Nachgefasst (2): Der Dornröschenschlaf geht weiter. Was aus MiSpeL geworden ist

Zweiter Teil der Sommerreihe. Ich nehme ältere Beiträge aus diesem Blog, prüfe die damalige These und liefere den heutigen Stand.

Ursprungsbeitrag: „Die Revolution: Vom Speicher zum Marktteilnehmer“, 24. November 2025.

Die These von damals

Im November hatte die Bundesnetzagentur gerade den Festlegungsentwurf zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten veröffentlicht. Der erklärte Zweck war, Heimspeicher aus dem Dornröschenschlaf zu wecken. Ich habe den Beitrag mit einer Erwartung geschlossen, die zu optimistisch war.

Der Stand nach acht Monaten in einem Satz: Die gesetzliche Frist ist verstrichen, ohne dass eine Festlegung vorliegt.

Was passiert ist

§ 85d EEG 2023 hat der Bundesnetzagentur eine Frist gesetzt. Die Festlegung war bis zum 30. Juni 2026 zu beschließen, das Inkrafttreten war für den 1. Juli 2026 vorgesehen. Der Termin wurde versäumt.

Der Bundesverband Energiespeicher Systeme hat das im Juli öffentlich kritisiert. Bundesgeschäftsführer Urban Windelen argumentiert, gerade der Staat müsse sich an selbst gesetzte Fristen halten, und die erneute Verzögerung zerstöre Vertrauen bei Unternehmen, die in die Flexibilisierung des Energiesystems investieren wollen.

Auf der Verfahrensseite der Bundesnetzagentur zum Aktenzeichen 618-25-02 stand zuletzt der Stand 12. November 2025. Dokumentiert sind dort die Verfahrenseröffnung vom 31. Juli 2025, die Konsultation der Eckpunkte ab dem 18. September 2025, der Workshop vom 1. Oktober und die eingegangenen Stellungnahmen. Ein Beschluss ist dort nicht veröffentlicht.

Hinzu kommt eine zweite offene Bedingung, die auch bei einem Beschluss noch bestünde. Die Anwendung setzt eine beihilferechtliche Genehmigung durch die Europäische Kommission voraus. Die liegt bislang nicht vor.

Worum es inhaltlich geht

Die Festlegung soll zwei neue Wege eröffnen.

Die Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3b EEG und § 21 Abs. 1 bis 4 EnFG trennt grünen und grauen Strom im Speicher rechnerisch. Grundlage sind viertelstündlich erfasste Strommengen, die nach in der Festlegung vorgegebenen Formeln anteilig zugeordnet werden. Das ist präzise und rechtssicher, verlangt aber Messwerterfassung, Berechnung und Bilanzierung in beiden Flussrichtungen und über alle beteiligten Marktrollen hinweg.

Die Pauschaloption nach § 19 Abs. 3c EEG und § 21 Abs. 4a EnFG ist der pragmatische Gegenentwurf. Sie kommt mit minimalem Messaufwand aus, ist aber auf Solaranlagen bis 30 kWp begrenzt und arbeitet mit pauschalen Annahmen und Obergrenzen. Für Prosumer-Haushalte und kleines Gewerbe ist sie die realistische Variante, darüber hinaus nicht anwendbar.

Bisher steht in der Kombination aus EE-Anlage und Speicher allein die Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG zur Verfügung. Eine einzige Kilowattstunde Netzstrom in der Einspeicherung, und die Förderfähigkeit ist weg. Ladepunkte als Zwischenspeicher scheiden dort von vornherein aus.

An der Konsultation haben sich rund 40 Stellungnahmen beteiligt, darunter BDEW, VKU, ZVEI, bne, BVES, ZVEH, DIHK, HTW Berlin sowie Hersteller und Anbieter wie sonnen, Fronius, Enpal, 1KOMMA5°, ads-tec und Sigenergy. Die Breite zeigt, dass hier nicht ein Detail geregelt wird, sondern die Geschäftsgrundlage eines ganzen Marktsegments.

Das Muster dahinter

MiSpeL steht nicht allein. Zwei weitere Beiträge aus diesem Blog gehören dazu.

Im Januar ging es um den Wegfall des Ausschließlichkeitsprinzips („Heimspeicher dürfen jetzt Geld verdienen“). Der gesetzliche Rahmen steht seit dem Stromspitzengesetz. Nutzbar wird er erst mit der Festlegung, die Messung und Berechnung regelt.

Im Juni kam „Energy Sharing ist da“ dazu. Seit dem 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber Energy Sharing über § 42c EnWG ermöglichen. Auch dort ist die Pflicht in Kraft, während die praktische Abwicklung hinterherläuft.

Dreimal dasselbe Bild. Das Gesetz ist da, die Ausführungsebene nicht. Und dreimal ist der Engpass nicht die Leistungselektronik, sondern die Marktkommunikation.

Was das für die Geräteentwicklung bedeutet

Aus Herstellersicht ist die Lage unangenehm, aber nicht unklar. Man kann nicht auf die endgültige Festlegung warten, weil ein Gerät, das 2027 im Markt sein soll, seine Messarchitektur heute festlegt. Also baut man für den ungünstigeren Fall.

1. Viertelstundenwerte in beide Richtungen, getrennt nach Pfad. Wer Einspeicherung aus PV, Einspeicherung aus Netzbezug, Entladung in den Eigenverbrauch und Entladung ins Netz nicht getrennt erfassen kann, ist bei der Abgrenzungsoption von vornherein raus.
2. Belastbare Zeitbasis. Wenn nachträglich eine Formel über die Werte gelegt wird, um Förderansprüche zu bestimmen, ist ein Zeitstempeldrift kein Schönheitsfehler, sondern ein Abrechnungsfehler.
3. Offene, dokumentierte Schnittstellen zum Messstellenbetreiber. Solange die Marktkommunikation nicht vollständig automatisiert ist, laufen Prozesse bilateral. Ein Gerät, dessen Daten nur über eine Herstellercloud erreichbar sind, macht diese Abstimmung teuer.
4. Keine Festlegung auf eine Option in der Firmware. Solange nicht feststeht, welcher Weg sich durchsetzt, muss die Datenbasis beide tragen. Messtechnisch ist die Pauschaloption die Teilmenge, nicht die Alternative.

Das ist unspektakulär. Es ist aber der Unterschied zwischen einem Gerät, das 2027 an der neuen Regelung teilnehmen kann, und einem, das nachgerüstet werden muss.

Bilanz nach acht Monaten

Meine These vom November war, dass der Speicher vom passiven Puffer zum Marktteilnehmer wird. Die These halte ich weiterhin für richtig. Der unterstellte Zeitpunkt war falsch.

Wer heute einen Speicher kauft und fest mit Erlösen aus dem Mischbetrieb rechnet, rechnet zu früh. Wer heute einen Wechselrichter entwickelt, hat dagegen keine Verzögerung. Für ihn ist der Termin unverändert.