Batteriespeicher in der Direktvermarktung: Messkonzept und Fahrweise

Drei Optionen im EEG — und warum die Frist 30. Juni 2026 verstrich

§ 19 Absatz 3 EEG nennt seit dem Solarspitzengesetz drei Maßgaben für den Zahlungsanspruch bei zwischengespeichertem Strom. Die Ausschließlichkeitsoption nach Absatz 3a verlangt, dass im Speicher innerhalb eines Kalenderjahres ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas zum Zweck der Zwischenspeicherung verbraucht wird. Die Abgrenzungsoption nach Absatz 3b lässt gemischten Betrieb zu, bestimmt den förderfähigen Anteil aber nur nach Maßgabe einer Festlegung nach § 85d EEG. Die Pauschaloption nach Absatz 3c setzt Solaranlagen mit zusammen höchstens 30 Kilowatt voraus, deckelt die geförderte Menge auf 500 Kilowattstunden je Kilowatt und Kalenderjahr und braucht denselben Festlegungsakt. Speisen mehrere Speicher an einer Einspeisestelle ein, gilt nur eine Option einheitlich.

Zuständig ist die Bundesnetzagentur: § 85d EEG verpflichtet sie, erstmals bis zum Ablauf des 30. Juni 2026 festzulegen. Das Verfahren heißt MiSpeL — Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, Aktenzeichen 618-25-02, eröffnet am 31. Juli 2025. Am 18. September 2025 gingen Tenor, Anlage 1 zur Abgrenzungsoption und Anlage 2 zur Pauschaloption in die Konsultation, bis zum 24. Oktober 2025 kamen 51 Stellungnahmen. Vorgesehen sind Berechnungswege und messtechnische Anforderungen, die graue und grüne Mengen aus viertelstündlichen Messwerten trennen — BDEW und VKU halten das Zusammenspiel aus Messwertübertragung, Formelrechnung und bidirektionaler Bilanzierung für nicht praxistauglich.

Die Frist verstrich ungenutzt. Der Fachdienst ZfK meldete am 30. Juni 2026, Vizepräsidentin Barbie Haller habe angekündigt, das Verfahren nach der Sommerpause voranzutreiben; ein verbindliches neues Datum nennt bislang niemand. Ohne die Festlegung sind weder Abgrenzungs- noch Pauschaloption anwendbar. Bei der Pauschaloption kommt eine zweite Sperre hinzu: § 101 EEG stellt § 19 Absatz 3c unter den Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Rechnen Sie Investitionen dieses Jahres deshalb allein mit der Ausschließlichkeitsoption; der Mischbetrieb ist Zusatzoption, nicht Basisannahme.

Ausschließlichkeitsoption: ein ganzes Kalenderjahr ohne Netzstrom im Speicher

§ 19 Absatz 3a EEG stellt auf das Kalenderjahr ab, nicht auf die einzelne Viertelstunde. Eine einzige Beladung aus dem Netz — auch beim Wiederanfahren nach Wartung oder durch Hilfs- und Klimatisierungsverbrauch über den Speicherzählpunkt — stellt die Förderfähigkeit der gesamten Speichermenge dieses Jahres infrage. Die Ladefreigabe gehört deshalb hart an die gemessene Solarerzeugung gekoppelt, mit dokumentierter Sperrlogik.

Das Messkonzept entscheidet, ob sich das nachweisen lässt. § 21b Absatz 3 EEG lässt die Zuordnung einer Anlage oder eines prozentualen Anteils ihres Stroms zu einer Direktvermarktung nur zu, wenn die gesamte Ist-Einspeisung viertelstündlich gemessen und bilanziert wird. In der Praxis braucht die Kombination aus Solaranlage und Speicher getrennte Zählpunkte: einen für die Erzeugung, einen bidirektionalen für den Speicher, dazu den Netzverknüpfungspunkt. Der Netzbetreiber muss zustimmen; nachträgliche Änderungen bedeuten Zählerwechsel, neue Zählpunktbezeichnungen und angepasste Marktkommunikation. Klären Sie das vor dem Anschluss.

Auf der Umlagenseite hängt viel an derselben Messung. § 21 EnFG verringert die Umlagen für den Speicherbezug nur insoweit auf null, wie der Strom später wieder eingespeist wird; die begünstigte Menge ist je 15-Minuten-Intervall zu ermitteln und entspricht dem niedrigeren Wert aus Netzentnahme und zeitgleichem Speicherverbrauch. Die Größenordnung zeigen die netzentgeltbasierten Umlagen 2026 auf netztransparenz.de: KWKG-Umlage 0,446 ct/kWh, Offshore-Netzumlage 0,941 ct/kWh, Aufschlag für besondere Netznutzung 1,559 ct/kWh in Letztverbrauchergruppe A'. Für die Gruppe nach § 21 EnFG weisen die Übertragungsnetzbetreiber diesen Aufschlag mit 0,000 ct/kWh aus.

Negative Preise: Maßgeblich ist der Zeitpunkt der Einspeisung aus dem Speicher

§ 51 EEG lautet im Kern: Für Zeiträume mit negativem Spotmarktpreis verringert sich der anzulegende Wert auf null. Für Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 25. Februar 2025 greift das ab der ersten negativen Viertelstunde. Ältere Anlagen behalten die Schwelle ihres Jahrgangs — sechs Stunden für 2016 bis 2020, vier Stunden für 2021 und 2022, die gestaffelte Regel ab 2023 — und können nach § 100 Absatz 47 EEG freiwillig wechseln, wofür ihr anzulegender Wert um 0,6 ct/kWh steigt. Ausgenommen bleiben nach § 51 Absatz 2 EEG Anlagen unter 100 Kilowatt bis zum Ablauf des Jahres, in dem sie ein intelligentes Messsystem erhalten. Die Bundesnetzagentur zählte am 5. Januar 2026 für 2025 573 von 8.760 Stunden mit negativen Großhandelspreisen, nach 457 von 8.784 Stunden 2024.

Hier wirkt der Speicher rechtlich, nicht nur wirtschaftlich. Die Clearingstelle EEG|KWKG legt die Vorschriften so aus, dass bei Zwischenspeicherung der Zeitpunkt der Einspeisung aus dem Speicher maßgeblich ist: für den Wegfall des Anspruchs nach § 51 EEG ebenso wie für den abzuziehenden Marktwert nach Anlage 1 EEG. Eingespeichert in der negativen Mittagsviertelstunde, eingespeist am Abend: Es zählt der Abendwert. Die Anspruchshöhe je Kilowattstunde bleibt unberührt: Nach § 19 Absatz 3 Satz 2 EEG richtet sie sich nach dem Anspruch ohne Zwischenspeicherung.

Der Ausgleichsmechanismus ersetzt das Verschieben nicht. § 51a EEG verlängert den Zahlungsanspruch um die Viertelstunden mit anzulegendem Wert null — bei Solaranlagen jedoch nur mit Faktor 0,5 und abgearbeitet in Monatskontingenten nach Ablauf der 20 Jahre. Ein heute verlorener Erlös kommt halbiert und rund zwei Jahrzehnte später zurück. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die betroffenen Viertelstunden des Vorjahres bis zum 31. Januar. Für die Kalkulation gilt: Verschieben schlägt Nachholen.

Fernsteuerbarkeit ab 25 Kilowatt, Wechsel nur zum Monatsersten

Für die Direktvermarktung verlangt § 10b Absatz 1 EEG bei Anlagen über 25 Kilowatt technische Einrichtungen, über die das Direktvermarktungsunternehmen jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren kann. Die Pflicht besteht bereits; Absatz 2 legt nur fest, dass sie ab dem 1. Januar 2028 und ab Einbau eines intelligenten Messsystems über das Smart-Meter-Gateway zu erfüllen ist. Ein Speicher hinter demselben Netzverknüpfungspunkt verändert die Ist-Einspeisung laufend: Die Schnittstelle muss Erzeugung, Speicherfahrweise und Netzeinspeisung zusammen liefern, ein Abgriff am Wechselrichter reicht nicht.

Vertraglich ist der Wechselrhythmus eng getaktet. Nach § 21b Absatz 1 EEG dürfen Betreiber je Anlage nur zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen den Veräußerungsformen wechseln, das Direktvermarktungsunternehmen selbst nach Absatz 4 jederzeit. Die Einspeisevergütung nach § 21 EEG steht Anlagen bis 100 Kilowatt offen; größere Anlagen können nur die Ausfallvergütung nutzen, höchstens sechs Kalendermonate im Kalenderjahr und höchstens drei aufeinanderfolgende. Prozentuale Aufteilungen nach § 21b Absatz 2 EEG müssen nachweisbar eingehalten werden — ohne saubere Viertelstundenwerte aus dem Speicherzählpunkt gelingt das nicht.

Dritter Vertragspunkt: die Steuerungshoheit. Fährt das betriebliche Energiemanagement den Speicher oder der Vermarkter? Regeln Sie schriftlich, wer wann zugreifen darf, in welcher Reihenfolge Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung und Vermarktung bedient werden, wer für Abweichungen vom angemeldeten Fahrplan einsteht und mit welcher Frist der Vertrag endet. Fremdsteuerung erzeugt zudem Zyklen, die auf das vereinbarte Energiedurchsatzbudget der Garantie angerechnet werden.

Multi-Use: Eigenverbrauch, Peak Shaving und Vermarktung teilen sich dieselbe Kilowattstunde

Die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Absatz 6 EnWG gilt für den Bezug der zu speichernden Energie 20 Jahre ab Inbetriebnahme — aber nur, soweit die zurückgewonnene Energie zeitlich verzögert wieder in dasselbe Netz eingespeist wird. Jede Kilowattstunde, die in den Eigenverbrauch geht, fällt heraus; § 21 EnFG folgt derselben Logik. Begünstigt sind Speicher, die innerhalb von 18 Jahren nach dem 4. August 2011 in Betrieb gehen, also bis zum 4. August 2029.

Technisch konkurrieren die Anwendungen um denselben Ladezustand. Lastspitzenkappung verlangt eine Reserve genau dann, wenn die Jahreshöchstlast droht; die Vermarktung will in derselben Stunde entladen. Ohne Prioritätenlogik und reservierten Ladezustandskorridor gewinnt das zuletzt aufgeschaltete System — und die Lastspitze steht doch in der Netzabrechnung.

Die Reihenfolge klärt eine Rechnung mit eigenen Zahlen: erstens der vermiedene Arbeitspreis inklusive Netzentgelt, Umlagen und Stromsteuer, zweitens die vermiedenen Leistungspreiskosten aus der Lastspitzenkappung, drittens der Vermarktungserlös abzüglich der Kosten des Vermarkters. Solange die ersten beiden Positionen höher liegen, ist der Speicher zuerst Eigenverbrauchs- und Peak-Shaving-Anlage und erst danach Marktteilnehmer — für die Vermarktung kommen Registrierung im Marktstammdatenregister und Abbildung im Bilanzkreis hinzu.