Mit ihrer Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) hat die Bundesnetzagentur im September 2025 den richtigen Schritt gemacht. Sie bleibt aber auf halbem Weg stehen. Die öffentliche Debatte feiert die neue Pauschaloption für Photovoltaik-Anlagen bis 30 Kilowatt als Vereinfachung für den Heimspeichermarkt. Für das bisher am geringsten ausgebaute Segment mit dem volkswirtschaftlich relevantesten Potenzial passiert noch zu wenig: Gewerbe- und Industriespeicher. Gerade hier entscheidet sich, ob Deutschland seine Flexibilitätsziele erreicht.
Die eigentliche Nachricht: die Abgrenzungsoption
Die Ausschließlichkeitsoption nach Paragraf 19 Abs. 3a EEG war ein Konstruktionsfehler: Erhält die gekoppelte Erzeugungsanlage die Marktprämie, darf der Batteriespeicher keinen Graustrom aus dem Netz aufnehmen, sonst fällt die Förderung. Für industrielle Standorte mit Photovoltaik-Überschuss und speicherbasierter Lastspitzenkappung oder Arbitragehandel war das eine Renditebremse, die sich betriebswirtschaftlich nicht rechtfertigen lässt.
Die Abgrenzungsoption nach Paragraf 19 Abs. 3b EEG und Paragraf 21 EnFG löst diese Zwangslage auf: Erzeugung und Speicherbezug werden auf Basis viertelstündlicher Messwerte getrennt. Der Speicher darf künftig erneuerbaren Strom zwischenspeichern und, bilanziell sauber getrennt, Graustrom aus dem Netz aufnehmen, ohne die Marktprämie der vorgelagerten Anlage zu gefährden. Nur so können Speicher flächendeckend ihre Funktion betriebswirtschaftlich tragfähig übernehmen.
Deutschland hat Ende März 2026 rund 27 Gigawattstunden Batteriespeicher installiert — davon entfallen 20,8 Gigawattstunden auf Heimspeicher, 5,1 Gigawattstunden auf Großbatteriespeicher und 1,4 Gigawattstunden auf Gewerbe- und Industriespeicher. Die Modellierungen des Fraunhofer ISE beziffern den Speicherbedarf bis 2030 auf über 100 Gigawattstunden. Um diese Lücke zu schließen, muss in allen drei Speichersegmenten massiv zugebaut werden.
Heimspeicher sind bereits auf einem guten Weg. Großbatteriespeicher scheitern noch oft an Netzanschlüssen, die Pipeline von 211 Gigawatt Netzanschlussanfragen alleine auf Übertragungsnetzebene zeigt jedoch, dass die Nachfrage kein Problem darstellt. Doch auch die Zusagen in Höhe von 51 Gigawatt deuten auf einen klaren Fortschritt hin. Anders sieht es im Segment der Industrie- und Gewerbespeicher aus. Das Potenzial ist groß, die wirtschaftliche Förderung fehlt. Obwohl hier der wirtschaftspolitische Hebel am größten ist, bremst der Gesetzgeber den Ausbau selbst. MiSpeL bringt die Marktprämie — ein Baustein, keine vollständige Lösung. Damit Industriespeicher die Ausbauziele tragen können, muss die Politik mehr tun.
Der Flickenteppich der Netzbetreiber
Die praktische Wirkung hängt an den Verteilnetzbetreibern. Bei Zählpunktlogik, Messkonzept und Datenübermittlung lässt die Festlegung erhebliche Spielräume. Ein Verteilnetzbetreiber, der viertelstündliches Submetering akzeptiert, ermöglicht kalkulierbare Projekte in Monaten. Ein Verteilnetzbetreiber, der auf eichrechtlicher Vollauslegung besteht, treibt die Messkosten in die Höhe und verzögert die Inbetriebnahme um Quartale. Zwei Projekte gleichen Zuschnitts haben heute völlig unterschiedliche Konditionen, je nach zuständigem Verteilnetzbetreiber. Das ist ein unverhältnismäßiges und willkürliches Standortrisiko.
Die Bundesnetzagentur muss diese Spielräume mit einem verbindlichen Praxisleitfaden schließen und die Verteilnetzbetreiber auf eine einheitliche Messkonzeptlogik verpflichten, bevor die Festlegung in diesem Jahr in Kraft tritt. Der Flickenteppich kostet Wachstum.
Die offene Flanke: Netzentgelte
Die zweite ungelöste Baustelle ist die Netzentgeltsystematik. Das parallele Bundesnetzagentur-Verfahren zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) wurde in MiSpeL ausdrücklich ausgeklammert.
Die Verbände bne und BVES haben im Februar 2026 ein gemeinsames Positionspapier vorgelegt: keine Doppelbelastung beim Netzbezug, faire Behandlung von Speicherverlusten, zeitlich und örtlich variable Entgeltkomponenten.
Die Forderung ist ökonomische Logik: Ein Speicher, der Engpässe in der Mittelspannung puffert, erbringt eine Systemdienstleistung. Zahlt er dafür dieselben Entgeltkomponenten wie ein Verbraucher, bestraft das Netz genau die Flexibilität, die es braucht. Das BMWK muss die Reform priorisieren und parallel zur Abgrenzungsoption ausrollen.
Appell an die Industrie
An die Unternehmen, die heute noch zögern: Wer MiSpeL an die Rechtsabteilung delegiert oder auf den Abschluss der Netzentgeltreform wartet, handelt ökonomisch gegen das eigene Interesse.
Die Abgrenzungsoption soll noch in diesem Jahr unmittelbar nutzbar sein und deckt den Großteil industrieller Setups ab. Wer jetzt ein Pilotprojekt mit belastbarem Messkonzept aufsetzt, baut intern Erfahrung auf, bindet Erlösströme frühzeitig und hat beim nächsten Investitionszyklus einen Vorsprung. Wer wartet, könnte ein bis zwei Jahre Projektlaufzeit verlieren: ein spürbarer Posten in jeder Investitionsrechnung.
Speicher sind längst keine Förderprojekte mehr, die am Verlängerungsdraht der EEG-Prämie hängen. Sie sind Anlageninvestitionen mit kurzer Amortisationsdauer, Kapitalkostenlogik und strategischem Wert für die Stromkostenstruktur. Und genau so sollten sie behandelt werden.
Ob die industrielle Speicherlücke geschlossen wird, entscheidet sich in den nächsten zwölf Monaten: daran, wie konsequent Bundesnetzagentur, Verteilnetzbetreiber und Gesetzgeber die Lücken der Festlegung schließen und daran, wie mutig die Industrie die bereits heute offene Tür nutzt. Beide Seiten dürfen sich nicht auf die Verantwortung der anderen berufen.
— Der Autor Lukas Eckert ist Gründer und Geschäftsführer von Voltvera, einem Anbieter für industrielle Energiespeicherlösungen. —
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Kalimera .
**** Jackpot – Alarm **** !!!
Im dynamischen Stromtarif .
Extrem negativer Strompreis bei Tibber heute lädt zur Quersubvention des 1. Mai – Ausflugs ein .
Heute am 01.05.2026 zwischen 12:45 und 14:45 Uhr gibt es 40 Eurocent pro gnädig bezogener Kilowattstunde. Vorausgesetzt man hat einen dynamischen Stromtarif.Wenn das BEV in dieser Zeit 40 kWh einspeichert , werden 16 EURO als Dankeschön mitgeliefert. Reicht für zwei Kännchen Kaffee, ein paar schöne Blicke und zwei deliziöse Torten. Das Auto ist zudem auch wieder für hunderte Kilometer sprungbereit.
Irgendwie unheimlich diese Strombörse. Aber – die Welt ist ( leider) immer echt, und niemals „nicht so ganz wirklich“ . Obwohl unser sehr Ego-Männlich geprägtes Zeitalter genau diesen Fakt, die Echtheit der Welt , immer wieder virtuell kopieren möchte, um arin weichspülend zu herrschen und zu beherrschen, wird gefühlt nichts besser dadurch . Die von tollen Jungs „In-einer-Garage- zusammengebastelt – und – zum – Weltkonzern-geworden “ – Storys sind ausgelutscht .Es wurde und wird nur alles komplizierter und umständlicher. Ohne rituelles tägliches stundenlanges Smartphonegefuchtel glaubt man sich schon selbst dem seelischen und leibhaftigen Ende nahe.
Es bleibt aber in der Welt alles wie es ist und war, und die Lebenszeit die m/w/d am Smartphone freudlos verheizt , wird hinten nicht drangehängt! Der Sensenmann pulsiert die verscrollte Zeit nicht wohlwollend auf Lebenszeitkonto als Bonustrack , sondern klopft trotzdem pünktlich zum Heimgang an die irdische letzte Blutkreislauf-Runde. Der finale Herzschlag ist nicht verhandelbar.
Aber es gibt sie noch die wahren Freuden ! Kuchen ist echt , Kaffee ist echt , Sonnenschein ist echt , freundliche Menschen und freundliche Blicke sind echt .Und – immerhin – Geld verdienen mit Strombezug ist auch echt.
… geschätzt werden für den Strombezug, heute 1. Mai, zwischen 10 und 17 Uhr, dann noch 10Mio€ dazugezahlt …
Korrektur: doch eher 50-70Mio€?, (dauerte ja nicht nur eine Stunde an)
also vergleichbar mit ca. 50-70MWp Neuinstallation, wenn reinvestiert würde, oder ca. 50MWh BESS?
oder:
durch diese 200 000(-280000)MWh an negativBörsenStrompreis Verbrauchstrommengen wären damit 50MWh (vlt. 100MWh) Zwischenspeicherung (zur Stromspeicherungskapazität dazu) finanziert worden, für mehrmalige Verwendung …
Da gibt es „Freibier“ und den Michel freut’s !
Die Kosten: sog. SmartMeter, höherer Montspreis, (H)EMS, etc. bleiben außen vor.
So wie in FR, der Strompreis ist günsitg, die wahren Kosten trägt der Steuerzahler: EDF ist de-facto pleite, AKW benötigen Brennstoff von Rußland, etc.
Und gerade hat erst die von DT in der „Straße von Hormus“ induzierte Energiekrise gezeigt, das die abendlichen Strompreise (nach Sonnenuntergang) gezeigt, wenn die Energiekonzerne könnten, wie sie wollten, hätten die dyn/flex Strompreise ein ganz anderes Niveau.
… ein interessantes Beispiel zu den Prioritäten unserer Kulturepoche, in diversen Kulturregionen des Planeten, zeigt Prof. Krauter in der Berechnung der Zeitdauer und Gesamtkosten für eine globale photovoltaische Stromversorgung (ca. 27700TWh, 2025: geschätzt, ca 31-31800TWh, Primärenergieverbrauch_2024/25: ca. 166000TWh), mit der Annahme einer Weiterführung der bisherigen (Datenbasis 2024) Leistungsaufbau- und Kostenentwicklung:
… bis damit eine globale Elektrizitätsversorgung (nur für Photovoltaik berechnet) für ca. 30TWp erreicht würde (mit Annahme einer 4% Stromverbrauchsteigerung und Photovoltaikertrag: ca. 1400TWh/TWp), braucht der globale Photovoltaikmarktzuwachs für Solarmodule noch ca. 11-12Jahre (mit konstant optimalen Annahmen), also bis ca. 2036/2037 („Planungshorizont f. Kraftwerksplanung“).
… die Kosten für die Solarpanele erfordern dafür, vergleichsweise, die d. Militärausgaben der nächsten ca. 3.5Jahre (mit 5% BIP-Anteil), für Systemintegration und einer damit evtl. doppelten/dreifachen Kostenannahme (je nach regionalen Anforderungen und Elektronikentwicklung) wäre damit nach ca. 1 Dekade die globale Elektrifizierung (mit Solarenergie) finanziert(?)
Die Stromerzeugung scheint erreichbar, die Zwischenspeicherung (auch als ‚Verstetigung‘ erklärt), rel. Einsparung/Effizienzverbesserungen/sinnvoller Flexibilisierung, wird/wurde zum ‚dringenderen‘ Bestandteil(?), ja, überraschend, seit Jahrzehnten …
Aber nicht vergessen: geschenkter Strom ist Hexenwerk und bei teurem Strom ist (nicht vorhandener) Wind/PV-Strom schuld.
In Deutschland wird halt lieber gemeckert, als die Chancen zu nutzen. Was könnte man alles mit mehr Speichern an Geld im Inland halten und die Volkswirtschaft stärken. Denn der günstige Sonnenstrom wird in Deutschland erzeugt, der wenige Stunden spätere Gasstrom wird umständlich und umweltgefährdend aus dem Ausland bezogen. Allerdings ist es einfacher, sich von einigen Großkonzernen bezahlen zu lassen, als von vielen kleinen Privaterzeugern. So fallen politische Entscheidungen nicht unbedingt volkswirtschaftlich richtig aus, sondern steuern eher persönliche Interessen.
Jedenfalls war der Börsenstrompreis für die Gebotszone Deutschland/Luxemburg tatsächlich am unteren Totpunkt , respektive Anschlag. Mehr als minus 499,999 EURO pro Megawattstunde lässt die Strombörse technisch nicht zu .
Vielleicht doch mal aus einer technisch unplausiblen Gebotszone BRD/LUX
einige Dutzend oder Hundert machen?
Mehr Lokalkolorit wagen !
In Süddeutschland könnten kommunale BESS und Wasserstoffspeicher die Photovoltaikstrommenge auffangen. Es soll ja zukünftig noch viel mehr PV- Strom generiert werden.