Was Speicherprojekte 2026 regulatorisch bestimmt.

Für Colocation-Projekte mit Bestands-Photovoltaik ist das die zentrale Regel. Bisher war der gemischte Betrieb — geförderter Grünstrom und Netzstrom im selben Speicher — bilanziell kaum sauber abzubilden, weshalb viele Projekte den Speicher künstlich vom Bestandspark trennten.

MiSpeL führt dafür eine Abgrenzungsoption ein: Die Strommengen werden rechnerisch nach festgelegten Formeln aufgeteilt. Praktisch heißt das, ein Speicher darf am Markt handeln, ohne die Förderung der Bestandsanlage zu gefährden.

Für die Projektplanung ist entscheidend, dass Rechtskraft und Anwendbarkeit auseinanderfallen: Messkonzept, Marktkommunikation und die Systeme der Netzbetreiber müssen erst folgen. Wir legen Projekte deshalb so aus, dass sie vor und nach dem Wirksamwerden tragen.

Das ist der wirksamste Hebel gegen die Warteschlange. Wer bereit ist, in wenigen Stunden des Jahres begrenzt zu werden, bekommt einen Anschluss, den es sonst nicht gäbe.

Der Preis ist Verfügbarkeit. Für einen Speicher, der Arbitrage fährt, ist das oft verkraftbar, weil die Begrenzung meist in Stunden fällt, in denen ohnehin nicht eingespeist würde. Für einen Speicher, der Regelenergie (PRL/SRL/MRL) vermarktet und Verfügbarkeit garantieren muss, kann dieselbe Begrenzung das Geschäftsmodell zerstören.

Vor der Zusage zu einer flexiblen Vereinbarung gehört deshalb eine Simulation: Wie oft, wie lange und in welchen Stunden würde begrenzt? Ohne diese Antwort ist die Vereinbarung ein blinder Tausch.

Diese Regel entscheidet über die Erlösseite jedes netzgekoppelten Speichers. Fiele sie weg, müsste jede eingespeicherte Kilowattstunde die Netzentgelte zweimal tragen — das würde die meisten Arbitrage-Modelle unwirtschaftlich machen.

Der Stichtag August 2029 ist damit ein harter Terminanker: Projekte, die danach in Betrieb gehen, fallen unter das kommende Regime von AgNes. Für Vorhaben, die heute beginnen, ist das keine ferne Zukunft, sondern die reale Frage, ob der Zeitplan hält.

In der Modellrechnung behandeln wir die Befreiung deshalb nicht als gegeben, sondern als Szenario mit Enddatum.

Damit ist eine lange offene Frage entschieden — zuungunsten der Speicherbranche. Batteriespeicher werden beim Baukostenzuschuss (BKZ) wie andere Letztverbraucher behandelt, obwohl sie den entnommenen Strom nicht verbrauchen, sondern zeitversetzt zurückspeisen.

Praktisch wirkt der Zuschuss stark standortsteuernd: Er richtet sich nach dem örtlichen Leistungspreis und kann zwischen zwei Netzgebieten um ein Vielfaches auseinanderliegen. Ein Standort mit kurzer Leitung, aber teurem Netzgebiet kann teurer sein als einer mit längerer Leitung in einem günstigen.

Für uns heißt das: Der Baukostenzuschuss wird vor der Flächensicherung abgeschätzt, nicht danach. Er ist keine Nebenkostenposition, sondern ein Auswahlkriterium.

Das ist die wichtigste offene Regulierungsfrage für Speicherprojekte, die nach 2029 in Betrieb gehen. Vorgesehen sind Leistungsentgelte für neue Speicher, deren finale Investitionsentscheidung nach Inkrafttreten der Festlegung fällt.⁹

Für die Projektplanung ergibt sich daraus ein Zeitfenster, das keine Vermutung ist, sondern ein Datum: Projekte mit Investitionsentscheidung vor dem Wirksamwerden werden anders behandelt als spätere.

Wir rechnen Projekte deshalb in zwei Varianten — mit und ohne künftiges Leistungsentgelt. Ein Modell, das nur eine Variante kennt, ist für einen Zeitraum von zwanzig Jahren zu kurz gedacht.

Nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB ist ein Speicher privilegiert, wenn er in räumlich-funktionalem Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Nutzung erneuerbarer Energien steht. Das ist der Colocation-Fall.

Nach Nr. 12 ist ein Speicher auch ohne diesen Zusammenhang privilegiert, wenn er mindestens 4 MW Nennleistung hat und höchstens 200 Meter von der Grundstücksgrenze einer Umspannanlage oder eines Kraftwerks ab 50 MW entfernt liegt. Zusätzlich gilt eine Obergrenze: höchstens 0,5 Prozent der Gemeindefläche und in keinem Fall mehr als 50.000 Quadratmeter je Gemeinde.¹⁰

Die Deckelung je Gemeinde ist der Punkt, den viele übersehen. Sie macht die Privilegierung zu einem knappen Gut: Wer als Erster ein Vorhaben zur Genehmigung bringt, verbraucht Kontingent, das dem nächsten fehlt. Das verändert die Reihenfolge der Arbeitsschritte — die Bauvoranfrage rückt nach vorn.

Das überragende öffentliche Interesse nach § 11c EnWG ist mehr als eine Formel. Es verschiebt das Gewicht in der Abwägung mit anderen Belangen — etwa im Naturschutzrecht — und wirkt damit unmittelbar auf Genehmigungsverfahren.

Die Änderung des § 118 Abs. 6 EnWG beendet die Benachteiligung gemischt genutzter Speicher: Rückgespeister Strom wird wie Speicherstrom behandelt und nicht mehr doppelt mit Netzentgelten belegt.

Zusammen mit der Privilegierung nach § 35 BauGB ist das die spürbarste Erleichterung der letzten Jahre für Speicherprojekte im Außenbereich.

Das Windhundprinzip hat den Anschlussstau erzeugt: Anfragen kosten wenig, blockieren aber Kapazität. Bei 574 GW Anfragen und 54 GW Zusagen im Jahr 2025 ist das kein Randproblem mehr.¹

Der Entwurf sieht eine Priorisierung nach gesetzlichen Kriterien vor (§ 17b EnWG-E); Speicher in Colocation mit Erneuerbaren-Anlagen sollen vorrangig angeschlossen werden können.¹¹ Die vier Übertragungsnetzbetreiber hatten bereits im Dezember 2025 ein gestuftes Verfahren mit Antragsgebühr, Clusterstudie und Teilzahlungen des Baukostenzuschusses als Ernsthaftigkeitsnachweis vorgeschlagen.¹²

Für Entwickler kehrt sich damit die Logik um: Nicht mehr die frühe Anfrage zählt, sondern der belegbare Reifegrad. Genau deshalb arbeiten wir entlang der Entwicklungsstufen — sie sind die Währung, in der ein solches Verfahren rechnet.

Ohne Anlagenzertifikat gibt es keine Inbetriebsetzung. Der Nachweisweg beginnt bei den Komponenten (Einheitenzertifikat), führt über die Anlagenplanung (Anlagenzertifikat) und endet mit der Konformitätserklärung nach Errichtung.

Der häufigste Fehler ist zeitlicher Natur: Die Zertifizierung wird als Schlussarbeit behandelt, obwohl sie die Auslegung bestimmt. Anforderungen an Blindleistung, Schutzeinstellungen und Netzverhalten müssen in der Planung stehen, nicht nachträglich nachgewiesen werden.

Wir binden den Zertifizierer deshalb vor der Ausführungsplanung ein. Das kostet früh Geld und spart später Monate.