Am 5. August 2026 hat die Bundesnetzagentur den Arbeitsstand der MiSpeL-Festlegung veröffentlicht — Bekanntgabe zum 1. Oktober 2026 geplant. Wir haben den Formelsatz der Abgrenzungsoption auf ein reales Jahr angewendet: gemessener Viertelstunden-Lastgang eines Produktionsbetriebs, reale PV-Erzeugung, echte Day-Ahead-Preise 2025. 35.004 Viertelstunden, nachgerechnet nach Anlage 1 Basisfall A1.
Ein Speicher hinter einer geförderten PV-Anlage kann vier Dinge tun. Das geltende Recht zwingt zur Auswahl — die Abgrenzungsoption hebt die Auswahl auf.
Wer heute eine marktprämiengeförderte PV-Anlage betreibt und einen Speicher dahinter setzt, arbeitet in aller Regel nach der Ausschließlichkeitsoption: In den Speicher darf kein Netzstrom, sonst entfällt der Förderanspruch für den ins Netz eingespeisten Speicherstrom. Der Speicher optimiert damit den Eigenverbrauch und die Vermarktung des Solarstroms — auf Preissignale des Strommarkts kann er nicht reagieren, weil er nachts nicht laden darf.
Die zweite heute zulässige Variante dreht den Verzicht um: Wer Netzstrom einspeichern will, darf im Gegenzug nicht einspeisen, solange der Speicher erzeugt. Netzbezugsoptimierung ja, geförderte Vermarktung des Speicherstroms nein.
Die Abgrenzungsoption der MiSpeL-Festlegung beendet dieses Entweder-oder. Sie ordnet jede Viertelstunde rechnerisch zu, statt Betriebsweisen zu verbieten. Die Bundesnetzagentur stellt den Unterschied selbst in einer Übersicht dar:
| Betriebsweise | Eigenverbrauch optimieren | Netzbezug optimieren | EE-Vermarktung mit Förderung | Arbitrage mit Umlageprivileg |
|---|---|---|---|---|
| Ausschließlichkeitsoption kein Verbrauch im Speicher bei gleichzeitigem Netzbezug |
möglich | — | möglich | — |
| Alternative dazu keine Erzeugung im Speicher bei gleichzeitiger Netzeinspeisung |
möglich | möglich | — | — |
| Abgrenzungsoption (MiSpeL) | möglich | möglich | möglich | möglich |
Nach Übersicht 2 der Anlage 1 zum MiSpeL-Arbeitsstand vom 5. August 2026 (Az. 618-25-02).
Der Tenor bestimmt den 1. Oktober 2026 als Tag der Bekanntgabe, im Arbeitsstand allerdings noch in eckigen Klammern. Entscheidend für die Praxis ist Tenorziffer 9: Bis zum 30. September 2027 sind die Ansprüche und die Zuordnung nur anwendbar, wenn Netzbetreiber und Messstellenbetreiber einverstanden sind. Im ersten Jahr gibt es also keinen durchsetzbaren Anspruch, sondern ein Gespräch. Die Pauschaloption für Solaranlagen bis 30 kWp steht zusätzlich unter EU-beihilferechtlichem Vorbehalt.
Keine synthetischen Profile: gemessener Lastgang, gemessene Solarerzeugung, echte Börsenpreise. Gerechnet wurde mit dem Formelsatz des Basisfalls A1 — eine EE-Anlage, ein Stromspeicher, sonstiger Verbrauch, zwei Zweirichtungszähler.
| Eingangsdaten 2025 | Wert |
|---|---|
| Stromverbrauch des Betriebs | 914.935 kWh |
| Höchstlast im Jahr | 311 kW |
| PV-Erzeugung (reale Viertelstundenreihe) | 561.349 kWh |
| Höchste Einspeiseleistung der PV | 306 kW |
| Batteriespeicher | 500 kWh / 250 kW |
| Round-Trip-Wirkungsgrad | 88 % |
| Day-Ahead-Mittel 2025 | 8,94 ct/kWh |
| Viertelstunden mit negativem Preis | 2.299 von 35.004 |
Ein synthetisches Lastprofil glättet genau das weg, worauf es hier ankommt: die Gleichzeitigkeit von Bezug, Erzeugung und Speicherbetrieb in derselben Viertelstunde. Die MiSpeL-Formeln rechnen ausschließlich viertelstundenscharf. Lastgang und Erzeugung stammen deshalb aus realen Messreihen, die Preise aus der Day-Ahead-Auktion in 15-Minuten-Auflösung.
| Preisbestandteile Netzbezug | ct/kWh |
|---|---|
| Day-Ahead-Preis der Viertelstunde | variabel |
| Beschaffungs- und Vertriebsaufschlag | 0,50 |
| Netzentgelt-Arbeitspreis | 2,00 |
| KWKG-Umlage 2026 | 0,446 |
| Offshore-Netzumlage 2026 | 0,941 |
| Aufschlag für besondere Netznutzung 2026 | 1,559 |
| Stromsteuer nach § 9b StromStG | 0,05 |
| Konzessionsabgabe | 0,11 |
| Aufschläge gesamt | 5,606 |
| Erlösseite | ct/kWh |
|---|---|
| Vermarktungsentgelt Direktvermarktung | −0,20 |
| Anzulegender Wert der PV-Anlage | 5,90 |
| Jahresmarktwert Solar 2025 (berechnet) | 4,607 |
| Alterungskosten je entladener kWh | 3,50 |
Für jeden der 365 Tage wird der Speicherfahrplan als lineares Programm gegen die am Vortag bekannten Day-Ahead-Preise optimiert — so, wie es ein Energiemanagementsystem mit Marktzugang tut. Ladeverluste, Leistungsgrenze und Alterungskosten sind Nebenbedingungen.
Aus Last, Erzeugung und Speicherfahrplan ergeben sich Netzbezug und Netzeinspeisung an der Entnahme- bzw. Einspeisestelle. Der Speichervorrang der Festlegung ordnet dann zu: zeitgleicher Netzbezug gilt vorrangig als eingespeichert, zeitgleiche Netzeinspeisung vorrangig als Speichererzeugung.
Je Kalendermonat werden saldierungsfähige Netzeinspeisung, privilegierungsfähige Speicherverluste, umlagebelasteter Netzbezug und förderfähige Netzeinspeisung nach den Formeln (1) bis (33) der Anlage 1 bestimmt.
Bezugskosten, Umlagen, Spoterlöse, Marktprämie und Alterungskosten ergeben die Jahresbilanz. Verglichen werden vier Betriebsweisen mit identischem Lastgang, identischer PV und identischen Preisen.
Dieselbe Anlage, dieselben Preise — einmal nach heutiger Ausschließlichkeitsoption, einmal nach der Abgrenzungsoption. Die Balken zeigen den Speicher, die Fläche die Solarerzeugung, die Linie den Börsenpreis.
Nach heutiger Ausschließlichkeitsoption bleibt der Speicher an diesem Tag praktisch stehen: Es gibt keinen Solarüberschuss, aus dem er sich füllen dürfte — 2 kWh Durchsatz. In der Abgrenzungsoption holt er 1.066 kWh aus dem Netz, nachts bei 11 bis 12 ct/kWh und noch einmal in der günstigen Mittagsphase. Damit deckt er die teuren Morgen- und Abendstunden — der Börsenpreis erreicht an diesem Tag 58 ct/kWh — und speist 218 kWh in die teuersten Viertelstunden zurück. Der Betrieb bezieht an diesem Tag mehr Strom aus dem Netz und zahlt trotzdem weniger.
Ein Sonntag mit voller Sonne und leerer Halle. In 36 Viertelstunden ist der Day-Ahead-Preis negativ; dort sinkt der anzulegende Wert auf null, die Einspeisung bringt keine Marktprämie. Der Speicher füllt sich morgens mit Solarstrom und speist abends ein. Bemerkenswert: Hier verhalten sich beide Betriebsweisen fast gleich — an solchen Tagen ist die Abgrenzungsoption nichts wert, weil Netzstrom ohnehin nicht gebraucht wird.
1.104 kWh gehen aus dem Netz in den Speicher, 222 kWh davon wieder zurück ins Netz. Der Rest ersetzt teuren Tagesbezug. Genau diese Fahrweise ist heute bei einer geförderten PV-Anlage ausgeschlossen — und genau sie macht den Löwenanteil des Jahresvorteils aus.
Vier Betriebsweisen, identische Anlage. Der Speicher selbst bringt den großen Sprung; die Abgrenzungsoption legt darauf gut zwei Prozent der verbleibenden Energiekosten — brutto wären es mehr, aber die Option hat einen Preis.
| Betriebsweise | Netzbezug | Einspeisung | Netzstrom im Speicher | Vollzyklen | Energiekosten netto |
|---|---|---|---|---|---|
| Ohne Speicher | 659.540 kWh | 305.954 kWh | — | — | 95.596 € |
| Speicher, Ausschließlichkeitsoption heutiger Standardfall |
594.138 kWh | 227.130 kWh | 0 kWh | 223 | 83.915 € |
| Speicher, heutige Alternative Netzladen ohne Rückspeisung |
600.331 kWh | 228.165 kWh | 76.844 kWh | 309 | 83.774 € |
| Speicher, Abgrenzungsoption | 609.601 kWh | 234.106 kWh | 79.358 kWh | 365 | 81.980 € |
Der Vorteil entsteht fast vollständig auf der Bezugsseite: Der Speicher kauft Strom, wenn er billig ist, und ersetzt damit teuren Tagesbezug. Die Rückspeisung steuert wenig bei, die Umlagensaldierung nichts. Zwei Posten arbeiten dagegen: die Alterungskosten aus 142 zusätzlichen Vollzyklen und der von der Festlegung erzwungene Wechsel auf den Jahresmarktwert.
Schon in der heutigen Ausschließlichkeitsoption sinken die Energiekosten von 95.596 auf 83.915 Euro. Die Eigenverbrauchsquote der PV steigt von 45,5 auf 59,5 Prozent.
Gegenüber der heutigen Alternative mit Netzladen, aber ohne Rückspeisung, bleiben 1.794 Euro. Die Aussage ist damit unabhängig davon, welche der beiden heutigen Varianten man als Ausgangspunkt nimmt.
Bezogen auf die 500 kWh des Speichers. Bei Investitionskosten um 250 Euro je kWh trägt die Abgrenzungsoption allein keinen Speicher — sie verbessert die Rechnung eines Speichers, der sich aus anderen Gründen lohnt.
In der Debatte um MiSpeL gilt die Umlagensaldierung als das eigentliche Filetstück: Netzstrom in den Speicher, Speicherstrom ins Netz, und der Netzbezug wird in gleicher Höhe von Umlagen frei. In unserem Testfall beträgt diese Menge über das ganze Jahr null Kilowattstunden.
Der Grund steckt in Formel (16) der Anlage 1. Saldierungsfähig ist nicht der eingespeicherte Netzstrom, sondern nur der Teil der ins Netz zurückgespeisten Speichererzeugung, der die gesamte EE-Speichererzeugung des Monats übersteigt:
Die EE-Speichererzeugung (15) umfasst allen Solarstrom, der im Monat durch den Speicher gelaufen ist — auch den, der anschließend selbst verbraucht wurde. Sie wird trotzdem vollständig von der Rückspeisung abgezogen. In unserem Jahr standen 31.141 kWh Speichererzeugung ins Netz einer EE-Speichererzeugung von 90.615 kWh gegenüber. Die Differenz ist negativ, die Saldierung damit null.
Wer die Umlagenbefreiung tatsächlich heben will, muss den Speicher weitgehend vom Solarstrom trennen. Zur Gegenprobe haben wir dieselbe Anlage mit einem reinen Marktspeicher gerechnet: Er lädt nur aus dem Netz, die PV speist unverändert direkt ein. Dann entstehen 17.364 kWh saldierungsfähige Netzeinspeisung und 2.371 kWh privilegierungsfähige Speicherverluste — zusammen 581 Euro Umlagenersparnis. Nur kostet diese Betriebsweise den PV-Eigenverbrauch: Unter dem Strich liegt sie um 9.150 Euro schlechter als die Abgrenzungsoption im Mischbetrieb.
Solange die graue Linie über den Balken liegt, bleibt die saldierungsfähige Menge null. Im Winter wäre Spielraum vorhanden — dort ist wenig Solarstrom im Speicher —, aber dann fehlt der Anreiz zur Rückspeisung: Der Bezugspreis liegt inklusive Netzentgelt und Umlagen rund 5,6 ct/kWh über dem Börsenpreis, den die Einspeisung bringt. Eigenverbrauch schlägt Rückspeisung fast immer.
Die Umlagensaldierung ist kein Bonus, den man nebenbei mitnimmt. Sie belohnt einen Speicher, der am Markt arbeitet — nicht einen, der Solarstrom in den Eigenverbrauch schiebt. Wer beides in einem Gerät will, sollte vorher rechnen, welcher der beiden Effekte im konkreten Lastgang größer ist. In unserem Fall war es klar der Eigenverbrauch.
Eine Zeile in den Voraussetzungen der Anlage 1, die in der öffentlichen Diskussion bisher kaum vorkommt — und die im Testfall ein Drittel des Bruttovorteils auffrisst.
Voraussetzung 5 der Anlage 1 lautet: Die Höhe der Marktprämie ist in der Abgrenzungsoption anhand des energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts zu berechnen. Und weiter: Bestandsanlagen, deren Marktprämie bisher anhand von Monatsmarktwerten berechnet wird, wechseln mit der Inanspruchnahme der Abgrenzungsoption zum Jahresmarktwert.
Für Solaranlagen ist das ein systematischer Nachteil. Der Monatsmarktwert Solar folgt der Erzeugung: Er ist im Sommer niedrig, wenn viel Solarstrom im Markt ist — 2025 lagen Mai und Juni bei 2,17 und 2,01 ct/kWh, Januar dagegen bei 11,56. Weil die Marktprämie die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktwert ist, fällt sie genau dann hoch aus, wenn die Anlage viel produziert. Der Jahresmarktwert von 4,607 ct/kWh glättet diesen Vorteil weg.
Im Testfall kostet der Wechsel 1.313 Euro im Jahr: Die förderfähige Netzeinspeisung bringt nach Monatsmarktwerten 3.749 Euro Marktprämie, nach Jahresmarktwert nur noch 2.436 Euro. Bei Anlagen mit höherem anzulegenden Wert fällt der Effekt relativ geringer aus, weil die Prämie insgesamt größer ist.
Der niedrigste Monatswert des Jahres — und zugleich der ertragreichste Monat. Genau dort ist die Marktprämie am wertvollsten.
Nachgerechnet aus realer Erzeugung und Börsenpreisen; der offizielle Wert liegt bei 4,508 ct/kWh. Dieser eine Wert ersetzt in der Abgrenzungsoption alle zwölf Monatswerte.
Der Betrag ist vor jeder Entscheidung für die Abgrenzungsoption gegenzurechnen. Bei reinen Marktspeichern ohne geförderte Anlage entfällt er, weil es dort keine Marktprämie gibt.
Die Zuordnung zur Abgrenzungsoption erfolgt nach den Regeln zum Wechsel der Veräußerungsform (§§ 21b, 21c EEG) und ist damit an Fristen gebunden. Wer eine Bestandsanlage mit hoher Sommererzeugung und moderatem anzulegenden Wert hat, sollte den Marktwert-Effekt gegen den Bezugsvorteil rechnen, bevor er die Option zieht — nicht danach.
Die Festlegung verlangt keine neue Hardware-Generation. Sie verlangt saubere Messung, viertelstündliche Fahrweise und eine Abrechnung, die den Formelsatz beherrscht.
Ein viertelstundengenauer Zähler am Netzanschluss, einer für Speicher und Ladepunkte. Hinter Z2 darf kein sonstiger Verbrauch und keine sonstige Erzeugung liegen, davor kein Speicher. Für getrennt gemessene Speicherverluste kommt Z3 dazu — nur dann sind Verluste privilegierungsfähig.
Der Speichervorrang ordnet zeitgleichen Netzbezug vorrangig dem Speicher zu. In unserem Jahr fielen in 1.430 Viertelstunden Netzbezug und Speicherladung zusammen — 44 Prozent der gesamten Ladung galten damit als Netzstrom. Wer Solarstrom im Speicher als grün behalten will, muss in derselben Viertelstunde ohne Netzbezug auskommen.
EE-Anlage, Speicher und bidirektionale Ladepunkte müssen der Direktvermarktung per Marktprämie zugeordnet werden, mit ausdrücklicher Angabe der gewählten Option. Der Wechsel folgt den Regeln der §§ 21b und 21c EEG — das ist Sache des Direktvermarkters, nicht des Kunden.
Die entscheidenden Größen entstehen erst je Kalendermonat: Wirkungsgrad, EE-Speichererzeugung, saldierungsfähige Menge, förderfähige Einspeisung. Ein EMS muss die Viertelstundenwerte revisionssicher vorhalten und monatlich verrechnen können.
Marktprämie gibt es nur in Viertelstunden mit anzulegendem Wert über null. 2025 waren 2.299 Viertelstunden negativ. Für Biogasanlagen greift § 51b EEG bereits bei schwach positiven Preisen — dort ist die Fahrweise noch enger zu steuern.
Über gesetzliche Verweise wirkt der Formelsatz auch auf die Netzentgeltreduzierung nach § 118 Abs. 6 EnWG, den Aufschlag für besondere Netznutzung und die Stromsteuer. Die anstehende Netzentgeltreform AgNes kann das später anders regeln.
Messkonzept, viertelstündliche Fahrweise und Marktzugang sind heute verfügbar. Bis zum 30. September 2027 hängt die Anwendung jedoch am Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber. Wer das Gespräch früh führt, fährt ab Oktober 2026 mit — wer wartet, verliert ein Jahr.
Liegt der Speicher hinter einem eigenen Zweirichtungszähler? Sind Viertelstundenwerte beider Zähler verfügbar und abrufbar? Das ist die Eintrittskarte — ohne sie ist jede Optionswahl theoretisch.
Der Vorteil hängt am Lastgang, an der PV-Größe und am anzulegenden Wert der Anlage. Zwischen einem Betrieb mit Nachtgrundlast und einem reinen Tagbetrieb liegen Welten. Eine Viertelstundenrechnung über ein volles Jahr zeigt die Zahl, bevor investiert wird.
Die Übergangsregelung macht beide zu Türstehern. Fragen Sie schriftlich, ob sie die Abgrenzungsoption ab Bekanntgabe unterstützen, und lassen Sie sich die Antwort geben — sie entscheidet über ein volles Jahr Vorlauf.
Arbeitsstand, nicht Beschluss. Grundlage ist der von der Bundesnetzagentur am 5. August 2026 veröffentlichte Arbeitsstand zum Verfahren 618-25-02. Er ist ausdrücklich nicht mit einer erneuten Konsultation verbunden, aber auch nicht der beschlossene Text. Datum des Wirksamwerdens und Übergangsfristen stehen im Tenor noch in eckigen Klammern.
Lastspitzen bleiben außen vor. Bewertet wurden ausschließlich Arbeitspreise. Der Leistungspreis des Netzentgelts und die atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV sind nicht enthalten — in der Praxis ist die Lastspitzenkappung bei vielen Betrieben der größere Hebel als alles, was hier gerechnet wurde. Beide Nutzungen teilen sich allerdings dasselbe Zyklenbudget.
Ein Betrieb ist kein Durchschnitt. Der Testfall hat eine ausgeprägte Nachtgrundlast und schwache Wochenenden. Das begünstigt das Laden in günstigen Nachtstunden. Ein Betrieb mit reinem Tagesbetrieb kommt zu deutlich anderen Zahlen — nach oben wie nach unten.
Preise und Fördersätze sind Annahmen. Umlagesätze 2026, Netzentgelt-Arbeitspreis 2,0 ct/kWh, Vermarktungsentgelt 0,2 ct/kWh und der anzulegende Wert von 5,90 ct/kWh für eine Gebäudeanlage über 100 kW sind gesetzt und im Text ausgewiesen. Bei älteren Anlagen mit höherem anzulegenden Wert steigt der Vorteil der Abgrenzungsoption auf bis zu 2.911 Euro im Jahr. Marktwerte Solar wurden aus realer Erzeugung und Börsenpreisen nachgerechnet; der so ermittelte Jahreswert liegt 2,2 Prozent über dem offiziellen Wert für 2025. Die Marktprämie ist in der Abgrenzungsoption nach dem Jahresmarktwert bewertet, in den heutigen Betriebsweisen nach Monatsmarktwerten — so schreibt es Voraussetzung 5 der Anlage 1 vor.
Der Fahrplan ist optimiert, nicht prognostiziert. Gerechnet wurde mit den tatsächlichen Day-Ahead-Preisen des jeweiligen Tages. Ein reales EMS arbeitet mit denselben Preisen, muss aber Last und Erzeugung prognostizieren. Prognosefehler mindern das Ergebnis; erfahrungsgemäß bleiben rund vier Fünftel des optimalen Werts erreichbar.
Keine Rechtsberatung. Diese Analyse ordnet einen Verfahrensstand ein und rechnet ihn an einem Beispiel durch. Die Beurteilung des Einzelfalls, insbesondere zur Zulässigkeit einer Betriebsweise vor Bekanntgabe der Festlegung, bleibt der rechtlichen Prüfung vorbehalten.