Angesichts bundesweiter Netzengpässe und mehrjähriger Wartezeiten auf neue Netzanschlüsse eröffnet Co-Location von Batteriespeichern über vorhandene Netzverknüpfungspunkte (NVP) drastisch verkürzte Realisierungszeiten und schützt Betreiber erneuerbarer Energien vor Erlösverlusten bei negativen Strompreisen.
Regulatorischer Kern der MiSpeL-Festlegung (Abgrenzungsoption)
Am 1. Oktober 2026 hat die Bundesnetzagentur die MiSpeL-Festlegung beschlossen (Beschlussdatum: 01.10.2026). Sie hebt die bisherige starre Ausschließlichkeitsgrenze nach § 19 Abs. 3a EEG auf und ermöglicht erstmals einen rechtssicheren Mischbetrieb aus Grün- und Graustrom ohne Verlust der EEG-Förderung.
- Bilanzierungsintervall: 15 Minuten (Minutentakt der RLM-Erfassung) zur Trennung von Grün- und Graustromströmen.
- EEG-Vergütung: bleibt für den vor Ort erzeugten Grünstromanteil vollständig erhalten.
- Umlageprivilegien: werden für rückgespeisten Netzstrom gewährt.
Die Festlegung gibt Investoren die juristische und operative Definition, die für fundierte Entscheidungen nötig ist.
FAQ zur MiSpeL-Festlegung
- Was regelt die Festlegung MiSpeL für Co-Location-Großspeicher? Sie schafft die rechtliche Grundlage, dass Speicher sowohl EE-Strom vor Ort als auch Graustrom aus dem Netz beziehen können, ohne die EEG-Vergütung für den erneuerbaren Anteil zu verlieren.
- Warum empfiehlt das Whitepaper, Grünstromspeicher technisch als Graustromspeicher auszulegen? Die technische Auslegung verursacht nur geringe Mehrkosten, während ein späterer Umbau aufwendig und mit Stillständen verbunden wäre.
- Wann geht das Referenzprojekt im Windpark Berne in Betrieb? Die Inbetriebnahme der Anlage mit 3,8 MW Leistung und 10,15 MWh Kapazität ist für Januar 2027 geplant.
Infrastruktur-Synergien und Netzauslastungsgrade am Netzverknüpfungspunkt (NVP)
Windparks nutzen ihre vertraglich zugewiesene Leitungskapazität im Jahresmittel typischerweise nur zu etwa 20 % (Durchschnittliche NVP-Auslastung von Windparks: 20 % im Jahr 2026). Durch Co-Location können diese freien Kapazitäten für Batteriespeicher genutzt werden, ohne dass Netzausbau nötig ist.
- CAPEX-Ersparnis: geschätzt 4 % der Gesamtinvestitionskosten, weil Mittelspannungskabel, Transformatorstation und Zuwegung bereits vorhanden sind.
- Wartezeit für Stand-alone-Großspeicher: bis zu 5 Jahre für neue Netzanschlüsse (>1 MW).
- Reguläre Bearbeitungsfrist für Netzanschlussbegehren bei bestehendem EEG-Anschlussprivileg: 8 Wochen.
Diese Kennzahlen untermauern die Aussage des Voltfang-CEO Roman Alberti, dass Co-Location-Projekte ein Dreivierteljahr früher am Netz seien.
Ein Dreivierteljahr früher am Netz – Zeitvorteil von Co-Location-Projekten
Der fundamentale Zeitvorteil entsteht aus der Kombination vorhandener Netzinfrastruktur und verkürzter Genehmigungsfristen. Bei eigenständigen Stand-alone-Batteriegroßspeichern (>1 MW) sind Vorlaufzeiten von bis zu fünf Jahren üblich. Co-Location-Anlagen greifen hingegen auf bestehende Übergabestationen zurück.
- Durch die Nutzung der freien 80 % Netzkapazität eines Windparks entfallen kostenintensive Trassenbauten und Umspannwerkserweiterungen.
- Die reine Anschluss-CAPEX reduziert sich um rund 4 %.
- Die Bearbeitung von Anschlussanfragen erfolgt innerhalb von acht Wochen, dank des bestehenden EEG-Anschlussprivilegs.
Zusammengefasst spart Co-Location im Vergleich zu Stand-alone-Lösungen etwa ein Dreivierteljahr an Realisierungszeit ein.
Praxisbeispiel: Referenzprojekt Windpark Berne (Niedersachsen)
Das von Voltfang als Generalunternehmer für den Betreiber Alterric umgesetzte Referenzprojekt dient als Vorlage für Multi-Megawatt-Skalierungen.
- Nennleistung: 3,8 MW.
- Speicherkapazität: 10,15 MWh.
- Inbetriebnahme: geplant für Januar 2027.
- Projekt dokumentiert im Pressebericht von Alterric/Voltfang (08.08.2026).
Das Projekt demonstriert, dass bereits bestehende Windparks als ideale Standorte für große Batteriespeicher dienen, indem sie vorhandene Netzverknüpfungspunkte nutzen.
Geschäftsmodelle: Grün-, Graustrom- und Hybrid-Speicher
Im Whitepaper von Voltfang werden drei Modelle erläutert:
- Grünstromspeicher: Speicher wird ausschließlich mit Strom aus der eigenen EE-Anlage geladen.
- Graustromspeicher: Speicher nutzt zusätzlich Strom aus dem öffentlichen Netz, was Arbitrage-Erlöse am Spotmarkt ermöglicht.
- Hybridmodell: Kombination beider Ströme, ermöglicht durch die MiSpeL-Abgrenzungsoption (15-Minuten-Bilanzierung).
Die technische Auslegung als Graustromspeicher verursacht nur geringe Mehrkosten, ermöglicht jedoch späteren Flexibilitätswechsel ohne aufwendige Umrüstungen.
Risiken und Herausforderungen bei der Umsetzung
Obwohl Co-Location zahlreiche Vorteile bietet, sind einige Risiken zu beachten:
- Komplexität des Mess- und Abrechnungskonzepts: Die bilanzielle Trennung nach MiSpeL erfordert hochauflösende Messsysteme und abgestimmte Verträge mit Verteilnetzbetreibern (VNB) und Direktvermarktern. Verzögerungen können bei der IT-Implementierung auftreten.
- Netzentnahme-Limitierung für Graustrombetrieb: Das Laden aus dem öffentlichen Netz setzt eine freie Bezugskapazität beim VNB voraus, die in stark belasteten Netzregionen nicht garantiert ist.
Eine sorgfältige Abstimmung mit dem jeweiligen Netzbetreiber ist daher unabdingbar.
Fazit
Co-Location-Batteriespeicher an Wind- und Solarparks kombinieren regulatorische Erleichterungen, vorhandene Netzinfrastruktur und klare wirtschaftliche Hebel. Die MiSpeL-Festlegung von 2026 liefert die rechtliche Basis für einen flexiblen Mischbetrieb, während die durchschnittliche NVP-Auslastung von nur 20 % erheblichen Spielraum für zusätzliche Speicher schafft. Durch die Nutzung bestehender Netzanschlüsse verkürzt sich die Realisierungszeit um bis zu ein Dreivierteljahr, und die Anschluss-CAPEX kann um rund vier Prozent reduziert werden. Das Referenzprojekt Berne demonstriert, dass diese Effekte bereits in der Praxis messbar sind. Trotz der Vorteile gilt es, die Mess- und Abrechnungsanforderungen sowie mögliche Netzkapazitätsengpässe sorgfältig zu planen, um die volle Wirtschaftlichkeit von Co-Location-Speichern zu realisieren.
