WENN DER STROMABNAHMEVERTRAG AUSLÄUFT · 20. OKTOBER 2026

Batteriespeicher mit Netzstrom laden: Technikerin öffnet einen Speichercontainer am Solarpark, daneben Trafostation und Kabelgraben

Solarpark-Betreiber dürfen Batteriespeicher mit Netzstrom laden

Die Bundesnetzagentur erlaubt Batteriespeichern an Solarparks den Mischbetrieb, ohne dass der Solaranteil die Marktprämie verliert. Bis Ende September 2027 brauchen Betreiber dafür das Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 4 Min. LESEN

Wer neben einem Solarpark eine Batterie aufstellte, musste sich bisher entscheiden. Die Ausschließlichkeitsoption des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erlaubte im Speicher nur Strom aus der eigenen Anlage. Wollte ein Betreiber seine Batteriespeicher mit Netzstrom laden, verlor der zwischengespeicherte Solarstrom die Förderung. Die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz MiSpeL, hat die Bundesnetzagentur am 1. Oktober beschlossen.

Für Solarparks zählt vor allem die Abgrenzungsoption. Ein eigener Zähler erfasst alle 15 Minuten, wie viel Strom aus dem Park und wie viel aus dem Netz in die Batterie fließt. Formeln der Behörde teilen die eingespeisten Mengen danach in förderfähigen Solarstrom und ungeförderten Netzstrom auf. Speicher neben Freiflächenanlagen und Windrädern nennt die Bundesnetzagentur in ihrem Hintergrundpapier zu MiSpeL ausdrücklich.

Die Förderung für gespeicherten Solarstrom gibt es nach MiSpeL nur als Marktprämie, also in der Direktvermarktung. Für die meisten Solarparks ist das keine neue Hürde, weil Neuanlagen über 100 Kilowatt ihren Strom seit 2016 ohnehin direkt vermarkten müssen. Bis zum 30. September 2027 gilt eine Übergangszeit. Netz- und Messstellenbetreiber stellen in dieser Zeit ihre Abrechnung um, Betreiber nutzen die neuen Regeln nur mit deren Einverständnis.

Betreiber verlieren bei negativen Preisen die Marktprämie

2025 zählte die Bundesnetzagentur auf ihrer Plattform Smard 573 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen, nach 457 Stunden im Jahr 2024. Im ersten Halbjahr 2026 fiel die Zahl laut dem Datenanbieter Montel auf 299 Stunden. Die preisgetriebene Abregelung von Wind- und Solarstrom stieg trotzdem, wie die Analyse zur Nullcent-Falle im Förderrecht zeigt.

Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 ans Netz gehen, bekommen nach dem Solarspitzengesetz ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis keine Marktprämie. Bei älteren Anlagen entfällt sie erst nach einer Mindestdauer, die je nach Inbetriebnahme und EEG-Fassung unterschiedlich ausfällt. Ein Speicher verschiebt den Solarstrom in Stunden mit positiven Preisen und hält ihn so in der Förderung.

GreenBESS bemisst den Speicher nach seiner Aufgabe am Standort

Wie groß die Batterie sein sollte, beschreibt Marvin Großkrüger, Geschäftsführer der GreenBESS GmbH, in einem Gastbeitrag für Umweltdialog. Sein Unternehmen kauft bestehende Solarparks, rüstet sie mit Batteriespeichern nach und entwickelt eigenständige Speicherprojekte. Für Stand-alone-Speicher, die nur aus dem Netz laden, würden zunehmend Speicherdauern von vier Stunden und mehr umgesetzt. Ein Speicher, der Solarstrom aus dem eigenen Park verschieben soll, folge anderen Maßstäben.

Als Beispiel nennt Großkrüger eine Batterie mit rund der halben Anschlussleistung des Parks und zwei Stunden Speicherdauer. Bei einem Solarpark mit vier Megawatt Anschlussleistung wären das zwei Megawatt Speicherleistung und vier Megawattstunden nutzbare Kapazität. Eine allgemeine Vorgabe oder ein wirtschaftliches Optimum sei das nicht. Lädt eine zu große Batterie nur aus dem Park, könne ein Teil der Kapazität regelmäßig ungenutzt bleiben, während der Kapitaleinsatz steigt.

„Erst die Aufgabe des Speichers am Standort bestimmen, dann seine Größe“, schreibt Großkrüger. Welche Auslegung sich rechnet, zeige erst eine Simulation für den einzelnen Standort. In sie gehen Erzeugungsprofil, Strompreise, Verluste, Alterung der Batterie und Kosten ein. Ob ein Eigentümer überhaupt nachrüstet oder den Park verkauft, hänge vom Geschäftsmodell ab, etwa wenn ein langfristiger Stromabnahmevertrag ausläuft.

Betreiber planen Speicher und Netzanschluss gemeinsam

Den zweiten Rahmen gibt der Netzbetreiber mit dem Netzanschluss vor. Er legt fest, wie viel Leistung der Park einspeisen darf, und damit auch, wie schnell die Batterie entladen kann. Maßgeblich sind die technisch verfügbare und die vertraglich vereinbarte Einspeiseleistung. Soll der Speicher Netzstrom aufnehmen, muss der Betreiber zusätzlich die zulässige Bezugsleistung klären.

Netzanschlüsse sind knapp. Nach einer Auswertung der Bundesnetzagentur fragten Projektierer 2025 Anschlüsse für Batteriespeicher mit zusammen 573,5 Gigawatt an, zugesagt wurden 54,2 Gigawatt. Wer eine Batterie neben einen bestehenden Solarpark stellt, nutzt einen Anschluss, den der Park nur in den sonnenreichsten Stunden voll auslastet. Nach demselben Prinzip passen an Umspannwerken laut Fraunhofer IEE 150 Gigawatt Solar zusätzlich ins bestehende Netz, wenn Batterien die Spitzen aufnehmen.

Wer Batteriespeicher mit Netzstrom laden will, gewinnt zusätzliche Erlösquellen am Strommarkt. Im Gegenzug muss er geförderte und ungeförderte Mengen nach den Formeln der Behörde zuordnen und Vermarktung und Bilanzierung darauf abstimmen. Speist die Batterie bei negativen Preisen ein, entfallen für diese Mengen die Umlagevorteile. Großkrüger hält den Mischbetrieb deshalb für regulatorisch besser abbildbar, aber nicht automatisch für wirtschaftlicher.

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