Was bedeutet Mispel für Großspeicher?

Die Bundesnetzagentur hat am 1. Oktober 2026 die Festlegung zur Marktintegration von Stromspeichern und Ladepunkten (Mispel) beschlossen. Die bisherige strikte Trennung zwischen Grau- und Grünstromspeichern ist damit aufgehoben. Die Festlegung macht für Großbatterien künftig nicht nur Kombinationen von PV und Speicher attraktiver, sondern bringt darüber hinaus Kostenentlastung bei Umlagen, Netzentgelten und Speicherverlusten. Bis die Regelung für Netzbetreiber verpflichtend wird, dauert es jedoch noch bis zum 1. Oktober 2027.

Seit dem Solarspitzengesetz harrte die sogenannte Abgrenzungsoption gemäß Paragraph 19 Abs. 3 b) EEG für die duale Nutzung von Batteriespeichern ihrer erstmaligen Anwendung. Danach kann auch Strom aus einer Erneuerbare-Energien-Anlage die EEG-Förderung erhalten, wenn sich Anlage und Batteriespeicher einen Netzanschluss teilen (Co-Location) und der Strom zunächst gespeichert und erst später ins Netz eingespeist wird. Es fehlte jedoch noch die erforderliche Methodik zur rechnerischen Zuordnung von Grün- und Graustrommengen. Mit der Mispel-Festlegung liegt diese nunmehr vor.

Entsprechendes gilt nun für die sogenannte Umlagensaldierung nach Paragraph 21 Energiefinanzierungsgesetz und die Netzentgeltbefreiung gemäß Paragraph 118 Abs. 6 EnWG bei gemischt genutzten Batteriespeichern, wonach umgekehrt für die aus dem Netz bezogenen und wieder in das Netz eingespeisten Graustrommengen keine netzbezogenen Umlagen (zum Beispiel KWK-Umlage) und keine Netzentgelte zu zahlen sind. Hiervon können zukünftig jeweils auch Industriespeicher – unabhängig von einer vorhandenen Erneuerbare-Energien-Anlage – profitieren.

Speicher ermöglichen Marktprämie nun auch bei negativen Strompreisen

Die Anwendbarkeit der Abgrenzungsoption ermöglicht neue Bewirtschaftungskonzepte für Batteriespeicher, sei es für bereits bestehende oder erst geplante Graustromspeicher am Netzverknüpfungspunkt von existierenden Erneuerbare-Energien-Anlagen oder für Batteriespeicherprojekte, die von vornherein für diese Zwecke gemeinsam in Co-Location mit Erneuerbare-Energien-Anlagen gedacht werden.

Insbesondere für PV-Anlagen, die mit dem Wegfall der Marktprämie in Zeiten negativer Preise über den jeweils anwendbaren Mindestzeitraum gemäß § 51 EEG zu kämpfen haben, kann mit der Abgrenzungsoption die Marktprämie gerettet werden.

Insbesondere für PV-Anlagen, die mit dem Wegfall der Marktprämie in Zeiten negativer Preise über den jeweils anwendbaren Mindestzeitraum gemäß § 51 EEG zu kämpfen haben, kann mit der Abgrenzungsoption die Marktprämie gerettet werden. Die PV-Anlage wird nicht länger – wie sonst zu solchen Zeiten – abgeregelt, sondern speichert stattdessen in den Batteriespeicher ein. Dieser erlöst bei der Ausspeicherung – typischerweise zwischen 17:00 und 19:00 Uhr – neben dem Spread zusätzlich noch die Marktprämie. Mit einer PV-Anlage wird der Speicher sodann über Nacht wie ein ganz „normaler“ Graustromspeicher genutzt. Nur wenn tagsüber die negativen Börsenstrompreise so attraktiv sind, dass ein Netzbezug höhere Erlöse als die Marktprämie verspricht, wird die PV-Anlage auch in dieser Konstellation weiterhin abgeregelt. Dabei ist jetzt auch die Umlagenprivilegierung und Netzentgeltbefreiung für alle zurückgespeisten Graustrommengen gewährleistet. Diese erstrecken sich auch auf die Speicherverluste. Der Business-Case für Wind-Co-Location ist hingegen weniger eindeutig als bei PV-Anlagen.

Dienstleister – auch eine Reihe von Akteuren aus der Gruppe der klassischen Direktvermarkter – haben sich mit entsprechenden Angeboten bereits auf diese Konstellationen und entsprechende Bewirtschaftungskonzepte eingestellt.

Erfolgsabhängige Faktoren

Das Vermarktungsmodell ist besonders attraktiv für PV-Anlagen, die einen hohen anzulegenden Wert haben und gleichwohl stark von dem Wegfall der Marktprämie während Zeiten negativer Börsenstrompreise betroffen sind. Dann ist die Marktprämie hoch und gleichzeitig sind die Strommengen groß, für die die Marktprämie zusätzlich beansprucht werden kann. Ein Beispiel sind PV-Freiflächenanlagen mit Zuschlag in der Ausschreibung von März und Juli 2023 (durchschnittlicher Zuschlag bei 7,03 beziehungsweise 6,47 Cent pro Kilowattstunde und ab 2027 mit einem Mindestzeitraum von nur einer Stunde ununterbrochen negativer Preise).

Das Modell funktioniert im Übrigen auch, wenn Betreiber der Erneuerbare-Energien-Anlage und Speicherbetreiber personenverschieden sind. Der Anspruch auf die Marktprämie steht ohnehin gesetzlich direkt dem Speicherbetreiber zu. Es bedarf dann eines entsprechend ausgestalteten PPAs. Was hier im Markt bislang nicht angekommen ist: Schon bislang konnten PPAs für eine EEG-Anlage wahlweise in der Vermarktungsform der geförderten Direktvermarktung abgeschlossen und die Marktprämie zusätzlich erlöst werden. Für die Inanspruchnahme der Abgrenzungsoption wäre dies in Fällen der Personenverschiedenheit der Betreiber zwingend vorzusehen, um die Marktprämie „retten“ zu können.

Bis zum 30. September 2027 Anwendung nicht verpflichtend

Einen Wermutstropfen gibt es: Netzbetreiber müssen die Abgrenzungsoption (und die Festlegung im Übrigen) erst ab 1. Oktober 2027 verpflichtend anwenden. Darauf haben die Netzbetreiber massiv gedrängt, um genügend Zeit zur IT-Umsetzung zu gewinnen. Bis die neuen Möglichkeiten in der Praxis vollständig genutzt werden können, dauert es daher vermutlich noch etwas.

Fazit

Die nun eröffnete Möglichkeit zur Nutzung der Abgrenzungsoption kann eine attraktive Möglichkeit zur Erlössteigerung darstellen, wenn sich EE-Anlage und Batteriespeicher einen Netzanschluss teilen. Das gilt sowohl für neue als auch für bestehende PV-Anlagen und schließt Konstellationen ein, bei denen die PV-Anlage und der Batteriespeicher von unterschiedlichen Betreibern betrieben werden. Im Einzelfall könnte die „gerettete“ Marktprämie hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit von neuen Projekten das Zünglein an der Waage bilden.

Autor:

Michael Stopper, Partner und Rechtsanwalt beim Beratungsunternehmen Sterr-Kölln & Partner aus Freiburg.

Foto: Sterr-Kölln & Partner