Batteriegroßspeicher können in Kombination mit Wind- und Solarparks unterschiedliche Aufgaben übernehmen. Neben der Zwischenspeicherung erneuerbaren Stroms kommt insbesondere für marktaktive Speicher die Aufnahme von Strom aus dem öffentlichen Netz infrage. Genau dieser Mischbetrieb stellt jedoch besondere Anforderungen an die regulatorische Zuordnung der Strommengen.
Mit dem Festlegungsverfahren MiSpeL – Marktintegration von Speichern und Ladepunkten konkretisiert die Bundesnetzagentur unter anderem die sogenannte Abgrenzungsoption für solche Konstellationen. Ziel ist es, förderfähige EE-Strommengen und andere Strommengen anhand definierter Mess- und Berechnungsverfahren voneinander abzugrenzen.
Für Projektentwickler und Betreiber von Utility-Scale-Batteriespeichern ist das besonders bei Co-Location-Projekten relevant: Ein Batteriespeicher kann gemeinsam mit einer PV- oder Windenergieanlage betrieben werden und gleichzeitig Strom aus dem Netz aufnehmen. Entscheidend ist dann, welche Energieflüsse gemessen werden, wie sie regulatorisch zugeordnet werden und welche Anforderungen daraus für Messkonzept, Direktvermarktung und technische Schnittstellen entstehen.
Was ist MiSpeL?
MiSpeL steht für Marktintegration von Speichern und Ladepunkten. Das Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur konkretisiert neue gesetzliche Möglichkeiten für Stromspeicher und bidirektional nutzbare Ladepunkte in Kombination mit Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien.
Im Mittelpunkt stehen zwei Optionen:
- die Abgrenzungsoption nach § 19 Abs. 3b EEG und
- die Pauschaloption nach § 19 Abs. 3c EEG.
Für Utility-Scale-Batteriespeicher ist vor allem die Abgrenzungsoption relevant. Sie ist darauf ausgelegt, Strommengen anhand gemessener Energieflüsse und verbindlicher Berechnungsregeln zuzuordnen. Die Pauschaloption richtet sich dagegen insbesondere an einfachere Konstellationen und steht in diesem Beitrag nicht im Mittelpunkt.
Wichtig ist die Unterscheidung zwischen gesetzlicher Grundlage und konkreter Anwendbarkeit: Die Abgrenzungsoption ist bereits im EEG angelegt. § 100 Abs. 34 EEG bestimmt jedoch, dass § 19 Abs. 3b und 3c erst anzuwenden sind, wenn und soweit die konkretisierenden Festlegungen der Bundesnetzagentur wirksam werden. [5]
MiSpeL sollte deshalb zum aktuellen Zeitpunkt nicht als bereits geltender „neuer Standard“ beschrieben werden. Maßgeblich ist derzeit der veröffentlichte Arbeitsstand der Bundesnetzagentur.
Warum ist der Mischbetrieb von Batteriespeichern regulatorisch anspruchsvoll?
Bei einem reinen EE-Stromspeicher ist die Stromherkunft vergleichsweise eindeutig: Der Speicher nimmt innerhalb der maßgeblichen Anforderungen ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien beziehungsweise Grubengas auf. Diese Konstellation bildet das EEG mit der sogenannten Ausschließlichkeitsoption ab. § 19 Abs. 3a EEG knüpft diese Option an die ausschließliche Speicherung entsprechender Strommengen. [4]
Ein Mischspeicher – im aktuellen BNetzA-Arbeitsstand als „Misch-Stromspeicher“ bezeichnet – kann dagegen zusätzlich Nicht-EE-Strom, beispielsweise Strom aus dem öffentlichen Netz, aufnehmen. Die BNetzA erfasst mit der Abgrenzungsoption ausdrücklich auch solche Konstellationen. [3]
Damit entstehen unterschiedliche Stromflüsse innerhalb eines Projekts. Vereinfacht kann ein Co-Location-Projekt beispielsweise folgende Energieflüsse aufweisen:
Für die regulatorische Behandlung reicht es deshalb nicht aus, lediglich die gesamte Lade- und Entlademenge des Speichers zu betrachten. Es muss bestimmt werden, welche Anteile der Einspeisung unter den jeweiligen Voraussetzungen förderfähig sind und welche Strommengen anderen regulatorischen Kategorien zuzuordnen sind.
Genau hier setzt die Abgrenzungsoption an.
Ausschließlichkeitsoption und Abgrenzungsoption: Was ist der Unterschied?
Die beiden Optionen unterscheiden sich vor allem darin, ob ein Batteriespeicher zusätzlich Strom aus dem öffentlichen Netz aufnehmen kann.
Der aktuelle MiSpeL-Arbeitsstand stellt die erweiterten Nutzungsmöglichkeiten der Abgrenzungsoption ausdrücklich der Ausschließlichkeitsoption gegenüber. Danach sollen unter der Abgrenzungsoption unter anderem Eigenverbrauchsoptimierung, Optimierung des Netzbezugs und der EE-Vermarktung sowie Arbitrage grundsätzlich miteinander kombiniert werden können. [3]
Für Projektentwickler ist diese Abgrenzung besonders wichtig: Ein Grünstromspeicher und ein Mischspeicher sind nicht lediglich zwei Bezeichnungen für dieselbe Betriebsweise. Die mögliche Stromherkunft unterscheidet sich grundlegend.
Wie funktioniert die Abgrenzungsoption bei Batteriespeichern?
Eine zentrale Aufgabe von MiSpeL besteht darin, aus den real gemessenen Stromflüssen diejenigen Mengen zu bestimmen, die für Förderung, Umlagen und weitere regulatorische Fragestellungen relevant sind.
Dabei geht es nicht darum, einzelne „grüne“ und „graue“ Elektronen physikalisch voneinander zu unterscheiden. Die Abgrenzung erfolgt vielmehr über Messwerte, zeitliche Zuordnung und mathematisch definierte Berechnungsverfahren.
Viertelstundengenaue Messung als Grundlage
Die Abgrenzungsoption basiert auf viertelstündlich erfassten Strommengen. Je nach Fallkonstellation werden unter anderem Netzbezug, Netzeinspeisung sowie Energieflüsse des Speichers berücksichtigt.
Die BNetzA definiert im Arbeitsstand verschiedene Messkonzepte und Formelsätze. Aus den Viertelstundenwerten werden zunächst zeitgleiche Stromflüsse bestimmt. Die entsprechenden Werte werden anschließend für den jeweiligen Kalendermonat zusammengeführt. [3]
Damit ist die Aussage „EE-Strom und Netzstrom werden getrennt gemessen“ für MiSpeL zu pauschal. Je nach Messkonzept werden nicht zwingend zwei physisch getrennte Energiemengen direkt gemessen. Stattdessen können relevante Mengen rechnerisch aus den vorhandenen Messwerten abgegrenzt werden.
Rechnerische Zuordnung der Strommengen
Der aktuelle Arbeitsstand enthält verschiedene Formelsätze für unterschiedliche Anlagenkonfigurationen. Diese legen fest, wie gemessene Energieflüsse regulatorisch zugeordnet werden.
Eine wichtige Rolle spielt dabei die zeitliche Zuordnung innerhalb eines 15-Minuten-Intervalls. Der Arbeitsstand sieht beispielsweise einen sogenannten Speichervorrang vor. Vereinfacht bedeutet das: Speicherverbrauch wird bei gleichzeitigem Netzbezug vorrangig dem Netzbezug zugeordnet, während Speichererzeugung bei gleichzeitiger Netzeinspeisung vorrangig der Netzeinspeisung zugerechnet wird. [3]
Für konkrete Projekte ist deshalb nicht nur relevant, welche Energiemengen über einen Tag oder Monat insgesamt auftreten. Entscheidend ist auch, wann bestimmte Energieflüsse gleichzeitig stattfinden.
Monatliche Saldierungsperiode
Obwohl die zugrunde liegenden Messwerte viertelstundengenau sind, erfolgt die weitere Saldierung nach dem aktuellen Arbeitsstand auf Monatsbasis.
Die BNetzA beschreibt, dass die relevanten Strommengen für jeden Kalendermonat bestimmt werden. Für die Jahresabrechnung werden die Monatswerte anschließend zu Jahreswerten aufsummiert. Daraus ergibt sich eine kalendermonatliche Saldierungsperiode. [3]
Für die technische und energiewirtschaftliche Projektplanung sind damit mehrere Zeitebenen relevant:
-
viertelstündliche Erfassung und Zuordnung,
-
monatliche Bestimmung bestimmter Mengen,
-
jährliche Endabrechnung.
Was bedeutet MiSpeL für Co-Location-Großspeicher?
Gerade im Utility-Scale-Markt ist eine weitere Abgrenzung wichtig:
Co-Location ist nicht automatisch gleichbedeutend mit Mischbetrieb.
Co-Location beschreibt zunächst eine Projekt- beziehungsweise Standortkonfiguration, bei der Batteriespeicher und Erzeugungsanlage gemeinsam oder eng miteinander verbunden realisiert werden. Daraus lässt sich allein noch nicht ableiten, aus welcher Quelle der Speicher geladen wird.
Ein Co-Location-Batteriespeicher kann beispielsweise:
-
ausschließlich Strom aus der zugeordneten PV- oder Windenergieanlage aufnehmen oder
-
sowohl erneuerbaren Strom aus der Erzeugungsanlage als auch Strom aus dem öffentlichen Netz aufnehmen.
Erst im zweiten Fall entsteht der für MiSpeL besonders relevante Mischbetrieb.
Eigener MiSpeL-Sonderfall für Co-Location
Für Utility-Scale-Projekte besonders interessant ist, dass der Arbeitsstand der Bundesnetzagentur Co-Location ausdrücklich behandelt.
Der sogenannte Sonderfall A8 betrifft einen Stromspeicher in Co-Location mit einer EE-Anlage beziehungsweise sonstigen Erzeugungsanlagen, sofern hinter der relevanten Einspeise- und Entnahmestelle kein sonstiger Verbrauch vorhanden ist.
Grundsätzlich könnte eine solche Konfiguration über den Basisfall A1 abgebildet werden. Der Arbeitsstand sieht für bestimmte Co-Location-Konstellationen jedoch alternativ ein vereinfachtes Vorgehen nach A8 vor. Dieses arbeitet mit einem vereinfachten Messkonzept und nur einem viertelstundengenauen Zweirichtungszähler an der Einspeise- beziehungsweise Entnahmestelle. [3]
Die Vereinfachung hat allerdings einen Trade-off: Die BNetzA weist darauf hin, dass sich wegen der eingeschränkteren Messwerte im A8-Verfahren eine etwas geringere förderfähige Strommenge ergeben kann als bei einer Bestimmung nach dem Basisfall A1. [3]
Für die Projektplanung bedeutet das: Ein technisch einfacheres Messkonzept muss nicht automatisch die für das jeweilige Projekt wirtschaftlich oder regulatorisch optimale Lösung sein. Die geeignete Variante muss anhand der konkreten Anlagenkonfiguration, der Energieflüsse und des Geschäftsmodells bewertet werden.
Welche Anforderungen entstehen für Messkonzept und Direktvermarktung?
Die Abgrenzungsoption ist nicht allein eine Frage der Batteriespeichersteuerung. Sie betrifft mehrere Ebenen eines Projekts gleichzeitig.
1. Messkonzept
Das Messkonzept muss die für die jeweilige MiSpeL-Fallkonstellation erforderlichen Messwerte bereitstellen.
Je nach Aufbau können beispielsweise Messungen erforderlich sein für:
-
Netzeinspeisung,
-
Netzbezug,
-
Ladeenergie des Batteriespeichers,
-
Ausspeicherung des Batteriespeichers,
-
einzelne Erzeugungsanlagen oder weitere Verbraucher.
Welche Zähler tatsächlich erforderlich sind, hängt von der gewählten Fallkonstellation ab. Gerade der Vergleich zwischen Basisfall A1 und dem vereinfachten Co-Location-Fall A8 zeigt, dass verschiedene Messkonzepte möglich sein können. [3]
Deshalb sollte die Messkonzeption bei einem Mischspeicher frühzeitig in die technische Projektplanung einbezogen werden und nicht erst kurz vor der Inbetriebnahme erfolgen.
2. Direktvermarktung und Bilanzierung
Nach dem aktuellen Arbeitsstand setzt die Inanspruchnahme entsprechender Marktprämienzahlungen über die Abgrenzungsoption voraus, dass die relevanten EE-Anlagen und Speicher hinter der Einspeisestelle entsprechend der Direktvermarktung zugeordnet werden. [2]
Hinzu kommen besondere Anforderungen an die Bilanzierung der gesamten Netzeinspeisung. Der Arbeitsstand verweist für die Abgrenzungsoption auf einen gesonderten Bilanz- beziehungsweise Unterbilanzkreis entsprechend § 20 EEG. [3]
In der Praxis entstehen damit Schnittstellen unter anderem zwischen:
-
Anlagenbetreiber,
-
Netzbetreiber,
-
Messstellenbetreiber,
-
Direktvermarkter,
-
Speicheroptimierer,
-
EE-Anlage und
-
BESS-Steuerung.
Diese Rollen sollten projektbezogen eindeutig definiert sein.
3. Berechnung der Marktprämie anhand des Jahresmarktwerts
Ein weiterer für professionelle Betreiber wichtiger Punkt betrifft die Berechnung der Marktprämie.
Nach dem aktuellen Arbeitsstand wird die Marktprämie im Fall der Abgrenzungsoption anhand des energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts berechnet. Für Bestandsanlagen, deren Marktprämie bislang anhand von Monatsmarktwerten berechnet wird, kann die Nutzung der Abgrenzungsoption damit eine Veränderung der Berechnungslogik bedeuten. [3]
Dieser Aspekt sollte bei der Bewertung eines Geschäftsmodells berücksichtigt werden. Aus MiSpeL allein lässt sich daher keine pauschale Aussage ableiten, ob die Abgrenzungsoption für ein bestimmtes Projekt wirtschaftlich vorteilhafter ist.
Was bedeutet die Übergangsregelung für Projekte?
Der Arbeitsstand enthält neben dem geplanten Wirksamwerden zum 1. Oktober 2026 eine wichtige Übergangsregelung.
Danach sollen die Regelungen der Festlegung bis zum 30. September 2027 nur anwendbar sein, wenn die Geltendmachung der entsprechenden Ansprüche und die erforderlichen Zuordnungen im Einverständnis mit dem jeweiligen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber erfolgen. [2]
Für Projektentwickler ist dieser Punkt besonders relevant. Selbst wenn die finale Festlegung wie geplant zum 1. Oktober 2026 wirksam wird, folgt daraus nach aktuellem Arbeitsstand nicht, dass jedes Projekt ab diesem Tag ohne weitere Abstimmung auf die neuen Verfahren umgestellt werden kann.
Gerade für Projekte mit Inbetriebnahme in der Übergangsphase empfiehlt sich deshalb eine frühzeitige Klärung unter anderem von:
-
Messkonzept,
-
Datenbereitstellung,
-
Zuordnung zur Direktvermarktung,
-
Abstimmung mit Netz- und Messstellenbetreiber sowie
-
erforderlichen energiewirtschaftlichen Prozessen.
Da es sich derzeit noch um einen Arbeitsstand handelt, muss insbesondere die Übergangsregelung vor einer finalen Projektentscheidung noch einmal gegen die veröffentlichte Festlegung geprüft werden.
Welche Rolle spielen BESS-Steuerung, IAU und EZA-Regler?
Die Umsetzung eines Mischspeichers erfordert neben dem regulatorischen Mess- und Abrechnungskonzept eine technische Architektur, in der Batteriespeicher, EE-Erzeugungsanlage und externe Markt- beziehungsweise Netzschnittstellen koordiniert zusammenarbeiten.
Dabei sollten mehrere Funktionen voneinander getrennt betrachtet werden.
BESS-Steuerung und INTILION Application Unit
Die INTILION Application Unit (IAU) bildet eine übergeordnete Steuerungs- und Kommunikationsebene innerhalb der jeweiligen Systemarchitektur.
Projektabhängig können darüber beispielsweise:
-
Betriebsdaten des Batteriespeichers verarbeitet,
-
Sollwerte übergeben,
-
Schnittstellen zwischen BESS und übergeordneten Systemen bereitgestellt oder
-
Kommunikationswege zu weiteren Projektkomponenten koordiniert werden.
MiSpeL ist allerdings kein reines Steuerungsthema. Ob eine technische Lösung die regulatorischen Anforderungen eines konkreten MiSpeL-Falls erfüllt, hängt unter anderem vom finalen Regelwerk, dem Messkonzept, der Anlagenkonfiguration und der Rollenverteilung zwischen den Projektbeteiligten ab.
Eine pauschale Aussage wie „die IAU macht einen Speicher MiSpeL-konform“ wäre deshalb nicht sachgerecht.
EZA-Regler
Der EZA-Regler erfüllt eine andere Funktion. Er koordiniert das elektrische Verhalten der Erzeugungsanlage beziehungsweise des Anlagenverbunds am Netzanschlusspunkt entsprechend den technischen und projektspezifischen Anforderungen.
In Co-Location-Projekten kann damit eine enge Abstimmung zwischen:
-
EE-Anlage,
-
Batteriespeicher,
-
EZA-Regler,
-
BESS-Steuerung und
-
Netzanschlusspunkt
erforderlich sein.
MiSpeL verändert dabei nicht die grundlegende Aufgabe des EZA-Reglers. Die regulatorische Zuordnung der Strommengen und die netztechnische Regelung des Anlagenverbunds sind unterschiedliche Ebenen, die in der Gesamtarchitektur jedoch zusammengedacht werden müssen.
Vermarktung und Optimierung
Auch die Handels- beziehungsweise Vermarktungsrolle sollte klar von der technischen Systemintegration getrennt werden.
INTILION übernimmt als Systemintegrator und Full-Service-Partner die technische Integration von Batteriegroßspeichern. Das eigentliche Trading beziehungsweise die Marktoptimierung erfolgt über entsprechende Vermarkter oder Optimierer.
Für MiSpeL-Projekte müssen deshalb geeignete Schnittstellen zwischen der technischen BESS-Infrastruktur und den beteiligten Marktakteuren vorgesehen werden.
MiSpeL, Co-Location und FCA: drei unterschiedliche Ebenen
Im Zusammenhang mit Batteriespeicherprojekten werden MiSpeL, Co-Location und flexible Netzanschlussvereinbarungen teilweise gemeinsam diskutiert. Die Begriffe beschreiben jedoch unterschiedliche Aspekte eines Projekts.
MiSpeL betrifft insbesondere die regulatorische Bestimmung und Zuordnung von Strommengen bei flexibler Speichernutzung.
Co-Location beschreibt die Projektkonfiguration beziehungsweise räumliche und elektrische Kombination von Batteriespeicher und Erzeugungsanlage.
Eine flexible Netzanschlussvereinbarung, häufig auch als FCA bezeichnet, betrifft dagegen die Ausgestaltung des Netzanschlusses und die vereinbarten Bedingungen für die Nutzung der verfügbaren Netzanschlusskapazität.
Ein Projekt kann daher beispielsweise gleichzeitig:
-
ein Co-Location-Projekt,
-
ein Mischspeicher im Sinne der MiSpeL-Systematik und
-
über eine flexible Netzanschlussvereinbarung angebunden
sein. Trotzdem handelt es sich um drei voneinander zu unterscheidende Ebenen.
Was sollten Projektentwickler von Mischspeichern jetzt beachten?
Der aktuelle MiSpeL-Arbeitsstand ist für Projekte bereits eine wichtige Planungsgrundlage. Gleichzeitig sollten technische und wirtschaftliche Entscheidungen nicht auf der Annahme beruhen, dass sämtliche Details bereits endgültig feststehen.
Für neue Co-Location- und Mischspeicherprojekte sind insbesondere folgende Fragen relevant:
-
Welche Betriebsweise ist vorgesehen? Soll der Batteriespeicher ausschließlich Strom aus einer EE-Anlage aufnehmen oder zusätzlich Netzstrom laden?
-
Welche Förderkonstellation liegt bei der EE-Anlage vor? Die Ausgangssituation der bestehenden oder geplanten Erzeugungsanlage beeinflusst die weitere Ausgestaltung.
-
Welche MiSpeL-Fallkonstellation passt zum Projekt? Insbesondere bei Co-Location-Projekten sollte geprüft werden, ob der Basisfall oder ein Sonderfall wie A8 relevant sein könnte.
-
Welche Messwerte werden benötigt? Das erforderliche Messkonzept sollte möglichst frühzeitig feststehen.
-
Ist ein vereinfachtes Messkonzept sinnvoll? Weniger Messtechnik bedeutet nicht zwangsläufig ein optimales Gesamtergebnis. Beim Sonderfall A8 weist der Arbeitsstand ausdrücklich auf mögliche Unterschiede bei der förderfähigen Strommenge hin. [3]
-
Wie werden Direktvermarktung und Bilanzierung organisiert? MiSpeL betrifft nicht nur den Batteriespeicher selbst, sondern auch die energiewirtschaftlichen Prozesse des Gesamtprojekts.
-
Welche Auswirkungen hat der Jahresmarktwert? Die Marktprämienberechnung unter der Abgrenzungsoption sollte in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung berücksichtigt werden. [3]
-
Welche Schnittstellen sind erforderlich? BESS, EE-Anlage, EZA-Regler, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Vermarkter und Optimierer müssen technisch und organisatorisch zusammenpassen.
-
Wie wird die Übergangsphase umgesetzt? Nach aktuellem Arbeitsstand ist bis zum 30. September 2027 das Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber für die Anwendung vorgesehen. [2]
-
Was ändert sich noch bis zur finalen Festlegung? Vor Vertragsabschluss, finaler Messkonzeption und Inbetriebnahme sollte der jeweils aktuelle regulatorische Stand erneut geprüft werden.
Fazit: MiSpeL macht das Mess- und Betriebskonzept zum integralen Teil der Speicherplanung
Für Utility-Scale-Batteriespeicher ist MiSpeL vor allem deshalb relevant, weil die geplante Abgrenzungsoption den regulatorischen Rahmen für einen Mischbetrieb aus EE- und Netzstrom konkretisiert.
Der entscheidende Punkt ist dabei nicht allein die Möglichkeit zur Netzladung. Für professionelle Projekte kommt es darauf an, wie die unterschiedlichen Energieflüsse gemessen, zeitlich zugeordnet, bilanziert und gegenüber den beteiligten Markt- und Netzakteuren nachgewiesen werden.
Gerade bei Co-Location-Projekten sollten Messkonzept, Betriebsstrategie und technische Systemarchitektur deshalb früh gemeinsam betrachtet werden. Der aktuelle BNetzA-Arbeitsstand enthält dafür bereits detaillierte Fallkonstellationen – einschließlich eines vereinfachten Ansatzes für bestimmte Co-Location-Speicher.
Gleichzeitig ist der regulatorische Prozess noch nicht abgeschlossen. Stand 7. August 2026 plant die Bundesnetzagentur, die MiSpeL-Festlegung zum 1. Oktober 2026 wirksam werden zu lassen. Bis zur Veröffentlichung der finalen Festlegung sollten Projektentscheidungen deshalb weiterhin gegen den jeweils aktuellen Rechts- und Verfahrensstand geprüft werden. [1]
INTILION unterstützt Projektentwickler und Betreiber bei der technischen Umsetzung von Batteriegroßspeichern – von Systemauslegung und EPC über Inbetriebnahme und BESS-Steuerung bis zu EZA-Regelung und den erforderlichen Schnittstellen zu EE-Anlage, Netzbetreiber, Vermarkter und Optimierer. Auch Anforderungen an Messkonzept und Systemarchitektur können bereits in einer frühen Projektphase berücksichtigt werden.
Häufige Fragen zu MiSpeL und Batteriespeichern
Quellen für die fachliche Prüfung
[1] Bundesnetzagentur: MiSpeL – Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, Verfahrensseite und Arbeitsstand vom 5. August 2026. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/EEG_Aufsicht/MiSpeL/start.html
[2] Bundesnetzagentur: MiSpeL – Tenor, Arbeitsstand. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/EEG_Aufsicht/MiSpeL/DL/Tenor_Arbeitsstand.pdf?__blob=publicationFile&v=4
[3] Bundesnetzagentur: MiSpeL – Anlage 1 zur Abgrenzungsoption, Arbeitsstand. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/EEG_Aufsicht/MiSpeL/DL/Anlage1_Arbeitsstand.pdf?__blob=publicationFile&v=7
[4] Gesetze im Internet: § 19 EEG. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__19.html
[5] Gesetze im Internet: § 100 EEG, insbesondere Absatz 34. https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__19.html