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Deutschland: Co-Location von Batteriespeichern und EE-Anlagen: Der Weg zu wirtschaftlich tragfähigen Projekten
- Batteriespeicher können die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuer EE-Anlagen steigern
- Dynamische Entwicklungen am Strommarkt und im regulatorischen Umfeld schaffen neue Chancen & Risiken
- Analysetool simuliert vergangene und zukünftige Erlöse für fundierte Co-Location-Entscheidungen
Der deutsche Strommarkt wandelt sich grundlegend: Der Ausbau erneuerbarer Energien führt zu einer zunehmenden Volatilität der Stromeinspeisung und zu negativen Börsenstrompreisen. Gleichzeitig treten vermehrt Netzengpässe auf, die zu Abregelungen von Erzeugungsanlagen und steigenden Redispatch-Kosten führen.
Begrenzte Netzanschlusskapazitäten stellen für Anlagenbetreiber eine zusätzliche Herausforderung dar. Für Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen verändern sich dadurch die Erlösstrukturen und die Anforderungen an eine wirtschaftlich tragfähige Vermarktung steigen. Die Integration eines Batteriespeichers („Co-Location“) kann hier zusätzliche Flexibilität erschließen und neue Erlöspotenziale eröffnen.
Aktuelle Herausforderungen der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien
Der deutsche Strommarkt befindet sich in einem tiefgreifenden strukturellen Wandel. Der stetig steigende Anteil erneuerbarer Energien führt zu einer zunehmend volatilen Stromerzeugung. Bereits heute stammen rund 60 % der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, Tendenz steigend.1
Diese Entwicklung zeigt sich besonders deutlich am Spotmarkt:
Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen am deutschen Day-Ahead-Markt ist stark gestiegen und erreichte 2025 mit rund 575 Stunden einen neuen Höchstwert.2 Gleichzeitig bleibt die Preisvolatilität im Spotmarkt hoch, mit täglichen Spreads von über 100 €/MWh.3 Für Betreiber von EE-Anlagen und Speichern bedeutet das: Erlöse werden immer weniger planbar – klassische pauschale Annahmen reichen nicht mehr aus.
Parallel dazu nimmt die kommerzielle oder marktbasiert motivierte Abregelung erneuerbarer Erzeugungsanlagen deutlich zu. Im Jahr 2025 wurden in Deutschland knapp 1,75 TWh Wind- und Solarstrom abgeregelt, vor allem aufgrund negativer Börsenpreise und verschärfter Förderbedingungen. Besonders das „Solarspitzengesetz“ verstärkte den Druck auf Betreiber, flexibel auf Marktsignale zu reagieren, da EEG-Vergütungen bei negativen Preisen zunehmend entfallen.4
Zudem führt der fortschreitende Ausbau erneuerbarer Energien zu einer Belastung der Stromnetze: begrenzte und unausgelastete Netzanschlusskapazitäten und regionale Engpässe sind an der Tagesordnung. Um Netzüberlastungen zu vermeiden, wird der Netzausbau zwar vorangetrieben, kurzfristig sind jedoch Übergangsmaßnahmen („Netzengpassmanagement“) notwendig.
2025 belief sich das Volumen von Redispatch-Maßnahmen (Reduzierung oder Abregelung der Einspeisung von Erzeugungsanlagen durch die Netzbetreiber) auf 15,6 TWh. 60% davon entfielen auf Erneuerbare-Energie-Anlagen (9,4 TWh).5
Für eine Abregelung dieser Art erhalten Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber einen finanziellen Ausgleich für die entgangenen Einnahmen aus den abgeregelten Energiemengen (Ausfallarbeit). Welchen Einfluss das „Netzpaket“ des BMWE auf die aktuelle Regelung haben könnte, haben wir am 18.02.26 in diesem Artikel berichtet: „Netzpaket“ des BMWE: Was der Referentenentwurf für Netzanschluss, Redispatch 2.0 und EE-Projekte bedeuten könnte.
Batteriespeicher als Schlüsseltechnologie
Aus diesem Grund gewinnen Flexibilitätsoptionen im Stromsystem zunehmend an Bedeutung. Batteriespeicher (Battery Energy Storage Systems = BESS) gelten dabei als Schlüsseltechnologie: Sie können volatile Erzeugung ausgleichen, Systemdienstleistungen bereitstellen und somit zur Netzstabilität beitragen. Batteriespeicher ermöglichen es, Strom im Netz durch gezieltes Be- und Entladen zeitlich zu verschieben und damit systemische Flexibilität direkt zu monetarisieren.
Varianten von Co-Location-Projekten
Die Kombination von BESS ist mit verschiedenen EE-Erzeugungsanlagen möglich. Häufig werden PV-Freiflächenanlagen um BESS ergänzt, aber auch Koppelungen mit PV-Dachanlagen oder Windenergieanlagen fallen unter den Begriff „Co-Location“.
Werden sowohl EE-Anlage als auch BESS neu geplant und errichtet, spricht man von Greenfield-Projekten. Bei Brownfield-Projekten handelt es sich um die Nachrüstung einer bestehenden EE-Anlage durch einen Speicher (Sogenanntes Retrofit).
Weiterhin wird bei Co-Location-Projekten zwischen Grünstrom– oder Graustromspeicher unterschieden. Im Falle von Grünstrom wird der Speicher nur mit dem Strom der EE-Anlage (Grünstrom) geladen und bezieht keinen Netzstrom. Im aktuellen regulatorischen Rahmen bleibt dadurch die volle EEG-Förderfähigkeit des EE-Stroms erhalten.
Bei Graustromspeichern lädt der Speicher zusätzlich zum EE-Strom auch Strom aus dem Netz der allgemeinen Versorgung (Graustrom). Daraus ergeben sich neue Erlöspotenziale aus dem Arbitragehandel. Der zwischengespeicherte Grünstrom verliert im Zuge dessen jedoch nach aktueller Rechtslage seine Förderfähigkeit.
Im Rahmen des MiSpeL-Prozesses der Bundesnetzagentur wird derzeit jedoch eine Festlegung erarbeitet, die eine Abgrenzung der eingespeicherten Grün- und Graustrommengen ermöglichen wird. Somit wird die EEG-Förderung von zwischengespeichertem Grünstrom erhalten bleiben.
Hybride Anlagenkonstellationen führen zu Win-Win-Situation
Während Stand‑Alone‑Batteriespeicher das Arbitragepotenzial durch die zunehmende Preisvolatilität im Day‑Ahead‑ und Intraday‑Markt ausnutzen, wird die Kombination von reinen EE-Erzeugungsprojekte mit einem Speicher zunehmend wirtschaftlich relevant. Deutschland gilt bislang als Spitzenreiter im Bereich Co-Location – basierend auf der Marktgröße und dem großen wirtschaftlichen Potenzial verglichen mit EE-Einzelprojekten6.
Durch die Speicherintegration (Co-Location) lassen sich Einspeisespitzen glätten, Abregelung in Phasen negativer Preise reduzieren und die Profilwertigkeit des erzeugten Stroms erhöhen.
Vor dem Hintergrund verschärfter regulatorischer Rahmenbedingungen – etwa dem Wegfall der Vergütung bei negativen Preisen – sowie sinkender EEG-Fördersätze der letzten Ausschreibungsrunden7 im ersten Segment (PV-Freiflächen) oder Windenergie an Land verändern sich die Erlösbedingungen für Betreiber erneuerbarer Erzeugungsanlagen deutlich. Speicher können dazu beitragen, die Vermarktung des erzeugten Stroms zu optimieren und zusätzliche Erlöspotenziale zu erschließen.
Auch Redispatch-Risiken können durch die Zwischenspeicherung des EE-Stroms reduziert werden.
Zudem senkt die gemeinsame Nutzung vorhandener Infrastruktur Kosten und sorgt dafür, dass der Netzanschluss (und damit die Netze) besser ausgenutzt werden kann. Wir berichteten am 26.02.2026 über die Vorteile von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements) in diesem Artikel: Vom Engpass zur Effizienz: Rechtliche und wirtschaftliche Perspektiven auf Flexible Connection Agreements.
Speicher wandeln damit volatile Erzeugung in planbarere Cashflows um und senken Erlösrisiken für Investoren.
Regulatorische Herausforderungen
Abgesehen von wirtschaftlichen Überlegungen spielt auch stets die Regulatorik im Umfeld von EE-Projekten eine Rolle. Insbesondere muss man derzeit in der Projektplanung den Blick noch stärker als sonst in die Zukunft richten.
Aufgrund der angespannten Situation der Energiewirtschaft und europarechtlichen Vorgaben stehen derzeit einige rechtliche Reformen an – AgNes (die Neuausrichtung der Netzentgeltsystematik mit Einbeziehung von Einspeisern), das Netzpaket der Bundesregierung sowie neue Vorgaben für Baukostenzuschüsse auch für Grünstromspeicher decken neue Chancen und Risiken auf und müssen daher klar beleuchtet werden, bevor ein Projekt umgesetzt wird.
Fazit
Batteriespeicher haben sich sowohl für Greenfield‑ als auch Brownfield‑Projekte zu einem entscheidenden Faktor für Wirtschaftlichkeit und strategische Positionierung entwickelt. Ihre Erlöspotenziale hängen jedoch maßgeblich von Marktmechaniken, Betriebsstrategien und regulatorischen Rahmenbedingungen ab. Aktuelle regulatorische Entwicklungen – etwa bei Netzentgelten, dem Netzpaket oder Baukostenzuschüssen – schaffen dabei neue Chancen und Risiken, die frühzeitig einzuordnen sind.
Als Wegbegleiter beraten wir Sie bei Ihrem Co-Location Batteriespeicherprojekt! Mit unserem interdisziplinären Team unterstützen wir Sie bei regulatorischen Fragestellungen, datenbasierten Marktanalysen und betriebswirtschaftlichen Modellierungen.8
Dafür haben wir unser algorithmusbasiertes Analysetool Energy Prophet entwickelt. Es prognostiziert Erlöse aus dem Arbitragehandel und für Co-Location-Projekte mit EE-Anlagen (Grünstromspeicher)9.
Das Tool macht Erlöspotenziale transparent, quantifizierbar und vergleichbar. Es bildet reale Marktbedingungen, nutzt Preisvolatilität und analysiert systematisch unterschiedliche Erlösquellen. So erhalten Sie eine fundierte Entscheidungsgrundlage für Investitionen, Projektentwicklung und Vermarktungsstrategien – in einem Strommarkt, in dem Flexibilität zunehmend über Wirtschaftlichkeit entscheidet.
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Quellen:
1 Kreisdiagramme zur Stromerzeugung | Energy-Charts
2 Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Negativer Spotmarktpreis – Übersichtstabellen
3 Börsenstrompreise | Energy-Charts
4 Freiwillige Abregelung von erneuerbarer Erzeugung steigt 2025 auf Rekordniveau von knapp 1,75 Terawattstunden – pv magazine Deutschland
5 SMARD | Maßnahmenvolumen im Gesamtjahr stabil
6 Aurora Energy Research: Deutschland attraktivster Co-Location-Markt in Europa – pv magazine Deutschland
7 Bundesnetzagentur – Ausschreibungen
8 Investitionsberatung Batteriespeicher | RÖDL
9 RÖDL Energy Prophet | RÖDL