Verschieben statt Erzeugen:
So entstehen Speichererlöse
Ein Speicher erzeugt keinen zusätzlichen Strom. Er kann Energie zu einem späteren Zeitpunkt vermarkten. Entdecken Sie, wie sich PV mit Grünstromspeicher und ein reiner Batteriespeicher unterscheiden – und welche Annahmen für die Wirtschaftlichkeit zählen.
Warum der Zeitpunkt der Vermarktung zählt
Bewegen Sie den Regler von mittags in die Abendstunden. Wechseln Sie dann die Speicherart oder blenden Sie die PV ohne Speicher ein. So sehen Sie, wie Erzeugung, Strompreis und Verkauf im Beispiel zusammenspielen.
PV + Grünstromspeicher: Solarstrom erzeugen und einen Teil später verkaufen. Die Erlöskurve zeigt den Verkauf vor Kosten.
- Strompreis
- PV-Erzeugung
- Verkaufserlöse PV + Speicher
- Verkaufserlöse PV ohne Speicher
Wenig Solarstrom am Morgen
Im Beispiel beginnt die PV-Erzeugung nach 6 Uhr. Der Speicher wartet auf das Ladefenster.
Solarstrom zwischenspeichern
Bei niedrigeren Preisen lädt der Speicher mit einem Teil des erzeugten PV-Stroms. Der Rest wird direkt vermarktet.
Späteren Verkauf ermöglichen
Ab 17 Uhr liefert der Speicher im Beispiel wieder Strom. Die Verkaufserlöse entstehen zeitversetzt.
Die Kurven zeigen relative Verläufe verschiedener Größen. Ihre Höhen sind nicht direkt miteinander vergleichbar. Nur die beiden Verkaufskurven nutzen denselben Maßstab. Reale Preise, Wetter, Ladefenster und Ergebnisse weichen ab. Strombezug, Betrieb, Investition und Finanzierung sind in der Erlöskurve nicht abgezogen. Modellannahmen ansehen
PV mit Grünstromspeicher
Die PV-Anlage erzeugt den Strom. Im hier dargestellten Konzept lädt der Speicher ausschließlich mit diesem Solarstrom. Ein Teil kann später vermarktet werden. Der spätere Verkauf muss zusätzliche Kosten und Energieverluste wirtschaftlich aufwiegen.
Reiner Batteriespeicher
Eine eigene PV-Anlage ist nicht erforderlich. Im dargestellten Handelsmodell wird Strom aus dem Netz bezogen und später verkauft. Bezugskosten, Verluste und weitere Kosten bestimmen mit, was übrig bleibt. Weitere Erlösquellen, etwa Regelenergie, bildet die Grafik nicht ab.
Sie möchten wissen, was das für ein PV-Investment bedeutet? So hilft Ihnen ein Gespräch mit uns.
Der Markt verändert sich.
Die Annahmen zählen.
Das Tagesbeispiel erklärt den Mechanismus. Wie groß Preisunterschiede tatsächlich ausfallen, hängt vom Markt ab. Historische Werte, Studienmodelle und geplante Speicherprojekte beantworten dabei unterschiedliche Fragen.
Negative Strompreise: vollständige Jahre im Vergleich
Dauer negativer Day-Ahead-Preise in Stunden · Gebotszone Deutschland/Luxemburg
Werte und Bezugszeiträume
| Kalenderjahr | Negative Stunden | Stunden im Jahr |
|---|---|---|
| 2023 | 301 | 8.760 |
| 2024 | 457 | 8.784 |
| 2025 | 573 | 8.760 |
Von SMARD veröffentlichte Jahresdauern in Stunden. 2024 ist ein Schaltjahr. Die Häufigkeit allein beschreibt weder die Preistiefe noch eine künftig erzielbare Marge.
Großspeicher: Bestand und Planung unterscheiden
Speicherkapazität in GWh · Deutschland · veröffentlichter Stand vom 22. Juni 2026
Was ein Studienmodell zeigt
Fraunhofer IEE berechnet rückblickend für Januar 2025 bis Mai 2026 ein Szenario mit zusätzlichen 20 GW Batteriespeichern und vier Stunden Speicherdauer. Darin sinkt die modellierte Negativpreisdauer von 845 auf 276 Stunden.
Das ist eine Gegenrechnung für einen vergangenen Zeitraum. Die Studie bewertet damit keine Rendite eines einzelnen Speicherprojekts. Studie und Voraussetzungen
Was für Ihr Projekt daraus folgt
Zusätzliche Flexibilität kann Preisunterschiede verändern. Ein heute günstiges Lade- und Verkaufsfenster bleibt deshalb keine feste Größe. Eine Kalkulation braucht nachvollziehbare Annahmen zu Vermarktung, Kosten und tatsächlichem Betrieb.
Angekündigte Speicher werden zudem erst wirksam, wenn sie gebaut, angeschlossen und betrieben werden.
Welche Förderregel gilt
für welche Anlage?
Markterlöse und EEG-Zahlungen sind verschiedene Positionen. Bei negativen Börsenpreisen kann sich die EEG-Förderung verringern. Maßgebend sind unter anderem Inbetriebnahme beziehungsweise Gebotstermin, Anlagengröße und Messausstattung.
PV-Anlagen nach Zeitgruppen
- Vor 2016Für diese Anlagen greift die hier beschriebene Kürzung wegen negativer Preise nicht.
- 2016 bis 2020Grundsätzlich gilt eine Schwelle von sechs zusammenhängenden negativen Stunden. PV-Anlagen unter 500 kW sind ausgenommen.
- 2021 bis 2022Grundsätzlich gilt die Vier-Stunden-Regel; PV-Anlagen unter 500 kW sind ausgenommen.
- 1. Januar 2023 bis 24. Februar 2025Für diese Gruppe gilt eine Staffel: 2026 zwei zusammenhängende negative Stunden, ab 2027 eine Stunde. Anlagen unter 400 kW sind ausgenommen.
- Seit 25. Februar 2025Grundsätzlich zählt jede negative Viertelstunde. Für Anlagen unter 100 kW gelten Übergangsregeln zur intelligenten Messung; unter 2 kW besteht ein zusätzlicher Festlegungsvorbehalt.
Vereinfachte Orientierung für PV. Die Zeitgruppe richtet sich grundsätzlich nach Inbetriebnahme oder dem maßgeblichen Gebotstermin. Ausnahmen, Anlagenzusammenfassung und ein möglicher Regimewechsel sind gesondert zu prüfen. Gesetz und Erläuterung der Clearingstelle
PV-Speicher können unterschiedliche Betriebskonzepte haben
Die Grafik zeigt einen ausschließlich mit PV-Strom geladenen Grünstromspeicher. Mischkonzepte mit zusätzlichem Netzbezug sind gesondert zu betrachten. Die MiSpeL-Festlegung vom 1. Oktober 2026 eröffnet dafür zusätzliche Möglichkeiten. Während der Übergangszeit bis Ende September 2027 ist das Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber erforderlich; die Pauschaloption setzt zusätzlich eine EU-Genehmigung voraus. Bundesnetzagentur: MiSpeL
Welche Annahmen
für Ihr Projekt zählen
Das Wirkprinzip ist schnell erklärt. Ob ein Speicher wirtschaftlich sinnvoll eingesetzt wird, entscheidet sich im konkreten Projekt.
Vom Preisunterschied zum Projektergebnis
Für die Einordnung gehören Erzeugung, Strombezug, Speicherverluste, Vermarktung und Kosten zusammen. Dazu kommen Netzanschluss, tatsächlicher Betriebsbeginn und die vertraglich vereinbarte Erlösverteilung.
Im Gespräch erläutern wir Ihnen diese Punkte anhand der jeweiligen Projektunterlagen. So können Sie nachvollziehen, welche Annahmen die Kalkulation tragen und wo Unsicherheiten liegen.
„Ein gutes Investment erkennt man nicht nur an den Zahlen, sondern daran, wie klar der Weg dorthin begleitet wird.“Anton Wurzinger
Prokurist, Grötsch & Partner
Sie möchten die Rolle eines Speichers bei einem PV-Investment verstehen?
Wir besprechen mit Ihnen Projektaufbau, Speicherstrategie und die Annahmen der Kalkulation. Eine eigene Berechnung brauchen Sie dafür noch nicht.
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Quellen und Stand
Redaktion: Grötsch & Partner. Quellenprüfung: 7. Oktober 2026. Der jeweilige Bezugszeitraum steht bei den Daten. Planungen und Modellrechnungen sind keine zugesagten Projektergebnisse.
- Bundesnetzagentur / SMARD: Der Strommarkt im Jahr 2024.Tabelle „Day-Ahead Großhandelsstrompreis in Deutschland“ im Abschnitt Großhandelsstrompreise: negative Preisstunden 2023 und 2024.
- Bundesnetzagentur / SMARD: Der Strommarkt im Jahr 2025.Veröffentlicht am 5. Januar 2026. Tabelle im Abschnitt Großhandelsstrompreise: 573 negative Stunden 2025, Vergleichswert 457 Stunden 2024. Verwendet wird durchgehend die SMARD-Reihe.
- Bundesverband Solarwirtschaft: Batteriespeicher wachsen rasant – Ausbau bis 2029 dennoch unsicher.22. Juni 2026, Absatz „Derzeit verfügen …“: rund 6 GWh Großspeicherbestand, zusätzliche 15 GWh vergleichsweise gesichert und weitere 58 GWh in Planung. Die Projekteinschätzung wird vom BSW einer Enervis-Analyse zugeschrieben; deren Einzelprojektliste ist in der Mitteilung nicht verlinkt.
- Fraunhofer IEE: Die nächste Phase der Energiewende – Flexibilität (PDF).Studie im Auftrag des BEE. Seiten 10–11: Methode und Abgrenzung zur Projektwirtschaftlichkeit. Seiten 21–22: Modell Januar 2025 bis Mai 2026, zusätzliche Speicher mit 20 GW Leistung und vier Stunden Kapazitätsdauer, 845 gegenüber 276 modellierten Negativpreisstunden. Diese Werte werden nicht mit der historischen SMARD-Jahresreihe vermischt.
- EEG: § 51, § 51a und § 100; ergänzend Clearingstelle EEG|KWKG, häufige Rechtsfrage 264.Aktuelles Recht und Übergangsregeln; Clearingstelle, Fassung vom 15. Juni 2026, Tabelle zu Inbetriebnahme-/Gebotsterminen und Leistungsschwellen. Zur Staffel für die Gruppe 2023 bis 24.02.2025 außerdem archivierte EEG-Fassung, § 51 auf Seite 128 (PDF).
- Bundesnetzagentur: MiSpeL-Festlegung vom 1. Oktober 2026, Az. 618-25-02.Tenor mit Begründung, insbesondere Ziffern 8–9: Übergangszeit bis 30. September 2027 und Genehmigungsvorbehalt bei der Pauschaloption. Voraussetzungen und Anwendung sind für das konkrete Betriebskonzept zu prüfen.
Was die interaktive Darstellung berechnet
Die Verläufe sind ein frei gewähltes Tagesbeispiel ohne Bezug zu einem realen Kalendertag, Stromtarif oder Projekt. Die PV-Erzeugung liegt zwischen 6 und 20 Uhr. Zwischen 10 und 16 Uhr steigt der gespeicherte Anteil im Modell bis auf 75 % der momentanen Erzeugung um 13 Uhr und fällt anschließend wieder ab; der Rest wird direkt verkauft. Der Speicher gibt ab 17 Uhr insgesamt 90 % der aufgenommenen Energie wieder ab. Beim reinen Speicher wird dieselbe Ladeenergie aus dem Netz bezogen. Diese Annahmen dienen allein der Erklärung.
Die Verkaufskurven entstehen aus abgegebener Energie und dem schematischen Preisprofil. PV mit und ohne Speicher haben dieselbe Erzeugung und denselben Erlösmaßstab. Preis und Erzeugung besitzen jeweils eigene relative Skalen. Speicherverluste sind im Energiefluss berücksichtigt; Bezugskosten, Investition, Betrieb, Finanzierung, Steuern, reale Leistungsgrenzen und weitere Erlösquellen werden nicht zu einem Projektergebnis verrechnet.
Die Anzeige ist deshalb keine Renditeprognose. Ein Speicher verbessert die Wirtschaftlichkeit nicht automatisch. Für eine Investitionsentscheidung sind die konkreten Unterlagen und individuelle Prüfungen maßgebend; eingesetztes Kapital kann teilweise oder vollständig verloren gehen.