Ab dem 1. Oktober 2026 treten in Deutschland neue Vorschriften in Kraft, die es kleinen Batteriespeichersystemen ermöglichen, aktiv an den Energiemärkten teilzunehmen. Diese regulatorische Änderung könnte das Potenzial von rund 23 Gigawattstunden (GWh) an Heimspeichern freisetzen. Fabian Fürst, Co-CEO der Virtual Power Plant (VPP)-Plattform Flexa, erklärt, dass diese Entwicklung den deutschen Energiemarkt grundlegend verändern und die Integration dezentraler Anlagen massiv vorantreiben wird.
Wichtige Erkenntnisse
- Neue Regeln ab 1. Oktober 2026 ermöglichen Heimspeichern die Teilnahme am Energiemarkt.
- Potenzial von 23 GWh Heimspeichern wird freigesetzt.
- EEG-Subventionen werden angepasst, um Marktintegration zu fördern.
- Negative Strompreise sollen durch aktive Speichernutzung reduziert werden.
- Wachstum bei kommerziellen und industriellen (C&I) Speichern erwartet.
Regulatorische Änderungen und ihre Auswirkungen
Die bevorstehende regulatorische Anpassung ist eine Reaktion auf die wachsende Zahl dezentraler Energieanlagen und die Herausforderungen, die sie für das Stromnetz mit sich bringen. Bisher erhielten Betreiber von Photovoltaikanlagen feste Einspeisevergütungen, unabhängig von den tatsächlichen Marktpreisen. Dies führte dazu, dass Strom auch bei negativen Preisen ins Netz eingespeist wurde, was Kosten für die Regierung verursachte und das Netz belastete.
„Die Regierung möchte nicht länger Milliarden an EEG-Subventionen zahlen, weil sie der Meinung ist, dass bereits genügend Anreize bestehen“, erklärt Fabian Fürst. „Gleichzeitig stellen nicht-marktintegrierte Anlagen ein Problem für das Netz dar, da sie keinen Anreiz haben, auf Marktsignale zu reagieren.“
Faktencheck
- Deutschland verfügt über etwa 2,5 Millionen Heimspeicher.
- Die kombinierte Kapazität dieser Speicher beträgt etwa 23 GWh.
- Dies ist doppelt so viel wie die Kapazität aller Großspeicher im Land.
- Im April dieses Jahres erreichte der Strompreis in Deutschland zeitweise minus 499,9 Euro pro MWh.
Die neuen Regeln zielen darauf ab, diese Probleme zu lösen. Für Neuanlagen, die ab 2027 installiert werden, ist eine verpflichtende Direktvermarktung vorgesehen. Für bestehende Anlagen entfällt die Beschränkung, dass Batterien nicht aus dem Netz geladen oder ins Netz entladen werden dürfen, ohne die EEG-Subvention zu verlieren. Dies eröffnet neue Möglichkeiten für die Marktteilnahme.
Flexas Rolle im neuen Energiemarkt
Flexa, 2024 von dem KI-basierten Batterieoptimierer Entrix und dem Anbieter für erneuerbare Energien Enpal gegründet, spielt eine zentrale Rolle bei der Nutzung dieser neuen Möglichkeiten. Das Unternehmen konzentriert sich auf die Optimierung dezentraler Anlagen, um die Energiekosten für Kunden zu senken und gleichzeitig einen Beitrag zur Netzstabilität zu leisten.
„Meine Großmutter könnte ohne zusätzliche Investitionen ein paar hundert Euro sparen, was schön ist“, sagt Fabian Fürst. „Wir optimieren, um die Energiekosten unserer Kunden über alle Anlagen, Märkte und andere Faktoren hinweg so weit wie möglich zu senken.“
Flexa nutzt eine Kombination aus Prognosemodellen für Produktion, Last und Marktpreise sowie einer mehrstufigen Optimierung. Zunächst wird jede Anlage individuell optimiert, dann werden alle Anlagen zu einem Pool zusammengefasst, um eine aggregierte Optimierung zu erreichen. Dies berücksichtigt lokale Signale wie Netzentgelte – in Deutschland gibt es etwa 900 verschiedene Verteilnetzbetreiber mit ebenso vielen unterschiedlichen Netzentgeltstrukturen.
Hintergrund: Virtuelle Kraftwerke (VPP)
Ein Virtuelles Kraftwerk (VPP) ist ein Netzwerk aus dezentralen Energieerzeugungsanlagen (z. B. Solaranlagen, Windkraftanlagen) und Speichern, die über eine zentrale Steuerung miteinander verbunden sind. Es fungiert wie ein einziges großes Kraftwerk, das Strom erzeugen, speichern und bei Bedarf ins Netz einspeisen oder entnehmen kann. Dies trägt zur Stabilisierung des Stromnetzes bei und ermöglicht eine effizientere Nutzung erneuerbarer Energien.
Wachstumspotenzial bei Heimspeichern und C&I-Anlagen
Die regulatorischen Änderungen machen es für rund 2,5 Millionen Heimspeicherbesitzer attraktiv, am Markt teilzunehmen. Ohne zusätzliche Investitionen können sie mit ihren bestehenden Anlagen jährlich 300 bis 400 Euro zusätzlich verdienen. Dies gilt auch für kommerzielle und industrielle (C&I) Speicher, die bisher hauptsächlich für die Spitzenlastkappung (Peak Shaving) eingesetzt wurden.
„Plötzlich erhalten Sie Peak Shaving plus Markt, was schön ist“, so Fürst. „Es wird dort einiges an Wachstum geben.“ Bisher waren viele C&I-Batterien aufgrund der fehlenden Marktintegration oft nur hinter dem Zähler (behind-the-meter) optimiert. Die neuen Regeln ermöglichen nun eine umfassende Optimierung, die sowohl lokale Anforderungen als auch Marktopportunitäten berücksichtigt.
Auswirkungen auf den Energiemarkt
Das massive Volumen von 23 GWh, das in den Markt eintreten könnte, wird voraussichtlich mehrere Effekte haben:
- Reduzierung negativer Preise: Da viele Heimspeicher mit PV-Anlagen gekoppelt sind, die bisher auch bei negativen Preisen einspeisten, kann eine aktive Teilnahme dazu führen, dass diese 25 GWp (Gigawatt-Peak) an PV-Leistung nicht mehr zu negativen Preisen ins Netz gelangen. Dies würde negative Preisspitzen deutlich abmildern.
- Glättung von Intraday-Spitzen: Auf dem Intraday-Markt, der oft von kurzfristigen Schwankungen betroffen ist, können die zusätzlichen Speicher dazu beitragen, Preisspitzen zu glätten. Ereignisse wie der Ausfall eines Kraftwerks, der zu einem Anstieg der Intraday-Preise führt, könnten durch die schnell reagierenden Speicher abgefedert werden.
- Anreize für größere Batteriesysteme: Kunden und Vertriebspartner sehen bereits einen Trend zu größeren Batteriespeichern. Während die Anfangssysteme oft bei 12 kWh lagen, haben neuere Anlagen im Flexa-Portfolio durchschnittlich 21 kWh. Die Möglichkeit, mehr Geld durch Marktteilnahme zu verdienen, motiviert zu größeren Investitionen.
Ein weiterer wichtiger Aspekt ist die Befreiung von Netzentgelten für Arbitrage-Volumen. Bisher mussten für das Laden und Entladen von Batterien Netzentgelte gezahlt werden, die in Deutschland durchschnittlich bei 160 Euro pro MWh liegen. Diese Hürde entfällt nun für Arbitrage-Geschäfte, was die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern erheblich verbessert und mehr Zyklen ermöglicht.
Herausforderungen und Ausblick
Trotz der vielversprechenden Aussichten gibt es auch Herausforderungen. Die Prequalifizierung von gepoolten Heimspeichern für Regelenergiemärkte ist ein komplexer Prozess, der Zeit in Anspruch nimmt. Jede einzelne Batterie ist weniger zuverlässig als eine Großanlage, doch in einem Pool können sie die gleiche oder sogar eine höhere Zuverlässigkeit erreichen.
„Ich glaube nicht, dass ein signifikanter Teil dieser Batterien kurzfristig in die Regelenergiemärkte gehen wird“, sagt Fürst. „Die Arbeit besteht darin, diese neuen gepoolten Konzepte vorzuqualifizieren – das tun wir jetzt, und es wird im Laufe der Zeit skaliert.“
Die Einführung dieser neuen Regeln wird voraussichtlich den allgemeinen Ausbau der Batteriekapazitäten vorantreiben. Es bleibt abzuwarten, wie schnell und in welchem Umfang Hausbesitzer und Unternehmen von diesen neuen Möglichkeiten Gebrauch machen werden. Ein vollständiger, sofortiger Einstieg aller 2,5 Millionen Heimspeicher ist unwahrscheinlich, aber eine schrittweise Integration wird den Markt nachhaltig beeinflussen.
Die Änderungen im EEG ab 2027 sehen zudem vor, dass Neuanlagen nach einer dreijährigen Übergangsfrist von einer deutlich niedrigeren Einspeisevergütung auf die Direktvermarktung umsteigen müssen. Dies macht die Marktintegration von Anfang an attraktiver und notwendiger.
Die Entwicklung wird auch die Geschäftsmodelle von Entwicklern großer Batteriespeicher beeinflussen. Wenn die vielen neuen dezentralen Anlagen Preisspitzen reduzieren, könnte dies die Einnahmen von Großprojekten schmälern und möglicherweise eine schnellere Sättigung der Regelenergiemärkte bewirken. Es bleibt ein dynamisches Feld, das sorgfältig beobachtet werden muss.
