Es reicht nicht mehr aus, allein zusätzliche Erzeugungskapazität zu errichten. Entscheidend ist, wie diese Erzeugung in das Gesamtsystem eingebunden wird – ob sie Lastspitzen verstärkt, Netze überfordert und negative Strompreise erzeugt oder ob sie sich systemdienlich in den Bedarf und die Netzrealität einfügt. Mit steigendem Anteil wetterabhängiger Erzeugung gewinnen Flexibilität und kurzfristige Steuerbarkeit zunehmend an Bedeutung.
Hybridparks bieten an dieser Stelle einen entscheidenden Lösungsansatz. Durch die Kombination von Windenergie-, Photovoltaik- und Speicheranlagen an einem Standort können sie die fluktuierende Erzeugung glätten, Netze entlasten und die bestehende, kostenintensive Netzinfrastruktur effizienter nutzen.
Durch die Kombination unterschiedlicher Erzeugungsformen entsteht ein deutlich ausgeglicheneres Erzeugungsprofil. Photovoltaik und Windenergie ergänzen sich zeitlich: Häufig scheint die Sonne, wenn der Wind schwächer ist, und umgekehrt. Dadurch lassen sich extreme, wetterabhängige Erzeugungsspitzen reduzieren. Die gleichmäßigere Einspeisung entlastet die Netze und trägt stärker zur Stabilität des Energiesystems bei als technologieisolierte Konzepte.
Ein zentrales strukturelles Problem der heutigen Systemintegration zeigt sich insbesondere bei Photovoltaik-Anlagen. In Zeiten hoher Photovoltaik-Erzeugung – insbesondere zur Mittagszeit an sonnenreichen Tagen – übersteigt das Angebot häufig die Nachfrage sowie die verfügbare Netz- und Flexibilitätskapazität. Die Folge sind Abregelungen von Erzeugungsanlagen oder Phasen negativer Strompreise, wie sie in den vergangenen Jahren zunehmend zu beobachten sind. Strom wird dann zwar technisch erzeugt, kann wirtschaftlich jedoch nicht sinnvoll vermarktet oder systemseitig genutzt werden.
Ohne Speicher gehen diese Strommengen dem Energiesystem faktisch verloren. Durch die Integration von Speichern, typischerweise in Form von Großbatterien, lassen sich solche Erzeugungsspitzen gezielt aufnehmen und zeitlich verschieben. Die gespeicherte Energie steht anschließend in Phasen geringer Erzeugung – etwa bei geringer Sonneneinstrahlung, nachts oder während einer Dunkelflaute – bedarfsgerecht zur Verfügung. Hybridparks leisten damit einen konkreten Beitrag zur Synchronisierung von Erzeugung und Verbrauch und erhöhen sowohl die Wirtschaftlichkeit der Anlagen als auch die Systemstabilität.
Infrastruktureffizienz als wirtschaftlicher Schlüssel
Ein wesentlicher Wirtschaftlichkeitsfaktor eines Hybridparks ist die effiziente Nutzung der Infrastruktur. Der Netzanschluss einschließlich des Umspannwerks – mit Investitionskosten von rund fünf bis zehn Millionen Euro – muss nur einmal errichtet werden, obwohl mehrere Technologien davon profitieren. Da kein separater Netzanschluss pro Technologie erforderlich ist, können die Kosten effizient auf mehrere Anlagen verteilt werden. Zudem ermöglicht die zeitliche Ergänzung von Wind- und Photovoltaik-Erzeugung eine Überbauung des Netzanschlusses. So muss bei einer installierten Leistung von beispielsweise jeweils 50 Megawatt Windkraft und Photovoltaik nicht zwingend eine Netzanschlusskapazität von 100 Megawatt vorgehalten werden. In vielen Fällen reichen 50 Megawatt aus, da nur wenige Stunden im Jahr beide Technologien gleichzeitig ihre maximale Leistung erreichen.
Die gemeinsame Nutzung von Netzverknüpfungspunkten stellt damit einen zentralen wirtschaftlichen Vorteil hybrider Konzepte dar.
Weichen stellen für Hybridparks
Mit dem Beschluss der Bundesregierung vom 4. Dezember 2025 zur Privilegierung von Batteriespeichern im Außenbereich wurde ein wichtiger Schritt getan. Damit besteht Hoffnung, dass die Errichtung von Batteriespeichern für Projekte der erneuerbaren Energien künftig nicht mehr in langwierigen Einzelfallentscheidungen stecken bleiben. Gleichzeitig bestehen weiterhin politische Handlungsspielräume, um den Ausbau der Erneuerbaren zu beschleunigen.
Besonders deutlich wird das bei den Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen. Diese unterliegen zwar bundesweit einheitlichen Regelungen, in der Praxis unterscheiden sich jedoch Dauer, Auslegung und organisatorische Umsetzung der Verfahren erheblich zwischen den Bundesländern und Genehmigungsbehörden. Zusätzliche landesrechtliche Vorgaben und fachrechtliche Prüfungen, etwa aus dem Natur-, Arten- oder Denkmalschutz, erhöhen die Komplexität und verlängern die Verfahren weiter. Ein zentraler Hebel liegt in der konsequenten Digitalisierung der Antragsprozesse. Zwar ist die elektronische Verfahrensführung für Genehmigungsverfahren von Windenergieanlagen seit dem 21. November 2025 gesetzlich vorgesehen (§ 10a Abs. 5 BImSchG), in der Praxis sind viele Behörden jedoch noch nicht ausreichend aufgestellt. Unterlagen müssen weiterhin häufig in Papierform eingereicht werden, was die Verfahren unnötig verlangsamt.
Für Hybridparks verschärft sich die Situation zusätzlich, da bislang kein, integriertes Genehmigungsverfahren für mehrere Technologien existiert. Projektentwickler müssen Wind-, Photovoltaik- und Batteriespeicher in separaten Verfahren genehmigen lassen. Dieses fragmentierte Vorgehen hemmt Innovationen und verlangsamt die Projektumsetzung erheblich.
Abhilfe würden vereinfachte, integrierte Genehmigungsverfahren schaffen: Ein konsequenter Bürokratieabbau sowie die gezielte Berücksichtigung von Hybridansätzen im Antragsprozess könnten starke Anreize setzen, Projekte ganzheitlich zu planen und Synergien effizient zu nutzen.
Regulierer sollten die gemeinsame Nutzung von Netzanschlüssen daher nicht nur zulassen, sondern aktiv fördern. Die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten sollte perspektivisch zum Regelfall werden. Die Vorteile ganzheitlicher Erneuerbare-Energien-Konzepte wie Hybridparks liegen auf der Hand: Sie entlasten die Netze, senken Systemkosten und heben technologische Synergien. Sie sind keine Sonderlösung, sondern ein zukunftsfähiges Modell für ein robustes und wirtschaftliches Stromsystem.
Damit dieses Potenzial vollständig ausgeschöpft werden kann, braucht es klare gesetzliche und regulatorische Rahmenbedingungen – von vereinfachten Netzanschlüssen über die Vermeidung doppelter Netzentgelte bis hin zur regulatorischen Anerkennung hybrider Modelle im Genehmigungsverfahren.
—- Die Autorin Nina Riechelmann ist Abteilungsleiterin für Innovation bei der EEF Erneuerbare Energien Fabrik GmbH (EEF). Als Ingenieurin der nachhaltigen Energietechnik entwickelt sie zukunftsweisende Konzepte für die Erzeugung erneuerbarer Energien. Nach ihrem Studium arbeitete sie fünf Jahre in einem Start-up für wasserstoffbasierte Speichersysteme im Produktmanagement mit Schwerpunkt auf strategischen Transformationsprojekten. Seit 2024 sie Innovation bei EEF. Dort verantwortet sie die techno-ökonomische Analyse von innovativen Geschäftsmodellen, die Integration neuer Technologien und Entwicklung und Umsetzung dieser im Rahmen von Pilotprojekten. —-
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Ich sehe auch in Hybridparks und in der Überbauung bestehender Parks die Zukunft. Ich vermisse allerdings den Blick für das letzte Backup. Für mich ergibt ein solches Konzept erst dann Sinn, wenn auch 100% versorgungssichere Leistung von dieser Energiezelle geleistet werden kann. Dann erst spart es auch Netzausbau ein, dann erst ist ein effizientes gesamtheitlichen Energiemanagement möglich, dann erst die maximale Stabilität mit autarken netzbildenenden Wechselrichtern gegeben… dann erst ist das dezentrale System komplett.
Was dann letztlich Versorgungssicherheit bietet, ist aus meiner Sicht nicht die wichtigste Frage. Das kann und soll gerne in einem Wettbewerb um den Kapazitätsmarkt ausgehandelt werden. Sicher werden es auch wenige große GUD-Kraftwerke sein, die in der Nähe von sehr großen Verbrauchern ausgelastet sein können. In der breiten Fläche sehe ich aber viele weitere innovative Methoden wie Geothermie, Wasserkraft, Hackschnitzel, gerne in Kombi mit Wärmespeichern und ggf. Wärmepumpen für ein lokales Wärmenetz. Und wenn nichts davon geht, tut es aus meiner Sicht auch eine Biogas oder H2 ready Gasturbine, die maximal günstig und ggf. sogar remote betrieben werden kann. Wichtig sind niedrige Bau- bzw. Fixkosten, die passend zur Leistung des Knotenpunktes sind. Der Anteil der Kosten für ein solches Backup wird überschätzt… er kann relativ niedrig sein, wenn man es nur richtig macht und die Stärken nutzt, die vor Ort möglich und gegeben sind. Sicher kann und muss hier der Staat auch Sicherheiten mit einem Kapazitätsmarkt leisten, aber bitte im marktw. Wettbewerb und nicht lobbygetrieben mit der frühzeitigen Zupflasterung großer Gas-Kraftwerke, die alles weitere an dezentraler Entwicklung abwürgen würden.
Die Dunkelflaute kommt dann wenn der Speicher leer ist. Das ist ja die Krux der Dunkelflaute das sie aus einem Defizit der Erzeugung entsteht das solange ansteht das sich die Speicher geleert haben.
Nicht der tägliche auftretende 90% Ausfall ist das Problem, sondern das langanstehende kleine Defizit.