Co-Location: Graustromspeicher erhöhen internen Zinsfuß von Photovoltaik-Projekten um bis zu 29 Prozent

Ein Whitepaper von 8energies, Enspired und Goldbeck Solar untersucht die Wirtschaftlichkeit von Co-Location-Graustromspeichern an Photovoltaik-Freiflächenanlagen. Durch geteilte Infrastrukturkosten und die zusätzliche Monetarisierung des Netzanschlusses lässt sich der interne Zinsfuß eines Projektes je nach Szenario um bis zu knapp 30 Prozent steigern.

23. Februar 2026 Marian Willuhn

Foto: EnBW

Co-Location-Graustromspeicher können die Rendite von Freiflächen-Photovoltaik-Projekten verbessern. Bei neuen Anlagen kann die Kombination aus Kostenteilung für Netzanschluss und zusätzlicher Flexibilitätsvermarktung Projekte mit grenzwertiger Wirtschaftlichkeit in einen investierbaren Bereich verschieben. Bei Bestandsanlagen sorgt das Konzept, den Netzanschluss zu teilen, für attraktive zusätzliche Erlösströme. Das ist das Fazit eines Whitepapers von 8energies, Enspired und Goldbeck Solar.

Der Netzanschluss einer Photovoltaik-Freiflächenanlage ist typischerweise häufig nicht voll ausgelastet. Diese ungenutzte Anschlusskapazität stellt ein wirtschaftlich verwertbares Gut dar. Seit Anfang 2025 ist es in Deutschland gemäß Paragraf 8a EEG 2023 sowie Paragraf 17 Energiewirtschaftsgesetz möglich, mehrere Anlagen über einen gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt zu betreiben.

Für die Umsetzung kommen unterschiedliche Kooperationsmodelle in Betracht. Bei Neubauprojekten ist das sogenannte Cable Pooling gängige Praxis. Dabei werden gemeinsam genutzte Infrastrukturen, wie Kabeltrassen und Umspannwerke, in eine separate Zweckgesellschaft überführt, an der sowohl der Photovoltaik-Investor als auch der BESS-Entwickler beteiligt sind.

Bei Bestandsanlagen sind zwei Modelle möglich: Entweder wird die bestehende Infrastruktur aus der Projektgesellschaft herausgelöst und in eine gemeinsame neue Gesellschaft überführt (Carve-out), oder der Batteriespeicherentwickler schließt einen direkten Nutzungsvertrag mit der Photovoltaik-Gesellschaft ab. Letzteres ist einfacher, birgt jedoch strukturelle Risiken, da keine dinglichen Rechte an der Infrastruktur bestehen.

Geschäftsmodelle für Solar und Batterie

Im Zentrum des Whitepapers steht eine modellhafte Wirtschaftlichkeitsanalyse auf Basis realer Projekt- und Marktdaten. Untersucht wurden ein 20-Megawatt-Neubauprojekt mit EEG-Vergütung und gleichzeitiger Börsenvermarktung, sowie ein bereits errichtetes 20-Megawatt-Projekt mit reiner EEG-Vergütung. Für den Co-Location-Speicher wurde ein Auslegungsverhältnis von Leistung des Netzanschlusspunkts zu Photovoltaikleistung zu Batterieleistung von 1:1:0,5 angenommen. Daraus ergibt sich ein Batteriespeicher mit zehn Megawatt Leistung und 20 Megawattstunden Kapazität bei einer C-Rate von 0,5.

Die Analyse berücksichtigt drei Investitionskosten- und drei Erlösszenarien (Best-, Base-, Worst-Case), basierend auf realen Projektdaten in Deutschland. Bankfähige Modelle für vollständig börsenvermarktete und algorithmisch optimierte Batterieprojekte bilden die Basis der Erlösprognosen für den Speicher. Die Autoren bewerteten die relative Veränderung des internen Zinsfußes der Solar- und Batterieprojekte über einen Zeitraum von 15 Jahren.

Häufig würde ein Umspannwerksnutzungsvertrag geschlossen, der eine Primär- und Sekundärlogik vorsieht: Übersteigt die kumulierte Einspeiseleistung beider Assets die Netzanschlusskapazität, erhält typischerweise die Photovoltaik-Anlage Vorrang. Laut Analyse reduziert diese Priorisierung den Ertrag des Batteriespeichers bei der Berechnung des Zinsfuße jedoch lediglich um rund vier Prozent. Für Solarprojekte zahlt es sich jedoch aus.

Für das Neubauprojekt ergibt sich der Vorteil primär aus der Kostenteilung der Infrastruktur. Das Modell zeigt eine relative Zinsfuß-Steigerung von rund 29 Prozent. Bei einem Ausgangs-Zinsfuß von acht Prozent über 15 Jahre würde dieser auf etwa zehn Prozent steigen.

Bei Bestandsanlagen fällt das Bild differenzierter aus. Hier wirken sowohl Kostenvorteile durch gemeinsame Infrastruktur als auch zusätzliche Einnahmen über eine Netzanschlussnutzungsgebühr, die der Speicher an das Photovoltaik-Projekt zahlt. Je nach Investitionskosten- und Erlösannahme ergibt sich eine relative Zinsfuß-Steigerung zwischen etwa 6 und 24 Prozent. Bei einem Ausgangswert von 15 Prozent würde dies eine Erhöhung auf etwa 16 bis 19 Prozent bedeuten.

Im pessimistischen Erlösszenario ist es in Kombination mit hohen Investitionskosten jedoch nicht wirtschaftlich darstellbar, eine kontinuierliche Nutzungsgebühr für den Netzanschluss zu zahlen. In diesem Fall beschränkt sich der Effekt auf den reinen Infrastrukturkostenvorteil von rund sechs Prozent relativer Steigerung des internen Zinsfußes; bei sehr ungünstigen Annahmen entfällt der Zusatzeffekt vollständig.

Das Whitepaper lässt sich hier nachlesen.

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