Ein C&I-Standort mit 750 kWp PV deckt einen Jahresstrombedarf von 1.000 MWh. Die Kennzahlen sehen solide aus: 43 Prozent Autarkie, 67 Prozent Eigenverbrauch, rund 110.000 EUR laufende Energiekosten pro Jahr. Zwei Posten fallen bei genauem Hinsehen auf.

Erstens werden 105 MWh PV-Strom pro Jahr abgeregelt. Zweitens ist der Netzanschluss auf 750 kW ausgelegt, die tatsächliche Höchstlast liegt bei 413,7 kW. 336 kW Anschlussleistung sind bezahlt und liegen brach.

Für den Standort ist das ein Schönheitsfehler. Für einen BESS-Investor ist es die knappste Ressource am Markt. Ein eigener Anschlusspunkt bedeutet Baukostenzuschuss, Netzverträglichkeitsprüfung und Wartezeit, oft mehrere Jahre. Ein bestehender Anschluss mit freier Leistung ist sofort verfügbar.

Wirtschaftlich erschließbar war diese Lücke bisher nicht. Unter der Ausschließlichkeitsoption verlor die Speichereinspeisung ihre Förderfähigkeit für das gesamte Kalenderjahr, sobald auch nur eine Kilowattstunde Netzstrom eingespeichert wurde. Die Abgrenzungsoption der MiSpeL-Festlegung ändert das. Misch-Speicher bleiben förderfähig, und für gezielt bezogenen, zwischengespeicherten und wieder eingespeisten Netzstrom entfallen die Umlagen nach § 21 EnFG.

Ziel: Trägt die freie Anschlussleistung eines fremden Standorts einen BESS-Business-Case? Und was bleibt für den Standort übrig, wenn ein Dritter dort investiert?

Methodik

In minimum energy wurde der Standort mit drei Parteien aufgebaut, jede mit eigener Rechnung: BESS Investor als Eigentümer und Kapitalgeber, Verbraucher mit PV, Last und Netzanschluss, Direktvermarkter für Marktzugang und Handel.

Das Vertragsmodell ist bewusst einfach. Der Standort stellt Fläche und freie Anschlussleistung, investiert nichts und behält den Nutzen, der hinter seinem Zähler entsteht. Der Investor trägt die Investition und verdient an der Marktseite. Der Direktvermarkter erhält eine Umsatzbeteiligung am Handelserlös. Der Netzanschluss ist die Einlage des Standorts, nicht seine Rechnung.

Optimiert wurden sechs Anwendungen gleichzeitig: Beschaffungsoptimierung, Lastspitzenkappung, atypische Netznutzung, Eigenverbrauchsoptimierung, Arbitrage und Direktvermarktung aus dem Speicher. Zwei Restriktionen entscheiden über das Ergebnis.

Die Anschlussleistung ist hart. Der optimale Speicher hat 764 kW Leistung, die Standortlast erreicht 413,7 kW. Zusammen ist das mehr, als der 750-kW-Anschluss hergibt. Der Optimierer entscheidet viertelstundenscharf, wann Laden Vorrang hat und wann die Last. Zwei getrennt gerechnete Tabellen produzieren an dieser Stelle Zahlen, die im Betrieb nicht existieren.

MiSpeL trennt die Mengen. Jede eingespeiste Speicher-Kilowattstunde ist entweder marktprämienfähig oder saldierungsfähig, nie beides. Saldiert wird je Kalendermonat, Überschüsse verfallen. Beide Pfade werden parallel gerechnet und verglichen, nicht addiert.

Ergebnis

Die optimale Auslegung liegt bei 1.528 kWh / 764 kW bei einer Investition von 351.527 EUR. Der Speicher fährt 323 Zyklen pro Jahr.

Investor-Perspektive

• Arbitrage-Erlös: 56.742 EUR pro Jahr
• Interne Rendite: 12,8 Prozent
• Amortisation: 7,0 Jahre
• Kapitalwert über 20 Jahre: 132.854 EUR

Bemerkenswert ist nicht die Höhe der Rendite, sondern der Weg dorthin. Kein Baukostenzuschuss, keine Netzverträglichkeitsprüfung, keine Wartezeit auf einen eigenen Anschlusspunkt. Die Erlösseite ist reine Marktseite, der Standortnutzen bleibt beim Standort.

Standort-Perspektive

• Laufende Energiekosten: von 110.155 auf 62.042 EUR pro Jahr, minus 44 Prozent
• Netzentgeltrelevante Leistung: von 222,8 auf 90,7 kW, minus 59 Prozent
• Abregelung: von 105 auf 30,2 MWh pro Jahr, minus 71 Prozent
• Autarkie: von 43 auf 52 Prozent
• Kapitalwert über 20 Jahre: 472.383 EUR, bei 0 EUR Investition

Der interessanteste Wert steht in der zweiten Zeile. Physisch wird der Anschluss jetzt bis an die 750 kW ausgefahren, weil der Speicher Netzstrom für den Handel aufnimmt. Die netzentgeltrelevante Leistung sinkt trotzdem um 59 Prozent. Der Grund ist die Optimierung gegen die Hochlastzeitfenster: geladen wird, wenn es dem Leistungspreis nicht schadet. Wer Arbitrage und atypische Netznutzung getrennt betrachtet, hält diese Kombination für unmöglich. Sie ist eine Frage der Zielfunktion, nicht der Technik.

Direktvermarkter-Perspektive

• Erlös aus Umsatzbeteiligung: 3.171 EUR pro Jahr, ohne eigenes Investment
• Kapitalwert über 20 Jahre: 31.132 EUR

Klein im Vergleich, aber skalierbar. Der Wert dieser Perspektive liegt darin, dass sie überhaupt ausgewiesen wird. Wer als Vermarkter ein Angebot abgibt, sollte wissen, ob die eigene Marge bei diesem Split trägt, bevor der Vertrag steht.

Die Summe geht auf

Alle drei Perspektiven zusammen ergeben die Projektsicht, auf den Euro genau. Nutzen im ersten Jahr: 51.875 EUR Investor plus 48.113 EUR Standort plus 3.171 EUR Direktvermarkter ergibt 103.159 EUR. Über 20 Jahre: 943.687 plus 962.265 plus 63.417 ergibt 1.969.369 EUR. Kapitalwert: 132.854 plus 472.383 plus 31.132 ergibt 636.369 EUR.

Aus Projektsicht sind das 28,7 Prozent interne Rendite bei 3,4 Jahren Amortisation. Die laufenden Kosten fallen von 110.155 auf 6.995 EUR pro Jahr.

Das ist der eigentliche Punkt des Cases. Ein Projekt, das aus Investorensicht 12,8 Prozent bringt, bringt aus Projektsicht 28,7 Prozent, weil zwei Drittel des Nutzens beim Standort und beim Vermarkter anfallen. Wer nur eine Perspektive rechnet, verhandelt mit der falschen Zahl.

Ein Detail, das dazugehört: Die Emissionen des Standorts sinken um 14 Prozent. Auf dem Konto des Investors entstehen durch das Arbitrage-Laden 4.100 kg CO2-Äquivalent neu. Netto bleibt das Projekt bei minus 12 Prozent. Arbitrage hinter dem Zähler ist ein Geschäftsmodell, kein Klimaschutzargument.

Regulatorischer Stand

Der Case basiert auf dem Arbeitsstand der MiSpeL-Festlegung vom 5. August 2026 (BNetzA, Az. 618-25-02). Die Bekanntgabe ist dort für den 1. Oktober 2026 vorgesehen, das Datum steht im Dokument noch in Klammern. Bis zum 30. September 2027 ist die Anwendung nur im Einverständnis mit Netzbetreiber und Messstellenbetreiber vorgesehen.

Bei 750 kWp PV kommt nur die Abgrenzungsoption in Frage, die Pauschaloption gilt für Solaranlagen bis 30 kWp. Optionswahl, Messkonzept und Vorrangzuordnung binden für mindestens ein Kalenderjahr. Bei zwei Eigentümern an einem Anschlusspunkt sind Messkonzept und Letztverbraucherstellung vorab zu klären, nicht nachträglich. Und die Netzentgeltwirkung von MiSpeL erklärt die Festlegung selbst zur Übergangsregelung, die die neue Systematik AgNes ablösen kann. Netzentgelte gehören in solche Cases als Szenario, nicht als Konstante.

Fazit

Der Standort hat nichts investiert und spart 44 Prozent. Der Investor hat keinen Anschluss gebaut und macht 12,8 Prozent. Der Vermarkter hat kein Kapital gebunden und verdient mit. Das funktioniert, weil MiSpeL zum ersten Mal erlaubt, dass ein Speicher hinter fremdem Zähler gleichzeitig am Markt und am Standort arbeitet.

Der Deal steht und fällt mit der Verteilung. Solange niemand ausrechnet, wie viel Nutzen wo entsteht, verhandeln drei Parteien über eine Zahl, die keiner von ihnen kennt. Wie derselbe Standort ohne Stakeholder-Split aussieht, zeigt der Case Ein Speicher, alle Erlöse.