Sie ist da! Anfang Oktober hat die Bundesnetzagentur die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz Mispel, beschlossen. Der Kern: Prosumer, E-AutofahrerInnen sowie Gewerbe- und Industrieunternehmen können ihre Stromkosten senken, indem sie ihren Verbrauch in Zeiten niedriger Marktpreise und hoher erneuerbarer Stromerzeugung dank des Einsatzes ihrer Speicher verlagern.
Umgekehrt können sie höhere Erlöse erzielen, wenn sie die Einspeisung aus Erneuerbare-Energien-Anlagen und Speichern gezielt in Stunden hoher Marktpreise verschieben. Klingt selbstverständlich: Wozu sind Speicher schließlich da? Ist es aber nicht.
Jedenfalls nicht, wenn es um den Erhalt der Förderfähigkeit geht. Denn bisher gilt: Speicher dürfen ausschließlich vor Ort erzeugten, förderfähigen Strom, zum Beispiel aus einer PV-Anlage, speichern, wenn die EEG-Förderung erhalten bleiben soll. Werden Speicher gleichzeitig zur Marktpreis- und Eigenverbrauchsoptimierung, also in einem Multi-Use-Modus genutzt, droht bislang der Verlust der Förderung, wenn nicht Grün- und Netzstrom streng abgegrenzt wurden.
Mispel trifft auf einen relevanten Markt
Genau hier setzt Mispel an. Sie regelt, wie eingespeiste Strommengen zugeordnet werden. Ziel ist es, die bisher strikte Trennung von Grün- und Netzstrom zu überwinden. Mit anderen Worten: Speicher – und ganz wichtig – auch bidirektionale Ladepunkte dürfen Netz- und Solarstrom gemischt nutzen, ohne die EEG-Förderung zu verlieren. Auch können Umlagen saldiert werden, was zusammengenommen neue wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten eröffnet.
Die Mispel trifft auf einen relevanten Markt, denn es geht um nicht weniger als 21 Gigawatt (GW) an Leistung beziehungsweise 33 Gigawattstunden (GWh) an Speicherkapazität, die bisher komplett marktblind ohne Zugriff auf das deutsche Stromnetz installiert sind. Der überwiegende Teil davon sind Haushaltsspeicher, die bisher zur Eigenverbrauchsoptimierung von eigenerzeugtem Solarstrom keinen Netzbezug haben. Hinzu kommen noch beachtliche 142 GWh an Batteriekapazität in Elektrofahrzeugen, wobei davon zurzeit nur ein Bruchteil bidirektional nutzbar ist.
Die Bundesnetzagentur ist in ihrer finalen Festlegung auf den Markt zugegangen, indem sie weitere Anwendungsfälle mit in das Mispel-Repertoire aufgenommen hat. So hat die Behörde auch Fälle mit ungeförderten Anlagen oder ohne eigene Stromerzeugung mit aufgenommen und nach einem Brandbrief der Automobilindustrie Ladepunkte den Stromspeichern gleichgestellt. Zudem wurde eine Regelung gefunden, wonach mobile Speicher nicht mehr zwingend mit einer eigenen PV-Anlage kombiniert werden müssen und mit nur einem intelligenten Messsystem auskommen, was vorher nicht der Fall war.
Eine Festlegung ist noch kein Geschäftsmodell
Die nun beschlossene regulatorische Festlegung bedeutet noch keine praktische Umsetzung. Der wichtige regulatorische Schritt in Richtung Marktintegration von Speichern ist unmittelbar mit einer erheblichen Umsetzungsaufgabe verbunden.
Eine Übergangsphase bis zum 30. September 2027 soll daher Netz- und Messstellenbetreibern Zeit geben, die notwendigen IT-, Mess-, Bilanzierungs- und Abrechnungsprozesse für das Massengeschäft aufzubauen. Bis dahin können Netzbetreiber Anfragen ohne Angabe von Gründen ablehnen. Allerdings ist bereits heute absehbar, dass die bundeseinheitlichen Marktkommunikationsformate nicht bis zum Formatwechsel im Oktober 2027 zu erwarten sind.
Was dann? Wie können sich Netzbetreiber darauf berufen, auch nach Oktober 2027 die Mispel nicht vollständig umsetzen zu können? Wie in so vielen anderen Beispielen zeigt sich auch hier eine große Diskrepanz zwischen regulatorischer Machbarkeit und IT-technischer Umsetzbarkeit.
Drei Optionen
Dazu hat die Bundesnetzagentur der bereits bestehenden Ausschließlichkeitsoption die sogenannte Abgrenzungsoption und die Pauschaloption zur Seite gestellt. Beide Optionen erlauben eine Zuordnung der Strommengen, wobei die Abgrenzungsoption die jeweiligen Stromanteile genau berechnet, was allerdings zur Folge hat, dass zumeist ein Messkonzept mit zwei Zählern nötig wäre. Hier hat die Bundesnetzagentur nachgeschärft und versucht, möglichst mit einem Zähler auszukommen.
Mit nur einem Zähler kommt die Pauschaloption grundsätzlich immer aus, da sie die Zuordnung der Strommengen für Speicher in Kombination mit Solaranlagen bis 30 Kilowatt-Peak (kWp) vereinfacht, nämlich mit pauschalisierten Mengen abbildet. Wo die Bundesnetzagentur auf den letzten Metern noch nachgebessert hat: Der in der sogenannten Pauschaloption als Puffer zwischen Förderfähigkeit und Befreiung von Umlagen und Abgaben zu verstehende Indifferenzbereich war im ursprünglichen Entwurf sehr breit angelegt, sodass bidirektionale mobile Anwendungen deutlich gegenüber reinen Heimspeichern benachteiligt waren. Hier hat die Bundesnetzagentur nachgebessert, sodass sich die Rückspeisung des Stroms früher lohnt.
Mispel regelt keine Netzentgelte
Was beide Optionen gemein haben: Die neuen Regelungen sind nur in Verbindung mit einer Direktvermarktung anwendbar und schließen demnach Anlagen mit fester Einspeisevergütung aus. Wichtig ist zudem, dass die Mispel eine viertelstundenscharfe Messung erfordert, was ein intelligentes Messsystem voraussetzt.
Was die Mispel explizit nicht regelt, sind die Netzentgelte. Hier verweist die Bundesnetzagentur auf die für Ende des Jahres erwartete Agnes-Festlegung zur Neustrukturierung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom. Neu installierte, vor allem netzgekoppelte Speicher sollen laut Entwurf ab August 2029 einen angemessenen Beitrag zur Finanzierung und zur effizienten Nutzung der Netze leisten und stärker in ein System aus dynamischen Netzentgelten und möglichen Kapazitätsmechanismen eingebunden werden.
Hier mag die Mispel keine Rolle spielen. Dennoch bleibt die Frage, ob der angekündigte Prosumeraufschlag auf den verpflichtend werdenden Grundpreis die Vorteile der Mispel "auffressen"? Auch das Zusammenspiel mit dem geplanten Abschöpfungsmechanismus im geplanten Erneuerbaren-Energien-Gesetz ist noch offen.
Pragmatische und digitale Lösung
Mispel erweitert den wirtschaftlichen Handlungsspielraum für Speicherbetreiber und ermöglicht die stärkere Einbindung bidirektionaler Ladepunkte. Gerade im Hinblick auf die zurzeit diskutierten geplanten massiven Einschränkungen neuer Anlagen unter dem zukünftigen Erneuerbare-Energien-Gesetz ist dies ein wichtiger Fortschritt. Trotz der Vielzahl an zu regelnden Einsatzfällen und der damit einhergehenden Komplexität bietet Mispel eine pragmatische und digitale Lösung mit möglichst hoher Flexibilität. Ob daraus rasch ein funktionierendes Massengeschäft entsteht, hängt jedoch wesentlich von der operativen Umsetzung ab.
Was wird deutlich? Deutschland hat keine verbindliche, umfassende Energiespeicherstrategie auf Bundesebene. Für InvestorInnen ist der Rechtsrahmen daher ein Regelungsmosaik, bei dem Genehmigungen, Netzanschluss und Netzentgelte wichtiger sind, als EEG-Umlagenfortschreibung à la Mispel.
In der derzeitigen Situation, in der der Zubau an Speicherleistung derart rasant zunimmt, scheint jede Art von Koordinierung beziehungsweise Fortschreibung der 2023 begonnenen Stromspeicherstrategie aus Effizienz- und Systemführungsgründen begrüßenswert. Und dann steht eine weitere Aufgabe an: die Wärmespeicher. Aber dazu ein anderes Mal!
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: Welche Risiken das neue Heizungsgesetz für IT-Prozesse bringt
