Die Energiewirtschaft hat spätestens seit dem letzten Juni-Wochenende ein neues Buzzword: "Hitzeflaute". AnalystInnen sind sich einig: Viertelstündliche Höchstpreise an den Strombörsen von bis zu 750 Euro pro Megawattstunde (MWh) in Deutschland, 902 Euro pro MWh in den Niederlanden oder gar 1038 Euro pro MWh in Belgien verdeutlichen, dass unser Energiesystem deutlich mehr Flexibilität erfordert.
Dabei decken erneuerbare Energien gerade in dieser Jahreszeit insgesamt nicht selten mehr als 100 Prozent des deutschen Strombedarfs. Man erinnere sich an den 1. Mai, an dem man beim Laden seines E-Autos über Mittag Geld verdienen konnte.
Einmal mehr wird der Ruf nach Speichern laut. Denn in der Regel gibt es zwei Stunden pro Tag mit hohen Strompreisen, dafür aber auch 16 Stunden mit sehr niedrigen Strompreisen. Warum also nicht die vorhandenen Kapazitäten nutzen, um diese hochpreisigen Zeiten zu überbrücken?
Marktblinde Speicher = hoher Wertschöpfungsverlust
Nun, das ist zurzeit nicht möglich, denn derzeit gilt: Wer Strom aus dem Netz bezieht, verliert das EEG-Privileg. Die Folge: Gut 16 Gigawatt Heim- und Gewerbespeicherleistung werden auf Eigenverbrauch getrimmt, aber selten wirklich optimal betrieben. Viele Speicher laden per Default bereits mit den ersten Sonnenstrahlen am Morgen, so dass sie am Vormittag bereits vollgeladen sind und zu Mittagsspitzen und Negativpreisen beitragen.
Damit tritt ein strukturelles Problem des deutschen Stromsystems deutlich zutage: Mit dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien wird die Fähigkeit des Netzes, kurzfristige Schwankungen auszugleichen, zum Flaschenhals. Batteriespeicher sind in der Lage, die starken Preisschwankungen zwischen sehr niedrigen Tages- und sehr hohen Abendpreisen deutlich effizienter auszugleichen als konventionelle Kraftwerke, die erst zeitaufwendig und kostenintensiv hochgefahren werden müssen.
Mispel als Paradigmenwechsel – und die Lücke zur Praxis
Theoretisch hätte die Bundesnetzagentur bis Ende Juni eine Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz Mispel, veröffentlichen müssen. Diese Festlegung ist ein echter Paradigmenwechsel: Speicher werden zu aktiven Marktteilnehmern, Investitionen werden attraktiver und das Stromsystem profitiert von mehr Flexibilität.
Zum Hintergrund: Bisher werden Stromspeicher, die gemeinsam mit einer Anlage für erneuerbare Energien betrieben werden, nur dann durch das EEG gefördert, wenn sie ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Quellen versorgt werden. Bereits der Bezug einer einzigen Kilowattstunde sogenannten grauen Stroms aus dem Netz führt dazu, dass die Förderfähigkeit entfällt.
Dies soll sich nun ändern: Mit dem Solarspitzengesetz von Februar 2025 hat die Bundesnetzagentur eine Festlegungskompetenz erhalten. Dadurch sollen neue Spielräume für die bidirektionale Nutzung von Speicherung und zusätzlich auch E-Ladeinfrastruktur in Kombination mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen eröffnet werden. Die Festlegung soll sowohl Neu- als auch Bestandsanlagen umfassen. Die bisherigen Entwürfe sehen zwei Modelle vor:
- Die Pauschaloption, die für Kleinanlagen bis 30 Kilowatt Spitzenleistung vereinfachte gesetzliche Annahmen zugrunde legt, eine Teilnahme ohne aufwendige Messtechnik ermöglicht und von einer pauschalen Einspeicherung ausgeht, die dann vergütet wird. Das setzt allerdings eine Genehmigung durch EU-Wettbewerbshüter voraus.
- Die Abgrenzungsoption, die die anteilige Inanspruchnahme von Förderung und Umlagesaldierung erlaubt, sofern eine viertelstündliche messtechnische Abgrenzung des Stroms aus erneuerbaren Quellen erfolgt. Diese Option ist mess- und abrechnungstechnisch aufwändiger und eignet sich vor allem für größere Anlagen. Sie ist umgehend umsetzbar.
Beide Optionen ermöglichen eine parallele Optimierung von Netzeinspeisung, Eigenverbrauch und Netzbezug unter Beibehaltung von Marktprämien und auch von Saldierungsprivilegien.
Allerdings: Die Bundesnetzagentur ist in Verzug. Die Mispel-Festlegung soll frühestens nach der Sommerpause kommen. Die Frage ist: Droht ähnlich wie beim Energy Sharing eine Lücke zwischen rechtskräftiger Veröffentlichung und praktischer Umsetzung? Und damit zwischen Ansprüchen von Kunden und einer gesetzeskonformen Implementierung?
Ein bitterer Beigeschmack
Die bisher bekannten Formeln und Vorgaben zur Umsetzung sind alles andere als trivial und lassen darauf schließen, dass mit einer praktischen Umsetzung kaum vor 2027 zu rechnen ist. Sie setzt nicht nur eine viertelstündliche Leistungsmessung voraus, sondern auch ein Zählkonzept mit zwei Zählern bei der Abgrenzungsoption: eines für die Erneuerbare-Energien-Einspeisung und eines für den Netzstrombezug durch den Speicher. Dies will beim zuständigen Messstellenbetreiber beauftragt und installiert werden.
Erzeugungsanlage, Speicher und Ladepunkte sind zudem einem Direktvermarkter als "Sonstige Direktvermarktung" zuzuordnen, der einen separaten Bilanzkreis führt. Voraussetzung sind also zusätzlich die entsprechenden vertraglichen Vereinbarungen.
Ein Home-Energy-Management-System (HEMS) sowie dynamische Tarife sind genauso gesetzt wie die Einführung neuer Marktkommunikations-Prozesse. Dazu zählen die Neuanlage der Speicher-Marktlokationen, die Übergabe von Messkonzeptinformationen an den Messstellenbetreiber, die Bestellung von Steuerkonfigurationen oder gar die automatisierte Kommunikation der Berechnungsformeln. Dies alles dauert, bis es einmal gesetzt ist.
Fazit: Anerkennung der Speicher – und das Warten auf die Umsetzung
Mit Mispel werden Speicher und Ladepunkte systemisch zum ersten Mal als das anerkannt, was sie sind: aktive Marktteilnehmer, die Flexibilität bereitstellen und zur Entlastung der Netze beitragen. Die regulatorische Weichenstellung ist richtig und notwendig.
Doch die eigentliche Herausforderung liegt in der Umsetzung: Ohne standardisierte Prozesse und angepasste IT-Systeme droht eine Lücke zwischen Anspruch und Wirklichkeit – und damit zwischen den Erwartungen der Kunden und der Fähigkeit der Branche, diese zu erfüllen.
Unsere Kolumnistin Constanze Adolf leitet den Stabsbereich Energiewirtschaft: Strategie & Wissen bei Items, einem Dienstleister für die Energiewirtschaft. In der Kolumne "Megawatt & Paragrafen" bringt die promovierte Politologin regelmäßig auf den Punkt, was Stadtwerke, Netzbetreiber und kommunale Entscheider über neue Gesetze, Verordnungen, politische und energiewirtschaftliche Trends wirklich wissen müssen. Ihr letzter Beitrag: "Netzentgeltreform: Wo die Netzagentur mutig denkt – und wo zu kompliziert".
