Batteriespeicher machen PV-Anlagen flexibler und profitabler
Wie das in der Praxis funktioniert, zeigte ein Expertengespräch von STABL Energy und Energy2Market. STABL ist ein europäischer Hersteller mit Sitz in München, der Batteriespeicher für Gewerbe und Industrie entwickelt und liefert. Mit seiner modularen Wechselrichtertechnologie will das Unternehmen nach eigenen Angaben eine effiziente, sichere und flexible Speicherung und Nutzung erneuerbarer Energien ermöglichen. Energy2market dagegen ist ein Leipziger Flexibilitätsvermarkter und Stromhändler. Das Unternehmen bündelt Erzeugungsanlagen in einem virtuellen Kraftwerk und vermarktet deren Strom an den relevanten Strommärkten.
In dem Gespräch ging es um die Frage, wie Batteriespeicher PV-Projekte wirtschaftlich stabilisieren können. Im Mittelpunkt standen die Vermarktungschancen durch Co-Location, technische Anforderungen an Speicher sowie geeignete Finanzierungs- und Erlösmodelle.
Die klassische PV-Vermarktung gerät durch den weiteren Ausbau der Solarenergie zunehmend unter Druck. Immer mehr Anlagen speisen gleichzeitig zur Mittagszeit ein. Dadurch sinken die Börsenpreise, während negative Preisstunden häufiger auftreten. „Es kommt immer weniger darauf an, wie viel Strom ich ins Netz einspeise, sondern wann“, erläuterte Julian Brucker von Energy2Market.
Die Entwicklung zeigt sich auch am Marktwert Solar. Nach seinen Angaben erzielte Solarstrom 2023 noch 76 % des durchschnittlichen Börsenpreises. 2025 waren es nur noch 50 %. Gleichzeitig nahmen die negativen Stunden zu. 2026 war in der Zeit von 13 bis 14 Uhr mehr als jede dritte Stunde negativ. Damit geraten auch bestehende PV-Anlagen unter Druck. „Dieser Trend wird sich auch in Zukunft weiter verschärfen“, prognostizierte Brucker.
Bei einer PV-Anlage ohne Speicher folgt die Einspeisung unmittelbar der Erzeugung. Der Leistungshöhepunkt liegt damit in der Mittagszeit – genau dann, wenn viele Anlagen gleichzeitig Strom liefern und die Preise besonders niedrig sind. Ein Batteriespeicher kann den Solarstrom aufnehmen und zu späteren Zeitpunkten wieder abgeben. „Die Einspeisung verschiebt sich damit beispielsweise in die Abendstunden“, erklärte Luis Beckmann von STABL Energy.
Der Speicher schützt zudem vor Erlösausfällen durch Negativpreise und kann Abregelung vermeiden. Die Flexibilität wird selbst zur Erlösquelle, weil der Strom gezielt in wertvollere Zeitfenster verlagert wird. Voraussetzung ist eine Vermarktung, die Börsenpreise, technische Grenzen und Ladezustand laufend zusammenführt.
Bei der Grünstrom-Co-Location darf der Speicher ausschließlich mit Strom aus der PV-Anlage geladen werden. PV-Strom und Speicherstrom bleiben „grün“ und behalten die EEG-Marktprämie. Ein Netzbezug ist nicht möglich. Der Netzanschlusspunkt muss daher nur auf die Einspeiseleistung ausgelegt sein.
Bei der Graustrom-Co-Location kann der Speicher zusätzlich Strom aus dem Netz beziehen. Dadurch lässt er sich in beide Richtungen und auf weiteren Flexibilitätsmärkten einsetzen. Der Netzanschlusspunkt ist aber häufig kleiner als die Summe aus PV- und Speicherleistung. Deshalb muss die Anlage entsprechend optimiert werden.
Eine weitere Variante ist das Mischstromkonzept. Dabei kann der Speicher Solar- und Netzstrom aufnehmen, während die EEG-förderfähigen Mengen messtechnisch voneinander getrennt werden. „Dafür sind ein geeignetes Messkonzept, viertelstündliche Messungen und getrennte Bilanzkreise erforderlich. Die Umsetzung durch Netz- und Messstellenbetreiber ist bis 30.09.2027 freiwillig und erst danach verpflichtend, sodass Anlagenbetreiber bis dahin auf deren Zustimmung angewiesen sind“, sagte Brucker.
PV und Batteriespeicher ergänzen sich bei der Vermarktung. Der Wert von Solarstrom ist tendenziell in den Sommermonaten niedriger, während Batteriespeicher dort wegen größerer Preisunterschiede höhere Erlöse erzielen können. In den Wintermonaten verhält es sich eher umgekehrt. „Diese Kombination aus PV und Speicher stellt eine Art natürlichen Hedge dar“, sagte Brucker. Ein Hedge ist im Strommarkt eine Absicherung gegen schwankende Preise. Marktteilnehmer legen dabei den Preis oder einen Teil des Preises für ein künftiges Stromgeschäft bereits heute fest.
Bei einer klassischen Grünstrom-Co-Location nannten die Referenten zusätzliche Erlöspotenziale von 90.000 bis 115.000 € je MW Speicherleistung und Jahr gegenüber einer reinen PV-Vermarktung. Die Mehrerlöse entstehen durch die Verschiebung der Einspeisung, das Speichern von Solarstrom anstelle einer Abregelung sowie die Nutzung kurzfristiger Preisschwankungen. Die Marktprämie der PV-Anlage bleibt erhalten.
Für eine Graustrom-Co-Location bezifferten die Referenten das zusätzliche Erlöspotenzial auf 190.000 bis 220.000 € je MW Speicherleistung und Jahr. Der Speicher kann dabei auch zu negativen Preisen Strom aus dem Netz aufnehmen und später vermarkten.
Zusätzlich stehen mehr Möglichkeiten für Regelenergie und kurzfristigen Börsenhandel offen. „Die graue Co-Location ist der wirtschaftlich attraktivste Case“, fasste Brucker zusammen. Der entscheidende Engpass bleibt jedoch die Zusage des Netzbetreibers für den Netzbezug.
Als grobe Auslegungsregel nannte Beckmann bei Grünstrom ein Verhältnis von 1 MW PV-Leistung zu 0,5 MW Speicherleistung. Bei Graustrom könne das Verhältnis näher bei 1:1 liegen. Die tatsächliche Dimensionierung hänge jedoch vom Netzanschlusspunkt, der Speichertiefe, den lokalen Bedingungen und dem Business Case ab.
Für einen wirtschaftlichen Betrieb muss ein Speicher über die gesamte Projektlaufzeit ausreichend Kapazität bereitstellen. PV-Projekte werden häufig über 20 Jahre betrachtet, während Kapazitätsgarantien oft nur 10 bis 15 Jahre umfassen. Eine Überdimensionierung oder ein modulares Repowering kann helfen, die Speicherkapazität länger zu erhalten. „Wenn die Kapazität langsam wegdegradiert, wird mein Tank immer kleiner“, beschrieb Beckmann bildhaft die wirtschaftliche Bedeutung der Alterung. Nach Angaben von STABL kann eine langsame Alterung bis zu 30 % mehr Erlöse über die Lebensdauer ermöglichen.
Die modulare Multilevel-Wechselrichter-Technologie von STABL steuert einzelne Batteriemodule individuell. Dadurch sollen sich Temperatur, Alterung und Ladezustand bei der Belastung berücksichtigen lassen. Bei einem Ausfall einzelner Module kann das Gesamtsystem weiterarbeiten. Modultausch und planbare Wartungsfenster verlängern außerdem die Nutzungsdauer und senken Kosten. „Bei diesen großen Peaks, die es im Jahr gibt, will man dabei sein“, betonte Beckmann mit Blick auf die Bedeutung einer hohen Verfügbarkeit.
Für die Finanzierung ist neben den Vertragsbedingungen auch die Bankfähigkeit des Vermarkters entscheidend. „Das Ziel ist, eine passende Vergütungsstruktur für das individuelle Projekt zu finden“, erklärte Brucker.
Bei Energy2Market werden einzelne Co-Location-Projekte ab einer Speicherleistung von 3 MW vermarktet. Für vertraglich abgesicherte Erlöse wurde eine Mindestgröße von 5 MW Speicherleistung genannt. Kleinere Anlagen können unter bestimmten Voraussetzungen über Rahmenverträge gebündelt werden.
Bei der Speichertiefe sehen die Referenten derzeit einen Schwerpunkt bei 3- bis 4-Stunden-Systemen. Größere Speicher können zwar zusätzliche Erlöse erschließen, diese steigen jedoch nicht proportional mit der Speicherdauer. Außerdem muss die Alterung berücksichtigt werden.
Der Netzanschluss ist bei vielen Projekten der zentrale Engpass. Die Bearbeitungszeit kann nach Angaben der Referenten zwischen 6 und 12 Monaten liegen. Eine Anfrage kann dabei auch mit einer Ablehnung enden. Teilweise verlangen Netzbetreiber bereits eine Baugenehmigung oder weitere Nachweise für die Projektreife.
Für ein Co-Location-Projekt benötigt der Projektinhaber zunächst einen geeigneten Standort mit Pacht- oder Kaufvertrag. Hinzu kommen Netzanschluss, Messkonzept, Baugenehmigung, Finanzierung und Auslegung. Speicherhersteller und Vermarkter übernehmen technische bzw. marktseitige Aufgaben. Dazu zählen die Marktanbindung, Bilanzkreiszuordnung, Marktkommunikation und die Vermarktung der Anlagenkombination.
Entscheidend ist eine enge Abstimmung aller Beteiligten. „Es erleichtert das Leben, anstatt fünf oder sechs unterschiedliche Puzzlestücke immer neu zusammenzusuchen“, sagte Beckmann. Für Betreiber bedeutet das: Der Speicher sollte nicht isoliert betrachtet werden. Erst das Zusammenspiel aus Standort, Netzanschluss, Technik, Finanzierung und Vermarktung entscheidet über den wirtschaftlichen Erfolg.
Das Resümee: Co-Location verändert die Erlöslogik von PV-Projekten grundlegend. Wer Solarstrom nicht nur erzeugt, sondern zeitlich flexibel vermarktet, kann negative Preisphasen umgehen und zusätzliche Marktchancen nutzen – vorausgesetzt, der Netzanschluss ist gesichert und das Projekt technisch wie wirtschaftlich sauber ausgelegt.
Link zum aufgezeichneten Expert-Talk:
https://stabl.com/de/downloads/webinar-aufzeichnung-co-location-batteriespeicher-pv-erloes-booster/
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