeit, weil er sonst zu Fehlschlüssen führt. Neon bewertet in derselben Studie eine dynamische Leitplanke, also ein Verbot netzbelastenden Betriebs, und kommt dort auf rund 20 Prozent Verlust beim Markt-Mehrwert. Das ist kein Widerspruch zu unseren 0,6 Prozent, sondern ein anderes Instrument: Neons Leitplanke wirkt bidirektional, verbietet je nach Redispatch-Vorzeichen also auch das Laden, und bindet im Nordwesten in etwa der Hälfte der Zeit. Die hier gerechnete Restriktion begrenzt dagegen nur die Einspeisung und nur oberhalb einer Windschwelle. Neon leitet daraus ab, Netzdienlichkeit besser über ein Redispatch-Preissignal als über Betriebsbeschränkungen anzureizen, eine Position, die sich mit unserer Rangfolge der Klauseln gut verträgt.

inframind kommt im eigenen Whitepaper für einen 100-MW/200-MWh-Speicher auf eine Spanne von 8 Prozent bei PV-gekoppelter Einspeiserestriktion bis 29 Prozent bei enger Rampe plus Regelleistungsdeckel. Drei unabhängige Rechnungen, dieselbe Rangfolge der Klauseln.

Die Bewertungslücke

Was diese Zahlen gemeinsam zeigen, ist weniger ein Ergebnis als ein Problem. Dieselbe Klausel kann 0,6 Prozent oder 16 Prozent kosten, je nachdem, ob sie dem Netzzustand folgt oder pauschal gesetzt ist. Dieselbe Hüllkurve bindet in 3,1 oder in 37,4 Prozent der Viertelstunden, je nachdem, ob sie aus dem gemessenen Netzverhalten hergeleitet oder geschätzt wurde. Wer ein FCA mit einem pauschalen Erlösabschlag bewertet, trägt diese Spreizung als Risiko, ohne sie zu kennen. Das ist die Bewertungslücke, die entsteht, wenn niemand die Netzsituation am Anschlusspunkt in die Rechnung nimmt, und sie schlägt in beide Richtungen aus. Sie führt dazu, dass tragfähige Projekte abgeschrieben werden, und dazu, dass untragbare Klauseln unterschrieben werden.

Besonders deutlich wird das an Bollingstedt. Der Speicher, den Neon gerechnet hat und dessen Netzwirkung über das Jahr 2024 nahezu neutral ausfiel, ist derselbe, an dem E.ON seinen bundesweiten FCA-Standard erprobt hat. Aus einem Pilotstandort mit annähernd ausgeglichener Netzwirkung folgen keine pauschalen Parameter für alle Netzgebiete. Welche Klausel an deinem Anschlusspunkt gerechtfertigt ist, entscheidet die Netzsituation dort, nicht der Standard, der aus einem einzelnen Piloten abgeleitet wurde.

Die Rampe ist keine Erlösbremse, sie ist eine Marktzugangsklausel

Der meistdiskutierte Parameter in FCA-Verhandlungen ist der Leistungsgradient, angegeben in Prozent der Nennleistung pro Minute. Die Diskussion darüber wird fast immer falsch geführt, weil sie den Gradienten als graduelle Erlösbremse behandelt.

Als Erlösbremse ist er nämlich harmlos. Die EERA-Werte oben zeigen es: Bei erhaltener Regelleistungsvermarktung kostet eine Rampe von 5 Prozent pro Minute unter 2 Prozent Erlös, bei 10 Prozent pro Minute ist der Effekt kaum messbar. Erst bei 1 Prozent pro Minute werden aus der langsameren Arbitrage rund 9 Prozent.

Die eigentliche Wirkung liegt woanders, nämlich in den Vollaktivierungszeiten der Regelleistungsprodukte. FCR muss bei einer Frequenzabweichung von ±200 Millihertz innerhalb von maximal 30 Sekunden vollständig erbracht werden. aFRR wird per Sollwertsignal des Übertragungsnetzbetreibers abgerufen und muss innerhalb von 5 Minuten vollständig angepasst sein. Diese Full Activation Time ist europäisch verbindlich festgelegt. Als Gradient ausgedrückt entspricht das 200 Prozent pro Minute für FCR und 20 Prozent pro Minute für aFRR.

Daraus folgt zweierlei. Erstens: Das gesamte heute diskutierte Band von 1 bis 20 Prozent pro Minute schließt FCR aus. Bei 2 Prozent pro Minute erreicht der Speicher in 30 Sekunden ein Prozent seiner Nennleistung. FCR ist damit nicht eingeschränkt, sondern weg. Zweitens: Ein Gradient unter 20 Prozent pro Minute bedeutet, dass die Anlage die Vollaktivierungszeit für ihre gesamte Leistung nicht einhalten kann. Wie viel aFRR-Volumen dann noch präqualifizierbar bleibt, ist eine Frage der Auslegung zwischen Übertragungsnetzbetreiber, Netzbetreiber und Vermarkter, und genau die Frage, die du klären musst, bevor du unterschreibst. Wir quantifizieren sie im Netzanschluss-Report Vol. 2.

Damit ist die entscheidende Frage im Vertrag nicht die Höhe des Gradienten, sondern ob er für die Erbringung von Systemdienstleistungen überhaupt gilt. Die Übertragungsnetzbetreiber gestehen für netzgeführte Maßnahmen wie Redispatch, FCR und aFRR separate, schnellere Gradienten zu, weil diese Dienste dem Netz direkt helfen. Die Verteilnetzbetreiber haben dazu keine harmonisierte Vorgabe, setzen häufig strengere Rampen an und haben weniger Anreiz, Ausnahmen für Frequenzhaltedienste zu machen. Eine Batterie, die auf nationale Frequenzabweichungen reagiert, kann trotzdem lokale Spannungsprobleme verursachen. In der Vermarktungspraxis existiert der Carve-out durchaus: Vermarkter berichten von FCAs, in denen der Gradient ausdrücklich nur für die Spotmarktvermarktung gilt.

Der Wert dieses einen Satzes im Vertrag ist in unserem Fall bezifferbar. Er ist die dritte Zeile der Aufstellung oben: rund 1,1 Millionen Euro pro Jahr für den 10-MW-Speicher, 50,4 Prozent des Erlöses.

Was gilt, was im Verfahren ist, was Ankündigung bleibt

Für die Kalkulation musst du drei Ebenen trennen, weil sie unterschiedlich in die Rechnung gehören.

Geltendes Recht, Stand September 2026: § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG seit Februar 2025. Der BGH hat mit Beschluss vom 15. Juli 2025 (EnVR 1/24) bestätigt, dass Baukostenzuschüsse für Batteriespeicher nach dem Leistungspreismodell zulässig sind. Wer eine begrenzte Leistung akzeptiert, zahlt derzeit trotzdem den vollen BKZ auf die Anschlussleistung. Der BNetzA-Beschluss vom 30. März 2026 klärt, dass es keine Pflicht zum FCA gibt. Das ist die Basis, mit der du heute rechnest.

Im Verfahren: Das Netzpaket liegt seit dem 26. August 2026 als Bundestagsdrucksache 21/7734 vor, die Beratung beginnt im September, Inkrafttreten ist zum 1. Januar 2027 geplant. In der Diskussion steht unter anderem, die Freiwilligkeit auf Netzbetreiberseite einzuschränken, also eine Anbietungs- oder Abschlusspflicht für flexible Netzanschlüsse einzuführen. Wie weit das im Gesetz landet, ist offen. Wer heute verhandelt, sollte den Verfahrensstand kennen, aber nicht darauf kalkulieren. Parallel läuft die AgNes-Konsultation der Bundesnetzagentur, die unter anderem die Netzentgeltbefreiung für Speicher nach § 118 Abs. 6 EnWG zur Disposition stellt. Beides gehört als Szenario in die Rechnung, nicht als Grundannahme.

Ankündigung: Der E.ON-Standard soll bis Ende 2026 ausgerollt sein, konkrete Parameter wie Rampe, Regelleistungsgrenze oder Volllaststunden hat E.ON nicht veröffentlicht. BDEW und Fachagentur Wind und Solar arbeiten an Musterverträgen. Eine eigene BNetzA-Festlegung zu FCAs wird frühestens 2027 erwartet. Der BVES fordert eine Obergrenze von rund 800 Volllaststunden Einschränkung pro Jahr, EWE und EnBW haben für EE-Anlagen 200 Stunden vorgeschlagen. Nichts davon gehört in die Kalkulation. Alles davon gehört in deine Verhandlungsposition.

FCA jetzt oder voller Anschluss später: die Kapitalwertfrage

Die eigentliche Entscheidung ist nicht, ob ein FCA gut oder schlecht ist. Sie lautet: Ist ein eingeschränkter Anschluss heute mehr wert als ein voller Anschluss in drei, fünf oder sieben Jahren? Lieferzeiten für Transformatoren und Umspannstationen liegen teils über 50 Monaten. In manchen Netzgebieten wird wartenden Speicherprojekten laut inframind keine Realisierungsperspektive vor 2030 eingeräumt.

Diese Frage lässt sich nicht mit einem pauschalen Abschlag beantworten. Eine Hüllkurve, die den Speicher in 3 Prozent der Viertelstunden bindet, wirkt anders als eine, die 37 Prozent trifft. Eine Rampe, die die Regelleistung ausschließt, kostet nicht ein paar Prozent Erlös, sondern eine ganze Erlössäule, weil die Präqualifikation eine Schwelle ist und kein Gradient. Und ob die Restriktion in Jahr fünf noch bindet, hängt vom Zubau im Netzgebiet und vom Netzausbau ab.

Deshalb rechnen wir es anders. Das Leistungsband des Netzbetreibers geht als Randbedingung in die Einsatzoptimierung, viertelstundenscharf über ein volles Jahr, 35.040 Zeitschritte. Jede Klausel wird einzeln gerechnet: statische Kappung, Zeitfenster, Rampe, Regelleistungsausschluss, jeweils mit dem Delta im Kapitalwert. Dann steht der FCA-Fall gegen den vollen Anschluss mit Wartezeit als Parameter. Du setzt deine eigene Wartezeit ein und siehst, ab welchem Jahr das Warten mehr kostet als die Einschränkung.

Was wir dabei gelernt haben, widerspricht der Debatte in einem Punkt und bestätigt sie in einem anderen. Der Wirtschaftlichkeitsverlust durch reine Energiekappung ist kleiner, als die Diskussion vermuten lässt, jedenfalls dann, wenn die Kappung dem Dargebot folgt und damit den Preisen. 0,6 Prozent an einem real hergeleiteten Leistungsband ist keine Randnotiz, sondern das Ergebnis. Für Eingriffe in die Regelleistung gilt das ausdrücklich nicht. Genau deshalb urteilen wir nicht über FCAs, sondern über Klauseln.

Der zweite Nutzen dieser Rechnung ist der, den kaum jemand mitdenkt. Der optimierte Betrieb verändert den Lastgang am Netzanschlusspunkt. Wer mit einem Jahresprofil zum Verteilnetzbetreiber geht statt mit einer Anfrage, führt ein anderes Gespräch. Der Netzbetreiber kann lesen, wann die Anlage das Netz belastet und wann sie es entlastet. Aus einer Pauschale wird eine begründbare Kennlinie. Eine transparent hergeleitete Netzrechnung lässt sich nicht pauschal zurückweisen, ohne die eigene Datengrundlage offenzulegen.

Nicht nur Grid-Scale: drei Situationen, dieselbe Entscheidung

Die FCA-Debatte wird über Großspeicher geführt. Die Entscheidung stellt sich aber in drei Situationen.

Du willst einspeisen und bekommst nicht die volle Leistung. PV-Park, Windpark, Gewerbedach. Hier gilt § 8a EEG. Du willst einen Speicher anschließen, vor oder hinter dem Zähler. Hier gilt § 17 Abs. 2b EnWG, in beide Richtungen. Und du brauchst mehr Bezugsleistung für Flotte, Wärme oder Produktion, während der Netzausbau länger dauert als dein Projekt. Mit einem Speicher am Anschlusspunkt wird der flexible Netzanschluss zum Weg, der nicht wartet. Du elektrifizierst, während der Wettbewerber auf das verbindliche Angebot wartet.

Eine Abgrenzung dazu: Der reine Verbraucher ohne Speicher fällt unter keines der beiden Regime. Für steuerbare Verbrauchseinrichtungen ist § 14a EnWG der Rahmen, nicht das FCA. Wie sich Netzentgelt-Sonderregelungen davon unterscheiden, steht im Glossareintrag zur atypischen Netznutzung.

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Fünf Schwellen für die Verhandlung

Der Gradient. Er kostet weniger Erlös, als du denkst, und mehr Marktzugang. Auf der Energieseite bleibt eine Rampe von 5 Prozent pro Minute nach EERA unter 2 Prozent Erlöseinbuße. Auf der Regelleistungsseite verlangt aFRR Vollaktivierung in 5 Minuten, also 20 Prozent pro Minute, FCR in 30 Sekunden, also 200 Prozent pro Minute. Jeder Gradient im heute diskutierten Band von 1 bis 20 Prozent pro Minute schließt FCR aus. Frag nicht, ob die Rampe streng ist. Frag, welches Regelleistungsvolumen sie übrig lässt.

Der Carve-out für Systemdienstleistungen. Die wertvollste Klausel im ganzen Vertrag und die, nach der am seltensten gefragt wird: Gilt der Gradient auch für die Erbringung von Systemdienstleistungen oder nur für Fahrplan- und Spotvermarktung? Die ÜNB gestehen für netzgeführte Maßnahmen schnellere Gradienten zu, die Verteilnetzbetreiber haben dazu keine harmonisierte Vorgabe. Steht kein Carve-out im Vertrag, rechnest du den Speicher ohne Regelleistung. In unserem Fall wären das 2025 rund 50 Prozent der Erlöse gewesen.

Die Volllaststunden. Eine Hüllkurve ohne Obergrenze der Einschränkungsstunden ist für eine Finanzierung schwer darstellbar, weil der Verlust nach oben offen ist. Ein Cap, wie er im britischen Modell über einen Curtailment-Index üblich ist, sollte Verhandlungsziel sein.

Der Regelleistungsdeckel. Ein pauschales Limit von 30 Prozent je Markt kostete 2025 nach EERA mehr als jede Hüllkurve. Wenn der Netzbetreiber einen Deckel setzt, frag nach der netztechnischen Begründung. Regelleistungsabrufe sind kurz und selten netzkritisch, und Regelleistung genießt derzeit selbst im Redispatch-Fall Vorrang.

Die Umwandlung. Nach Art. 6a der EU-Strombinnenmarktrichtlinie sollen FCAs nach Netzausbau in feste Anschlüsse überführt werden. Steht dazu nichts im Vertrag, rechnest du die Restriktion über die volle Laufzeit. Steht ein Zeitpunkt oder ein Auslöser drin, ändert das den Kapitalwert erheblich.

Was du jetzt tun kannst

Wenn ein FCA-Angebot auf deinem Tisch liegt oder eines absehbar ist: Lass dir vom Netzbetreiber die Klauseln einzeln geben, nicht als Paket. Prüfe zuerst den Gradienten und den SDL-Carve-out, weil dort die größten Beträge hängen. Rechne jede Klausel einzeln über ein volles Jahr, mit dem Leistungsband als Randbedingung statt als Abschlag. Vergleiche den Fall mit deiner realistischen Wartezeit auf den vollen Anschluss. Und nimm den optimierten Lastgang mit ins nächste Gespräch mit dem Verteilnetzbetreiber.

Im Netzanschluss-Report Vol. 2 rechnen wir das gemeinsam mit inframind an realen Netzgebieten durch, vom windstarken Standort in Norddeutschland bis zum PV-starken Standort in Süddeutschland mit Zeitfenster um die Mittagsspitze. inframind leitet aus dem Netzmodell das Leistungsband ab, minimum energy rechnet, was jede Klausel im Kapitalwert kostet. Wer erst einmal die Grundlage lesen will: Vol. 1 zeigt, welche Assets an einem freien Netzanschluss wirtschaftlich tragen.

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Häufige Fragen zur flexiblen Netzanschlussvereinbarung

Muss ich ein FCA annehmen, wenn der Netzbetreiber es anbietet?
Nein. § 8a EEG und § 17 Abs. 2b EnWG sind für beide Seiten freiwillig. Im laufenden Netzpaket wird diskutiert, die Freiwilligkeit auf Netzbetreiberseite einzuschränken. Für den Anschlussnehmer bleibt sie in jedem Fall bestehen.

Schließt eine Rampenbegrenzung die Regelleistung aus?
FCR praktisch immer. FCR verlangt Vollaktivierung in 30 Sekunden, also einen Gradienten von 200 Prozent pro Minute. Kein FCA im heute diskutierten Band von 1 bis 20 Prozent pro Minute erfüllt das. Bei aFRR liegt die Schwelle bei 20 Prozent pro Minute, weil die Vollaktivierungszeit 5 Minuten beträgt. Ob und wie viel aFRR-Volumen unterhalb dieser Schwelle noch präqualifizierbar bleibt, hängt von der Auslegung ab. Kläre das mit deinem Vermarkter, bevor du den Vertrag zeichnest. Entscheidend ist zudem, ob der Gradient überhaupt für Systemdienstleistungen gilt oder nur für die Spotvermarktung.

Werde ich für die Einschränkung entschädigt?
Nein. Ein FCA ist eine vertragliche Vorab-Begrenzung, kein Redispatch. Wer die vereinbarte Grenze einhält, hat keinen Ausgleichsanspruch.

Zahle ich bei einem FCA einen geringeren Baukostenzuschuss?
Derzeit nicht. Der BGH hat den BKZ für Speicher nach dem Leistungspreismodell bestätigt. Eine Anpassung für eingeschränkte Anschlüsse fordern BVES und andere Verbände, geregelt ist sie nicht.

Was ist der Unterschied zwischen statischem und dynamischem FCA?
Statisch heißt feste Zeitfenster oder eine im Voraus fixierte Hüllkurve. Dynamisch heißt, die zulässige Leistung folgt dem tatsächlichen Netzzustand, etwa gekoppelt an die Einspeisung benachbarter Wind- und PV-Anlagen. Dynamische Modelle schränken deutlich seltener ein, sind aber komplexer im Betrieb. In unserer Rechnung kostete eine dynamische, windgekoppelte Einspeiserestriktion 0,6 Prozent der Jahreserlöse. Für statische Hüllkurven weisen BET/IAEW und EERA zweistellige Werte aus.

Quellen

• § 8a EEG 2023, § 17 Abs. 2b EnWG, eingeführt durch das Solarspitzengesetz, BGBl. 2025 I Nr. 51, in Kraft 25.02.2025
• BNetzA, Beschluss BK6-25-325 vom 30.03.2026 (Netzanschluss Großbatteriespeicher), Einordnung Rödl & Partner
• BGH, Beschluss vom 15.07.2025, EnVR 1/24 (Baukostenzuschuss Batteriespeicher), Pressemitteilung Nr. 129/2025
• Deutscher Bundestag, Drucksache 21/7734 vom 26.08.2026 (Netzpaket)
• BNetzA, AgNes-Festlegungsentwurf August 2026
• Übertragungsnetzbetreiber, Präqualifikationsbedingungen für FCR, aFRR und mFRR (regelleistung.net), Vollaktivierungszeiten
• minimum energy und inframind, Netzanschluss-Report Vol. 2, September 2026. Hauptquelle der Erlöszahlen
• inframind GmbH, White Paper „Volle Netze, ungenutzte Reserven“, August 2026
• BET Consulting und IAEW der RWTH Aachen für Green Flexibility, Kurzstudie zu flexiblen Netzanschlussvereinbarungen, November 2025
• EERA Consulting, Battery Beats: Netzanschlussbedingungen (FCA), dynamische Netzentgelte und ihre möglichen Auswirkungen auf Stand-alone-BESS-Erlöse, 20.02.2026. Quervalidierung und Rampen-Stützpunkte
• Modo Energy, Analysen zu Flexible Connection Agreements und Leistungsgradienten in Deutschland, November 2025 bis Januar 2026
• The Mobility House Energy, FCAs und BESS: Einfluss flexibler Netzanschlüsse auf Erlöse, Juli 2026. Carve-out-Praxis
• E.ON SE, Pressemitteilung 18.06.2026, und pv magazine, 19.06.2026 (FCA-Standard, 500 GW Anfragen, 25 GW Zusagen)
• HanseWerk / SH Netz, Pressemitteilung 28.04.2026 (erster FCA Biogasanlage Bioenergie Kropp)
• BEE / Fraunhofer IEE / BBH, Studie zur Überbauung von Netzverknüpfungspunkten, 12.04.2024
• Neon Neue Energieökonomik (Lohr, Eicke, Hirth), Kurzstudie „Netzdienlichkeit von Großbatterien“, 01.09.2025, im Auftrag der ECO STOR GmbH. Standorte Bollingstedt (SH, real) und Plattling (BY, hypothetisch), Redispatch-Daten 2023 und 2024
• Richtlinie (EU) 2019/944 in der Fassung (EU) 2024/1711, Art. 6a