Wer eine Batterie mit eigenem Solarstrom und Strom aus dem Netz lädt, betreibt einen Mischspeicher. Bisher konnte die Netzladung dazu führen, dass die Einspeisung aus dem Speicher ihren EEG-Förderanspruch vollständig verlor. MiSpeL legt nun fest, welche eingespeisten Mengen weiterhin förderfähig sind und welche zur Entlastung des Netzbezugs angerechnet werden können. Das gilt auch für bidirektionales Laden: Elektroautos nehmen dabei Strom auf und können ihn später wieder ins Netz zurückgeben.
Die MiSpeL braucht noch Reifezeit
Bei Mispeln heißt es geduldig sein: Im Spätherbst sind sie erntereif, genussreif werden sie erst nach Frost oder längerer Lagerung. Gibt es hier eine Parallele zur regulatorischen MiSpeL? Am 1. Oktober 2026 veröffentlichte die Bundesnetzagentur die “Festlegung zur Marktintegration von Stromspeichern und Ladepunkten”. Bis daraus Angebote werden, die Haushalten schmecken, braucht es ebenfalls noch Reifezeit: verfügbare Messinfrastruktur, funktionierende Marktprozesse, verlässliche Abrechnung und sinnvolle und gut verständliche Endkund:innenprodukte.
Der Mischbetrieb, also das Laden und Rückspeisen mit sowohl Solarstrom als auch aus dem Netz bezogener Energie, ist die grundlegende Neuerung von MiSpeL. Die Endfassung verbessert gegenüber dem Auguststand vor allem, unter welchen Messbedingungen und mit welchen pauschalen Grenzen Haushalte diese Möglichkeiten nutzen können. Der Auguststand hatte bereits mehrere Rückmeldungen aus der Konsultation aufgenommen, darunter die monatliche Saldierung in der Abgrenzungsoption.
Wie MiSpeL Strommengen zuordnet
Die Abgrenzungsoption ordnet Strommengen anhand von Viertelstundenmessungen und festgelegten Rechenregeln zu. Die Pauschaloption vereinfacht diese Zuordnung für bestimmte Konstellationen mit kleinen Solaranlagen bis 30 kWp. Saldierung bedeutet hier: Anrechenbare Einspeisemengen verringern den Netzbezug, auf den bestimmte Umlagen gezahlt werden müssen. Die Entlastung betrifft zunächst die Umlagepflicht des Lieferanten; wie Haushalte davon profitieren, hängt vom Kund:innenangebot ab.
Für die geförderten MiSpeL-Konstellationen gehört Direktvermarktung zum Modell: Vermarkter verkaufen den eingespeisten Strom am Markt; die EEG-Förderung wird gegebenenfalls ergänzend als Marktprämie gezahlt. Die bisherige feste Einspeisevergütung lässt sich darin nicht einfach fortführen. Zusätzliche Erlöse und Entlastungen müssen deshalb auch die Kosten dieses Vermarktungsmodells tragen.
Vom Eigenverbrauchsspeicher zu zusätzlicher Flexibilität
Heimspeicher werden heute häufig so betrieben, dass möglichst viel eigener Solarstrom im Haushalt bleibt. MiSpeL kann diese Betriebslogik erweitern: Förderfähiger Solarstrom und Netzstrom lassen sich rechnerisch voneinander abgrenzen, obwohl beide physisch im selben Speicher liegen.
Dadurch kann der Betrieb stärker auf Strompreise und die eigene Erzeugung reagieren. Ein Speicher kann Kapazität für hohe Solarproduktion am Mittag freihalten oder bei niedrigen Preisen aus dem Netz laden. Damit daraus auch eine Entlastung des lokalen Netzes entsteht, müssen zusätzlich die Anschlussbedingungen und mögliche Netzengpässe in die Optimierung eingehen.
Gerade im Winter kann das zusätzliche Nutzungsmöglichkeiten schaffen, wenn die eigene Solaranlage wenig Strom liefert. Ob sich dadurch die Investition besser rechnet, hängt vom Preisunterschied zwischen Laden und Entladen sowie von Verlusten, Verschleiß und zusätzlichen Gebühren ab.
Warum zusätzliche Speicherflexibilität gebraucht wird
Mit wachsenden Anteilen von Wind und Sonne wird nicht nur wichtig, wie viel Strom erzeugt wird, sondern auch wann er verfügbar ist. Batterien können Energie aus Stunden hoher Erzeugung in Zeiten höheren Bedarfs verschieben und kurzfristige Ungleichgewichte ausgleichen.
Im kalifornischen Netzgebiet lieferten Batterien 2024 zwischen 17 und 21 Uhr im Mittel 8,6 Prozent der benötigten Energie und deckten einen großen Teil der Frequenzregelung. Im australischen National Electricity Market stieg die durchschnittliche Ladeleistung großer Netzbatterien zwischen 10 und 16 Uhr im zweiten Quartal 2026 gegenüber dem Vorjahr um 211 Prozent. Ihre durchschnittliche Entladeleistung zwischen 16 und 21 Uhr nahm um 228 Prozent zu. Das zeigt den wachsenden Einsatz zur Verschiebung von Strom aus dem Tag in die Abendstunden.
Eine Modellstudie für Texas untersuchte drei Szenarien mit 55 Prozent Wind- und Solarstrom. Zusätzliche Speicher mit 8,5 GW Leistung und vier Stunden Speicherdauer senkten die Abregelung von 11 bis 16 auf 8 bis 10 Prozent der erneuerbaren Erzeugung. Das stützt den technischen Mechanismus: Speicher können mehr erzeugten Strom nutzbar machen. Wenn mehr Erzeugung verkauft werden kann und zusätzliche Nachfrage besonders ertragsschwache Stunden stützt, kann das weitere Investitionen erleichtern. Wie stark dieser Effekt ausfällt, hängt von Preisen, Netzengpässen und dem Speicherbetrieb ab.
Zwei konkrete Korrekturen der Endfassung
Die erste Korrektur betrifft V2G ohne weitere Erzeugungsanlage. Das vereinfachte Ein-Zähler-Konzept war im Auguststand für bidirektionale Ladepunkte nicht geöffnet. Die Endfassung ändert das: Im Sonderfall A11 kann ein viertelstundengenauer Zweirichtungszähler genügen. Ein zusätzlicher Zähler und der dafür notwendige Umbau können entfallen.
Angesichts des langsamen Smart-Meter-Rollouts in Deutschland ist das eine wichtige pragmatische Entscheidung: Die Bundesnetzagentur verlangt in diesem Fall keinen zusätzlichen Zähler allein für V2G. Sie nimmt dabei in Kauf, dass auswärts geladener Strom im vereinfachten Messkonzept nicht gesondert identifiziert werden kann. Verlässliche Viertelstundenwerte bleiben erforderlich.
Die zweite Korrektur betrifft den Ladepunktfaktor der Pauschaloption. Er sinkt von 0,5 auf 0,2. Dadurch wird der rechnerische Bereich kleiner, in dem Einspeisung weder pauschal förderfähig noch für die betreffende Kostenentlastung anrechenbar ist. Auch Haushalte mit zusätzlichem Heimspeicher können profitieren. Für diese Kombination gilt der kleinere Wert aus Speicher- und Ladepunktfaktor. Ein Zusatzvorteil entsteht deshalb nur wenn der Speicherfaktor bislang oberhalb von 0,2 liegt.
Der kleinere Faktor in Zahlen
Beispielannahmen*: 10 kWp PV, bidirektionaler Ladepunkt ohne stationären Speicher, 8.000 kWh Jahreseinspeisung, ausreichender Netzbezug und im vereinfachten Beispiel keine Einspeisung bei negativen Spotmarktpreisen.
| Rechengröße | Auguststand | Endfassung |
| Pauschale Förderobergrenze | 5.000 kWh | 5.000 kWh |
| Rechnerischer Puffer | 2.500 kWh | 1.000 kWh |
| Schwelle für anrechenbare Einspeisung | 7.500 kWh | 6.000 kWh |
| Anrechenbar bei 8.000 kWh Einspeisung | 500 kWh | 2.000 kWh |
Die zusätzliche anrechenbare Menge beträgt damit 1.500 kWh. Bei einer rein beispielhaften Entlastung von acht Cent je zusätzlich anrechenbarer Kilowattstunde entspricht das 120 Euro im Jahr. Die tatsächliche Entlastung hängt von den jeweils einschlägigen Preisbestandteilen ab. Der rechnerische Puffer ist keine Einspeisegrenze: Strom in diesem Bereich kann verkauft werden, erhält aber weder die pauschale Förderung noch die betreffende Entlastung.
Wie sich der Business Case verbessern kann
Die Endfassung kann den Business Case über zwei unterschiedliche Hebel verbessern: durch vermiedene Mess- und Umbaukosten sowie durch zusätzliche anrechenbare Rückspeisemengen.
Ein vermiedener Umbau von angenommenen 2.000 Euro entspricht bei acht Jahren Finanzierung und sechs Prozent Zins einer jährlichen Kapitalbelastung von rund 322 Euro. Der tatsächliche Vorteil hängt von den sonst erforderlichen Umbau- und Messkosten ab. Der Mengenhebel greift nur bei passenden Jahresmengen und den weiteren Voraussetzungen der Pauschaloption. Beide Effekte betreffen unterschiedliche Kund:innenfälle und dürfen nicht addiert werden.
V2G erweitert die physische Handlungsoption
Anbieter können ihre geplanten Stromkäufe und Verkäufe bis kurz vor der Lieferung anpassen. Das ist teilweise bereits mit gesteuertem Laden möglich. V2G erweitert die Möglichkeiten, weil das Fahrzeug bei Bedarf auch Strom ins Netz liefern kann. Ob diese zusätzliche Freiheit die Mehrkosten rechtfertigt, muss gegenüber einem gut optimierten Ladeangebot ohne Rückspeisung gerechnet werden.
Ein Handelsgewinn allein begründet noch keine MiSpeL-Entlastung; dafür sind die nach den Regeln ermittelten Strommengen maßgeblich.
Ein einfacher Bonus kann Angebote verständlicher machen
Ein fester Bonus kann Haushalten die komplizierten Berechnungen abnehmen. Die Entlastung entfällt dadurch nicht automatisch: Entscheidend sind die anrechenbaren Strommengen und die erforderlichen Nachweise. Der Lieferant muss aber sicherstellen, dass Handelserlöse und Entlastungen den versprochenen Bonus samt Kosten tragen.
Der Anbieter muss entscheiden, wann die Batterie für Eigenverbrauch, Netzladung oder Rückspeisung eingesetzt wird. Dabei konkurrieren mehrere Ziele: ein ausreichender Ladestand zur Abfahrt, geringe Energiekosten, Verkaufserlöse, Batterieverschleiß und anrechenbare Rückspeisemengen. Bei der Pauschaloption kommt die Jahresrechnung hinzu: Eine einzelne profitable Rückspeisung führt nicht zwangsläufig schon zu zusätzlicher Entlastung. Kund:innenwechsel und Messwertkorrekturen können das Ergebnis zusätzlich verändern.
Im kalifornischen Netzgebiet sanken die durchschnittlichen Netto-Markterlöse je kW Batterieleistung von 78 US-Dollar 2023 auf 53 US-Dollar 2024, vor allem wegen niedrigerer Spitzenpreise und geringerer Last. Größerer Systemnutzen und steigende Erlöse je Anlage sind nicht dasselbe. Es ist also zu erwarten, dass auch Boni über die Zeit Anpassungen erfahren.
Was den breiten Einsatz noch begrenzt
Bis zum 30. September 2027 ist das Einverständnis von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber erforderlich, um die MiSpeL-Optionen bereits zu nutzen. Für die Pauschaloption gilt es zusätzlich die beihilferechtliche Genehmigung der gesetzlichen Grundlage abzuwarten.
Verfügbare Viertelstundenwerte, Anmeldung, Bilanzierung und Korrekturen bestimmen Aufwand, Starttermin und Abrechenbarkeit. Bei PV kommen Direktvermarktung und ihre Fixkosten hinzu. MiSpeL schafft außerdem keine allgemeine Stromsteuerbefreiung für öffentliches V2G. Und preisoptimierter Betrieb ist nicht automatisch netzdienlich; lokale Netzrestriktionen und Anschlussbedingungen müssen zusätzlich berücksichtigt werden.
Fazit: MiSpeL verbessert die Voraussetzungen. Der breite Einsatz muss folgen.
MiSpeL erleichtert es, Solarstrom und Netzstrom gemeinsam zu speichern und wirtschaftlich zu nutzen. Die Endfassung senkt konkrete Hürden für bidirektionales Laden: In bestimmten Fällen kann zusätzliche Messtechnik entfallen, und bei kleinen Solaranlagen können mehr Rückspeisemengen zur Kostenentlastung beitragen.
Ob daraus attraktive Angebote entstehen, hängt von weiteren regulatorischen Voraussetzungen, verfügbarer Messinfrastruktur und der Wirtschaftlichkeit im Betrieb ab. Für die Energiewende zählt zusätzlich, ob Batterien Erzeugungsspitzen aufnehmen und ihre Energie zu hilfreichen Zeiten wieder bereitstellen.
* Eigene Berechnung anhand der Formeln in MiSpeL-Anlage 2, Abschnitte 4.2.2 und 4.2.3. Die daraus errechneten 120 Euro beruhen auf der frei angenommenen Entlastung von acht Cent/kWh und sind kein empirischer Befund.