Die Energiewende schreitet voran – haben PV-Anlagen ohne Batteriespeicher noch eine Zukunft?
Die Energiewende in Deutschland schreitet voran – und damit wächst auch der Anteil der Solarstromerzeugung stetig. Während im Jahr 2022 der maximale monatliche Anteil der solaren Stromerzeugung an der Nettostromerzeugung noch bei 20,3 % lag, waren es im Jahr 2024 bereits 28,3 % und im Jahr 2025 bisher sogar 31,3 % [1].
Mit dem steigenden Anteil an Solarstrom sinkt jedoch der sogenannte Marktwert Solar – also der durchschnittliche Preis, den Solarstrom am Strommarkt erzielt. Vergleicht man den allgemeinen durchschnittlichen Marktwert (siehe Bild 1) mit dem spezifischen Marktwert für Solarstrom (siehe Bild 2), zeigen sich insbesondere in den Jahren 2024 und 2025 folgende Entwicklungen:
- Der Marktwert Solar sinkt vor allem in den Monaten von Frühling bis Herbst deutlich und erreichte im April 2025 mit 3,04 ct/kWh einen historischen Tiefstand.
- Der allgemeine durchschnittliche Marktwert hingegen ist weniger stark vom Solarstrom beeinflusst und sank im Jahr 2025 beispielsweise nur halb so stark wie der Marktwert Solar.
Diese sinkenden Erlöse für Solarstrom sind besonders wichtig im Hinblick auf die Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Denn über die sogenannte Marktprämie wird die Differenz zwischen dem anlagenspezifischen anzulegenden Wert und dem tatsächlichen Marktwert Solar ausgeglichen. Dadurch konnte in der Vergangenheit die Wirtschaftlichkeit und Refinanzierung von Solaranlagen sichergestellt werden – ein Aspekt, der bei weiter sinkenden Marktwerten immer mehr unter Druck gerät.
Der Einfluss von Solarstrom auf die Strompreise an der Börse lässt sich besonders gut in sogenannten Heatmaps erkennen. Diese zeigen deutlich: Von Frühling bis Herbst sowie zwischen Vormittag und Nachmittag führt die starke solare Erzeugung zu einem spürbaren Rückgang der Strompreise.
Auffällig ist auch, dass die Anzahl negativer Strompreise stark zunimmt – also Zeiten, in denen Stromüberschuss herrscht und Erzeuger Geld dafür zahlen müssen, dass ihr Strom abgenommen wird. Dieser Effekt wird hauptsächlich durch die Solarstromproduktion verursacht und tritt inzwischen nicht mehr nur am Wochenende, sondern auch unter der Woche auf. Das hat zur Folge, dass Anlagen häufiger abgeregelt werden müssen.
Im Gegensatz dazu steigen die Strompreise in den Morgen- und Abendstunden, wenn wenig oder kein Solarstrom erzeugt wird. Dann erreichen die Preise oft 15 bis 20 ct/kWh.
Was bedeutet das für die Refinanzierbarkeit?
Sehr niedrige oder sogar negative Strompreise an der Börse stellen für Betreiber von erneuerbaren Energieanlagen ein Problem dar – insbesondere mit Blick auf die Wirtschaftlichkeit und Refinanzierbarkeit der Anlagen. Negative Preise entstehen, wenn das Stromangebot – vor allem durch erneuerbare Energien – die Nachfrage übersteigt. In Verbindung mit der Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) (z. B. über die Marktprämie oder Einspeisevergütung) und der Tatsache, dass viele kleine PV-Anlagen nicht abschaltbar sind, kann es zu einer Überproduktion kommen.
Wenn der Börsenstrompreis über einen Zeitraum von sechs Stunden oder mehr bei null oder darunter liegt, dann entfällt für größere Anlagen in diesem Zeitraum die Marktprämie. Das bedeutet: Keine EEG-Förderung für diese Stunden – die finanzielle Absicherung greift nicht mehr, was die Refinanzierung der Anlage deutlich erschwert.
Die Heatmap in Bild 3 macht außerdem deutlich, dass es dem Energiesystem an Flexibilität fehlt. Der Börsenstrompreis zeigt hier, wo Anreize für flexible Stromnutzung – etwa durch verschiebbare Lasten oder Stromspeicher – vorhanden sind.
Besonders im Bereich Batteriespeicher wird aktuell viel diskutiert. Manche sprechen bereits von einem „Batterie-Tsunami“, der auf Deutschland zukommt. Dieser wird vor allem durch zwei Faktoren begünstigt:
- Attraktive Arbitragemöglichkeiten an den Strommärkten (also günstiger Strombezug und teurer Verkauf zu einem späteren Zeitpunkt)
- Sinkende Kapazitätskosten von Batteriespeichern, die deren Einsatz wirtschaftlich immer interessanter machen
Zwischen 2022 und 2025 sind die Kosten für Batteriespeicher um rund 40 % gesunken [4]. Schon im Jahr 2025 wird erwartet, dass deutsche Batteriehersteller ihre Speicher zu einem Kapazitätspreis von 150 bis 250 €/kWh anbieten können. Gleichzeitig erzielen Batteriespeicher auf dem Markt beachtliche Einnahmen: In der klassischen Vermarktung über die Strombörse (standalone) liegt der Jahresumsatz bei etwa 80.000 €/MWh, In der kombinierten Vermarktung (Strombörse + Regelleistung, sogenannte cross-market Optimierung) sind es sogar rund 170.000 €/MW. Das bedeutet: Batteriespeicher können sich bereits nach nur 2 bis 3 Jahren vollständig refinanzieren – ein wirtschaftlich sehr attraktives Modell.
Alleiniger Netzanschluss oder gemeinsame Nutzung mit PV-Anlage?
In der Praxis ist die Integration von Batteriespeichern ins Energiesystem oft deutlich komplizierter als gedacht – vor allem bei Großbatteriespeichern. Diese haben häufig mit fehlenden Netzanschlüssen, langen Bearbeitungszeiten bei Netzbetreibern und Vorbehalten zu kämpfen. Einfacher ist die Integration, wenn die Speicher gemeinsam mit bestehenden PV-Anlagen betrieben werden – sogenannte colocated-Batteriespeicher. Hier nutzen Batterie und PV-Anlage denselben Netzanschluss. Das hat mehrere Vorteile:
Die Genehmigung erfolgt schneller und Vorbehalte der Netzbetreiber lassen sich abbauen.
Der Netzanschluss wird gezielt überbaut, das heißt: Die kombinierte Leistung von PV und Speicher liegt über der eigentlich vereinbarten Netzanschlussleistung.
Für die Vermarktung solcher Systeme gibt es verschiedene Modelle, zum Beispiel:
- Projektumsetzung im Rahmen einer Innovationsausschreibung [5]
- Projektumsetzung im Sinne einer Standalone-Vermarktung, bei der der Speicher auch Strom aus dem Netz bezieht
- Projektumsetzung mit PV-Shifting des Batteriespeichers
Solche Modelle werden meist für Batteriespeicher ab einer Leistung von 100 kW eingesetzt.
Wie kann Energiekoppler unterstützen?
Energiekoppler ist Anbieter von Virtuellen Kraftwerken und übernimmt damit eine zentrale Schnittstellenfunktion zwischen Direktvermarktern, Flexibilitätsvermarktern und den steuerbaren Anlagen (Assets). Dadurch spielen wir eine Schlüsselrolle bei der Integration und Vermarktung von Anlagen.
Wir arbeiten eng mit führenden Direkt- und Flexibilitätsvermarktern wie z.B. SUENA, Flexpower, Enspired oder Entrix zusammen. So können wir eine schnelle und reibungslose Anbindung der Anlagen und deren Vermarktung sicherstellen.
Darüber hinaus übernehmen wir zunehmend Aufgaben klassischer Energiemanagementsysteme, insbesondere wenn es um die Vermarktung von behind-the-meter Flexibilitäten geht – also Flexibilitätspotenzialen, die sich hinter dem Netzanschlusspunkt befinden, etwa bei Gewerbe- oder Industriekunden.
Quellen:
[1] https://www.energy-charts.info/charts/renewable_share/chart.htm?l=de&c=DE&share=solar_share_total&year=2025&legendItems=01 (Abrufdatum 02.06.2025)
[2] https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Marktwert%C3%BCbersicht (Abrufdatum: 02.06.2025)
[3] https://www.energy-charts.info/charts/price_heatmaps/chart.htm?l=de&c=DE&year=2024 (Abrufdatum: 02.06.2025)
[4] https://www.gs.de/de/articles/energiewende-die-preise-fuer-elektrobatterien-fallen-schneller-als-erwartet (Abrufdatum: 02.06.2025)
