Warum sich die Hybridisierung eines Solarparks 2026 lohnt

Eine PV-Anlage erzeugt genau dann, wenn auch alle anderen erzeugen. Deshalb erhält sie immer weniger für ihre Energie. Eine Batterie ändert nicht, wann die Sonne aufgeht, aber sehr wohl, wann der erzeugte Strom verkauft wird.

Das Problem: Sonnenstrom ist wenig wert

2024 kamen die Investitionen in Photovoltaik in Spanien praktisch zum Erliegen. Der Grund war nicht technisch, sondern der Preis. Bei so viel installierter Solarleistung ist das Angebot in den Mittagsstunden enorm, und der Day-Ahead-Preis fällt auf null oder nahezu null.

Die von BK gesammelten Marktdaten für 2024 fassen es gut zusammen:

• 26 % der Stunden des Jahres mit einem Preis unter 10 €/MWh.
• 68 % der Tage mit einer Differenz von mehr als 50 €/MWh zwischen den Stunden desselben Tages.
• 25 % der Tage mit Preisen über 90 €/MWh.

Für einen Solarpark ergibt sich 2024 ein durchschnittlich erzielter Preis von rund 35 €/MWh, mit zwei vollen Monaten unter 10 €/MWh, in denen er fast 20 % seiner Jahresenergie erzeugte. Hinzu kommen Abregelungen (Curtailment): Energie, die die Anlage erzeugen könnte, die das Netz aber nicht aufnimmt.

Das Problem ist nicht, dass Energie fehlt. Sondern dass mittags zu viel da ist und um acht Uhr abends zu wenig.

Der Tag hat weiterhin teure Stunden. Am 23. September 2026 zum Beispiel lag der Day-Ahead-Markt bei 15 €/MWh um 13:00 Uhr und 263,9 €/MWh um 20:00 Uhr.

Was eine 2-Stunden-Batterie leistet

Eine Batterie neben der Anlage – am selben Netzverknüpfungspunkt – speichert einen Teil der Mittagserzeugung und speist sie in den Stunden mit den höchsten Preisen ins Netz ein. Mit 2 Stunden Speicherdauer (zum Beispiel 1 MW und 2 MWh) deckt sie die Abendspitze ab, in der der größte Teil des Werts liegt.

• Höherer erzielter Preis: Die Energie wird zum Abendpreis verkauft, nicht zum Mittagspreis.
• Weniger Abregelung: Was das Netz mittags nicht aufnimmt, wird gespeichert statt verloren.
• Nachtzyklus ergänzen: Die Batterie kann auch in den günstigen Nachtstunden laden und in der Morgenspitze entladen.
• Weniger Volatilität: Die Anlage hängt weniger vom Preis der Sonnenstunden ab.

Und das alles ohne neue Netzanschlusskapazität: Anlage und Batterie teilen sich die bereits genehmigte Einspeisekapazität.

Die Zahlen

Wir simulieren die Wirkung eines 2-Stunden-Systems an einer PV-Anlage mit den realen Preisen des jeweiligen Jahres, nur mit Arbitrage und Nachtzyklus: ohne Regelenergie und ohne Kapazität. Der zusätzliche Umsatz wächst jedes Jahr, da die Preisdifferenzen zunehmen und Nullpreise bei OMIE auftreten.

Bei der Wirtschaftlichkeit ist das Beispiel aus unseren Studien von 2024 eindeutig. Mit den Preisen jenes Jahres kam eine Solaranlage ohne Batterie auf einen IRR von 1–2 %. Dieselbe Anlage mit Hybridisierung stieg bei höherer Investition auf 3–5 % auf dieses Kapital. Mit Kapazitätserlösen erhöhte sich die geschätzte Bandbreite auf 5–12 %.

Richtwerte. Sie stammen aus Studien von BK Energies aus dem Jahr 2024 für kleinere PV-Anlagen (in der Größenordnung von 1 MWp) und ein 2-Stunden-System. Jede Anlage hat ihr eigenes Erzeugungsprofil, ihren Netzverknüpfungspunkt und ihre Kosten; vor einer Investition ist eine Studie des konkreten Falls erforderlich.

Was kostet das?

In unseren Bandbreiten für 2024–2025 lagen die Kosten für Speicherinstallation und technische Anpassungen zwischen 0,22 und 0,30 €/Wh, wobei die Kosten pro Wh mit der Systemgröße sinken. Hinzu kommen die Genehmigungskosten für den Wechsel von PV zu PV + Batterien (15.000–30.000 € pro Anlage, je nach Größe) und eine Bürgschaft von 20.000 €/MWh, die nach dem Bau zurückerstattet wird. Die Gerätepreise ändern sich schnell: Fragen Sie uns nach einem aktuellen Wert.

Der Kapazitätsmechanismus

Die dritte Ertragsquelle kann die Wirtschaftlichkeit am stärksten beeinflussen: Vergütung dafür, feste Leistung bereitzuhalten, wenn das System sie braucht. In anderen europäischen Märkten funktioniert das bereits. In Deutschland zahlte die Kombination verschiedener Regelenergiemärkte im September 2024 bis zu 19.000 €/MW in einem einzigen Monat.

In Spanien befindet sich der Kapazitätsmechanismus noch im Genehmigungsverfahren; sein Zeitplan hängt von der endgültigen Verabschiedung und den ausgeschriebenen Auktionen ab. Bekannt ist jedoch, wie solche Märkte in der Regel funktionieren: Die ersten betriebsbereiten Anlagen erzielen die besten Preise. Eine hybridisierte und laufende Anlage vor der ersten Auktion ist die beste Ausgangsposition.

Die Regulierung zieht mit

Das größte Hindernis für die Hybridisierung von Anlagen mit regulierter Vergütung war, durch das Speichern einen Teil dieser Erlöse zu verlieren. Das RD 917/2025 löst dieses Problem: Seit dem 1. Januar 2026 wird die Anlage für die gesamte erzeugte Energie vergütet, auch wenn ein Teil in die Batterie fließt, und behält ihre Netzzugangs- und Anschlussgenehmigungen.

So wird es umgesetzt

1. Studie. Reale Erzeugung der Anlage, Preiskurve, Abregelungen und Grenzen des Netzverknüpfungspunkts. Daraus ergeben sich Leistung und Speicherdauer der Batterie.
2. Genehmigung. Antrag auf Hybridisierung, Verbrauchspunkt, vereinfachte Umweltverträglichkeitsprüfung (DIA), Bürgschaften und Genehmigungen. Bei Anlagen im Betrieb zusätzlich Prüfung der Flächennutzung.
3. Umsetzung. Engineering, Lieferung, Installation und Inbetriebnahme, mit integriertem EMS und Parkregler (PPC).
4. Betrieb. Das EMS entscheidet täglich, wann geladen und wann verkauft wird – mit Preis- und Erzeugungsprognose und der Option, manuell zu fahren.

Ein reales Beispiel: die 5-MWh-Hybridisierung in Ocaña (Toledo). Oder sehen Sie sich an, wie wir die PV + BESS-Hybridisierung angehen.