MiSpeL-Festlegung: Was der Arbeitsstand für Speicherprojekte bedeutet

Arbitrage hinter dem Zähler wird regulatorisch möglich, die Rechenregeln liegen als Arbeitsstand vor. Zwei gerechnete Modellfälle zeigen, was das wert ist: Derselbe Speicher steigert seinen Kapitalwert um den Faktor 2,7, und ein Drei-Parteien-Deal erschließt 336 kW brachliegenden Netzanschluss. Wer die Zahlen will, muss vorher das Fundament verstehen.

Hinweis zum Stand: Dieser Artikel basiert auf dem Arbeitsstand der MiSpeL-Festlegung vom 05.08.2026 (BNetzA, Az. 618-25-02, Tenor sowie Anlagen 1 und 2). Das ist ein Arbeitsstand, kein Beschluss. Die geplante Bekanntgabe zum 1. Oktober 2026 steht im Dokument selbst noch in eckigen Klammern. Einzelne Regelungen können sich bis zur Endfassung ändern. Stand aller Angaben: 21. September 2026.

Was heute gilt: drei Optionen im Gesetz, aber nur eine funktioniert

Die gesetzliche Grundlage steht seit dem Solarspitzengesetz vom Februar 2025. § 19 Abs. 3 EEG regelt den Fall, dass Strom vor der Einspeisung zwischengespeichert wird, und eröffnet drei Wege. Für bidirektional nutzbare Ladepunkte gelten die Regeln entsprechend.

Die Ausschließlichkeitsoption (§ 19 Abs. 3a EEG) funktioniert heute schon: Der Speicher nimmt ausschließlich EE-Strom auf, dann bleibt die Speichereinspeisung förderfähig. Der Preis ist hart. Wer auch nur eine Kilowattstunde Netzstrom einspeichert, verliert die Förderfähigkeit der Speichereinspeisung für das gesamte Kalenderjahr. Genau das blockiert Multi-Use mit Netzstrom bis heute.

Die Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG) erlaubt gemischte Nutzung. Der Anspruch besteht für den Anteil, der nach Maßgabe einer Festlegung nach § 85d EEG bestimmt und nachgewiesen wird. Der Gesetzgeber hat die Tür also geöffnet, aber den Schlüssel an die BNetzA delegiert. Ohne Festlegung fehlt die Rechenvorschrift.

Die Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG) gilt für Konstellationen mit Solaranlagen bis 30 kWp und deckelt den Anspruch bei 500 Kilowattstunden je Kilowatt und Kalenderjahr. Auch sie braucht die Festlegung, dazu die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission.

Parallel dazu regelt § 21 EnFG die Umlageprivilegien: Netzstrom, der gezielt bezogen, zwischengespeichert und wieder eingespeist wird, soll nicht wie Letztverbrauch mit Umlagen belastet werden. Auch diese Mechanik braucht die Nachweisregeln der Festlegung.

Was im Verfahren ist: Az. 618-25-02, vom Eckpunktepapier zum Arbeitsstand

Das MiSpeL-Verfahren (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) läuft seit dem 31. Juli 2025 beim Referat Erneuerbare Energien der BNetzA, nicht bei einer Beschlusskammer. Wer nach einem BK-Aktenzeichen sucht, findet keines. Das Aktenzeichen lautet 618-25-02.

Der Ablauf bisher: Am 18. September 2025 kamen die Eckpunkte als Konsultationsentwurf, bis zum 24. Oktober 2025 gingen über 60 Stellungnahmen ein. Am 5. August 2026 folgte der Arbeitsstand aus Tenor, Anlage 1 (Abgrenzungsoption) und Anlage 2 (Pauschaloption). Er ist ausdrücklich keine erneute Konsultation, sondern eine frühzeitige Marktinformation. Die Bekanntgabe der Festlegung ist im Tenor für den 1. Oktober 2026 vorgesehen, das Datum steht dort noch in eckigen Klammern. Für den 2. Oktober hat die BNetzA einen Workshop zur Festlegung angesetzt.

Gegenüber den Eckpunkten hat sich Entscheidendes geändert. Die wichtigste Änderung für die Modellierung: Saldiert wird jetzt je Kalendermonat statt übers Jahr. Und der Arbeitsstand regelt erstmals auch Konstellationen ohne geförderte EE-Anlage, vom Co-Location-Speicher bis zum reinen Netzspeicher. Ergebnis ist ein Regelwerk mit elf Fallkonstellationen und 44 Formeln allein in der Abgrenzungsoption.

Die Abgrenzungsoption: viertelstundenscharf, rein rechnerisch, mit Speichervorrang

Anlage 1 stellt klar, dass nichts physikalisch getrennt wird. Die Zuordnung erfolgt "rein rechnerisch auf Basis von Anteilsbetrachtungen", auf viertelstundengenauen, mess- und eichrechtskonformen Messwerten. Dafür braucht es je nach Konstellation mehrere Zählpunkte: Z1 am Netzverknüpfungspunkt, Z2 für Speicher und Ladepunkt, in einer Variante Z3 für den Speicher allein. Eine Leistungsschwelle kennt Anlage 1 nicht, die Abgrenzungsoption steht Anlagen jeder Größe offen.

Die schärfste Regel ist der Speichervorrang: Zeitgleicher Netzbezug gilt vorrangig als in den Speicher geladen, zeitgleiche Speichererzeugung vorrangig als ins Netz eingespeist, formelhaft als Minimumbildung je Viertelstunde. Zeitgleichheit von Netzladung und Eigenerzeugung ist damit teuer, weil sie Mengen aus dem förderfähigen in den saldierungsfähigen Topf verschiebt und umgekehrt.

Vier Rechenregeln bestimmen den Business Case:

1. Jede Kilowattstunde ist entweder gefördert oder saldiert. Nie beides.
Die Formeln ziehen die förderfähige EE-Speichererzeugung von der eingespeisten Speichererzeugung ab. Was übrig bleibt, ist saldierungsfähig. Marktprämie und Umlagevorteil konkurrieren um dieselben Mengen. Ein Modell muss beide Pfade parallel rechnen und vergleichen, nicht addieren.

2. Saldiert wird je Kalendermonat.
Überschüsse aus einem Monat verfallen. Standorte mit saisonalen Profilen verlieren gegenüber einer Jahresbetrachtung systematisch. Wer mit Jahressummen kalkuliert, überschätzt den Umlagevorteil.

3. Der Wirkungsgrad ist eine Rechengröße, kein Datenblattwert.
Im Grundfall mit EE-Anlage und Speicher wird der Wirkungsgrad monatlich aus den Messwerten gebildet. Sobald ein bidirektionaler Ladepunkt im Spiel ist, gilt pauschal 0,85. Wer real 90 Prozent fährt, rechnet anders ab, als er betreibt. Für Flotten kommt der Fremdtankstrom-Abzug dazu: Was anderswo geladen und hier eingespeist wird, zählt weder für Förderung noch für Saldierung.

4. Negative Preise kappen die Förderung, in der Pauschaloption auch die Saldierung.
Viertelstunden mit anzulegendem Wert von null zählen nicht für die Marktprämie, das gilt in beiden Optionen. Die Pauschaloption geht weiter: Dort ist nur Netzeinspeisung in Viertelstunden mit nicht negativem Spotpreis saldierungsfähig. Beide Zeitreihen gehören in jedes Modell.

Dazu kommen Wahlrechte mit Jahresbindung. Die Optionswahl gilt je Einspeisestelle, ganz oder gar nicht. Wer beim Setup aus Speicher und Ladepunkt auf den separaten Speicherzähler verzichtet, verliert das Verlustprivileg komplett, und wer genauere Messtechnik installiert hat, darf die vereinfachten Formelsätze nicht mehr nutzen. Bestandsanlagen mit Monatsmarktwert wechseln zwingend auf den Jahresmarktwert. Und für Unternehmen in der Besonderen Ausgleichsregelung ist die Saldierung wenig wert: Sie wird mit dem niedrigsten Umlagewert des Jahres angesetzt, im Rechenbeispiel der BNetzA 0,2 statt 1,4 Cent pro Kilowattstunde. Die Behörde selbst nennt die monatliche Bestimmung dort "schwer überschaubar" mit "drohenden Zirkelschlüssen" (Anlage 1, Abschnitt 9.3.1).

Wie du Messkonzept und Multi-Use am Bestandsanschluss praktisch aufsetzt, steht in unserem Playbook-Artikel MiSpeL und Abgrenzung im Mischbetrieb. Dieser Artikel hier bleibt beim Verfahrensstand und bei der Frage, was die Regeln im Kapitalwert anrichten.

Die Pauschaloption spielt für Gewerbeprojekte praktisch keine Rolle. Sie endet bei 30 kWp Solarleistung, kennt kein Verlustprivileg, hat einen Indifferenzbereich, der weder gefördert noch saldiert wird, und steht komplett unter dem Beihilfevorbehalt der EU-Kommission. Wer gewerbliche Speicher plant, landet bei der Abgrenzungsoption.

Was MiSpeL wert ist: derselbe Speicher, zweimal gerechnet

Bevor die Frage nach neuen Geschäftsmodellen kommt, die nüchterne: Was ist die Mehrfachnutzung für einen ganz normalen Gewerbespeicher konkret wert? Dafür haben wir in minimum energy denselben Speicher zweimal gegen dieselbe Ausgangslage gerechnet. Ein Modellfall, keine Kundenreferenz, die Annahmen liegen offen.

Ein Gewerbestandort in Bochum mit 750 kWp PV und rund 1,2 GWh Jahresbedarf prüft einen Speicher mit 2.000 kWh und 1.000 kW, Investition 500.000 Euro, gerechnet über 20 Jahre bei 8 Prozent Kapitalkosten. Szenario 1 ohne MiSpeL-Privilegien: Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung, Beschaffungsoptimierung und Spothandel, aber der Handelsstrom trägt volle Netzentgelte und Umlagen. Szenario 2 rechnet dieselben Anwendungen MiSpeL-konform, mit sauber getrennten Stromkonten für Grünstrom, Netzstrom und Handelsstrom.

Ohne Privilegien rechnet sich der Speicher bereits solide: 80.000 Euro Einsparung im ersten Jahr, 287.000 Euro Kapitalwert, 6,3 Jahre Amortisation. Die Abgaben auf dem Handelsstrom deckeln allerdings den Handel bei rund 177 MWh pro Jahr. MiSpeL-konform steigt das Handelsvolumen auf 324 MWh, die Handelserlöse wachsen von 62.000 auf 150.000 Euro pro Jahr, die jährliche Einsparung auf 132.000 Euro und der Kapitalwert auf 762.000 Euro bei 3,8 Jahren Amortisation. Faktor 2,7 im Kapitalwert, derselbe Speicher, dieselbe Investition, dieselben Anwendungsfälle.

Wichtiger als der Faktor ist uns, wie er zustande kommt: bewusst in der konservativen Lesart. Erstattet wird im Szenario nur der Arbeitspreis, der Handelsstrom zählt weiter in die Jahreshöchstlast und damit in den Leistungspreis. Man kann aggressiver rechnen. Wir tun es nicht, solange die Netzentgeltseite von MiSpeL eine Übergangsregelung ist. Die vollständige Rechnung mit beiden Szenarien und dem Link auf die Auslegung in der Plattform steht im Use Case Ein Speicher, alle Erlöse: derselbe Speicher mit und ohne MiSpeL.

Was MiSpeL möglich macht: drei Parteien, ein Speicher, 336 kW freier Netzanschluss

Der zweite Modellfall zeigt eine Konstellation, die es ohne die Abgrenzungsoption schlicht nicht gäbe. Auch hier gilt: Plattform-Rechnung, keine Kundenreferenz.

Ein C&I-Standort mit 750 kWp PV und 1.000 MWh Jahresstrombedarf hat einen Netzanschluss von 750 kW, die tatsächliche Höchstlast liegt bei 413,7 kW. 336 kW Anschlussleistung sind bezahlt und liegen brach, während BESS-Investoren auf eigene Anschlusspunkte oft Jahre warten. Dazu werden 105 MWh PV-Strom pro Jahr abgeregelt. Ein fremder Speicher, der hinter diesem Zähler Netzstrom lädt und wieder einspeist, fiel bisher aus der Ausschließlichkeitsoption. Mit der Abgrenzungsoption trägt genau dieses Setup.

Gerechnet wurde der Standort mit drei Parteien, jede mit eigener Rechnung: ein BESS-Investor, der den Speicher finanziert, der Standort, der Fläche und freie Anschlussleistung als Einlage einbringt, und ein Direktvermarkter mit Umsatzbeteiligung am Handelserlös. Optimiert wurden sechs Anwendungen simultan, von Beschaffung über atypische Netznutzung bis Arbitrage. Zwei Restriktionen entscheiden: Die Anschlussleistung ist hart (der optimale Speicher hat 764 kW, zusammen mit der Last mehr, als der Anschluss hergibt, der Optimierer entscheidet viertelstundenscharf), und MiSpeL trennt die Mengen (förderfähig oder saldierungsfähig, monatlich saldiert, beide Pfade parallel).

Die optimale Auslegung liegt bei 1.528 kWh und 764 kW bei einer Investition von 351.527 Euro, das entspricht 230 Euro je Kilowattstunde als Kostenannahme der Modellrechnung. Das Ergebnis, je Perspektive:

Der Standort investiert nichts. Seine laufenden Energiekosten fallen von 110.155 auf 62.042 Euro pro Jahr, minus 44 Prozent. Die netzentgeltrelevante Leistung sinkt um 59 Prozent, obwohl der Anschluss physisch jetzt bis an die 750 kW ausgefahren wird, weil die Ladefenster gegen die Hochlastzeitfenster optimiert werden. Die Abregelung sinkt von 105 auf 30,2 MWh pro Jahr. Kapitalwert über 20 Jahre: 472.383 Euro.

Der Investor bringt die vollen 351.527 Euro und bekommt dafür etwas, das am Markt kaum zu kaufen ist: einen sofort verfügbaren Anschlusspunkt, ohne Baukostenzuschuss, ohne Netzverträglichkeitsprüfung, ohne Wartezeit. Arbitrage-Erlös 56.742 Euro pro Jahr, interne Rendite 12,8 Prozent, Amortisation 7,0 Jahre, Kapitalwert 132.854 Euro.

Der Direktvermarkter stellt Marktzugang und Handel ohne eigenes Investment und erhält eine Umsatzbeteiligung von 3.171 Euro pro Jahr, Kapitalwert 31.132 Euro.

Die Summe geht auf den Euro auf: 103.159 Euro Nutzen im ersten Jahr, 636.369 Euro Kapitalwert, aus Projektsicht 28,7 Prozent interne Rendite bei 3,4 Jahren Amortisation. Das ist der eigentliche Punkt: 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. Die vollständige Drei-Perspektiven-Rechnung steht im Use Case MiSpeL BTM mit drei Stakeholdern: Der freie Netzanschluss als Business Case.

Unsere Haltung: konservativ rechnen, simultan optimieren, Vorbehalte benennen

Wir bei minimum energy halten MiSpeL für den wichtigsten Schritt zur Marktintegration von Speichern seit Jahren. Und gerade deshalb sagen wir dazu, was wir daran kritisch sehen und wie wir damit rechnen.

Die Richtung stimmt, drei Punkte bleiben kritisch. Die Monatssaldierung bestraft saisonale Profile ohne erkennbaren Systemnutzen. Für Unternehmen in der Besonderen Ausgleichsregelung ist die Saldierung auf ein Siebtel entwertet, und die BNetzA nennt ihre eigene Systematik dort "schwer überschaubar". Und ein Regelwerk mit 44 Formeln verlagert Komplexität zu denen, die Projekte bauen. Das darf man begrüßen und trotzdem benennen.

Wir rechnen MiSpeL als Szenario, nicht als Annahme. Beide Modellfälle oben führen einen Basisfall ohne MiSpeL mit, und die Netzentgeltseite rechnen wir in der konservativen Lesart, weil sie im Arbeitsstand selbst als Übergangsregelung markiert ist. Ein Case, der nur in der aggressiven Lesart trägt, ist kein Case. Wer Speicher allein mit MiSpeL-Privilegien begründet, verkauft einen dünnen Case, und diese Zielgruppe merkt das.

Wir optimieren simultan, weil die Festlegung es erzwingt. Der Speichervorrang verrechnet Förderpfad und Handelspfad in derselben Viertelstunde, die Anschlussleistung deckelt Laden und Last gleichzeitig, und die Entweder-oder-Regel koppelt Marktprämie an Umlagevorteil. Wer diese Anwendungen nacheinander in Tabellen rechnet und addiert, bekommt Zahlen, die in keinem Betriebsjahr eintreten. In minimum energy laufen die MiSpeL-Zuordnungsregeln deshalb als Nebenbedingungen in einer Optimierung mit, viertelstundenscharf und reproduzierbar.

Und wir sagen auch die unbequemen Zahlen. Im Drei-Parteien-Fall sinken die Emissionen des Standorts um 14 Prozent, auf dem Konto des Investors entstehen durch das Arbitrage-Laden 4.100 Kilogramm CO2-Äquivalent neu, netto bleibt das Projekt bei minus 12 Prozent. Arbitrage hinter dem Zähler ist ein Geschäftsmodell, kein Klimaschutzargument. Genau diese Art Transparenz ist der Grund, warum man den übrigen Zahlen glauben kann.

Zeitplan, Vorbehalte und die AgNes-Flanke

Drei Vorbehalte stehen ausdrücklich im Arbeitsstand, und sie gehören in jede Projektentscheidung.

Der Übergangsvorbehalt: Bis zum 30. September 2027 (auch dieses Datum steht in Klammern) setzt die Anwendung das Einverständnis von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber voraus. Die Anwendbarkeit im ersten Jahr hängt also an der Mitwirkung zweier Dritter, auf die kein durchsetzbarer Anspruch besteht. Wer für 2026 und 2027 plant, sollte früh mit dem Netzbetreiber sprechen.

Der Beihilfevorbehalt: Die Pauschaloption gilt erst nach beihilferechtlicher Genehmigung der EU-Kommission. Ein Termin dafür ist nicht bekannt.

Die AgNes-Flanke: Die Netzentgeltwirkung von MiSpeL läuft über den Verweis in § 118 Abs. 6 S. 3 EnWG, und Anlage 1 nennt diese Verweisregelung ausdrücklich eine Übergangsregelung, die durch die neue Netzentgeltsystematik AgNes abgelöst werden kann (Abschnitt 2.2). Der AgNes-Entwurf liegt seit dem 6. August vor, die Stellungnahmefrist endete am 18. September. Für Speicher heißt das konkret: Ab 2029 kommt nach dem Entwurf ein Kapazitätsentgelt von rund 5 Euro je Kilowatt und Jahr, und die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG behalten nur Bestandsanlagen und Projekte mit endgültiger Investitionsentscheidung bis Ende 2026. Was der Entwurf im Einzelnen ändert, steht in unserem Artikel Netzentgelte 2029: Was der BNetzA-Entwurf für Speicherprojekte bedeutet. Für deine Modelle heißt es: Netzentgelte gehören als Szenario in die Rechnung, nicht als Konstante.

Unser Fazit: Erst rechnen, dann festlegen

MiSpeL löst ein echtes Problem. Die Ausschließlichkeitsoption hat Multi-Use jahrelang blockiert, jetzt wird Arbitrage mit Umlagevorteil regulatorisch sauber möglich. Die beiden Modellfälle zeigen die Spannweite: Für den normalen Gewerbespeicher geht es um den Faktor 2,7 im Kapitalwert, und am freien Netzanschluss werden Konstellationen tragfähig, die es vorher nicht gab. Der Preis ist ein Regelwerk, das die wichtigsten wirtschaftlichen Entscheidungen an den Anfang verschiebt: Optionswahl, Messkonzept, Vorrangzuordnung, alles mit mindestens einjähriger Bindung.

Keine dieser Fragen lässt sich pauschal beantworten. Ob die Abgrenzungsoption den zusätzlichen Zähler wert ist, ob das Umlageargument beim Kunden trägt, wie sich Anschlussrestriktion und Mengentrennung gegenseitig beeinflussen: Das hängt am Lastprofil, an der Speichergröße und am Preisszenario.

Wenn du sehen willst, wie das an einem realen Projekt aussieht: Die Aufzeichnung unseres Webinars zur MiSpeL-konformen Speicherplanung zeigt den kompletten Weg. Und wenn du deinen eigenen Case rechnen willst, buch dir eine Demo.

Häufige Fragen zur MiSpeL-Festlegung

Was ist die MiSpeL-Festlegung?

MiSpeL (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) ist eine Festlegung der BNetzA nach § 85d EEG, die regelt, wie Speicher und bidirektionale Ladepunkte EEG-Marktprämie und Umlageprivilegien nach § 21 EnFG kombinieren können. Der Arbeitsstand vom 5. August 2026 sieht zwei Wege vor: die messscharfe Abgrenzungsoption und die Pauschaloption für Solaranlagen bis 30 kWp.

Wann tritt MiSpeL in Kraft?

Der Arbeitsstand nennt als geplante Bekanntgabe den 1. Oktober 2026, das Datum steht dort noch in Klammern. Bis zum 30. September 2027 ist die Anwendung nur im Einverständnis mit Netzbetreiber und Messstellenbetreiber vorgesehen. Die Pauschaloption braucht zusätzlich die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission.

Kann ich Marktprämie und Umlagebefreiung kombinieren?

Am selben Standort ja, auf derselben Kilowattstunde nein. Jede eingespeiste Speicher-Kilowattstunde ist entweder förderfähig oder saldierungsfähig. Die Aufteilung ergibt sich rechnerisch aus den Formelsätzen der Festlegung, nicht aus einer freien Zuordnung.

Gilt die Abgrenzungsoption auch für große Speicher?

Ja. Anlage 1 kennt keine Leistungsschwelle, die Abgrenzungsoption steht Anlagen jeder Größe offen und regelt auch Konstellationen ohne geförderte EE-Anlage, vom Co-Location-Speicher bis zum reinen Netzspeicher. Nur die Pauschaloption ist auf Solaranlagen bis 30 kWp begrenzt.

Was bringt MiSpeL wirtschaftlich?

Das hängt vom Einzelfall ab und lässt sich nicht pauschal beziffern. In unseren beiden Modellfällen steigt der Kapitalwert eines 2-MWh-Gewerbespeichers durch die MiSpeL-konforme Rechnung von 287.000 auf 762.000 Euro, und ein Drei-Parteien-Setup am freien Netzanschluss erzeugt 103.159 Euro Nutzen im ersten Jahr. Beides sind Plattform-Rechnungen mit offengelegten Annahmen, keine Kundenreferenzen.

Quellen: BNetzA, Festlegungsverfahren zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL), Az. 618-25-02: Eckpunkte vom 18.09.2025, Arbeitsstand vom 05.08.2026 (Tenor, Anlage 1 Abgrenzungsoption, Anlage 2 Pauschaloption), Verfahrensseite mit Workshop-Termin 02.10.2026. § 19 Abs. 3, 3a, 3b, 3c und § 85d EEG. § 21 EnFG. § 118 Abs. 6 EnWG. BNetzA, Große Beschlusskammer Energie, AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026, GZ GBK-25-01-1#3, Stellungnahmefrist 18.09.2026. Modellfälle: Plattform-Rechnungen aus minimum energy (Use Cases "Ein Speicher, alle Erlöse" und "MiSpeL BTM mit drei Stakeholdern"), keine Kundenreferenzen. Abschnittsangaben beziehen sich auf den jeweiligen Entwurfsstand und können sich in der Endfassung verschieben. Keine Rechtsberatung.