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Batteriespeicher können die Wirtschaftlichkeit von PV-Direktinvestments deutlich verbessern. Aktuelle Marktdaten zeigen hohe Preisunterschiede zwischen günstigen Solarstunden und höherpreisigen Abendstunden. Innovar Invest setzt deshalb auf Co-Location-Projekte mit PV und BESS und kalkuliert bewusst konservativ mit einem zusätzlichen Vermarktungserlös von 3 bis 4 ct/kWh.
Bei einem Photovoltaik-Direktinvestment entscheidet nicht nur, wie viel Strom eine Anlage produziert. Zunehmend entscheidend ist auch, zu welchem Preis dieser Strom vermarktet werden kann. Batteriespeicher können genau hier einen erheblichen wirtschaftlichen Unterschied machen.
Aktuelle Marktdaten, über die das pv magazine im August 2026 berichtet hat, zeigen, wie groß die Preisunterschiede zwischen typischen Solarstunden und höherpreisigen Abendstunden mittlerweile sein können.
Für das erste Halbjahr 2026 wurde auf Viertelstundenbasis ein durchschnittlicher Brutto-Preisspread von 13,46 ct/kWh zwischen einem günstigen Ladefenster und einem höherpreisigen Verkaufsfenster ermittelt.
Besonders bemerkenswert:
An allen 181 Tagen des ersten Halbjahres 2026 lag der betrachtete Abendpreis über dem Preis im Ladefenster.
Für die Wirtschaftlichkeit moderner Photovoltaik-Freiflächenanlagen ist diese Entwicklung hoch relevant.
Photovoltaikanlagen produzieren naturgemäß besonders viel Strom in den Mittagsstunden.
Genau dann speisen jedoch auch zahlreiche andere Solaranlagen gleichzeitig in das Stromnetz ein. Das hohe Angebot kann die Börsenstrompreise deutlich drücken.
Für eine klassische PV-Anlage ohne Speicher bedeutet das:
Der Strom muss überwiegend dann vermarktet werden, wenn er produziert wird.
Eine hohe Stromproduktion führt deshalb nicht automatisch zu einem entsprechend hohen Einspeiseerlös.
Für Investoren gewinnt damit neben dem Jahresertrag eine zweite Kennzahl an Bedeutung:
Welcher durchschnittliche Erlös kann mit jeder produzierten Kilowattstunde tatsächlich erzielt werden?
Bei einer Co-Location werden Photovoltaikanlage und Batteriespeicher innerhalb eines gemeinsamen Energiekonzepts betrieben.
Der Batteriespeicher ermöglicht es, einen Teil des erzeugten Solarstroms nicht unmittelbar während niedriger Preisphasen einzuspeisen.
Stattdessen kann Strom gespeichert und zeitversetzt in attraktivere Marktphasen verschoben werden.
Vereinfacht:
Reine PV: produzieren und unmittelbar vermarkten.
PV + BESS: produzieren, speichern und gezielter vermarkten.
Damit wird ein Teil der Solarstromproduktion zeitlich flexibler.
Und genau diese Flexibilität besitzt einen wirtschaftlichen Wert.
Die vom pv magazine veröffentlichten Zahlen verdeutlichen die Entwicklung.
Auf identischer Stundenbasis stieg der durchschnittliche Brutto-Preisspread vom ersten Halbjahr 2025 zum ersten Halbjahr 2026 von:
11,61 ct/kWh auf 12,83 ct/kWh.
Auf Viertelstundenbasis lag der durchschnittliche Wert im ersten Halbjahr 2026 sogar bei:
13,46 ct/kWh.
Dabei betrug der durchschnittliche Preis im betrachteten Ladefenster 3,66 ct/kWh, während im ausgewählten Abendfenster durchschnittlich 17,12 ct/kWh erreicht wurden.
Selbst bei einer Sensitivitätsbetrachtung mit einem angenommenen Round-Trip-Wirkungsgrad von 87 Prozent reduzierte sich der betrachtete Spread lediglich auf 11,24 ct/kWh.
Diese Werte sind keine Renditezusage und lassen sich nicht eins zu eins auf ein konkretes Projekt übertragen.
Sie zeigen jedoch sehr deutlich:
Die zeitliche Verschiebung von Solarstrom kann einen erheblichen wirtschaftlichen Wert besitzen.
Für eine belastbare Wirtschaftlichkeitsberechnung wäre es falsch, den theoretisch beobachteten Brutto-Spread vollständig als zusätzlichen Erlös anzusetzen.
In der Praxis müssen unter anderem berücksichtigt werden:
Deshalb kalkulieren wir bei Innovar Invest deutlich konservativer.
Unsere Photovoltaik-Freiflächenprojekte werden grundsätzlich als Co-Location mit Batteriespeicher konzipiert.
Für die langfristige Wirtschaftlichkeitsbetrachtung kalkulieren wir mit einem durchschnittlichen Mehrerlös von etwa:
+3 bis +4 ct/kWh gegenüber einer reinen PV-Vermarktung.
Damit liegt unsere Kalkulationsannahme erheblich unter den aktuell beobachteten Brutto-Preisspreads.
Das ist bewusst so gewählt.
Eine langfristige Investitionsrechnung sollte aus unserer Sicht nicht davon abhängig sein, dass theoretisch optimale Marktpreise dauerhaft realisiert werden.
Entscheidend ist vielmehr eine Annahme, die auch unter Berücksichtigung technischer und wirtschaftlicher Abschläge belastbar erscheint.
Wenige Cent pro Kilowattstunde wirken zunächst unspektakulär.
Bei den Strommengen einer Photovoltaik-Freiflächenanlage entsteht daraus jedoch schnell ein erheblicher wirtschaftlicher Effekt.
Nehmen wir ein vereinfachtes Beispiel:
Eine PV-Anlage mit 1 MWp Leistung und einem angenommenen spezifischen Jahresertrag von 1.000 kWh je kWp erzeugt etwa:
1.000.000 kWh Strom pro Jahr.
Bereits 1 ct/kWh zusätzlicher durchschnittlicher Einspeiseerlös entspricht damit:
1.000.000 kWh × 0,01 € = 10.000 € zusätzlicher Erlös pro Jahr.
Damit ergeben sich vereinfacht:
Bei 2 MWp Anlagenleistung verdoppelt sich dieser Effekt entsprechend.
Damit wird sichtbar, warum die Vermarktungsstrategie für ein PV-Direktinvestment wirtschaftlich so relevant ist.
Schon ein durchschnittlich um einen Cent höherer Einspeiseerlös kann bei 1 MWp rund 10.000 Euro zusätzlichen Jahreserlös ausmachen.
Bei einer langfristigen Betriebsdauer können sich selbst moderate Verbesserungen des durchschnittlichen Vermarktungserlöses daher erheblich auf die Gesamtwirtschaftlichkeit eines Solarparks auswirken.
Für die Bewertung eines PV-Direktinvestments sollte deshalb nicht nur gefragt werden:
Wie viele Kilowattstunden produziert die Anlage?
Ebenso wichtig ist:
Welcher durchschnittliche Erlös wird mit diesen Kilowattstunden erzielt?
Genau hier unterscheiden sich klassische PV-Konzepte zunehmend von modernen Co-Location-Projekten.
Der Batteriespeicher macht einen Teil der erzeugten Energie zeitlich steuerbar und ermöglicht eine intelligentere Vermarktung.
Das Ziel ist dabei nicht, täglich den maximal möglichen Strompreis zu treffen.
Entscheidend ist vielmehr, den durchschnittlichen Einspeiseerlös über die Betriebsdauer nachhaltig zu verbessern.
Für Innovar Invest ist der Batteriespeicher deshalb kein nachträgliches Zusatzprodukt.
Er ist Bestandteil unseres Projektkonzepts.
Unsere Photovoltaik-Freiflächenanlagen werden von Beginn an so entwickelt, dass PV-Erzeugung, Batteriespeicher, Netzanschluss und Vermarktung gemeinsam betrachtet werden.
Der Investor erwirbt dabei seinen definierten Anteil an der Photovoltaikanlage. Der Batteriespeicher verbleibt innerhalb unserer Projektstruktur und wird für die optimierte Vermarktung des erzeugten Solarstroms genutzt.
Damit verbinden wir die Vorteile eines klassischen PV-Direktinvestments mit den zusätzlichen wirtschaftlichen Möglichkeiten einer modernen Co-Location.
Die aktuellen Marktdaten bestätigen einen grundlegenden Wandel in der Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik.
Solarstrom wird nicht automatisch dann produziert, wenn er am meisten wert ist.
Batteriespeicher können diese zeitliche Abhängigkeit teilweise auflösen.
Der aktuell veröffentlichte durchschnittliche Brutto-Preisspread von 13,46 ct/kWh zeigt, welche Preisunterschiede innerhalb eines Tages mittlerweile auftreten können.
Innovar Invest kalkuliert für seine Co-Location-Projekte dagegen bewusst konservativ mit einem durchschnittlichen Mehrerlös von 3 bis 4 ct/kWh gegenüber einer reinen PV-Vermarktung.
Was diese wenigen Cent wirtschaftlich bedeuten, zeigt bereits das einfache Rechenbeispiel:
1 ct/kWh Mehrerlös entspricht bei 1 MWp und 1 Mio. kWh Jahresproduktion rund 10.000 Euro zusätzlichem Erlös pro Jahr.
Damit wird die intelligente Vermarktung des erzeugten Stroms zu einem wesentlichen Faktor für die langfristige Wirtschaftlichkeit moderner Photovoltaik-Direktinvestments.
Nicht nur Strom produzieren. Sondern Strom dann vermarkten, wenn er mehr wert ist.
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