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Der Ausbau erneuerbarer Energien stellt Europas Stromnetze vor neue Herausforderungen. Windkraft- und Photovoltaikanlagen liefern zunehmend große Strommengen, allerdings nicht immer dann, wenn diese benötigt werden. Gleichzeitig sind Netzanschlüsse vielerorts knapp und neue Leitungen mit erheblichen Investitionen verbunden. Deshalb gewinnt ein Konzept an Bedeutung, das unterschiedliche Technologien an einem Standort miteinander verbindet: sogenannte Co-Location-Projekte oder Super-Hybridparks. Dass sich daraus ein neuer Schwerpunkt der Energiewirtschaft entwickelt, zeigen aktuelle Projekte von VERBUND AG (ISIN: AT0000746409), LEAG und weiteren europäischen Energieunternehmen. Auch die EVN AG (ISIN: AT0000741053) setzt auf diese Kombination und hat auf ihrem Capital Markets Day im Oktober 2026 erläutert, welche Vorteile sie sich davon verspricht.
Österreichs Energiebranche setzt auf kombinierte Kraftwerksparks
Ein aktuelles Beispiel liefert das österreichische Energieunternehmen PÜSPÖK. Das Projekt kombiniert einen Windpark mit 51 Megawatt, eine Photovoltaikanlage mit ebenfalls 51 Megawatt und einen Batteriespeicher mit 18 Megawatt Leistung. Nach Unternehmensangaben handelt es sich um Österreichs größtes Co-Location-Projekt und einen der größten Super-Hybridparks Europas.
Das Besondere liegt nicht allein in der installierten Leistung, sondern in der gemeinsamen Nutzung der Energieinfrastruktur. Windkraft, Photovoltaik und Batteriespeicher werden aufeinander abgestimmt und können über eine gemeinsame Netzanbindung betrieben werden. Der österreichische Energiekonzern VERBUND AG übernimmt dabei die Vermarktung der erzeugten Energie und die Optimierung der verfügbaren Flexibilität. Der Betreiber kann dadurch unterschiedliche Strommarktbedingungen berücksichtigen und den Batteriespeicher gezielt einsetzen. Das Projekt verdeutlicht, dass der wirtschaftliche Wert erneuerbarer Kraftwerke zunehmend auch davon abhängt, wie flexibel ihre Stromerzeugung und Vermarktung organisiert werden.
LEAG und Fluence investieren in ein ähnliches Konzept
Auch in Deutschland entstehen entsprechende Projekte. Im August 2026 kündigte LEAG Clean Power gemeinsam mit der Fluence Energy GmbH, einer Tochtergesellschaft der börsennotierten Fluence Energy, Inc. (ISIN: US34379V1035), den Baubeginn eines Batteriespeichers am Standort Heinersbrück in Brandenburg an. Die Anlage soll über eine Netzanschlussleistung von 100 Megawatt und eine Speicherkapazität von 400 Megawattstunden verfügen. Die Inbetriebnahme ist für 2027 vorgesehen.
Der Batteriespeicher soll gemeinsam mit dem Windpark Forst-Briesnig 2 und dem Solarpark Bohrau 1 einen Netzanschlusspunkt nutzen. Dafür wurde das bestehende Umspannwerk Heinersbrück zu einem hybriden Netzanschlusspunkt ausgebaut. Das Beispiel zeigt, wie sich vorhandene Netzkapazitäten durch die Kombination verschiedener Erzeugungs- und Speichertechnologien nutzen lassen. Diese Projekte stehen beispielhaft für eine übergreifende Entwicklung im europäischen Energiesektor.
Warum Wind und Sonne gemeinsam besser funktionieren können
Der technische Vorteil von Hybridparks ergibt sich aus den unterschiedlichen Erzeugungsprofilen erneuerbarer Energien. Photovoltaikanlagen produzieren tagsüber und erreichen ihre höchsten Leistungen bei starker Sonneneinstrahlung. Windkraftanlagen können dagegen auch nachts Strom liefern. Zudem sind sie zwischenzeitlich so effizient, dass sie bei selbst mäßigen Windgeschwindigkeiten Strom erzeugen können. Hinzu kommen in Ländern wie Österreich saisonale Unterschiede: Während Photovoltaikanlagen vor allem im Sommerhalbjahr deutlich mehr Energie liefern, erzeugen Windparks rund zwei Drittel ihres Jahresstroms im Winterhalbjahr. Entscheidend ist aber das Zusammenspiel: Beide Technologien ergänzen einander, vor allem weil ihre Produktionsspitzen oftmals zeitlich getrennt auftreten.
Werden Wind- und Solaranlagen über einen gemeinsamen Netzanschluss betrieben, kann dieser über eine größere Anzahl an Stunden während des Jahres ausgelastet werden. Bei getrennten Anlagen bleiben Teile der jeweiligen Anschlusskapazität zeitweise ungenutzt. Durch Co-Location lassen sich solche Reserven besser erschließen. Gleichzeitig kann die gemeinsame Nutzung bestimmter Infrastruktur die Kosten gegenüber vollständig getrennten Projekten verringern.
Ein Batteriespeicher erweitert diese Möglichkeiten. Er kann Strom aufnehmen, wenn die Erzeugung hoch ist oder die Einspeisung begrenzt werden muss, und ihn zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgeben. Dadurch lässt sich die Stromabgabe zeitlich verschieben. Allerdings hängt der tatsächliche wirtschaftliche Nutzen von den Erzeugungsprofilen, den Netzanschlussbedingungen, den Strompreisen und den Kosten des Speichers ab.
EVN zeigt das Potenzial auf dem Capital Markets Day
Die EVN hat das Thema Co-Location auf ihrem Capital Markets Day am 1. Oktober 2026 ausdrücklich aufgegriffen. In seiner Präsentation beschreibt der niederösterreichische Energieversorger, wie die Kombination von Windkraft, Photovoltaik und Batteriespeichern eine bessere Nutzung vorhandener Netzanschlüsse ermöglichen kann.
In Niederösterreich erreicht Photovoltaik durchschnittlich rund 1.100 Volllaststunden pro Jahr, Windkraft rund 2.700. Durch die Kombination beider Technologien lässt sich ein gemeinsamer Netzanschlusspunkt deutlich besser auslasten: Die EVN nennt in einer Beispielrechnung rund 3.700 Stunden pro Jahr. Ein Teil der Stunden - hier im Rechenbeispiel 100 - geht durch die gleichzeitig auftretende Erzeugung verloren. Mit einem zusätzlichen Batteriespeicher kann die Nutzung des Netzanschlusspunkts noch einmal deutlich gesteigert werden - im Beispiel auf mehr als 4.000 Stunden. Die angeführten Zahlen sollen das technische Prinzip verdeutlichen, ohne den Anspruch zu erheben, dass sie genau auf ein umgesetztes Projekt verweisen oder eine allgemeingültige Ertragsprognose darstellen.
Trumau und Tattendorf werden zum EVN-Super-Hybridpark
Wie die Kombination in der Praxis aussehen kann, zeigt das EVN-Projekt in den niederösterreichischen Gemeinden Trumau und Tattendorf. Ausgangspunkt war der Windpark Tattendorf, der seit 2011 Strom produziert. Seine acht Windkraftanlagen verfügen zusammen über eine Leistung von 16 Megawatt. Im Jahr 2023 wurde die Infrastruktur um eine Photovoltaikanlage in Trumau ergänzt. Diese besteht aus mehr als 18.000 Solarmodulen und erreicht eine installierte Leistung von 10 Megawatt.
Im September 2025 stellte die EVN den nächsten Ausbauschritt vor: einen Batteriespeicher mit 3,4 Megawatt Leistung und einer Speicherkapazität von 6,9 Megawattstunden. Die Anlage besteht aus zwei Batteriecontainern und ergänzt die bereits vorhandenen Wind- und Solarkapazitäten. Seit 2025 ist der Speicher nach Unternehmensangaben in Betrieb.
Nach Angaben des Unternehmens liefern der Windpark und die Photovoltaikanlage rechnerisch Strom für insgesamt rund 13.000 Haushalte. Der zusätzliche Speicher dient vor allem dazu, kurzfristige Schwankungen auszugleichen und die erzeugte Energie bedarfsgerechter einzusetzen. Die Haushaltsangabe bezieht sich dabei auf die erneuerbare Stromerzeugung und bedeutet nicht, dass die Anlagen eine durchgehend garantierte Versorgung dieser Haushalte gewährleisten.
Batteriespeicher werden zum strategischen Baustein
Für die EVN ist das Projekt Trumau/Tattendorf Teil einer breiter angelegten Speicherstrategie. Im Januar 2026 bekräftigte das Unternehmen das Ziel, bis 2030 eine Batteriespeicherleistung von 300 Megawatt zu erreichen. Damit sollen erneuerbare Erzeugungsanlagen ergänzt, Lastspitzen abgefedert und zusätzliche Flexibilitätsmöglichkeiten geschaffen werden.
Ein weiteres Beispiel ist das Kleinwasserkraftwerk Dorfmühle. Dort nahm die EVN 2025 einen Batteriespeicher mit 0,6 Megawatt Leistung und 1,2 Megawattstunden Kapazität in Betrieb. Am Energieknoten Theiß besteht zudem bereits ein Hybridspeicher mit 5 Megawatt Leistung. Darüber hinaus errichtet die EVN an demselben Standort einen deutlich größeren Batteriespeicher mit 70 Megawatt Leistung. Die unterschiedlichen Projekte zeigen, dass sich Batteriespeicher nicht auf die Kombination mit Wind- und Solarparks beschränken. Sie können ebenso bestehende Wasserkraftwerke ergänzen oder an größeren Energieknoten eingesetzt werden. Entscheidend ist jeweils, welche Aufgaben sie im Stromsystem übernehmen und welche technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen am Standort bestehen.
Intelligente Vermarktung entscheidet über den wirtschaftlichen Nutzen
Mit der zunehmenden Verbreitung von Hybridparks steigt auch die Bedeutung der Steuerung und Vermarktung. Denn der wirtschaftliche Vorteil entsteht nicht automatisch durch die räumliche Nähe von Windkraftanlagen, Solarmodulen und Batterien. Die einzelnen Komponenten müssen so betrieben werden, dass Netzkapazitäten optimal genutzt und durch den Einsatz der Batteriespeicher Handelsergebnisse in der Kurzfristvermarktung erzielt werden können.
Die EVN verweist in diesem Zusammenhang auf ihre Tochtergesellschaft CyberGrid, die auf die Entwicklung von Software für das Management und die Vermarktung flexibler Energiekapazitäten spezialisiert ist. Der Bedarf für das Flexibilitätsmanagement ist hoch und wird in den nächsten Jahren weiter steigen.
Hybridparks könnten beim Netzausbau an Bedeutung gewinnen
Die Transformation des Energiesystems erfordert in den kommenden Jahren erhebliche Investitionen in Netze, erneuerbare Erzeugungsanlagen und Speichertechnologien. Super-Hybridparks können dabei eine ergänzende Rolle spielen, weil sie unterschiedliche Erzeugungsprofile zusammenführen und die vorhandene Anschlussleistung flexibler nutzen. Sie können allerdings den notwendigen Ausbau der Stromnetze nicht vollständig ersetzen, denn auch gemeinsame Netzanschlüsse unterliegen technischen Grenzen.
Für die EVN AG (ISIN: AT0000741053) ist die Kombination aus Windkraft, Photovoltaik und Batteriespeichern bereits Teil der praktischen Projektentwicklung. Der Super-Hybridpark Trumau/Tattendorf zeigt, wie sich vorhandene Infrastruktur schrittweise um neue Technologien erweitern lässt. Mit ihrem Speicherziel von 300 Megawatt bis 2030 und der auf dem Capital Markets Day vorgestellten Co-Location-Strategie will die EVN diesen Ansatz weiterverfolgen. Wie stark solche Konzepte künftig zum wirtschaftlichen Ergebnis beitragen, wird davon abhängen, wie sich Strommärkte, Speichertechnologien und regulatorische Rahmenbedingungen entwickeln.
Lassen Sie sich in den Verteiler für EVN oder Nebenwerte eintragen. Einfach eine E-Mail an Eva Reuter: e-reuter@dr-reuter.eu mit dem Hinweis: "Verteiler EVN" und/oder "Nebenwerte".
Quellen:
VERBUND AG - VERBUND übernimmt Stromvermarktung von Österreichs größtem Co-Location-Projekt, 17.09.2026
LEAG - Speicher, Windenergie und Photovoltaik wachsen bei Heinersbrück zum Energiecluster zusammen, 13.08.2026
EVN - Capital Markets Day 2026, Unternehmenspräsentation vom 01.10.2026, insbesondere Folien 21 und 22
https://www.evn.at/getmedia/b1846423-8b2e-471e-8d61-27a34275da65/Capital-Markets-Day_FINAL.pdf
EVN - Batteriespeicher macht Trumau und Tattendorf zu Standorten eines "Super-Hybrid-Parks", 04.09.2025
EVN - EVN Speicherinitiative: 300 MW bis 2030, 04.01.2026
https://www.evn.at/home/presse/evn-speicherinitiative-300-mw-bis-2030
EVN - Die EVN erzielt wesentliche Fortschritte bei der Umsetzung ihrer Batteriespeicherstrategie, 14.07.2026
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