Die Energiewende in Deutschland hat durch den rasanten Ausbau der PV große Fortschritte gemacht und die Ausbauziele für 2025 vorzeitig übertroffen. Der Erfolg führt jedoch zu einer neuen ökonomischen Herausforderung: Da immer mehr Anlagen gleichzeitig Strom einspeisen, sinken die Erlöse zur Mittagszeit massiv. In diesem Marktumfeld gewinnen Batteriespeichersysteme (BESS) an Bedeutung – sie profitieren im Gegensatz zu PV-Anlagen von steigender Preisvolatilität. Da der Netzzugang zunehmend zum Engpassfaktor wird, bietet Co-Location an bestehenden Netzanschlusspunkten eine hocheffiziente Lösung, um ungenutzte Infrastrukturkapazitäten zu monetarisieren. Im Fachbeitrag für ContextCrew Neue Energie erläutert Julian Brenske, Lead Project Structuring bei 8Energies, die wirtschaftlichen Potenziale und Grenzen von Co-Location von Graustrom-Batteriespeichern. Gemeinsam mit enspired und Goldbeck Solar hat 8Energies jetzt ein Whitepaper zum Thema veröffentlicht.
⮚ Technische Einordnung: Terminologie und Konzepte
Um die Potenziale der Co-Location zu bewerten, ist eine präzise Definition der technischen Modelle erforderlich:
⮚ Co-Location: Bezeichnet die Installation eines Batteriespeichers in unmittelbarer Nähe zu einer Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage.
⮚ Grauer Speicher: Ein System, das ausschließlich aus dem öffentlichen Netz geladen wird. Die Herkunft des Stroms wird nicht spezifisch als erneuerbar zertifiziert, was eine maximale Flexibilität bei der Teilnahme an verschiedenen Strommärkten ermöglicht.
⮚ Geteilter Netzverknüpfungspunkt (NVP): Hierbei teilen sich die PV-Anlage und der Speicher einen physischen Netzanschluss, werden jedoch operativ und buchhalterisch strikt getrennt geführt.
⮚ Überbauung: Theoretisch übersteigt die maximale Kapazität der Kombination aus BESS und PV Anlage die vertraglich vereinbarte Anschlusskapazität am NVP. Da PV-Anlagen ihren Anschluss jedoch nur bei Tageslicht und selten voll auslasten, kann ein Speicher die verbleibende Kapazität nutzen, ohne dass die Assets in der Praxis konkurrieren müssen.
⮚ Wirtschaftliche Bewertung und Kooperationsformen zwischen PV-Anlagenbetreiber und BESS Entwickler
Die ökonomische Tragfähigkeit einer Co-Location hängt maßgeblich von der Ausgestaltung der Partnerschaft zwischen PV-Anlagenbetreibern (IPPs) und Speicherentwicklern ab. Um die Auswirkungen auf die Eigenkapitalrendite (Internal Rate of Return, IRR) zu quantifizieren, werden spezifische Modellannahmen zugrunde gelegt. Die Berechnungen basieren auf einem 20 MWp PV-Projekt und einem 10 MW / 20 MWh Speicher (Dimensionierungsfaktor 1:1:0,5; C-Rate 0,5) über einen Zeitraum von 15 Jahren, was dem üblichen Garantiezeitraum für BESS-Komponenten entspricht. Für die ökonomischen Szenarien wurden reale Projektdaten für die CAPEX-Struktur sowie bankfähige Erlösprognosen für den Speicherbetrieb herangezogen.
1. Cable-Pooling bei Neuanlagen: Bei Projekten in der Planungsphase wird die gesamte Dual-Use-Infrastruktur (Kabeltrassen, Umspannwerke) in einer separaten Projektgesellschaft (SPV) gebündelt. Bei einer beispielhaften Dimensionierung von 1:1:0,5 (NVP-Kapazität : PV-Leistung : Speicher-Leistung) trägt der Speicherentwickler etwa ein Drittel der Infrastrukturkosten. Dies kann den Projekt-IRR einer PV-Anlage über 15 Jahre um bis zu 29Prozent steigern.
2. Infrastruktur-Ausgliederung („Carve-out“) bei Bestandsanlagen: Hierbei wird die bestehende Hardware aus der PV-Projektgesellschaft in eine gemeinsame SPV ausgegliedert. Dies reduziert die investiven Ausgaben (CAPEX) der PV-Anlage rückwirkend. In Kombination mit einer Nutzungsgebühr für den NVP ergibt sich eine relative Steigerung des IRR zwischen 6 Prozent und 24 Prozent, abhängig von der Marktentwicklung und der Kostenstruktur.
3. Laufende Nutzungsgebühr: Die schlankeste Variante, bei der der Speicherentwickler lediglich eine Gebühr für die Mitnutzung des NVP zahlt, ohne Eigentumsrechte zu erwerben. Dies erzeugt einen stabilen, neuen Einkommensstrom, der den IRR um bis zu 21 Prozent erhöhen kann. Allerdings geht diese Kooperationsform auch mit einem höheren strukturellen Risiko für den Speicherentwickler einher, da die Kooperation nicht durch geteilte Infrastruktur abgesichert ist.
⮚ Asset-Optimierung und Erlösprofile im Vergleich
Die zentrale Herausforderung bei der Co-Location am geteilten NVP liegt in der Steuerung zweier Assets, deren ökonomische Anreize oft entgegengesetzt verlaufen. Während die Photovoltaik-Anlage darauf angewiesen ist, bei Sonneneinstrahlung maximale Mengen einzuspeisen, generiert der Batteriespeicher seinen Wert aus der Preisvolatilität und der Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Um beide Welten profitabel zu vereinen, ist ein tiefes Verständnis der Marktmechanismen und der Vorrangregeln erforderlich.
Strategien am Netzanschluss: Vom Konflikt zur Synergie
Bisherige Ansätze folgen oft starren Priorisierungen, die jedoch meist zu ökonomischen Einbußen führen:
⮚ PV-Priorität: Hierbei hat die solare Einspeisung absoluten Vorrang; der Speicher darf nur die verbleibende Restkapazität des NVP nutzen. Da die tatsächliche PV-Produktion jedoch oft von Prognosen abweicht, entstehen für den Speicher unvorhersehbare Netzrestriktionen. Dies erschwert die Teilnahme an lukrativen Regelenergiemärkten (wie aFRR), bei denen die Vorhaltung der Kapazität bereits am Vortag garantiert werden muss. Das Ergebnis ist ein erheblich reduziertes Erlöspotenzial des Speichers.
⮚ BESS-Priorität: In diesem Modell wird die PV-Anlage bei Bedarf abgeregelt, um dem Speicher den vollen Zugriff auf den Netzanschluss zu ermöglichen. Dies entspricht wirtschaftlich einem Standalone-Speicher, führt jedoch zu direkten Erlösverlusten auf der PV-Seite durch ungenutzten Solarstrom.
⮚ Gemeinsame Optimierung (Joint Optimization): Die kommerziell überlegene Lösung betrachtet den Standort als eine wirtschaftliche Einheit. Eine Reduzierung der PV-Leistung erfolgt hier nur dann, wenn die zusätzlichen Markterlöse des Speichers die Opportunitätskosten der PV-Abregelung (z.B. entgangene Einspeisevergütungen oder PPA-Erlöse) nachweislich übersteigen.
Das Erlösprofil im Tagesverlauf: Ein Praxisbeispiel
Die Dynamik zwischen PV und BESS kann ein Beispiel für einen Standort mit 10 MW NVP-Kapazität, 10 MWp PV und einem 10 MW / 20 MWh Speicher mit zwei Ladezyklen pro Tag genauer verdeutlichen.
In einem typischen Sommer-Szenario zeigt sich folgende Erlösdynamik:
⮚ Vormittag und Nachmittag: Während der PV-Produktionsspitzen werden große Volumina an negativer Regelenergie (aFRR Down) gehandelt. Da der Speicher hierbei Strom aus dem Netz aufnimmt (Ladevorgang), konkurriert er nicht mit der PV-Einspeisung um die NVP-Kapazität.
⮚ Abendstunden: Wenn die PV-Produktion nachlässt, werden größere Kapazitäten für positive Regelenergie (aFRR Up) angeboten. Zu diesem Zeitpunkt sind die Preise oft besonders attraktiv, und der Netzanschluss steht dem Speicher uneingeschränkt zur Verfügung.
⮚ Mittagsspitze: Anstatt die PV-Produktion hart abzuregeln, um NVP-Kapazität für Speicheraktivitäten zu schaffen, kann es profitabler sein, den BESS gezielt mit dem „überschüssigen“ Solarstrom zu laden. Dies ist aus Netzperspektive eine neutrale Operation, sichert aber die solaren Erträge und hält gleichzeitig Kapazitäten für spätere Handelsaktivitäten im Speicher bereit.
Quelle: 8Energies, enspired und Goldbeck Solar, Whitepaper Co-located grey battery storage, S.11 (Februar 2026).
Einfluss der PPA-Strukturen auf die Flexibilität
Die Wahl des Stromabnahmevertrags (PPA) definiert den Spielraum für diese Optimierung. Das Whitepaper vergleicht zwei wesentliche Modelle:
1. Option A – Pay-as-produced PPA: Der PV-Betreiber erhält einen fixen Preis für jede erzeugte MWh (z. B. 42 Euro/MWh). Die Optimierungssoftware des Speichers berechnet kontinuierlich, ob die Erlöse an den Regelenergie- oder Intraday-Märkten diesen Wert übersteigen. Ist dies der Fall, wird die PV-Anlage gedrosselt und die Netzkapazität für den Speicher genutzt. Dieses Modell bietet das höchste wirtschaftliche Potenzial.
2. Option B – Profile PPA: Hier verpflichtet sich die PV-Anlage, ein festes Lieferprofil (z.B. konstant 6 MW von 08:00 bis 20:00 Uhr) bereitzustellen. Der Speicher dient in diesem Fall primär als Werkzeug zur Profilbildung, um Schwankungen der PV auszugleichen. Der erzielbare PPA-Preis ist zwar höher (z. B. 72 €/MWh), die zusätzliche Handelsflexibilität des Speichers wird jedoch stark eingeschränkt.
Fazit zur Erlös Verwässerung in Co–Location Modellen
Häufige Bedenken hinsichtlich massiver Umsatzeinbußen des Speichers durch die Co-Location lassen sich entkräften. Empirische Backtests belegen, dass die Erlösreduktion eines voll integrierten Hybridsystems gegenüber einem Standalone-Speicher bei intelligenter Steuerung meist unter 3,5 Prozent liegt. Selbst unter Berücksichtigung von Prognoseabweichungen bleibt diese Minderung stabil um die 4 Prozent-Marke. Damit wird deutlich, dass die Kostenvorteile beim Netzanschluss die geringfügigen Erlöseinbußen bei weitem überwiegen.
⮚ Integration und technische Voraussetzungen für eine Co-Location-Lösung
Die physische Nachrüstung eines Speichers an einem PV-Standort erfordert eine präzise technische Analyse der bestehenden Infrastruktur.
Technische Anforderungen und Schnittstellen
Ein zentraler Engpass ist oft das Umspannwerk oder die Übergabestation. Während Umspannwerke meist Raum für zusätzliche Messpunkte bieten, kann dies bei kompakten Übergabestationen zum Bottleneck werden und teure Neubauten erforderlich machen. Ein rechtskonformes Messkonzept muss zwingend mit dem Netzbetreiber abgestimmt werden und dabei Gesetze wie das Stromsteuergesetz (§ 5 Abs. 4) sowie das Energiewirtschaftsgesetz (§ 118 Abs. 6 EnWG) berücksichtigen.
Das Steuerungskonzept (Primary-Secondary-Logik)
Für einen stabilen Hybridbetrieb ist eine robuste Kommunikationsarchitektur essenziell:
⮚ Zentraler Parkregler (Primary): Befindet sich am NVP und empfängt Befehle vom Netzbetreiber oder Direktvermarkter. Er verteilt die Sollwerte für Wirkleistung, Blindleistung und Abregelung an die Assets.
⮚ Untergeordnete Regler (Secondaries): Der bestehende PV-Regler (Secondary 1) und der neue BESS-Regler (Secondary 2) steuern ihre jeweiligen Komponenten basierend auf den Vorgaben des Primary.
Herausforderungen in der Praxis ergeben sich oft aus lückenhafter Dokumentation von Bestandsanlagen oder geschlossenen Schnittstellen, was die Implementierung gängiger Protokolle wie Modbus TCP oder IEC 60870-5-104 erschweren kann.
⮚ Übertragbarkeit des Ansatzes und regulatorischer Rahmen
Seit Beginn des Jahres 2025 ist die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten in Deutschland regulatorisch klarer geregelt, insbesondere durch die Paragrafen § 8a EEG 2023 und § 17 (2b) EnWG. Dies schafft die notwendige Rechtssicherheit für Betreiber und Investoren.
Eignung und Grenzen
Das Co-Location-Modell ist besonders sinnvoll für:
⮚ PV-Anlagen mit sinkenden Capture Rates oder solche, deren EEG-Vergütung ausläuft.
⮚ Standorte, an denen neue Netzanschlüsse langwierig oder unmöglich sind.
⮚ Projektierer, die durch CAPEX-Sharing die Wirtschaftlichkeit von Neuanlagen sichern wollen.
Grenzen bestehen dort, wo die bestehende Netzinfrastruktur physisch keinen Raum für zusätzliche Hardware bietet.
⮚ Fazit
Die Co-Location eines Graustromspeichers verwandelt eine untergenutzte Ressource des PV-Parks – den Netzanschluss – in einen strategischen Hebel für die Wirtschaftlichkeit. Durch das Teilen von Kosten und die intelligente, marktgetriebene Steuerung wird die Volatilität der Energiemärkte von einem Risiko zu einer Ertragschance. Für die Branche bietet dieses Modell einen skalierbaren Bauplan, um den Speicherausbau zu beschleunigen und die ökonomische Basis der solaren Erzeugung langfristig zu festigen.
⮚ Autor Julian Brenske
Julian Brenske ist Lead Project Structuring bei 8Energies, ein europäischer Entwickler und Betreiber von Batteriespeichern (BESS). Er verantwortet dort den Wachstumsbereich Co-Location. Vor seiner Zeit bei 8Energies war er bei Enpal tätig, wo er zuletzt die Operationalisierung eines der deutschlandweit größten virtuellen Kraftwerke auf Basis von Heimspeichern vorantrieb. Sein fachlicher Fokus liegt auf der wirtschaftlichen Strukturierung und Skalierung innovativer Flexibilitätslösungen an der Schnittstelle von Erneuerbaren Energien und Speichersystemen.