Der neue Kostenfaktor

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„Wir reden hier über Mehrkosten von 25.000 bis 30.000 Euro im Vergleich zu den Kosten vor zwei oder drei Jahren“, sagt Frank Reinicke. „Ob 200-Kilowatt-Anlage oder Drei-Megawatt-Park ist dabei eigentlich egal. Das gilt, sobald die Anlage in das Mittelspannungsnetz einspeist.“ Gerade kleine Anlagen kann das also bis zu zehn Prozent teurer machen.

Reinicke ist Geschäftsführer von IVR Energieverteilungen. Das Unternehmen plant und realisiert Netzübergabestationen für Photovoltaikanlagen. Nach seiner Ansicht haben sich die Kosten für die Netzanschlusstechnik in den vergangenen zwei bis drei Jahren dramatisch erhöht. Bei manchen Netzbetreibern seien davon mittlerweile alle Anlagen ab ungefähr 100 Kilowatt betroffen, die in das Mittelspannungsnetz einspeisen. Also nicht nur große Solarparks, sondern auch die zurzeit attraktiven mittelgroßen Eigenverbrauchsanlagen für Gewerbebetriebe. „Bei kleineren Anlagen sind das bis zu 60 Prozent höhere Kosten für den Netzanschluss als vorher. Damit werden auch viele Projekte mit 400 oder 600 Kilowatt zum Tode verurteilt, weil sie sich dann in Kombination mit der derzeitigen Vergütung einfach nicht mehr rechnen.“ Mit den aktuellen Fassungen der BDEW-Mittelspannungsrichtlinie und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) werden Betreiber von Photovoltaikanlagen ebenso vor neue Herausforderungen gestellt wie Netzbetreiber und Energieversorger. Dazu zählen zum Beispiel die Bereitstellung von Blindleistung und das Einspeisemanagement und die Überwachung der Übergabestation. Die genauen technischen Anforderungen sind in den übergeordneten Regelwerken jedoch sehr vage formuliert. Daher gibt es in der Praxis einen breiten Interpretationsspielraum. Diesen nutzen die zahlreichen Netzbetreiber und Energieversorger in Deutschland auch aus. Welche Leittechnik eingebaut werden muss und wie teuer der Netzanschluss am Ende wird, hängt ganz von den jeweiligen technischen Anschlussbedingungen ab.

Die Ansprüche steigen Reinicke ist nicht der einzige Experte, der – vorsichtig ausgedrückt – verhalten reagiert, wenn man ihn auf die Anforderungen anspricht, die für den Anschluss nötig sind. Ein Teil dürfte für die bessere Netzintegration sinnvoll, ein Teil dürfte überflüssig sein. Doch für diese Diskussion ist es nötig zu wissen, wo diejenigen, die Richtlinien und technische Anschlussbedingungen in der Praxis umsetzen müssen, der Schuh drückt. Daher dokumentieren wir die Punkte, bei denen wir das größte Missfallen sehen.

Wenn Netzbetreiber unterschiedlich hohe Anforderungen haben, sinkt naturgemäß das Vertrauen, dass die höchsten Anforderungen nötig und sinnvoll sind. So gibt es zum Beispiel einen regionalen Stromnetzbetreiber, der laut Reinicke so etwas wie ein Vorreiter ist, was hohe Ansprüche an die Leittechnik angeht. „Im Jahr 2011 musste hier erst ab einer Anlagenleistung von zwei Megawatt Leittechnik eingebaut werden. Jetzt fordert das Unternehmen das Gleiche, sobald in das Mittelspannungsnetz eingespeist wird.“ In den anderen Netzbereichen seien die Ansprüche noch nicht ganz so hoch. Ein anderer Netzbetreiber hält sich nach Reinickes Erfahrung im Augenblick noch etwas bedeckt und begnügt sich bei kleineren Anlagen mit der klassischen Wirkleistungsbegrenzung über einen Rundsteuerempfänger. Es sei aber bemerkbar, dass viele Energieversorger mittlerweile mit ihren Anforderungen nachziehen.

„Auf Umspannwerkniveau“ Ein Bereich mit sehr unterschiedlichen und gleichzeitig wachsenden Anforderungen sei der Bereich Schutztechnik. Zum Schutz von Netz und Anlage gibt es einmal den übergeordneten Schutz, der am Netzanschlusspunkt wirkt, und den untergeordneten Entkupplungsschutz, der am Wechselrichter eingestellt wird. Besonders die Schutztechnik an der Übergabestation ist relativ kostspielig. Laut Reinicke befinden sich die Schutzanforderungen mancher Netzbetreiber auch für relativ kleine Photovoltaikanlagen mittlerweile „auf Umspannwerkniveau“, womit er ausdrückt „zu hoch“.

Sie umfassen zum Beispiel einen unabhängigen Überstromzeitschutz (UMZ-Schutz), einen Spannungssteigerungs- und Spannungsrückgangsschutz sowie einen Frequenzschutz. Neu dazugekommen ist der Blindleistungsrichtungs-Unterspannungsschutz (Q-U-Schutz). Alle diese und weitere Schutzfunktionen können in einem Gerät untergebracht werden, das bei Bedarf die nötigen Schutzmaßnahmen einleitet, also zum Beispiel die Trennung der Photovoltaikanlage vom Netz über den Leistungsschalter. Soll der Leistungsschalter auch aus der Ferne wieder eingeschaltet werden können, ist außerdem eine motorische Schaltung inklusive der entsprechenden Fernwirktechnik nötig, die zusätzlich Geld kostet.

Zu viele Datenpunkte Um die Anforderungen von EEG und Mittelspannungsrichtlinie bezüglich der Überwachungs- und Fernwirktechnik zu realisieren, kommen weitere Kosten zusammen. Bei starken Schwankungen im Stromnetz soll der Netzbetreiber zum Beispiel die eingespeiste Wirkleistung der Anlage regulieren können, ein bestimmtes Blindleistungsverhalten (Cos-Phi-Wert) vorgeben oder Anweisungen zur Reaktion bei Kurzschlüssen oder Spannungsabfällen machen. Dafür muss die Anlage bestimmte Messwerte an den Netzbetreiber übermitteln, und der Netzbetreiber muss aus der Ferne auf die Anlage zugreifen können.

Ein einfacher Rundsteuerempfänger kann dies nicht leisten, da mit ihm keine bidirektionale Kommunikation möglich ist. Man braucht also ausgefeiltere Kommunikationstechnik, in der Regel eine Internetverbindung zum Netzbetreiber, sprich ein GSM- oder UMTS-Modem, in das sich der Netzbetreiber einwählen kann. Auch ein Festnetzanschluss ist möglich. Das bedeutet, es kommen nicht nur Kosten für die einmalige Anschaffung der Geräte hinzu, sondern auch monatliche Kosten für die Kommunikationsverbindung.

Ein weiterer Kostenfaktor für die Realisierung der Fernwirktechnik ist die Anzahl der benötigten Datenpunkte. „Jeder Datenpunkt kostet Geld“, meint Reinicke. „Es gibt Netzbetreiber, die bis zu 40 Datenpunkte für Messwerte, Meldungen und Schaltbefehle verlangen.“ Dazu gehören zum Beispiel Spannung und Stromstärke sowie Wirkleistung und Blindleistung auf allen drei Phasen. Hinzu kommen Meldungen für Leistungsschalter ein und aus sowie Lasttrennschalter ein und aus. Für die Wirkleistungsbegrenzung zum Beispiel auf 100, 60, 30 oder 0 Prozent der Anlagenleistung inklusive Rückmeldung kommen weitere acht Punkte hinzu.

Die meisten dieser Datenpunkte sind für die Steuerung aus der Ferne auch zwingend notwendig. Wenn aber auch noch der Kurzschlussanzeiger, Steuer- und Meldespannung und die unterbrechungsfreie Stromversorgung mit eigenen Datenpunkten versehen werden, ist es aus Sicht einiger Experten zu viel des Guten.

Kraftwerksregelung Ab einem Megawatt Leistung verlangt die Mittelspannungsrichtlinie außerdem, dass die Photovoltaikanlage am Netzanschlusspunkt geregelt werden muss. Manche Netzbetreiber fordern dies auch schon bei weniger Leistung. Die sogenannte Park- oder Kraftwerksregelung hat zum Ziel, dass die vom Netzbetreiber gewünschten Werte, die zunächst am Wechselrichter eingestellt werden, auch den tatsächlichen Werten an der Übergabestation entsprechen. Dafür ist eine eigene Regelstrecke nötig, die die Werte an der Übergabestation regelmäßig mit den gewünschten Werten des Netzbetreibers abgleicht und bei Abweichungen entsprechende Änderungen am Wechselrichter vornimmt. Das bedeutet zusätzliche Messungen, zusätzliche Wandlerabgriffe und eine relativ komplizierte Regelung. Alles in allem sind das auch noch mal Kosten von ein paar tausend Euro.

Neben den gestiegenen Anforderungen an die Technik sind auch die Ansprüche bei der Zertifizierung gestiegen. Das Anlagenzertifikat, dass die Mittelspannungsrichtlinie seit Ende 2011 verbindlich vorschreibt, kostet nicht nur Geld, sondern vor allem auch Zeit. „Der Aufwand, den wir als Realisierer betreiben müssen, um die Wünsche des Energieversorgers und die Wünsche des Zertifizierers zu erfüllen, ist immens geworden“, sagt Reinicke. „Der Aufwand für den Papierkram ist dreimal so hoch und der zeitliche Aufwand auch.“ Besonders die Zertifizierer machen Reinicke zu schaffen: „Es gibt dort erhebliche Qualitätsunterschiede.“ Viele machen es sich aus seiner Sicht zu einfach, zum Beispiel, was die Abstimmung mit dem Energieversorger angeht. „Zum Teil bekommen wir Einstellwerte des Energieversorgers, zum Beispiel im Schutzbereich, und ein paar Monate später bekommen wir dann vom Zertifizierer andere Werte. Wir müssen das dann zwischen Energieversorger und Zertifizierer abgleichen.“ Es sei auch schon vorgekommen, dass innerhalb einer Zertifizierung drei Mal der Bearbeiter gewechselt habe. „Da sich die Bearbeiter dann auch nicht untereinander abgesprochen haben, mussten wir die Anfragen für die Zertifizierung drei Mal bearbeiten.“ So könne es schon mal ein Dreivierteljahr dauern, bis die Zertifizierung abgeschlossen sei.

Einheitliche Anschlussbedingungen Was Reinicke bei seiner Arbeit helfen würde, wären vor allem stabilere und verlässliche Verhältnisse. Eine Vereinheitlichung der technischen Anschlussbedingungen (TAB) in bestimmten Netzbereichen sei zum Beispiel wünschenswert, meint Reinicke. So richtig daran glauben kann er allerdings nicht. „Aufgrund unserer 25-jährigen Erfahrung in diesem Bereich wissen wir, dass jeder Energieversorger auch trotz klarer und einheitlicher Anschlussbedingungen immer noch eigene Vorstellungen über Leittechnik, Schutztechnik und den Aufbau der Übergabestation hat.“