Co-Location von PV-Anlagen und Batteriespeichern: Die richtige Dimensionierung

Der Ausbau der Photovoltaik verändert die Strommärkte grundlegend. Mit jeder neu installierten PV-Anlage steigt der Anteil erneuerbarer Erzeugung im Netz. Gleichzeitig werden jedoch Markt- und Netzengpässe zunehmend sichtbar. Besonders betroffen sind die Mittagsstunden, in denen hohe Solareinspeisungen auf eine vergleichsweise konstante Stromnachfrage treffen. Die Folge sind sinkende Marktwerte für Solarstrom, eine wachsende Zahl negativer Strompreisstunden sowie ein zunehmender Wettbewerb um verfügbare Netzanschlüsse. Vor diesem Hintergrund gewinnen Co-Location-Konzepte aus Photovoltaikanlage und Batteriespeicher erheblich an Bedeutung.

Die neue Realität der Strommärkte

Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Photovoltaikprojekte haben sich in den vergangenen Jahren deutlich verändert. Ursache ist die sogenannte Kannibalisierung erneuerbarer Energien. Je mehr Photovoltaik gleichzeitig einspeist, desto stärker sinken die Strompreise genau in den Stunden, in denen Solarparks ihre höchsten Erträge erzielen. Die bekannte „Duck Curve“ verdeutlicht diese Entwicklung: Während die Preise in den Mittagsstunden immer stärker unter Druck geraten, entstehen in den Abendstunden zunehmend hohe Preisspitzen.

Die Auswirkungen zeigen sich besonders deutlich an der Entwicklung der Solar-Capture-Rate. Diese Kennzahl beschreibt, welchen Anteil des durchschnittlichen Großhandelsstrompreises eine Solaranlage tatsächlich erzielt. In Deutschland sank die Solar-Capture-Rate von rund 76 Prozent im Jahr 2023 auf etwa 65 Prozent im Jahr 2024 und 50 Prozent im Jahr 2025. Während der Sommermonate lag sie sogar durchgehend unter 60 Prozent, teilweise unterhalb von 50 Prozent.

Die Entwicklung ist keineswegs auf Deutschland beschränkt. Auch Frankreich, Belgien und andere europäische Märkte zeigen ähnliche Muster. Mit steigenden Solarkapazitäten verschieben sich die Preisprofile zunehmend hin zu niedrigen Preisen am Nachmittag und hohen Preisen in den Abendstunden.

Negative Strompreise werden zum Standardrisiko

Parallel zur sinkenden Capture-Rate steigt die Anzahl negativer Strompreisstunden kontinuierlich an. Während im Jahr 2023 noch 301 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen registriert wurden, stieg dieser Wert 2024 auf 459 Stunden, für 2025 waren es 576 Stunden. Entscheidend ist dabei nicht allein die Anzahl negativer Stunden, sondern deren zeitliche Verteilung. 95 Prozent der negativen Preise im Jahr 2025 traten während der PV-Erzeugungsstunden auf. Die höchsten Häufungen lagen zwischen 11 und 15 Uhr. Damit treffen negative Preise genau jene Zeitfenster, in denen Solarparks ihre höchsten Einspeisemengen produzieren.

Für viele EE-Anlagen entsteht daraus ein zusätzliches Risiko, da gemäß § 51 EEG bei negativen Strompreisen die Marktprämie entfällt. Maßgeblich dafür, ob eine EE-Anlage unter die Regelung des § 51 fällt, ist das Inbetriebnahmedatum der Anlage, da der § 51 erst mit dem EEG 2017 eingeführt wurde. So gilt beispielsweise für Anlagen, die ab dem 25. Februar 2025 (EEG 2023) in Betrieb gegangen sind, der § 51 bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativen Spotmarktpreisen. Betreiber verlieren in diesem Fall bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativen Spotmarktpreisen die Marktprämie und damit einen Teil ihrer kalkulierten Erlöse, obwohl die Anlage technisch weiterhin Strom produziert.

Die Entwicklung negativer Preisstunden zeigt die folgende Übersicht:

Netzanschlüsse als knappste Ressource

Neben der Erlössituation hat sich der Netzanschluss zum begrenzenden Faktor neuer Projekte entwickelt. Der Markt für Batteriespeicher verdeutlicht dies besonders eindrücklich. Im Jahr 2025 standen Netzanschlussanträgen für Batteriespeicher in Höhe von 729 GW lediglich Genehmigungen von 78 GW gegenüber. Die Genehmigungsquote lag damit bei rund zehn Prozent. Gleichzeitig wird die tatsächliche Realisierungsquote auf lediglich 10–30 Prozent geschätzt. Für Projektentwickler bedeutet dies einen Paradigmenwechsel. Während früher Fläche, Genehmigung und Komponentenverfügbarkeit im Vordergrund standen, entscheidet heute häufig die Verfügbarkeit eines Netzanschlusspunktes über die Realisierbarkeit eines Projekts.

Co-Location als Antwort auf Markt- und Netzengpässe

Co-Location beschreibt die gemeinsame Nutzung eines Netzanschlusses durch eine Erzeugungsanlage und einen Batteriespeicher. Beide Anlagen werden am selben Netzanschlusspunkt betrieben, wodurch die vorhandene Infrastruktur effizienter genutzt werden kann. Der wesentliche Vorteil besteht darin, dass Erzeugungsspitzen nicht sofort eingespeist werden müssen. Stattdessen kann überschüssiger PV-Strom zwischengespeichert und in Stunden mit höherem Marktwert vermarktet werden. Gleichzeitig lassen sich Netzanschlusskapazitäten besser auslasten und in vielen Fällen sogar überbauen. Darüber hinaus entstehen Kostenvorteile durch die gemeinsame Nutzung von Netzinfrastruktur, Flächen, Projektentwicklung und Betrieb. Besonders Grünstromspeicher profitieren zusätzlich davon, dass kein eigenständiger Netzanschluss mit separatem Baukostenzuschuss erforderlich ist.

Die Auslegung von PV und Speicher entscheidet über die Wirtschaftlichkeit

Ob ein Co-Location-Projekt wirtschaftlich erfolgreich wird, hängt maßgeblich von der Dimensionierung ab. Dabei müssen drei Größen gemeinsam betrachtet werden:

• Netzanschlussleistung
• Leistung der PV-Anlage
• Leistung und Kapazität des Batteriespeichers

Der Netzanschluss bildet dabei die feste Randbedingung. Ziel ist es, möglichst viele wertvolle Betriebsstunden aus diesem Anschluss herauszuholen. Marktanalysen zeigen, dass bei Grünstromspeichern häufig Speicherleistungen von etwa 33–50 Prozent der installierten PV-Leistung wirtschaftlich attraktiv sind. Gleichzeitig haben sich Speicherdauern von rund zwei Stunden als besonders effizient erwiesen.

Backtesting-Auswertungen auf Basis von Marktdaten zeigen, dass größere Speicher nicht automatisch bessere Ergebnisse liefern. Für einen 2-Stunden-Speicher ergaben sich folgende relative Erlöse für den Mehrwert, der durch einen Speicher je installiertem MW erzielt werden kann.

Netzanschluss:PV:BESS:

• 1:1:1 rd. 60–65 %
• 2:2:1 100 %
• 3:3:1 rd. 110–115 %
• 4:4:1 120–125 %

Der Hintergrund ist einfach: Eine große PV-Anlage kann einen vergleichsweise kleinen Speicher häufiger und vollständiger laden. Dadurch steigen die Vollzyklen und die Speicherwirtschaftlichkeit. Ein überdimensionierter Speicher hingegen verursacht hohe Investitionskosten, ohne ausreichend genutzt zu werden.

Ähnliches gilt für die Speicherkapazität. Ein 4-Stunden-Speicher erzielt aus Vermarktungssicht typischerweise lediglich 20–30 Prozent Mehrerlös gegenüber einem 2-Stunden-Speicher, verursacht jedoch nahezu doppelte Kapitalkosten. Die attraktivsten Preisunterschiede zwischen Lade- und Entladezeitpunkt werden meist bereits innerhalb der ersten zwei Speicherstunden genutzt.

Speichergröße ist nicht gleich Speicherwert

Die Herausforderungen der Energiewende verschieben sich zunehmend von der Stromerzeugung hin zur Flexibilität. Sinkende Capture-Rates, eine steigende Zahl von Stunden mit negativen Spotmarktpreisen und knappe Netzanschlusskapazitäten verändern die Anforderungen an neue PV-Projekte grundlegend.

Co-Location-Konzepte bieten die Möglichkeit, diese Herausforderungen gleichzeitig zu adressieren. Sie verbessern die Nutzung bestehender Netzanschlüsse, reduzieren Erlösverluste in Niedrigpreis- und Negativpreisphasen und erhöhen die Wertigkeit erneuerbarer Erzeugung. Der entscheidende Erfolgsfaktor ist dabei nicht die maximale Speichergröße, sondern die richtige Dimensionierung des Speichers im Verhältnis zu PV-Anlage und Netzanschluss. Nur eine projektspezifische Auslegung ermöglicht es, die vorhandene Infrastruktur optimal auszunutzen und die Wirtschaftlichkeit langfristig zu sichern.

Dieser Beitrag erscheint im BetreiberBrief 4-2026. Jetzt registrieren und künftig alle aktuellen Ausgaben per Mail erhalten!

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