FCR vs. aFRR: Welche Systemdienstleistung passt zu Ihrem BESS-Projekt?

Für Batteriespeicherprojekte in Deutschland sind FCR und aFRR die beiden wichtigsten Systemdienstleistungsmärkte. Beide vergüten im Kern dieselbe Leistung: das Vorhalten von Kapazität zur Stabilisierung der Netzfrequenz. Sie unterscheiden sich jedoch erheblich in ihrer Funktionsweise, ihrer Vergütungsstruktur, ihren technischen Anforderungen und ihrer Interaktion mit anderen Erlösquellen.

Das Verständnis dieser Unterschiede ist essenziell für jeden, der ein BESS-Erlösmodell erstellt, ein Projekt strukturiert oder den Dispatch einer bestehenden Anlage optimieren möchte.

Was ist FCR (Primärregelleistung)?

FCR, die Frequency Containment Reserve — auf Deutsch Primärregelleistung (PRL) — ist die schnellste Schicht der europäischen Frequenzregelungshierarchie. Wenn die Netzfrequenz vom Sollwert 50 Hz abweicht, müssen FCR-Anlagen automatisch innerhalb von 30 Sekunden reagieren und eine zur Frequenzabweichung proportionale symmetrische Rauf-/Runterregelung bereitstellen.

FCR wird als Kapazitätsprodukt ausgeschrieben: Anbieter erhalten einen wöchentlichen Kapazitätspreis (€/MW/h) für das Vorhalten ihrer Kapazität — unabhängig davon, wie häufig sie tatsächlich aktiviert werden. Seit der Reform auf 30-Minuten-Produkte im November 2024 kann FCR in Halbstundenblöcken ausgeschrieben werden, was die Kombinierbarkeit mit anderen Erlösquellen erheblich verbessert.

FCR wird auf europäischer Ebene durch ENTSO-E koordiniert. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW) schreiben ihren Anteil am europäischen FCR-Bedarf täglich auf regelleistung.net aus.

Kerncharakteristika von FCR:

• Symmetrische Reaktion: Die Anlage muss sowohl in positiver (Entladen) als auch in negativer (Laden) Richtung reagieren können.
• SoC-Management-Anforderung: Zur Aufrechterhaltung der symmetrischen Verfügbarkeit muss der Ladezustand (State of Charge) nahe 50 % gehalten werden. Das ist die zentrale Nebenbedingung bei der Kombination von FCR mit Arbitrage.
• Präqualifikationspflicht: Anlagen müssen die technische Konformität vor der Gebotsabgabe nachweisen.
• Erlöstreiber: Wöchentlicher Kapazitätspreis, auktionsbasiert. Die Preise haben erheblich geschwankt — von unter 4 €/MW/h in komprimierten Jahren bis über 15 €/MW/h in nachfragestarken Phasen.

Was ist aFRR (Sekundärregelleistung)?

aFRR, die automatic Frequency Restoration Reserve — auf Deutsch Sekundärregelleistung (SRL) — operiert auf der zweiten Ebene der Frequenzregelungshierarchie. Während FCRs Aufgabe darin besteht, eine Frequenzabweichung sofort zu dämpfen, ist aFRRs Aufgabe die Wiederherstellung der Frequenz auf exakt 50 Hz durch Ablösung der FCR-Reaktion innerhalb von in der Regel fünf Minuten.

aFRR ist ebenfalls ein Kapazitätsprodukt, zahlt jedoch — anders als FCR — sowohl einen Kapazitätspreis als auch einen Arbeitspreis. Der Kapazitätspreis vergütet die Bereitschaft zur Aktivierung, der Arbeitspreis die tatsächliche Aktivierung. Diese duale Vergütungsstruktur erzeugt ein im Schnitt höheres Erlöspotenzial als FCR, aber auch größere Erlösunsicherheit — die Arbeitskomponente hängt davon ab, wie oft und in welchem Umfang aFRR abgerufen wird.

aFRR wird für positive (aufwärts) und negative (abwärts) Regelung separat ausgeschrieben. Ein BESS-Projekt kann in eine oder beide Richtungen bieten.

Kerncharakteristika von aFRR:

• Asymmetrische Regelungsoption: Anders als bei FCR kann die Richtung der Regelung frei gewählt werden, was die SoC-Anforderungen entspannt.
• Strengere Präqualifikationsstandards: aFRR erfordert direkte SCADA-Integration mit dem ÜNB und präzise Aktivierungsgenauigkeit.
• Höheres Erlöspotenzial: Die Kombination aus Kapazitäts- und Arbeitspreisen kann FCR-Erlöse aus derselben Kapazität in Hochaktivierungsphasen deutlich übersteigen.
• Höhere Modellierungskomplexität: Für eine korrekte aFRR-Erlösprognose müssen Aktivierungsmuster simuliert werden, nicht nur Kapazitätspreise.

FCR vs. aFRR: Die wichtigsten Unterschiede im Überblick

Erlöspotenzial: Was zahlt mehr?

Die Antwort hängt vom Marktumfeld und vom Betrachtungsjahr ab. Historisch bot FCR in Deutschland die attraktivsten risikobereinigten Erträge für BESS, weil der Kapazitätspreis hoch und die Erlöse gut prognostizierbar waren. Diese Prognostizierbarkeit ist besonders wertvoll für die Projektfinanzierung, wo Kreditgeber stabile, vorhersehbare Cashflows bevorzugen.

Mit wachsender installierter BESS-Kapazität und dem Rückgang der FCR-Preise von den Hochpunkten 2021–2022 ist aFRR zunehmend wettbewerbsfähig geworden. In Perioden mit hohen aFRR-Arbeitspreisen — typischerweise bei starker erneuerbarer Variabilität — können die Arbeitspreiszahlungen die Gesamterlöse aus aFRR deutlich über FCR-Erlöse aus derselben Kapazität heben.

In der Praxis geht es nicht darum, zwischen FCR und aFRR zu wählen, sondern beide zu modellieren und die Allokation dynamisch zu optimieren. Spezialisierte BESS-Simulationssoftware kann diese Optimierung über Tausende historischer Stunden ausführen und so die ertragsmaximalste Dispatch-Strategie identifizieren.

Technische Anforderungen: Was Ihre Anlage benötigt

Sowohl FCR als auch aFRR erfordern eine Präqualifikation. Das Verfahren wird vom zuständigen ÜNB verwaltet und umfasst den Nachweis, dass die Anlage die technischen Vorgaben der einschlägigen Netzanschlussbedingungen erfüllt.

Für die FCR-Präqualifikation in Deutschland gelten folgende Kernanforderungen:

• Mindestgebotsvolumen von 1 MW
• Vollständige Reaktion innerhalb von 30 Sekunden bei einer Frequenzabweichung von ±200 mHz
• Mess- und Kommunikationsausrüstung gemäß ÜNB-Spezifikationen
• Gültiges Präqualifikationszertifikat, das regelmäßig erneuert wird

Für die aFRR-Präqualifikation gelten strengere Anforderungen:

• Direkte SCADA-Kommunikationsschnittstelle zum ÜNB
• Aktivierungsgenauigkeit von ±10 % des angeforderten Sollwerts
• Vollständig erbrachte Reaktion innerhalb von 300 Sekunden
• Mindestgebotsvolumen von 1 MW (Positiv- und Negativregelung separat)

Die meisten modernen Utility-Scale-BESS-Systeme können beide Anforderungssätze mit geeigneter SCADA-Integration erfüllen. Das Präqualifikationsverfahren selbst dauert typischerweise 3–6 Monate und sollte frühzeitig in der Projektplanung eingeleitet werden.

mFRR: Die dritte Option

mFRR (Minutenreserve) ist das langsamste Frequenzregelungsprodukt mit einer Aktivierungszeit von 15 Minuten. Das Erlöspotenzial ist in den meisten Marktkonstellationen niedriger als bei FCR oder aFRR, aber mFRR kann als ergänzende Erlösquelle für größere Projekte dienen, die nach FCR- und aFRR-Verpflichtungen noch freie Kapazität haben.

Revenue Stacking: Kombination von FCR und aFRR mit Spotmärkten

Die anspruchsvollsten BESS-Erlösstrategien kombinieren Systemdienstleistungen mit Day-Ahead- und Intraday-Arbitrage. Die zentrale Nebenbedingung ist physikalisch: Eine Batterie hat eine Kapazität, und jede an FCR oder aFRR gebundene Megawattstunde steht nicht für Arbitrage zur Verfügung.

Bei FCR ist die SoC-Verwaltungsanforderung die bindende Nebenbedingung. Das Vorhalten von FCR bedeutet, den Ladezustand zwischen ca. 30 % und 70 % SoC zu halten. Nur der SoC oberhalb und unterhalb dieser Grenzen steht für Arbitrage zur Verfügung.

Bei aFRR ist die Nebenbedingung weniger restriktiv, wenn nur eine Regelungsrichtung angeboten wird. Ein Projekt, das ausschließlich positive aFRR (aufwärts) anbietet, kann den größten Teil der Zeit einen höheren SoC halten und verfügt dennoch über Kapazität für Day-Ahead-Laden in Niedrigpreisphasen.

Die korrekte Modellierung dieser Wechselwirkungen erfordert eine stündliche Dispatch-Simulation, die alle physikalischen und vertraglichen Nebenbedingungen gleichzeitig berücksichtigt. Einen vollständigen Überblick über Revenue-Stacking-Mechanismen finden Sie in unserem Leitfaden zum Revenue Stacking für Batteriespeicher.

Entscheidungshilfe für Ihr Projekt

Die optimale Kombination aus FCR und aFRR hängt von vier projektspezifischen Faktoren ab:

Speicherdauer — Kurzzeitspeicher (1–2 Stunden) können FCR und aFRR technisch bedienen, ihr Arbitragepotenzial ist aber begrenzt. Längere Speicher (2–4+ Stunden) erschließen mehr Arbitrageerlöse.

Marktentwicklung — FCR-Preise stehen unter Kompressionsdruck; für Projekte mit 15–20-jährigem Horizont sollte das Modell sinkende FCR-Erlöse und eine relativ stärkere Rolle von aFRR über die Zeit berücksichtigen.

Finanzierungsstruktur — Kreditgeber bevorzugen typischerweise die Prognostizierbarkeit von FCR-Erlösen. Wenn die Projektfinanzierung stabile Basisfall-Cashflows erfordert, kann eine höhere FCR-Gewichtung in den frühen Jahren die geeignete Struktur sein.

Technische Reife — Falls die SCADA-Integration für aFRR nicht bereits zum Betriebsbeginn verfügbar ist, ist FCR der technisch einfachere Marktzugang.

Der Catalyst BESS Index bildet aktuelle FCR- und aFRR-Preise sowie Aktivierungsmuster im deutschen Markt ab — aktuelle Daten ansehen.