Photovoltaik-Großanlagen mit Speicher: Warum die Betriebsstrategie vor der Speichergröße feststehen muss

An einem sonnigen Mittag erreicht ein Solarpark seine Spitzenleistung, der Netzanschluss ist ausgelastet und der Börsenpreis liegt unter null. Die naheliegende Lösung: den Strom speichern und später verkaufen. Doch wie groß muss die Batterie dafür sein? Und wie viel Platz hat sie mittags noch, wenn sie zuvor bereits günstigen Strom aufgenommen hat?

Aus der Entwicklung und dem Betrieb von Freiflächenanlagen wissen wir: Die Frage nach der Speichergröße steht oft am Anfang, obwohl die Betriebsstrategie noch offen ist. Das gilt auch für unsere Freiflächenanlage mit Batteriespeicher in Norddeutschland, die wir 2027 errichten wollen. Weil sich die passende Betriebsstrategie mit den Marktbedingungen verändern kann, haben wir die Fläche für Erzeugung und Speicher im Genehmigungsverfahren frühzeitig maximal definiert und so die Dimensionierung beider Anlagenteile bewusst variabel gehalten, in Abstimmung mit Behörden und Netzbetreibern. Die finalen Genehmigungen für Errichtung und Betrieb erwarten wir zum Jahresende. Damit können wir ein Projekt realisieren, das den dann aktuellen Marktbedingungen Rechnung trägt.

Wir betrachten Erzeugung, Netzanschluss und Vermarktung daher von Beginn an gemeinsam. Wer Solarspitzen auffangen und zugleich Preisunterschiede nutzen will, muss die Wechselwirkungen schon bei der Dimensionierung berücksichtigen.

Netzanschluss und Ladekonzept zuerst klären

Bei vielen Projekten liegt die installierte Modulleistung über der zulässigen Einspeiseleistung am Netzverknüpfungspunkt. Aus diesem Verhältnis allein lässt sich keine Speichergröße ableiten. Entscheidend ist, wie häufig, wie stark und wie lange die tatsächliche Erzeugung das Einspeiselimit überschreitet. Dafür brauchen wir ein zeitlich fein aufgelöstes Erzeugungsprofil, das Standort, Modulausrichtung und Anlagenauslegung berücksichtigt.

Ebenso wichtig ist die elektrische Einbindung: Energie, die durch eine vorgelagerte Leistungsbegrenzung verloren geht, steht dem Speicher je nach Anschlusskonzept gar nicht zur Verfügung.

Außerdem muss feststehen, woher der Ladestrom kommt. Darf die Batterie nur Solarstrom aufnehmen oder auch Strom aus dem Netz beziehen? Im zweiten Fall gehört die zulässige Bezugsleistung in die Planung. Messkonzept, Förderbedingungen und vertragliche Vorgaben müssen zur Betriebsweise passen. Marktorientiert fahren lässt sich in beiden Fällen, denn auch ein reiner Solarspeicher kann seine Einspeisung an Preisen ausrichten. Netzbezug erweitert die Möglichkeiten, verändert aber die Anforderungen an Anschluss und Betrieb.

Zwei Strategien, ein knapper Speicher

Soll der Speicher vor allem Solarstrom aufnehmen, der wegen des Einspeiselimits sonst abgeregelt würde, richtet sich der Betrieb nach der Erzeugungsprognose. Vor der erwarteten Mittagsspitze muss genügend Kapazität frei sein. Die nötige Ladeleistung ergibt sich aus der Höhe der Spitzen, die Kapazität aus ihrer Dauer: Eine kurze, hohe Spitze verlangt viel Leistung bei wenig Kapazität, eine lange Überschreitung entsprechend mehr Speichervolumen.

Beim marktoptimierten Betrieb bestimmt zusätzlich die erwartete Preisentwicklung den Fahrplan. Der Speicher lädt und entlädt, wenn nach Abzug aller Kosten ein Vorteil bleibt. Dazu zählen Energieverluste, Vermarktungs- und Betriebskosten sowie die Beanspruchung der Batterie durch jeden zusätzlichen Ladezyklus. Bei eigenem Solarstrom kommt der entgangene Erlös eines direkten Verkaufs hinzu.

Der Zielkonflikt entsteht, wenn eine frühere Ladung den Platz für die spätere Solarspitze verringert. Umgekehrt kann freigehaltene Kapazität bedeuten, dass attraktive Handelsmöglichkeiten ungenutzt bleiben.

Unsere Auslegungsempfehlungen

Aus unserer Erfahrung lassen sich Orientierungswerte nennen. Sie hängen immer von Standort und Netzanschluss ab und ersetzen keine Projektrechnung.

Leistung und Kapazität: Wir empfehlen eine Speicherleistung von etwa 25 bis 50 Prozent der installierten Modulleistung. Die Kapazität sollte zwei bis vier Stunden dieser Leistung entsprechen. Bei stark begrenztem Netzanschluss muss die Leistung mindestens die Differenz aufnehmen können, die regelmäßig zwischen Erzeugung und Einspeiselimit auftritt.

Zyklen: Beim marktoptimierten Betrieb halten wir 250 bis 350 Vollzyklen pro Jahr für eine sinnvolle Größenordnung.

Kapazitätsaufteilung: Eine feste Aufteilung zwischen Solarspitzen und Handel empfehlen wir nicht. Sie sollte dynamisch betrachtet werden, je nach Erzeugungs- und Preislage.

Berechnung: Maßgeblich sind die abgeregelten Megawattstunden pro Jahr, nicht die Zahl der Stunden mit Überschreitung. Wir empfehlen eine Simulation im Viertelstundentakt über mindestens ein repräsentatives Jahr und anschließend eine Optimierung gegen Investitionskosten, Wirkungsgrad, Alterung und erzielbaren Strompreis.

Welche Strategie Vorrang hat, hängt von der Projektkonstellation ab:

• Liegt die Modulleistung deutlich über dem Netzanschluss und treten häufig Überschüsse auf, steht das Auffangen der Spitzen im Vordergrund, verbunden mit der Vermarktung des Stroms.
• Ist kein oder nur eingeschränkter Netzbezug möglich, bietet sich ein solargeführter Speicher an, dessen Einspeisung an den Preisen ausgerichtet wird.

Ein Modellbeispiel: genug Leistung, zu wenig freie Kapazität

Ein vereinfachtes, hypothetisches Beispiel: Ein Solarpark darf am gemeinsamen Netzanschluss höchstens zehn Megawatt einspeisen. An einem sonnigen Tag stehen dort zwei Stunden lang konstant zwölf Megawatt Erzeugungsleistung zur Verfügung. Oberhalb des Limits liegen damit zwei Megawatt beziehungsweise insgesamt vier Megawattstunden Energie.

Ein ausreichend leerer Speicher mit mindestens zwei Megawatt Ladeleistung könnte diese Energie aufnehmen. Verluste, Betriebsreserven und technische Grenzen kommen bei der tatsächlichen Auslegung hinzu.

Nun eine Batterie mit vier Megawatt Leistung und acht Megawattstunden nutzbarer Kapazität, also zwei Stunden Entladedauer und damit innerhalb der oben genannten Spannen: Hat sie am Vormittag bereits geladen und sind mittags nur noch zwei Megawattstunden frei, reicht der Platz unter diesen Annahmen für etwa die Hälfte der Überschussenergie. Die Ladeleistung genügt, die freie Kapazität nicht.

Die frühere Ladung muss wirtschaftlich nicht falsch gewesen sein, denn ihr Ertrag könnte höher liegen als der entgangene Nutzen der Solarspitze. Ebenso wenig ist eine größere Batterie automatisch die bessere Investition. Zusätzliche Kapazität lohnt sich nur, wenn ihr erwarteter Nutzen die Mehrkosten rechtfertigt. Wir vergleichen daher unterschiedliche Kombinationen aus Leistung, Kapazität und Fahrweise unter denselben Standort- und Marktannahmen.

Alterung und Verluste mitrechnen

Die Wirtschaftlichkeitsrechnung darf sich nicht auf den Neuzustand beschränken. Schon zu Betriebsbeginn begrenzen zulässige Ladezustände die nutzbare Kapazität, Umwandlungsverluste und Eigenverbrauch senken die Energiemenge, die nach der Speicherung wieder abgegeben werden kann.

Im Betrieb nimmt die verfügbare Kapazität weiter ab, durch die Beanspruchung beim Laden und Entladen ebenso wie durch kalendarische Alterung. Temperatur, Ladezustände und Entladetiefe beeinflussen diese Entwicklung, dazu kommen Herstellervorgaben zu Betriebsbedingungen und zulässigem Energiedurchsatz. Eine intensive Vermarktung kann höhere Erlöse bringen und zugleich die Alterung beschleunigen. Entscheidend ist der zusätzliche Nutzen nach Abzug dieser Belastung.

In unserer Planung rechnen wir mit einem Betrachtungszeitraum von zehn Jahren, orientiert an den Herstellerangaben zu Garantiebedingungen und Ladezyklen. Das ist eine Rechengrundlage und keine Aussage über die technische Lebensdauer. Für eine vollständige Investitionsbewertung gehören Restwert, Weiterbetrieb und mögliche Ersatzinvestitionen dazu.

Negative Preise, Netzentlastung und Wirtschaftlichkeit

Negative Strompreise erhöhen den Anreiz, Solarstrom zeitlich zu verschieben. Nach Auswertung der Börsenpreise am Vortagesmarkt auf Basis von Daten der Bundesnetzagentur gab es 2025 in 573 Stunden negative Großhandelspreise, nach 457 Stunden im Vorjahr. Für geförderte Anlagen kann in diesen Stunden zusätzlich die Vergütung entfallen, je nach geltender Regelung.

Mehr negative Preisstunden bedeuten jedoch nicht automatisch höhere Speichererlöse. Mit dem Speicherausbau verändern sich auch die nutzbaren Preisunterschiede. Wir prüfen die Auslegung deshalb mit mehreren Preisszenarien, auch bei geringeren Margen.

Auch die Netzseite gehört in die Rechnung. Ein Speicher am Solarpark kann Einspeisespitzen glätten und den vorhandenen Netzanschluss besser auslasten. Ob das Netz davon tatsächlich profitiert, hängt aber vom Fahrplan ab: Ein attraktives Preissignal bedeutet nicht, dass am Standort uneingeschränkt geladen oder eingespeist werden kann, und ein marktoptimierter Betrieb löst nicht von selbst einen lokalen Engpass. Der Beitrag kombinierter Systeme zur Netzentlastung ist damit eine Frage der Betriebsstrategie.

Unsere Empfehlung: Betriebsstrategie und Dimensionierung gemeinsam entwickeln, bevor die Investitionsentscheidung fällt. Wirtschaftlich zählt am Ende, welche Kombination unter den Bedingungen des Projekts über die Laufzeit den größten Nutzen nach Abzug aller Kosten bringt.

— Der Autor Bernhard Baumann ist Geschäftsführer von Meistro re mit Sitz in Ingolstadt. Das Unternehmen entwickelt und betreibt Solarparks und Batteriespeicher und begleitet die Projekte von der Flächensicherung über Planung und Realisierung bis zum langfristigen Betrieb. —