FCAs sollen Anschlüsse ans Stromnetz beschleunigen

• August 31, 2026
• business-finance  

Der Boom der Batteriespeicher hält an. Seit Juni vergangenen Jahres hat ihre Kapazität um 37 Prozent auf knapp 30 Gigawattstunden zugelegt, davon entfallen etwa 25 Prozent auf Gewerbe- und Großspeicher. Auch neue Wind- und Solarparks, Elektrolyseure zur Erzeugung von grünem Wasserstoff sowie Rechenzentren drängen mit Macht ins Stromnetz.

Doch die Elektrifizierung läuft wegen knapper Anschlusskapazitäten im Netz vielerorts nicht so schnell wie gewünscht. Der Vorstandsvorsitzende des Übertragungsnetzbetreibers Amprion, Christoph Müller, konstatiert gerne, Netzanschlüsse seien „so knapp wie Nudeln in der Corona-Krise“. Das führt dazu, dass insbesondere Verbraucher teils jahrelang auf ihren Anschluss warten müssen.

Ein neues Verfahren soll nun Abhilfe schaffen – und könnte sich als pragmatische Lösung für den größten Engpass der Energiewende herausstellen. Die Idee: Der Anschlussnehmer kommt erst einmal mit verminderter Leistung, dafür aber recht zügig ans Netz. Juristen bezeichnen solche Vereinbarungen, für die es erst seit gut einem Jahr eine gesetzliche Grundlage gibt, als flexible Netzanschlussvereinbarungen, kurz FCAs (Flexible Connection Agreements).

Die Enge im Netz kostet sogar Arbeitsplätze

Abhilfe für die Enge im Netz ist bitter nötig. Erst Anfang Juni berichtete der Bürgermeister der Gemeinde Rommerskirchen zwischen Köln und Düsseldorf, ein vor Ort geplantes Industriegebiet mit Unternehmen aus Software, Robotik, Logistik und Medizintechnik und bis zu 2000 Arbeitsplätzen könne vorerst nicht realisiert werden, weil Netzbetreiber Westnetz das Gebiet möglicherweise erst Mitte der dreißiger Jahre ans Netz anschließen könne. Ein Fall, wie er sich so oder so ähnlich derzeit häufig in Deutschland zuträgt.

FCAs sollen in solchen Situationen für mehr Tempo sorgen. „Es handelt sich um ein klassisches Tauschgeschäft“, sagt Tobias Roß von der Kanzlei Dombert, welche im Auftrag der Fachagentur Wind und Solar einen entsprechenden Mustervertrag formuliert hat. „Der Anschlussnehmer darf damit bildlich gesprochen trotz Stau auf die Autobahn fahren – es geht dann halt nicht ganz so schnell. Dafür muss er aber nicht erst warten, bis eine extra Spur gebaut ist.“

Ein Beispiel: Ein Projektierer will einen Energiepark mit Windrädern und Solarpaneelen bauen, der in der Spitze theoretisch 100 Megawatt Leistung erzeugen könnte. Der Netzverknüpfungspunkt kann aber bislang nur 60 Megawatt aufnehmen. Der Energiepark kann dann trotzdem gebaut werden, muss seine Einspeisung aber erst einmal – bei Netzengpässen oder auch standardmäßig – auf 60 Megawatt begrenzen.

Einer der größten deutschen Speicher als Blaupause

Ein Vorzeigeprojekt ist Bollingstedt in Schleswig-Holstein. Dort hat Netzanbieter SH Netz, der zu Deutschlands größtem Verteilnetzbetreiber Eon gehört, in Kooperation mit dem deutsch-norwegischen Speicherunternehmen Eco Stor ein FCA getestet, und zwar an einem der größten Batteriespeicher des Landes. Der Speicher ist so ausgelegt, dass er innerhalb weniger Millisekunden auf die Situation im Netz reagieren und bei Bedarf automatisch von diesem getrennt werden kann. Die genauen Modalitäten des FCAs sind nicht bekannt. Eon verrät lediglich das Grundkonzept: In Phasen hoher Netzauslastung werde die Einspeise- oder Bezugsleistung zeitweise gedrosselt. Umgekehrt nutze der Speicher gezielt freie Kapazitäten in Zeiten geringerer Netzlast.

Die Beteiligten verbuchen das Bollingstedt-Modell als großen Erfolg. Eon hat das dort getestete FCA mittlerweile zu einem standardisierten Vertrag weiterentwickelt, der künftig für alle Netzgebiete in Deutschland funktionieren soll. „Unsere Netze sind nur zu wenigen Zeitpunkten des Jahres voll ausgelastet“, erklärt ein Sprecher. „Wir können aber trotzdem nicht einfach alle anschließen, sondern müssen sicherstellen, dass Last und Einspeisung gut zueinanderpassen.“ Zum Beispiel müsse in den Mittagsstunden sichergestellt sein, dass nicht PV-Anlagen viel Strom ins Netz drücken und noch zeitgleich sehr viel Batterieeinspeisung dazukommt. „Für Speicher ist das Ausspeisen von Strom aber tendenziell ökonomisch dann am interessantesten, wenn wenig Erneuerbaren-Strom ins Netz fließt“, so der Sprecher. Auf diese Art soll sich das FCA rechnen.

Eon startet noch in diesem Jahr

Die Knappheit der Netzanschlüsse ist auch bei Eon riesig. Nach eigenen Angaben liegen dem Konzern derzeit Anschlussanfragen von mehr als 500 Gigawatt vor, das entspricht dem Sechsfachen der heutigen Spitzenlast in Deutschland. „Eon will noch in diesem Jahr standardisierte FCAs für Batteriespeicher deutschlandweit anbieten“, sagt der Sprecher. In den Verträgen geht es rein um den Tausch von Anschlussgeschwindigkeit gegen Flexibilität, Zahlungen fließen keine.

Perspektivisch will das Unternehmen die FCAs nicht nur für Speicher, sondern auch für weitere Anwendungsfälle ausrollen. Etwa für Batteriespeicher in Kombination mit Erneuerbaren-Anlagen, Biogasanlagen und für Kombinationen verschiedener Erneuerbare-Energieanlagen, etwa Wind- und Solarparks an einem Standort. „Ziel ist ein konzernweit einheitlicher Rahmen für alle Netzanschlusskunden“, heißt es von dem Unternehmen. Bedeutet: Die Verträge sollen in Norddeutschland genauso aussehen wie im Süden – auch wenn dort Sonnen- oder Windbedingungen gänzlich unterschiedlich sind. Modelle, in die jeweils unterschiedliche Variablen eingesetzt werden, machen es möglich.

Kritiker glauben: Standard-FCAs sind unnötig teuer

In der Branche allerdings gibt es auch Kritik an dieser Art der Standardisierung. „Ein starrer Standardvertrag von Flensburg bis Garmisch-Partenkirchen beschränkt den Einsatz von Flexibilität und verteuert damit die notwendige Flexibilität unnötig, ohne positiven Effekt für das System oder Netz“, sagt etwa Ulrich Windelen, Geschäftsführer des Speicherverbands BVES. Die bislang bekannten Bedingungen des Schleswig-Holstein-Modells wiesen „erhebliche Defizite“ für einen bundesweiten Einsatz auf, so Windelen weiter. „Die vorgesehenen Einschränkungen sind aus Sicht vieler Speicherbetreiber für die Nutzung wirtschaftlich und operativ nicht tragfähig.“ Anreize, das Netz schneller auszubauen, schaffen FCAs keine, fürchtet der BVES.

Vergangenen Dienstag gab Eco Stor bekannt, das Unternehmen werde den Speicher in Bollingstedt an das Schweizer Energieunternehmen Alpiq verkaufen. Das Flexible Connection Agreement schaffe einen verlässlichen Rahmen für den Speicherbetrieb und mache deutlich, „dass innovative Lösungen auch wirtschaftlich tragfähig sein können“, sagte Eco-Stor-Finanzchef Jörn Rohland. Dass diese Qualitäten Alpiq überzeugt hätten, sei „ein wichtiges Signal für den gesamten Speicherhochlauf in Deutschland“.

Kritiker betonen hingegen, dass Anschlussnehmer auch mit FCAs letztlich von den Netzbetreibern abhängig bleiben. Manche Juristen sprechen gar von einem „Zwang durch die Hintertür“ für die Anschlussnehmer. Rechtsanwalt Roß hält FCAs insgesamt für ein „sehr gutes Instrument“, doch er weiß auch: Das Problem des schleppenden Netzausbaus lösen sie nicht. „Letztendlich sind sie kein Allheilmittel, weil nur der Mangel verwaltet wird und seine Symptome behandelt werden.“

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) will, dass der Abschluss von FCAs im Verteilnetz auch künftig freiwillig bleibt. Das vom Kabinett kürzlich verabschiedete Netzpaket sieht stattdessen einen weiteren Ansatz für die verstopften Netze vor: Neue Wind- und Solarparks sollen in Gebieten, in denen im Vorjahr mehr als fünf Prozent der Erzeugung abgeregelt wurden, nur noch unter gewissen Bedingungen angeschlossen werden. Nämlich dann, wenn ihre Betreiber im Gegenzug bei erzwungener Abregelung der Anlagen auf einen Teil ihrer Entschädigung verzichten. Ob das EU-rechtlich zulässig ist, muss noch abschließend geprüft werden.