Heute, am 1. Oktober 2026, hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) ihre Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten beschlossen. MiSpeL heißt das Regelwerk – und es könnte für Haushalte, Gewerbe und Unternehmen einiges verändern. Batteriespeicher dürfen künftig Solarstrom und Netzstrom aufnehmen, ohne dass die EEG-Förderung für den zwischengespeicherten Solarstrom automatisch verloren geht. Auch bidirektionales Laden, also das Laden und spätere Zurückspeisen von Strom aus Elektrofahrzeugen, soll leichter werden.

Bisher mussten Grünstrom und Netzstrom in Speichern strikt getrennt bleiben. Wer zusätzlich Netzstrom speicherte, riskierte in der bisherigen Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG die Förderfähigkeit; eine Umlagesaldierung war damit ebenfalls ausgeschlossen. Ladepunkte konnten dort grundsätzlich nicht zur Zwischenspeicherung genutzt werden. MiSpeL soll diese engen Grenzen aufbrechen und die aktive Marktteilnahme von Speichern und Ladepunkten in Verbindung mit Erneuerbare-Energien-Anlagen ermöglichen.

Zwei Wege für Speicher und Ladepunkte

Die Festlegung beruht auf zwei neuen Optionen: der Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3b EEG und § 21 Abs. 1 bis 4 EnFG sowie der Pauschaloption nach § 19 Abs. 3c EEG und § 21 Abs. 4a EnFG. Die neuen Befugnisse der Bundesnetzagentur gehen auf Änderungen durch das sogenannte Stromspitzengesetz im Energiewirtschaftsrecht, im EEG und im Energiefinanzierungsgesetz zurück. Rechtsgrundlagen sind unter anderem § 85d EEG und § 62 Abs. 2 Nr. 1 EnFG.

Bei der Abgrenzungsoption werden die Strommengen rechnerisch bestimmt, für die Marktprämien oder Umlageprivilegien beansprucht werden können. Grundlage sind viertelstündlich gemessene Strommengen; vorgegebene mathematische Formeln teilen sie anteilig zu. Normalerweise sind dafür zwei Zähler vorgesehen, in Sonderfällen genügt einer. Ein intelligenter Zähler erfasst den Verbrauch im 15-Minuten-Takt.

Die Pauschaloption soll mit deutlich weniger Messaufwand auskommen. Sie gilt in bestimmten Fällen für Solaranlagen bis höchstens 30 kWp und weist einem Teil der eingespeisten Strommengen anhand gesetzlicher Rahmenbedingungen pauschal die Eigenschaft „förderfähig“ oder „saldierungsfähig“ zu. Für Anlagen bis 30 kWp mit herkömmlichem Zweirichtungszähler sind bis zu 500 kWh je kWp installierter Leistung und Kalenderjahr förderfähig. Bei einer 10-kWp-Anlage können damit höchstens 5.000 kWh berücksichtigt werden.

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Die Bundesnetzagentur legt dabei pauschal einen Speicherwirkungsgrad von 85 Prozent zugrunde. Der Sicherheitsfaktor für die Pufferzone wurde von 0,5 auf 0,2 gesenkt – dadurch kann sich die Rückspeisung früher lohnen. Der Haken: Für die Pauschaloption muss die beihilferechtliche Genehmigung der zugrunde liegenden gesetzlichen Regelung durch die Europäische Kommission noch vorliegen.

Ein Rechenmodell verteilt Solarstrom mit Marktprämie und umlageprivilegierten Netzstrombezug. Wird zuvor bezogener Netzstrom wieder eingespeist, werden die Mengen saldiert; bei dieser Rückspeisung entfallen Umlagen und Netzentgelte. Beim Bezug von Fahrstrom werden sie dagegen weiterhin erhoben. Die EEG-Förderung durch Direktvermarktung mit Marktprämie und die Umlagesaldierung sollen anteilig erhalten bleiben – auch für zwischengespeicherten erneuerbaren Strom.

Was sich im Alltag verschieben könnte

Die Optionen sollen Stromspitzen dämpfen und die zeitliche Lücke zwischen Verbrauch und Erzeugung nutzen. Haushalte könnten Strom über dynamische Tarife beziehen, wenn die Preise niedrig und viel erneuerbare Energie im Netz ist. Später lässt sich die Energie selbst verbrauchen oder bei höheren Marktpreisen einspeisen. Prosumer können ihren Verbrauch einschließlich Speicherverbrauch verschieben, ebenso die Einspeisung aus Solaranlage und Speicher. Bei bidirektionaler Nutzung kommen Arbitragegeschäfte hinzu – also das Ausnutzen von Preisunterschieden.

Bidirektionales Laden kann dabei dem Eigenverbrauch dienen, günstigen Netzstrom speichern, erneuerbare Energien vermarkten oder Preisschwankungen nutzen. Kompatible Elektrofahrzeuge werden an geeigneten Ladepunkten rechtlich weitgehend stationären Stromspeichern gleichgestellt. Das gilt für öffentliche und nicht öffentliche Ladestationen. Erstmals soll auch für Ladepunkte eine anteilige Förderfähigkeit möglich werden.

Die Neuerungen gelten allerdings ausschließlich für Anlagen in der geförderten Direktvermarktung. Wer bisher eine feste Einspeisevergütung erhält, muss in die Direktvermarktung wechseln, um die Regeln zu nutzen. Gleichzeitig können die Optionen auch mit ungeförderten Erzeugungsanlagen oder ohne eigene Stromerzeugung eingesetzt werden. Für Sonderfälle wurden vereinfachte Berechnungsformeln ergänzt; Regeln gegen Missbrauch sollen verhindern, dass marktpreisentkoppelte Speichererzeugung oder Netzeinspeisung nur wegen von Umlageprivilegien künstlich attraktiv wird.

Bei der RWTH Aachen geben die Battery-Charts eine Vorstellung von der Größenordnung: In Deutschland gibt es mehr als 2,7 Millionen Heimspeicher mit jeweils weniger als 30 kWh Kapazität. Zusammen kommen sie auf 23,6 GWh. Würden alle vollständig geladen, entspräche das bei einem angenommenen Jahresverbrauch von 3.500 kWh dem Stromverbrauch von gut 6.700 Haushalten.

Bundesnetzagentur-Präsident Klaus Müller sieht darin die Möglichkeit, dass Millionen Haushalte aktiv am Energiesystem teilnehmen. Zugleich erwartet er von den Automobilherstellern mehr Einsatz beim bidirektionalen Laden. Der Bundesverband Solarwirtschaft begrüßte die Entscheidung und forderte Netz- und Messstellenbetreiber zur zügigen Umsetzung auf. Nach Angaben des Verbands können gekoppelte Batteriespeicher vorhandene Netzkapazitäten effizienter nutzen und so den Bedarf an Netzausbau verringern.

Das Auto als Speicher – wenn es denn kann

Der ADAC weist darauf hin, dass bislang nur wenige Elektroauto-Modelle bidirektionales Laden unterstützen. Bei Volkswagen werden ID.3, ID.4, ID.5, ID.7 und ID. Buzz genannt – allerdings nur mit mindestens 77-kWh-Batterie und Softwareversion 3.5. Ebenfalls auf der Liste stehen Škoda Enyaq und Elroq, Cupra Born und Tavascan sowie der Volvo EX90.

Hyundai-Modelle wie Ioniq 5, Ioniq 6, Ioniq 9 und Kona bieten laut Artikel lediglich Vehicle-to-Load (V2L). Damit können externe Geräte mit Strom versorgt werden, eine Einbindung in Haus- oder Stromnetz ist damit nicht gemeint. Tesla-Modelle 3, Y, S und X lassen sich laut Artikel nicht in Haus- oder Stromnetz integrieren. Teslas Powershare-Funktion ist demnach ausschließlich für den Cybertruck vorgesehen. Ein ziemlich überschaubares Angebot also – zumindest noch.

Regelwerk mit langem Anlauf

Das Verfahren wurde am 31. Juli 2025 vom Referat für Erneuerbare Energien (618) eröffnet. Am 1. Oktober 2025 folgte der Workshop zum Start der Konsultation. Dort wurden die Eckpunkte vorgestellt; Zielgruppe waren betroffene Unternehmen, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Verbände. Der Expertenaustausch sollte mögliche Stellungnahmen unterstützen.

Am 18. September 2025 gingen die Eckpunkte in die Konsultation. Der Entwurf umfasste drei Dokumente, Stellungnahmen konnten bis zum 24. Oktober 2025 eingereicht werden. Zum Festlegungsverfahren gingen Stellungnahmen ein.

Am 5. August 2026 veröffentlichte die Bundesnetzagentur den aktuellen Arbeitsstand, ebenfalls mit drei Dokumenten. Die Veröffentlichung sollte den Markt frühzeitig informieren und im parallelen Verfahren zur AgNes-Festlegung Orientierung geben, soweit dort bei Netzentgeltpflichten auf MiSpeL-Regelungen verwiesen werden soll. Eine erneute Konsultation war damit nicht verbunden.

Übernommen wurden zahlreiche Vorschläge und Hinweise, darunter die Umstellung auf eine monatliche Saldierungsperiode, die Erweiterung um Fälle ohne geförderte EE-Anlagen sowie angepasste Formeln gegen Fehlanreize für marktpreisentkoppelte Speichererzeugung und Netzeinspeisung zur Erlangung von Umlageprivilegien. Die angepassten Formeln der Anlage 1 zur Abgrenzungsoption wurden auf Hinweis der HTW Berlin in einer Simulationsrechnung geprüft. Der ursprünglich mehr als 200 Seiten umfassende Entwurf wurde nach Einwänden unter anderem von