PV-Hybridanlagen gelten als ein zentraler Baustein der Energiewende, weil sie erneuerbare Erzeugung, Speicher und Netzintegration miteinander verbinden. Welche Rolle PV-Hybridanlagen für große Energieversorger und -Produzenten spielen, erfuhren wir im Interview mit Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW. Er erklärt, welche strategische Bedeutung diese Projekte heute haben, welche regulatorischen und technischen Hürden derzeit bestehen und welche Rolle Hybridparks künftig für Wirtschaftlichkeit, Netzstabilität und Versorgungssicherheit spielen können.
Wie ordnet EnBW aktuell die Bedeutung von Hybridanlagen in Deutschland und Europa ein?
Hybridanlagen gewinnen in Deutschland und zunehmend auch in Europa stark an Bedeutung. Sie verbinden erneuerbare Erzeugung, Speicher und Netzintegration immer enger miteinander. Für EnBW sind sie daher ein zentraler Baustein, um die Verfügbarkeit von Grünstrom zu erhöhen und Anlagen wirtschaftlicher betreiben zu können.
Gibt es konkrete Hybridprojekte oder Projektpipelines, die bereits geplant oder im Bau sind?
Ja, wir haben bereits mehrere Hybridprojekte umgesetzt, insbesondere Solaranlagen in Kombination mit Batteriespeichern und werden in den kommenden Monaten weitere Projekte in Betrieb nehmen. Ein aktuelles Beispiel ist ein Projekt in Öhringen im nördlichen Baden-Württemberg mit 6,2 Megawatt (MW) Solarparkleistung und 6,1 Megawattstunden (MWh) Batteriekapazität. Darüber hinaus gibt es eine große Pipeline weiterer Vorhaben. Ein besonderes Beispiel ist auch der Energiepark in Gundelsheim: Dort sind Solarpark und Batteriespeicher bereits in Betrieb, und für den Windpark am selben Standort liegt inzwischen die BImSchG-Genehmigung vor. Neben solchen Co-Location- und Hybridprojekten baut EnBW auch große Stand-alone-Batteriespeicher, etwa in Marbach einen 100-MW-Speicher mit 100 MWh Kapazität. Weitere Projekte dieser Art werden folgen.
Inwieweit werden Speicher zu Standardbausteinen bei Erzeugungsprojekten? Sind reine Solarparks überhaupt noch realisierbar?
Bei EnBW werden Solarparks inzwischen grundsätzlich gemeinsam mit Batteriespeichern geplant. Das haben wir bereits vor rund drei Jahren so festgelegt und auch kommuniziert. Speicher werden seitdem von Anfang an in die Projektentwicklung und das Genehmigungsverfahren integriert. Damit ist diese Kombination für uns zum Standard geworden. Natürlich hängt die konkrete Umsetzung weiterhin von den jeweiligen Standortbedingungen ab, etwa davon, ob Genehmigungen oder Schutzgebiete einen Speicher zulassen.
Die Komplexität ist dadurch eindeutig gestiegen. Vor allem in der aktuellen Regulierung sehen wir große Herausforderungen. Wir warten auf mehrere Gesetzespakete, die gut aufeinander abgestimmt sein müssen. Dazu zählen die EEG-Novellierung, das Netzpaket und der AgNes-Prozess. Diese regulatorischen Themen müssen mit genehmigungsrechtlichen Fragen zusammengedacht werden. Das führt insgesamt zu einer hohen Komplexität.
Welche neuen Geschäftsmodelle, die durch Hybridanlagen und die Umgestaltung der Förderlandschaft in Deutschland entstehen, sind für EnBW relevant – und warum?
EnBW ist entlang der gesamten Wertschöpfungskette im Strombereich aktiv – also in den Netzen, in der Erzeugung, im Stromhandel, aber auch im Vertrieb und in der Elektromobilität. Dadurch ergeben sich vielfältige neue Geschäftsmöglichkeiten und Geschäftsmodelle. Mit Blick auf Hybridprojekte, insbesondere Solarparks mit Batteriespeichern, sind für EnBW vor allem Modelle relevant, die Erzeugung, Flexibilität und Stromvermarktung miteinander kombinieren. Besonders wichtig werden dabei die Direktvermarktung und hybride PPAs.
Hybridprojekte sind auf jeden Fall ein wichtiger Baustein, um die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien verlässlicher zu machen. Eine echte 24/7-Versorgung allein aus solchen Projekten ist jedoch schwierig. Dafür braucht es passende regulatorische und förderpolitische Rahmenbedingungen, einen weiteren Netzausbau, flexible Verbraucher und letztlich auch Reservekraftwerke, die bei Bedarf zur Verfügung stehen.
Wir warten derzeit auf verschiedene gesetzliche Rahmenbedingungen, die möglichst gut zusammenpassen müssen. Entscheidend sind vor allem die EEG-Novellierung, das Netzpaket und die AgNes-Regulierung. Im EEG geht es insbesondere darum, verlässliche Investitionsbedingungen und wirtschaftliche Perspektiven für Projekte zu schaffen. Das EEG soll von einer festen Förderung auf ein Modell mit zweiseitigen Differenzverträgen umgestellt werden, doch die konkreten Rahmenbedingungen liegen noch immer nicht vor – obwohl das derzeitige System Ende dieses Jahres ausläuft. Hier besteht erheblicher Zeitdruck. Unsere Sorge ist, dass diese Themen bis zum Jahresende nicht ausreichend abgestimmt geregelt werden.
Wir befinden uns aktuell in einer schwierigen Übergangsphase. Wir warten auf die regulatorischen Rahmenbedingungen und setzen auf die richtigen politischen Weichenstellungen, ohne heute schon zu wissen, wie es ab 2027 konkret weitergeht. Das ist eine große Herausforderung. Als stabiles Unternehmen können wir damit vergleichsweise gut umgehen. Für die Branche insgesamt ist diese Unsicherheit aus meiner Sicht jedoch ein sehr großes Problem.
Die PV- und Batteriespeicherbranche ist sehr innovativ, und technisch lässt sich bereits heute vieles lösen. Ein wichtiger Punkt ist jedoch die enge Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern. Wenn Batteriespeicher, Netzintegration und Netzausbau von Anfang an gemeinsam und partnerschaftlich gedacht werden, kann daraus ein sehr erfolgreiches Modell entstehen. Entscheidend ist, alle relevanten Partner frühzeitig an einen Tisch zu bringen, um Projekte und Netzausbau bestmöglich aufeinander abzustimmen.
Hybridprojekte können dazu beitragen, Einspeisung zu glätten und damit auch Redispatch-Kosten zu senken. Voraussetzung ist allerdings, dass sie standortspezifisch intelligent geplant und gemeinsam mit Vermarktung und Netzausbau gedacht werden. Dann können sie einen wichtigen Beitrag zur Netzstabilisierung leisten.