Solar‑Wind‑Hybridkraftwerke: Wie Co‑Location Strom stabiler macht

Die Energiewende bringt Millionen neuer Solarmodule und Windräder in die Netze. Doch von allein löst das nicht das Problem schwankender Erzeugung: Sonne liefert vor allem am Tag, Wind oft nachts oder bei anderen Wetterlagen. An vielen Netzanschlüssen ist aber nur begrenzt Platz, Zeit und Geld für zusätzliche Leitungen vorhanden. Deswegen rückt die Idee der Co‑Location ins Blickfeld: Solar- und Windanlagen an einem Standort teilen Infrastruktur, Regelungstechnik und oft auch Speicher. Das klingt technisch, hat aber einen konkreten Nutzen: bessere Auslastung der Netze, weniger Abregelung und oft geringere Kosten je erzeugter Kilowattstunde. In der Folge wächst das Interesse von Projektentwicklern, Netzbetreibern und Politik, solche Kombinationsprojekte zu fördern und zu testen.

Einfach gesagt gleichen hybride Anlagen zeitliche Lücken: Tagsüber steigt die Solarproduktion, nachts können Windparks Strom liefern. Diese Ergänzung reduziert die Volatilität der Einspeisung. Für Netzbetreiber bedeutet das: weniger plötzliche Einspeisungsspitzen und damit weniger Notwendigkeit zur Abregelung oder teuren Redispatch‑Maßnahmen. Gleichzeitig spart die gemeinsame Nutzung von Netzanschlüssen, Trafostationen und Zugangswegen Flächen und Kosten.

Co‑Location kann vorhandene Netzpunkte effizienter nutzen und damit zusätzlichen Netzausbau verzögern oder verringern.

Für Betreiber sind die ökonomischen Argumente ebenfalls plausibel: Gleiche Fläche, gleicher Anschluss, oft ein Betreibervertrag – das senkt CAPEX und OPEX pro erzeugter Einheit. Auch planerisch sind Hybride interessant: Bestehende Standorte lassen sich „repowern“, also ältere Windräder und Flächen neu mit moderner PV-Technik bestücken und damit Produktion und Netznutzung deutlich steigern.

Unten eine kompakte Vergleichstabelle mit typischen Merkmalen.

Am Grundprinzip ändert sich nichts: Photovoltaik‑Module erzeugen Gleichstrom, Windturbinen erzeugen Wechselstrom. Entscheidend sind die Schnittstellen, Steuerung und ergänzende Komponenten. Ein typischer hybrider Park hat daher drei technische Ebenen: die Erzeugungseinheiten (PV‑Strings und Turbinen), ein gemeinsames Umspannwerk/Netzanschlusspunkt und die Steuerung inkl. Speichern oder Lastmanagement.

Modernere Anlagen nutzen netzbildende Wechselrichter. Diese Geräte können Stabilitätsdienstleistungen übernehmen, also Spannung und Frequenz am Anschlusspunkt aktiv mitregeln. Damit werden Hybride zu mehr als nur einer Summe von Erzeugern: Sie können gezielt Leistungen bereitstellen, die bislang thermische Kraftwerke lieferten.

Speicher sind häufiges Element: Kurzzeitspeicher (Batterien) glätten Minuten‑ und Stunden‑Schwankungen, langzeitige Optionen (Saison‑Speicher, Power‑to‑X) sind sinnvoll, wo Dunkelflauten erwartet werden. Wichtig ist auch die Betriebsführung: Intelligente Forecasts koppeln Wind‑ und Solar‑Wetterdaten, sodass Lade‑ und Entladezyklen von Speichern sowie Einspeiseprofile optimal geplant werden. So reduziert sich die Notwendigkeit, erneuerbare Erzeugung zu drosseln.

Technische Beispiele in Kurzform:

• Gemeinsame Trafostation und Schaltanlagen sparen Hardware und reduzieren Verluste.
• Integrierte SCADA‑Systeme (Steuerung, Überwachung) steuern Erzeugung, Speicher und Netzservices aus einer Hand.
• Marktseitig können Hybride von Flexibilitätsmärkten profitieren: überschüssiger Strom wird gezielt gespeichert oder in andere Sektoren geleitet (Wasserstoff, Wärme).

Diese Kombination aus Technik und Betriebsführung macht das Solar‑Wind‑Hybridkraftwerk nicht nur effizienter, sondern auch zu einem Baustein für stabilere Netze.

Weltweit gibt es heute eine Reihe von Pilot‑ und Großprojekten, die zeigen, wie Hybride in der Praxis funktionieren. In Spanien hat ein großer Energieversorger ein Projekt mit rund 74 MW Photovoltaik neben etwa 69 MW Windkraft umgesetzt; das Projekt teilt Infrastruktur und Netzanschluss. In Australien laufen mehrere Pionieranlagen mit kombiniertem Wind, Solar und Batterien, darunter kleinere Anlagen wie Kennedy Energy Park.

In Indien haben Ausschreibungen 2023 großes Interesse an Hybriden gezeigt: dort wurden mehrere GW an Hybrid‑Tenders vergeben. Diese Zahlen stammen aus 2023 und sind daher älter als zwei Jahre; sie illustrieren aber, wie schnell die Technologie in einigen Ländern skaliert ist. Solche Beispiele belegen zwei Dinge: Co‑Location senkt Kosten durch geteilte Infrastruktur, und in Regionen mit starken jahreszeitlichen Wind‑ und Sonnenschwankungen lässt sich die jährliche Produktion stabiler verteilen.

Aus Sicht der Netze sind Pilotprojekte nützlich, weil sie Antworten liefern auf Fragen zur Anschlussplanung, zur Notwendigkeit zusätzlicher Leitungskapazität und zum Zusammenspiel mit Speichern. Außerdem zeigen sie, wie regulatorische Rahmenbedingungen das Tempo der Umsetzung bestimmen: In Regionen mit klaren Regeln für Hybrid‑Ausschreibungen wachsen Projekte schneller.

Die Lehre aus den Praxisfällen: Hybride sind kein Allheilmittel, doch sie bieten eine praktikable und oft kostengünstige Option, bestehende Flächen und Anschlüsse besser auszunutzen und gleichzeitig die Integration erneuerbarer Energie zu erleichtern.

Die Chancen liegen auf der Hand: bessere Auslastung von Anschlüssen, geringere Abregelung, geringere Flächen‑ und Infrastrukturkosten pro erzeugter kWh. Für Netzbetreiber können Hybride die Notwendigkeit kurzfristiger Netzausbau‑Investitionen senken und so Engpässe abmildern. Operativ bieten netzbildende Inverter und integrierte Steuerung neue Optionen, um Systemdienstleistungen zu liefern, die früher Kraftwerken vorbehalten waren.

Risiken und offene Fragen bleiben: Bei gemeinsamer Nutzung von Anschlusskapazität muss klar geregelt sein, wie Engpässe technisch und vertraglich verteilt werden. Eigentums‑ und Betriebsmodelle müssen sauber ausgestaltet werden, damit nicht ein Erzeuger dauerhaft andere benachteiligt. Umweltfragen spielen ebenfalls eine Rolle: Repowering nutzt zwar Flächen effizienter, kann aber lokale Eingriffe verändern und verlangt Umweltverträglichkeitsprüfungen.

Wirtschaftlich hängt der Erfolg von Hybriden von Marktregeln ab: Können Betreiber separat für Flexibilität und Energie vergütet werden? Gibt es Märkte für Regelenergie und für das Zurückhalten von Einspeisung? Länder mit klaren Flexibilitätsmärkten integrieren Hybride schneller. Zudem ist die Frage nach Speichern zentral: Batterie‑Kapazitäten reduzieren kurzfristige Schwankungen, langfristige Lösungen (Pumpspeicher, Power‑to‑X) adressieren saisonale Lücken.

Schließlich ist die Planung regional: In dicht vernetzten Systemen helfen Hybride, Engpässe zu glätten; in Netzen mit starkem Nord‑Süd‑Austausch sind zusätzliche Leitungen oft unvermeidbar. Projektentwickler, Netze, Behörden und Gemeinden sollten deshalb früh zusammenarbeiten, um technische, wirtschaftliche und ökologische Anforderungen zu klären.

Solar‑Wind‑Hybridkraftwerke sind ein pragmatischer Schritt, um erneuerbare Erzeugung stabiler und effizienter zu machen. Sie nutzen vorhandene Anschlüsse und Flächen besser, glätten Erzeugungsprofile und können durch moderne Wechselrichter und Speicher systemrelevante Dienste anbieten. Die Technik ist erprobt, die wirtschaftlichen Vorteile hängen aber von Marktregeln, Förderbedingungen und klugen Planungsentscheidungen ab. Dort, wo Leitungen und Genehmigungen begrenzen, bieten Hybride eine reale Option, den Ausbau erneuerbarer Energien ohne unverhältnismäßigen Netzausbau voranzubringen.