Hybridparks: Mehr Strom am selben Netzanschluss

Nach Angaben der Bundesnetzagentur waren Ende 2025 in Deutschland rund 68 GW Windenergieleistung an Land installiert. Weiterer Zubau ist wegen der Knappheit neuer Netzanschlüsse aber schwierig. Hier kommen zwei Vorteile bestehender Windparks ins Spiel. Zwischen den Türmen vieler Parks liegen weite Flächen ungenutzt. Zudem ist der Netzanschluss nicht ausgelastet, wenn kein Wind weht. Genau hier setzt die Nachverdichtung mit Photovoltaik an.

Das Einspeise-Timing macht es möglich

Windstrom fällt häufig im Winterhalbjahr und nachts an. Solarstrom erreicht seine Spitzen an Sommertagen und um die Mittagszeit. Speisen beide Energiequellen über denselben Netzverknüpfungspunkt ein, steigt dessen Auslastung deutlich. In der Praxis ergänzt PV den Park bis zur Höhe der vorhandenen Windleistung, ohne zweiten Anschluss. Das spart Leitungsbau und Netzentgelte.

Im österreichischen Burgenland gehen seit 2025 mehrere Wind-Solar-Kombinationen ans Netz, getragen von früh angepassten Regeln und hoher Akzeptanz vor Ort. Das Land will bis 2030 autark bei der Energieerzeugung werden und verzahnt dafür die bestehende Nutzung von Windkraft mit Solarenergie. In Deutschland entstehen seit 2025 die ersten vergleichbaren Vorhaben. Der Solarstrom gilt dabei technisch als eigene Erzeugungseinheit hinter demselben Punkt.

Drei Stellschrauben für den Mehrertrag

Mehr Module bedeuten nicht automatisch mehr Erlös. Über den tatsächlichen Ertrag entscheiden vor allem drei Faktoren. Sie greifen ineinander und lassen sich nur gemeinsam optimieren.

1. Überbauung: Übersteigt die Erzeugung die Anschlusskapazität, wird in Spitzen abgeregelt, und Strom geht verloren. Der richtige Überbauungsgrad ergibt sich aus der Abwägung zwischen Mehrertrag und Abregelung. Beide Quellen erreichen nur in wenigen Stunden im Jahr gleichzeitig ihr Maximum, weshalb eine bewusste Überbauung ein gut kalkulierbares Risiko darstellt. Wie viel PV sich im Bestand anschließen lässt, begrenzen unter anderem die Mittelspannungstechnik, die Transformatoren und die freien Schaltfelder.

2. Steuerung: Die Steuerung der Wind- und PV-Regeltechnik muss über einen übergeordneten Anlagenregler zusammenspielen, der Einspeisewerte, Frequenz und Netzanforderungen einhält. Passen die Parameter nicht zusammen, wird der Netzbetreiber das für die Einspeisegenehmigung erforderliche Anlagenzertifikat nicht erteilen. Mit Reglern, die beide Quellen gemeinsam steuern, gibt es bislang wenig Erfahrung, weil einheitliche Standards fehlen. Tragfähige Lösungen entstehen oft erst im Dialog mit dem Netzbetreiber. Jede Erzeugungseinheit braucht zudem ihr eigenes Zertifikat, dazu einen Nachweis für das Zusammenspiel der Gesamtanlage. Ob die Nachrüstung als wesentliche Änderung nach BImSchG zählt, prägt außerdem den Genehmigungsaufwand.

3. Speicher: Eine Batterie nimmt den Überschuss auf, der bei Überbauung sonst verloren ginge. Eingespeist wird er, sobald am Anschluss wieder Kapazität frei ist. Ein Speicher erhöht für Hybridpark-Projekte aber Kosten und vor allem die Komplexität. Das betrifft die technische Umsetzung, die Zertifizierung, Anschlussverfahren und die Regeln für Speicher an bestehenden Netzpunkten. Hier gibt es noch viele Unwägbarkeiten, die von der Branche und vom Gesetzgeber angegangen und geregelt werden müssen.

Voraussetzungen für die Finanzierung

Vor jeder Finanzierungszusage steht eine Technical Due Diligence (TDD). Geldgeber wollen den Blick auf das Gesamtbild des Hybridparks bewerten. Dazu zählen die Annahmen zu Investitions- und Betriebskosten ebenso wie belastbare Betriebsdaten. Erst wenn alles zusammenpasst und schlüssig ist, gilt das Vorhaben als finanzierungsfähig.

Auf dem Prüfstand steht zuerst der Erlös. Wichtig sind der mengengewichtete Marktwert beider Quellen, die Capture Rate (Marktwert im Verhältnis zum Durchschnittspreis) sowie das Abregelungsrisiko bei Überbauung. Seit Februar 2025 erhalten neue Anlagen bei negativen Börsenpreisen keine EEG-Vergütung mehr; auch das gehört ins Modell. Hinzu kommen die Verteilung der Erlöse, die Lastenteilung bei Abregelung und die Organisation der Bilanzkreise.

Technisch kommt ein neues Risiko hinzu. Probleme in der Steuerung können den Netzanschluss verzögern. TÜV Süd-Experten empfehlen eine Grid-Compliance-Prüfung in frühen Projektphasen. Sie zeigt, ob sich die gleichzeitige Einspeisung sicher begrenzen lässt und die Steuerung die Netzvorgaben erfüllt. Frühe Simulationen legen kritische Werte offen, bevor sie im Bau zum Problem werden. Bei Umbauten am Anschlusspunkt drohen außerdem längere Ausfälle.

Fallbeispiel: Halbturn im Burgenland

Exemplarisch für ein gelungenes Hybridpark-Projekt steht der Windpark Andau/Halbturn in Österreich. Mit 79 Anlagen und 237 MW ist er einer der größten Onshore-Windparks Mitteleuropas. Der Park ist seit 2014 in Betrieb: Photovoltaik-Anlagen nutzen nun die längst vorhandene Anschluss- und Wegeinfrastruktur. In einem Parkabschnitt mit rund 72 MW Windleistung kamen etwa 70 MWp Photovoltaik hinzu. Die Module sitzen auf einachsigen Nachführsystemen und folgen dem Höhenwinkel der Sonne. Bei rund neun Metern Reihenabstand bleibt die Fläche landwirtschaftlich nutzbar.

Zwei Effekte forderten die Planung besonders heraus: der Schattenwurf der Rotoren auf die Module und Eiswurf im Winter. Das galt es beim Bau zu berücksichtigen. Vor dem Bau standen ein Ertragsgutachten, eine Hybridauslegungsstudie sowie die Grid-Compliance-Prüfung an. Anschließend folgte die TDD. Während der Bauphase von 2025 bis Anfang 2026 kamen Baubegleitung und Abnahme hinzu. Schnittstellenprobleme konnten so schon früh identifiziert werden.

Fazit

Hybridparks holen mehr aus vorhandenen Netzanschlüssen heraus. Vom Zusatzertrag profitieren jedoch nur Betreiber, die die technischen und wirtschaftlichen Schnittstellen beherrschen. Mit jedem umgesetzten Projekt wächst das Wissen über das Zusammenspiel der Komponenten – und mit ihm die Standardisierung, an der es heute noch fehlt. Die Basis für künftige Vorhaben wird so immer stabiler. Je früher Projektierer, Betreiber und unabhängige Prüfer wie TÜV Süd zusammenkommen, desto geringer sind Reibungsverluste und Terminrisiken.