Neue Netzanschlüsse sind kaum noch zu bekommen, bestehende dafür bares Geld wert. Markus Baumann erklärt, warum aurivolt gezielt Speicher an vorhandene PV-Anlagen setzt und was Anlagenbetreiber davon haben.
Wenn der Netzanschluss zum Nadelöhr wird
Wer derzeit versucht, einen Batteriespeicher neu ans deutsche Stromnetz zu bringen, lernt vor allem eines: Warten. Die Anfragen bei den Netzbetreibern haben die verfügbaren Kapazitäten längst überholt, an vielen Netzverknüpfungspunkten liegen Wartezeiten von mehreren Jahren, für eigenständige Speicherprojekte, Ladeinfrastruktur oder Rechenzentren werden Zusagen zunehmend restriktiv erteilt. Wer sich auf der Seite des ostwestfälischen Energieunternehmens aurivolt umsieht, merkt schnell: Aus genau dieser Engstelle hat sich hier ein ganzes Geschäftsmodell entwickelt.
Denn während neue Anschlusszusagen für eigenständige Speicherprojekte immer seltener werden (nach Angaben des Unternehmens stellen manche Netzbetreiber vor 2029 gar keine neuen Zusagen mehr in Aussicht), gibt es in Deutschland tausende Netzanschlüsse, die längst existieren und einen Großteil des Tages ungenutzt bleiben. Gemeint sind die Anschlüsse von Photovoltaikanlagen. Genau hier setzt aurivolt an.
Ein Anschluss, zwei Erlösquellen: die Idee hinter Co-Location
„Ein Solarpark nutzt seinen Netzanschluss im Jahresmittel nur zu einem Bruchteil aus", erklärt Markus Baumann, Gründer und Geschäftsführer von aurivolt. „Nachts liegt er komplett brach, morgens und abends größtenteils. Dieser Anschluss ist heute oft mehr wert als die Anlage selbst, man muss ihn nur intelligent doppelt nutzen." Baumann bringt nach eigenen Angaben rund drei Jahrzehnte unternehmerische Erfahrung mit, zunächst in der dezentralen Wasser- und Umwelttechnik, später in der Photovoltaik, ein Werdegang, der seiner Argumentation eine gewisse technische Nüchternheit verleiht.
Was er meint, lässt sich an einer einfachen Frage festmachen: Warum sollte ein teurer Netzanschluss nur zwölf Stunden am Tag arbeiten, wenn er rund um die Uhr könnte? Genau darauf antwortet das Prinzip der Co-Location. Statt für einen Speicher einen eigenen, neuen Netzanschluss zu beantragen, wird er hinter dem bestehenden Anschlusspunkt einer PV-Anlage installiert und teilt sich fortan dieselbe Leitung.
So funktioniert die Co-Location in der Praxis
Konkret läuft das in drei Schritten ab. Zuerst wird der Speicher an den vorhandenen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen, ohne neues Genehmigungsverfahren und ohne jahrelange Wartezeit. Danach übernimmt er die Rolle eines Puffers: Immer wenn die PV-Anlage mittags mehr Strom erzeugt, als sinnvoll verkauft oder eingespeist werden kann, wandert die Energie in den Speicher statt ins Netz. Erst im dritten Schritt kommt der eigentliche Ertrag ins Spiel: Ein automatisiertes Handelssystem verkauft die gespeicherte Energie dann, wenn die Preise an der Strombörse es hergeben, meist abends, wenn Nachfrage und Preis steigen. Aus einer Anlage, die bislang nur produziert hat, wird so ein Kraftwerk, das auf den Markt reagieren kann.
Was Anlagenbetreiber und Projektierer konkret davon haben
Für Betreiber bestehender Anlagen bedeutet das zunächst simple Mathematik: mehr Erlös aus derselben Fläche, ohne dass ein neuer Netzanschluss beantragt werden muss. Wer dagegen gerade erst ein PV-Projekt plant, spart durch die gemeinsame Nutzung von Anschluss, Fläche und Kabeltrasse handfeste Investitionskosten, ein Argument, das bei Projektierern zunehmend verfängt, seit die eigenständige Genehmigung neuer Speicherstandorte zur Geduldsprobe geworden ist.
Ganz ohne Abstimmung geht es dabei nicht: Speicher und PV-Anlage teilen sich den Netzanschluss. In der Praxis behindern sich beide aber kaum, denn der Speicher lädt in der Regel genau dann, wenn die PV-Anlage einspeist. Nach Angaben von aurivolt bleibt der Effekt gering, verglichen mit den zusätzlichen Erlösen aus der zeitversetzten Vermarktung."
Negativpreise verstärken das Argument
Interessant wird die Rechnung dort, wo sich die Preisrealität an der Börse verschiebt. 2025 zählte der deutsche Strommarkt 573 Stunden mit negativen Preisen, ein neuer Höchstwert, und ausgerechnet die Mittagsspitze der PV-Erzeugung trifft diese Stunden besonders häufig. Wer dann nur einspeisen kann, verschenkt Strom oder zahlt sogar drauf. Wer zwischenspeichern kann, verschiebt den Verkauf einfach auf später und macht aus einem Verlustgeschäft ein Zusatzgeschäft. Hinzu kommt ein strukturelles Problem: Je mehr Solaranlagen gleichzeitig ans Netz gehen, desto häufiger konkurrieren sie in denselben Stunden um denselben Markt, was den erzielbaren Preis für PV-Strom tendenziell weiter drückt. Ein Speicher, der zeitlich ausweichen kann, entzieht sich dieser Konkurrenz zumindest teilweise.
Betreiber statt Berater: der Unterschied laut Baumann
Dass aurivolt dabei nicht als Berater auftritt, sondern selbst Betreiber ist, hält Baumann für den entscheidenden Unterschied zu anderen Anbietern am Markt: „Wir betreiben unsere eigene Speicherflotte und handeln sie jeden Tag an der Strombörse. Wenn wir sagen, dass ein Netzanschluss mehr verdienen kann, dann, weil wir es täglich selbst beweisen." Bei Co-Location-Projekten übernimmt das Unternehmen nach eigener Darstellung Planung, Bau, Betrieb und Vermarktung aus einer Hand. Der Anlagenbetreiber bleibt Eigentümer seiner PV-Anlage, um den Speicher selbst muss er sich nicht kümmern, das übernimmt aurivolt gegen eine vertraglich vereinbarte Beteiligung an den Erlösen.
Ob dieses Betreibermodell für jede Anlage gleich attraktiv ist, hängt naturgemäß von Anschlussleistung, Einspeiseprofil und den konkreten Vertragskonditionen ab, Fragen, die sich pauschal kaum beantworten lassen und die im Einzelfall geprüft werden müssen.
Reifegradverfahren: Die Politik reagiert auf den Anschluss-Engpass
Wie knapp Netzanschlusskapazität inzwischen tatsächlich gehandelt wird, zeigt sich auch auf regulatorischer Ebene. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben im Februar 2026 ein sogenanntes Reifegradverfahren vorgestellt, das seit April 2026 in einer ersten Phase läuft und das bisherige Windhundprinzip beim Netzanschluss ablöst. Statt Anträge schlicht nach Eingangsdatum abzuarbeiten, bewerten die Netzbetreiber künftig Flächensicherung, technisches Anschlusskonzept und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Antragsteller und priorisieren bei Überzeichnung die reifsten Projekte.
Betroffen sind davon zunächst allerdings nur Großanschlüsse ab 100 Megawatt am Höchstspannungsnetz, also vor allem Großbatteriespeicher, Rechenzentren und Elektrolyseure. Für kleinere und mittlere Speicher an Verteilnetzen, wie sie bei Co-Location-Projekten an PV-Anlagen typischerweise zum Einsatz kommen, bleibt die Kapazitätsfrage vor Ort weiterhin eine Sache von Einzelfallprüfung und regionaler Netzsituation. Das ändert am Grundproblem wenig und macht die Idee, vorhandene Anschlüsse doppelt zu nutzen, aus Sicht vieler Marktteilnehmer eher noch attraktiver, ganz unabhängig davon, was sich auf Ebene der Übertragungsnetzbetreiber gerade ändert.
Ein Blick nach vorn
Ob Co-Location sich als Standardlösung für PV-Anlagen in Deutschland durchsetzt, wird sich erst zeigen, wenn mehr Projekte über mehrere Jahre gelaufen sind und belastbare Zahlen zu tatsächlichen Mehrerlösen vorliegen. Der Grundgedanke, wonach ein knapper Netzanschluss effizienter genutzt werden sollte als bisher, dürfte angesichts der beschriebenen Kapazitätsengpässe aber kaum an Relevanz verlieren, unabhängig davon, welcher Anbieter am Ende die Umsetzung übernimmt.
Anlagenbetreiber und Projektierer, die ihren eigenen Netzanschluss auf sein Ertragspotenzial prüfen lassen wollen, finden unter aurivolt.com/photovoltaik-gewerbe einen kostenlosen Ertrags-Check, der Anschlussleistung, Einspeiseprofil und mögliche Zusatzerlöse durch einen Speicher am eigenen Standort abbildet.