Zeitversetzte PV-Einspeisung – zwischen Regulierung und Rendite

Für Unternehmen wird die Energieversogrung ein zunehmend strategisches Thema - ein Grund wieso Photovoltaik-Anlagen im gewerblichen und industriellen Bereich boomen. In Zeiten steigender Strompreise, ambitionierter Klimaziele und technischer Innovationen wie Batteriespeichern gewinnt die zeitversetzte Einspeisung von Solarstrom zunehmend an Bedeutung. Doch wie wirtschaftlich attraktiv ist dieses Modell wirklich – und welche regulatorischen Hürden sind zu meistern?

Status quo der EEG-Vergütung

Nach dem EEG 2023 erfolgt die Finanzierung größerer PV-Anlagen über das Marktprämienmodell (§ 20 EEG). Hierbei wird der erzeugte Strom direkt am Spotmarkt vermarktet. Die Differenz zwischen dem Börsenerlös und dem gesetzlich festgelegten sogenannten „anzulegenden Wert“ wird durch die Marktprämie ausgeglichen. Abgerechnet wird im 15-Minuten-Takt durch die Übertragungsnetzbetreiber.

Für Anlagen auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden gilt ein zusätzlicher Gebäudebonus, wenn die Anlage vollständig auf oder an einem Gebäude installiert ist (§ 48 EEG). Bei Teileinspeisung – also wenn ein Teil des Stroms selbst verbraucht und der Rest ins Netz eingespeist wird – gelten die folgenden anzulegenden Werte (Stand Juli 2025) (Bundesnetzagentur):

Diese Werte beziehen sich auf den Fall der Marktprämienvermarktung mit Gebäudebonus. Die tatsächlichen Erlöse setzen sich also aus dem jeweiligen Marktwert Solar plus der individuellen Marktprämie zusammen. Der monatlich ermittelte „Marktwert Solar“ gibt die durchschnittlichen Erlöse an der Strombörse wieder, die durch die Direktvermarktung von nach dem Marktprämienmodell gefördertem Solarstrom erzielt werden.

Für gewerbliche oder industrielle PV-Projekte bedeutet das: Je größer die Anlage, desto geringer der Vergütungssatz – was jedoch häufig durch höhere Eigenverbrauchsanteile, Speicherintegration und die Strompreisvermeidung im Eigenbezug wirtschaftlich kompensiert werden kann.

Ausschließlichkeitsprinzip, Abgrenzungsoption, Exklusivitätsoption – und was bei Rückeinspeisung gilt

Ausschließlichkeitsprinzip (§ 3 Nr. 1 EEG)

Ein zentraler Baustein im EEG-Regelwerk ist das sogenannte Ausschließlichkeitsprinzip (§ 3 Nr. 1 EEG). Es legt fest: Nur wenn Strom ausschließlich aus einer Erneuerbare-Energien-Anlage stammt, gilt er als förderfähiger EEG-Strom. Für Betreiber von Photovoltaikanlagen mit Batteriespeichern bedeutet das konkret: Nur wenn der Speicher ausschließlich mit PV-Strom geladen wird, bleibt der gespeicherte und später eingespeiste Strom förderfähig – etwa im Rahmen der Marktprämie bei Direktvermarktung.

Sobald der Speicher auch nur anteilig mit Netzstrom („Graustrom“) geladen wird, entfällt dieser Vergütungsanspruch. Der gespeicherte Strom verliert seinen „EEG-Status“ und wird wie konventioneller Strom behandelt – ohne Förderung, aber mit Abgaben. Netzentgelte, Stromsteuer und weitere Umlagen können anfallen.

Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG)

Um diesem Risiko zu begegnen, hat der Gesetzgeber die Abgrenzungsoption geschaffen. Betreiber können durch ein technisches Messkonzept – etwa mit separaten Zählern – lückenlos nachweisen, welcher Anteil des Stroms im Speicher aus der eigenen PV-Erzeugung stammt. Dieser sauber abgegrenzte Anteil bleibt trotz späterer Einspeisung als EEG-Strom anerkannt und kann mit der Marktprämie vergütet werden. Die Abgrenzung ist also eine technische Lösung, um das Ausschließlichkeitsprinzip faktisch zu „retten“, selbst wenn der Speicher auch andere Quellen nutzt.

⚠️ Wichtig: Die Messung muss präzise und gesetzeskonform sein. Ohne belastbaren Nachweis entfällt der Vergütungsanspruch für den gesamten Speicherstrom.

Technisch erforderlich sind präzise Bilanzkreisführung und aktive Teilnahme an der Direktvermarktung. Speicher­­anlagen müssen via Fernsteuerbarkeit, Prognosewerten und Marktwertmeldungen gemäß § 9 EEG eingebunden werden. Messkonzepte bedingen smarte Zähler, die zwischen PV‑, Netz‑ und Speicherstrom exakt unterscheiden.

Rechtlich bleibt das Thema komplex: Die Abgrenzungsoption kann nur dann erfolgreich genutzt werden, wenn der Betreiber lückenlos und messtechnisch einwandfrei nachweist, welcher Anteil des gespeicherten Stroms ausschließlich aus der eigenen EEG-Anlage stammt. Ist dieser Nachweis nicht eindeutig – etwa aufgrund eines Messfehlers oder unklarer Zuordnung –, gilt der gesamte gespeicherte Strom als nicht förderfähig. In diesem Fall entfällt der Anspruch auf Marktprämie oder Einspeisevergütung für den gesamten Speicherinhalt, selbst wenn tatsächlich anteilig PV-Strom gespeichert wurde.

Exklusivitätsoption

Die Exklusivitätsoption ist eine andere Möglichkeit, um das Ausschließlichkeitsprinzip zu erfüllen – eine Art regulatorischer Shortcut: Der Speicher wird per Design ausschließlich mit PV-Strom betrieben. Dies kann z. B. durch bauliche Trennung, programmierte Steuerung oder den bewussten Verzicht auf Netzeinspeicherung geschehen. In diesem Fall muss keine technische Abgrenzung vorgenommen werden – der Speicher gilt systemisch als EEG-konform. Das bedeutet: Es reicht, wenn der Betreiber gegenüber dem Netzbetreiber und der Bundesnetzagentur glaubhaft versichert, dass der Speicher exklusiv mit PV-Strom betrieben wird.

Die Exklusivitätsoption ist oft für kleinere Betreiber attraktiv, weil sie Mess- und Nachrüstaufwand spart. Im Gegenzug schränkt sie die Flexibilität des Speicherbetriebs stark ein.

Zukunft der EEG-Vergütung

Die bisherigen Ausführungen setzen voraus, dass man sich für eine fixe EEG-Vergütung entscheidet. Das ist jedoch nicht zwingend erforderlich. Die EEG-Vergütung sinkt insbesondere bei größeren Anlagen kontinuierlich und ihre Zukunft ist unsicher. Für Betreiber bedeutet das: Je später die Inbetriebnahme, desto geringer der garantierte Vergütungssatz. Deshalb gewinnt die Vermarktung außerhalb des EEG – etwa durch PPAs, Teilnahme am Regelenergiemarkt oder Eigenverbrauch – zunehmend an Attraktivität.

Einspeisung ohne EEG-Vergütung

Wird auf die EEG-Vergütung verzichtet, erfolgt die Vermarktung des PV-Überschusses direkt am Strommarkt zum aktuellen Börsenstrompreis. Dieser ist volatil und liegt in Zeiten mit hoher Sonneneinstrahlung (viel PV-Überschuss) häufig unter den bisherigen garantierten Vergütungssätzen. Ein Batteriespeicher kann in dieser Konstellation helfen, die Einspeisung zeitlich zu verschieben. Dadurch kann Strom in Phasen mit höherem Marktpreis abgegeben werden, was die Erlöse steigert und die Abhängigkeit von momentanen Preisspitzen am Strommarkt reduziert. Gleichzeitig ermöglicht der Wegfall der EEG-Vergütung einen flexibleren Betrieb des Speichers: Auch Netzstrom könnte – etwa bei negativen Börsenpreisen – sinnvoll zwischengespeichert werden, wodurch sich zusätzliche Anwendungsfälle wirtschaftlich erschließen lassen.

Fazit

Die Kombination aus sinkender EEG-Vergütung und wachsender Marktvolatilität verschiebt den Fokus zunehmend in Richtung flexibler Direktvermarktung. Batteriespeicher spielen dabei eine zentrale Rolle: Sie ermöglichen nicht nur die zeitversetzte Einspeisung von PV-Strom zu besseren Marktpreisen, sondern eröffnen auch neue Anwendungsfelder jenseits der EEG-Logik. Wer regulatorische Vorgaben berücksichtigt, kann Speicher künftig als strategisches Vermarktungsinstrument nutzen – sowohl für wirtschaftliche Optimierung als auch für systemdienliche Netzintegration.

Quellen:

• EEG‑Fördersätze und Marktprämien (Bundesnetzagentur) swlandau.de+4Bundesnetzagentur+4geb-info.de+4

• Abgrenzungs- und Ausschließlichkeitsprinzip (EEG §§3, 19)

• Marktwert Solar, Netzentgelte, Netzausgestaltung