PV und Industriespeicher: Mehr Eigenverbrauch auf Gewerbedächern

Warum Eigenverbrauch sich rechnet: die Preisdifferenz

Der wirtschaftliche Hebel jeder Eigenverbrauchsanlage ist die Differenz zwischen dem, was Sie für eine Kilowattstunde aus dem Netz zahlen, und dem, was Ihre PV-Anlage diese Kilowattstunde kostet.

Auf der Bezugsseite weist die BDEW-Strompreisanalyse für kleine bis mittlere Industriebetriebe (Neuabschlüsse 2026, ohne Stromsteuer- und Sonderprivilegien) einen Durchschnitt von 16,7 ct/kWh aus — ein Rückgang um 0,9 ct/kWh gegenüber 2025 (Stand: BDEW-Strompreisanalyse April 2026). Für einen Gewerbebetrieb mit 10.000 kWh Jahresverbrauch liegt der Preis höher, bei 27,15 ct/kWh (Stand Februar 2026), gesunken von 28,72 ct/kWh in 2025.

Auf der Erzeugungsseite liegen die gewerblichen PV-Stromgestehungskosten in der Regel unter etwa 8 ct/kWh. Die Spanne zwischen diesen Gestehungskosten und dem Netzbezugspreis (rund 16 bis 31 ct/kWh) ist die Ersparnis je eigenverbrauchter Kilowattstunde. Die genannten Beispielrechnungen sind Schätzungen, keine amtlichen Werte, und schwanken mit Anlagengröße, Standort und Bezugstarif.

Dieser Hebel wird durch die schwächere Einspeisealternative verstärkt: Für gewerbliche PV-Anteile zwischen 40 und 100 kWp liegt der anzulegende Wert bei Teileinspeisung bei rund 5,50 ct/kWh und bei Volleinspeisung bei rund 10,35 ct/kWh (gültig 1. Februar bis 31. Juli 2026; ab 1. August 2026 halbjährliche Degression von 1 %). Eine selbst verbrauchte Kilowattstunde ist damit fast immer mehr wert als eine eingespeiste.

Was der Speicher zusätzlich leistet: Eigenverbrauch und Peak Shaving

PV-Erzeugung und Gewerbeverbrauch fallen zeitlich auseinander: Die Erzeugung liegt mittags, ein Teil des Verbrauchs am Abend oder in den Morgenstunden. Bundesweit speisten PV-Anlagen 2025 insgesamt 74,1 TWh ein (2024: 63,2 TWh), der EE-Anteil an der Gesamterzeugung lag bei 58,8 % (Quelle: BNetzA/SMARD). Ein Batteriespeicher verschiebt den Mittagsüberschuss in die Verbrauchszeiten und hebt so den Eigenverbrauchsanteil.

Zweiter Hebel ist die Lastspitzenkappung (Peak Shaving): Der Speicher deckt kurze Verbrauchsspitzen ab und senkt die jahresrelevante Höchstlast, die in den Leistungspreis des Netzentgelts eingeht. Der eingesparte Leistungspreis liegt größenordnungsmäßig bei 80 bis 200 EUR pro kW reduzierter Spitzenlast und Jahr — netzbetreiber- und regionsabhängig, schwankend und keine amtliche Zahl.

Ein zusätzlicher Hebel auf der Netzentgeltseite ist die atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV: ein reduziertes individuelles Netzentgelt, wenn die Jahreshöchstlast vorhersehbar außerhalb der Hochlastzeitfenster des Netzbetreibers liegt. Hinweis zur Abgrenzung: Die Bandlast-Regelung nach § 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV wird im Rahmen der Netzentgeltreform bis 2029 abgeschafft; die atypische Netznutzung nach Satz 1 soll bestehen bleiben.

Kostenseitig liegen die Investitionskosten gewerblicher und industrieller Batteriespeicher bei etwa 250 bis 600 EUR je nutzbarer kWh Kapazität (oft 265 bis 355 EUR/kWh), sinkend mit der Speichergröße. Über den Lebenszyklus entspricht das Stromgestehungskosten von rund 4 bis 8 ct/kWh je durchgesetzter Kilowattstunde. Beide Angaben sind Marktangaben von Anbieterseite, schwankend, keine amtlichen Zahlen, Stand 2026.

Regulatorischer Rückenwind — und der Wendepunkt 2029

Zwei beschlossene Regeländerungen stärken den Eigenverbrauch über Speicher wirtschaftlich:

Erstens entfällt die EEG-Einspeisevergütung bei negativen Börsenpreisen früher. Verschärft durch das Solarspitzengesetz entfällt die Vergütung 2026 bereits ab zwei aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Börsenpreisen (§ 51 EEG), ab 2027 schon ab einer Stunde (beschlossenes Recht). 2025 gab es 573 von 8.760 Stunden mit negativen Großhandelspreisen, rund 6,5 % aller Handelsstunden (2024: 457 Stunden; Quelle BNetzA/SMARD). In genau diesen Stunden ist Eigenverbrauch oder Einspeichern attraktiver als Einspeisen.

Zweitens gilt für neue PV-Anlagen ohne intelligentes Messsystem und Steuerungseinrichtung seit dem 25. Februar 2025 eine Drosselung der Einspeiseleistung auf 60 % der installierten Leistung. Ein Speicher kann die überschüssige Leistung aufnehmen, statt sie ungenutzt zu verlieren. Für PV-Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung besteht zudem die Pflicht zur Direktvermarktung (EEG), die für größere Gewerbedächer relevant ist; eine gestaffelte Absenkung dieser Schwelle bis auf 25 kWp ist für die EEG-Novelle ab 2027 geplant, aber noch nicht beschlossen.

Entscheidend für die Speicher-Wirtschaftlichkeit ist die Netzentgeltbefreiung: Nach § 118 Abs. 6 EnWG sind Stromspeicher 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten befreit, was die Doppelbelastung beim Ein- und Ausspeichern vermeidet. Der Stichtag für die Inbetriebnahme wurde von 4. August 2026 auf 4. August 2029 verlängert. Das ist beschlossenes Recht, jedoch keine dauerhafte Entfristung — danach soll die BNetzA eine neue Regelung treffen.

Diese Neuregelung zeichnet sich bereits ab: Die BNetzA stellte am 16. Januar 2026 Orientierungspunkte zu künftigen Speichernetzentgelten vor. Sie beabsichtigt, die vollständige Befreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG künftig nicht fortzuführen und Speicher (Stand-Alone, Co-Location, Multi-Use) differenziert mit Entgelten zu belegen. Dies ist ein laufendes Verfahren beziehungsweise eine Konsultation und noch nicht final beschlossen. Wer den 20-Jahres-Vorteil sichern will, sollte die Inbetriebnahme vor dem 4. August 2029 im Blick behalten.

Multi-Use, Marktumfeld und Förderung

Ein einzelnes Speicher-Asset kann mehrere Erlösquellen kombinieren: Eigenverbrauchsoptimierung, Peak Shaving, Netzentgelt-Einsparung, Arbitrage und Regelenergie. Ab Mitte 2026 wird eine regulatorisch erweiterte Multi-Use-Kombination (Co-Location) auf Basis von § 19 EEG erwartet. Die konkreten Erlöshöhen sind jedoch eine Geschäftsmodell-Beschreibung und schwanken stark; eine belastbare Renditezusage lässt sich daraus nicht ableiten.

Das Marktumfeld stützt die Arbitrage-Komponente: Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis lag 2025 bei 89,32 EUR/MWh, plus 13,8 % gegenüber 78,51 EUR/MWh in 2024 (Quelle BNetzA/SMARD, Pressemitteilung 05.01.2026). Höhere Preisschwankungen und 573 negative Preisstunden erweitern die Spreads zwischen günstigen Lade- und teuren Entladezeiten. Diese Werte sind Marktpreise und schwanken; dies ist keine Anlageberatung.

Für die Finanzierung gewerblicher Speicher stehen 2026 bundesweit vor allem der KfW-Kredit 270 'Erneuerbare Energien – Standard' (bis zu 100 % der Investitionskosten finanzierbar) sowie der Nullsteuersatz (0 % Umsatzsteuer) auf PV und Speicher zur Verfügung; ergänzend kommen die BAFA-EEW-Förderung und Landesprogramme infrage (Stand 2026). Welche Kombination greift, hängt von Anlagengröße, Verwendung und Standort ab und sollte vor Beauftragung geprüft werden.