Kombiniere, kombiniere – Co-Location Projekte im Lichte der Energierechtsnovelle 2025

Entscheidende Vorfrage jedes geplanten Co-Location-Projektes ist, ob das Projekt wirtschaftlich umgesetzt werden kann. Der Vergütungsanspruch gemäß §§ 19 ff. EEG 2023 spielt dabei – ungeachtet der stetig steigenden Zahlen geschlossener PPAs in Deutschland – weiterhin eine herausragende Rolle. Nicht zuletzt wird eine gesicherte EEG-Vergütung im Rahmen der Finanzierung von Erneuerbaren-Projekten in aller Regel als „Floor“ für den Business Case vorausgesetzt. Für Co-Location-Projekte unter Einbindung von Speichern ergeben sich dabei einige Besonderheiten.

Grundsätzlich sieht § 19 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2023 vor, dass der Betreiber einer EE-Anlage für den in dieser Anlage erzeugten Strom gegen den Netzbetreiber einen Anspruch auf die EEG-Vergütung, etwa die Marktprämie, hat. Doch was passiert, wenn zusätzlich ein Speicher errichtet wird? In der Vergangenheit ordnete das EEG ausdrücklich an, dass der Zahlungsanspruch gegen den Netzbetreiber auch besteht, wenn der Strom vor Einspeisung in ein Netz zwischengespeichert wurde. Maßgeblich war allerdings der Strom, welcher aus dem Speicher in das Netz eingespeichert wurde. Speicherverluste waren abzuziehen, zudem galt das strikte Ausschließlichkeitsprinzip, d.h. der zwischengespeicherte Strom durfte ausschließlich aus erneuerbaren Energien stammen. 

Eine Abweichung vom strengen Ausschließlichkeitsprinzip wurde in den vergangenen Jahren und Monaten vielfach gefordert. Immerhin ließ die bisherige Rechtslage denkbar wenig Raum für einen flexiblen Speichereinsatz bei gleichzeitiger Aufrechterhaltung des Vergütungsanspruchs. Nach mehreren Änderungen gilt seit Februar 2025 Folgendes: 

Der Betreiber des Stromspeichers kann den Anspruch auf die Marktprämie nach Maßgabe mehrerer Optionen (§ 19 Abs. 3a bis 3c EEG 2023) geltend machen. Dabei sollen teilweise – in Abkehr der vorher lange geltenden Regelungen – auch Aufweichungen des Ausschließlichkeitsprinzips möglich sein. 

• (a) Ausschließlichkeitsoption 

  Die Ausschließlichkeitsoption (§ 19 Abs. 3a EEG 2023) sieht vor, dass in dem Stromspeicher innerhalb eines Kalenderjahres ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien zum Zweck der Zwischenspeicherung verbraucht wird. Auch hier sind Speicherverluste abzuziehen. Die Option orientiert sich mithin am stärksten an den bereits in der Vergangenheit geltenden Prinzipien, der Speicher darf daher nicht mit Strom aus dem Netz geladen werden.

• (b) Abgrenzungsoption 

  Die Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG 2023) sieht wiederum vor, dass in dem Stromspeicher zwar nicht ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien zum Zweck der Zwischenspeicherung verbraucht wird, jedoch für einen als förderfähig bestimmten Anteil weiterhin ein Vergütungsanspruch besteht. Auch hier sind Speicherverluste abzuziehen. Was ein förderfähiger Anteil ist, ist nach Maßgabe einer Festlegung der Bundesnetzagentur zur flexiblen Speichernutzung (§ 85d EEG 2023) zu bestimmen, die erstmals bis zum Ablauf des 30. Juni 2026 getroffen werden muss. Die Abgrenzungsoption stellt also eine Aufweichung des strengen Ausschließlichkeitsprinzips dar. 

• (c) Pauschaloption

  Die Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG 2023) sieht beim gemeinsamen Betrieb von PV-Anlagen und Stromspeicher(n) wiederum vor, dass die Vergütung für einen pauschalen Anteil der in das Netz eingespeisten Strommengen geltend gemacht wird. Voraussetzung ist jedoch u.a., dass die PV-Anlagen eine installierte Leistung von insgesamt höchstens 30 kW haben. Die Pauschaloption eignet sich mithin nur für kleinere Anlagen und entsprechend überschaubar dimensionierte Co-Location-Projekte.

Die von vielen Entwicklern von Co-Location-Projekten ersehnte Aufweichung des Ausschließlichkeitsprinzips und die damit einhergehende Flexibilisierung des Speichereinsatzes ergibt sich aus den vorstehend skizzierten Neuerungen sicher nicht. Während der praktische Nutzen der Abgrenzungsoption maßgeblich vom Erlass (und Inhalt) einer Mitte 2026 zu erwartenden Festlegung der BNetzA abhängt, ist die Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG 2023) ausschließlich für Kleinprojekte wählbar. Selbst deren Anwendbarkeit hängt jedoch noch an der beihilferechtlichen Genehmigung der EU-Kommission, die weiter auf sich warten lässt.

Innovationsausschreibungsprojekte sind von den Änderungen bislang nicht betroffen, insofern hat keine Angleichung der InnAusV an die Vorgaben der §§ 19 Abs. 3a-3c EEG 2023 stattgefunden. Im Anwendungsbereich der InnAusV gilt folglich weiterhin das strenge Ausschließlichkeitsprinzip. 

Vorschriften, nach denen sich die Vergütung für Strom aus EE-Anlagen in Zeiträumen negativer Spotmarktpreise auf Null reduzieren kann, sind Anlagenbetreibern seit geraumer Zeit bekannt. Bisher, d.h. vor der jüngsten Änderung des § 51 EEG 2023, setzte die Verringerung auf Null jedoch voraus, dass ein bestimmter zusammenhängender Mindestzeitraum negativer Preise überschritten wurde. Erst nachdem vier (bis Ende 2023) bzw. drei (2024/2025) Stunden ununterbrochen negative Spotmarktpreise verzeichnet wurden, setzte auch die Reduzierung auf Null ein. Dass sich die Zeiträume schrittweise weiter reduzieren würden, änderte nichts daran, dass die Zeiten negativer Preise, die sich erheblich auf die Wirtschaftlichkeit eines Projektes auswirkten, aus Betreibersicht in der Regel zumindest beherrschbar schienen.

Mit dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen aus Februar 2025 hat der Gesetzgeber jedoch eine nicht unerhebliche Verschärfung des § 51 EEG 2023 eingeführt. Die Verringerung der EEG-Vergütung greift seit Februar 2025 bereits ab der ersten Viertelstunde negativer Spotmarktpreise. Dies gilt nach den Übergangsregelungen in § 101 EEG 2023 jedenfalls für alle nach dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommenen EE-Anlagen. Für Anlagenbetreiber bedeutet dies in Zeiten ohnehin zunehmender Negativpreisphasen an den Spotmärkten mithin eine potenziell deutliche Zunahme von vergütungslosen Zeiträumen. 

Die vielfach angestrebte Lösung, diese Belastung des jeweiligen Business Case wenigstens abzumildern, ist der Zubau bzw. die Einplanung von Batteriespeichern. Im Idealfall erlauben Batteriespeicher, ebenso flexibel und einfach wie effektiv, in Zeiten negativer Spotmarktpreise erzeugte Strommengen zwischenzuspeichern und zu Zeiten wenigstens nicht negativer Spotmarktpreise gegen eine Vergütung gemäß EEG auszuspeichern und einzuspeisen. 

Mit der Verschärfung der Vorschriften zu negativen Preisen hat der Gesetzgeber mithin – ganz bewusst (BT-Drs. 20/14235, S. 42) – einen starken Anreiz dafür geschaffen, Neuanlagen direkt als Co-Location-Projekte zu planen. Dass zugleich der Kompensationsmechanismus in § 51a EEG 2023 umfassend geändert und deutlich differenzierter ausgestaltet wurde, ist begrüßenswert. Für Anlagenbetreiber wiegt diese Kompensation jedoch die negativen Auswirkungen der Verschärfung des § 51 EEG 2023 nicht auf, da die am Ende des Vergütungszeitraums hinzutretende Kompensation für die laufend zu bedienende Finanzierung der EE-Anlagen kaum relevant ist. 

Neben der Dimensionierung spielt die Sicherung von Netzanschlusskapazitäten ähnlich wie bei reinen EE-Anlagen auch bei Co-Location-Projekten eine immer größere Rolle. Aufgrund der nur eingeschränkten Verfügbarkeit dieser Kapazitäten in diversen Netzgebieten Deutschlands ist die Sicherung von Netzanschlusskapazitäten für das „Ob“ und „Wie“ des Projektes der entscheidende Faktor. Dabei rückt zunehmend auch die für „echte“ Co-Location erforderliche Bezugsleistung in den Fokus. 

Eine Möglichkeit, die Kapazitätslage in deutschen Elektrizitätsversorgungsnetzen zu entspannen, könnten künftig sog. flexible Netzanschlussvereinbarungen i.S.d. § 8a EEG 2023 bzw. § 17 Abs. 2b EnWG sein, die es Anlagen- und Netzbetreibern erlaubt, eine anschlussseitige Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung in das Netz, ggfs. für bestimmte Zeitfenster und mit variabler Höhe, zu vereinbaren. In der Folge könnten vermeintlich zu „große“ Projekte durch eine zeitweise Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung doch einen Netzanschluss erhalten. 

Grundsätzlich können sich Speicherbetreiber hinsichtlich ihres geplanten Speichers ebenso wie für ihre PV-Anlage gegenüber dem Anschlussnetzbetreiber auf § 8 Abs. 1 EEG 2023 berufen, der einen Anspruch auf vorrangigen Anschluss der Anlagen an ihr Netz vermittelt. Allerdings gilt § 8 Abs. 1 EEG 2023 nur für „Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas“. Ausdrücklich werden im EEG 2023 lediglich „Anlagen“ definiert. Diese umfassen gemäß § 3 Nr. 1 EEG 2023 aber auch Stromspeicher, sofern diese Strom zwischenspeichern, der ausschließlich aus erneuerbaren Energien (oder Grubengas) stammt. Nicht ausdrücklich erfasst sind damit aber solche Speicher, die sowohl PV-Strom als auch Netzstrom einspeichern. Ob also bei einer solchen „hybriden“ Nutzung eine Berufung auf § 8 Abs. 1 EEG 2023 in Betracht kommt, ist zumindest fraglich. In diesen Fällen bleibt daher nur der allgemeine Anspruch auf Netzanschluss gemäß § 17 EnWG, wobei § 17 Abs. 2a EnWG zumindest sicherstellt, dass der Vorrang nach § 8 EEG 2023 nicht gegenüber Energiespeicheranlagen gilt.

Die Errichtung und der Betrieb von Energiespeichern stehen gem. § 11c EnWG im überragenden öffentlichen Interesse. Das entbindet jedoch nicht von der Einhaltung der öffentlich-rechtlichen Vorgaben – der materiellen (a) wie der verfahrensrechtlichen (b).

a. Baurechtliche Zulässigkeit von Batteriespeichern

Hinsichtlich der baurechtlichen Zulässigkeit von Batteriespeichern ist zu unterscheiden: Ein Speicher kann (1) im unbeplanten Innenbereich, (2) im Geltungsbereich eines Bebauungsplans oder aber (3) im Außenbereich errichtet werden. 

Bei großen PV-Projekten wird für den Bau der Erzeugungsanlage der Regel auch ein Bebauungsplan aufgestellt, in den entsprechende Festsetzungen zur Zulässigkeit von Batteriespeichern aufgenommen werden können.

Im unbeplanten Innenbereich ist die Zulässigkeit eines Speichers von der Art der Umgebungsbebauung abhängig. Batteriespeicher dürfen in der Regel als Gewerbebetrieb einzuordnen sein. Voraussetzung ist, dass der Betreiber einen eigenständigen wirtschaftlichen Nutzungszweck verfolgt und dabei mit Gewinnerzielungsabsicht handelt. Die Nutzung des Speichers ist damit insbesondere innerhalb von Gewerbegebieten zulässig. 

Der Bau von Batteriespeichern im Außenbereich ist in den letzten Monaten vermehrt in den Fokus geraten, da in Bayern diese Art von Batteriespeichern sogar nach dem neuen Art. 57 Abs. 1 Nr. 4c der Bayerischen Bauordnung verfahrensfrei (d. h. ohne Baugenehmigungsverfahren) errichtet werden darf (dazu s. unten). Zudem gibt es mittlerweile viele PV-Anlagen, die mithilfe der Privilegierung des § 35 Abs. 1 Nr. 8 b) BauGB längs von Autobahnen oder Schienenwegen gebaut wurden. Diese Anlagen befinden sich alle im Außenbereich, weshalb die Weiterentwicklung als Co-Location-Projekt regelmäßig die Frage nach der Zulässigkeit eines Speichers im Außenbereich aufwirft.

Für Batteriespeicher im Außenbereich, die Teil eines Co-Location-Projekts sind, dürfte regelmäßig eine Zulässigkeit als privilegierte Anlage nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB in Betracht kommen.

§ 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB lautet: 

 Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität, Gas, Telekommunikationsdienstleistungen, Wärme und Wasser, der Abwasserwirtschaft oder einem ortsgebundenen gewerblichen Betrieb dient

Wann ein Energiespeicher der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität dient, ist von der Rechtsprechung noch nicht entschieden worden. Es gibt aber bereits erste Ansatzpunkte für die Auslegung des Merkmals „der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität dienen“.

Für Co-Location-Projekte kommt eine Zulässigkeit im Außenbereich vor allem im Wege der „mitgezogenen Privilegierung“ infrage, die an die räumliche Nähe zur Energieerzeugungsanlage anknüpft. Bei Co-Location-Projekten bestünde regelmäßig unmittelbare Nachbarschaft zu einer Solar- oder Windenergieanlage. In welcher Distanz der Energiespeicher von dieser Hauptanlage noch stehen darf, um ihr „räumlich nahe“ zu sein, ist eine Frage des Einzelfalls. Die Zugehörigkeit der Anlagen zueinander muss jedenfalls noch erkennbar sein. Sie kann auch durch eine „vermittelnd“ wirkende Strominfrastruktur zwischen beiden Anlagen entstehen. Dieses Kriterium soll dafür sorgen, dass bauliche Anlagen, wenn schon im Außenbereich, wenigstens nahe beieinander errichtet werden, um eine Zersiedelung zu vermeiden. 

Der Begriff „Hauptanlage“ weist außerdem darauf hin, dass der Speicher von seiner Größendimensionierung neben der Hauptanlage klar als Nebenanlage zu erkennen ist. 

Der Speicher muss darüber hinaus auch „systemdienlich“ sein: Batteriespeicher können durch Bereitstellung von Regelenergie und Schwarzstartfähigkeit sowie durch die Glättung von Spitzen im Wege des Arbitragehandels zur Funktion des gesamten Stromsystems beitragen. Sie sind daher nicht (jedenfalls nicht zwingend auch) netzstabilisierend, aber systemdienlich. 

Wo im Netz der Speicher sich befindet, ist für diese Funktion zwar egal, § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB setzt jedoch die örtliche Nähe zu einer eigenständig privilegierten Hauptanlage, etwa einer Photovoltaik- und Windkraftanlage (oder einem Umspannwerk) voraus. So können die Speicher auftretende Erzeugungsspitzen kurzfristig zwischenspeichern und bei hoher Nachfrage wieder ins System einspeisen. Die Verortung in unmittelbarer Nähe zu diesen Netzknoten kann auch aus netztechnischer Sicht sinnvoll sein, da so eine möglichst geringe zusätzliche Netzbelastung gewährleistet werden und kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich sein kann. 

b. Verfahren

Das Verfahren richtet sich nach dem jeweils einschlägigen Landesrecht. In allen Bundesländern – außer Bayern, dazu sogleich – ist ein Baugenehmigungsverfahren durchzuführen. 

Bayerns Sonderweg: Verfahrensfreiheit

Bayern hat in diesem Zusammenhang einen Sonderweg gewählt und Batteriespeicher, die nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB zulässig sind, verfahrensfrei gestellt (Art. 57 Abs. 1 Nr. 4c BayBO). Das bedeutet, dass eine Baugenehmigung für diese Art von Speichern nicht erforderlich ist und sogar gar nicht erteilt werden darf. Die Vorschrift soll der Verfahrensbeschleunigung dienen. Sie führt aber zu der misslichen Lage, dass die Projektierer bei der Beantwortung der Frage nach der baurechtlichen Zulässigkeit ihres Projekts auf sich allein gestellt sind – die Auslegung der materiellen Vorgaben des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB ist aber alles andere als eindeutig geklärt. Die fehlende Prüfung durch die Bauaufsicht bedeutet daher, dass es keinerlei Rechtssicherheit gibt. Nur eine Baugenehmigung stellt abschließend fest, dass das Vorhaben mit den öffentlich-rechtlichen Vorschriften im Einklang steht. Kurz gesagt: Ohne Baugenehmigung kein Bestandsschutz, ohne Bestandsschutz keine Rechtssicherheit.  

Hinzu kommt, dass zwar kein Baugenehmigungsverfahren durchzuführen ist, aber ggf. ein naturschutzrechtliches Genehmigungsverfahren – im Außenbereich ist damit sogar regelmäßig zu rechnen. Spätestens an diesem Punkt erübrigen sich etwaige Beschleunigungspotenziale, die man sich von der Norm versprochen hat. 

Die fraglos gut gemeinte Neuregelung erweist der Verfahrensbeschleunigung daher einen Bärendienst und entpuppt sich in der Praxis vielmehr als Hinderungsgrund für den Speicherbau im Außenbereich.