Artikel
•
Germany
Die deutsche Energiewende steht derzeit vor einem regulatorischen Umbruch. Vier Verfahren prägen die Rahmenbedingungen für Photovoltaik, Batteriespeicher und Netzentgelte: (1) die EEG-Novelle 2027, (2) das Netzpaket, (3) die Netzentgeltreform AgNes…
Die deutsche Energiewende steht derzeit vor einem regulatorischen Umbruch. Vier Verfahren prägen die Rahmenbedingungen für Photovoltaik, Batteriespeicher und Netzentgelte: (1) die EEG-Novelle 2027, (2) das Netzpaket, (3) die Netzentgeltreform AgNes, mit dem Spezialfall Nachfolgeregelung Industrienetzentgelte, und (4) die Speicher-Festlegung MiSpeL. Für Industrieunternehmen, die in einen Batteriespeicher investieren wollen, entscheiden diese vier Prozesse gemeinsam über die Wirtschaftlichkeit künftiger Projekte.
Hinweis (Stand: 29. September 2026): Details können sich bis zur finalen Fassung noch ändern. EEG-Novelle und Netzpaket befinden sich derzeit im parlamentarischen Verfahren, sie sollen Anfang 2027 in Kraft treten. Die Konsultation zu AgNes ist abgeschlossen, die Bundesnetzagentur wertet die Stellungnahmen aus und plant das Inkrafttreten ab 2029. MiSpeL soll im Oktober 2026 wirksam werden.
Die vier Verfahren haben unterschiedliche Zuständigkeiten, greifen aber inhaltlich eng ineinander.
Ein Gesetz, das alle vier offiziell verbindet, gibt es nicht. Trotzdem beeinflussen sie sich gegenseitig, weil sie oft dieselben Themen betreffen:
MiSpeL soll ab Oktober 2026 mit einer Übergangsfrist bis Oktober 2027 gelten, EEG-Novelle und Netzpaket ab Januar 2027, AgNes erst ab 2029.
Die EEG-Novelle 2027 existiert, weil sich die Rolle erneuerbarer Energien im deutschen Stromnetz grundlegend verändert hat: Wind- und Solarstrom sind heute keine teure Nischentechnologie mehr, sondern tragen einen großen Teil der Stromversorgung. Das bisherige Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garantierte Anlagenbetreibern seit über zwei Jahrzehnten eine feste Vergütung für eingespeisten Strom. Das war nötig, weil erneuerbare Energien früher ohne staatliche Unterstützung zu teuer waren. Die EEG-Novelle 2027 verändert dieses Grundprinzip.
Laut Regierungsentwurf sollen auch Betreiber neuer Solaranlagen unter 100 Kilowatt ihren Strom künftig selbst über einen Direktvermarkter verkaufen, die feste Einspeisevergütung würde damit entfallen. Dieser Punkt ist im Parlament noch umstritten. Zudem soll ein bisheriges Schlupfloch wegfallen: die Ausfallvergütung, mit der Anlagenbetreiber die Direktvermarktungspflicht zeitweise umgehen konnten.
Für neue Anlagen ab 100 Kilowatt ist außerdem ein sogenannter Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD) vorgesehen: Liegt der Marktwert von Solarstrom über dem zugesagten Förderpreis, muss ein Teil des Mehrerlöses zurückgezahlt werden. Das gilt nur für Strom, der über die staatliche Förderung läuft. Mengen, die über einen langfristigen Liefervertrag (PPA) vermarktet werden, fallen nicht darunter. Wie der Differenzvertrag im Detail ausgestaltet wird, wird im parlamentarischen Verfahren noch diskutiert.
Für bereits gebaute Solaranlagen ändert sich nichts: Sie behalten ihre zugesagte Vergütung für die volle Laufzeit (Bestandsschutz).
Zusammen mit MiSpeL und AgNes zeigt die EEG-Novelle eines ganz klar: Eine eigene Solar- oder Windanlage entfaltet ihr volles Potenzial künftig meist in Kombination mit einem Speicher. Ein Speicher übernimmt dabei mehrere Aufgaben gleichzeitig:
Im Speicherbetrieb ist das eine größere Herausforderung, als es sich hier liest. Die Strompreise ändern sich laufend und ein guter Speicher entscheidet deshalb in Echtzeit, was gerade am sinnvollsten ist: einspeisen, vermarkten oder die PV-Anlage sogar abschalten. Bei Bnewable betreiben wir den Speicher übrigens selbst mit unserer eigenen Software Voltana. Damit haben wir alle relevanten Marktsignale live im Blick und treffen so für jede einzelne kWh die für Sie wirtschaftlich beste Entscheidung.
Unsere Empfehlung: Planen Sie eine neue Solar- oder Windanlage, denken Sie den Speicher (mit einer guten Vermarktungssoftware, die Ihre wirtschaftlichen Vorteile im Blick hat) von Anfang an mit, statt ihn erst nachträglich zu ergänzen. So sichern Sie sich von Beginn an die volle Wirtschaftlichkeit, statt sie später aufwendig nachrüsten zu müssen.
Das Netzpaket (offiziell: Netzanschlusspaket) sorgt dafür, dass neue Solar- und Windanlagen dort gebaut werden, wo das Stromnetz sie auch tatsächlich aufnehmen kann. Es gibt das Netzpaket, weil der Zubau erneuerbarer Anlagen bisher schneller läuft als der Netzausbau – mit der Folge, dass Anlagen immer häufiger gedrosselt werden müssen, wofür Betreiber bislang meist voll entschädigt werden. Das kostet die Netznutzer jährlich Milliardenbeträge. Hinzu kommt: Netzbetreiber kalkulieren ihre verfügbaren Kapazitäten bislang sehr vorsichtig und sind vielerorts am Limit. Der Netzausbau selbst dauert voraussichtlich mehrere Jahre und kann deshalb kurzfristig nicht helfen.
Netzbetreiber sollen Regionen für bis zu sechs Jahre als "kapazitätslimitiert" einstufen dürfen, wenn dort im Vorjahr mehr als 5 Prozent der angeschlossenen Erzeugung abgeregelt werden musste. In einem solchen Gebiet gibt es für neue Anlagen keinen automatischen Netzanschluss mehr, außer der Betreiber verzichtet auf einen Teil seiner Entschädigung bei künftigen Abregelungen (laut Regierungsentwurf bis zu 20 Prozent seines Jahresertrags). Dieser sogenannte Redispatchvorbehalt ist der umstrittenste Punkt des Netzpakets: Der Bundesrat lehnt die mögliche Verlängerung ab und auch in der Koalition gibt es Kritik. Schwellen und Deckel können sich daher noch ändern.
Zudem sieht das Netzpaket eine "Use-it-or-lose-it"-Regel vor, die reservierte, aber ungenutzte Netzkapazität dauerhaft blockieren könnte: Wer seinen Netzanschluss nicht nutzt, verliert das Recht darauf und die vertraglich vereinbarte Anschlussleistung kann reduziert werden. Weitere wichtige Änderungen:
Ein Speicher direkt am Standort kann gleich doppelt schützen: Er kann helfen, die Einschränkungen in kapazitätslimitierten Gebieten zu vermeiden, und Ihre vorhandene Netzanschlusskapazität voll auszunutzen. Das könnte ab 2027 entscheidend werden: Nutzen Sie Ihre Netzkapazität nicht, können Sie sie verlieren ("Use-it-or-lose-it").
Unsere Empfehlung: Nutzen Sie Ihre vorhandene Kapazität jetzt aktiv, statt sie ungenutzt zu lassen. Ein Batteriespeicher macht genau das möglich: Statt für eine ungenutzte Reserve hohe Netzentgelte zu zahlen, verdienen Sie mit derselben Kapazität Geld – und sichern sie sich gleichzeitig für Ihre künftige Elektrifizierung.
AgNes ist die neue allgemeine Netzentgeltsystematik Strom der Bundesnetzagentur, die regelt, wer wie viel für die Nutzung des Stromnetzes zahlt. Es gibt AgNes, weil sich das Stromnetz stark verändert hat: Immer mehr Verbraucher erzeugen selbst Strom und speichern ihn in Batterien, aber die Netzkosten wurden bisher nicht entsprechend angepasst. Solche Anlagen waren jahrzehntelang weitgehend von Netzentgelten befreit – aus einer Zeit, in der es kaum Anlagen gab. AgNes ordnet diese Kostenverteilung neu.
Für Industrieunternehmen mit Batteriespeicher hinter dem eigenen Netzanschluss (Behind-the-Meter) sind vor allem diese Netzentgelt-Bausteine relevant: Erzeugernetzentgelte: Bisher war das Einspeisen für Solar– und Windanlagen kostenlos. Laut Entwurf sollen Solar- und Windanlagen einen festen Betrag zahlen, ungefähr 4 bis 7 € pro Kilowatt und Jahr. Speicherkosten für Behind-the-Meter-Anlagen: Ein Speicher auf dem eigenen Betriebsgelände bekommt kein eigenes Netzentgelt, sondern wird zusammen mit dem gesamten Standort abgerechnet. Zusätzlich soll Strom, der nur durch den Speicher durchgeleitet wird (also aus dem Netz aufgenommen und später wieder zurückgespeist) von Arbeitspreisen befreit bleiben. Das macht einen Speicher am eigenen Standort finanziell attraktiver. Industrienetzentgelte: Aktuell profitieren Industriebetriebe von zwei Sondernetzentgelten, die die Netzentgelte um bis zu 80 % reduzieren können – die atypische Netznutzung und die Bandlastregelung (7000-Stunden-Regel). Beide laufen mit dem Wegfall von StromNEV §19 Abs. 2 zum 31.12.2028 aus. Als Spezialfall wird im Rahmen von AgNes die Nachfolgeregelung der Industrienetzentgelte entwickelt. Sie soll künftig nicht mehr Gleichmäßigkeit, sondern generell netz- oder systemdienliches, flexibles Verhalten belohnen. Wie genau das aussieht und was als "flexibel" zählt, steht noch nicht fest.
Besonders wichtig dabei: Wer einen Speicher plant, sollte ihn bis spätestens 31. Dezember 2027 in Betrieb nehmen und ab 2028 atypische Netznutzung betreiben. Denn die atypische Netznutzung läuft am 31. Dezember 2028 aus. Nur wer bis dahin bereits ein Jahr am Netz ist, kann von der geplanten Verlängerung profitieren, die laut aktuellem Entwurf bis 2031 vorgesehen ist. Da die Kosten der Nachfolgeregelung noch nicht feststehen, bedeutet das: Sie können sich den heutigen wirtschaftlichen Vorteil nach aktuellem Entwurf bis 2031 erhalten und gewinnen gleichzeitig Zeit, die neuen Umstände zu beobachten – um dann in Ruhe zu entscheiden, ob die atypische Netznutzung oder die neue Regelung Ihnen an Ihrem Standort einen größeren wirtschaftlichen Vorteil bringt.
Starten Sie Ihr Speicherprojekt jetzt. Denn nur, wer bis 31. Dezember 2027 am Netz ist und atypische Netznutzung betreibt, sichert sich zwei Vorteile: die Chance auf eine mögliche Verlängerung der atypischen Netznutzung und Zeit, die neuen, noch nicht feststehende Konditionen in Ruhe zu beobachten und zu entscheiden, welches Modell an Ihrem Standort den größeren wirtschaftlichen Vorteil bringt. Ein Batteriespeicherprojekt braucht bis zur Inbetriebnahme 12–15 Monate, der Stichtag ist also schon nah. Planen Sie zudem Solar- oder Windanlage und Speicher von Anfang an gemeinsam: Erzeugungsanlagen müssen künftig selbst für die Einspeisung zahlen. Mit einem Speicher teilen Sie sich diese Kosten, das macht den kombinierten Betrieb günstiger als allein. Grundsätzlich gilt: AgNes macht Ihre Energieversorgung komplexer, mit oder ohne Speicher. Statt wie bisher rückwirkend abzurechnen, wird das System nach aktuellem Entwurf ab 2029 eine vorausschauende Kapazitätsplanung pro Standort verlangen. Schätzen Sie zu niedrig, zahlen Sie mehr für den übersteigenden Verbrauch; schätzen Sie zu hoch, zahlen Sie für ungenutzte Kapazität. Und langfristig: Machen Sie Ihren Verbrauch flexibler statt gleichmäßig, genau das belohnt die künftige Netzentgeltlogik für Industriekunden. Wer sich jetzt einstellt, ist im Vorteil, sobald die Konditionen feststehen.
MiSpeL (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) ist eine neue Regel der Bundesnetzagentur, die es Batteriespeichern und Ladepunkten leichter macht, selbsterzeugten erneuerbaren Strom und Netzstrom zu mischen, ohne die EEG-Förderung für erneuerbare Stromerzeugung zu verlieren. Bisher durfte ein Speicher in Co-Location mit einer geförderten Anlage (z. B. PV-Anlage plus Speicher) niemals Netzstrom aufnehmen, sonst verlor der gesamte aus dem Speicher eingespeiste Strom seine Förderfähigkeit. MiSpeL löst das, indem es erlaubt, genau zu berechnen, welcher Anteil des Stroms aus eigener Erzeugung und welcher aus dem Netz stammt.
MiSpeL führt ein Messkonzept mit drei Bausteinen ein: einen Zähler am Netzanschlusspunkt, einen Zähler direkt am Speicher oder Ladepunkt und, je nach Fall, einen weiteren Zähler für zusätzliche Erzeugungsanlagen. Daraus wird viertelstündlich berechnet, wie viel Strom förderfähig ist und wie viel von Netzumlagen befreit werden kann. MiSpeL schafft damit auch die technische Möglichkeit, dass rein durch den Speicher geleiteter Strom, wie derzeit geplant (AgNes), vom Arbeitspreis befreit werden kann.
MiSpeL macht Ihren Speicher in Kombination mit einer eigenen Solar- oder Windanlage wirtschaftlicher: Sie können Eigenverbrauch, günstigen Netzbezug und Verkauf zu hohen Preisen gleichzeitig nutzen, ohne die Förderung für den eigenen grünen Strom zu verlieren.
Alle regulatorischen Verfahren laufen auf denselben Punkt zu: Ein Batteriespeicher wird zum zentralen Baustein der Wirtschaftlichkeit. Gleichzeitig entscheiden ein paar konkrete Termine darüber, wie gut Sie dabei aufgestellt sind. Unsere Handlungsempfehlungen:
Nur wer bis 31. Dezember 2027 am Netz ist und atypische Netznutzung betreibt, kann damit seine Netzentgelte signifikant senken. Diese Regelung läuft 2029 aus, Sie könnten aber von einer Verlängerung bis 2031 profitieren. Damit haben Sie zum einen drei Jahre länger eine mögliche enorme Kostenersparnis. Zum anderen haben Sie Zeit, sich auf die neuen Konditionen, die noch nicht final feststehen, einzustellen und jedes Jahr zu prüfen, was Ihnen mehr Geld erspart.
Ein Speicherprojekt braucht aber 12-15 Monate bis Inbetriebnahme, die Zeit läuft also.
Voraussichtlich gilt ab 2027: Wer seine Kapazität nicht nutzt, kann sie verlieren (use-it-or-lose-it). Ein Speicher kann helfen, sie wirtschaftlich auszulasten und sichert sie gleichzeitig für Ihre künftige Elektrifizierung.
Die feste Einspeisevergütung fällt weg und Strom neuer PV-Anlagen muss künftig selbst vermarktet werden. Ein Speicher reduziert zunächst die Menge, die überhaupt vermarktet werden muss, indem PV-Strom gespeichert und dann genutzt wird, wenn er gebraucht wird oder der Marktpreis günstig ist.
Die Regeln ändern sich gerade grundlegend. Über die kommenden Jahre wird Ihre Energieversorgung dadurch deutlich komplexer – unabhängig davon, ob Sie einen Speicher betreiben oder nicht. Denn ein großer Teil der bisherigen Komplexität wandert von Netzbetreibern zu Ihnen als Industrieunternehmen. Statt wie bisher rückwirkend abzurechnen, müssen Sie künftig selbst vorausschauend planen, mit spürbaren Folgen für Ihren Strompreis. Die zentrale Frage: Wer in Ihrem Unternehmen hat die Ressourcen, diese Prognose laufend zu erstellen und zu aktualisieren?
Die gute Nachricht in all dieser regulatorischen Unsicherheit: Sie müssen sie nicht allein durchdringen und Sie müssen sich auch nicht selbst festlegen, bevor die letzten Details geklärt sind. Mit unserem Battery-as-a-Service-Modell gehen Sie keine große Investitionsentscheidung ein, deren Wirtschaftlichkeit von Regeln abhängt, die heute noch nicht final feststehen. Sie buchen einen Speicher als Service – Investition, Bau und Betrieb übernehmen wir. Das nimmt Ihnen genau das Risiko ab, das die regulatorischen Änderungen erzeugen: Niemand kann heute mit letzter Sicherheit sagen, wie die Netzentgeltlandschaft 2029 aussieht. Mit uns müssen Sie diese Wette nicht eingehen. Auch nach der Inbetriebnahme bleiben wir es, die den Speicher wirtschaftlich über die gesamte Laufzeit betreiben: Wir beobachten die Marktpreise laufend und entscheiden für jede einzelne kWh, ob eingespeist, verkauft, gespeichert oder selbst genutzt wird – abgestimmt auf die jeweils aktuelle Regulatorik und Ihren größten wirtschaftlichen Vorteil. Mit jahrelanger Erfahrung bringen wir Ihr Projekt schnell an den Start und helfen, vorhandene Netzanschlusskapazität von Anfang an wirtschaftlich sinnvoll auszulasten. Wir kennen die technischen und regulatorischen Fallstricke aus zahlreichen Projekten und wissen, worauf es bei Planung, Netzanschluss und Inbetriebnahme wirklich ankommt. Gerade jetzt, wo Termine wie der 31. Dezember 2027 zählen, ist Geschwindigkeit und Projektreife ein echter Wettbewerbsvorteil. Und wir behalten die Regulatorik für Sie im Blick. EEG, Netzpaket, AgNes, Industrienetzentgelte und MiSpeL entwickeln sich in den kommenden Jahren weiter – wir verfolgen diese Entwicklungen laufend und passen den Betrieb Ihres Speichers entsprechend an, damit Sie von neuen Vorteilen profitieren, sobald sie verfügbar sind, ohne dass Sie sich selbst durch hunderte Seiten Gesetzestext arbeiten müssen. Sie konzentrieren sich auf Ihr Kerngeschäft, wir kümmern uns darum, dass Ihr Batteriespeicher wirtschaftlich optimal läuft, heute und mit jeder neuen Regel, die dazukommt.
Kein Problem! Sie müssen kein Batteriespeicherwissen aufbauen. Wir betreuen Ihr komplettes Batteriespeicherprojekt und beantworten stets alle Ihre Fragen.
Artikel
Regulations & compliance
Article
Germany
Artikel
Battery storage
Article
Germany
