Wenn die PV-Anlage am Netz ausgebremst wird!

Die Anlage ist neu, die Sonne brennt, und trotzdem zeigt die App am Mittag weniger Leistung als am Vormittag. Oder der Wechselrichter meldet Überspannung und schaltet sich ab, mehrmals am Tag. Viele Betreiber denken dann zuerst an defekte Module oder einen schlechten Installateur. Manchmal stimmt das. Oft liegt die Ursache aber ein Stück weiter entfernt, nämlich im Netz, in das die Photovoltaikanlage einspeist.

Um das zu verstehen, braucht man ein bisschen Elektrotechnik. Wir halten es kurz.

Warum Einspeisen die Spannung erhöht

Strom fließt nie widerstandslos. Jede Leitung hat eine Impedanz, also eine Mischung aus ohmschem Widerstand und induktivem Anteil. Fließt Strom durch diese Leitung, verschiebt sich die Spannung.

Früher floss der Strom fast nur in eine Richtung, vom Trafo zu den Häusern. Die Spannung sank also zum Leitungsende hin ab. Eine PV-Anlage dreht diesen Fluss um. Sie drückt Strom zurück Richtung Trafo, und am Anschlusspunkt steigt die Spannung.

Wie stark, hängt von zwei Dingen ab: wie viel eingespeist wird und wie „weich“ das Netz an dieser Stelle ist. In der Stadt, nah am Trafo, merkt man davon wenig. Am Ende einer langen Freileitung auf dem Land dagegen sehr wohl.

Die Spannung im Niederspannungsnetz darf nach DIN EN 50160 um höchstens zehn Prozent um die 230 Volt schwanken. Die VDE-AR-N 4105 setzt zusätzlich eine Grenze für den Anstieg, den alle Erzeugungsanlagen zusammen verursachen dürfen. Wird es zu viel, muss der Wechselrichter reagieren. Liegt der Zehn-Minuten-Mittelwert über 253 Volt, trennt er sich vom Netz. Das ist keine Schikane, sondern Schutz für die Geräte der Nachbarn.

Ein typischer Fall vom Land

Nehmen wir einen Hof am Ende eines Dorfes. Die Scheune bekommt 150 kWp aufs Dach. Module, Wechselrichter und Kabel sind ordentlich ausgelegt, alles funktioniert.

Nur hängt der Hof an einer Leitung, die vor Jahrzehnten für ein paar Melkmaschinen und die Hofbeleuchtung gebaut wurde. An sonnigen Tagen um die Mittagszeit klettert die Spannung am Anschlusspunkt Richtung Grenzwert. Die Wechselrichter regeln herunter oder schalten ab. Genau dann, wenn am meisten Ertrag möglich wäre.

Der Betreiber sieht nur: Sonne da, Strom weg. Die Anlage ist technisch in Ordnung, das Netz an dieser Stelle aber nicht stark genug. Diesen Unterschied muss man sauber auseinanderhalten, denn er entscheidet später darüber, wer für den Ausfall geradestehen muss.

Was Blindleistung damit zu tun hat

Wirkleistung ist das, was bezahlt wird und was Arbeit verrichtet. Blindleistung pendelt zwischen Erzeuger und Netz hin und her, ohne dass daraus nutzbare Energie wird. Wertlos ist sie trotzdem nicht, denn sie beeinflusst die Spannung.

Moderne Wechselrichter können deshalb gezielt Blindleistung aufnehmen und so den Spannungsanstieg etwas dämpfen. Netzbetreiber geben dafür oft eine Kennlinie vor, einen festen cos φ oder eine Regelung abhängig von der Leistung.

Einen Haken gibt es: In Niederspannungsnetzen überwiegt der ohmsche Anteil der Leitung. Blindleistung wirkt hier deutlich schwächer als im Mittel- oder Hochspannungsnetz. Sie hilft also, sie löst aber nicht jedes Problem. Wer Blindleistung fährt, belastet damit Wechselrichter und Leitungen stärker, was bei der Auslegung berücksichtigt sein muss.

Kilowatt peak ist nicht gleich Einspeiseleistung

Auf dem Angebot stehen 150 kWp. Das ist die Leistung der Module unter Laborbedingungen, die auf dem Dach nur selten erreicht wird. Deshalb werden Wechselrichter oft bewusst kleiner dimensioniert, zum Beispiel 120 kW AC bei 150 kWp. An den wenigen Spitzenstunden geht dann etwas verloren, dafür arbeitet der Wechselrichter den Rest des Jahres besser ausgelastet.

Für den Netzbetreiber zählt aber die Leistung, die tatsächlich am Anschlusspunkt ankommen kann. Wer mit ihm über den Anschluss verhandelt, sollte deshalb genau wissen, von welcher Zahl gerade die Rede ist. Wir erleben immer wieder, dass Projektierer, Betreiber und Netzbetreiber jeweils eine andere Zahl im Kopf haben.

Größere Anlagen, strengere Regeln

Eine Dachanlage am Einfamilienhaus und ein Solarpark mit mehreren Megawatt sind zwei verschiedene Welten. Für den Anschluss an die Niederspannung gilt die VDE-AR-N 4105, für die Mittelspannung die VDE-AR-N 4110. Letztere verlangt deutlich mehr, darunter einen eigenen Netz- und Anlagenschutz, ein Anlagenzertifikat und das Verhalten bei Netzfehlern.

Außerdem wichtig: Spannungsprobleme und Kapazitätsprobleme sind nicht dasselbe. Eine Leitung kann thermisch genug Strom verkraften und trotzdem an der Spannungsgrenze kratzen. Ein Trafo kann an seine Grenze kommen, obwohl die Spannung passt. Eine ordentliche Netzverträglichkeitsprüfung schaut sich beides an, dazu die Kurzschlussverhältnisse.

Anspruch auf Netzanschluss und seine Grenzen

Rechtlich steht der Anlagenbetreiber nicht schlecht da. Nach § 8 EEG muss der Netzbetreiber Anlagen für erneuerbare Energien grundsätzlich anschließen, und zwar an dem Verknüpfungspunkt, der technisch geeignet und gesamtwirtschaftlich am günstigsten ist. Das ist nicht zwingend der nächstgelegene Punkt. Weist der Netzbetreiber einen weiter entfernten Punkt zu, stellt sich schnell die Frage, wer die zusätzliche Kabelstrecke bezahlt.

Seit der jüngeren EEG-Novelle gibt es zudem die flexible Netzanschlussvereinbarung nach § 8a EEG. Anlage und Netzbetreiber können vereinbaren, dass die Einspeisung am Anschlusspunkt begrenzt wird, etwa auf 70 Prozent der Wechselrichterleistung. Dafür geht der Anschluss schneller oder ohne teuren Netzausbau.

Das kann ein guter Deal sein. Man muss ihn aber durchrechnen. Eine Begrenzung, die bei Vertragsschluss harmlos wirkt, kann über zwanzig Jahre eine Menge Ertrag kosten. Gehört ein Batteriespeicher zum Konzept, sieht die Rechnung wieder anders aus.

Streit mit dem Netzbetreiber wird übrigens vor den Zivilgerichten ausgetragen, nicht vor der Bundesnetzagentur. Die kann vermitteln und Hinweise geben, entscheidet aber nicht über den Einzelfall. Daneben gibt es die Clearingstelle EEG|KWKG, die bei Auslegungsfragen oft schneller hilft als ein Prozess.

Wer haftet, wenn weniger Strom fließt?

An einer größeren PV-Anlage sind viele beteiligt: Projektierer, Generalunternehmer, Elektriker, Hersteller, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, oft noch ein Direktvermarkter. Bleibt der Ertrag hinter der Prognose zurück, zeigt jeder zuerst auf den anderen.

Die Ursache kann an ganz verschiedenen Stellen liegen:

• Der Projektierer hat die Netzsituation nicht geprüft und einen unrealistischen Ertrag versprochen.
• Die Wechselrichter sind falsch parametriert, etwa mit einer zu strengen Blindleistungskennlinie oder einem falschen Grenzwert.
• Der Netzbetreiber hat den Anschlusspunkt falsch bewertet oder das Netz nicht wie zugesagt ertüchtigt.
• Die vereinbarte Einspeisebegrenzung ist in der Wirtschaftlichkeitsrechnung schlicht nicht aufgetaucht.

Aus einem Ertragsdiagramm allein lässt sich das nicht ablesen. Man braucht die Ereignisprotokolle der Wechselrichter, Spannungsverläufe am Anschlusspunkt, die Netzanschlusszusage und die Verträge. Wer Ansprüche geltend machen will, sollte diese Daten frühzeitig sichern. Wechselrichter überschreiben ihre Logs irgendwann, und Parameter werden bei einem Servicebesuch schnell mal geändert.

Unser Rat vor dem Bau

Bei allem, was über eine Hausdachanlage hinausgeht: den Netzanschluss zuerst klären, dann die Anlage planen. Eine Netzanschlussanfrage mit konkreter Leistung stellen, die Antwort schriftlich einholen und genau lesen, welche Bedingungen daran hängen. Im Vertrag mit dem Projektierer sollte zudem festgehalten werden, auf welcher Netzsituation die Ertragsprognose beruht.

Das kostet am Anfang ein paar Wochen. Später spart es unter Umständen einen jahrelangen Streit darüber, warum die Anlage bei bestem Wetter stillsteht.