Mehr als ein Jahr Verfahren und eine verpasste gesetzliche Frist: Am 5. August 2026 hat die Bundesnetzagentur den überarbeiteten Arbeitsstand ihrer Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten ("Mispel") veröffentlicht.
Eigentlich hätte das Papier bis zum 30. Juni 2026 verabschiedet sein sollen. Nun soll es zum 1. Oktober 2026 in Kraft treten. Was hat sich für Betreiber von Batteriespeichern, Besitzer von Elektroautos mit bidirektionalem Laden und Stadtwerke, die auf Flexibilitätsgeschäftsmodelle setzen, gegenüber dem Entwurf von 2025 geändert?
Was die Mispel-Festlegung regeln soll
Bislang zeigt sich folgendes Problem: Wer in Deutschland einen Stromspeicher oder ein Elektroauto mit einer Erneuerbare-Energien-Anlage kombiniert und diesen Speicher flexibel am Markt betreiben will, läuft in eine regulatorische Sackgasse.
Die bisher einzige Option – die sogenannte Ausschließlichkeitsoption nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) – schreibt vor, dass ausschließlich selbst erzeugter, grüner Strom in den Speicher fließen darf, damit die EEG-Förderung erhalten bleibt.
Wer auch Netzstrom zwischenspeichert, verliert dagegen den Förderanspruch. Bidirektionale Ladepunkte für Elektrofahrzeuge sind von der Option komplett ausgeschlossen. Speicher und Elektroautos bleiben als Flexibilitätspotenziale im Ergebnis weitgehend brach.
Gerade in Zeiten, in denen das Stromsystem immer öfter mit Erzeugungsüberschüssen aus erneuerbaren Energien kämpft, ist das ein Problem. Mit dem sogenannten Stromspitzengesetz hat der Gesetzgeber 2025 neue Rechtsgrundlagen geschaffen, um Speicher und Ladepunkte flexibler in den Markt zu integrieren.
Mit der Mispel-Festlegung will die Bundesnetzagentur diese gesetzlichen Vorgaben konkretisieren. Dabei eröffnet sie zwei neue Optionen.
Abgrenzungs- versus Pauschaloption
Die Abgrenzungsoption richtet sich vor allem an größere Anlagen. Sie erlaubt es, Mischspeicher – also Speicher, die sowohl grünen als auch "grauen" Netzstrom aufnehmen – anteilig in die EEG-Förderung einzubeziehen. Grundlage dafür ist eine formelbasierte Zuordnung von Strommengen auf Basis viertelstündlicher Messwerte.
Wie viel des eingespeisten Stroms förderfähig ist und wie viel als saldierungsfähig gilt – also umlagemindernd angerechnet werden kann –, errechnet sich dabei nach mathematisch festgelegten Formeln. Das erfordert in der Regel mindestens zwei Zähler und einen erhöhten messtechnischen Aufwand.
Die Pauschaloption ist als vereinfachter Weg gedacht, vor allem für Solaranlagen bis maximal 30 Kilowatt Peak (kWp) installierter Leistung in Kombination mit Speichern oder Ladepunkten. Statt viertelstündlicher Einzelabrechnung wird die Netzeinspeisung anhand pauschaler Jahresgrenzen eingeordnet: Ein Teil gilt pauschal als förderfähig, ein Teil als saldierungsfähig. Für die Grundfälle reicht ein einziger Zähler.
Beide Optionen ermöglichen erstmals auch die Einbeziehung bidirektionaler Ladepunkte für Elektroautos. Damit können Fahrzeuge, die Strom nicht nur beziehen, sondern auch zurückspeisen können – bekannt als "Vehicle-to-Grid" – regulatorisch wie Stromspeicher behandelt werden.
Was der neue Indifferenzbereich bewirkt
Der neue Arbeitsstand vom 5. August 2026 weicht an mehreren Stellen wesentlich vom Entwurf ab, den die Bundesnetzagentur im September 2025 zur Konsultation gestellt hatte.
Monatliche statt jährliche Saldierungsperiode in der Abgrenzungsoption: Im ursprünglichen Entwurf wurden die relevanten Strommengen für die Umlagesaldierung auf Jahresbasis ermittelt. Im Arbeitsstand vom August 2026 ist nun eine kalendermonatliche Saldierungsperiode vorgesehen.
Das verkleinert den zeitlichen Horizont für die Verrechnung und dürfte die Planungssicherheit für Betreiber erhöhen. Auf der anderen Seite macht es die Berechnungen aber auch anspruchsvoller.
Neuer Indifferenzbereich in der Pauschaloption: Das ist die wohl bedeutendste Änderung für Haushalte und kleine Gewerbetreibende. Im Entwurf von September 2025 waren förderfähige und saldierungsfähige Netzeinspeisung noch weitgehend komplementär: Was nicht als förderfähig galt, konnte als saldierungsfähig angerechnet werden.
Im August-Arbeitsstand führt die Bundesnetzagentur einen sogenannten Indifferenzbereich ein. Netzeinspeisung, die oberhalb der Förderfähigkeitsgrenze (500 Kilowattstunden je kWp Solarleistung im Jahr) liegt, aber noch unterhalb einer neu eingeführten Pauschalgrenze der Saldierungsfähigkeit, gilt weder als förderfähig noch als saldierungsfähig. Sie ist regulatorisch schlicht ohne Wert.
Wie breit dieser Indifferenzbereich ausfällt, hängt vom Verhältnis zwischen installierter Solarleistung und Speicherkapazität ab: Für einen Haushalt mit einer 10 kWp großen Solaranlage und einem Speicher mit vier Kilowattstunden (kWh) beginnt die saldierungsfähige Zone erst bei einer Netzeinspeisung von 625 kWh je kWp – also deutlich später, als der Förderanspruch endet.
125 kWh je kWp fallen dagegen in den Indifferenzbereich. Im Beispiel bedeutet das: 1250 kWh Netzeinspeisung im Jahr generieren weder EEG-Förderung noch Umlageerleichterung.
Pauschaloption für viele E-Autos unattraktiv
Härtere Bedingungen für bidirektionales Laden: Für Haushalte, die ausschließlich einen bidirektionalen Ladepunkt ohne stationären Speicher nutzen wollen, fällt der Indifferenzbereich noch deutlich breiter aus. Wer eine 10 kWp große Solaranlage und einen bidirektionalen Ladepunkt betreibt, muss laut Arbeitsstand erst ab 750 kWh je kWp Netzeinspeisung im Jahr mit saldierungsfähigen Mengen rechnen. 250 kWh je kWp – also insgesamt 2500 kWh im Jahr – verfehlen sowohl Förder- als auch Saldierungsschwelle.
Das macht die Pauschaloption für viele Konstellationen mit bidirektionalem Laden wenig attraktiv: Wer saldierungsfähige Einspeisemengen erzielen will, dürfte kaum an einem zweiten Zähler vorbeikommen, was den Unterschied zur aufwendigeren Abgrenzungsoption erheblich verringert.
Immerhin: Wer sowohl einen stationären Speicher als auch einen bidirektionalen Ladepunkt betreibt, kann in der Pauschaloption jeweils die günstigere der beiden Pauschalgrenzen anwenden.
Erweiterung um Fallkonstellationen ohne EEG-Förderung: Im August-Arbeitsstand ist die Abgrenzungsoption nun auch auf Konstellationen ausgeweitet, in denen keine marktprämien-geförderte Erneuerbare-Energien-Anlage vorhanden ist. Das betrifft beispielsweise rein netzgekoppelte Speicher oder Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung.
Anpassungen der Formelsätze: Die Abgrenzungsoption wurde in Simulationsrechnungen überarbeitet. Ziel war es, Fehlanreize zu vermeiden, die dazu hätten führen können, dass Speicher marktpreisunabhängig einspeisen, um Umlageprivilegien zu erzielen.
Was zum 1. Oktober 2026 bereits gilt
Das Datum steht zwar im Dokument, ist aber noch in eckigen Klammern gesetzt. Selbst wenn die Festlegung wie geplant bekannt gegeben wird, gilt eine Übergangsregelung: Bis zum 30. September 2027 sind die neuen Optionen nur anwendbar, wenn der jeweilige Netzbetreiber und der Messstellenbetreiber ihr Einverständnis erteilen.
Das erste Anwendungsjahr hängt damit von der Mitwirkungsbereitschaft der Netzbetreiber ab. Eine Verpflichtung zur Zustimmung besteht nicht.
Für die Pauschaloption kommt ein weiterer Vorbehalt hinzu: Sie greift erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Wann diese erteilt wird, ist offen.
Offene Fragen für Netzbetreiber und Stadtwerke
Die eigentliche Komplexität beginnt mit dem Inkrafttreten: Netzbetreiber und Messstellenbetreiber sind nach der Festlegung verpflichtet, die Inanspruchnahme der neuen Optionen zu ermöglichen. Was das konkret bedeutet, ist noch in vielen Details ungeklärt.
Für Stadtwerke, die Flexibilitätsgeschäftsmodelle entwickeln wollen, bietet Mispel hingegen erstmals eine regulatorische Grundlage. Die Festlegung macht deutlich, dass Betreiber durch eine geschickte zeitliche Verlagerung von Netzbezug und Netzeinspeisung sowohl von niedrigeren Beschaffungskosten als auch von höheren Direktvermarktungserlösen profitieren können. Das ist die Grundlage für sogenannte Arbitragegeschäfte mit Speichern und Elektroautos.
Ob diese Potenziale in der Praxis gehoben werden können, hängt aber nicht nur vom Regelwerk ab. Messkonzepte müssen vorhanden sein, bilaterale Abstimmungen mit Netzbetreibern müssen gelingen, und die Systeme für Bilanzierung, Abrechnung und Marktkommunikation müssen die neuen Anforderungen verarbeiten können.
Die Bundesnetzagentur will die Änderungen in einem Workshop am 2. Oktober 2026 erläutern. Konkrete Anmeldedetails sollen Anfang September 2026 auf der Website der Bundesnetzagentur veröffentlicht werden.
