Einleitung

Wer in Deutschland einen Stromspeicher mit einer Photovoltaikanlage betreibt und den Speicher flexibel am Markt einsetzen will, läuft seit Jahren gegen dieselbe Wand. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz kennt für diese Konstellation bisher nur die sogenannte Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG. Die Förderung bleibt nur erhalten, wenn ausschließlich selbst erzeugter Solarstrom in den Speicher fließt. Wer auch Netzstrom zwischenspeichert, verliert den Förderanspruch vollständig. Bidirektionale Ladepunkte, also Wallboxen, die Strom zurückspeisen können, sind von vornherein ausgeschlossen.

Das Resultat ist absehbar: Speicher und Elektroautos bleiben als Flexibilitätspotenzial ungenutzt. Gerade an Tagen mit hoher Einspeisung aus Wind und Solar, wenn Erzeugungsüberschüsse das Netz belasten, wäre genau diese Flexibilität gefragt.

Mit dem Stromspitzengesetz vom 25. Februar 2025 hat der Gesetzgeber neue Rechtsgrundlagen geschaffen. Die Bundesnetzagentur soll auf dieser Basis konkrete Regeln festlegen, wie Speicher und Ladepunkte künftig parallel Förderung beziehen und am Markt aktiv werden können. Diese Regeln heißen MiSpeL.

Das Ausschließlichkeitsprinzip und seine Folgen

Das bisherige Ausschließlichkeitsprinzip hatte eine nachvollziehbare Logik: Wer Förderung für eingespeisten Strom beansprucht, soll nachweisen, dass dieser Strom grünen Ursprungs ist. In der Praxis bedeutete das jedoch, dass jede Einspeicherung von Netzstrom, etwa nachts bei niedrigen Marktpreisen, den gesamten Förderanspruch gefährdete. Ein marktbasiert gesteuerter Heimspeicher war damit regulatorisch nicht förderkonform zu betreiben.

Zwei Entwicklungen verschärften das Problem. Erstens schließt die Ausschließlichkeitsoption bidirektionale Ladepunkte kategorisch aus. Fahrzeuge, die Strom nicht nur beziehen, sondern auch zurückspeisen können (Vehicle-to-Grid), fanden im geltenden Recht schlicht keinen Platz. Zweitens hat die EnWG-Novelle zum 1. Januar 2026 zwar die doppelte Netzentgeltbelastung bei rückgespeistem Strom abgeschafft, änderte aber nichts an der Förderfrage. MiSpeL schließt diese Lücke.

Was der überarbeitete Arbeitsstand vom August 2026 bringt

Am 5. August 2026 hat die Bundesnetzagentur einen überarbeiteten Arbeitsstand veröffentlicht, der vom Konsultationsentwurf des Vorjahres in mehreren Punkten abweicht.

Monatliche Saldierungsperiode statt jährlicher

Die Abgrenzungsoption rechnet nun kalendermonatlich ab, nicht mehr auf Jahresbasis. Das erhöht die Planungssicherheit für Betreiber, macht die Berechnung aber aufwendiger.

Indifferenzbereich in der Pauschaloption

Der August-Arbeitsstand führt einen sogenannten Indifferenzbereich ein. Netzeinspeisung, die oberhalb der Förderfähigkeitsgrenze von 500 kWh je kWp liegt, aber noch unterhalb der neuen Saldierungsschwelle, gilt weder als förderfähig noch als saldierungsfähig. Sie bleibt regulatorisch ohne Wert. Bei einer 10-kWp-Anlage mit 4-kWh-Speicher betrifft das 1.250 kWh pro Jahr.

Pauschaloption für bidirektionale Ladepunkte oft unattraktiv

Wer ausschließlich einen bidirektionalen Ladepunkt ohne stationären Speicher betreibt, muss erst ab 750 kWh je kWp Netzeinspeisung mit saldierungsfähigen Mengen rechnen. 2.500 kWh pro Jahr bei einer 10-kWp-Anlage verfehlen damit sowohl Förder- als auch Saldierungsschwelle. In vielen Konstellationen lohnt sich dann der Aufwand für einen zweiten Zähler, womit der Vorteil gegenüber der Abgrenzungsoption erheblich schrumpft.

Erweiterung um Anlagen ohne EEG-Förderung

Die Abgrenzungsoption gilt nun auch für rein netzgekoppelte Speicher und Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung, also Konstellationen ohne geförderte EE-Anlage.

Fazit

MiSpeL soll das bisherige Ausschließlichkeitsprinzip für bestimmte Speicher- und Ladepunktkonstellationen aufbrechen und damit neue Möglichkeiten für einen gemischten Betrieb schaffen. Das ist ordnungspolitisch folgerichtig: Ein Stromsystem mit wachsendem Anteil fluktuierender Einspeisung braucht Speicher, die auf Marktsignale reagieren, keine Speicher, die aus Fördergründen stillhalten.

Die Übergangsphase bis September 2027 gibt Zeit zur Vorbereitung. Netzbetreiber und Messstellenbetreiber sollten sie nutzen, um Messkonzepte zu klären und bilaterale Abstimmungen zu starten, bevor die Verpflichtung kommt.