Was ist MiSpeL?
MiSpeL steht für „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“ und beschreibt das deutsche Marktintegrationsverfahren nach §19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Die Anpassung wurde im Februar 2025 beschlossen, das Marktverfahren folgte im September 2025. Entworfen wurde MiSpeL von der Bundesnetzagentur (BNetzA), um die Marktintegration von Energiespeichersystemen wie etwa Batteriespeichern (BESS) und Ladepunkten zu ermöglichen. MiSpeL ersetzt die bisherige Ausschließlichkeitsoption, die es Speichern nur erlaubte, erneuerbaren Strom zum Laden zu nutzen. Mit MiSpeL haben Prosumer:innen nun die Wahl zwischen zwei Modellen – der Abgrenzungsoption und dem Pauschalmodell.
Mit MiSpeL können Batterien in hybriden Anlagen bidirektional betrieben werden, die erneuerbare Energiequellen wie Photovoltaik oder Wind mit dem öffentlichen Netz kombinieren. So wird Energiearbitrage möglich, da gespeicherter Strom sowohl aus erneuerbarer Erzeugung als auch aus dem Netz flexibel genutzt werden kann. Vor MiSpeL durften hybride Anlagen wie PV-plus-Batterie-Systeme ausschließlich 100 Prozent erneuerbaren Strom ins Netz einspeisen. Ziel von MiSpeL sind Flexibilitätsanwendungen dezentraler Systeme an Marktbedingungen und Netzanforderungen anzupassen.
Kernkonzept von MiSpeL
Bisher konnten Speichersysteme Strom entweder aus erneuerbaren Quellen oder aus dem öffentlichen Netz laden. Durch die sogenannte Ausschließlichkeitsoption durfte jedoch nur erneuerbarer Strom mit EEG-Förderung ins Netz zurückgespeist werden. Wurde Strom aus dem Netz oder aus gemischten Quellen gespeichert, entfiel die Förderung bei der Einspeisung. Diese Regelung schränkte die Flexibilität erheblich ein und machte Energiearbitrage unmöglich. Selbst Prosumer:innen konnten nicht davon profitieren, günstigen Strom zu kaufen und zu einem späteren Zeitpunkt teurer zu verkaufen. Durch den hohen administrativen Aufwand und fehlender Flexibilität war das bisherige System nicht effizient genug und wurde erneuert.
Mit MiSpeL ist erstmals ein bidirektionaler Energiefluss zwischen erneuerbaren Quellen, Speichern und dem Stromnetz erlaubt. Anlagenbetreiber und Prosumer:innen können nun Strom aus dem Netz beziehen, wenn die Preise niedrig sind, etwa nachts oder bei hoher Erzeugung aus erneuerbaren Quellen, und diesen lokal in einer Batterie speichern oder zum Laden eines Elektrofahrzeugs nutzen. Bei steigenden Preisen kann die gespeicherte Energie wieder ins Netz eingespeist oder für den eigenen Verbrauch verwendet werden.
Damit werden Prosumer:innen zu aktiven Markt-Teilnehmenden, die ihr Verhalten an Preissignalen ausrichten können statt ausschließlich an der eigenen PV-Erzeugung. Voraussetzung für die Pauschaloption ist die Direktvermarktung des Stroms. Sie ermöglicht die Teilnahme am Markt bei gleichzeitiger Inanspruchnahme der Förderung.
MiSpeL schafft so die Grundlage für einen marktbasierten Betrieb von Speichern und Ladeinfrastruktur, stärkt die Netzstabilität durch flexible Einspeisung und Entnahme und fördert ein intelligentes Energiemanagement, das Lade- und Entladevorgänge anhand von Echtzeitpreisen optimiert.
Die Umsetzung von MiSpeL wird von der Bundesnetzagentur im Rahmen des §19 EEG gesteuert. Ziel ist es, einen technischen und rechtlichen Rahmen zu schaffen, der die Integration von Speichersystemen und Ladepunkten in den Strommarkt ermöglicht und gleichzeitig den Vorgaben des EEG entspricht.
Der Prozess soll bis Juli 2026 abgeschlossen sein. Der Marktstart ist zwischen Ende 2026 und Anfang 2027 geplant. In der Entwicklungsphase führt die BNetzA öffentliche Konsultationen durch und arbeitet mit Netzbetreibern, Energieunternehmen und Branchenakteur:innen zusammen. So soll eine transparente und praxisnahe Regulierung entstehen.
Ein Schwerpunkt liegt auf der Festlegung von Mess- und Abrechnungsanforderungen für bidirektionale Systeme. Außerdem wird definiert, wie die beiden Integrationsoptionen Abgrenzungsoption und Pauschaloption angewendet werden. Auch ein standardisiertes Melde- und Nachweisverfahren für Speicher- und Einspeisemengen ist Teil des Prozesses. Es soll den administrativen Aufwand deutlich verringern.
Nach Abschluss des Verfahrens ersetzt MiSpeL die bisherige Ausschließlichkeitsoption in Deutschland. Damit entsteht ein neuer Rahmen für marktintegrierte Speichersysteme und Ladeinfrastruktur. Für diesen Übergang werden digitale und messtechnische Lösungen benötigt, die den Datenaustausch ermöglichen und die Einhaltung der Vorgaben der BNetzA sicherstellen.
MiSpeL-Abgrenzungs- und Pauschaloption
MiSpeL definiert zwei Optionen für die Integration von Speichersystemen und Ladepunkten in den Strommarkt:
Die Abgrenzungsoption erfordert eine präzise Messung und Trennung der Stromflüsse. Dabei muss die lokal ins Netz eingespeiste Energie genau zwischen erneuerbaren Quellen und Netzstrom aufgeteilt werden. Dafür sind zwei intelligente Messsysteme (iMSys) mit 15-Minuten-Zeitintervallen notwendig: eines zur Erfassung der Einspeisung aus erneuerbaren Energien und eines zur Messung des aus dem Netz bezogenen und über den Speicher geführten Stroms. Diese Lösung ermöglicht eine exakte Zuordnung der Förderfähigkeit, ist jedoch technisch und administrativ aufwändiger in der Umsetzung.
Die Pauschaloption ist eine vereinfachte Berechnung, die sich besonders für kleinere Anlagen und Prosumer:innen eignet. Sie geht davon aus, dass bis zu 500 Kilowattstunden pro installiertem Kilowattpeak Photovoltaik-Leistung und Jahr förderfähig sind. Jede darüber hinaus eingespeiste Strommenge verliert zwar die Förderberechtigung, unterliegt aber weiterhin reduzierten Abgaben, Umlagen und Netzentgelten. Diese Option erfordert nur ein einziges bidirektionales Smart Meter am Netzanschlusspunkt und verringert damit den technischen und administrativen Aufwand. Gleichzeitig ermöglicht sie den Betreibern von Energiearbitrage und bidirektionalem Betrieb zu profitieren, ohne komplexe Abgrenzungsberechnungen durchführen zu müssen.
Beispielrechnung unter MiSpeL
Um die Vorteile von MiSpeL und die praktische Anwendung der Regelung zu veranschaulichen, zeigt die folgende Beispielrechnung, wie die Integration funktioniert.
Setup
PV-Anlage: 10 kWp
Batteriespeicher: 10 kWh (bidirektional)
Pauschalgrenze: 500 kWh pro kWp und Jahr → 10 × 500 = 5.000 kWh maximal förderfähige Einspeisung
Szenario 1 – Einspeisung unterhalb der Grenze
Gemessene Gesamteinspeisung: 4.500 kWh
Gemessener Netzbezug: 2.000 kWh
Da die Einspeisung (4.500 kWh) unter der Pauschalgrenze (5.000 kWh) liegt:
Förderfähige Einspeisung: 4.500 kWh
Saldierungsfähige Einspeisung: 0 kWh
Netzbezug wird normal abgerechnet: 2.000 kWh
In diesem Szenario liegt die Gesamteinspeisung bei 4.500 kWh, also unterhalb der Grenze. Die gesamte Menge ist somit förderfähig. Der Netzbezug wird regulär abgerechnet.
Szenario 2 – Einspeisung oberhalb der Grenze
Gemessene Gesamteinspeisung: 8.000 kWh
Gemessener Netzbezug: 2.000 kWh
Pauschalgrenze: 5.000 kWh förderfähig → verbleibende 8.000 − 5.000 = 3.000 kWh sind saldierungsfähig
Die saldierungsfähige Einspeisung gleicht den Netzbezug aus: 2.000 kWh Netzstromverbrauch können vollständig durch den Überschuss von 3.000 kWh kompensiert werden.
Ergebnis: 5.000 kWh förderfähig, 3.000 kWh saldierungsfähig, keine Umlage auf den Netzverbrauch.
In diesem Szenario beträgt die Gesamteinspeisung 8.000 kWh und liegt somit über der Pauschalgrenze. Die ersten 5.000 kWh werden gefördert, während die restlichen 3.000 kWh als saldierungsfähige Menge gelten und zur Verrechnung mit dem Netzverbrauch genutzt werden. Das bedeutet: Obwohl 2.000 kWh aus dem Netz bezogen werden, fallen hierfür keine Umlagen an, da der Einspeiseüberschuss diese Menge übersteigt.
Dieses Modell ermöglicht den bidirektionalen Betrieb und Energiearbitrage, also den gezielten Einkauf von Strom zu niedrigen Preisen sowie dessen Speicherung, Nutzung oder Verkauf bei höheren Marktpreisen
Vorteile von MiSpeL
MiSpeL bringt mehrere Vorteile für Prosumer:innen, Speicherbetreiber und das Stromsystem. Durch den bidirektionalen Betrieb können Batterien und EVs Strom zu günstigen Preisen einkaufen und diesen anschließend speichern, selbst nutzen oder bei hohen Preisen verkaufen. Das ermöglicht Energiearbitrage und steigert die wirtschaftliche Effizienz.
Die Pauschaloption vereinfacht die Verwaltung, da für kleinere Systeme nur ein einziges bidirektionales Messgerät erforderlich ist. Betreiber können vollständig am Strommarkt teilnehmen und gleichzeitig Förderungen für einen definierten Teil ihrer Einspeisung erhalten.
MiSpeL verbessert zudem die Netzstabilität. Flexible Einspeisung und Entnahme reduzieren Lastspitzen und unterstützen die Integration erneuerbarer Energien. Die Regelung fördert intelligentes Energiemanagement und den Einsatz dynamischer Tarife. So können Betreiber Speicher und Ladepunkte anhand von Echtzeitpreisen optimal steuern.
Kritik und Lösungsansätze
MiSpeL ist ein wichtiger Schritt hin zu mehr Flexibilität im Energiesystem, dennoch gibt es einige Herausforderungen und Kritikpunkte. Die Abgrenzungsoption ist technisch komplex und erfordert genaue Messungen sowie eine umfangreiche Datenverarbeitung. Das kann insbesondere für kleinere Anlagenbetreiber mit zusätzlichem Aufwand verbunden sein. Auch die Definitionen für förderfähige Speichersysteme und die genauen Messstandards sind derzeit noch nicht vollständig geklärt. Gewerbliche Betreiber könnten durch Skaleneffekte stärker profitieren als kleine Prosumer:innen. Zudem gilt der enge Zeitrahmen für die Umsetzung als anspruchsvoll.
Lösungsansätze umfassen den Einsatz automatisierter Datenerfassung und Datenverarbeitung, um den manuellen Aufwand zu verringern und die Einhaltung der Messanforderungen sicherzustellen. Optimierungsalgorithmen können helfen, Speicher und Elektrofahrzeuge so zu steuern, dass Arbitragemöglichkeiten effizient genutzt werden. Plattformen, die Echtzeit-Preissignale integrieren und das Reporting automatisieren, unterstützen Betreiber dabei, vollständig an MiSpeL teilzunehmen und gleichzeitig den administrativen Aufwand gering zu halten.
Expert:inneneinblick und Zukunftsaussichten
MiSpeL markiert den Übergang von einer förderbasierten zu einer marktbasierten Flexibilisierung von Speichersystemen und Ladepunkten. Hybride Systeme kombinieren erneuerbare Erzeugung wie PV oder Wind mit Batteriespeichern und einem Netzanschluss. Dadurch können sie sowohl Strom ins Netz einspeisen als auch daraus beziehen. Solche hybriden Anlagen werden voraussichtlich bis 2027 zum Standard für Prosumer:innen und gewerbliche Standorte.
Der Erfolg von MiSpeL hängt von digitaler Infrastruktur, Echtzeitmessung und intelligentem Energiemanagement ab. Irene Guerra Gil, Energy Market Expert bei gridX, erklärt: „Die aktive Teilnahme von Prosumer:innen an den Energiemärkten bietet eine große Chance, Mehrwert zu schaffen – nicht nur für Endkund:innen durch Kosteneinsparungen, sondern auch für Unternehmen, die dezentrale Energieanlagen einsetzen.“
Langfristig könnte MiSpeL als Modell für eine breitere europäische Integration von Prosumer:innen dienen. So wird sichergestellt, dass dezentrale Anlagen im Einklang mit dem Strommarkt agieren. Intelligente digitale Lösungen wie HEMS sind dabei entscheidend, um das volle Potenzial dezentraler Energiesysteme zu erschließen und sicherzustellen, dass Flexibilität sowohl Betreibern als auch dem Netz zugutekommt.
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