MiSpeL und AgNes: mehr Möglichkeiten für Batteriespeicher im Doppelpack

Ab Mitte 2026 soll die Regulierung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz MiSpeL, den Gestaltungsspielraum für den Einsatz von Batteriespeichern erweitern. Das neue Verfahren dient einer flexiblen und marktorientierte Nutzung von Stromspeichern und (bidirektionalen) Ladepunkten. Ob das Endprodukt ähnlich süß schmeckt wir ihre botanische Schwester, wird sich zeigen. Aktuell befindet sich die MiSpeL nach EEG §85d in der Festlegung der Bundesnetzagentur bis zum 30. Juni 2026.

Parallel zur MiSpeL befindet sich mit AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom) ein zweites, grundlegendes Reformvorhaben der Bundesnetzagentur in Arbeit. Während MiSpeL die Marktintegration von Speichern und Ladepunkten adressiert, soll AgNes die Netzentgeltsystematik ab 2029 vollständig neu strukturieren. Die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) läuft zum 31.12.2028 aus, AgNes soll sie ersetzen.

In diesem Blogbeitrag erläutern wir die geplanten Änderungen sowie die Möglichkeiten, die sich hieraus für Betreiber von Co-Location Anlagen ergeben.

AgNes - grundlegende Reformen der Netzentgeltsystematik

Um Netzentgelte verursachungsgerechter, transparenter und flexibler zu gestalten, soll AgNes eine Trennung in Finanzierungs- und Anreizfunktion einführen: Während Kapazitätspreise und statische Arbeitspreise die Grundlage zur Refinanzierung bilden, sollen zeitlich und räumlich dynamische Entgeltkomponenten Flexibilität und netzdienliches Verhalten belohnen. 

Die Reform reagiert auf stark steigende Netz  und Redispatchkosten, sowie auf die Herausforderungen eines zunehmend dezentralen, volatilen Energiesystems. AgNes sieht zudem vor, Einspeiser stärker an Netzkosten zu beteiligen und Entgeltkomponenten für Speicher neu zu definieren. 

AgNes wird für Betreiber von Batteriespeichern, insbesondere bei Co Location, daher hochrelevant:

• Flexibilitätsnutzung wird finanziell attraktiver, da dynamische Netzentgelte Systemdienlichkeit belohnen sollen.
• Lastmanagement und Speicherstrategien gewinnen strategische Bedeutung, weil kapazitätsorientierte Entgelte die Kostenstrukturen langfristig verändern.
• Regulatorische Anforderungen an Messung und Abrechnung steigen, insbesondere wenn Speicher künftig nicht nur Energie handeln, sondern auch aktiv Netzsignale berücksichtigen.

AgNes soll den übergeordneten Rahmen bilden, innerhalb dessen die MiSpeL künftig wirkt. Denn AgNes bestimmt die Netzentgeltlogik und MiSpeL wiederum regelt die Marktintegration.

Bis es so weit ist, wird es aber noch einige Diskussionen geben. So ist beispielsweise die Wettbewerbsfrage im europäischen Strombinnenmarkt zu klären. Denn müssen Einspeiser in Deutschland Netzentgelte zahlen, die in Nachbarländern nicht gezahlt werden, kann sich für Einspeiser in Deutschland ein Wettbewerbsnachteil im grenzüberschreitenden Handel ergeben.

Darüber hinaus muss geklärt werden, bis zu welchem Zeitpunkt Netzbetreiber in Deutschland die Umsetzung verlässlich implementieren können. Aufgrund der aktuell hohen Umsetzungsanforderungen und den Erfahrungen, bspw. beim Smart-Meter-Rollout und Redispatch, sollte der Zeitraum nicht zu knapp bemessen sein. Die Einführung der neuen Regelung nach Auslaufen der alten Stromnetzentgeltverordnung im Jahr 2029 erscheint hier sehr ambitioniert.

Was ist das Ziel der MiSpeL?

Die Bundesnetzagentur verfolgt mit der MiSpeL mehrere Kernziele. Im Mittelpunkt steht die verbesserte Marktintegration: Stationäre sowie mobile Speicher sollen als vollwertige Marktteilnehmer agieren können. Zugleich soll die Systemdienlichkeit erhöht werden, indem Anlagen durch klare Anreize netz- und marktgerecht eingesetzt werden.

Die neue Regelung soll die Bedeutung von Speichertechnologien, beispielsweise Co-Location-Speicher sowie auch bidirektionales Laden als flexible Bausteine für ein stabileres und effizienteres Energiesystem stärken.

Aktuelles Co-Location Modell - Grünstromspeicher

Was bringt die Regelung im Detail mit sich? Werfen wir einen Blick auf den Status Quo und die angedachten Neuerungen. Bislang gilt im EEG eine strikte Trennung zwischen PV-Strom und Netzstrom. Grundlage ist die Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG. Demnach darf ein Batteriespeicher entweder ausschließlich mit Strom aus Erneuerbaren Energiequellen geladen oder flexibel mit Netzstrom betrieben werden. Beides gleichzeitig ist nicht zulässig. Sobald der Speicher einer Co-Location Anlage mit Netzstrom, also sowohl grünem als auch grauen Strom beladen wird, verliert der gesamte in das Netz eingespeiste Strom seine Förderfähigkeit. Strom aus einem Zwischenspeicher ist aktuell nur dann EEG-förderfähig, wenn dieser ausschließlich aus erneuerbaren Energien stammt – einem Grünstromspeicher.

Die Begrenzung erschwert eine marktorientierte Optimierung des Speicherbetriebs und verhindert, dass die vorhandenen Flexibilitätspotenziale ausgeschöpft werden können. Bei Solar-Batteriespeicher Kombinationen bleibt beispielsweise nachts oder im Winter, wenn die Sonne wenig bis gar nicht scheint, der Speicher heute ungenutzt. Auch Produkte zur Systemstabilisierung, wie Regelenergie - FCR („Frequency Containment Reserve“ – Primärregelleistung) können nur dann erbracht werden, wenn der Bezug von Strom aus dem Netz möglich ist. Batteriespeicherbetreiber sind daher aktuell noch in der Nutzung ihrer Speicher eingeschränkt und fahren diese deutlich unter dem wirtschaftlichen Potenzial.

Zwei neue Modelle zur anteiligen Förderung von Batteriestrom 

Die neue Festlegung zielt darauf ab, bestehende Hemmnisse zu beseitigen. Zwei neue Modelle sollen eine anteilige Aufteilung von Strommengen ermöglichen. Sie geben Antwort auf die Frage, wie sich ermitteln lässt, welcher Teil des verbrauchten oder eingespeisten Stroms als förderberechtigt oder für die Umlagesaldierung relevant gilt. Vor allem dann, wenn Speicher oder Ladeinfrastruktur sowohl erneuerbaren Strom als auch Netzstrom nutzen.

Vereinfachtes Modell: die Pauschaloption für kleine Anlagen

Das erste Modell, die Pauschaloption, soll den administrativen Aufwand für kleineren Anlagen ohne komplexe Messtechnik geringhalten. Hierbei wird ein festgelegter Anteil der eingespeisten Energie automatisch als förder- bzw. saldierungsfähig gewertet, sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. Eine minutengenaue oder viertelstündliche Zuordnung ist nicht notwendig. Die Option steht jedoch nur Anlagen bis zu einer Leistung von 30 Kilowatt offen. Für jedes Kalenderjahr wird der pauschal anrechenbare Anteil der Netzeinspeisung zu Zeiten mit positiven Day-Ahead-Preisen über eine festgelegte Formel bestimmt. Maximal können 500 Kilowattstunden je installiertem Kilowatt Leistung und Jahr berücksichtigt werden.

Abgrenzungsoption: viertelstündliche Messung der grünen Stromanteile

Eine weitere Möglichkeit wäre die sogenannte Abgrenzungsoption, welche für alle Anlagen über 30 kW zum Tragen kommen soll. Hierbei würden die in Viertelstunden gemessenen Energiemengen nach klar definierten Rechenregeln verteilt. So ließe sich exakt bestimmen, welcher Stromanteil aus der Erzeugungsanlage stammt und für eine Marktprämie oder Privilegien bei der Umlage berücksichtigt werden kann. Das Verfahren ist präzise, setzt jedoch eine detaillierte Messung und entsprechenden abrechnungstechnischen Aufwand voraus.

Welche neuen Möglichkeiten würden sich für Co-Location-Speicher ergeben?

Der Batteriespeicher steht auch in Zeiten, in denen kein Erneuerbarer Strom erzeugt wird, dem Strommarkt zur Verfügung und kann markt- und systemdienlich eingesetzt werden. Durch die neue Regulierung sollen Co-Location-Anlagen somit drei wesentliche Möglichkeiten eröffnet werden, die einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen und zur Optimierung des Gesamtsystems beitragen:

1. Deutliche Profiloptimierung der Erzeugungsanlagen

Speicher könnten ohne Förderverlust sowohl aus der eigenen EE-Anlage als auch aus dem Netz laden. Dadurch wird eine echte Preisoptimierung möglich: Der Speicher kann Überschüsse bei niedrigen oder negativen Börsenpreisen aufnehmen und den Strom gezielt zu Zeiten höherer Preise wieder einspeisen. Die MiSpeL schafft damit erstmals einen Rahmen, in dem Co-Location-Speicher aktiv am Intraday- und Day-Ahead Handel teilnehmen und Erzeugungsprofile wirtschaftlich glätten können.

2. Flexible Nutzung im Sinne von Stand-Alone bei geringer EE-Eigenerzeugung

Co-Location-Speicher wären nicht länger an die EE-Erzeugung gekoppelt. Insbesondere nachts oder im Winter, wenn nur wenig Solarstrom verfügbar ist, kann der Speicher wie ein unabhängiger Marktteilnehmer agieren: Er lädt aus dem Netz und vermarktet Strom flexibel an der Börse oder für Systemdienstleistungen. Dadurch entsteht ein zusätzlicher operativer Freiheitsgrad, der bislang Co-Location-Projekten verwehrt war.

3. Teilnahme am Regelenergiemarkt

Regelenergieprodukte werden bidirektional ausgeschrieben. Je nach Frequenzabweichung muss also Strom dem Netz eingespeist oder entladen werden. Diese Option soll MiSpeL bieten. Laden aus der eigenen Anlage sowie dem Netz würde nicht mehr mit Förderverlust bestraft werden. Somit ist es möglich, eine zuverlässige Speichermanagementstrategie für FCR und aFRR („automatic Frequency Restoration Reserve“ – Sekundärregelleistung) zu implementieren. 

Durch die MiSpeL werden jedoch die Anforderungen an Messkonzepte und Abrechnung steigen, da die verschiedenen Energieflüsse sauber erfasst und getrennt bewertet werden müssen. Wer jedoch den erhöhten Bedarf an klar strukturierten Mess- und Abrechnungsprozessen mitgeht, den erwartet ein wesentlich höherer unternehmerischer Spielraum.

In Summe beschreibt die MiSpeL das Zielsystem für eine optimale Integration von stationären und mobilen Speichern. Eine vollständige Umsetzung für alle Konstellationen bedeutet besonders für die Netzbetreiber einen sehr hohen Aufwand. Um die Umsetzung zügig voranzubringen, wäre daher ein stufenweiser Ansatz wünschenswert, der kurzfristig die Umsetzung der vergleichsweisen einfachen Fälle mit hoher Systemwirkung (EE-Anlagen mit Batteriespeichern ohne Eigenverbrauch) ermöglicht.

Wie Sie Ihren Speicher mithilfe von Next Kraftwerke optimal vermarkten können

Im Use Case „Grünstromspeicher“, bei dem eine bestehende PV-Anlage um einen Batteriespeicher erweitert wurde, durfte dieser bislang ausschließlich den Strom aus der eigenen PV-Anlage verwerten. Diesen Anwendungsfall haben wir über unser Vermarktungsprodukt (Co-Location Green) abgebildet, das wir ab 1 MW Batteriespeichergröße anbieten. 

Wenn die MiSpeL wie geplant in Kraft tritt, soll der Speicher zukünftig zusätzlich Graustrom beziehen dürfen, beispielsweise zu Zeiten, in denen keine PV-Produktion herrscht und/oder in denen Regelenergie erbracht werden soll. Aus einer Colo-Grün Anlage kann somit ein sogenannter Multi-Use-Case werden, der deutlich mehr Vermarktungs- und Erlöspotenziale bietet. 

Folgender Vermarktungsansatz wäre im Multi-Use möglich:

• Verschiebung der Grünstrommengen in höherpreise Stunden
• Vollständiger Erhalt der Grünstromqualität bzw. EEG-Förderung
• 24/7 Börsenarbitrage mit dem Batteriespeicher
• Vollständige Teilnahme an allen Regelenergiemärkten – ebenfalls 24/7

Hinweis: MiSpeL sieht den Multi-Use-Case nur für die Colo-Grün-Anlagen vor, nicht für Anlagenkombinationen aus der Innovationsausschreibung. Diese dürfen weiterhin keinen Graustrom einspeichern. Hier finden Sie unser Angebot für die Co-Location Innovationsausschreibung.

Wichtig zu wissen ist außerdem, dass eine Vermarktung im Multi-Use voraussetzt, dass der zuständige Netzbetreiber auch den Strombezug über den existierenden Netzanschluss genehmigt. Sobald diese Voraussetzung gegeben ist, lässt sich ein Multi-Use-Vermarktung auch mit geringem Strombezug umsetzen.

Ein marktübergreifendes Vermarktungskonzept ist bei Next Kraftwerke bereits für große Stand-Alone-Speicher etabliert. Sobald die regulatorischen Voraussetzungen umgesetzt sind, ermöglichen wir Ihnen die Optimierung Ihrer Colo-Erlöse in einem entsprechenden Cross-Market-Ansatz. Sprechen Sie uns gerne an.