Die Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) definiert die Spielregeln für Großbatteriespeichersysteme (BESS) in Deutschland neu. Für Betreiber von Anlagen über 1 MWh ist dieses Regelwerk in der Energiewende ein Paradigmenwechsel: Es beendet die restriktive Ausschließlichkeitsoption (§ 19 Abs. 3a EEG) und ermöglicht es Speichern in Co-Location, von der Anwendung als reiner Grün- oder Graustromspeicher hin zur Mischnutzung von Grün- und Graustrom (Mischstromspeicher) zu wechseln. Dies ist besonders entscheidend für Co-Location-Projekte, bei denen Erzeugungsanlagen (z. B. PV) und Batteriespeicher einen Netzverknüpfungspunkt (NVP) teilen. Dieses Setup ist wirtschaftlich sehr attraktiv, erfordert aber eine saubere bilanzielle Trennung der gemischten Stromflüsse.
Doch die Umsetzung birgt Risiken. Während die Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG) des MiSpeL-Konzepts vorrangig vor allem für Heimspeicher relevant ist, wird die Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3c EEG) zur einzig gangbaren Wahl für Großprojekte. Diese Analyse beleuchtet die Mechanismen der Abgrenzungsoption, die daraus resultierenden Erlöspotenziale und die strategischen Handlungsempfehlungen für Anlagenbetreiber.
Der Kontext: Warum MiSpeL für Großspeicher essenziell ist?
Die historische Rolle von Speichern in Co-Location war primär die Optimierung des Eigenverbrauchs bzw. der Einspeisung von gekoppelten EE-Anlagen. Um jedoch im heutigen Energiesystem mit hoher Volatilität rentabel zu wirtschaften, müssen Großspeicher ihre Kapazität möglichst vollständig marktlich nutzen.
Dies erfordert die Mischstromnutzung: die Fähigkeit, nicht nur EE-Strom, sondern auch Netzstrom (Graustrom) zu speichern – etwa bei negativen Preisen.
Genau das verhinderte bisher die Ausschließlichkeitsoption: Jede Aufnahme des Batteriespeichers von Netzstrom hätte zum Verlust des Förderanspruchs der EE-Anlage geführt. MiSpeL schafft nun die Grundlage, um EEG-Förderung auch bei gleichzeitigem Netzstromverbrauch zu ermöglichen.
Die Betriebsmodelle: Warum nur die Abgrenzungsoption zählt?
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) sieht zwei Modelle vor:
- Pauschaloption: Dieses Modell ist für Kleinanlagen (typischerweise bis 30 kW) konzipiert. Es nutzt vereinfachte Annahmen, schränkt aber den Zugang zu lukrativen Märkten wie der Regelenergie ein. Für Großspeicher ist diese Option wirtschaftlich irrelevant.
- Abgrenzungsoption: Sie ist faktisch die einzige wirtschaftlich sinnvolle Wahl für die Vermarktung von Großspeichern (ab 1 MWh). Sie gewährt maximale Flexibilität und vollen Zugang zu allen relevanten Strommärkten.
Die Bedingung hierfür ist jedoch die präzise, bilanzielle Zuordnung aller Stromflüsse über viertelstündliche Messungen.
Wie funktioniert die Abgrenzungsoption: Die Bilanzierungsregeln
Die Abgrenzungsoption ist im Kern ein komplexer mathematisch-juristischer Formelsatz, der auf 15-Minuten-Messwerten basiert. Um die Umlagesaldierung korrekt abzubilden, definiert die Festlegung klare Prioritäten (Zuordnungsregeln):
- Ladevorgang (Speicherbezug): Die Grey-First Rule
Wird innerhalb eines 15-Minuten-Intervalls gleichzeitig Strom aus der eigenen EE-Anlage erzeugt und Netzstrom bezogen, muss die geladene Speichermenge primär dem Netzstrom (Graustrom) zugeordnet werden. Erst danach darf der Rest als EE-Strom gebucht werden. Dies stellt sicher, dass der Speicher umlagepflichtigen Graustrom bezahlt, bevor er das Umlageprivileg für selbst erzeugten Strom nutzt.
Anmerkung: Unter bestimmten Voraussetzungen ist es möglich, sich für die Menge des in der Batterie rein zwischengespeicherten Stroms (also exklusive des Betriebseigenverbrauchs) von Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen befreien zu lassen.
- Entladevorgang (Netzeinspeisung): Die Storage-First Rule
Findet gleichzeitig eine Speicherentladung und eine direkte EE-Einspeisung statt, wird die Gesamt-Einspeisung am Netzanschlusspunkt vorrangig der Speichererzeugung zugerechnet. Es stellt sicher, dass die hochflexible, marktoptimierte Einspeisung (z. B. verkaufte Regelenergie) dem Speicher korrekt zugeordnet und entsprechend abgerechnet wird.
Wirtschaftlichkeit: Revenue Stacking unter MiSpeL?
Die Einführung der Abgrenzungsoption im Rahmen von MiSpeL erschließt erstmals das volle Potenzial des Revenue Stackings, also die Teilnahme an mehreren Strommärkten und somit der Kombination mehrerer Erlösquellen über diese Märkte hinweg (Multi-Market-Ansatz):
- Arbitragehandel: Die erlaubte Nutzung von Graustrom ermöglicht es, bei negativen oder niedrigen Preisen Strom zu beziehen und ihn zu Zeiten hoher Nachfrage bzw. hoher Preise wieder verkaufen.
- Regelenergie: Erlöse lassen sich auch in den Märkten für Systemdienstleistungen erzielen, insbesondere der Bereitstellung von Sekundärregelenergie (SRL). Die Storage-First Rule ist die technische Voraussetzung, um diese Erlöse sauber zu bilanzieren.
- EEG-Marktprämie: Die bilanzielle Abgrenzung ermöglicht es bei geförderten Anlagen, die EEG-Marktprämie für den „grünen Anteil“ des gespeicherten Stroms weiterhin gutgeschrieben zu erhalten. Dies ist ein Vorteil gegenüber reinen Graustromspeichern, bei welchen die durch den Batteriespeicher aus dem EE-Park gewälzten Mengen diese „grüne Eigenschaft“ verlieren würden. Für ungeförderte Anlagen und die Ausstellung von Herkunftsnachweisen soll dies gemäß dem letzten Entwurfsstand jedoch nicht gelten.
Gibt es Kritik an MiSpeL?
Obwohl MiSpeL dringend überfällig ist, stößt die konkrete Ausgestaltung auf erhebliche Kritik. Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) unterstützt grundsätzlich das Ziel einheitlicher Rahmenbedingungen, weist jedoch auf zahlreiche praktische, wirtschaftliche und prozessuale Defizite hin:
- Prozesse zu komplex: Vor allem bei komplexen Anlagenkonzepten ist die Umsetzung der Prozesse und Rechenlogiken bislang nicht möglich. Zudem fehlt eine logische Übersicht, die klar darlegt, in welchem Fall welche Formel anzuwenden sei.
- Fehlende Netzdienlichkeit: Die VKU betont, dass der Fokus aktuell mehr auf der Wirtschaftlichkeit statt Netzdienlichkeit der Batteriespeicher liege – wobei die Fahrweise wesentlich eine Folge des bestehenden Marktdesigns ist – und MiSpeL derzeit noch keinen signifikanten Beitrag zur Netzstabilität verfolge.
- Zusätzlicher Schulungsaufwand bei Netz- und Messstellenbetreiber: Die Umsetzung der MiSpeL-Anforderungen erfordert neue Schnittstellen, umfangreiche Tests sowie zusätzliche Schulungen bei Netz- und Messstellenbetreibern.
- Fehlende Transparenz in Abrechnung und Messkonzepten: Da ab 2028/29 sowieso ein Verfahren zu einer einheitlichen, DSGVO-konformen sowie sicheren Datenbasis für die Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten („MaBiS-Hub“) vorgesehen ist, fordert der VKU eine zeitliche und inhaltliche Integration von MiSpeL in das Verfahren. Dadurch könnten die Transparenzdefizite bei den MiSpeL-Berechnungen und vielen Messkonzepten mitbedacht und umgesetzt werden.
Über die vom VKU benannten Aspekte hinaus bestehen weitere grundlegende Unsicherheiten, unter anderem bezüglich einer Diskriminierung ungeförderter Anlagen. Die in der Festlegung beschriebene Abgrenzungsoption gilt derzeit nur für Anlagen in der geförderten Direktvermarktung zur Auszahlung der Marktprämie, nicht aber für Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung zur Ausstellung von Herkunftsnachweisen. Auch wenn die sonstige Direktvermarktung nicht direkter Gegenstand dieser Festlegung ist, wäre ein Verweis, dass das Konzept prinzipiell zur Ausstellung von Herkunftsnachweisen nutzbar ist, hilfreich.
Zusätzlich zu der oben aufgeführten Kritik bleiben weitere Punkte hin zur Rechtssicherheit offen:
- Fehlende Rechtskraft: Das BNetzA-Festlegungsverfahren (Az. 618-25-02) ist noch nicht abgeschlossen (Frist: 30. Juni 2026).
- Ausstehende EU-Genehmigung: Die Anwendung der Abgrenzungsoptionen setzt eine beihilferechtliche Genehmigung durch die Europäische Kommission voraus, die bislang nicht vorliegt.
- Umgang mit Bestandsanlagen: Es ist unklar, wie Bestandsanlagen oder die Nachrüstung bestehender EE-Anlagen mit Batteriespeichern in die neuen Regelungen integriert werden können.
Wie ist das Fazit zur Abgrenzungsoption und MiSpeL?
Die Einführung der Abgrenzungsoption im Rahmen von MiSpeL stellt einen wichtigen und lange überfälligen Schritt dar, um insbesondere Co-Location-Projekte mit Bezugsleistung (Graustrom) wirtschaftlich attraktiver zu machen und gleichzeitig die Förderfähigkeit von EE-Strom weiterhin zu sichern. Langfristig ist davon auszugehen, dass bei Co-Location Batteriespeichern mit Bezugsleistung Mischstromkonzepte die bisherige reine Graustromnutzung ablösen werden. Allerdings ist die konkrete Umsetzung der Regelungen noch nicht vollständig ausgearbeitet, sodass weiterhin Unsicherheiten bestehen und Fragen abschließend geklärt werden müssen.
