War ein Speicher bislang ausschließlich für die Einspeisung oder den Bezug von Netzstrom qualifiziert, schafft der Gesetzgeber mit der Abgrenzungsoption und der Pauschaloption gleich zwei neue Möglichkeiten zur Speicherbewirtschaftung, die ihm beides erlauben. Bei der Abgrenzungsoption werden die Energieflüsse mittels zweier Zähler scharf abgegrenzt, während die Pauschaloption pauschale Werte für die Verrechnung annimmt.
Im Oktober 2025 hat die Bundesnetzagentur erstmals festgelegt, wie die Bilanzierung und Abrechnung der neuen Optionen aussehen könnten. Hinter der formal schlüssigen Darstellung zeigen sich bei genauer Analyse jedoch Fehlanreize. An der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin haben Gregor Conzelmann und Joseph Bergner die veröffentlichten Berechnungsgrundlagen untersucht. Ihr Fazit: Die MiSpeL-Festlegung ist in dieser Form noch nicht marktreif.
Zur Analyse wurde ein lineares Optimierungsproblem formuliert, das die Festlegung vollständig abbildet. Ein Optimierer findet auch ökonomisch vorteilhafte, aber unerwünschte Lösungen und macht so Fehlanreize sichtbar.
Um das Vorgehen zu verstehen, braucht es ein Grundverständnis für die neu geschaffene Abgrenzungs- und Pauschaloption. Die einfachere Variante ist die Pauschaloption. Hier wird Photovoltaikstrom bis zu 500 Kilowattstunden je installiertem Kilowatt gefördert. Für darüber hinaus vermarktete Energie erhält man zwar den Börsenstrompreis, aber die Förderung durch die Marktprämie entfällt. Dafür wird jedoch der Netzbezug für die Menge des eingespeisten Stroms von Umlagen befreit – das eigentliche Filetstück der Pauschaloption. Reicht diese Strommenge oberhalb der Grenze für eine bilanzielle Eigenversorgung aus, erfolgt der Stromverbrauch zum Börsenstrompreis ohne Netzentgelte.
Der Gedanke dahinter ist, dass eine Photovoltaikanlage im Eigenverbrauch nicht mehr als 500 Kilowattstunden je installiertem Kilowatt einspeist. Folglich muss aller Strom, der darüber hinausgeht, Strom aus dem Speicher sein. In gleicher Höhe zuzüglich Verluste muss Energie aus dem Netz bezogen werden. Die Einspeisung führt zur Saldierung der Umlagen, und die Verluste werden durch die Unschärfe ausgeglichen.
Beispiel: Ein Haushalt mit einer 5-Kilowatt-PV-Speicheranlage bezieht und speist 5000 Kilowattstunden ein. Rechnerisch gelten 2.500 Kilowattstunden als gefördert, 2.500 als umlagebefreiter Arbitragehandel, die eine Saldierung der Umlagen des Netzbezugs in gleicher Höhe zur Folge haben. Hierbei ist es egal, ob es sich tatsächlich um Arbitrage handelt oder um Einspeisung aus der Photovoltaikanlage. Da die Umlagen meist höher sind als die Einspeisevergütung, ist dies eine lukrative Annahme.
Grafik 1 zeigt den Zeitverlauf für die Optimierung mit der Pauschaloption. Zu erkennen ist, dass der Speicher weitestgehend unabhängig von der Photovoltaikleistung und Last lediglich auf den Börsenstrompreis reagiert. Strom wird nachts aus dem Netz bezogen oder der Speicher aus dem Netz geladen, obwohl Solarstrom zur Verfügung steht. Denn der Anreiz, mehr als die 500 Kilowattstunden einzuspeisen, um in den Genuss der Umlagebefreiung zu kommen, ist größer als der, den Solarstrom selbst zu verbrauchen. Überraschend hierbei: Ein Speicher ist keine essenzielle Bedingung für die Abrechnung nach der Pauschaloption. Einnahmen entstehen bereits durch die pauschale Abrechnung.
Der Haken: Die Vereinfachung der Pauschaloption gilt nur für PV-Anlagen unter 30 Kilowatt, und die Speicherverluste beim Arbitragehandel sind umlagebelastet und müssten eingepreist werden. Im Gegenzug erlaubt man etwas Unschärfe bei der Abrechnung. Die Umlagebelastung der Speicherverluste schränken die Einsatzmöglichkeiten jedoch deutlich ein. Ein Beispiel: Wird der Speicher nachts etwa zu 25 Cent pro Kilowattstunde geladen, ergibt sich bei einem Gesamtwirkungsgrad von 80 Prozent ein notwendiger Entladepreis von über 32 Cent pro Kilowattstunde, damit sich der Zyklus überhaupt rechnet. Alterungseffekte durch zusätzliche Zyklen sind dabei noch nicht berücksichtigt und verschieben die Schwelle weiter nach oben.
Mit der Abgrenzungsoption enthält die MiSpeL auch eine neue Option für alle Anlagen, auch solche mit mehr als 30 Kilowatt. Bei der Abgrenzungsoption werden Verluste über einen zusätzlichen Zähler erfasst und von Netzentgelten befreit. Sie ist jedoch auf AC-gekoppelte Speicher beschränkt. Die Differenzierung zwischen Photovoltaik- und Netzstrom im Speicher ist komplex; zentrales Element des Entwurfs der Festlegung ist der Grünstromanteil im Speicher.
Grafik 2 zeigt das Ergebnis der Optimierung der Leistung mit der Abgrenzungsoption. Verblüffend: die Batterieladung erfolgt in einem Zeitschritt, und die Batterieeinspeisung ins Netz im nächsten. Netzeinspeisung von Solarstrom wird somit gezielt durch den Speicher geleitet – trotz zusätzlicher Verluste.
Ziel dieser abenteuerlichen Einspeisung ist die Steuerung des für die Abrechnung relevanten Grünstromanteils, die ebenfalls mit dem Netzbezug über den Speicher erfolgt. Der Grünstromanteil entscheidet über die Gewichtung von Netzentgeltsaldierung und Marktprämie bei der Netzeinspeisung des Speichers. Das System wird so auf den ökonomischsten Grünstromanteil optimiert und nimmt dafür unnötige Zyklen, Wärmeverluste und Alterung in Kauf.
Auch wenn die MiSpeL-Festlegung in der Fassung vom Oktober 2025 in Teilen noch unausgewogen wirkt, zeigt die Untersuchung, dass sie das Betriebsverhalten von Speichern deutlich verändert und neue wirtschaftliche Anreize setzt. Dies wird jedoch nicht kurzfristig passieren: Mit dem 1. April wurde ein für die Umsetzung in der Marktkommunikation und Bilanzierung wichtiger Termin verfehlt. Unter optimistischen Annahmen ist ein Start daher kaum vor dem 1. April 2027 zu erwarten; angesichts der Komplexität erscheint auch eine Verzögerung bis 2028 plausibel. Bis dahin bietet sich die Möglichkeit, entsprechende Betriebsstrategien vorab zu erproben – etwa die gezielte Ladung von Börsenstrom zusätzlich zur Photovoltaik-Erzeugung. Dies ist nämlich auch mit der Ausschließlichkeitsoption bereits möglich. (Joseph Bergner, Gregor Conzelmann)
Die Autoren
Joseph Bergner forscht seit 2013 in der Forschungsgruppe Solarspeichersysteme an der HTW Berlin zu Marktintegration und Betriebsstrategien von PV-Energiesystemen.
Gregor Conzelmann kommt aus der Anlagenplanung und -installation. Aktuell forscht er an der HTW Berlin zur Optimierung von Speichern im Anwendungsfeld des Solarspitzengesetzes