Erneuerbare Energien liefern immer größere Mengen Strom, aber nicht immer zu den Zeiten, in denen dieser am meisten wert ist. Photovoltaikanlagen erzeugen ihre höchsten Leistungen häufig am Mittag. Gleichzeitig führt das große Stromangebot zu niedrigen oder negativen Börsenpreisen und kann bestehende Netzanschlüsse an ihre Grenzen bringen. Grünstromspeicher setzen genau hier an: Sie speichern einen Teil der erneuerbaren Erzeugung zwischen und speisen ihn zu einem späteren, wirtschaftlich günstigeren Zeitpunkt ins Netz ein. Dieser Beitrag erklärt die Funktionsweise und ordnet aktuelle Marktreferenzwerte für mögliche Brutto-Mehrerlöse ein.
Was ist ein Grünstromspeicher?
Als Grünstromspeicher wird hier ein Batteriespeicher bezeichnet, der unmittelbar mit einer Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien gekoppelt ist, beispielsweise mit einer Photovoltaik- oder Windkraftanlage. Anders als ein Heimspeicher für den Eigenverbrauch dient er vor allem dazu, erneuerbaren Strom zeitlich flexibel ins Netz einzuspeisen.
Ein Teil der Erzeugung wird nicht sofort vermarktet, sondern zunächst in der Batterie gespeichert. Der Speicher kann die Energie später wieder abgeben, wenn die Börsenpreise höher liegen oder am gemeinsamen Netzanschluss wieder Einspeisekapazität verfügbar ist. Erzeugung und Einspeisung werden dadurch zeitlich teilweise entkoppelt.
Kennzeichnend für den hier betrachteten Grünstrombetrieb ist die Ladebeschränkung: Der Speicher wird ausschließlich mit Strom aus der angeschlossenen erneuerbaren Erzeugungsanlage geladen. Unter den Voraussetzungen der Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Absatz 3a EEG kann der Förderanspruch für den zwischengespeicherten erneuerbaren Strom erhalten bleiben. Die konkrete Förderfähigkeit hängt jedoch vom Messkonzept und von der jeweiligen Anlagenkonstellation ab.
Stromflüsse im Grünstromspeicher
Co-Location
Schematische Darstellung. Speicher und Erzeugungsanlage können einen Netzverknüpfungspunkt gemeinsam nutzen. Das konkrete Anschluss-, Mess- und Schutzkonzept muss mit dem zuständigen Netzbetreiber abgestimmt werden.
Die Ladebeschränkung reduziert die Zahl möglicher Ladefenster und begrenzt den Zugang zu einzelnen Vermarktungsprodukten. Die gemeinsame Nutzung eines Netzverknüpfungspunkts kann die Integration erleichtern. Sie ersetzt jedoch weder die Netzverträglichkeitsprüfung noch garantiert sie, dass keine zusätzliche Anschlussleistung, Bezugsleistung oder weitere technische Anpassung erforderlich ist.
Wie der Mehrerlös im Tagesverlauf entsteht
Photovoltaikanlagen erzeugen ihre höchsten Leistungen häufig in den Mittagsstunden. Bei hoher gleichzeitiger Solarstromerzeugung sinken die Börsenpreise oftmals deutlich und können in einzelnen Viertelstunden negativ werden. In den Abendstunden geht die Solarerzeugung zurück, während die Nachfrage häufig hoch bleibt. Dadurch können die Preise wieder steigen.
Solarerzeugung und Börsenstrompreis im Tagesverlauf
Schema
Schematische Darstellung, keine Messwerte eines konkreten Tages. Die PV-Erzeugung bleibt durch den Speicher unverändert. Aufgrund technischer Speicherverluste ist die später ausgespeiste Strommenge geringer als die zuvor eingelagerte Menge.
Der Speicher nutzt die Preisdifferenz zwischen unterschiedlichen Zeitfenstern. Er nimmt einen Teil der PV-Erzeugung in preisschwachen Stunden auf und speist die nach Speicherverlusten verbleibende Energie später ein, wenn der Markt sie höher bewertet. Der Mehrerlös entsteht somit aus dem höheren Verkaufspreis abzüglich der energetischen Verluste und weiterer Vermarktungs- und Betriebseffekte.
Ein zusätzlicher Effekt kann entstehen, wenn die PV-Erzeugung zeitweise über der verfügbaren Einspeiseleistung des Netzanschlusses liegt. Der Speicher kann einen Teil dieser Leistungsspitzen aufnehmen und später einspeisen. Ob und in welchem Umfang dadurch andernfalls nicht vermarktbare Strommengen genutzt werden, hängt vom Anschlusskonzept, der Anlagenregelung und dem jeweiligen Abregelungsgrund ab.
Welche Brutto-Mehrerlöse zeigen aktuelle Marktreferenzwerte?
Für eine vergleichbare Einordnung wird eine durchgängige Referenzreihe verwendet: dieselbe 10-MWp-PV-Anlage, das Marktjahr 2025, ausschließlich zweistündige Speicher und eine einheitliche Erlösdefinition. Ausgewiesen wird der Brutto-Mehrerlös gegenüber derselben PV-Anlage ohne Speicher.
Stromhandel umfasst Day-Ahead- und Intraday-Vermarktung. Die erweiterte Referenz enthält zusätzlich modellierte Erlöse aus FCR und aFRR. Die vollständige praktische Übertragbarkeit dieses Regelreserve-Stacks auf ausschließlich mit PV-Strom geladene Grünstromspeicher ist nicht bestätigt.
Brutto-Mehrerlös je MW Speicherleistung und Jahr
Einheitliche Referenz für 2-Stunden-Speicher und das Marktjahr 2025. Innerhalb einer Erlösperspektive liegt der Wert je MW Speicher bei kleineren Speichern am oberen Ende der Bandbreite. Werte vor Vermarktungs-, Betriebs-, Finanzierungs- und Steuereffekten; keine Projektprognose.
Die beiden Bezugsgrößen beantworten unterschiedliche Fragen. Der Mehrerlös je MWp PV zeigt den Effekt auf die gesamte Anlage und steigt mit zunehmender Speicherleistung. Der Mehrerlös je MW Speicher zeigt die spezifische Produktivität des Speichers. Diese sinkt bei größeren Speichern leicht, weil zusätzliche Speicherleistung nicht in jeder Marktphase vollständig ausgelastet werden kann.
Der Stromhandel dient als belastbarere Basisorientierung. Die erweiterte Referenz zeigt zusätzliches rechnerisches Potenzial, ist aber wegen der modellierten Regelreserve nicht ohne Weiteres auf jeden Grünstromspeicher übertragbar. Die beiden Reihen sind deshalb getrennt zu lesen und nicht als garantierter Erlöskorridor zu verstehen.
Datengrundlage: Phelas Grünstrom-Index, Marktjahr 2025, 10-MWp-Referenzanlage. Veröffentlichungen von suena energy und der BET BESS-Co-Location-Index dienen der Plausibilisierung, werden wegen abweichender Erlösdefinitionen und Betriebsannahmen aber nicht in die Referenzreihe eingerechnet.
Welche Marktbedingungen erhöhen den Wert flexibler Einspeisung?
Drei Entwicklungen erhöhen den wirtschaftlichen Wert von Speichern in Verbindung mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen.
Größere Preisunterschiede: Im deutschen Day-Ahead-Markt wurden 2024 insgesamt 457 und 2025 insgesamt 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen verzeichnet. Seit Oktober 2025 wird der Day-Ahead-Markt vollständig in Viertelstunden gehandelt. Im ersten Halbjahr 2026 registrierte SMARD 1.178 negative Viertelstunden. Das entspricht rechnerisch 294,5 Stundenäquivalenten, ist wegen der möglicherweise nicht zusammenhängenden Viertelstunden aber nicht direkt mit den Stundenwerten der Vorjahre vergleichbar.
Neue Vergütungsregeln: Nach § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert in Zeiträumen mit negativem Spotmarktpreis grundsätzlich auf null. Für ältere Anlagen und bestimmte kleinere Anlagen gelten Übergangs- und Ausnahmeregelungen. Die konkrete Wirkung muss deshalb anhand des Inbetriebnahmezeitpunkts, der Anlagengröße und der vorhandenen Messtechnik geprüft werden.
Technische Entwicklung: Batteriespeicher, Wechselrichter und Steuerungssysteme sind technisch weiterentwickelt worden. Ob sich ein Speicher wirtschaftlich trägt, hängt dennoch von Dimensionierung, Wirkungsgrad, Verfügbarkeit, Zyklenzahl, Marktpreisen und Vermarktung ab.
Marktentwicklung und Netzanschluss
Nach den im August 2026 veröffentlichten Daten der Bundesnetzagentur sind im Marktstammdatenregister derzeit 1.292 Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene mit rund 3,6 GW Nettonennleistung und etwa 6 GWh Speicherkapazität als in Betrieb erfasst.
Im Jahr 2025 wurden über Übertragungs- und Verteilernetze zusammen 18.158 Netzanschlussbegehren mit rund 573,5 GW beantragter Leistung registriert. Im selben Jahr wurden einschließlich älterer Anfragen 1.937 Anschlusszusagen mit rund 54,2 GW erteilt. Mehrfachanträge für dasselbe Projekt sind in den Anfragen enthalten, weshalb die beantragte Leistung nicht mit einem realistischen Ausbaupfad gleichgesetzt werden darf.
Der genehmigte Szenariorahmen der Bundesnetzagentur unterstellt für 2037 je nach Szenario zwischen 41,1 und 94,1 GW Großbatteriespeicher. Dabei handelt es sich nicht um ein verbindliches Ausbauziel, sondern um eine Bandbreite für die Netzentwicklungsplanung.
Co-Location kann einen Vorteil bieten, wenn PV-Anlage und Speicher einen Netzverknüpfungspunkt gemeinsam nutzen. Ob dadurch zusätzliche Anschlusskapazität, Bezugsleistung oder ein Baukostenzuschuss vermieden werden können, hängt jedoch vom konkreten Netzanschlusskonzept und der Entscheidung des zuständigen Netzbetreibers ab.
Regulatorische Rahmenbedingungen
Negative Preise nach § 51 EEG: Für die jeweils erfassten Anlagen sinkt der anzulegende Wert in negativen Preisperioden auf null. Ein Speicher kann Strom in solchen Zeiträumen aufnehmen und später vermarkten, sofern ausreichend Speicherkapazität vorhanden ist und das Mess- und Betriebskonzept dies zulässt.
Netzentgeltbefreiung nach § 118 Absatz 6 EnWG: Die gesetzliche Regelung erfasst neu errichtete Speicher, die ab dem 4. August 2011 innerhalb von 18 Jahren in Betrieb genommen werden, also grundsätzlich bis zum 4. August 2029. Die Befreiung gilt für 20 Jahre und nur für Strom, der aus dem Netz bezogen, gespeichert und später wieder in dasselbe Netz eingespeist wird. Ein reiner Grünstromspeicher ohne Netzladung nutzt diese Befreiung daher im regulären Grünstrombetrieb nicht.
Reifegradverfahren: Die vier Übertragungsnetzbetreiber haben zum 1. April 2026 ein zyklisches Verfahren für bestimmte Anschlussanträge am Übertragungsnetz eingeführt. Bei begrenzter Kapazität werden Projekte unter anderem anhand von Flächensicherung, Genehmigungsstand, technischer Planung und wirtschaftlicher Leistungsfähigkeit bewertet. Das Verfahren betrifft nicht automatisch jeden Anschluss im Verteilnetz.
Redispatch und Einspeisebegrenzung: Ein Speicher kann zusätzlichen betrieblichen Spielraum schaffen, indem er einen Teil der Erzeugung aufnimmt. Ob dadurch eine Abregelung vermieden wird und wie nicht eingespeiste Strommengen wirtschaftlich behandelt werden, hängt vom konkreten Anlass und vom jeweils geltenden Regime ab.
MiSpeL: Am 5. August 2026 hat die Bundesnetzagentur einen Arbeitsstand der geplanten MiSpeL-Festlegung veröffentlicht. Die Festlegung soll nach aktueller Planung zum 1. Oktober 2026 wirksam werden. Erst nach ihrem Wirksamwerden können die neuen Abgrenzungs- und Pauschaloptionen genutzt werden. Bis dahin steht für förderfähigen zwischengespeicherten EE-Strom grundsätzlich die Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Absatz 3a EEG zur Verfügung.
Fazit
Ein Grünstromspeicher erzeugt keinen zusätzlichen Solarstrom. Er verschiebt einen Teil der Einspeisung in andere Marktzeiten. Die PV-Erzeugung bleibt dabei unverändert; die später abgegebene Strommenge fällt aufgrund technischer Speicherverluste geringer aus als die eingelagerte Menge.
Für zweistündige Systeme zeigt die einheitliche Marktreferenz im reinen Stromhandel einen Brutto-Mehrerlös von rund 35.000 bis 75.000 Euro je MWp PV und Jahr. Eine erweiterte Modellierung einschließlich Regelreserve liegt bei rund 64.000 bis 153.000 Euro je MWp PV und Jahr, ist aber nicht vollständig auf jeden strikt PV-geladenen Speicher übertragbar.
Die Referenzwerte beschreiben eine allgemeine Größenordnung. Sie ersetzen keine projektspezifische Prüfung von Erzeugungsprofil, Speichergröße, Netzanschluss, Wirkungsgrad, Vermarktung, Betriebskosten und regulatorischer Zulässigkeit.
Auf einen Blick
Was Sie aus den Referenzrechnungen mitnehmen können
In PV-Anlagen mit Grünstromspeicher investieren
Ein Grünstromspeicher ist ein Batteriespeicher, der unmittelbar mit einer erneuerbaren Erzeugungsanlage gekoppelt ist und im hier betrachteten Betrieb ausschließlich aus dieser Anlage geladen wird. Er speichert einen Teil der Erzeugung zwischen und speist ihn später wieder ins Netz ein.
Unter den Voraussetzungen der Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Absatz 3a EEG kann der Förderanspruch für den zwischengespeicherten erneuerbaren Strom erhalten bleiben. Dafür müssen unter anderem das Lade- und Messkonzept die gesetzlichen Anforderungen erfüllen.
Ein Grünstromspeicher wird ausschließlich aus der angeschlossenen erneuerbaren Erzeugungsanlage geladen. Ein frei handelnder Speicher kann zusätzlich Netzstrom aufnehmen und dadurch mehr Marktzeitfenster nutzen.
Bei einem Mischstromspeicher werden erneuerbare und aus dem Netz bezogene Strommengen über ein Mess- und Abgrenzungskonzept bilanziert. Die dafür vorgesehenen MiSpeL-Regelungen befinden sich am 28. August 2026 noch im Festlegungsverfahren. Veröffentlicht ist bislang ein Arbeitsstand; die Wirksamkeit ist zum 1. Oktober 2026 geplant.
Der Speicher kann einen Teil der PV-Erzeugung aus preisgünstigen oder negativen Viertelstunden aufnehmen und später zu einem höheren Marktpreis einspeisen. Zusätzlich kann er bei entsprechendem Anschlusskonzept PV-Leistungsspitzen aufnehmen, die den Netzanschluss zeitweise übersteigen.
Die PV-Erzeugung selbst steigt dadurch nicht. Wegen technischer Verluste wird außerdem weniger Energie ausgespeist als zuvor eingespeichert wurde. Entscheidend ist, ob der höhere Verkaufspreis diese Verluste und die weiteren Kosten überkompensiert.
Für zweistündige Speicher mit einer Leistung von 40 bis 100 Prozent der PV-Leistung zeigt die einheitliche Referenz für das Marktjahr 2025 im Stromhandel rund 35.000 bis 75.000 Euro Brutto-Mehrerlös je MWp PV und Jahr. Bezogen auf die Speicherleistung entspricht das rund 74.800 bis 88.400 Euro je MW Speicher und Jahr.
Eine erweiterte Modellierung einschließlich Regelreserve liegt bei rund 64.000 bis 153.000 Euro je MWp PV beziehungsweise rund 152.900 bis 160.700 Euro je MW Speicher und Jahr. Die vollständige Übertragbarkeit dieses Regelreserve-Stacks auf strikt PV-geladene Grünstromspeicher ist nicht bestätigt.
Ob ein Batteriespeicher steuerlich als eigenständiges bewegliches Wirtschaftsgut oder als unselbstständiger Bestandteil einer Gesamtanlage behandelt wird, hängt von der technischen und wirtschaftlichen Ausgestaltung ab.
Bei Vorliegen der Voraussetzungen des § 7g EStG können für begünstigte bewegliche Wirtschaftsgüter ein Investitionsabzugsbetrag von bis zu 50 Prozent und Sonderabschreibungen von insgesamt bis zu 40 Prozent im Anschaffungsjahr und den vier folgenden Jahren möglich sein. Zu beachten sind unter anderem die Gewinngrenze von 200.000 Euro, die betriebliche Nutzung und die Investitionsfrist.
Ein Zugang zu Regelreservemärkten kann grundsätzlich möglich sein, setzt aber Präqualifikation, technische Verfügbarkeit und ein kompatibles Betriebs- und Messkonzept voraus. Bei einem ausschließlich aus PV geladenen Speicher begrenzt die Ladebeschränkung insbesondere die verlässlich verfügbare Energie und die Möglichkeit, bestimmte Produkte dauerhaft anzubieten.
Positive aFRR kann je nach Konfiguration eher zugänglich sein als ein vollständiger FCR- und aFRR-Stack. Negative Regelreserve kann grundsätzlich auch durch geringere Erzeugung erbracht werden; daraus folgt jedoch nicht automatisch, dass sämtliche modellierten Regelreserveerlöse für einen konkreten Grünstromspeicher realisierbar sind.
§ 118 Absatz 6 EnWG sieht für bestimmte neu errichtete Speicher, die ab dem 4. August 2011 innerhalb von 18 Jahren in Betrieb genommen werden, eine 20-jährige Befreiung von Netzentgelten auf den Speicherstrombezug vor. Der Zeitraum reicht damit grundsätzlich bis zum 4. August 2029.
Die Befreiung setzt voraus, dass Strom aus dem Netz bezogen, gespeichert und später wieder in dasselbe Netz eingespeist wird. Ein reiner Grünstromspeicher bezieht im regulären Betrieb keinen Netzstrom und nutzt diese Befreiung deshalb nicht. Ob zusätzliche Bezugsleistung oder ein Baukostenzuschuss anfällt, entscheidet das konkrete Netzanschlusskonzept.
Die Bundesnetzagentur weist aktuell 1.292 Batteriespeicher ab der Mittelspannungsebene mit rund 3,6 GW Nettonennleistung und etwa 6 GWh Speicherkapazität aus. Im Jahr 2025 wurden über alle Netzebenen 18.158 Anschlussbegehren mit rund 573,5 GW beantragter Leistung registriert.
Da zahlreiche Projekte mehrfach angefragt werden, entspricht dieses Volumen keinem realistischen Ausbaupfad. Aussagekräftiger sind die 1.937 im Jahr 2025 erteilten Anschlusszusagen mit zusammen rund 54,2 GW. Der genehmigte Szenariorahmen der Bundesnetzagentur enthält für 2037 eine Bandbreite von 41,1 bis 94,1 GW Großbatteriespeicher.