Grünstromspeicher im regulatorischen Kontext: Neue Weichen für 2026

(Stand: Mai /Juni 2026, alle beschriebenen Vorhaben befinden sich noch im Gesetzgebungs- oder Festlegungsverfahren.*)

2026 ist für Batteriespeicher in Deutschland ein regulatorisches Schlüsseljahr. Selten zuvor wurden so viele zentrale Weichen gleichzeitig neu gestellt: von der EEG-Novelle über die Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) bis hin zum Netzanschlusspaket und der BauGB-Novelle.

Die geplanten Gesetzes- und Reformvorhaben sollen Batteriespeicher künftig stärker mit erneuerbaren Energien verzahnen und ihre Rolle im Energiesystem ausbauen. Gleichzeitig werfen einzelne Regelungen nach aktuellem Stand neue Fragen hinsichtlich Wirtschaftlichkeit und Investitionssicherheit auf.

Für Betreiber und Investoren von Speichern entsteht damit ein Spannungsfeld aus zusätzlichen Vermarktungsmöglichkeiten, neuen regulatorischen Anforderungen und veränderten Erlösmechanismen. Es folgt ein Überblick über die wichtigsten Entwicklungen für Grünstromspeicher und was sie für Betreiber und Investoren bedeuten.

Unterscheidung: Co-Location oder Grünstromspeicher

Die Begriffe „Co-Location-Speicher“ und „Grünstromspeicher“ werden häufig synonym verwendet. Tatsächlich beschreiben sie jedoch unterschiedliche Konzepte – mit wichtigen regulatorischen Konsequenzen.

• Ein Co-Location-Speicher befindet sich neben einer Erneuerbare-Energien-Anlage. Daraus ergibt sich jedoch noch keine Aussage darüber, mit welchem Strom der Speicher geladen wird. Er kann sowohl Strom aus der angeschlossenen EE-Anlage als auch Strom aus dem Netz aufnehmen.

  
  

• Ein Grünstromspeicher geht einen Schritt weiter: Er wird ausschließlich mit Strom aus der direkt gekoppelten EE-Anlage geladen und bezieht keinen Strom aus dem Netz. Nur unter dieser Voraussetzung bleibt der später eingespeiste Strom nach § 19 Abs. 3a EEG förderfähig. Bereits geringe Netzstrommengen können dazu führen, dass die EEG-Förderfähigkeit entfällt.

  
  

Kurz gesagt: Jeder Grünstromspeicher ist ein Co-Location-Speicher, aber nicht jeder Co-Location-Speicher ist ein Grünstromspeicher. Wer über Grünstromspeicher spricht, bezieht sich auf Co-Located Speicher ohne Netzbezug, mit EEG-Förderfähigkeit des eingespeisten Stroms der direkt gekoppelten EE-Anlage.

Co-Location ist ausdrücklich gewünscht – aber nicht widerspruchsfrei

Co-Location-Modelle und insbesondere Grünstromspeicher genießen derzeit deutlichen regulatorischen Rückenwind. Bereits heute gelten Batteriespeicher im Baugesetzbuch als privilegierte Vorhaben, wenn sie in einem „räumlich-funktionalen Zusammenhang“ mit einer EE-Anlage stehen. Diese Außenbereichsprivilegierung nach § 35 BauGB bleibt, laut aktuellem Kabinettsbeschluss zur BauGB auch künftig bestehen.^[1]

Auch die laufende EEG-Novelle 2027^[2] setzt klare Signale zugunsten von Grünstromspeichern. Neben einem verlässlichen Ausbaupfad für Wind- und Solarenergie, der den Bedarf an Flexibilität weiter erhöht, formuliert der Ende April öffentlich-gemachte Referentenentwurf ausdrücklich:

„Die Kombination von Erneuerbare-Energien-Anlagen mit Speichern kann eine bedarfsgerechtere Stromeinspeisung ermöglichen und Erzeugungsspitzen abfangen. Insbesondere für Solaranlagen soll es der Regelfall sein, dass diese von Beginn an gemeinsam mit einem Speicher errichtet werden.“ – EEG Referentenentwurf (April 2026)

Diese Zielsetzung spiegelt sich auch in den konkreten Regelungen wider. So sollen kleine PV-Anlagen ihre Einspeiseleistung dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung begrenzen. Ein Mittel, um Einspeisespitzen in teurere Stunden zu verlagern und damit die ökonomische Notwendigkeit von Speichern zu erhöhen.

Ebenfalls im Referentenentwurf vorgesehen: Die kommunale Beteiligung wird auf zwischengespeicherten Strom ausgeweitet (0,2 ct/kWh auf erzeugte Strommenge). Das bedeutet einerseits eine zusätzliche Kostenkomponente für Co-Location-Projekte, die Margen leicht schmälert. Andererseits dürfte eine breitere kommunale Beteiligung die lokale Akzeptanz von Projekten erhöhen.

CfD im EEG-Entwurf: Auswirkungen des Abschöpfungsmechanismus

Gleichzeitig enthält der EEG-Entwurf einen Mechanismus, der Grünstromspeicher im EEG-Regime nicht wirklich zugutekommt. Für Anlagen ab 100 kWp wird ein zweiseitiger Differenzvertrag (CfD) eingeführt: Liegt der technologiespezifische Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, zahlt das System Marktprämie. Liegt er darüber, leistet der Betreiber einen Refinanzierungsbeitrag (Claw-Back).

Entscheidend für Grünstromspeicher: Die Abschöpfung soll ausdrücklich auch für Strom gelten, der zunächst gespeichert und erst zu einem späteren Zeitpunkt eingespeist wird.^[3] Gleichzeitig sieht der aktuelle Referentenentwurf keinen Marktwertkorridor mehr vor. Die Abschöpfung setzt damit unmittelbar ein, sobald der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert überschreitet.

Bei niedrigen, aber weiterhin positiven Strompreisen greift eine dynamische Berechnung des Refinanzierungsbeitrags. In diesen Fällen wird nicht mehr die Differenz zwischen Jahresmarktwert und anzulegendem Wert herangezogen, sondern die Differenz zwischen aktuellem Spotmarktpreis und einem definierten Mindesterlös.

Für Grünstromspeicher ist dieser Abschöpfungsmechanismus besonders relevant, da ihre Wertschöpfung maßgeblich auf der zeitlichen Verschiebung von Strommengen in höherpreisige Stunden beruht. Ein wesentlicher Teil der zusätzlichen Erlöse, die durch diese Flexibilität entstehen, kann somit vom Abschöpfungsmechanismus erfasst werden. Mit einem wachsenden Anteil von Grünstromspeichern im System und möglichen Veränderungen des Referenzmarktwerts Solar könnte dieser Effekt künftig an Bedeutung gewinnen.

Damit stellt sich die Frage, welche Vermarktungsform langfristig die attraktivere ist: das EEG-Förderregime mit seiner Erlösabsicherung oder die Direktvermarktung außerhalb staatlicher Ausgleichszahlungen mit größerer Marktpreisexponierung. Die Antwort wird von der konkreten Projektstruktur, der endgültigen Ausgestaltung der Regelungen – und nicht zuletzt von der gewählten Optimierungsstrategie abhängen.

MiSpeL und AgNes schaffen neuen Rahmen

Darüber hinaus sind vor allem zwei BNetzA-Verfahren für Grünstromspeicher entscheidend: MiSpeL und AgNes. Beide sollen den regulatorischen Rahmen für Speicher grundlegend weiterentwickeln, mit mehr Flexibilität im Betrieb, aber auch neuen Anforderungen an Messung, Abrechnung und Netzentgelte.

MiSpeL: Mehr Spielraum für Grünstromspeicher ab Juli 2026

Mit der Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL)^[4] soll ab Juli 2026 das bisherige Entweder-oder für Grünstromspeicher aufgelöst werden. Bislang gilt: Ein Speicher bleibt nur dann EEG-förderfähig, wenn er ausschließlich erneuerbaren Strom aufnimmt. Eine einzige Kilowattstunde Graustrom lässt die Förderung entfallen. In der Praxis bleibt der Speicher nachts oder im Winter oft ungenutzt und kann nicht vollständig an Regelenergiemärkten teilnehmen.

MiSpeL hebt dieses Entweder-oder auf und schafft zwei neue Bilanzierungsmodelle. Die Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG) ermöglicht bei Anlagen ab 30 kWp eine viertelstündliche Messung und rechnerische Trennung von grünen und grauen Strommengen. Für kleinere Anlagen bis 30 kWp ist mit der Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG) eine vereinfachte Bilanzierung vorgesehen, ohne stündliche Messung.

Das Ergebnis: Co-Location-Speicher können künftig auch nachts Netzstrom beziehen, an FCR- und aFRR-Regelenergiemärkten teilnehmen und trotzdem den Grünstromanteil ihrer Einspeisung EEG-förderfähig abrechnen. Damit entsteht erstmals ein praktikabler Rahmen für echten Multi-Use-Betrieb, inklusive Teilnahme an Spot- und Regelenergiemärkten.

AgNes: Netzentgelte werden neu sortiert

Auch die Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes), die 2029 eingeführt werden soll, wird für Betreiber von Erzeugungsanlagen und Batteriespeichern zentral. Nach dem aktuellen Zwischenstand^[5] sollen anlagengekoppelte Speicher, also auch Grünstromspeicher, netzentgeltseitig gemeinsam mit der jeweiligen EE-Anlage betrachtet werden. Statt eines separaten Entgelts für den Speicher soll nur ein Kapazitätsentgelt für die jeweilige Einspeise- oder Entnahmestelle anfallen.

Wichtig ist zudem die Differenzierung bei Arbeitspreisen: Strommengen, die ein Speicher aus dem Netz entnimmt und später wieder zurückspeist, sollen bei entsprechendem Messkonzept von Arbeitspreisen befreit sein. Für Behind-the-Meter-Mengen entfällt hingegen ein Arbeitspreis.

Dynamische Netzentgelte sollen für Speicher frühestens ab 2030 und für Erzeugungsanlagen ab 2032 eingeführt werden. Langfristig könnten sie zusätzliche Anreize für netzdienlichen Speicherbetrieb schaffen. Wenn zeitlich und räumlich differenzierte Entgeltkomponenten entsprechend ausgestaltet werden, können sie Flexibilität dort belohnen, wo sie einen systemischen Mehrwert liefert. Gerade für Co-Location-Projekte, die netzdienliches Verhalten von Erzeugungsanlagen fördern, könnten dadurch zusätzliche Wertschöpfungspotenziale entstehen, insbesondere dann wenn Erzeugung, Speicherung und Netznutzung intelligent aufeinander abgestimmt werden.

Gleichzeitig schafft die Reform Planungssicherheit für bereits angestoßene Projekte. Für Bestandsanlagen sowie Vorhaben, bei denen vor Inkrafttreten der Rahmenfestlegung – voraussichtlich Ende 2026 – eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen wurde und die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, soll der bisherige Vertrauensschutz bestehen bleiben. Diese Projekte bleiben für bis zu 20 Jahre von der neuen Netzentgeltsystematik ausgenommen.

Was das für Optimierung und Vermarktung bedeutet

Die aktuellen aktuellen regulatorischen Entwicklungen weisen in die gleiche Richtung: Die Bedeutung intelligenter Handels- und Optimierungslösungen für Batteriespeicher steigt.

Mit dem schrittweisen Rückzug fester Fördermechanismen und der stärkeren Marktintegration verlagern sich Erlöspotenziale zunehmend in die Strom- und Regelenergiemärkte. Gleichzeitig steigt die Komplexität: Neue Netzentgeltsystematiken, mögliche zusätzliche Abgaben und der CfD-Mechanismus verändern die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Speicherprojekte. MiSpeL eröffnet zusätzliche Vermarktungspfade: Wenn Co-Location-Speicher künftig auch nachts und im Winter aktiv am Markt teilnehmen können, steigt die Anzahl wirtschaftlich nutzbarer Stunden deutlich. Der Speicher entwickelt sich damit immer mehr zum vollwertigen Flexibilitätsasset.

Für Betreiber von Grünstromspeichern bedeutet das: Die regulatorischen Entwicklungen eröffnen neue Möglichkeiten, erhöhen aber zugleich die Anforderungen an Vermarktung und Betrieb. Umso wichtiger wird die Fähigkeit, Speicher flexibel über Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemärkte hinweg zu optimieren und auf veränderte Markt- und Regulierungsbedingungen zu reagieren.

Zur Vertiefung

Mehr Daten

Erfahren Sie mehr über die Chancen und Erlöserwartungen von Grünstromspeihcern (für 2024) in unserem Artikel Herausforderung Grüsntromspeicher.

Blick in die Praxis

Erfahren Sie mehr über die Umsetzung von Grünstromspeicherprojekten in der Praxis in unserer Case Study gemeinsam mit Prokon eG.

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*Zeitplan: 01.07.2026 MiSpeL-Festlegung · frühestens 10.06.2026 EEG-Kabinettsbeschluss · Juni/Juli 2026 AgNes-Festlegungsentwurf · Q4 2026 angestrebtes Inkrafttreten EEG 2027 und BauGB-Novelle · Ende 2026 AgNes-Rahmenfestlegung · 01.01.2029 neues Netzentgeltsystem in Kraft.

^[1] Das Bundeskabinett hat am 27. Mai 2026 die Novelle des Baugesetzbuchs (BauGB) beschlossen. Ursprünglich sah der Referentenentwurf auch einen 100-200 Meter-Abstandregelung(„Schwimmring-Regelung“) für Standalone-Speicher im Außenbereich vor. Diese wurde im Kabinettsentwurf gestrichen – soll aber im parlamentarischen Verfahren weiter verhandelt werden. Für Standalone-Speicher bleibt die baurechtliche Situation damit noch unter Vorbehalt. Neu ist die zudem die FNP-Privilegierung: Kommunen können künftig über den Flächennutzungsplan (statt über einen Bebauungsplan) festlegen, welche Projekte im Außenbereich zulässig sind – auch ohne Erfüllung der bisherigen strikten Voraussetzungen (Mindestleistung, Abstandsvorgaben), sofern das Vorhaben „städtebaulich wünschenswert oder erforderlich“ ist.

^[2] Seit des Bekanntwerdens der Referentenentwürfe zu EEG und EnWG, Ende April 2026, wird innerhalb der Regierung intensiv verhandelt. Der Kabinettsbeschluss wird für den 10. Juni erwartet, das parlamentarische Verfahren soll noch vor der Sommerpause beginnen. Die Zeit drängt, denn spätestens bis Juli 2027 muss der neue Abschöpfungsmechanismus (Claw-Back) EU-rechtskonform umgesetzt werden.

^[3] vgl. Begründung zu § 20a i. V. m. § 19 Abs. 3 bis 3b EEG

^[4] Die Bundesnetzagentur hat am 18. September 2025 den Festlegungsentwurf zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL, Az. 618-25-02) veröffentlicht. Die endgültige Festlegung muss bis zum 1. Juli 2026 in Kraft treten.

^[5] Am 27. Mai 2026 präsentierte die Bundesnetzagentur (BNetzA) beim AgNes-Workshop ihren vorläufigen Meinungsstand zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom. Dies ist noch kein Festlegungsentwurf, dieser soll wohl Ende Juni 2026 erfolgen, die Rahmenfestlegung soll bis Ende 2026 beschlossen werden. Das neue System tritt ab 2029 in Kraft.