Die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur macht Mischstromspeicher in Solarparks erstmals rechtssicher und tritt bis Mitte 2026 in Kraft.
- Die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur regelt erstmals, wie Solarstrom und Netzstrom in einem Speicher zusammenfließen dürfen, ohne dass die EEG-Förderung verloren geht.
- Für PV-Direktinvestments mit Co-Location-Speicher ist allein die Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3b EEG das wirtschaftlich relevante Modell. Die Pauschaloption gilt nur bis 30 Kilowattpeak und ist faktisch ein Heimspeicher-Modell.
- Die Reform ist im Stromspitzengesetz angelegt und tritt nach der Festlegung bis spätestens 30. Juni 2026 in Kraft.
- Mischstromkonzepte werden mittelfristig die bisherige reine Grün- oder Graustromnutzung in Solarparks mit Speicher ablösen.
- Netzentgelte und Herkunftsnachweise für ungeförderte Direktvermarktung sind nicht Gegenstand dieser Festlegung und werden separat geregelt.
Die Bundesnetzagentur arbeitet an einer Festlegung mit dem Kürzel MiSpeL. Das Akronym steht für Marktintegration von Speichern und Ladepunkten und hat mit der gleichnamigen Frucht nichts zu tun. Es geht um eine regulatorische Reform, die für Photovoltaik-Investments mit Batteriespeicher in Co-Location einen klaren Wendepunkt markiert. Wer in Solarparks mit gekoppeltem Speicher investiert oder dies erwägt, sollte die Grundlogik der neuen Regelung kennen, weil sie die Erlössäulen solcher Projekte direkt berührt.
In diesem Beitrag erläutern wir, welche regulatorische Lücke MiSpeL schließt, welche der zwei neuen Optionen für PV-Direktinvestments tatsächlich relevant ist, was die Festlegung bewusst ausklammert und welche realistischen Unsicherheiten Investoren im Blick behalten sollten.
Die regulatorische Lücke, die MiSpeL schließen soll
Bisher gilt für PV-Anlagen mit Stromspeicher die sogenannte Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG. Sie erlaubt eine EEG-Förderung des aus dem Speicher eingespeisten Stroms nur dann, wenn der Speicher ausschließlich mit Strom aus der Solaranlage beladen wurde. Sobald auch nur ein Bruchteil Netzstrom in den Speicher fließt, entfällt die Förderfähigkeit für die spätere Einspeisung. Umgekehrt schließt diese Option auch die Umlagesaldierung nach dem Energiefinanzierungsgesetz aus, weil dieses Privileg gerade die Speicherung von Netzstrom voraussetzt.
Diese strikte Entweder-oder-Logik macht den wirtschaftlich attraktivsten Betriebsmodus eines Co-Location-Speichers regulatorisch unzugänglich. Die flexible Vermarktung sowohl von Solarstrom als auch von Arbitragestrom aus dem Netz war bisher nicht parallel mit dem Erhalt der EEG-Förderung darstellbar. Speicher in Solarparks werden bisher entweder als reiner Grünstromspeicher betrieben, mit eingeschränkter Marktteilnahme, oder als reiner Graustromspeicher, dann aber ohne EEG-Förderung für den Speicheranteil.
Mit dem Stromspitzengesetz, das im Februar 2025 in Kraft getreten ist, wurden zwei neue Optionen im EEG verankert. Die Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3b EEG und die Pauschaloption nach § 19 Abs. 3c EEG. Beide ermöglichen den Betrieb eines Mischstromspeichers bei anteiligem Erhalt der EEG-Förderung. Damit sie in der Praxis funktionieren, muss die Bundesnetzagentur die Mess- und Berechnungsdetails konkret festlegen. Genau das ist der Inhalt der MiSpeL-Festlegung mit dem Aktenzeichen 618-25-02.
Welche Option für PV-Direktinvestments relevant ist
Drei Modelle stehen künftig zur Wahl. Für Solarparks mit gekoppeltem Batteriespeicher ist davon nur eines wirtschaftlich anschlussfähig.
| Vergleichsdimension | Ausschließlichkeitsoption | Pauschaloption | Abgrenzungsoption |
|---|---|---|---|
| Rechtsgrundlage | § 19 Abs. 3a EEG | § 19 Abs. 3c EEG | § 19 Abs. 3b EEG |
| Anlagengröße | Alle | Solaranlagen bis 30 kWp | Alle, auch Megawattbereich |
| Mischbetrieb mit Netzstrom | Nicht zulässig | Pauschal abgegrenzt | Viertelstündlich exakt zugeordnet |
| EEG-Förderung | Vollständig | Anteilig, pauschal bestimmt | Anteilig, exakt bestimmt |
| Messaufwand | Gering | Gering | Höher, viertelstündliche Zähler |
| Relevanz für PV-Direktinvest | Auslaufmodell | Nicht anwendbar | Einzig wirtschaftlich tragfähig |
Die Pauschaloption ist auf Solaranlagen bis 30 Kilowattpeak beschränkt und richtet sich strukturell an Prosumer-Haushalte und kleine Gewerbebetriebe. Bei einer Pauschalgrenze von 500 Kilowattstunden pro Kilowattpeak und Jahr und der Voraussetzung, dass alle Anlagen demselben Betreiber gehören, ist sie für Solarparks im Megawatt-Bereich nicht anwendbar.
Für PV-Direktinvestments mit Co-Location-Speicher ist daher allein die Abgrenzungsoption das relevante Modell. Sie ist nicht auf eine bestimmte Anlagengröße begrenzt und erlaubt den vollständig flexiblen Mischbetrieb des Speichers mit Solarstrom und Netzstrom, mit anteiliger Marktprämie für den Solar-Anteil und anteiliger Umlagesaldierung für den Netzstrom-Anteil.
Der Preis dieser Flexibilität ist ein höherer messtechnischer und administrativer Aufwand. Netzeinspeisung und Netzbezug müssen viertelstundengenau erfasst werden, in der Regel sind zwei mess- und eichrechtskonforme Zweirichtungszähler erforderlich, in bestimmten Konstellationen kommt ein dritter Zähler für die separate Erfassung von Speicherverlusten hinzu. Für Solarparks mit professioneller Betriebsführung ist dieser Aufwand jedoch eine Standardanforderung und keine echte Hürde.
Wie die Abgrenzungsoption funktioniert
Im Kern beruht die Abgrenzungsoption auf zwei gesetzlich vorgegebenen Vorrangregeln, die für jede Viertelstunde des Abrechnungsjahres gelten und am Jahresende anteilig zugeordnet werden.
Netzstrom hat Vorrang
Werden in derselben Viertelstunde gleichzeitig Strom aus dem Netz bezogen und Strom im Speicher verbraucht, gilt der Netzstrom vorrangig als im Speicher verbraucht. Erst danach wird der Solaranteil zugeordnet.
Speicherstrom hat Vorrang
Werden in derselben Viertelstunde gleichzeitig Strom ins Netz eingespeist und Strom aus dem Speicher erzeugt, gilt der Speicherstrom vorrangig als ins Netz eingespeist. Die marktoptimierte Einspeisung wird dem Speicher korrekt zugerechnet.
Aus den über das Kalenderjahr summierten Werten ergibt sich der sogenannte Netzstromanteil als Verhältnis des zeitgleichen Netzstromverbrauchs im Speicher zum gesamten Speicherverbrauch. Dieser Anteil bestimmt, welcher Teil der Netzeinspeisung aus dem Speicher als saldierungsfähig gilt und welcher Teil als förderfähig nach der Marktprämienregelung. Speicherverluste können in bestimmten Fallkonstellationen anteilig privilegiert werden, was den laufenden Betrieb wirtschaftlich entlastet.
Negative Strompreiszeiten, in denen der anzulegende Wert auf null sinkt, werden separat herausgerechnet. Damit bleibt der vom Gesetzgeber gewollte Anreiz bestehen, in solchen Phasen die Einspeisung zu vermeiden. Erstmals werden im Übrigen auch bidirektionale Ladepunkte für Elektrofahrzeuge in die Zuordnungslogik einbezogen und Stromspeichern weitgehend gleichgestellt.
Was die Festlegung für Co-Location-Investments bedeutet
Für Solarparks mit gekoppeltem Batteriespeicher hat die MiSpeL-Festlegung drei direkte Wirkungen.
Erstens wird der Speicher endlich frei, das zu tun, wofür er wirtschaftlich konzipiert ist. Er kann tagsüber Solarstrom aufnehmen und in Hochpreisstunden ins Netz einspeisen. Er kann in Zeiten niedriger oder negativer Marktpreise auch Netzstrom aufnehmen und diesen später bei höheren Preisen zurückspeisen. Beides parallel, beides unter Beibehaltung der anteiligen EEG-Förderung für den Solaranteil.
Zweitens wird die Direktvermarktung der Solaranlage struktureller Standard. Die Abgrenzungsoption setzt voraus, dass alle Anlagen hinter der Einspeisestelle der Direktvermarktung zugeordnet sind und mindestens eine davon der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie. Bestandsanlagen, die heute mit Monatsmarktwerten abgerechnet werden, wechseln mit Inanspruchnahme der Abgrenzungsoption verpflichtend zum Jahresmarktwert. Das ist eine Strukturveränderung, die in der Erlösplanung beachtet werden muss.
Drittens entsteht regulatorische Klarheit für eine Speicherkonfiguration, die in der Praxis bereits errichtet, aber rechtlich nicht sauber abbildbar war. Mit der Festlegung wird die Co-Location-Logik aus dem regulatorischen Graubereich in die Standardabrechnungsprozesse überführt. Mittelfristig ist davon auszugehen, dass Mischstromkonzepte die bisherige reine Grün- oder Graustromnutzung in Co-Location-Projekten ablösen werden.
Was MiSpeL bewusst nicht regelt
Diese Trennung ist wichtig, weil sie in der medialen Diskussion oft übersehen wird. MiSpeL regelt ausschließlich die EEG-Förderfähigkeit und die EnFG-Umlagesaldierung. Die Frage, ob umlageprivilegierte Strommengen auch netzentgeltprivilegiert sind, ist nicht Gegenstand dieser Festlegung. Sie wird im separaten BNetzA-Verfahren zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom verhandelt.
Eine zweite Lücke betrifft die sogenannte sonstige Direktvermarktung. Die Abgrenzungsoption gilt in der aktuellen Entwurfsfassung nur für Anlagen in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie. Für ungeförderte Anlagen, die ihren Strom über Stromabnahmeverträge mit Herkunftsnachweisen vermarkten, ist die Anwendbarkeit nicht eindeutig geregelt. Für Investoren in Projekte ohne EEG-Förderung ist das ein offener Punkt, der projektspezifisch geprüft werden muss.
Ergänzend wirkt die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes, die zum 1. Januar 2026 die doppelte Netzentgeltbelastung bei rückgespeistem Strom aus Speichern abgeschafft hat. Diese Regelung ist eigenständig, wirkt aber komplementär zu MiSpeL und verbessert das wirtschaftliche Bild von Speicher-Co-Location zusätzlich.
Verfahrensstand und realistische Unsicherheiten
Die Bundesnetzagentur hat das Festlegungsverfahren am 31. Juli 2025 eröffnet. Die Branche hat in der Konsultation bis Ende Oktober 2025 ihre Stellungnahmen abgegeben. Die folgende Übersicht ordnet die Reform in eine zeitliche Achse ein.
Drei Unsicherheiten bleiben für Direktinvest-Projekte mit Speicher relevant. Die Pauschaloption steht unter dem Vorbehalt einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission. Sie betrifft Co-Location für Solarparks zwar nicht direkt, weil dort die Abgrenzungsoption greift, aber die Verzögerungsdynamik vergleichbarer EU-Verfahren zeigt, dass solche Termine erfahrungsgemäß nicht punktgenau eingehalten werden.
Die Marktkommunikation, also die technische Anbindung der Netzbetreiber an die neuen Abrechnungsprozesse, wird nach Branchenangaben nicht vor dem zweiten Quartal 2027 vollständig automatisiert sein. Bis dahin werden bilaterale Abstimmungen zwischen Direktvermarktern und Netzbetreibern die Regel bleiben. Für laufende Projekte ist das eher ein operatives als ein wirtschaftliches Thema.
Der Umgang mit Bestandsanlagen, insbesondere die Nachrüstung bestehender Solarparks mit Batteriespeichern, ist in den Grundzügen geregelt. Die Festlegung ist sowohl für Neu- als auch für Bestandsanlagen anwendbar. Der konkrete Umstieg eines bestehenden Vermarktungsregimes auf die Abgrenzungsoption erfordert in jedem Einzelfall eine saubere Strukturprüfung, weil sich messtechnische, vertragliche und steuerliche Aspekte gleichzeitig verändern.
Für PV-Direktinvestments mit Co-Location-Speicher ist MiSpeL der entscheidende regulatorische Hebel, um die wirtschaftlichen Möglichkeiten im Standardbetrieb vollständig auszuschöpfen.
Die Reform ist im Gesetz angelegt, die konkreten Mess- und Abrechnungsregeln werden bis Mitte 2026 verbindlich. Welche Wirkung die Festlegung auf das jeweilige Projekt im Detail hat, ist projekt- und betriebsführungsspezifisch und Teil der individuellen Beratung.
Weiterführende Inhalte
Häufige Fragen zur MiSpeL-Festlegung
MiSpeL steht für Marktintegration von Speichern und Ladepunkten und ist der Titel einer Festlegung der Bundesnetzagentur mit dem Aktenzeichen 618-25-02. Sie konkretisiert die Vorgaben aus dem Stromspitzengesetz vom Februar 2025 und regelt, wie Stromspeicher künftig sowohl mit Solarstrom als auch mit Netzstrom beladen werden dürfen, ohne dass die EEG-Förderung verloren geht. Damit ersetzt sie für viele Anwendungsfälle die bisher starre Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG.
Der Gesetzgeber hat der Bundesnetzagentur eine Frist bis zum 30. Juni 2026 gesetzt. Das Festlegungsverfahren wurde am 31. Juli 2025 eröffnet, die Eckpunkte gingen am 18. September 2025 in die öffentliche Konsultation, die Stellungnahmefrist endete am 24. Oktober 2025. Branchenverbände fordern ein Inkrafttreten im ersten Halbjahr 2026. Die vollständig automatisierte Marktkommunikation der Netzbetreiber wird allerdings erst ab 2027 erwartet, in der Übergangsphase bleiben bilaterale Abstimmungen die Regel.
Die Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3b EEG ordnet Solar- und Netzstrom im Speicher viertelstundengenau zu. Sie erfordert mess- und eichrechtskonforme Zähler und ist für Anlagen jeder Größenordnung anwendbar. Die Pauschaloption nach § 19 Abs. 3c EEG arbeitet hingegen mit pauschalen Annahmen, ist auf Solaranlagen bis 30 Kilowattpeak beschränkt und kappt die geförderte Einspeisung bei 500 Kilowattstunden pro Kilowattpeak und Jahr. Sie ist dadurch faktisch ein Heimspeicher-Modell.
Für Photovoltaik-Direktinvestments mit gekoppeltem Batteriespeicher ist allein die Abgrenzungsoption das wirtschaftlich relevante Modell. Solarparks im Megawatt-Bereich überschreiten die 30-Kilowattpeak-Grenze der Pauschaloption deutlich, sodass diese ohnehin nicht zur Verfügung steht. Die Abgrenzungsoption erlaubt den vollständig flexiblen Mischbetrieb des Speichers, mit anteiliger Marktprämie für den Solar-Anteil und anteiliger Umlagesaldierung für den Netzstrom-Anteil.
Ein Mischstromspeicher ist ein Batteriespeicher, der parallel mit Strom aus erneuerbaren Energien und mit Netzstrom beladen werden kann, ohne dass die EEG-Förderung für den grünen Anteil verloren geht. Damit ist er die wirtschaftlich tragfähigste Speicher-Konfiguration für Solarparks in Co-Location, weil er sowohl die Optimierung des Solar-Eigenverbrauchs als auch die Arbitrage am Strommarkt ermöglicht. Möglich wird der Mischbetrieb erst durch die Abgrenzungs- oder die Pauschaloption der MiSpeL-Festlegung.
Ein Grünstromspeicher wird ausschließlich mit Strom aus der gekoppelten Solaranlage beladen und behält dadurch die volle EEG-Förderung, kann aber nicht aktiv am Strommarkt teilnehmen. Ein Graustromspeicher arbeitet umgekehrt: Er wird über das Netz beladen und kann frei am Markt agieren, verzichtet dafür aber auf die EEG-Förderung des Solaranteils. Der Mischstromspeicher kombiniert beide Welten: Er kann sowohl Solar- als auch Netzstrom aufnehmen und behält die EEG-Förderung anteilig für den grünen Anteil. Diese dritte Variante wird durch die MiSpeL-Festlegung erstmals rechtssicher möglich.
Die Festlegung gilt sowohl für Neu- als auch für Bestandsanlagen. Wer einen bestehenden Solarpark in den Mischbetrieb überführen möchte, muss in die Abgrenzungsoption wechseln, was strukturelle Anpassungen mit sich bringt. Bestandsanlagen wechseln dabei verpflichtend vom Monatsmarktwert auf den Jahresmarktwert. Zusätzlich sind die messtechnischen Anforderungen zu erfüllen, in der Regel zwei viertelstündliche Zweirichtungszähler. Die Nachrüstung eines Speichers an einem bestehenden Netzverknüpfungspunkt wird durch MiSpeL deutlich attraktiver, weil der Speicher künftig im Mischbetrieb arbeiten kann.
MiSpeL regelt ausschließlich die EEG-Förderfähigkeit und die EnFG-Umlagesaldierung. Drei wichtige Punkte sind nicht Gegenstand dieser Festlegung. Erstens die Netzentgelte für rückgespeisten Strom aus Speichern. Diese werden im separaten BNetzA-Verfahren zur allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom verhandelt. Zweitens die Anwendbarkeit auf die sogenannte sonstige Direktvermarktung. Für ungeförderte Anlagen, die ihren Strom über Stromabnahmeverträge mit Herkunftsnachweisen vermarkten, ist die Anwendung der Abgrenzungsoption derzeit nicht eindeutig geregelt. Drittens die operative Marktkommunikation, die nach Branchenangaben erst ab 2027 vollständig automatisiert sein wird.
