Sechs Wochen vor der gesetzlichen Frist steht die zentrale Speicher-Regulierung des Jahres noch offen. Die MiSpeL-Festlegung (Az. 618-25-02) der Bundesnetzagentur — die das Stromspitzengesetz und die neuen Paragrafen 19 Abs. 3b und 3c EEG operativ macht — ist zum Stichtag 10. Mai 2026 nicht final beschlossen. Spätestens am 30.06.2026 muss die Festlegung nach Paragraf 85d EEG 2023 stehen. Was MiSpeL bringen soll, hatten wir in der Vor-News vom 12.03.2026 entlang der Mischbeladungs-Logik aufgezeichnet. Dieser Status-Snapshot konkretisiert, wo das Verfahren steht, wie die Verbände den Entwurf bewerten und was im Mai 2026 noch nicht operativ ist.
Wo das Verfahren steht
Eröffnet wurde MiSpeL am 31.07.2025, die Eckpunkte gingen am 18.09.2025 in die Konsultation, ein Workshop folgte am 01.10.2025, die Frist endete am 24.10.2025. Auf dem BNetzA-Datenportal liegen 49 Stellungnahmen — darunter 1KOMMA5°, BDEW, bne, EnBW, BVES, HTW Berlin und Stromnetz Berlin. Seitdem ist das Verfahren in der Auswertungs- und Begründungsphase, ohne öffentliche Zwischenkommunikation. Der Festlegungsentwurf mit Begründung steht ebenso aus wie der finale Beschluss und die parallel erforderliche EU-beihilferechtliche Genehmigung, die in mehreren Sekundärquellen als Vorbehalt für das Inkrafttreten genannt wird.
30.06.2026 — gesetzliche Frist mit wenig Puffer
Paragraf 85d EEG 2023 setzt der BNetzA eine harte Frist zum 30.06.2026. Wird sie gerissen, entstehen drei Folgeprobleme zugleich: Die neuen Betriebsmodi nach Paragraf 19 Abs. 3b und 3c EEG können nicht in den Markt gehen, die geplante Migration von Bestands-Co-Location-Speichern aus der alten Exklusivitätsoption (Paragraf 19 Abs. 3a EEG) verzögert sich, und das Stromspitzengesetz bleibt in seiner Kernwirkung folgenlos. Selbst ein fristgerechter Beschluss Ende Juni macht MiSpeL nicht sofort operativ: Verteilnetzbetreiber und Messstellenbetreiber müssen Messkonzepte, Bilanzierungslogik und Formel-Tools nachziehen. Realistische produktive Anwendung in der Breite: frühestens Q4 2026, abhängig von EU-Notifizierung.
Was Mai 2026 nicht operativ ist
Drei Anwendungsfälle sind im Konsultations-Entwurf vom 18.09.2025 verankert, im Mai 2026 aber konzipiert, nicht aktiv:
Abgrenzungsoption für Anlagen über 30 kW. Co-Location-Großbatteriespeicher an PV-Freiflächen oder Wind sollen künftig gleichzeitig Strom aus dem EE-Park und aus dem Netz laden dürfen — viertelstündlich verrechnet nach mathematisch eindeutigen Formeln. Industrielle DC-gekoppelte Speicher sind im Entwurf laut Verbandskritik noch unzureichend geregelt.
Pauschaloption für Solaranlagen bis 30 kWp. EFH-Prosumer bekommen pauschale gesetzliche Annahmen zur Aufteilung von Grün- und Graustrom mit Obergrenze 500 kWh pro kWp installierter Leistung und Jahr. Voraussetzung in den Sekundärquellen-Hinweisen: Alle Anlagen müssen demselben Betreiber gehören.
Bidirektionales Laden (V2G). Der Ladepunkt wird im Home-Energy-Management-System wie ein Speicher behandelt — gleicher förder- und saldierungsrechtlicher Rahmen. Rechtlicher Rahmen via ENWG-Novelle 2026 steht, die MiSpeL-seitige Umsetzung auf VNB-Ebene noch nicht.
Bedeutet konkret: Die Migration von Bestands-Co-Location-Speichern aus dem alten Exklusivitätsmodell (reines Grün- oder Graustrom) in die gemischte Beladung ist noch nicht möglich. Förderfähigkeit für gemischte Beladung greift erst mit dem Inkrafttreten der Festlegung.
Verbands-Echo: drei Linien
| Verband | Position | Kernforderung | Stellungnahme |
|---|---|---|---|
| bne | Pro / Beschleunigen | Inkrafttreten 1. Halbjahr 2026, Speicher-Nachverdichtung an Bestandsparks, Fast-Track-Direktvermarktung | 24.10.2025 |
| BVES | Pro / Nachschärfen | Klare Anreize für multifunktionalen Speicherbetrieb, Detail-Korrekturen am Entwurf | 24.10.2025 |
| BDEW | Nicht praxistauglich | Mess- und Abrechnungslogik zu komplex, Eichrecht-Konflikt, Massenfähigkeit gefährdet | 24.10.2025 |
| VKU | Nicht praxistauglich | Kopplung an MaBiS-Hub 2028/2029, längere Umsetzungsfrist, sonst werden Investitionen obsolet | 24.10.2025 |
Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) hat die Festlegung in seiner Stellungnahme vom 24.10.2025 „ausdrücklich begrüßt" — als Umsetzung der neuen Direktvermarktungsoptionen aus dem Stromspitzengesetz. Im Zentrum steht ein Appell an Verteilnetzbetreiber: Netzzugang für Speicher beim Netzbezug als „künftigen Standardfall" gewähren und eine „Speicher-Nachverdichtungs-Offensive" an Bestands-Solar- und Wind-Parks zulassen. Wortlaut der Erwartung: Inkrafttreten „im ersten Halbjahr 2026" sei „dringend nötig".
Der Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) trägt die Festlegung im Grundsatz mit, fordert aber Detail-Korrekturen und „klare Anreize für das multifunktionale Werkzeug Speicher". Justiziar Lennart Freese wird in der ZfK-Berichterstattung als Stimme zur Konsultation zitiert. Im Verbandsverbund mit dem bne hat der BVES parallel die Speichernetzentgelt-Frage im AgNes-Verfahren als rote Linie gesetzt — die Verzahnung beider Verfahren ist für Speicher-Investments zentral.
BDEW und VKU halten dagegen. Beide Verbände kritisieren in ihren Stellungnahmen vom 24.10.2025, dass die Mess- und Abrechnungslogik „unrealistische Fehlerfreiheit" erfordere und dem Eichrecht-Prinzip widerspreche, das maximal zwei Rechenschritte zulasse. Die Entwurfs-Beispiele basierten auf vereinfachten EFH-Szenarien — Mehrfamilien- und Gewerbeobjekte seien deutlich komplexer, Berechnungswege für Betreiber nicht nachvollziehbar. Kleine Installationsbetriebe hätten oft nicht die Expertise; das Fehlerrisiko für VNB und Messstellenbetreiber sei erheblich. Bei DC-gekoppelten Speichern bleibe die Bilanzierung unklar.
Spezifisch der VKU verweist auf den MaBiS-Hub (Bilanzkreis-Marktkommunikations-Plattform), der zwischen 2028 und 2029 scharf gehen soll: Aufwendige MiSpeL-Anpassungen würden mit dessen Einführung „bereits wieder obsolet". Forderung: längere Umsetzungsfrist, Kopplung an den MaBiS-Hub-Roll-out, ein zentrales automatisiertes Tool zur Formelgenerierung, kostenneutrale Umsetzung oder Anerkennung als „dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten".
Wo der Streit nicht ist und wo er hart ist
Konsens über die Verbände hinweg: Mischbeladung ist sinnvoll, V2G gehört gleich behandelt, Bestandsspeicher müssen migrieren können. Strittig ist die Implementierungstiefe: bne und BVES wollen schnelles Inkrafttreten mit Nachjustierung im Roll-out, BDEW und VKU wollen Verschiebung mit Kopplung an MaBiS-Hub. Wo die BNetzA in der finalen Festlegung landet, ist offen — Hinweise gibt es seit Ende Oktober 2025 keine öffentlichen.
Was MiSpeL nicht regelt
Drei eigenstaendige Verfahren laufen parallel und werden in der Diskussion oft mit MiSpeL vermischt:
- Speichernetzentgelte sind Gegenstand des AgNes-Verfahrens; die Orientierungspunkte vom 16.01.2026 stehen, die Mai-Leitplanken werden Ende Mai / Anfang Juni erwartet, gleiche gesetzliche Frist 30.06.2026.
- Netzanschluss-Reihenfolge wird im Reifegradverfahren geregelt; Cycle 1 läuft seit 01.04.2026.
- Netzentgeltbefreiung Bestandsspeicher ist eigenständiges Thema — Hintergrund und Investorenrisiken im Beitrag Netzentgeltbefreiung vor dem Aus.
Was Investoren jetzt einordnen müssen
MiSpeL verschiebt die wirtschaftliche Logik für Co-Location-Speicher und V2G-fähige Heimspeicher fundamental — wenn die Festlegung kommt und die VNB-seitige Umsetzung mitzieht. Drei Linien für die nächsten Wochen:
- Fristrisiko ernst nehmen. Bis 30.06.2026 muss der Beschluss stehen. Eine Fristverlängerung oder EU-Verzögerung ist nicht ausgeschlossen — beide würden produktive Anwendung um Quartale nach hinten verschieben. Wer mit MiSpeL-Effekten in der Wirtschaftlichkeitsrechnung arbeitet, sollte ein Szenario ohne MiSpeL für 2026 parallel rechnen. Wie regulatorische Risiken systematisch in Investmentkalkulationen einfließen, zeigt der Risiko-Hub.
- Operative Wirkung nicht mit Beschluss verwechseln. Selbst ein fristgerechter Beschluss am 30.06.2026 macht MiSpeL nicht sofort marktfähig — Marktkommunikation, Messkonzepte und Bilanzierungstools müssen nachgerollt werden. Realistisch sind erste produktive Anwendungen Q4 2026, breite Anwendung 2027.
- Steuerliche und förderrechtliche Effekte mitdenken. Mischbeladung trennt förderfähigen vom nicht-förderfähigen Anteil — das beeinflusst EnFG-Umlagen auf rückgespeisten Strom, EEG-Marktprämie und steuerliche Behandlung der Arbitrage-Anteile. Was sich steuerlich verschiebt und wie es in die Kalkulation gehört, ordnet der Steuer-Hub ein.
Wer in den nächsten Wochen auf eine Investitionsentscheidung zusteuert, behandelt die finale MiSpeL-Festlegung am sinnvollsten als erste harte Datenpunkt-Linie, nicht als Schlussstrich. Das Verbands-Echo zeigt, dass nach dem Beschluss Nachjustierungen folgen — politisch wie technisch. Solider Investmentpfad: drei Szenarien rechnen (MiSpeL planmäßig, MiSpeL verzögert, MiSpeL deutlich entschärft), die Co-Location-These auf den Round-Trip-Wirkungsgrad konditionieren und das FID-Datum sauber dokumentieren — Vertrauensschutz wird, wie im parallelen AgNes-Verfahren, an Stichtagen festgemacht.