Mit der erfolgreichen Präqualifikation der ersten deutschen PV-Anlage für die Sekundärregelleistung haben Entelios, Sunnic und 50Hertz im November 2025 Neuland betreten. Die Freiflächenanlage in Schkölen war die erste Photovoltaikanlage in Deutschland, die für aFRR in positiver und negativer Richtung präqualifiziert und anschließend vermarktet wurde.
Inzwischen haben wir bei Entelios vier Anlagen mit einer Gesamtleistung von 175 MWp präqualifiziert. Damit ist aus einem Leuchtturmprojekt ein wachsendes Portfolio geworden.
Die zentrale Frage lautet jetzt nicht mehr, ob PV grundsätzlich an der aFRR teilnehmen kann. Die ersten Monate im Livebetrieb zeigen, dass das möglich ist. Spannend ist vielmehr die nächste Ebene: Unter welchen Bedingungen wird die Vermarktung wirtschaftlich attraktiv und operativ belastbar?
Warum PV in der aFRR mehr ist als ein Symbolprojekt
Photovoltaik galt lange nicht als klassische Assetklasse für die Regelreserve. Zu volatil, zu prognoseabhängig, zu stark vom Wetter getrieben. Genau deshalb ist die erfolgreiche Präqualifikation für den aFRR-Markt ein wichtiger Schritt. Sie zeigt, dass erneuerbare Erzeugungsanlagen nicht nur Strom liefern, sondern unter den richtigen technischen und prozessualen Voraussetzungen auch Systemdienstleistungen übernehmen können.
In der Praxis entscheidet sich die Vermarktung aber nicht an einem einzelnen Meilenstein, sondern im täglichen Betrieb. Dort wird sichtbar, wie stark technische Restriktionen, Wetterprognosen, Marktpreise und energiewirtschaftliche Logik ineinandergreifen.
Wovon die Vermarktungsentscheidung tatsächlich abhängt
In der operativen Vermarktung leiten sich unsere Entscheidungen im Wesentlichen aus zwei Größen ab: aus zwei Größen ab: der sicher vermarktbaren Leistung und den Preisprognosen.
Die sicher vermarktbare Leistung ist bei PV naturgemäß nicht identisch mit der installierten Leistung. Sie hängt davon ab, wie robust und konservativ die erwartbare Einspeisung für ein bestimmtes Zeitfenster eingeschätzt werden kann. Entscheidend ist also nicht die theoretisch mögliche PV-Erzeugung, sondern der Anteil davon, der mit ausreichender Sicherheit in der Regelreserve vermarktet werden kann.
Hinzu kommen die Preisprognosen für die relevanten Märkte. Erst im Zusammenspiel dieser beiden Faktoren entsteht eine belastbare Vermarktungsentscheidung. Genau hier zeigt sich der Unterschied zwischen einem rein technischen Proof of Concept und einer wirtschaftlich tragfähigen Betriebsstrategie.
Erste Praxiserkenntnis: Negative aFRR ist in sonnenreichen Stunden besonders attraktiv
Eine der wichtigsten Erkenntnisse aus den ersten Monaten lautet: Die Preise für negative Regelleistung steigen typischerweise in besonders sonnenreichen Stunden.
Das ist energiewirtschaftlich plausibel. Wenn die PV-Einspeisung im System hoch ist, sinkt das Angebot konventioneller Erzeugung im Markt und dadurch steigt der Wert kurzfristig reduzierbarer Einspeisung. PV kann in diesen Situationen netzdienlich wirken, indem Erzeugung gezielt zurückgenommen wird. Genau dieser Mechanismus macht negative aFRR für Photovoltaik in den Stunden hoher solarer Verfügbarkeit besonders interessant.
Die nachstehende Grafik eines exemplarischen PV-Profils illustriert diesen Zusammenhang sehr gut: Zur Mittagszeit bei negativen Strompreisen wurde auf minimale Vorhaltung abgeregelt, weil der wirtschaftliche Wert zusätzlicher Einspeisung gering war. Die Differenz zwischen Wirkleistung und Nulllinie stellt das negative aFRR-Potenzial dar und kann auch während der abgesenkten Fahrweise weiterhin vorgehalten werden. Gleichzeitig erlaubt diese Abregelung nun bei Bedarf auch positive Regelarbeit anzubieten, sollte das Stromsystem dies verlangen. Das positive Potenzial ist dabei definiert als Differenz zwischen Wirkleistung und möglicher Einspeisung.
Zweite Praxiserkenntnis: Cross-Market-Optimierung bleibt anspruchsvoll
Mindestens ebenso wichtig ist eine zweite Erkenntnis: Das Risiko negativer Energiepreise beeinflusst die Cross-Market-Optimierung und schafft große Potenziale.
Für PV-Anlagen reicht es deshalb nicht, nur auf den kurzfristig attraktivsten Einzelmarkt zu schauen. In der Praxis kann es wirtschaftlich sinnvoller sein, eine Anlage lieber kontrolliert abzuregeln und positive Regelleistung anzubieten, wenn gleichzeitig das Risiko negativer Strompreise im Strommarkt steigt oder bereits konkret absehbar ist.
Gerade hier zeigt sich die Komplexität der Marktkaskade. Die Wechselwirkungen zwischen Regelleistungsmarkt und Strommarkt machen die Optimierung anspruchsvoll. Was auf den ersten Blick nach einer simplen Opportunität aussieht, ist eine komplexe, algorithmenbasierte und kontinuierliche Optimierung.
Dritte Praxiserkenntnis: Einzelanlagen stoßen schnell an Grenzen
Die ersten Betriebserfahrungen zeigen auch, dass Einzelanlagen aktuell nur eingeschränkt vermarktet werden können. Das liegt vor allem an den nötigen Sicherheitsabschlägen auf die sicher vermarktbare Leistung. Forecast-Risiken, technische Randbedingungen und konservative Betriebsparameter begrenzen bei einzelnen PV-Parks den wirtschaftlich nutzbaren Anteil deutlich.
Mit wachsendem Portfolio verändert sich dieses Bild jedoch spürbar. Bereits heute sehen wir einen signifikanten Portfolioeffekt: Über mehrere Anlagen hinweg steigt die sicher vermarktbare Leistung deutlich, und mit ihr auch das Erlöspotenzial. Nach unseren bisherigen Erfahrungen liegt dieser Effekt bereits bei einem Vielfachen gegenüber der isolierten Betrachtung einzelner Assets. Intern sehen wir derzeit einen Faktor von über 5 bei vermarktbarer Leistung und Erlösen im Vergleich zur Einzelanlage.
Genau dieser Punkt ist für die weitere Entwicklung zentral. Die Zukunft der PV-Vermarktung in der aFRR liegt aus unserer Sicht nicht in der isolierten Vermarktung einzelner Parks, sondern in intelligent aufgebauten Portfolios.
Vierte Praxiserkenntnis: Erfolg ist nur interdisziplinär möglich
Ein weiteres Learning aus dem Projekt ist organisatorischer Natur. Die Vermarktung von PV in der aFRR ist ein stark interdisziplinäres Thema. Forecasting, Datenqualität, Anlagenkommunikation, Präqualifikation, Handel, Risikomanagement und operative Prozesssicherheit greifen permanent ineinander.
Hinzu kommt, dass es nicht den einen linearen Entwicklungspfad gibt. Vielmehr existiert eine hohe Zahl möglicher Optimierungsrichtungen, die technisch machbar, regulatorisch zulässig und wirtschaftlich sinnvoll sein müssen. Genau deshalb ist eine stringente Projektsteuerung auf Basis analytischer Erwartungswerte der Gesamterlöse so wichtig. Wer in einem so jungen Marktsegment erfolgreich skalieren will, braucht klare Priorisierung und belastbare Entscheidungslogik.
Was jetzt kommt: Portfolioeffekt, Kalibrierung, Co-Location
Die nächsten Schritte sind klar.
Erstens wächst das Portfolio weiter. Mit jeder zusätzlichen präqualifizierten Anlage nimmt der Portfolioeffekt zu. Das verbessert die Vermarktungsfähigkeit und reduziert relative Sicherheitsabschläge.
Zweitens fließen die Learnings aus dem Livebetrieb kontinuierlich in die abgestimmte Cross-Market-Optimierung ein. Betriebserfahrung ist hier kein Nebenaspekt, sondern ein echter Werttreiber. Je besser wir reale Fahrweisen, Prognosegüte und Wechselwirkungen verstehen, desto präziser lassen sich Sicherheitsabstände kalibrieren und zusätzliche Erlöse erschließen.
Drittens rückt die Kombination aus PV und Co-Location-BESS in den Fokus. Genau hier liegt aus unserer Sicht der nächste große Entwicklungsschritt. Ein Batteriespeicher kann die Vermarktungsoptionen deutlich erweitern, weil er Unsicherheiten auf der Erzeugungsseite abfedert, zusätzliche Freiheitsgrade schafft und die Wechselwirkung zwischen Regelreserve und Spotmärkten neu aufsetzt. Für die Cross-Market-Optimierung eröffnet das eine neue Qualität.
Fazit: PV in der aFRR funktioniert, wirtschaftlich wird es im Portfolio
Die ersten Monate zeigen klar: PV kann in der aFRR operativ funktionieren und netzdienlich eingesetzt werden. Damit ist ein wichtiger Schritt für die Marktintegration erneuerbarer Energien gelungen. Wirtschaftlich interessant wird das Modell allerdings erst dann wirklich, wenn sichere Vermarktungsleistung, Prognosegüte und Cross-Market-Optimierung sauber zusammenspielen.
Aus heutiger Sicht ist die entscheidende Erkenntnis deshalb: Nicht die Einzelanlage ist der eigentliche Business Case, sondern das Portfolio. Und der nächste logische Schritt führt in Richtung Kombination mit Co-Location-BESS.
Wer Photovoltaik künftig nicht nur als Erzeugungsanlage, sondern als aktiven Flexibilitätsbaustein versteht, erschließt neue Erlöspotenziale und stärkt zugleich die Systemintegration erneuerbarer Energien.
