Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt

Co-located bedeutet: Batteriespeicher und Photovoltaik teilen sich denselben Netzanschluss. Stand-alone bedeutet: Der Speicher steht ohne Erzeugungsanlage am Netz. Die Wahl zwischen beiden Strukturen prägt das Risikoprofil einer Direktbeteiligung deutlich, und sie ist nicht zwingend technisch determiniert, sondern auch ökonomisch und regulatorisch motiviert.

Dieser Beitrag stellt beide Strukturen sachlich gegenüber, entlang der Hebel, die in der Projektbewertung tatsächlich den Unterschied machen: Netzanschluss-Auslastung, Verhalten bei negativen Strompreisen, Erlös-Diversifikation, CAPEX-Effizienz und Genehmigungspraxis.

Was ist ein Co-located-Batteriespeicher?

Ein Co-located-Batteriespeicher ist ein Speicher, der sich den Netzverknüpfungspunkt (den Punkt, an dem ein Projekt an das öffentliche Netz angeschlossen ist) mit einer Erzeugungsanlage teilt, in Deutschland meist einer Photovoltaik-Freiflächenanlage. Ein gemeinsamer Hybrid-Wechselrichter ist dafür nicht erforderlich: Die meisten großen Co-located-Projekte sind AC-gekoppelt, PV und Speicher bleiben technisch eigenständige Anlagen hinter einem gemeinsamen Anschluss. Rechtlich ist die Struktur ausdrücklich vorgesehen: §8 EEG erlaubt es, mehrere Anlagen an einen bestehenden Netzverknüpfungspunkt anzuschließen („Cable Pooling“), und seit dem Solarspitzengesetz vom Februar 2025 ermöglichen §8a EEG und §17 Abs. 2b EnWG flexible Netzanschlussvereinbarungen, mit denen die installierte Leistung den Anschluss sogar planvoll „überbauen“ darf.

Warum das der zentrale Hebel ist, zeigen die Warteschlangen: Bei den deutschen Netzbetreibern liegen Anschlussanfragen über mehr als 700 GW Speicherleistung, zugesagt sind davon erst rund 80 GW, und tatsächlich angeschlossen nur wenige Gigawatt. Der Netzanschluss ist damit in vielen Regionen das knappste Gut eines Speicherprojekts, langwieriger zu beschaffen als Fläche oder Technik. Wer einen bestehenden oder ohnehin geplanten PV-Anschluss doppelt nutzt, umgeht genau diesen Engpass; das ist die Grundidee jeder Co-located-Struktur. Wie sich der Speichermarkt insgesamt entwickelt und welche Fristen ihn gerade prägen, zeigt Batteriespeicher-Markt Deutschland: Zahlen, Treiber, und warum „jetzt“ ein Datum hat; was der Anschluss kostet und warum Speicher von den laufenden Netzentgelten befreit sind, vom Baukostenzuschuss bis zur AgNeS-Reform, erklärt Netzentgelte für Batteriespeicher: die Befreiung bis 2029 und die AgNeS-Reform.

Co-located: PV und Speicher kombiniert

Der wirtschaftliche Kern eines Co-located-Projekts liegt in drei Effekten. Erstens die Infrastruktur: Netzanschluss, Umspannwerk und Trafo werden doppelt genutzt; das senkt die Investitionskosten je nach Projekt um rund 7 bis 15 Prozent gegenüber zwei getrennten Anlagen. Zweitens die negativen Strompreise: 2025 war der deutsche Day-Ahead-Preis in 573 Stunden negativ: Rekord, nach 457 Stunden im Vorjahr. Für neue PV-Anlagen sind diese Stunden seit dem Solarspitzengesetz besonders schmerzhaft, denn §51 EEG streicht die Vergütung ab der ersten negativen Viertelstunde; nachgeholt wird erst am Ende des 20-jährigen Förderzeitraums (§51a EEG); warum diese Stunden überhaupt entstehen und weiter zunehmen, ordnet Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten ein. Ein Speicher am selben Anschluss macht aus genau diesen Stunden eine Ladechance: Er nimmt den Solarstrom auf, statt ihn abregeln zu lassen, und verkauft ihn in die Abendspitze. Drittens die Erlösmischung: Die PV-Anlage bringt planbare EEG- oder PPA-Erlöse, der Speicher Markterlöse aus der Direktvermarktung: zwei Erlösquellen mit unterschiedlichen Treibern am selben Standort.

Dem stehen reale Kosten der Komplexität gegenüber. Der geteilte Anschluss zwingt PV und Speicher zur Koordination: In Stunden voller Solar-Einspeisung kann der Speicher nicht zusätzlich mit voller Leistung entladen. Mit intelligenter Steuerung kostet das nach Marktanalysen typischerweise unter 4 Prozent des Speicher-Erlöses, wenig, aber nicht null. Anspruchsvoller ist die Regulatorik: Soll der Speicher neben Solarstrom auch Netzstrom laden (etwa für Regelenergie), galt lange das Ausschließlichkeitsprinzip; schon eine geladene Kilowattstunde „Graustrom“ im Kalenderjahr konnte die EEG-Förderung gefährden. Seit dem Solarspitzengesetz eröffnet §19 EEG dafür die Abgrenzungsoption: Grün- und Graustrom dürfen gemischt werden, sofern ein Messkonzept die Mengen sauber trennt. In der Praxis hängt die Umsetzung an eben diesem Messkonzept und an laufenden Konkretisierungen der Bundesnetzagentur, ein Punkt, den eine seriöse Projektkalkulation offen ausweisen sollte. Dazu kommen koordinierte Genehmigung und höherer Flächenbedarf am Standort.

Stand-alone: Speicher ohne Erzeugung

Ein Stand-alone-Speicher ist die schlankere Struktur: keine Erzeugungsanlage, kein EEG-Regime, keine Abgrenzungsfragen. Der Speicher handelt frei über alle Märkte; er lädt, wenn Strom billig ist, und entlädt, wenn er teuer ist. Negative Preise sind hier keine Bedrohung, sondern Teil des Geschäftsmodells: In diesen Stunden wird der Speicher fürs Laden bezahlt. Auch praktisch ist die Struktur einfacher: Der Flächenbedarf ist vergleichsweise gering, die Genehmigung betrifft nur ein Gewerk, und der Zeitplan hängt nicht an einem PV-Park; Stand-alone-Projekte sind deshalb oft schneller am Netz.

Die Kehrseite ist die volle Marktexposition: Ohne EEG- oder PPA-Sockel hängt der gesamte Erlös an Spreads und Regelenergiepreisen, und damit an der Marktentwicklung. Welche Risiken dahinterstehen, ordnet Risiken bei BESS-Direktbeteiligungen, und wie sie strukturell adressiert werden im Detail ein. Abfedern lässt sich das über das Vermarktungsmodell: Tolling- oder Floor-Strukturen verlagern Marktrisiko gegen einen Teil des Erlöspotenzials auf den Vermarkter. Strukturell bleibt ein Stand-alone-Speicher aber ein unternehmerisches Investment in ein volatiles Stromsystem; Erlös-Sensitivitäten mit benannten Annahmen gehören deshalb in jede Kalkulation.

Co-located oder Stand-alone: Was ist der Unterschied?

Der Unterschied in einem Satz: Co-located tauscht Einfachheit gegen Effizienz; der geteilte Netzanschluss senkt die Investitionskosten und diversifiziert die Erlöse, kostet aber Koordination und regulatorische Komplexität. Stand-alone tauscht Effizienz gegen Fokus: voller Marktzugang und schlanke Genehmigung, dafür volles Marktpreisrisiko ohne Erlössockel.

Welche Struktur passt in welche Region?

Als Faustregel gilt: Je knapper die Netzanschlüsse und je ausgeprägter die solare Mittagsspitze, desto stärker spricht ein Standort für Co-located; je windgeprägter die Preisstruktur, desto eher für Stand-alone. In Süddeutschland trifft hohe PV-Dichte auf knappe Anschlusskapazität: Negative Mittagsstunden häufen sich, und ein Speicher am PV-Anschluss monetarisiert genau diese Struktur. In Norddeutschland prägt der Wind das Preisbild: Die Volatilität verteilt sich über ganze Tage und Wetterlagen statt auf die Mittagsspitze, und Anschlusspunkte an windstarken Netzknoten sind eher verfügbar; hier spielt ein frei handelnder Stand-alone-Speicher seine Flexibilität voller aus. Eine Faustregel ersetzt allerdings keine Standortanalyse: Entscheidend sind der konkrete Netzknoten, die lokale Erzeugungsstruktur und die Belastbarkeit der Anschlusszusage.

Wie wir Projekte bewerten

Wir kuratieren Projekte beider Strukturen, und bewerten sie nach denselben Kriterien: Ist die Netzanschlusszusage belastbar, also unterschrieben statt „in Aussicht gestellt“? Wie reagieren die Erlöse auf veränderte Spreads und Regelenergiepreise (die Mechanik dahinter erklärt unser Beitrag zur Direktvermarktung)? Passt die Struktur zum Standort statt zur Vertriebsstory? Und wer betreibt und vermarktet den Speicher über die Laufzeit? Fragen, die Sie jedem Anbieter stellen sollten:

• Liegt eine unterzeichnete Netzanschlusszusage vor: für welche Leistung, an welchem Netzknoten?
• Bei Co-located: Wie ist die EEG-Abgrenzung (§19 EEG) messtechnisch gelöst, und wer trägt das Risiko, falls sich Vorgaben ändern?
• Wie teilen sich PV und Speicher die Anschlussleistung in Stunden hoher Solar-Einspeisung, und was kostet diese Koordination im Erlösmodell?
• Bei Stand-alone: Welches Vermarktungsmodell liegt zugrunde (Merchant, Floor, Tolling), und wer trägt das Marktpreisrisiko?

Ob ein konkretes Projekt als Co-located- oder Stand-alone-Struktur überzeugt (und wie belastbar Netzanschluss, Erlösannahmen und Betreiber sind), besprechen wir in einem unverbindlichen Erstgespräch: an realen Projektzahlen, mit offengelegten Annahmen statt einer Werbe-Zahl.