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Co-Location von Batteriespeichern und EE-Anlagen: Strategische Chancen für Stadtwerke & Energieversorger
- Batteriespeicher können die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuer EE-Anlagen steigern.
- Dynamische Entwicklungen am Strommarkt und im regulatorischen Umfeld schaffen Chancen und Risiken.
- Unser Analysetool „Energy Prophet“ simuliert Erlöse für fundierte Co-Location-Entscheidungen.
Die Energiewirtschaft befindet sich in einer Phase tiefgreifender Transformation. Mit dem kontinuierlichen Ausbau Erneuerbarer Energien steigen die Anforderungen an die Integration dieser volatilen Erzeuger in das Stromsystem. Für Stadtwerke und Energieversorger ergeben sich daraus neue Herausforderungen: starke Preisvolatilitäten an den Strommärkten, wachsende Anforderungen an die Netzstabilität, begrenzte Netzanschlusskapazitäten sowie steigende Kosten für Netzengpassmanagement und Redispatch.
Die Integration eines Batteriespeichers (Co-Location) kann hier zusätzliche Flexibilität erschließen und neue Erlöspotenziale eröffnen.
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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 (EE), 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 Stadtwerke und Energieversorger erhöhen diese Entwicklungen die Anforderungen an das Portfolio- und Risikomanagement. Zudem steigt die Bedeutung von Flexibilitätsoptionen, um Stromerzeugung und Vermarktung besser auf Preissignale auszurichten.
Abbildung 1: Entwicklung Börsenstrompreise in Deutschland KW 26 2026. Quelle: Energy-Charts.info; Datenquelle: ENTSO-E, Netztransparenz, EPEX SPOT
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 freiwillig 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 Dies betrifft auch Stadtwerke, die immer mehr eigene EE-Projekte entwickeln oder bestehende Anlagen wirtschaftlich optimieren müssen.
Zudem führt der fortschreitende Ausbau Erneuerbarer Energien zu einer Belastung der Stromnetze und Herausforderung für Energieversorger: 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 EE-Anlagen (9,4 TWh).⁵
Netzbetreiber müssen für eine Abregelung dieser Art einen finanziellen Ausgleich für die entgangenen Einnahmen aus den abgeregelten Energiemengen (Ausfallarbeit) an die Anlagenbetreiber zahlen. Welchen Einfluss das „Netzpaket“ des BMWE auf die aktuelle Regelung haben könnte, haben wir am 18.2.26 in diesem Artikel¹⁰ berichtet.
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 Brown-field-Projekten handelt es sich um die Nachrüstung einer bestehenden EE-Anlage durch einen Speicher (sogenanntes Retrofit).
Insbesondere Brownfield-Projekte gewinnen für Stadtwerke an Bedeutung. Viele kommunale Versorger verfügen bereits über Wind- oder PV-Anlagen, deren Wirtschaftlichkeit durch die Nachrüstung eines Batteriespeichers verbessert werden kann. Gleichzeitig lassen sich bestehende Netzanschlüsse und Infrastrukturkomponenten effizienter nutzen, wodurch zusätzliche Investitionen in Netzanschlüsse teilweise vermieden werden können.
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-Erzeugungsprojekten 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 von EE-Anlagen 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. Dies könnte im Zuge der aktuellen Diskussion um einen Redispatch-Vorbehalt künftig auch aus Betreibersicht noch stärker an Bedeutung gewinnen.
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 26.2.2026 über die Vorteile von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (Flexible Connection Agreements) in diesem Artikel¹¹.
Speicher erhöhen damit die wirtschaftliche Resilienz von EE-Projekten und unterstützen Stadtwerke dabei, Erzeugungsportfolios langfristig stabiler und planbarer zu betreiben.
Regulatorische Herausforderungen
Abgesehen von wirtschaftlichen Überlegungen spielt auch immer die Regulatorik im Umfeld von EE-Projekten eine Rolle. So ist stets § 7 Abs. 1 S. 2 EnWG im Auge zu behalten, der nicht entflochtenen Netzbetreibern den Betrieb von Speichern grundsätzlich untersagt. Darüber hinaus muss man im Moment 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 entwickeln sich zunehmend zu einem strategischen Baustein der Energiewende. Für Stadtwerke und Energieversorger bieten marktgerichtete Co-Location-Projekte die Möglichkeit, die Wirtschaftlichkeit von EE-Erzeugungsanlagen zu erhöhen, vorhandene Netzanschlüsse effizienter zu nutzen und zusätzliche Flexibilitätsoptionen zu erschließen.
Erfolgreiche Projekte erfordern jedoch eine fundierte Bewertung der wirtschaftlichen Potenziale sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen.
Als Wegbegleiter beraten wir Sie bei Ihrem Co-Location-Batteriespeicherprojekt! Mit unserem interdisziplinären Team unterstützen wir Sie bei rechtlichen Fragestellungen, datenbasierten Marktanalysen und betriebswirtschaftlichen Modellierungen⁸.
Dafür haben wir unser algorithmusbasiertes Analysetool Energy Prophet entwickelt. Es ermittelt Erlöse aus dem Arbitragehandel und für Co-Location-Projekte mit EE-Anlagen (Grünstromspeicher)⁹ auf Basis historischer Strompreise und zukünftiger Preisentwicklungen.
Das Tool macht Erlöspotenziale transparent, quantifizierbar und vergleichbar. Es bildet reale Marktbedingungen ab, 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.
Wir freuen uns auf Ihre Anfrage.
RÖDL Energy Prophet
Aus Marktdaten wird Entscheidungssicherheit.
Unser algorithmusbasiertes Analysetool macht Erlöspotenziale von Batteriespeichern transparent. So erkennen Sie frühzeitig, welche Erlöse realistisch sind und wie sich unterschiedliche Szenarien auf die Wirtschaftlichkeit Ihres Speicherprojekts auswirken.
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1 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE – Energy-Charts: https://www.energy-charts.info/charts/energy_pie/chart.htm?l=de&c=DE&interval=year&year=2025&source=public.
2 Netztransparenz – Übertragungsnetzbetreiber: https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Negativer-Spotmarktpreis-%C3%9Cbersichtstabellen.
3 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE – Energy-Charts: https://www.energy-charts.info/charts/price_spot_market/chart.htm?l=de&c=DE&year=2026&legendItems=ky5&interval=year.
4 pv magazine Deutschland: https://www.pv-magazine.de/2026/02/02/freiwillige-abregelung-von-erneuerbarer-erzeugung-steigt-2025-auf-rekordniveau-von-knapp-175-terawattstunden/.
5 SMARD – Strommarktdaten der Bundesnetzagentur: https://www.smard.de/page/home/topic-article/216804/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil.
6 pv magazine Deutschland: https://www.pv-magazine.de/2026/05/11/aurora-energy-research-deutschland-attraktivster-co-location-markt-in-europa/.
7 Bundesnetzagentur: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Ausschreibungen/start.html.
8 RÖDL: https://www.roedl.com/energie-infrastruktur/erneuerbare-energien-transformation/investitionsberatung-batteriespeicher/.
9 RÖDL: https://www.roedl.com/energie-infrastruktur/erneuerbare-energien-transformation/investitionsberatung-batteriespeicher/roedl-energy-prophet/.
10 RÖDL: https://www.roedl.com/insights/netzpaket-bmwe-referentenentwurf-netzanschluss-redispatch-2-0-ee-projekte/.
11 RÖDL: https://www.roedl.com/insights/rechtliche-und-wirtschaftliche-perspektiven-flexible-connection-agreements/.