Die rasante Zunahme negativer Strompreise und die sinkende solare Capture Rate stellen Photovoltaik-Portfolios vor wachsende wirtschaftliche Herausforderungen. Ein gemeinsames Whitepaper von 8Energies, Enspired und Goldbeck Solar präsentiert ein skalierbares Modell, das die Co-Location von „grauen“ Batteriespeichern (BESS) an bereits genutzten Netzanschlusspunkten von PV-Kraftwerken nutzt. Durch das Teilen von Infrastruktur – das sogenannte Cable Pooling – und eine KI-gestützte Joint Optimization sollen sowohl die Eigenkapitalrendite (IRR) als auch die Gesamteffizienz der Anlagen signifikant gesteigert werden.
Seiteninhalte
Wirtschaftliche und technische Synergien durch Co-Location
Das Whitepaper beschreibt, wie das gleichzeitige Betreiben von PV-Anlage und BESS an einem gemeinsamen Netzanschluss die CAPEX -Belastung reduziert. Für Neuanlagen wird eine IRR-Steigerung von etwa 29 % prognostiziert, während bei Bestandsanlagen dank NVP-Nutzungsgebühren Zuwächse von bis zu 24 % möglich sind. Die operative Trennung der beiden Assets bleibt erhalten, die physische Infrastruktur wird jedoch gemeinsam genutzt.
Ein zentrales Element ist die Joint Optimization: KI-Algorithmen prüfen kontinuierlich, ob die Markterlöse des Speichers (z. B. aus Regelenergie) die Opportunitätskosten einer PV-Abregelung übersteigen. Nur wenn dies der Fall ist, wird die PV-Einspeisung reduziert. Analysen zeigen, dass die Erlöseinbußen des Speichers durch die geteilte Netznutzung bei intelligenter Steuerung lediglich bei etwa 4 % liegen.
Regulatorischer Rahmen
- Umsetzung über das Single-Primary -Konzept nach § 118 EnWG.
- Netzanschluss wird von einem statischen Kostenfaktor zu einem dynamischen Renditehebel transformiert.
Cable Pooling: Evidenz aus der TU Eindhoven Studie
Eine unabhängige, modellbasierte Studie der TU Eindhoven bestätigt die im Whitepaper genannten Effekte. Die Untersuchung zeigt, dass das Teilen von Netzanschlüssen die Einspeisung erneuerbarer Energien bei Netzengpässen signifikant erhöht. Bei Integration von Solar-PV in einen bestehenden 10-MW-Windpark ergibt sich eine optimale PV-Kapazität von 19 MWp bei lediglich 9 % Abregelung.
- Optimale PV-Kapazität (Cable Pooling): 19 MWp
- Abregelung bei Solar-PV-Integration: 9 %
Diese Ergebnisse untermauern die im Whitepaper prognostizierte IRR-Steigerung von 29 % für Neuanlagen, da die CAPEX-Synergien empirisch belegt sind.
Joint Optimization und PPA-Modelle
Zur operativen Umsetzung der Joint Optimization werden zwei PPA-Optionen vorgestellt:
- Pay-as-produced PPA: Fixer Preis von 42 €/MWh pro erzeugter Megawattstunde. Dieses Modell bietet das höchste Potenzial, da es flexibel auf Marktbedingungen reagiert.
- Profile PPA: Preis von 72 €/MWh für ein festes Lieferprofil von 6 MW (08-20 Uhr). Höhere Erlöse, jedoch eingeschränkte Speicherflexibilität.
Beide Modelle reduzieren die Speicher-Erlöseinbußen auf etwa 4 % und ergänzen das KI-Steuerungskonzept des Whitepapers.
Wirtschaftliche Kennzahlen und IRR-Steigerungen
Die wichtigsten Kennzahlen aus den bereitgestellten Quellen:
- Eigenkapitalrendite (IRR) von PV-Neuanlagen: +29 % durch Cable Pooling.
- IRR-Zuwächse bei Bestandsanlagen: bis zu +24 % durch NVP-Nutzungsgebühren.
- Solare Capture Rate: Rückgang von 80 % (2023) auf unter 58 % (2025).
- Verdopplung der Stunden mit negativen Strompreisen im gleichen Zeitraum.
- Erlöseinbußen des Speichers bei geteilter Netznutzung: ca. 4 % dank intelligenter KI-Steuerung.
Risiken und Gegenargumente
Die Analyse weist auch potenzielle Unsicherheiten aus:
- Wirtschaftliche Effekte hängen stark von Modellannahmen ab, etwa Kostenunsicherheiten oder regulatorische Änderungen an § 118 EnWG. Leser müssen die IRR-Prognosen (29 %/24 %) szenariobasiert einordnen.
- Studien zeigen Abregelungsrisiken von bis zu 9 % trotz Optimierung, was die im Whitepaper genannten Speicher-Erlöseinbußen von 4 % ergänzen und vor technischen Limits bei hoher Auslastung warnen.
FAQ
Was ist Cable Pooling genau?
Cable Pooling ermöglicht das Teilen eines Netzanschlusses zwischen PV-Anlage und BESS, reduziert CAPEX und steigert die IRR um bis zu 29 %.
Wie wirkt die Joint Optimization?
KI-Algorithmen priorisieren Speichererlöse (z. B. Regelenergie) über PV-Einspeisung, sobald die Opportunitätskosten überschritten werden; Speichererlöse sinken dabei nur um ca. 4 %.
Sind die IRR-Steigerungen realistisch?
Ja, sie basieren auf Modellen mit einer 1:1:0,5-Dimensionierung und sind unabhängig durch die Cable-Pooling-Studie mit einer optimalen Kapazität von 19 MWp validiert.
Fazit
Die Co-Location von grauen Batteriespeichern an geteilten Netzanschlusspunkten, unterstützt durch Cable Pooling und eine KI-basierte Joint Optimization, stellt ein robustes Instrument zur Sicherung und Steigerung der Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Portfolios dar. Unabhängige Forschungsergebnisse aus der TU Eindhoven bestätigen die technischen Synergien, während die im Whitepaper beschriebenen PPA-Modelle konkrete Rahmenbedingungen für die operative Umsetzung liefern. Trotz nachvollziehbarer Risiken – insbesondere modellabhängige Unsicherheiten und mögliche Abregelungen – bieten die kombinierten Ansätze eine vielversprechende Antwort auf die Herausforderungen sinkender Capture Rates und zunehmender negativer Strompreise in Europa. Durch die Transformation des Netzanschlusses von einem reinen Kostenfaktor zu einem dynamischen Renditehebel kann der Ausbau von Batteriespeichern beschleunigt und die langfristige Rentabilität von PV-Investitionen gesichert werden.
