PV-BESS Co-Location: Speicher am Solarpark richtig planen

Der Netzverknüpfungspunkt eines Solarparks ist an den meisten Tagen des Jahres nur wenige Stunden ausgelastet. Ein Batteriespeicher am selben Anschluss füllt die übrige Zeit, verschiebt Solarstrom aus den Mittagsstunden mit den niedrigsten Preisen in den Abend und braucht dafür keine eigene Netzkapazität, den knappsten Faktor der Speicherentwicklung. Nach dem Co-Location-Marktbericht von Aurora Energy Research vom Mai 2026 ist Deutschland der attraktivste Markt für solche Kombinationen in Europa; europaweit waren Ende 2025 rund 6,3 GW Co-Location-Kapazität installiert, bis 2030 erwartet Aurora etwa 35 GW, davon mehr als drei Fünftel aus Solar plus Speicher (pv magazine). Dieser Beitrag beschreibt, was Projektentwickler bei der PV-BESS Co-Location planen müssen: Planungsrecht, gemeinsamer Netzanschluss, Kopplung, Vergütung und Verträge.

PV-BESS Co-Location bezeichnet die Kombination einer Freiflächen-Photovoltaikanlage mit einem Batteriespeicher am selben Standort und am selben Netzverknüpfungspunkt, sodass beide Anlagen einen Netzanschluss teilen und der Speicher Solarstrom zeitversetzt einspeist oder zusätzlich am Strommarkt handelt. Planungsrechtlich ist sie seit Ende 2025 im Außenbereich privilegiert, netzseitig seit Anfang 2025 über die flexible Netzanschlussvereinbarung geregelt, und bei der Vergütung ist der Mischbetrieb seit Oktober 2026 möglich.

Warum lohnt sich ein Speicher am Solarpark?

Drei Gründe treiben die Co-Location. Erstens der Netzanschluss: Für Stand-alone-Speicher sagten die Netzbetreiber 2025 weniger als ein Zehntel der beantragten Leistung zu; ein Speicher am bestehenden oder geplanten Verknüpfungspunkt eines Solarparks nutzt Kapazität, die nachts und im Winter ohnehin frei ist. Zweitens die Preiskannibalisierung: Je mehr Photovoltaik im Netz ist, desto niedriger die Preise in den Mittagsstunden; der Speicher verschiebt die Einspeisung in Stunden mit höheren Preisen. Drittens die Erlösstapelung: Ein Speicher, der auch Netzstrom laden darf, bedient zusätzlich Arbitrage und Regelleistung. Eine von pv magazine im Februar 2026 berichtete Analyse beziffert den Effekt eines solchen Graustromspeichers auf den internen Zinsfuß von PV-Projekten mit bis zu 29 Prozent (pv magazine). Welche Erlösmodelle Speicher insgesamt tragen, beschreibt der Beitrag zur BESS-Projektentwicklung.

Welche planungsrechtliche Grundlage gilt für den Speicher am Solarpark?

Seit dem 23. Dezember 2025 sind Stromspeicher im Außenbereich nach § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB privilegiert, wenn sie in einem räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Wind- oder Solaranlage stehen. Anders als bei Stand-alone-Speichern nach Nr. 12 gibt es dafür weder das 200-Meter-Band um eine Umspannanlage noch die Mindestleistung von 4 MW noch den Flächendeckel je Gemeinde. Das macht den Speicher am Solarpark planungsrechtlich zum einfacheren Fall, mit einer Einschränkung: Die Privilegierung gilt im Außenbereich. Liegt der Solarpark, wie bei Freiflächen-PV üblich, im Geltungsbereich eines Bebauungsplans, muss der Speicher dort als Nutzung zulässig sein. Bei neuen Parks gehört die Speicherfläche deshalb von Anfang an in die Festsetzungen des Sondergebiets; bei Bestandsparks bleibt die Wahl zwischen einer Änderung des Bebauungsplans und einem Speicherstandort außerhalb seines Geltungsbereichs. Warum dieser Unterschied teuer werden kann, erklärt der Beitrag zur Standortanalyse für Energiespeicher.

Die Standortkriterien des Speichers gelten auch am Solarpark: 0,4 bis 2 Hektar ebene Fläche nahe der Übergabestation, Abstände zu Wohnbebauung wegen der Dauergeräusche von Lüftern und Transformatoren, Abstände zu Wald aus Brandschutzgründen, keine Lage in Wasserschutzzonen I und II. In der Parkauslegung konkurriert der Speicher mit Modulreihen um die beste Fläche am Netzanschluss; wer ihn nachträglich einplant, verliert in der Regel Modulfläche.

Wie teilen sich PV-Anlage und Speicher den Netzanschluss?

Rechtlich tragen zwei Vorschriften die Co-Location. Nach § 8 Abs. 2 EEG kann der Anlagenbetreiber einen Verknüpfungspunkt wählen, der bereits von einer anderen Anlage oder einem Stromspeicher genutzt wird. Und § 8a EEG regelt seit dem 25. Februar 2025 die flexible Netzanschlussvereinbarung: eine Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung am Netzanschlusspunkt, die auf Zeitfenster beschränkt sein und je Zeitfenster variieren kann. Sie erlaubt es, mehr Wechselrichter- und Speicherleistung hinter einen Anschluss zu legen, als er gleichzeitig abführen kann (Überbauung). Zu den Mindestinhalten gehören die gemeinsame Nutzung des Anschlusses mit Speichern, die Zustimmung aller Betreiber am Verknüpfungspunkt, eine gemeinsame Verantwortung für die Einhaltung der Leistungsgrenze und die gesamtschuldnerische Haftung bei Überschreitung. Netzbetreiber können solche Vereinbarungen anbieten; eine Pflicht besteht bisher nicht.

Für den Projektentwickler bedeutet das: Der Speicher braucht ein eigenes Netzanschlussbegehren, auch wenn er den Verknüpfungspunkt des Parks nutzt, denn der Netzbetreiber muss die zusätzliche Bezugsleistung und die geänderte Einspeisecharakteristik prüfen. Wie dieses Verfahren für Speicher abläuft und was es kostet, beschreibt der Beitrag zum BESS Netzanschluss. Technisch sind Übergabestation, Mittelspannungsschaltanlage und Kabeltrasse gemeinsame Infrastruktur; wenn PV und Speicher in getrennten Projektgesellschaften liegen, gehört diese Infrastruktur in einen Nutzungs- oder Infrastrukturvertrag oder in eine eigene Zweckgesellschaft.

AC- oder DC-Kopplung: Wo sitzt der Speicher?

Bei der AC-Kopplung hat der Speicher einen eigenen Wechselrichter und hängt auf der Wechselstromseite hinter dem gemeinsamen Verknüpfungspunkt. Er kann Solarstrom und Netzstrom laden, alle Märkte bedienen und unabhängig von der PV-Anlage gefahren werden. Das ist in Deutschland der Regelfall für Großspeicher am Solarpark und die Grundlage für den Mischbetrieb.

Bei der DC-Kopplung teilen sich Module und Batterie den Wechselrichter; die Batterie hängt über einen Gleichspannungswandler auf der Gleichstromseite. Der Speicher nimmt Strom auf, den der Wechselrichter sonst abregeln müsste, etwa bei Modulüberbauung an klaren Mittagen, und spart einen Wechselrichter samt Transformator. Dafür bleibt er an die Erzeugung gebunden: Laden aus dem Netz ist technisch eingeschränkt, die Vermarktung außerhalb der Sonnenstunden begrenzt. Aus unserer Projektarbeit kennen wir beide Konzepte; die Entscheidung fällt nicht in der Technik, sondern im Erlösmodell und in der Vergütungslogik.

Was passiert mit der EEG-Vergütung?

Lange galt das Ausschließlichkeitsprinzip: Sobald der Speicher Netzstrom aufnahm, war die EEG-Vergütung für den gesamten eingespeisten Strom gefährdet. § 19 Abs. 3 EEG kennt heute drei Wege. Die Ausschließlichkeitsoption (Abs. 3a) sichert die Vergütung, wenn der Speicher im Kalenderjahr nur Strom aus erneuerbaren Energien aufnimmt. Die Abgrenzungsoption (Abs. 3b) erlaubt den Mischbetrieb; vergütet wird der Anteil der Einspeisung, der nach den Formeln der Bundesnetzagentur rechnerisch der Solaranlage zugeordnet ist. Die Pauschaloption (Abs. 3c) ist auf kleine Anlagen beschränkt und für Freiflächenprojekte ohne Bedeutung. Die dafür nötige Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) hat die Bundesnetzagentur am 1. Oktober 2026 erlassen (Pressemitteilung); für die Umsetzung bei Netz- und Messstellenbetreibern gilt eine Übergangszeit bis Ende September 2027, in der die Anwendung ihr Einverständnis voraussetzt.

Ein Sonderfall ist die Innovationsausschreibung nach § 39n EEG, bisher der wichtigste Förderweg für Solar plus Speicher: Zur Gebotsrunde vom 1. September 2026 wurden bei 475 MW Ausschreibungsvolumen 32 Gebote mit 480 MW bezuschlagt, alle für Kombinationen aus Solaranlage und Speicher, zu Zuschlagswerten zwischen 4,50 und 5,40 ct/kWh (Bundesnetzagentur). Speicher aus dieser Ausschreibung dürfen keinen Netzstrom laden, und der Referentenentwurf für das EEG 2027 sieht vor, die Innovationsausschreibungen zu streichen. Wer heute ein Co-Location-Projekt kalkuliert, sollte deshalb zwei Erlöspfade rechnen: Innovationsausschreibung mit Grünstromspeicher oder Direktvermarktung beziehungsweise Stromabnahmevertrag für die PV-Anlage plus Mischbetrieb des Speichers über die Abgrenzungsoption.

Welche Verträge und Flächen braucht die Co-Location?

Der häufigste Fehler liegt im Nutzungsvertrag für die Parkfläche: Ein Vertrag, der die Errichtung einer Photovoltaikanlage samt Nebenanlagen erlaubt, trägt einen Großspeicher mit Containern, Trafostation und Rückbaupflichten nicht sicher. Der Speicher gehört als Nutzungszweck ausdrücklich in Vertrag und Dienstbarkeit, mit eigenem Ausübungsbereich im Lageplan; die speicherspezifischen Klauseln zu Austausch, Rückbau und Haftung beschreibt der Beitrag zur BESS-Flächensicherung. Die gemeinsame Kabeltrasse zum Verknüpfungspunkt braucht Leitungsrechte, die beide Anlagen abdecken; wie Sie das Leitungsrecht für die Kabeltrasse sichern, erklärt der Beitrag dazu. Bei getrennten Projektgesellschaften kommen ein Vertrag über die gemeinsame Infrastruktur und die flexible Netzanschlussvereinbarung mit beiderseitiger Unterschrift hinzu. Im Betrieb sind Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, nach § 118 Abs. 6 EnWG für 20 Jahre von den Netzentgelten auf den Strombezug befreit, seit 2025 auch anteilig bei gemischtem Betrieb. Wie die Co-Location in den Gesamtablauf eines Solarprojekts passt, zeigt der Überblick zur Freiflächen-Photovoltaik.

Wie Proji die Co-Location abbildet

Ein Speicher, der erst nach der Parkplanung dazukommt, kostet Modulfläche, Vertragsänderungen und ein zweites Netzanschlussverfahren. In Proji planen Sie ihn deshalb von Anfang an mit: In der PV-Park-Auslegung legen Sie den Speicher als Co-Location am Netzverknüpfungspunkt an, Leistung und Kapazität fließen in die Auslegung ein, und die Kabeltrasse zeigt auf derselben Karte, welche Flurstücke und Eigentümer dazukommen. Aus den erkannten Geodaten schlägt Proji den Genehmigungsweg vor, die Meilensteine für Netzanschlussbegehren, Bebauungsplan oder Privilegierung und die Vertragsstände je Flurstück liegen am Projekt, und Eigentümer wie Netzbetreiber sind als Accounts hinterlegt. Einen Überblick gibt die Seite zur Funktionsweise.

---

Quellen:

• § 35 BauGB (Bauen im Außenbereich), Gesetzestext: gesetze-im-internet.de
• § 8, § 8a und § 19 EEG (Netzanschluss, flexible Netzanschlussvereinbarung, Zahlungsanspruch bei Speichern), Gesetzestexte: gesetze-im-internet.de
• Bundesnetzagentur: Festlegung zur Marktintegration von Stromspeichern und Ladepunkten (MiSpeL), Pressemitteilung vom 01.10.2026: bundesnetzagentur.de
• Bundesnetzagentur: Ergebnisse der Innovationsausschreibung zum 1. September 2026: bundesnetzagentur.de
• Aurora Energy Research: European Co-location Markets Attractiveness Report (Mai 2026), Bericht: pv magazine
• pv magazine: „Co-Location: Graustromspeicher erhöhen internen Zinsfuß von Photovoltaik-Projekten um bis zu 29 Prozent” (23.02.2026): Artikel

Hinweis: Privilegierung, Netzanschlussregeln und Vergütung für Speicher an Solarparks ändern sich derzeit schnell; die Innovationsausschreibung steht im Entwurf des EEG 2027 zur Disposition. Dieser Beitrag gibt den Stand Oktober 2026 wieder und ersetzt keine Rechts- oder Steuerberatung. Prüfen Sie Vergütungsoption, Messkonzept und Netzanschluss mit Netzbetreiber, Direktvermarkter und einer auf Energierecht spezialisierten Kanzlei.