PV-Anlage und Batteriespeicher: Was eine Wirtschaftlichkeitsanalyse wirklich zeigen muss

Das Problem: §51 EEG trifft Betreiber unvorbereitet

Viele Betreiber von Freiflächenanlagen kennen §51 EEG noch nicht aus eigener Erfahrung. Die Regelung besagt: Bei negativen Börsenstrompreisen entfällt die Förderung. Ab wann, hängt vom Jahr der Inbetriebnahme ab: bei Anlagen aus 2016 bis 2020 nach sechs negativen Stunden in Folge, bei Anlagen aus 2021 und 2022 nach vier Stunden, bei Anlagen von 2023 bis Februar 2025 nach einer Frist, die schrittweise von vier auf eine Stunde sinkt. Für Anlagen ab dem 25. Februar 2025 entfällt sie schon ab der ersten negativen Viertelstunde, dafür verlängert sich der Förderzeitraum um diese Zeiten.

Was theoretisch klingt, wird in der Praxis zunehmend relevant. Negative Strompreise treten häufiger auf: 2025 in 573 Stunden, nach 457 im Jahr davor. Besonders betroffen sind sonnige Wochenenden und Feiertage, wenn viel Solarstrom ins Netz fließt und gleichzeitig die Nachfrage gering ist. Für eine 5-MWp-Anlage kann das schnell fünfstellige Ertragsausfälle pro Jahr bedeuten.

Was ein Batteriespeicher leisten kann

Ein BESS löst gleich zwei Probleme gleichzeitig:

• §51-Schutz: Bei negativen Preisen wird der Speicher geladen statt einzuspeisen: die Vergütung bleibt erhalten
• Arbitrage: Günstiger laden (Mittagstal), teuer entladen (Abendspitze). Die Preisdifferenz wird zur Einnahmequelle

In einer konkreten Projektanalyse für eine Freiflächenanlage im süddeutschen Raum ergab sich folgendes Bild:

§51-Ausfall ohne Speicher: ~77.000 € pro Jahr
BESS-Arbitrageerlös: ~130.000 € pro Jahr
Gesamtvorteil gegenüber Betrieb ohne Speicher: >200.000 € pro Jahr

Warum der LCOS entscheidend ist

Der entscheidende Kennwert für Batteriespeicher ist der LCOS (Levelized Cost of Storage), also die Kosten je gespeicherter und wieder abgegebener Kilowattstunde über die gesamte Lebensdauer. Er berücksichtigt:

• Investitionskosten (inkl. Ersatz der Batteriezellen nach ~12 Jahren)
• Degradation der Kapazität (~1,7 % pro Jahr)
• Betrieb & Wartung
• Kapitalkosten (Diskontierungszins)

Liegt der LCOS unter dem erzielbaren Arbitragepreis, ist der Speicher wirtschaftlich. Wie hoch der LCOS liegt, hängt vor allem von Investitionskosten, Zyklenzahl, Degradation und Zins ab. Deshalb gehört er für jedes Projekt mit aktuellen Angeboten gerechnet.

Was Energiegenossenschaften beachten müssen

Für Energiegenossenschaften, die Freiflächenanlagen betreiben, kommt eine weitere Dimension hinzu: Der Businesscase muss gegenüber den Mitgliedern transparent und nachvollziehbar sein. Eine belastbare Wirtschaftlichkeitsanalyse mit Szenariorechnung (pessimistisch, Basis, optimistisch) ist hier keine Kür, sondern Pflicht.

Besonders relevant: Seit dem 1. Oktober 2025 werden die Day-Ahead-Preise viertelstündlich statt stündlich gebildet. Der Nettovorteil durch feinere Preisauflösung kann je nach Anlagenprofil 15.000–25.000 € pro Jahr zusätzlich ausmachen.

Fazit

Ein Batteriespeicher ist kein Selbstläufer, aber bei richtiger Auslegung und fundierter Analyse ein wirtschaftlich attraktives Investment. Die Grundlage ist immer eine ehrliche Modellierung: mit realen Ertragsdaten, aktuellen Großhandelspreisen und einem vollständigen NPV über 20 Jahre.

Wer diese Analyse nicht selbst durchführen kann oder möchte, sollte sie extern beauftragen, und zwar bevor die Investitionsentscheidung fällt, nicht danach.