FCA für Großbatteriespeicher: Wenn der flexible Netzanschluss zur Finanzierungsfrage wird

Ein bundesweit einheitlicher Standard soll bis Ende 2026 bei den deutschen E.ON-Netzgesellschaften ausgerollt werden. Ein solcher Rahmen kann die Vertragsgestaltung und Netzanschlussprozesse vereinheitlichen und zugleich die wirtschaftlichen Auswirkungen der FCA-Vorgaben für Projektierer einfacher auswertbar und vergleichbar machen.

Aus diesem ersten Schritt lassen sich allerdings keine allgemeingültigen wirtschaftlichen Leitplanken für die Risikoverteilung und die kumulierte Wirkung mehrerer Einschränkungen ableiten. Genau hier setzt die folgende Modellrechnung von enervis energy advisors an. Sie untersucht beispielhaft, wie unterschiedliche FCA-Restriktionen einzeln und in Kombination die Erlöse und die Wirtschaftlichkeit eines Stand-alone-Speichers beeinflussen können.

Die von uns ausgewerteten FCAs aus Beispielprojekten zeigen, dass nicht nur die Intensität der Einschränkungen variiert, sondern dass auch Berechnung, zeitliche Anwendung und Risikoverteilung teilweise offen oder schwer nachvollziehbar sind. Typische Mechanismen sind:

1. Leistungsgradienten definieren, wie schnell ein Speicher seine Einspeise- oder Bezugsleistung verändern darf. Je niedriger der zulässige Gradient, desto stärker wird die kurzfristige Flexibilität des Speichers eingeschränkt.
2. Statische oder zeitvariable Leistungsgrenzen (Hüllkurven) geben ex-ante festgelegte Grenzen für die zulässige Einspeise- oder Bezugsleistung in bestimmten Zeiträumen vor.
3. Dynamische Leistungsgrenzen koppeln die zulässige Speicherleistung an definierte Indikatoren, etwa die prognostizierte Wind- und/oder PV-Erzeugung in einem Gebiet oder an bestimmten Referenzanlagen. Muss der Betreiber daraus selbst die zulässige Leistung ableiten, liegt das Prognoserisiko bei ihm, obwohl er die zugrunde liegenden Daten nur begrenzt beeinflussen kann.
4. Beschränkungen der Regelleistungsvermarktung können begrenzen, welche Leistung ein Speicher für Primärregelleistung (PRL) oder Sekundärregelleistung (SRL) anbieten darf. Umfang und Ausgestaltung unterscheiden sich zwischen den Vereinbarungen. In mehreren Vereinbarungen wird die PRL ausdrücklich begrenzt. Für die SRL bleibt dagegen teilweise offen, ob und wie Rampen- und Leistungsvorgaben bei einem Abruf gelten.
5. Fahrplanfixierungen legen fest, wie lange vor der physischen Lieferung der geplante Speicherbetrieb verbindlich feststehen muss. Dadurch werden kurzfristige Anpassungen im Intraday-Handel und beim Ladezustandsmanagement eingeschränkt. Wie stark die Wirkung ist, hängt auch davon ab, welche Abweichungen vom fixierten Fahrplan noch zulässig sind.

Erlösverluste wirken sich unmittelbar auf die Wirtschaftlichkeit aus. Investitionskosten und große Teile der laufenden Kosten bleiben unberührt, auch wenn der Speicher seltener und/oder mit reduzierter Leistung eingesetzt werden darf.

Im Referenzfall amortisiert sich das Projekt nach fünf Jahren. In der ersten FCA-Konfiguration bleibt der Nettobarwert positiv, sinkt jedoch um fast 80 %. Der berechnete interne Zinsfuß (IRR) fällt von 17,5 % auf 11,8 %, während sich die Amortisationszeit auf sieben Jahre verlängert. In der zweiten Konfiguration wird der Nettobarwert deutlich negativ. Trotz ihrer nominalen Amortisation nach elf Jahren liegt der IRR der Investition mit rund 3,6 % deutlich unter der angenommenen Mindestverzinsung von 10 %.

Ein möglicher Kompensationsansatz ist eine Reduzierung des Baukostenzuschusses (BKZ). Die Bundesnetzagentur hält eine Ermäßigung bei FCAs grundsätzlich für möglich, sofern sie diskriminierungsfrei ausgestaltet wird. Dabei sollte sich die angemessene Höhe an den Auswirkungen auf Erlöse und Finanzierung orientieren.

In der Berechnung dienen der IRR und die Amortisationszeit des Referenzfalls als Ausgleichskriterien. In FCA-Konfiguration 1 werden diese Werte bei einer BKZ-Reduktion um rund 80 Prozent erreicht. In Konfiguration 2 beträgt der rechnerische Ausgleichsbedarf dagegen 176 Prozent des ursprünglichen BKZ. Da höchstens ein vollständiger Erlass möglich ist, verbleibt eine Wirtschaftlichkeitslücke von 76 Prozent des ursprünglichen BKZ.

FCAs können dazu beitragen, Großbatteriespeicher trotz knapper Netzkapazitäten früher oder überhaupt erst ans Netz zu bringen. Gleichzeitig unterscheiden sich die technischen und vertraglichen Einschränkungen bislang deutlich. Für Projektentwickler und Investoren ist deshalb entscheidend, ihre Auswirkungen auf Betrieb und Vermarktung bereits vor der Investitionsentscheidung belastbar zu bewerten.

Die enervis-Modellrechnung zeigt, dass sich mehrere FCA-Vorgaben in ihrer Wirkung überlagern und dadurch nicht nur die Erlöse, sondern auch Nettobarwert, Rendite und Amortisationszeit eines Speicherprojekts erheblich verändern können. Umso wichtiger sind transparente und nachvollziehbare FCA-Regeln sowie eine angemessene Verteilung der wirtschaftlichen Folgen. Eine mögliche Stellschraube hierfür ist der BKZ: Im untersuchten Beispiel kann eine Reduzierung des BKZ einen Teil der durch die Anschlussflexibilität entstehenden wirtschaftlichen Belastung ausgleichen.