Ausgangslage. Derselbe Standalone-Speicher, 10 MW und 20 MWh, diesmal in einem PV-geprägten Netzgebiet in Niederbayern. Auch hier stellt der Netzbetreiber eine regelbasierte Einspeisegrenze in Aussicht, die dem Netzzustand folgt: Ist das Netz voll mit PV-Strom, sinkt die zulässige Einspeiseleistung des Speichers. Die Frage: Was kostet diese Grenze einen Speicher, der mittags vor allem laden will?
Modellfall, keine Kundenreferenz: Der Speicher ist generisch, die Einspeisegrenze ist echt. inframind hat sie in der Netzsimulation für das Netzgebiet berechnet, je Viertelstunde für das Jahr 2025.
Methodik
Zwei Läufe in minimum energy, derselbe Speicher, zweimal gerechnet. Referenz ist der volle Anschluss ohne FCA. Der zweite Lauf nimmt die Einspeisegrenze als Randbedingung in die Einsatzoptimierung, über alle 35.040 Viertelstunden, Regelleistung bleibt erlaubt. Rahmen wie in Nordfriesland: Day-Ahead, Intraday-Auktion und kontinuierlicher Intraday, FCR und aFRR, Preisjahr 2025 (ENTSO-E, regelleistung.net), Investition 5,6 Mio. € (280 €/kWh), 20 Jahre, 8 Prozent Zinssatz, maximal 730 Vollzyklen pro Jahr. Der Kapitalwert ist hier ohne Restwert gerechnet und deshalb nicht direkt mit dem Nordfriesland-Wert vergleichbar.
Ergebnis
Ohne Einschränkung erlöst der Speicher 2,18 Mio. € pro Jahr, Kapitalwert 14,66 Mio. €, Rendite 36,8 Prozent, Amortisation 2,7 Jahre. Mit Grenze: 2,17 Mio. € Erlös, Kapitalwert 14,64 Mio. €, Rendite 36,7 Prozent, Amortisation 2,7 Jahre. Der Unterschied im Erlös beträgt 1.574 € im Jahr, 0,07 Prozent.
Die Grenze greift in 2.238 Viertelstunden, 6,4 Prozent des Jahres, zu 98 Prozent zwischen April und August und zu 94 Prozent zwischen 8 und 20 Uhr, Schwerpunkt 12 bis 16 Uhr. In diesen Viertelstunden kostet der Strom am Day-Ahead-Markt im Mittel 35 €/MWh, in 60 Prozent der Fälle unter 50 €/MWh, in 36 Prozent null oder weniger. In zwei Dritteln dieser Viertelstunden lädt der Speicher, in 5 Prozent speist er ein. Nur 1,1 Prozent seiner gesamten Einspeiseenergie liegt in Viertelstunden, in denen die Grenze greift. Eine Einspeisegrenze trifft hier einen Speicher, der gerade das Gegenteil tut.
Was die Grenze verändert, ist nicht die Arbitrage, sondern die Vorhaltung positiver Regelleistung in den Mittagsstunden: 6.605 € weniger Regelleistungserlös, 5.030 € mehr Arbitrage, netto minus 1.574 €.
Einordnung
Der Vergleich mit Nordfriesland zeigt, warum das Netzmodell entscheidet. Dieselbe Klausel bindet im Norden 14 Prozent der Viertelstunden, rund um die Uhr in den Sturmmonaten, und kostet 0,6 Prozent. Im Süden bindet sie 6,4 Prozent der Viertelstunden, mittags im Sommer, und kostet 0,07 Prozent. Beides ist wenig. Welcher Fall vorliegt, weiß man aber erst mit dem Netzmodell. Wer eine Grenze aus Erfahrungswerten oder einer festen Uhrzeit ableitet, rechnet einen anderen Speicher als den, der gebaut wird. Externe Rechnungen mit statischer PV-Hüllkurve kommen auf rund 16 Prozent Erlösverlust (EERA Consulting, Battery Beats 02/2026, Preisjahr 2025). Eine starre Grenze nach Uhrzeit haben wir für diesen Standort noch nicht gerechnet.
Perfekte Voraussicht gilt auch hier: Der Optimierer kennt Preise und Grenze für das ganze Jahr. Reale Handelsergebnisse liegen typischerweise 10 bis 20 Prozent unter dem Optimum, für beide Läufe gleichermaßen.
Fazit
Im PV-Netz ist die regelbasierte Einspeisegrenze am Mittag für einen Speicher fast egal. Dort lohnt im Gespräch mit dem Netzbetreiber der Blick auf alles, was der Vertrag sonst noch starr regelt: Regelleistungsausschluss, Rampen, feste Zeitfenster. Was diese Klauseln kosten, zeigt der Fall Nordfriesland. Die gemeinsame Studie mit inframind steht im Netzanschluss-Report Vol. 2. Dazu das Webinar mit inframind.
