Batteriespeicher am Solarpark nachrüsten: Was ändert die MiSpeL-Festlegung?

Viele Solarparks, für die heute ein Angebot über einen Batteriespeicher vorliegt, wurden ohne ihn geplant. Der Park speist mittags ein, wenn Strom am wenigsten wert ist; 2025 fiel fast ein Viertel der Erzeugung eines neuen Parks in Stunden mit negativem Preis. Ein Speicher am selben Netzanschluss soll das ändern. Bisher galt für ihn eine harte Grenze: Er durfte nur den Solarstrom des Parks laden. Schon eine Kilowattstunde aus dem Netz im Kalenderjahr stellte die Förderung für den gespeicherten Strom infrage.

Am 1. Oktober 2026 hat die Bundesnetzagentur diese Grenze aufgehoben. Seitdem lesen sich Speicher-Prognosen anders: Der Speicher lädt nachts Windstrom, arbeitet auch im Winter und soll entsprechend mehr erlösen. Wir haben nachgerechnet, wie viel davon am Netzstrom hängt, was der Wechsel einen älteren Park kostet und welche Zustimmungen fehlen, solange die Übergangszeit läuft.

Was regelt die MiSpeL-Festlegung vom 1. Oktober 2026?

Sie regelt, wie Solarstrom und Netzstrom in einem gemeinsamen Speicher rechnerisch getrennt werden. Der volle Name der Festlegung lautet „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“ (Az. 618-25-02); erlassen hat sie die Bundesnetzagentur, wirksam ist sie seit ihrer Bekanntgabe. Das EEG kennt für Strom, der vor der Einspeisung zwischengespeichert wird, drei Wege (§ 19 Abs. 3): die Ausschließlichkeitsoption, die es schon gab, dazu die Abgrenzungsoption und die Pauschaloption. Die beiden neuen stehen seit dem Solarspitzengesetz vom Februar 2025 im Gesetz, waren nach § 100 Abs. 34 EEG aber erst anwendbar, sobald die Bundesnetzagentur die Einzelheiten festlegt. Das ist jetzt geschehen.

Für einen Freiflächenpark zählt allein die Abgrenzungsoption. Sie gilt für die Direktvermarktung mit Marktprämie, nicht für die feste Einspeisevergütung. Gefördert wird weiter der Solarstrom, ob direkt eingespeist oder zwischengespeichert. Für Netzstrom, den der Speicher lädt und später wieder einspeist, gibt es keine Marktprämie; dafür entfallen auf ihn die Umlagen (§ 21 EnFG). Welche Kilowattstunde wozu zählt, wird je Viertelstunde gemessen und je Kalendermonat abgerechnet. Der Entwurf vom Herbst 2025 hatte noch das Kalenderjahr vorgesehen.

Zwei Zuordnungsregeln sind gesetzlich vorgegeben und prägen jede Abrechnung (§ 21 Abs. 4 EnFG). Bezieht der Anschluss in einer Viertelstunde Strom aus dem Netz, während der Speicher lädt, gilt zuerst der Netzstrom als im Speicher verbraucht. Speist der Anschluss ein, während der Speicher entlädt, gilt zuerst der Speicherstrom als eingespeist. Für Strom, der trotz negativer Preise ins Netz geht, entfällt der Umlagevorteil und, soweit das EEG es für die Anlage vorsieht, auch die Förderung. Der Anreiz, in solchen Stunden nicht einzuspeisen, bleibt also bestehen.

Warum durfte ein Speicher am Solarpark bisher keinen Netzstrom laden?

Weil das EEG nur Strom aus erneuerbaren Energien fördert und sich Netzstrom im Speicher nicht vom Solarstrom unterscheiden lässt. Die bisherige Lösung des Gesetzes war ein Entweder-oder: Ein Speicher gehört nur dann zur geförderten Anlage, wenn er im ganzen Kalenderjahr ausschließlich erneuerbaren Strom aufnimmt (§ 3 Nr. 1 und § 19 Abs. 3a EEG). Für den Betrieb hieß das: Der Speicher lädt, wenn der Park liefert, sonst nicht. Nachts, an trüben Tagen und im Winter steht er, obwohl die Preisunterschiede am Strommarkt dann groß sein können. Regelenergie, bei der ein Speicher auf Abruf auch aus dem Netz laden muss, passte nicht dazu.

Die Abgrenzungsoption ersetzt das Entweder-oder durch eine Buchführung. Worin sich ein Speicher am Park grundsätzlich von einem Speicher ohne Park unterscheidet, steht im Beitrag Co-located vs. Stand-alone; hier geht es um den Park, der schon steht.

Was bringt ein Speicher einem Solarpark mit und ohne Netzstrom?

In unserer Rechnung holt der Speicher den größeren Teil seines Mehrerlöses schon mit Solarstrom; der Netzstrom füllt vor allem den Winter. Gerechnet haben wir einen Park von einem Megawatt bei Hannover mit einem Speicher von 0,5 Megawatt Leistung und einer Megawattstunde Kapazität am selben Anschluss, Stunde für Stunde mit den Day-Ahead-Preisen des Jahres 2025. Der Park ist eine Anlage der jüngsten Generation: Bei negativem Preis sinkt sein anzulegender Wert auf null, er regelt dann ab.

Drei Dinge lassen sich ablesen. Erstens arbeitet der Speicher auch ohne Netzstrom an 292 Tagen des Jahres. Die 73 Tage ohne Zyklus liegen ausnahmslos zwischen Oktober und Februar, wenn der Park ihn nicht füllt; das ist knapp die Hälfte der 151 Tage dieser Monate. Zweitens holt er im reinen Solarbetrieb 82 der 232 Megawattstunden zurück, die der Park ohne Speicher in Negativstunden abregeln würde, gut ein Drittel. Die förderfähige Einspeisung steigt dadurch von 716 auf 756 Megawattstunden. Drittens bringt der Netzstrom dem Speicher 30 Prozent mehr, mit einem zweiten Zyklus am Tag 49 Prozent. Vom gesamten Mehrerlös hängen damit 23 bis 33 Prozent am Netzstrom.

Auffällig ist, was mit dem Solarstrom geschieht, sobald Netzstrom erlaubt ist: Der Speicher lädt dann zu zwei Dritteln aus dem Netz, auch mittags. In Stunden mit negativem Preis wird er für den Bezug bezahlt, während der Solarstrom des Parks in derselben Stunde nichts einbringt. Aus den Negativstunden nimmt er nur noch 26 statt 82 Megawattstunden Solarstrom auf, der Park regelt wieder mehr ab; die förderfähige Menge fällt auf 724 Megawattstunden. Für den Speicher ist das richtig gerechnet. Wer ihn als Rettung für den Solarstrom des Parks versteht, sollte es wissen: Mit Netzstrom wird der Speicher zu einem eigenen Geschäft am Anschluss des Parks.

Die Größenordnung hält, wenn man an den Annahmen dreht. Mit den Preisen von 2024 liegt der Index bei 136 und 155, mit einem doppelt so großen Speicher von zwei Megawattstunden bei 145 und 161, mit 80 Prozent Wirkungsgrad bei 131 und 146. Schwerer wiegt, was die Rechnung nicht abbildet: Regelenergie und zusätzliche Zyklen im untertägigen Handel fehlen ganz, ebenso die Kosten für die Bezugsleistung am Netzanschluss. Außerdem kennt kein Speicher die Preise des Tages im Voraus; die Werte sind eine Obergrenze für den Day-Ahead-Markt, keine Erwartung. Wie stark die Speicherdauer das Ergebnis prägt, zeigt der Beitrag Speicherdauer: zwei oder vier Stunden.

Ein Zähler oder zwei?

Für den Fall, dass hinter dem Anschluss nur Speicher und Erzeugung hängen, erlaubt die Festlegung eine Vereinfachung mit einem einzigen Zähler. Sie hat einen Preis: Förderfähig ist dann die gesamte Einspeisung abzüglich des gesamten Netzbezugs. Die Speicherverluste auf den Netzstrom gehen also von der geförderten Menge ab. In unserer Rechnung sind das 34 Megawattstunden im Jahr oder 4,7 Prozent der förderfähigen Einspeisung. Bei einer Marktprämie von 0,3 Cent sind das rund 100 Euro, bei vier Cent Prämie und gleicher Fahrweise rund 1.400 Euro im Jahr. Der zweite Zähler rechnet sich umso eher, je höher der Vergütungssatz des Parks ist. Gewählt wird der Formelsatz grundsätzlich für das ganze Kalenderjahr.

Was ändert sich an der Vergütung des Parks, wenn er die Abgrenzungsoption wählt?

Für Parks mit Zuschlag und Inbetriebnahme ab 2023 nichts, für ältere Parks die Berechnung der Marktprämie. Anlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb gingen oder ihren Zuschlag vorher erhielten, bekommen die Marktprämie Monat für Monat als Differenz zwischen anzulegendem Wert und Monatsmarktwert Solar. Liegt der Marktwert in einem Monat über dem anzulegenden Wert, ist die Prämie null; der höhere Markterlös bleibt dem Park trotzdem. Mit der Abgrenzungsoption gilt für diese Parks der Jahresmarktwert (Anlage 1 Nr. 2 Satz 3 EEG): eine einzige Differenz für das ganze Jahr. Die teuren Wintermonate, in denen der Park nach der Monatsrechnung mehr als seinen anzulegenden Wert erlöst, werden dann mit den billigen Sommermonaten verrechnet. Wie beide Marktwerte entstehen, erklärt der Beitrag Marktwert Solar.

Je niedriger der anzulegende Wert, desto teurer der Wechsel. Ein Park aus der Ausschreibung vom Oktober 2018 mit 4,69 Cent hätte 2025 nach der Monatsrechnung in sieben von zwölf Monaten keine Prämie bekommen, weil der Marktwert darüber lag, in den fünf übrigen eine umso höhere: über das Jahr 1,13 Cent je Kilowattstunde. Nach dem Jahresmarktwert wären es 0,18 Cent gewesen. Die Differenz entspricht rund 9.000 Euro je Megawatt und Jahr. Ein Park von 2014 mit 9,23 Cent merkt den Wechsel kaum, weil sein Wert fast immer über dem Marktwert liegt.

Zum Vergleich: In unserer Speicherrechnung bringt der Netzstrom am Day-Ahead-Markt 2025 rund 8.000 Euro im Jahr zusätzlich, mit zwei Zyklen knapp 13.000 Euro, vor allen Kosten und bei voller Kenntnis der Preise. Für einen Park mit niedrigem Zuschlagswert kann der Wechsel in die Abgrenzungsoption also mehr kosten, als der Netzstrom dem Speicher auf diesem Markt einbringt. Ob Regelenergie die Lücke schließt, ist eine Frage an die Prognose des Anbieters. Parks mit einem Zuschlag aus einer Innovationsausschreibung können die Option gar nicht wählen; ihre Speicher müssen weiter ausschließlich Strom aus der eigenen Anlagenkombination laden.

In der Konsultation haben zahlreiche Verbände und Unternehmen verlangt, Bestandsparks den Monatsmarktwert zu lassen. Die Bundesnetzagentur teilt die Sorge und hält den Zweck der Vorschrift seit der monatlichen Abrechnung für weitgehend entfallen; ändern könne sie aber nur der Gesetzgeber. Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 tut das bisher nicht. Er schreibt den Wechsel fort und ergänzt eine Sperre: Wer die Option wieder verlässt, bleibt bis zum Ende des folgenden Kalenderjahres beim Jahresmarktwert (§ 100 Abs. 6 des Entwurfs). Ein kurzer Versuch ist damit nicht umsonst. Was der Entwurf sonst für Solarparks vorsieht, steht im Beitrag zum EEG 2027.

Wer muss bis zum 30. September 2027 zustimmen?

Der Netzbetreiber und der Messstellenbetreiber, beide. Die Festlegung gilt zwar seit dem 1. Oktober 2026, ist aber bis zum 30. September 2027 nur anwendbar, wenn Abrechnung und Zuordnung des Parks zur Abgrenzungsoption im Einverständnis mit beiden erfolgen (Tenorziffer 9 a). Die Bundesnetzagentur begründet das mit der Zeit, die Netz- und Messstellenbetreiber für ihre Abrechnungsprozesse brauchen. Einen Anspruch auf die Option hat der Parkbetreiber in dieser Zeit nicht; danach müssen beide sie ermöglichen (Tenorziffer 7).

Für eine Prognose heißt das: Erlöse aus Netzstrom vor Oktober 2027 sind nur so belastbar wie die schriftliche Zustimmung, die dahintersteht. Die Zusage des Netzbetreibers, den Speicher anzuschließen, ist noch kein Einverständnis mit der Abrechnung nach der Abgrenzungsoption. Dazu kommt die Zuordnung selbst: Der Park wird der Direktvermarktung mit dem Zusatz der Abgrenzungsoption zugeordnet, nach den Regeln für den Wechsel der Veräußerungsform (§ 21b und § 21c EEG). Sein Strom muss in einem gesonderten Bilanzkreis geführt werden (§ 20 Satz 2 EEG). Beides läuft über den Direktvermarkter, dessen Vertrag dafür angepasst werden muss.

Was muss am Netzanschluss, im Pachtvertrag und bei der Bank passen?

Mehr als bei einem Speicher, der nur Solarstrom lädt, denn mit dem Netzstrom kommt eine zweite Richtung ins Spiel. Vier Stellen sind zu prüfen.

• Netzanschluss: Der Park wurde als Einspeiser angeschlossen. Soll der Speicher aus dem Netz laden, braucht er eine vereinbarte Bezugsleistung. Ein Speicher, der auch Netzstrom aufnimmt, gilt nicht als Anlage im Sinne des EEG (§ 3 Nr. 1); sein Anschluss richtet sich nach dem Energiewirtschaftsgesetz (§ 17 EnWG). Für den Bezug kann der Netzbetreiber einen Baukostenzuschuss verlangen; der Bundesgerichtshof hat das am 15. Juli 2025 für Batteriespeicher gebilligt (EnVR 1/24). In unserer Rechnung fehlt dieser Posten.
• Netzentgelte: Die Freistellung des Speicherstroms von Netzentgelten (§ 118 Abs. 6 EnWG) verweist auf die Umlageregeln und nach dem Verständnis der Bundesnetzagentur damit auch auf die neue Abgrenzung. Wie Netzentgelte für Speicher ab 2029 aussehen, regelt sie in einem eigenen Verfahren; die MiSpeL-Festlegung trifft dazu keine Aussage. Eine Prognose über 2028 hinaus braucht dafür eine ausgewiesene Annahme. Den Stand beschreibt der Beitrag Netzentgelte für Batteriespeicher.
• Pachtvertrag, Dienstbarkeit und Genehmigung: Nutzungszweck und Dienstbarkeit vieler Parks nennen Photovoltaikanlagen samt Nebenanlagen. Ob ein Speicher, der mit Netzstrom handelt, darunter fällt, ist Auslegungssache und sollte mit dem Eigentümer schriftlich geklärt sein, bevor der Container steht. Dasselbe gilt für Baugenehmigung und Bebauungsplan. Worauf es im Vertrag ankommt, steht im Beitrag Pachtvertrag aus Anlegersicht.
• Bank und Versicherung: Der Kreditvertrag eines finanzierten Parks beruht auf dessen Erlösmodell. Ein Speicher und eine andere Berechnung der Marktprämie ändern es; die Zustimmung der Bank gehört deshalb vor die Bestellung. Die Versicherung muss den Speicher mit Brandrisiko und Betriebsunterbrechung aufnehmen.

Steuerlich ist der Speicher eine eigene Investition mit eigener Abschreibung. Ob und in welchem Umfang Investitionsabzugsbetrag und Sonderabschreibung dafür in Betracht kommen, hängt von der Bauart und vom Einzelfall ab. Das ist eine Frage an den Steuerberater, nicht an das Exposé.

Welche Fragen gehören an den Anbieter, wenn eine Prognose Netzstrom enthält?

Sieben. Jede lässt sich mit einem Dokument oder einer Zahl beantworten.

1. Nach welcher Option wird abgerechnet, Ausschließlichkeit oder Abgrenzung? Ab welchem Monat?
2. Liegen die Einverständnisse von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber schriftlich vor? Wenn nicht: Rechnet die Prognose erst ab Oktober 2027 mit Netzstrom?
3. Welches Messkonzept ist geplant, ein Zähler oder zwei? Wie viel förderfähige Menge kostet die Vereinfachung?
4. Hat der Park seinen Zuschlag oder seine Inbetriebnahme vor 2023? Wenn ja: Wo steht in der Prognose der Wechsel zum Jahresmarktwert? Mit welchen Marktwerten ist er gerechnet?
5. Welcher Anteil der Speichererlöse stammt aus Solarstrom, welcher aus Netzstrom, welcher aus Regelenergie? Wie sieht das Ergebnis ohne Netzstrom aus?
6. Welche Bezugsleistung ist mit dem Netzbetreiber vereinbart? Was kostet sie (Baukostenzuschuss, Netzentgelte nach 2028)?
7. Decken Pachtvertrag, Dienstbarkeit, Genehmigung, Versicherung und Kreditvertrag den Speicher und seine Fahrweise ab?

Die fünfte Frage ist die wichtigste. Eine Prognose, die ohne Netzstrom nicht trägt, hängt bis Oktober 2027 an zwei Einverständnissen Dritter und danach an Märkten, die sich mit jedem weiteren Speicher verändern. Woher die Erlöse eines Speichers im Einzelnen kommen, zeigt der Beitrag Direktvermarktung verstehen.

Was spricht gegen die Nachrüstung?

Vier Punkte, die in Angeboten selten vorn stehen.

• Der Speicher teilt sich den Anschluss mit dem Park. Speist der Park mittags voll ein, kann der Speicher nicht gleichzeitig entladen. In unserer Rechnung stört das wenig, weil er abends entlädt; bei knapper bemessenen Anschlüssen stört es mehr.
• Speichererlöse sind Markterlöse ohne Förderzusage. Die Marktprämie sichert den Solarstrom ab, nicht die Preisunterschiede, von denen der Speicher lebt. Je mehr Speicher ans Netz gehen, desto kleiner werden diese Unterschiede tendenziell.
• Der Speicher altert schneller als der Park und hat einen eigenen Ersatzzyklus; dazu der Beitrag Lebensdauer von Batteriespeichern.
• Für ältere Parks mit niedrigem Zuschlagswert kann der Jahresmarktwert den Vorteil des Netzstroms aufzehren. Wer dort nachrüstet, kann bei der Ausschließlichkeitsoption bleiben: Der Speicher lädt nur Solarstrom, der Park behält den Monatsmarktwert, der Speicher holt nach unserer Rechnung trotzdem den größeren Teil dessen, was am Day-Ahead-Markt zu holen ist.

Wie wir Parks mit Speicher bewerten

Wir rechnen jede Speicher-Prognose zweimal: einmal so, wie sie vorgelegt wird, einmal ohne Netzstrom. Trägt das Projekt in der zweiten Fassung, ist der Netzstrom eine Chance. Trägt es nur in der ersten, ist er eine Bedingung; dann wollen wir die Einverständnisse, das Messkonzept und die vereinbarte Bezugsleistung sehen. Bei Parks von vor 2023 legen wir den Wechsel zum Jahresmarktwert mit amtlichen Marktwerten daneben. Was nach dieser Prüfung übrig bleibt, besprechen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch. Renditezusagen geben wir dabei keine.