Mit der am 1. Oktober 2026 beschlossenen MiSpeL-Festlegung verändert sich der regulatorische Rahmen für die Marktintegration von Stromspeichern. Bislang war die Kombination von gefördertem EE-Strom und aus dem Netz bezogenem Strom in einem Speicher nur sehr eingeschränkt möglich. Mit der neuen Abgrenzungsoption können EE-Strom und Netzstrom unter definierten Voraussetzungen rechnerisch voneinander getrennt werden. Damit entstehen neue Möglichkeiten für Misch-Stromspeicher und damit auch für Co-Location-Konzepte.
Für Investoren, Projektentwickler und Betreiber ist das relevant. Denn der Business Case eines Batteriespeichers hängt längst nicht mehr allein von Zellkosten, Strompreis-Spreads und technischen Kennzahlen ab. Messkonzept, Netzanschluss, regulatorische Rahmenbedingungen und Vermarktungsstrategie bestimmen zunehmend, welche Freiheitsgrade ein Speicher tatsächlich hat.
Gerade bei Co-Location-Projekten zeigt sich: Speicher ist nicht gleich Speicher.
Unterschiedliche Konzepte, unterschiedliche Freiheitsgrade
Batteriespeicher können in sehr unterschiedlichen Konstellationen betrieben werden. Diese Unterschiede bestimmen wesentlich, wie sie am Markt eingesetzt werden können.
Standalone-Speicher (Front-of-the Meter) werden unabhängig von anderen Anlagen betrieben und verfügen typischerweise über einen eigenen Netzanschlusspunkt. Sie bieten hohe Freiheitsgrade in der Vermarktung, weil keine weitere Anlage am Standort in die Optimierung einbezogen werden muss.
Behind-the-Meter-Speicher befinden sich hinter dem Netzanschlusspunkt eines Verbrauchers, beispielsweise an einem Industriestandort. Hier stehen häufig Eigenverbrauchsoptimierung, Lastspitzenmanagement oder Netzentgeltoptimierung im Vordergrund. Energiemarktanwendungen sind ebenfalls eingeschränkt möglich, abhängig von dem primären Anwendungsfall.
Bei Co-Location-Projekten teilen sich Speicher und weitere Assets einen Standort oder Netzanschlusspunkt. Das können beispielsweise Photovoltaik- oder Windkraftanlagen sein. Durch die gemeinsame Nutzung und mögliche Überbauung kann vorhandene Anschlusskapazität besser ausgelastet werden. Gleichzeitig steigen die Anforderungen an Messkonzept, Steuerung und Vermarktungslogik.
Von der grünen Co-Location zum Misch-Stromspeicher
Besonders relevant wird in letzterem Fall die Unterscheidung zwischen grüner und grauer Co-Location.
Bei reinen Einspeise-Netzanschlüssen oder Anlagenkombinationen aus Innovationsausschreibungen gelten weiterhin klare Grenzen: Der in einem Grünstromspeicher zwischengespeicherte Strom darf ausschließlich in den anderen Anlagenteilen erzeugt worden sein. Ein Laden des Speichers aus dem öffentlichen Netz ist in dieser Konstellation damit ausgeschlossen.
Das beeinflusst die Vermarktung erheblich. Der Speicher kann beim Laden nicht frei auf niedrige Marktpreise reagieren, sondern ist an die Erzeugung am Standort gebunden. Die Optimierung muss deshalb Erzeugungsprognosen, Ladezustand, Förderlogik und Marktchancen gemeinsam berücksichtigen.
Gibt es diese Restriktionen nicht, entstehen mit MiSpeL zusätzliche Möglichkeiten. Über die Abgrenzungsoption können EE-Strom und Netzstrom künftig rechnerisch getrennt werden. Das eröffnet zusätzliche Freiheitsgrade, erhöht aber zugleich die Anforderungen an Messung, Bilanzierung und operative Steuerung. Während der Übergangsphase bis Ende September 2027 ist für die Anwendung der MiSpeL-Optionen zudem die Zustimmung von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber erforderlich. Gleiches gilt auch im industriellen Kontext. Auch hier kann der Speicher zukünftig flexibler an deren Verbrauchern zugeordnet werden, was wiederum neue Optimierungsmöglichkeiten schafft.
Grey Co-Location kann damit wirtschaftlich attraktiver werden. Gleichzeitig wird die Optimierung anspruchsvoller.
Netzanschluss und Restriktionen bestimmen den Business Case mit
Der Netzanschluss entwickelt sich für Speicherprojekte zu einem zentralen Engpass. In vielen Regionen sind freie Kapazitäten knapp oder nur unter bestimmten Bedingungen verfügbar.
Co-Location kann helfen, vorhandene Infrastruktur besser zu nutzen. Gleichzeitig entstehen neue Fragen: Wie wird die Anschlussleistung zwischen Speicher und Erzeugung aufgeteilt? Welche Fahrweisen sind zulässig? Welche Prioritäten gelten bei Netzrestriktionen? Darf überhaupt Strom bezogen werden oder handelt es sich um einen reinen Einspeisepunkt?
Hier gewinnen auch flexible Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements, FCA), an Bedeutung. Solche Vereinbarungen können Einschränkungen für Bezug, Einspeisung oder Fahrweise vorsehen. Für die Vermarktung bedeutet das, dass lokale Netzrestriktionen bereits in der Optimierungslogik berücksichtigt werden müssen.
Ein Speicher kann beispielsweise im Intraday-Markt ein attraktives Ladesignal sehen, während der Netzanschluss in diesem Moment nur eine begrenzte Leistungsaufnahme zulässt. Solche Restriktionen verändern das Erlöspotenzial und müssen deshalb möglichst früh in die Projektbewertung einfließen.
Co-Location kann den Business Case verbessern, wenn Projektstruktur und Vermarktungsstrategie zusammenpassen. Fehlen diese Abstimmungen, können Messkonzept, Netzanschluss oder regulatorische Vorgaben vorhandene Wertpotenziale begrenzen.
Vermarktung wird zur technischen Disziplin
Je mehr Freiheitsgrade und Restriktionen gleichzeitig bestehen, desto wichtiger wird eine Vermarktungslogik, die sie zuverlässig abbildet.
Der Wert eines Speichers entsteht durch die laufende Entscheidung, welcher Markt zu welchem Zeitpunkt den höchsten Beitrag liefert. Day-Ahead, Intraday, FCR, aFRR und mFRR stellen unterschiedliche Anforderungen an Verfügbarkeit, Energieinhalt, Reaktionsgeschwindigkeit und Gebotslogik. Gleichzeitig beeinflussen Ladezustand, Netzanschlussleistung, Messkonzept und Standortrestriktionen jede Vermarktungsentscheidung.
Bei Grey-Co-Location-Projekten wird diese Aufgabe noch komplexer. Der Speicher wird gemeinsam mit weiteren Assets und den Bedingungen am Netzanschlusspunkt optimiert. Marktlogik und Standortlogik müssen deshalb in einer gemeinsamen Steuerungslogik zusammengeführt werden.
Was Entelios als Vermarktungspartner einbringt
Für Betreiber und Investoren wird die Wahl des Vermarktungspartners damit zunehmend zu einer strategischen Entscheidung. Vergütungsmodell und Erlösprognose sind wichtig. Ebenso entscheidend ist die Fähigkeit, technische und regulatorische Restriktionen im laufenden Betrieb zuverlässig abzubilden.
Entelios verbindet Erfahrung in Day-Ahead-, Intraday- und Regelreservemärkten mit technischer Kompetenz in der Anbindung und Steuerung flexibler Assets. Restriktionen wie Leistungsgrenzen, Rampen oder standortspezifische Fahrweisen können in der Vermarktungslogik berücksichtigt werden.
Dabei arbeitet Entelios mit eigenentwickelten Hard- und Softwarelösungen. Projekte können individuell angebunden, technische Restriktionen präzise modelliert und Vermarktungsstrategien an veränderte Rahmenbedingungen angepasst werden.
Gerade bei Co-Location-Projekten ist diese Verbindung entscheidend. Der Speicher kann nicht isoliert betrachtet werden. Messkonzept, Netzanschluss, weitere Assets am Standort und Marktchancen müssen gemeinsam bewertet werden.
Fazit: MiSpeL schafft neue Möglichkeiten, die Umsetzung entscheidet
Die MiSpeL-Festlegung erweitert die Möglichkeiten für die Marktintegration von Speichern deutlich. Besonders für Co-Location- und Misch-Stromspeicher entstehen neue Freiheitsgrade.
Gleichzeitig steigen die Anforderungen an die operative Umsetzung. Innovationsausschreibungen, MiSpeL, Netzanschlussrestriktionen und unterschiedliche Asset-Konstellationen führen dazu, dass sich Speicherprojekte nicht mit einer einheitlichen Vermarktungslogik optimieren lassen.
Für Investoren und Betreiber bedeutet das: Die Vermarktung sollte früh in die Projektentwicklung eingebunden werden. Erst wenn Messkonzept, Netzanschluss, technische Steuerbarkeit und Marktstrategie zusammenpassen, lassen sich die vorhandenen Freiheitsgrade wirtschaftlich nutzen.
