Die Kombination einer Photovoltaik- oder Windkraftanlage mit einem Batteriespeicher eröffnet Betreibern verschiedene Möglichkeiten: Der Speicher kann den Eigenverbrauch erhöhen, Lastspitzen abfedern oder die Einspeisung zeitlich verschieben. Welche Betriebsweise technisch umsetzbar ist und zugleich die regulatorischen Anforderungen erfüllt, hängt jedoch vom Speichersystem, dem Energiemanagement und dem Messkonzept ab.
Eine wichtige Rolle dabei spielt der Funktionsumfang des installierten Speichersystems, beziehungsweise des verwendeten Energiemanagementsystems (EMS). Während viele moderne Systeme eine breite Palette von Anwendungsmöglichkeiten unterstützen, beschränken sich alte Geräte oft noch auf das lokale Energiemanagement vor Ort ohne Marktpreissensibilität.
Hinzu kommen regulatorische Einschränkungen. Insbesondere wenn erneuerbarer Strom aus der eigenen EEG-Anlage mit einem Batteriespeicher eingespeist und vermarktet werden soll, muss der Betreiber neben den allgemeinen gesetzlichen Bestimmungen für die Direktvermarktung weitere Voraussetzungen erfüllen. Die zentrale Frage dabei: Unter welchen Bedingungen bleibt der eingespeicherte Strom förderfähig, sodass die gesetzliche Marktprämie ausgezahlt werden kann?
Kann Strom aus einem Batteriespeicher vermarktet werden?
Ja, der Strom aus einem Batteriespeicher kann grundsätzlich am Strommarkt verkauft werden, sofern die technischen Voraussetzungen dafür gegeben sind. Besonders interessant sind Batteriespeicher, mit denen eine marktorientierte Einspeisestrategie möglich ist, bei der attraktive Preisphasen am Day-Ahead-Markt für höhere Vermarktungserlöse genutzt werden. Damit dies funktioniert, sollte das EMS über eine entsprechende Funktion zur preisbasierten Einspeisesteuerung verfügen.
Co-Location-Speicher, auch Grünstromspeicher genannt, werden gemeinsam mit einer geförderten Erzeugungsanlage hinter derselben Einspeise- beziehungsweise Entnahmestelle betrieben. Für diese Konstellation gelten besondere Anforderungen, die im nächsten Abschnitt erläutert werden. Betreiber sollten frühzeitig mit dem Speicherhersteller und dem Installateur klären, ob das System die gewünschte Betriebsweise unterstützt und wie es dafür eingerichtet werden muss.
Welche rechtlichen Bestimmungen gelten für die Direktvermarktung mit einem Batteriespeicher?
Für erneuerbaren Strom, der vor der Einspeisung in einem Batteriespeicher zwischengespeichert wird, gelten grundsätzlich weiterhin die generellen Anforderungen der Direktvermarktung. Dazu gehören insbesondere die korrekte Messung und Bilanzierung der Strommengen sowie, abhängig von der Anlagenleistung, die Fernsteuerbarkeit. Zusätzliche Vorgaben entstehen, wenn für den zwischengespeicherten Strom neben den Vermarktungserlösen auch die Marktprämie beansprucht werden soll.
In der geförderten Direktvermarktung verkauft der Betreiber seinen erneuerbaren Strom unter Einhaltung der in EEG definierten Förderbedingungen. Der Netzbetreiber zahlt dann für jeden Monat die gesetzlich zugesicherte Marktprämie an den Betreiber aus. Wie die Förderung berechnet wird, erklärt unser Wissensartikel zum Marktprämienmodell.
Bei der sonstigen Direktvermarktung wird der Strom ohne EEG-Förderung vermarktet. Diese Veräußerungsform findet Verwendung, wenn Fördervoraussetzungen nicht erfüllt sind, die gesetzlich vorgegebene Förderperiode abgelaufen ist oder wenn der Strom aus einem Stand-alone-Speicher ohne Anbindung an einer EEG-Anlage vermarktet wird.
Betreiber sollten daher zuerst klären, wie der Speicher genutzt werden soll. Daraus ergeben sich das Fördermodell und die benötigte Mess- und Vermarktungsstruktur.
Ausschließlichkeitsoption für geförderte EEG-Anlagen mit Batteriespeicher
Die zentrale Voraussetzung für den Erhalt der Förderfähigkeit erneuerbaren Stroms mit einem Speicher war bislang die Ausschließlichkeitsoption. Sie besagt, dass der Speicher ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien speichern darf. Bei einem PV-Speicher stammt der gespeicherte Strom beispielsweise ausschließlich aus der zugeordneten Solaranlage. Strom aus dem öffentlichen Netz darf der Grünstromspeicher damit also nicht aufnehmen; auch nicht mit einem Grünstromtarif. Entscheidend ist der physische und nachweisbare Stromfluss, nicht die bilanzielle Herkunft des Stromprodukts.
Bezieht der Speicher im betreffenden Kalenderjahr zu irgendeinem Zeitpunkt Netzstrom, sind die Voraussetzungen für den Erhalt der Marktprämie nicht mehr erfüllt. Wer die Ausschließlichkeitsoption nutzen will, muss über das Mess- und Betriebskonzept nachvollziehbar ausschließen, dass der erneuerbare Strom mit grauem Strom aus dem Netz vermischt wird. Mehr dazu erfahren Sie in unserem Wissensartikel über Grünstromspeicher für PV-Anlagen.
Abgrenzungs- oder Pauschaloption: Mischstromspeicher nach MiSpeL
Der § 19 Absatz 3 EEG enthält neben der Ausschließlichkeitsoption zwei weitere Optionen für das Speichern von erneuerbarem Strom, die die Förderfähigkeit ermöglichen. Die Abgrenzungs- und die Pauschaloption sind gesetzlich angelegt, hängen praktisch aber von der MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur und ihrer Umsetzung ab. Bislang ließ sich in der Praxis daher nur die Ausschließlichkeitsoption regulär anwenden.
MiSpeL: aktueller Rechtsstand und Implikationen für die Direktvermarktung
MiSpeL steht für die „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“. Die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur regelt, wie Strommengen aus Speichern und bidirektionalen Ladepunkten behandelt werden, wenn sich darin Strom aus erneuerbaren Energien und Netzstrom mischen. Sie legt insbesondere fest, wie der förderfähige Anteil der Netzeinspeisung und bestimmte umlagebegünstigte Strommengen berechnet, gemessen und nachgewiesen werden.
Damit erweitert MiSpeL auch die wirtschaftlichen Einsatzmöglichkeiten von Co-Location-Speichern: Sie können Netzstrom bei niedrigen Marktpreisen aufnehmen und später wieder einspeisen, wenn die Strompreise hoch sind. Auf diese Weise lassen sich Preisunterschiede zwischen Bezug und Einspeisung für Arbitrage nutzen. Batteriespeicher mit einer PV-Anlage können so beispielsweise auch nachts sinnvoll genutzt werden; oder im Winter, wenn die Sonneneinstrahlung gering ist.
Die Bundesnetzagentur hat die endgültige MiSpeL-Festlegung am 1. Oktober 2026 beschlossen. Damit sind die Abgrenzungsoption und die Pauschaloption nicht mehr nur gesetzlich vorgesehen, sondern auch durch verbindliche Formeln, Messkonzepte und Nachweisregeln ausgestaltet.
Bis zum 30. September 2027 können die Abgrenzungs- und die Pauschaloption allerdings nur mit Zustimmung des zuständigen Netzbetreibers und Messstellenbetreibers genutzt werden. Für die Pauschaloption muss zusätzlich die beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission vorliegen. Momentan (Stand 20. Oktober 2026) steht sie noch aus.
Werden mehrere Speicher an derselben Einspeisestelle betrieben, müssen sie einheitlich derselben Option zugeordnet werden. Darüber hinaus gelten die Optionen entsprechend auch für bidirektionale Ladepunkte von Elektrofahrzeugen.
Abgrenzungsoption für Mischspeicher
Die Abgrenzungsoption nach § 19 Absatz 3b EEG richtet sich an Speicher, die sowohl Strom aus einer erneuerbaren Erzeugungsanlage als auch Netzstrom aufnehmen. Anders als bei der Ausschließlichkeitsoption führt die Netzladung hier nicht dazu, dass die gesamte Speichereinspeisung ihre Förderfähigkeit verliert. Stattdessen berechnen die MiSpeL-Formeln anhand viertelstündlich erfasster Messwerte, welcher Teil der Netzeinspeisung dem erneuerbaren Strom zugerechnet werden kann. Nur für diese förderfähige Strommenge kann eine Marktprämie gezahlt werden; der dem Netzstrom zugeordnete Anteil erhält keine EEG-Förderung.
Das benötigte Messkonzept hängt vom Anlagenaufbau ab. In der Regel sind zwei Zählpunkte vorgesehen, für bestimmte Sonderfälle genügt ein Zählpunkt. Die Werte werden zunächst für jeden Kalendermonat berechnet und für die Jahresabrechnung der Marktprämie zusammengeführt.
Wird die Marktprämie nach der Abgrenzungsoption beansprucht, muss außerdem die gesamte Einspeisung an der betreffenden Einspeisestelle in einem gesonderten Direktvermarktungs-Bilanzkreis oder Unterbilanzkreis bilanziert werden. Die Marktprämie wird in diesem Fall anhand des energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts berechnet. (gemäß MiSpeL-Anlage 1: Abgrenzungsoption)
Pauschaloption für bestimmte kleine Solaranlagen
Die Pauschaloption nach § 19 Absatz 3c EEG vereinfacht die Zuordnung für EEG-Anlagen mit Speichern oder bidirektionalen Ladepunkten. Sie kommt infrage, wenn Erzeugungsanlagen hinter der Einspeisestelle zusammen höchstens 30 kW leisten, sämtliche beteiligten Anlagen von derselben Person betrieben werden und dort Strom ausschließlich in Solaranlagen, Speichern und gegebenenfalls bidirektionalen Ladepunkten erzeugt wird.
Eine genaue Trennung zwischen Solar- und Netzstrom innerhalb des Speichers ist nicht erforderlich. Stattdessen gilt die Netzeinspeisung eines Kalenderjahres bis zu einer Obergrenze von 500 kWh je Kilowatt installierter Solarleistung pauschal als grundsätzlich förderfähig, soweit sie in Zeiträumen erfolgt, in denen ein positiver anzulegender Wert gilt.
Für das vereinfachte Messkonzept reicht in der Regel ein mess- und eichrechtskonformer Zweirichtungszähler. Netzbezug und Netzeinspeisung müssen trotzdem viertelstundengenau erfasst und bilanziert werden. Alle Anlagen hinter der Einspeisestelle müssen zudem der Direktvermarktung zugeordnet sein; eine parallele Einspeisevergütung ist dort ausgeschlossen. Praktisch kann die Pauschaloption erst genutzt werden, wenn die noch ausstehende beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission erteilt wurde. (gemäß MiSpeL-Anlage 2: Pauschaloption)
Welches Messkonzept ist für die Direktvermarktung erforderlich?
Nach § 21b Absatz 3 EEG muss die gesamte tatsächliche Einspeisung des Stroms aus einer EEG-Anlage gemessen und viertelstündlich bilanziert werden. Diese Voraussetzung gilt für die Direktvermarktung unabhängig davon, wie hoch die Leistungskapazität der PV- oder Windkraftanlage ist. Größenabhängige Regeln zur Fernsteuerung ändern daran nichts.
Bei einem Mischspeicher muss abhängig von der gewählten MiSpeL-Option das Messkonzept zusätzlich die Werte bereitstellen, mit denen sich förderfähige Einspeisung, Netzbezug und gegebenenfalls Speicherverluste bestimmen lassen. Bei einem DC-gekoppelten System können PV-Anlage und Batterie zum Beispiel einen gemeinsamen Wechselrichter nutzen. Dessen interne Messwerte gelten nicht automatisch als mess- und eichrechtskonformer Nachweis. Hersteller, Projektierer und Messstellenbetreiber müssen deshalb klären, ob die Systemtopologie einem vorgesehenen Messkonzept entspricht und alle benötigten Viertelstundenwerte liefert.
Alle erforderlichen Messwerte müssen an den richtigen Stellen und in der geforderten Qualität vorliegen. Ob das vorhandene System die nötigen Daten liefert und Netzladung zuverlässig ausschließen oder getrennt abbilden kann, klären Betreiber am besten mit dem Speicherhersteller oder ihrem Installateur. Für das abrechnungsfähige Messkonzept ist außerdem der zuständige Messstellenbetreiber einzubeziehen.
Fernsteuerung und Netzanschluss: Worauf müssen Sie achten?
Messung und Fernsteuerung erfüllen unterschiedliche Aufgaben. Der Zähler liefert die Werte für Abrechnung und Bilanzierung. Die Steuertechnik ermöglicht berechtigten Marktrollen den Zugriff auf die Einspeiseleistung.
Für Anlagen in der Direktvermarktung mit mehr als 25 kW installierter Leistung verlangt § 10b EEG, dass der Direktvermarkter die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung fernsteuern kann. Mehrere Anlagen am selben Netzverknüpfungspunkt können eine gemeinsame technische Einrichtung nutzen, wenn sie die Anforderungen für die Gesamtheit erfüllt.
Auch der Netzanschluss bleibt ein eigenes Prüffeld. Netzladung, Rückspeisung, Speicherleistung oder ein geänderter Betriebsmodus können die mit dem Netzbetreiber vereinbarte Bezugs- und Einspeisekapazität berühren. Je nach Spannungsebene gelten die technischen Anschlussregeln und die TAB des jeweiligen Netzbetreibers. Anlagen und Speicher müssen zudem korrekt im Marktstammdatenregister erfasst werden.
Welche Zähler, Steuergeräte und sonstige Komponenten je Anlagengröße bei der Direktvermarktung generell eingesetzt werden, erläutert unser Artikel über die Voraussetzungen für die Direktvermarktung.
Wie werden Batteriespeicher und EMS an LUOX Energy angebunden?
Bei der technischen Umsetzung müssen die oben beschriebenen gesetzlichen Anforderungen an Messung, Bilanzierung, Fernsteuerung und Netzanschluss berücksichtigt werden. Darüber hinaus muss die operative Verbindung mit dem Direktvermarkter hergestellt werden. Bei LUOX Energy erfolgt das in der Regel über eine der unterstützten Direktvermarktungsschnittstellen, welche vom Installateur eingerichtet werden muss.
In manchen Batteriesystemen sind LUOX Stromprodukte komplett oder in Teilen in die Benutzeroberflächen der Hersteller integriert. Ob dies der Fall ist und ob dadurch im konkreten Projekt eine zusätzliche Verbindung über eine Direktvermarktungsschnittstelle entfallen kann, sollte im konkreten Fall geklärt werden.
Eine preisbasierte Fahrweise setzt voraus, dass der Speicher oder das Energiemanagementsystem die jeweilige Richtung gezielt steuern kann. Für die Direktvermarktung betrifft das die Einspeisung, bei einem dynamischen Stromtarif den Strombezug. Verfügt das System über diese Funktionen, kann es seine Lade- und Entladezeiten an veröffentlichten Börsenpreisen ausrichten. Ob Netzstrom später wieder eingespeist werden darf und welcher Anteil der Einspeisung förderfähig ist, hängt jedoch weiterhin von der gewählten Speicheroption, dem Messkonzept und den gesetzlichen Voraussetzungen ab.
Dynamische Stromtarife betreffen die Bezugsseite, Direktvermarktung die Einspeiseseite. Mit LUOX Dynamisch für Haushalte und kleinere Gewerbe sowie LUOX Dynamisch RLM für Unternehmen mit registrierender Leistungsmessung bietet LUOX Energy beide Tarifsegmente an. Ein preisbasiertes EMS kann den Bezug in günstigere Viertelstunden verschieben. Ob der Speicher diesen Strom später einspeisen darf und welcher Anteil marktprämienfähig ist, richtet sich nach Speicheroption, MiSpeL-Anwendbarkeit, Messkonzept und Netzanschluss. Die Optimierung des Speicherbetriebs übernimmt das jeweilige EMS oder Speichersystem.
Checkliste vor der Direktvermarktung mit Speicher
Vor Vertragsabschluss und technischer Umsetzung sollten Betreiber vor allem die folgenden Punkte klären:
1. Betriebsziel und Ladequellen: Soll der Speicher nur EE-Strom oder zusätzlich Netzstrom aufnehmen? Dient er der Einspeisung, dem Eigenverbrauch oder beiden Zielen?
2. Vermarktungs- und Fördermodell: Passen Ausschließlichkeitsoption, Abgrenzungsoption, Pauschaloption oder sonstige Direktvermarktung zum geplanten Betrieb?
3. Aktueller Rechtsstand: Sind die benötigte MiSpeL-Option und das Messkonzept beim zuständigen Netz- und Messstellenbetreiber bereits umsetzbar?
4. Anlagentopologie und Messwerte: Welche Erzeuger, Speicher, Ladepunkte und Verbraucher liegen hinter der Einspeisestelle? Welche Viertelstundenwerte stehen mess- und eichrechtskonform zur Verfügung?
5. Steuerung und Kommunikation: Wie werden Ist-Einspeisung, Fernsteuerbarkeit und die Verbindung zum Direktvermarkter hergestellt?
6. Netz und Register: Decken Netzanschluss, TAB und vereinbarte Kapazitäten den geplanten Betrieb ab? Sind Erzeugungsanlage und Speicher korrekt registriert?
7. Preisbasierter Betrieb: Unterstützt das EMS die gewünschte Lade- und Entladestrategie, ohne gesetzliche oder vertragliche Grenzen zu verletzen?
Die Direktvermarktung mit einem Batteriespeicher setzt ein passendes Betriebs-, Mess- und Vermarktungskonzept voraus. Mit den MiSpeL-Regelungen können Co-Location-Speicher künftig flexibler eingesetzt werden: Neben der zeitlichen Verschiebung des vor Ort erzeugten EE-Stroms kann ein Mischspeicher auch Netzstrom in Zeiten niedriger Marktpreise aufnehmen und später bei höheren Preisen wieder einspeisen. Damit wird Arbitrage auch dann möglich, wenn die angeschlossene Solaranlage gerade keinen Strom erzeugt.
Diese Nutzung ist jedoch an regulatorische und technische Voraussetzungen gebunden. Bis zum 30. September 2027 müssen Netz- und Messstellenbetreiber der Anwendung zustimmen; bei der Pauschaloption ist zusätzlich die noch ausstehende beihilferechtliche Genehmigung erforderlich. A
Speicherhersteller, Projektierer und Installateure prüfen die Auslegung und die notwendigen Steuerungsfunktionen des Speichers. Das LUOX Team unterstützt bei Fragen zur Direktvermarktung, zur erforderlichen Anbindung und zum Onboarding. Weitere Informationen zu unseren Konditionen finden Sie auf unserer Seite zur LUOX Direktvermarktung.
Hinweis: Dieser Artikel bietet eine allgemeine regulatorische Einordnung und ersetzt keine Rechtsberatung oder anlagenspezifische Prüfung.