PV- und BESS-Betreibermodelle: Überblick für Gewerbe & Industrie

Kurzüberblick:

• Für PV-Anlagen stehen Unternehmen im Kern zwei Wege offen: Kauf/Direktbetrieb (volle Kontrolle, volles Investitionsrisiko) oder Contracting/PPA (kein Eigenkapitaleinsatz, Strom wird zu festem Preis bezogen)
• Für Batteriespeicher gilt dieselbe Grundlogik, ergänzt um ein drittes Modell: Kauf, Contracting oder CPFS (kombinierte Amortisierung über Netzanschluss und Flexibilitätserlöse)
• Ab 100 kWp PV-Leistung greift die Direktvermarktungspflicht; bei BESS entscheidet das gewählte Modell darüber, wer die Erlöse aus der Flexibilitätsvermarktung trägt
• Werden PV und BESS gemeinsam realisiert, eröffnen sich kombinierte Modelle wie CPFS, die Investitionskosten beider Assets gemeinsam amortisieren

Wahl des Betreibermodells als strategische Entscheidung

Die Entscheidung für ein Betreibermodell gehört zu den wichtigsten strategischen Weichenstellungen eines PV- oder BESS-Projekts. Sie bestimmt, wer investiert, wer die technische und wirtschaftliche Verantwortung trägt und wie sich das Projekt bilanziell auswirkt.

Für Unternehmen, die beide Technologien in Betracht ziehen, kommt eine zusätzliche Ebene hinzu: PV-Anlage und Batteriespeicher lassen sich unabhängig voneinander betreiben – oder über kombinierte Modelle wie CPFS gemeinsam finanzieren, wodurch sich die Amortisationszeit des gesamten Projekts spürbar verkürzen kann. Gerade vor dem Hintergrund der EEG-Reform 2027 und der damit verbundenen Verschiebungen bei Vergütungssätzen und Marktpflichten wird die Wahl des passenden Modells zunehmend komplexer – aber auch wirtschaftlich relevanter.

Dieser Beitrag gibt einen strukturierten Überblick über die gängigsten PV- und BESS-Betreibermodelle für Gewerbe und Industrie, zeigt die jeweiligen Vor- und Nachteile auf und ordnet ein, wann sich welches Modell – oder eine Kombination daraus – am ehesten lohnt.

PV-Betreibermodelle

Kauf/Direktbetrieb

Beim Kauf bzw. Direktbetrieb investiert das Unternehmen selbst in die PV-Anlage und übernimmt sämtliche Verantwortungsbereiche. In kompletter Eigenverantwortung zählen dazu Planung, Finanzierung, Bau, Netzanschluss, Betrieb und Wartung. Sofern eine schlüsselfertige Solaranlage durch CUBE Kauf erworben wird, entfallen aufwendige Schlüsselbereiche. Im Gegenzug behält der Betreiber die volle Kontrolle über Ertrag und Stromnutzung – und trägt das komplette wirtschaftliche und technische Risiko selbst.

Innerhalb des Direktbetriebs gibt es zwei grundlegende Ausrichtungen, die sich nach dem tatsächlichen Strombedarf des Unternehmens richten:

Eigenversorgung mit Überschusseinspeisung

Für die meisten gewerblichen und industriellen Anlagen ist dies die wirtschaftlich sinnvollste Variante. Da der Strombezug aus dem öffentlichen Netz in der Regel deutlich teurer ist als die Einspeisevergütung, senkt jede selbst erzeugte und direkt verbrauchte Kilowattstunde die Energiekosten unmittelbar. Hinzu kommt ein oft unterschätzter Effekt: Auf selbst erzeugten und vor Ort verbrauchten Solarstrom fallen keine Netzentgelte und keine Stromsteuer an. Bei energieintensiven Betrieben mit hohem Fixkostenanteil in der Stromrechnung wirkt sich das spürbar auf die Kalkulationssicherheit aus.

Volleinspeisung – nur noch bedingt attraktiv

Bei der Volleinspeisung wird der gesamte erzeugte Strom gegen die im EEG festgelegten Vergütungssätze ins Netz eingespeist. Durch die sinkenden Marktwerte für Solarstrom hat dieses Modell in den letzten Jahren jedoch spürbar an wirtschaftlicher Attraktivität verloren – gerade bei kleineren und mittleren Dachanlagen im gewerblichen Kontext lohnt sich der reine Weg über die gesetzliche Einspeisevergütung häufig nicht mehr.

Verfügt ein Unternehmen über große Dachflächen bei geringem Eigenbedarf, sind daher in der Praxis andere Wege oft wirtschaftlicher als die klassische Volleinspeisung:

• Direct Wiring an Nachbarunternehmen: Der Betreiber verkauft den Überschussstrom direkt an umliegende Unternehmen – ohne Umweg über das öffentliche Netz. Dieses Modell erzielt in der Regel höhere Preise als die Volleinspeisevergütung, da kein Direktvermarkter zwischengeschaltet ist und der Bezug für den Abnehmer meist günstiger ist als der reguläre Netzbezug.
• Vermarktung über den Bilanzkreis: Alternativ wird der Überschussstrom über einen Bilanzkreis an einen Abnehmer weiterveräußert. Dabei erzielt der Betreiber tendenziell höhere Erlöse als bei reiner Volleinspeisung. Preise sind frei handelbar statt gesetzlich fixiert.

Volleinspeisung bleibt jedoch bei großen Freiflächenanlagen eine relevante Option, insbesondere wenn kein Abnehmer in unmittelbarer Nähe verfügbar ist oder die erzeugte Strommenge den lokalen Bedarf deutlich übersteigt. In der Praxis wird bei solchen Projektgrößen jedoch häufig ein Offsite-PPA der wirtschaftlich attraktivere Weg.

Direktvermarktungspflicht ab 100 kWp

Ab einer installierten Leistung von 100 kWp greift die gesetzliche Direktvermarktungspflicht. Dazu wird der eingespeiste Solarstrom nicht mehr über eine feste Einspeisevergütung, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft. Der Erlös setzt sich zusammen aus dem erzielten Marktwert und einer Marktprämie, die die Differenz zum gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert ausgleicht. Selbst verbrauchter PV-Strom ist von dieser Pflicht ausgenommen – relevant wird sie also nur für den eingespeisten Anteil.

Zusätzlich gilt ab 100 kWp die technische Pflicht zur Fernsteuerbarkeit nach § 9 EEG: Der Netzbetreiber muss die Anlage bei drohender Netzüberlastung fernsteuern und drosseln können, wofür eine entsprechende Fernwirktechnik (z. B. EZA-Regler) erforderlich ist.

Hinweis: Die Direktvermarktungspflicht selbst ändert sich durch die EEG-Reform 2027 nicht grundsätzlich. Allerdings ersetzt das neue CfD-Modell die bisherige EEG-Förderung und Einspeisevergütung. Mehr dazu im Beitrag zu EEG 2027 und Netzpaket.

PV-Contracting (PPA)

Beim Contracting investiert nicht das Unternehmen selbst, sondern ein Energiedienstleister (Contractor) in die PV-Anlage. Der Contractor übernimmt Finanzierung, Bau, Betrieb und Wartung vollständig – das Unternehmen stellt lediglich die Dachfläche zur Verfügung und bezieht den vor Ort erzeugten Strom zu einem vertraglich fixierten Preis. Der entscheidende Vorteil: Es entstehen keine Anfangsinvestitionen, und das technische wie wirtschaftliche Betriebsrisiko liegt beim Contractor.

CUBE Contracting ist als Power Purchase Agreement (PPA) ausgestaltet – eine langfristige Stromlieferungsvereinbarung zwischen Anlagenbetreiber und Abnehmer. Je nach Standort der Anlage im Verhältnis zum Verbraucher wird dabei zwischen zwei Grundformen unterschieden:

On-Site PPA

Die PV-Anlage wird direkt auf dem Gelände des Unternehmens errichtet, etwa auf dem Hallendach. Da Erzeugung und Verbrauch am selben Ort stattfinden, entfallen Netzentgelte und Stromsteuer – ein unmittelbarer Kostenvorteil gegenüber dem Netzbezug. Überschüsse, die über den Eigenverbrauch hinausgehen, werden ins öffentliche Netz eingespeist. Sofern die Solarleistung in Spitzenzeiten nicht ausreicht, greift automatisch der bestehende Reststromvertrag.

Off-Site PPA

Erzeugungsanlage und Verbraucher befinden sich an unterschiedlichen Standorten – etwa wenn ein Unternehmen selbst keine geeigneten Flächen hat, aber dennoch von grünem Strom zu einem festen Preis profitieren möchte. Die Zuordnung erfolgt bilanziell über Bilanzkreise, physisch fließt der Strom weiterhin über das reguläre Netz, weshalb hier Netzentgelte anfallen. Da keine physische Lieferung stattfindet, spielt die Übertragung von Herkunftsnachweisen (HKN) eine zentrale Rolle für die Nachhaltigkeitsbilanz des Abnehmers.

Hinweis: Hier finden Sie eine ausführlichere Beschreibung der Konzeptionierung von OffSite PPAs.

Für welche PPA-Variante sich ein Unternehmen entscheidet, hängt vor allem von der verfügbaren Fläche und dem eigenen Lastprofil ab: Reicht die Dachfläche für den Eigenbedarf aus, ist On-Site meist die wirtschaftlichere Wahl. Fehlen geeignete Flächen oder soll ein Großprojekt wie ein Solarpark vermarktet werden, rückt Off-Site in den Fokus – wie im vorherigen Abschnitt am Beispiel des Solarparks in Süddeutschland gezeigt.

Exkurs: Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) & Mieterstrom

Neben Kauf/Direktbetrieb und Contracting/PPA existieren zwei weitere PV-Betreibermodelle, die vor allem bei Mehrparteien-Konstellationen relevant werden – etwa bei Gewerbeimmobilien mit mehreren Mietern oder gemischt genutzten Objekten.

Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV)

Die mit dem Solarpaket I im Mai 2024 eingeführte GGV ermöglicht es, vor Ort erzeugten Solarstrom ohne Umweg über das öffentliche Netz direkt an mehrere Parteien im selben Gebäude zu verteilen. Reicht die Eigenerzeugung nicht aus, wird der Restbedarf automatisch über die bestehenden Reststromverträge der einzelnen Mietparteien gedeckt – anders als beim Mieterstrommodell besteht hier keine Vollversorgungspflicht des Betreibers.

Mieterstrom

Beim Mieterstrommodell erhält der Anlagenbetreiber zusätzlich zu den Stromverkaufserlösen einen staatlichen Mieterstromzuschlag. Im Gegenzug muss er eine Vollversorgung der teilnehmenden Mieter sicherstellen – auch wenn die PV-Anlage gerade keinen Strom liefert. Dieser höhere administrative und technische Aufwand macht das Modell vor allem für größere Wohn- oder Gewerbekomplexe mit vielen Parteien attraktiv.

Für den klassischen gewerblichen oder industriellen Einzelnutzer sind beide Modelle in der Regel nicht die erste Wahl, da sie auf Mehrparteien-Konstellationen zugeschnitten sind. Sobald jedoch mehrere Mieter oder Nutzungseinheiten auf einem Grundstück oder in einem Gebäude versorgt werden sollen, lohnt sich ein genauerer Blick.

Eine ausführliche Einordnung von Akteuren, Vertragsbestandteilen und Aufteilungsschlüsseln finden Sie in unseren Fachbeiträgen zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung und zum Mieterstrommodell.

BESS-Betreibermodelle

Bei Batteriespeichern gilt grundsätzlich dieselbe Logik wie bei PV. Auch hier stehen Kauf und Contracting als Grundmodelle zur Wahl. Ergänzend hat sich bei BESS jedoch ein drittes, kombiniertes Modell etabliert – CPFS –, das speziell auf die wirtschaftlichen Besonderheiten von Speicherprojekten zugeschnitten ist.

Kauf/Eigenbetrieb

Beim Kauf investiert das Unternehmen selbst in den Batteriespeicher und betreibt ihn in eigener Verantwortung. Wie beim PV-Direktbetrieb bedeutet das: volle Kontrolle über die Anlage und sämtliche erzielten Erlöse – im Gegenzug aber auch die volle Kapitalbindung sowie das technische und wirtschaftliche Betriebsrisiko.

Für die Wirtschaftlichkeit eines eigenbetriebenen Speichers ist entscheidend, wie der Betreiber die Anlage nutzt: rein hinter dem Netzanschlusspunkt zur Eigenverbrauchsoptimierung und Lastspitzenkappung (Behind-the-Meter, BTM), oder zusätzlich am Strommarkt zur aktiven Vermarktung von Flexibilität (Front-of-the-Meter, FTM). Wer sich für Eigenbetrieb entscheidet und FTM-Erlöse erschließen möchte, benötigt in der Regel einen Flexibilitätsvermarkter.

Da Unternehmen beim Kauf das volle Risiko tragen, ist gerade bei fremdfinanzierten Projekten eine belastbare Erlösprognose wichtig – insbesondere im Zusammenspiel mit dem gewählten Vermarktungsmodell.

Contracting

Beim BESS-Contracting übernimmt CUBE CONCEPTS als Contractor die Investition, den Betrieb und die Vermarktung des Speichers. Das Unternehmen stellt die Fläche bzw. den Netzanschlusspunkt zur Verfügung und partizipiert über eine vertraglich vereinbarte anteilige Erlösbeteiligung. Dies ohne eigene Investition und ohne technisches Betriebsrisiko.

Dieses Modell eignet sich besonders für Unternehmen, die von den wirtschaftlichen Vorteilen eines Speichers profitieren möchten, ohne Kapital zu binden oder eigenes Know-how in Speicherbetrieb und Flexibilitätsvermarktung aufzubauen.

CPFS (CUBE Profit Flex Solution®)

CPFS ist ein von CUBE CONCEPTS entwickeltes Modell, das speziell auf die Amortisierung des Netzanschlusses ausgelegt ist. Die Grundidee: Die Erlöse aus der Flexibilitätsvermarktung des Speichers werden gezielt zur Refinanzierung eingesetzt. Dadurch verbessert sich die wirtschaftliche Attraktivität des Gesamtprojekts – insbesondere bei knappen oder kapazitätslimitierten Netzanschlüssen.

Anders als beim klassischen Contracting steht bei CPFS die Kombination aus Netzanschlussamortisierung und Flex-Erlösen im Vordergrund. Für Unternehmen bedeutet das: Sie profitieren bereits ab dem ersten Tag der Inbetriebnahme von den Erlösen, ohne selbst investieren zu müssen.

Die Ertragsebene: Flexibilitätsvermarktung

Unabhängig davon, ob ein Speicher gekauft, im Contracting oder über CPFS betrieben wird: Sobald die Anlage FTM-fähig ist und aktiv am Strommarkt teilnimmt, braucht es einen Partner, der diese Flexibilität vermarktet. Diese Ertragsebene ist kein eigenständiges Betreibermodell, sondern eine Vermarktungsschicht, die je nach gewähltem Modell unterschiedlich ausgestaltet wird – beim Eigenbetrieb wählt und beauftragt das Unternehmen den Vermarkter, bei Contracting und CPFS übernimmt das CUBE CONCEPTS im Rahmen der Partnerkooperationen.

Wie Flexibilitätsvermarktung funktioniert, welche Vertragsmodelle (Profit-Share, Floor-Price) es gibt und worauf bei der Partnerauswahl zu achten ist, erfahren Sie ausführlich in unserem Beitrag zur Flexibilitätsvermarktung für BESS-Betreiber.

Kombinierte PV+BESS-Betreibermodelle

Bei Co-Location BESS (Batteriespeicher in Verbindung mit PV-Anlag) lassen sich beide Assets grundsätzlich unabhängig voneinander betreiben. Strategisch sinnvoller ist es jedoch häufig, sie als ein Gesamtprojekt zu betrachten. Sobald nämlich beide Assets denselben Netzanschluss nutzen, muss die Erlösstrategie aufeinander abgestimmt sein.

Co-Location als wirtschaftlicher Booster

Ein Netzanschluss mit ausreichender Kapazität ist häufig der limitierende und kostenintensivste Faktor eines Projekts – unabhängig davon, ob er für PV, BESS oder beides genutzt wird. Bei der Kombination teilen sich PV-Anlage und Speicher diese Infrastruktur. Die eigene Stromerzeugung und die Flexibilitätserlöse ergänzen sich und sorgen insgesamt für deutliche kürzere Amortisationszeiten.

Hinzu kommen weitere betriebliche Vorteile. Ein Speicher fängt beispielsweise PV-Erzeugungsspitzen ab und speist sie zeitversetzt ein. Dies erhöht den Eigenverbrauch und entlastet den Netzanschluss. Bei Anlagen mit Einspeisebegrenzung oder limitierter Netzanschlusskapazität schafft er so zusätzlichen wirtschaftlichen Spielraum. Bei Peak Shaving verfolgt der Speicher genau den gegenteiligen Ansatz: Er senkt die Bezugslastspitzen und sorgt so für niedrigere Netzentgelte.  

PV-Betreibermodelle ≠ Kombi-Betreibermodelle

Wer PV und BESS bei einem Anbieter aus einer Hand plant, profitiert von einer aufeinander abgestimmten Auslegung beider Assets. Dies beginnt bei der Dimensionierung, zieht sich über die Netzanschlussplanung bis zur Vermarktungsstrategie. Anbieter, die sich ausschließlich auf PV-Betreibermodelle konzentrieren, können diese Synergien naturgemäß nicht abbilden, da die Kombination mit einem Speicher außerhalb ihres Leistungsspektrums liegt.

Für Unternehmen bedeutet das: Wer perspektivisch sowohl PV als auch BESS in Betracht zieht, sollte die Entscheidung für ein Betreibermodell nicht isoliert pro Asset treffen, sondern von Anfang an prüfen, ob eine kombinierte Lösung wirtschaftlich sinnvoller ist.

Übergreifende Vergleichstabelle der Betreibermodelle

Welche Betreibermodelle eignen sich für Ihr Unternehmen?

• Unternehmen mit hohem Eigenkapital und Interesse an voller Kontrolle: Kauf/Direktbetrieb – für PV wie BESS, sofern Kapazitäten für Betrieb und Vermarktung vorhanden sind
• Unternehmen ohne Investitionsbudget, mit Fokus auf Kostensenkung: PV-Contracting/PPA bzw. BESS-Contracting – kein Kapitaleinsatz, planbare Erlöse oder Kosten
• Unternehmen mit begrenzter Netzanschlusskapazität beim Speicher: BESS-CPFS – Amortisierung über Flexibilitätserlöse macht auch Speicherprojekte mit knappem Netzanschluss wirtschaftlich darstellbar
• Unternehmen, die PV und BESS gemeinsam am selben Standort planen: PV und BESS lassen sich am selben Netzanschluss realisieren – der Speicher kann dabei über CPFS finanziert werden, während die PV-Anlage separat über Kauf oder Contracting läuft; eine gemeinsame technische Auslegung aus einer Hand bleibt trotzdem sinnvoll
• Gewerbeimmobilien mit mehreren Mietparteien: GGV oder Mieterstrom als Sondermodelle prüfen

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