Ab Oktober 2026 wird der bidirektionale Betrieb von Batteriespeichern und Ladestationen am Stromnetz möglich, ohne dass der Anspruch auf EEG-Förderung erlischt. Zudem werden Umlagen auf bezogenen Netzstrom erstattet, wenn Strom ins Netz zurückgespeist wird. Wie das umzusetzen ist, hat die Bundesnetzagentur festgelegt. Durch den flexiblen Betrieb von Heimspeichern, Ladestationen und Wärmepumpen können Haushalte mehr als 700 Millionen Euro im Jahr sparen, besagt eine Studie.
Das Stromsystem muss flexibler werden. So lautet eine häufig vorgebrachte Forderung, damit das Angebot aus fluktuierend erzeugtem Wind- und Sonnenstrom die Nachfrage decken kann und das Versorgungssystem stabil bleibt. Notwendig ist dazu, dass Speicherkapazitäten ausgeschöpft werden: Batteriespeicher und Elektroautos werden über das Netz geladen, wenn mehr Strom anliegt, als abgenommen wird. Wärmepumpen bereiten dann Heizwasser und puffern es in thermischen Speichern. „Flexibilität wird zum Schlüssel für eine bezahlbare Energiewende“, sagt Filip Thon, Chef von Deutschlands größtem Stromversorger Eon Energie Deutschland.
Der Konzern hat eine Studie in Auftrag gegeben, um das Potenzial flexiblen Strombezugs zu ermitteln. 2026 beträgt es nach Analyse der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) rund 10 Terawattstunden und entspricht damit dem Stromverbrauch der Stadt Hamburg. Bis 2031 soll sich das Potenzial mehr als verdoppeln.
Eon-Studie: 7,6 Cent pro Kilowattstunde weniger für Strom bei flexiblem Bezug
Weil Strom in Zeiten niedrigerer Nachfrage weniger kostet, führt die Verlagerung des Bezugs auch zu Ersparnissen. 7,6 Cent kostet die Kilowattstunde Strom nach Berechnungen von FfE im Schnitt weniger, wenn Elektroautos, Batteriespeicher und Wärmepumpen flexibel Strom beziehen – über einen dynamischen Tarif oder einen Fixtarif mit Bonuszahlungen, sogenannte Flexibilitätsboni. Bundesweit könnten Haushalte so schon heute 762 Millionen Euro Energiekosten im Jahr sparen.
Für Betreiber von Photovoltaikanlagen bedeutete der bidirektionale Betrieb des eigenen Heimspeichers aber in der Vergangenheit einen Nachteil: Wird der Speicher nicht nur mit eigenem Solarstrom gefüllt, sondern auch über das Netz gespeist, erlischt der Anspruch auf Förderung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das sogenannte Ausschließlichkeitsprinzip besagte, dass Speicher nur mit Ökostrom geladen werden dürfen, also im Fall von PV-Betreibern mit eigenem Solarstrom.
Im EEG wurden diesem Prinzip zwei weitere Optionen hinzugefügt, für die noch Regeln für die praktische Umsetzung fehlten. Zum 1. Oktober 2026 tritt nun eine Festlegung der Bundesnetzagentur in Kraft: Sie definiert, wie Batteriespeicher und Ladestationen bidirektional betrieben werden können und trotzdem Anspruch auf EEG-Förderung besteht – wohlgemerkt auf eingespeisten Sonnenstrom, nicht auf rückgespeisten Netzstrom. Wird Strom aus dem Netz bezogen und nach Speicherung wieder ins Netz abgegeben, entfallen aber auf diese Menge zwei Umlagen und die Netzentgelte.
MiSpeL-Festlegung für EEG-Förderung bei bidirektionalem Speicherbetrieb
Netzbetreiber zahlen die EEG-Förderung und erstatten Umlagen und Netzentgelte an die Anlagenbetreiber. Dazu müssen sie wissen, wie sie die jeweiligen Strommengen ermitteln sollen. Das bestimmt die Bundesnetzagentur über die Festlegung „Marktintegration für Speicher und Ladestationen“ (MiSpeL). Sie enthält Messkonzepte und weitere Voraussetzungen, die PV-Anlagenbetreiber erfüllen müssen.
Wer EEG-Förderung beansprucht und bidirektionale Speicheranlagen betreibt, zu denen stationäre Batteriespeicher und Ladestationen für Elektroautos gehören, muss die PV-Anlage der geförderten Direktvermarktung zuordnen. Der Strom wird über das Netz verkauft und obendrauf gibt es die Marktprämie nach EEG. Der Bezug der Einspeisevergütung ist nach MiSpeL nicht möglich. Wird der eingespeiste Solarstrom nicht über das EEG gefördert, können Anlagenbetreiber zumindest für den rückgespeisten Netzstrom die Befreiung von den Umlagen (konkret Offshore-Netzumlage und KWKG-Umlage) und von den Netzentgelten einfordern. Dazu ist die PV-Anlage der Vermarktungsform der sonstigen Direktvermarktung zuzuordnen. Der Strom wird also über das öffentliche Netz verkauft, aber keine Marktprämie bezogen.
Unterschiedliche Messkonzepte für Pauschaloption und Abgrenzungsoption
Je nach PV-Leistung stehen den Betreibern nach MiSpeL zwei Optionen offen:
1. Pauschaloption
Bei maximal 30 Kilowatt PV-Leistung hinter der Einspeisestelle darf die Pauschaloption gewählt werden. Die Leistung von Steckersolargeräten zählt hierbei nicht mit. Auf maximal 500 Kilowattstunden pro Kilowatt Leistung der netzgekoppelten PV-Anlage(n) besteht dann Anspruch auf EEG-Förderung in Form der Marktprämie. Über einen Smart Meter werden die Strommengen erfasst, die ins Netz gehen und aus dem Netz bezogen werden. Fließt mehr Strom ins Netz, als pauschal gefördert wird, gilt die Differenz als Netzbezug. Für diese Menge kann der Netzbetreiber Umlagen und Entgelte zurückerstatten.
Wird keine Marktprämie will oder beanspruchen darf, wird ebenfalls mit den Werten nach Pauschaloption gerechnet, um die Höhe der Befreiung von Umlagen und Netzentgelten zu ermitteln.
2. Abgrenzungsoption
Ist die PV-Leistung am Einspeisepunkt größer 30 Kilowatt (ohne Steckersolargeräte), kann die Abgrenzungsoption gewählt werden. Hier bekommen PV-Anlage und Speicher jeweils ein eigenes intelligentes Messgerät. Sollen auch die Speicherverluste bei der Berechnung berücksichtigt werden, braucht es einen dritten Zähler.
Darüber hinaus können PV-Anlagenbetreiber weiterhin das Ausschließlichkeitsprinzip erfüllen, wenn Speicher nur Solarstrom ins Netz speisen, aber keinen Strom aus dem Netz ziehen. Dann wird die eingespeiste Solarstrommenge vollständig vergütet – in Form der Marktprämie oder der Einspeisevergütung und solange Anspruch auf Förderung besteht.
Bis Herbst 2027 Übergangsregelungen, aber Direktvermarkter startklar
Damit Netzbetreiber und Messstellenbetreiber ihre Prozesse anpassen können, gilt bis 30. September 2027 eine Übergangsregel: Nutzen können PV-Anlagenbetreiber die neuen Optionen nur, wenn der eigene Netzbetreiber und Messstellenbetreiber einverstanden sind. Ab Oktober 2027 müssen sie die Abrechnungsprozesse umsetzen, so dass Pauschal- und Abgrenzungsoption allen PV-Anlagenbetreibern mit Batteriespeichern und/oder Ladestation offen stehen sollten.
Für den bidirektionalen Speicherbetrieb muss eingespeister Strom über das Netz verkauft werden. Dienstleister wie Luox Energy vermarkten dabei nicht nur Solarstrom, sondern nutzen auch das Potenzial von Speicheranlagen, um am Strommarkt Gewinne zu erzielen. Ob sich die Kosten der Direktvermarktung lohnen, ist abhängig von der Speicherkapazität und der Leistung der PV-Anlage. Je mehr Strom vermarktet werden kann, desto größer ist in der Regel das Erlöspotenzial.
Zusammenfassung
Ab Oktober 2026 können PV-Anlagenbetreiber ihre Heimspeicher und Ladestationen auch über das öffentliche Stromnetz laden, aber weiterhin für eingespeisten Solarstrom EEG-Förderung erhalten. Voraussetzung ist, dass der Solarstrom direkt vermarktet wird und ein bestimmtes Messkonzept eingehalten wird. Bis September 2027 gilt noch eine Übergangsfrist. Danach müssen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber die notwendigen Abrechnungsprozesse verpflichtend umsetzen.
