Da der größte europäische Strommarkt mit einer Netzanschlusskrise konfrontiert ist, erweisen sich Energiespeichersysteme (ESS) an verschiedenen Standorten als entscheidender Weg zur Erschließung des Solarpotenzials, zur Maximierung der Einnahmen und zur Gewährleistung der Systemstabilität. Diese umfassende Analyse befasst sich mit den strategischen, technischen und regulatorischen Voraussetzungen für den Erfolg in der neuen Ära der integrierten Energieanlagen.
Veröffentlicht am 11. Februar 2026
1. Zusammenfassung: Die unvermeidliche Verlagerung zur Co-Location
Die deutsche Energielandschaft befindet sich an einem Wendepunkt. Mit einer schwindelerregenden Solarkapazität von 104 GW Das traditionelle Modell des Einsatzes eigenständiger, groß angelegter Batteriespeichersysteme (BESS) stößt aufgrund der tiefgreifenden Marktdynamik auf ein grundlegendes Hindernis: die Erschöpfung der Netzanschlusspunkte. Mehr als 78 GW an genehmigten Projekten stehen in der Warteschlange und monopolisieren effektiv die verfügbare Netzkapazität bis etwa 2030. Diese Netzsperre fällt mit einem dringenden Marktbedürfnis zusammen: Die Solareinfangraten sind aufgrund der Kannibalisierung der Mittagspreise von 98% im Jahr 2022 auf etwa 54% im Jahr 2025 gesunken, und bedroht damit die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuer PV-Anlagen.
Diese Konvergenz der Herausforderungen katalysiert eine endgültige Marktverschiebung von politikgesteuerten Subventionen hin zu einer ausgeklügelten, marktbasierten Optimierung. Die Lösung, die sich immer mehr durchsetzt, ist die gemeinsame Nutzung von Batteriespeichern und PV-Anlagen (PV+BESS). Durch die gemeinsame Nutzung eines einzigen Netzanschlusses umgehen diese hybriden Projekte die Warteschlange für den Netzanschluss, verbessern die Nutzung der bestehenden Infrastruktur und verwandeln Solarstromabschaltungen von Einnahmeverlusten in eine Chance zur Wertschöpfung. Unterstützt durch sich entwickelnde Vorschriften wie das MiSpeL (Market Integration of Storage Systems and Charging Points) Rahmenwerk, die hybride "graue und grüne" Betriebsmodelle ermöglicht, ist die Kolokation keine Alternative mehr, sondern eine Notwendigkeit für einen rentablen, netzresistenten Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland.
2. Der deutsche Marktimperativ: Wachstum, Stillstand und Preisvolatilität
Deutschland ist nicht nur der größte Strommarkt in Europa, sondern auch der dynamischste und komplexeste. Die BESS-Flotte verzeichnete im Jahr 2025 ein Rekordwachstum von 842 MW auf 2,4 GW, und die Pipeline deutet auf eine mögliche Verdreifachung der Kapazität hin. Dieses Wachstum wird jedoch in zunehmendem Maße nicht durch Technologie oder Kapital, sondern durch den Netzzugang behindert.
Der Engpass beim Netzanschluss: Ein harter Brocken für Standalone-BESS
Die Möglichkeit für neue, eigenständige Speicherprojekte im Gigawattbereich, die feste Netzanschlussverträge anstreben, ist für dieses Jahrzehnt praktisch verschwunden. Die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber (ÜNB/DSO) haben nur begrenzte Kapazitäten für die Integration neuer großer, netzgeladener Anlagen. Dies hat zum Aufkommen flexibler Anschlussvereinbarungen (FCAs) geführt, die einen schnelleren Zugang im Gegenzug für die Akzeptanz von Betriebsbeschränkungen wie Import-/Exportobergrenzen oder Rampengeschwindigkeitsbegrenzungen bieten. Diese Beschränkungen ermöglichen zwar den Einsatz, können aber die Einnahmen eines BESS über die gesamte Lebensdauer um 10-13%, und erodieren die Projektrenditen.
Die Solar-Kannibalisierungskrise und die Arbitrage-Gelegenheit
Der Erfolg der deutschen Energiewende hat eine neue Herausforderung geschaffen. An sonnigen Tagen überschwemmt die überschüssige Solarstromerzeugung das Netz und treibt die Day-Ahead-Preise in den negativen Bereich oder auf extreme Tiefststände. Die Spanne zwischen den niedrigen Mittagspreisen und den hohen Abendspitzen hat sich von 30 €/MWh im Jahr 2019 auf über 130 €/MWh im Jahr 2024 vergrößert. Für eine reine Solaranlage bedeutet dies einen erheblichen Ertragsrückgang. Für eine Anlage, die mit einem Speicher gekoppelt ist, stellt dies die zentrale Arbitragemöglichkeit dar: Einfangen von billigem oder negativ bepreisten Solarstrom und Einspeisung in Hochpreisphasen.
Tabelle 1: Die doppelte Herausforderung des deutschen Marktes: Netzbeschränkungen vs. Preisvolatilität
3. Co-Located Storage: Die endgültige Lösung für netzgebundene Märkte
Co-Location bezieht sich auf die strategische Kopplung eines BESS mit einer Erzeugungsanlage, in der Regel einer PV-Anlage, an einem gemeinsamen Netzanschlusspunkt. Sie befasst sich mit dem zentralen Dilemma der Nutzer: Wie kann man eine neue oder bestehende PV-Anlage mit einem Speicher ergänzen, um Netzengpässe zu vermeiden, Beschneidungen zu verhindern und die Rendite zu steigern.
Greenfield vs. Brownfield: Zwei strategische Pfade
- Brownfield Co-location (Nachrüstung): Hinzufügen eines BESS zu einer bereits in Betrieb befindlichen PV-Anlage. Dies ist oft der schnellste Weg zur Marktreife und maximiert die Nutzung eines bestehenden Netzanschlusses. Der Hauptwert liegt in der Optimierung der Solarleistung, der Reduzierung von Einschränkungen und der Teilnahme an Märkten mit der gespeicherten Solarenergie..
- Co-Location auf der grünen Wiese: Entwicklung eines neuen, integrierten PV+BESS-Projekts von Grund auf. Dies ermöglicht eine optimale Dimensionierung, Technologieauswahl und Systemauslegung (z. B. AC- vs. DC-Kopplung), um von Anfang an bestimmte Einnahmequellen zu erschließen.
Operative Modelle: Grün, Grau und der revolutionäre Hybrid
Die Betriebsvorschriften für die Gebührenquelle des BESS bestimmen sein Einnahmepotenzial und seine rechtliche Behandlung.
1. Grüne Speicherung (nur Entladung): Das BESS kann nur von der PV-Anlage am gleichen Standort geladen werden. Er kann keinen Strom aus dem Netz beziehen. Dieses Modell umgeht die Warteschlangen im Netz oft vollständig, ist aber betrieblich restriktiv und schränkt die Teilnahme an Märkten wie FCR und vollständiger aFRR ein, was zu niedrigeren Renditen führt (IRR ~6%).
2. Graue Speicherung (Netzaufladung): Das BESS kann sowohl von der PV als auch vom Netz geladen werden. Dies bietet maximale betriebliche Flexibilität und ermöglicht die vollständige Teilnahme an allen Großhandels- und Ausgleichsmärkten mit Renditen (12-14% IRR), die denen von Einzelanlagen nahe kommen. Die Sicherung eines Netzanschlusses für dieses Modell ist nun die größte Herausforderung.
3. Hybridmodell (unter MiSpeL): Die bevorstehenden MiSpeL-Regeln sind ein Wendepunkt. Sie werden es ermöglichen, dass ein einziges Speichersystem dynamisch zwischen "grünem" und "grauem" Modus wechseln kann. So könnte sie beispielsweise als "grün" betrieben werden, um eine Prämie für Solarenergie zu erhalten, und dann auf "grau" umgeschaltet werden, um nachts netzstabilisierende Dienste zu leisten. Dieser "Best-of-both-worlds"-Ansatz kann erhebliche neue Werte freisetzen.
*Tabelle 2: Vergleichende Analyse der Co-Location-Betriebsmodelle*
| Modell | Netzzugangsanforderung | Wichtige Einnahmequellen | Vorteile | Benachteiligungen | Typischer Projekt-IRR |
| Grün (nur Entladung) | Minimal; nutzt oft bestehende PV-Anschlüsse. | Solararbitrage, begrenzte aFRR (positiv), Innovation Ausschreibungsprämie. | Schnellste Bereitstellung, Vermeidung von Netzwarteschlangen, Anspruch auf spezifische Subventionen. | Stark eingeschränkter Betrieb, geringeres Ertragspotenzial. | ~6% (bis zu ~13% mit Innovation Tender) |
| Grau (Grid-Charging) | Neue oder erweiterte Anschlussvereinbarung. | Vollständige Arbitrage, FCR, aFRR, mFRR, Trägheit. | Maximales Ertragspotenzial, volle Netzdienstleistungsfähigkeit. | Die Netzanbindung ist knapp und langsam; möglicherweise ist eine FCA mit Einschränkungen erforderlich. | 12-14% |
| Hybrid (MiSpeL) | Wahrscheinlich aufgrund der zugrunde liegenden Verbindung. | Dynamische Stapelung aller grünen und grauen Ströme. | Optimiert den Wert pro MWh; passt sich an Marktsignale an; zukunftssicher. | Komplexität der Vorschriften; erfordert ein ausgeklügeltes UMS. | Voraussichtlich höchster Wert |
4. Der Wertstapel: Optimierung des Umsatzes in einer Multi-Market-Umgebung
Die Rentabilität eines BESS an einem Standort hängt von einer Strategie zur Optimierung der Einnahmen auf mehreren Märkten ab. Ein ausgeklügeltes Energiemanagementsystem (EMS) muss die Kapazität der Batterie dynamisch und in jedem Moment der Gelegenheit mit dem höchsten Wert zuweisen.
1. Kernmärkte für deutsche BESS:
- Großhandelsarbitrage (Day-Ahead & Intraday): Die Grundlage. Verlagerung der Solarenergie von Niedrigpreis- zu Hochpreisperioden. Der deutsche Intraday-Markt ist der liquideste in Europa, mit extremer Volatilität und hohen Gewinnen.
- Frequenzregelung (FCR & aFRR): Traditionelle hochwertige Dienste. Obwohl die Märkte schrumpfen, bleiben sie wichtig für die Grundeinnahmen.
- Manuelle Frequenzwiederherstellungsreserve (mFRR) & Trägheit: Die neue Grenze. Ab 2026 wird es ein neues marktbasiertes Produkt für die Beschaffung von Trägheit geben, das 8k-€17k pro MW und Jahr für Batterien mit netzbildenden Wechselrichtern bietet. Dies stellt eine erhebliche, standortabhängige Einnahmeerhöhung dar.
2. Die entscheidende Rolle von Systemdesign und -dimensionierung:
Die Wahl zwischen wechselstromgekoppelten und gleichstromgekoppelten Systemen sowie die Speicherdauer wirken sich direkt auf den Erlösmix aus. Während in der Anfangszeit 1-Stunden-Systeme dominierten, geht der Trend eindeutig zu 2-Stunden- und sogar 4-Stunden-Systemen, um längere Preisspannen zu nutzen und mehr Netzdienstleistungen zu erbringen. Für groß angelegte Industrie- und Versorgungsanwendungen bieten Containerlösungen das perfekte Gleichgewicht aus Leistung, Energiedichte und Einsatzfähigkeit. So ist beispielsweise ein luftgekühltes 40-Fuß-Container-ESS (1-2 MWh) ideal für die schnelle Bereitstellung auf Brachflächen, während hochdichte 20-Fuß-Container-ESS mit Flüssigkeitskühlung (3-5 MWh) die Energiespeicherung auf kleiner Fläche für Megaprojekte auf der grünen Wiese maximieren. Entdecken Sie robuste Lösungen für Versorgungsunternehmen wie unser kommerzielles 500KW-Hybrid-Solarsystem, das für die nahtlose Integration von PV+BESS entwickelt wurde.
5. Fallstudie: Projekt Jupiter - Eine Blaupause für Hyperscale Co-Location
Die jüngste Transaktion mit dem "Projekt Jupiter" von WBS Power liefert eine konkrete Blaupause für die Zukunft. Dieses Projekt, das Ende 2025 an die Prime Capital AG verkauft wurde, ist das bis dato größte Projekt in Deutschland, das an einem Standort realisiert wurde: 500 MW / 2.000 MWh BESS gepaart mit 150 MWp PV-Anlagen auf einem ehemaligen Flugplatz in Brandenburg.
Strategische Schlüsselerkenntnisse aus dem Projekt:
- Gemeinsamer Netzanschluss: Beide Anlagen werden über einen einzigen Anschlusspunkt in das 380-kV-Netz eingespeist, so dass kein separater Anschluss für das BESS erforderlich ist, der in der Warteschlange steht..
- Wert über Energie hinaus: Das Projekt umfasst auch Pläne für ein 500-MW-Hyperscale-Rechenzentrum, das eine "Hinter-dem-Zähler"-Ankerlast schafft und die Synergie zwischen erneuerbarer Erzeugung, Speicherung und digitaler Infrastruktur demonstriert.
- Vorausschauende Beschaffung: Um einen frühzeitigen Netzanschluss zu gewährleisten, vereinbarten die Partner eine beschleunigte Beschaffung von Produkten mit langer Vorlaufzeit wie Transformatoren, und unterstreicht damit die Bedeutung eines proaktiven Lieferkettenmanagements in einem angespannten Umfeld.
Dieses Projekt ist ein Beispiel dafür, dass die Kolokation nicht nur eine Lösung für Netzprobleme ist, sondern ein überlegenes Modell für die Entwicklung einer widerstandsfähigen Energieinfrastruktur mit mehreren Einnahmequellen.
6. Die Umsetzung Ihrer Co-Location-Strategie: Ein schrittweiser Ansatz
Um erfolgreich zu sein, muss man vom Konzept zum bankfähigen Projekt gelangen. Hier ist ein strukturierter Ansatz:
1. Standort- und Netzbewertung: Für Brachflächen: Analyse historischer Daten zu Solarstromabschaltungen und Netzeinspeisungen. Führen Sie bei Neuanlagen Machbarkeitsstudien für das Netz durch. Frühzeitige Kontaktaufnahme mit dem DSO/TSO, um die Möglichkeiten und Beschränkungen der FCA zu verstehen.
2. Technoökonomische Modellierung: Optimale Dimensionierung des BESS auf der Grundlage des PV-Profils, der gewünschten Einnahmeströme (Arbitrage vs. Hilfsdienste) und der Netzbeschränkungen. Modellierung verschiedener Betriebsarten (Grün/Grau/Hybrid) im Rahmen von MiSpeL.
3. Technologie- und Partnerauswahl: Wählen Sie auf der Grundlage technischer und wirtschaftlicher Faktoren zwischen AC- und DC-Kopplung. Wählen Sie ein EMS, das in der Lage ist, mehrere Märkte zu optimieren. Arbeiten Sie mit einem Anbieter zusammen, der echte Dienstleistungen über den gesamten Lebenszyklus hinweg anbietet, von der Planung und Finanzierung bis hin zu langfristigen Betriebs- und Wartungsarbeiten und Leistungsgarantien.
4. Finanzierung und Ertragsstapelung: Strukturierung der Finanzierung auf der Grundlage einer gemischten Einnahmeprognose. Prüfen Sie Unterstützungsmechanismen wie Innovationsausschreibungen für grüne Konfigurationen. Entwickeln Sie eine klare Abnahme- oder Handelsrisikostrategie, die von Kreditgebern gezeichnet werden kann..
7. Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Q1: Meine bestehende PV-Anlage wird häufig abgeschaltet. Kann der Einbau eines Speichers dieses Problem lösen und rentabel sein?
A: Auf jeden Fall. Dies ist ein hervorragender Anwendungsfall für die Kollokation von Brachflächen. Das Speichersystem fängt die Energie auf, die andernfalls gedrosselt würde, und ermöglicht es Ihnen, sie in Zeiten höherer Preise zu verschieben. Dadurch werden verlorene Einnahmen direkt in neue Einnahmen umgewandelt. Die Rentabilität hängt vom Ausmaß der Einschränkung, der erzielten Preisspanne und dem gewählten Betriebsmodell ab. Eine detaillierte standortspezifische Analyse ist der erste Schritt.
F2: Wie verändert die bevorstehende MiSpeL-Verordnung den Business Case für Kollokation?
A: MiSpeL ist transformativ. Es entfernt sich von der starren Klassifizierung "nur grün" oder "nur grau". Durch die Zulassung gemischter Betriebsmodelle, Ein einzelnes Speichersystem kann eine Prämie für gespeicherte Solarenergie erwirtschaften. und mit Netzstrom an den lukrativen Märkten für Netzdienstleistungen teilnehmen. Diese Flexibilität verringert das Projektrisiko erheblich und erhöht die zu erwartenden Renditen, so dass sich Kollokationsprojekte besser finanzieren lassen.
F3: Was ist das größte Einzelrisiko bei der Entwicklung eines PV+BESS-Projekts in Deutschland heute?
A: Abgesehen von der Herausforderung des universellen Netzanschlusses ist das Hauptrisiko die Unsicherheit des Erlösmodells. Der Markt verlagert sich rasch von stabilen Zahlungen für Hilfsdienste zu handelsgesteuerter Arbitrage. Dies erfordert anspruchsvollere operative Strategien und birgt ein höheres Marktrisiko. Abhilfe schaffen fortschrittliche KI-gestützte Handelsplattformen, Speicher mit längerer Laufzeit, um mehr Möglichkeiten zu nutzen, und möglicherweise eine teilweise Absicherung der Einnahmen durch PPAs für Unternehmen.
F4: Gibt es standardisierte, skalierbare Lösungen zur Beschleunigung von Projektlaufzeiten?
A: Ja. Die Branche entwickelt sich hin zu vorgefertigten Speicherlösungen in Containern, die die Bauzeit und Komplexität vor Ort drastisch reduzieren. Für umfassende Lösungen, die Erzeugung und Speicherung von Anfang an integrieren, sollten Sie unser spezielles Portfolio an Solar-Photovoltaik-Energiespeichersystemen in Betracht ziehen, das auf Skalierbarkeit und schnellen Einsatz ausgelegt ist.
8. Schlussfolgerung: Die integrierte Zukunft ist jetzt
Die Ära der isolierten Energieprojekte in Deutschland weicht einem neuen Paradigma von integrierten, multifunktionalen Energiezentren. Der Eckpfeiler dieses Übergangs ist die Kombination von Solar- und Speicheranlagen an verschiedenen Standorten. Sie sind eine direkte, wirtschaftlich tragfähige Antwort auf Netzengpässe, die Kannibalisierung der Solarenergie und den wachsenden Bedarf an Netzstabilitätsdienstleistungen.
Die Zukunft gehört Projekten, die ihren Wert über Erzeugung, Speicherung und Verbrauch hinweg dynamisch optimieren können. Der Erfolg wird von tiefgreifenden Marktkenntnissen, hochentwickelten Optimierungstechnologien und Partnern abhängen, die den gesamten Projektlebenszyklus beherrschen - von der Konzeption über die Netzverhandlung bis hin zum langfristigen, KI-gesteuerten Asset Management.
Bei MateSolar verkörpern wir dieses Ethos als Anbieter von PV- und Energiespeicherlösungen aus einer Hand. Wir arbeiten mit Entwicklern und Anlagenbesitzern zusammen, um nicht nur Hardware, sondern ausgereifte, integrierte "PV+Storage"-Lösungen und Dienstleistungen für den gesamten Lebenszyklus zu liefern. Von anfänglichen Machbarkeitsstudien und Systemdesign mit optimaler Technologie wie unseren hochdichten ESS in Containern bis hin zu Finanzmodellen, EPC und laufenden ertragsmaximierenden Betriebs- und Wartungsarbeiten ist es unsere Aufgabe, die Herausforderungen des Netzes und des Marktes in Ihre profitabelsten Chancen zu verwandeln. Das Energiesystem ist im Umbruch; lassen Sie uns gemeinsam die Zukunft gestalten.
Dieser Artikel dient zu Informationszwecken und spiegelt die Marktdynamik im Februar 2026 wider. Die regulatorischen und Marktbedingungen können sich ändern. Für spezifische Projekte sollte professioneller Rat eingeholt werden.