30 kWp, anspruchsvollere Messung bei Hybridspeichern und Direktvermarktung: Diese drei Stichworte prägen die neue MiSpeL Festlegung für uns. Sie eröffnet zusätzliche Möglichkeiten, Photovoltaik und Speicher wirtschaftlich zu betreiben. Die 30 kWp sind dabei keine allgemeine Obergrenze, die gibt es bei der Abgrenzungsoption nämlich nicht, sondern die Grenze für das vereinfachte Pauschalmodell.
Interessant wird MiSpeL, wenn ein Speicher neben Solarstrom auch günstigen Netzstrom aufnehmen und später wieder ins Netz einspeisen soll. Bislang war die EEG Förderung der Speichereinspeisung an die ausschließliche Speicherung erneuerbaren Stroms gebunden. Die neuen Optionen ermöglichen einen gemischten Betrieb: Der förderfähige Anteil bleibt erhalten und wird rechnerisch bestimmt. Und: Bidirektionale Ladepunkte können eingebunden werden. Dafür müssen Fahrzeug und Ladeeinrichtung die entsprechende Rückspeisung unterstützen, etwa über Vehicle to Home (V2H) oder Vehicle to Grid (V2G).
Dynamische Stromtarife sollten hier unbedingt mitgedacht werden, um die Möglichkeiten der Modelle voll auszuschöpfen. Sie geben Preisänderungen am Strommarkt an Kunden weiter. Speicher können dadurch günstige Bezugszeiten nutzen und teurere Stunden überbrücken.
Wie groß die Preisunterschiede heute sind, zeigen zwei beliebig ausgewählte Tagesverläufe mit täglichen Preisspannen von jeweils über 30 ct/kWh:
Quelle beider Grafiken: tado° Energy, bereitgestellte Tagesansichten.
Für private Anlagenbetreiber bietet die Pauschaloption bis insgesamt 30 kWp einen vereinfachten Zugang. Ein gemeinsamer Zweirichtungszähler mit viertelstündlicher Erfassung, typischerweise über ein intelligentes Messsystem, genügt für das MiSpeL Messkonzept (siehe Abbildung). Die grundsätzlich förderfähige Einspeisung ist auf 500 kWh je kWp und Kalenderjahr begrenzt. PV Anlage, Speicher und gegebenenfalls bidirektionale Ladepunkte müssen vom selben Betreiber betrieben werden. Direktvermarktung und laufende Kosten sollten gerade bei kleinen Anlagen sorgfältig verglichen werden. Ob sich das Modell lohnt, hängt wesentlich von den Vermarktungsgebühren, den zusätzlichen Messkosten und den tatsächlich erzielbaren Mehrerlösen ab.
Für den Mittelstand ist vor allem die Abgrenzungsoption relevant. Sie besitzt keine entsprechende Leistungsobergrenze. Viertelstündliche Messwerte und vorgegebene Formeln unterscheiden förderfähige Einspeisung und Mengen, die für Umlageentlastungen berücksichtigt werden können. Im typischen Aufbau sind zwei Zweirichtungszähler erforderlich: am Netzanschluss und am Speicherzweig, siehe Abbildung.
Hybridspeicher (gemeinsamen Wechselrichter für PV+Speicher) sind dabei nicht ausgeschlossen. Die erforderliche Trennung von PV und Speicher bei der Abgrenzungsoption kann jedoch nur durch geeichte DC Messtechnik erfüllt werden, bspw. ABB DC-Energiezähler. Bei separat angeschlossenen AC Speichern ist die Messung einfacher umsetzbar.
Ein vorausschauendes Energiemanagement muss Erzeugung, Verbrauch, Preise und verfügbare Speicherkapazität gemeinsam berücksichtigen.
Bei unseren Onsite PPA Projekten mit Verbrauchermärkten ist die Ausgangslage komplexer: Besitzt der Markt einen eigenen Zweirichtungszähler und Stromliefervertrag, lässt sich dessen Netzbezug nicht einfach in den Speicherhandel des Anlagenbetreibers einbeziehen. Dafür müssten Messkonzept, Lieferbeziehungen und Bilanzierung zusammenpassen. Einzig die Verschiebung der PV Einspeisung ist bereits möglich. Wirtschaftlich bleibt entscheidend, ob zusätzliche Markterlöse den entgangenen Nutzen der bereits auf Eigenverbrauch optimierten Speicherung übersteigen.
Bis Ende September 2027 setzt die Nutzung das Einverständnis von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber voraus. Für die Pauschaloption ist zusätzlich die beihilferechtliche Genehmigung abzuwarten.