Bei Photovoltaik entscheidet der Netzverknüpfungspunkt häufig über die Wirtschaftlichkeit des gesamten Projekts. Die Module sind planbar, der Anschluss ist es selten: Er bestimmt Spannungsebene, Trassenlänge, Wartezeit und die Frage, ob die geplante Leistung überhaupt vollständig eingespeist werden darf.
Dieser Beitrag ordnet die Anschlusssituation nach Anlagentyp und zeigt, welche Stellschrauben Projektierer vor dem Netzanschlussbegehren prüfen sollten.
Anschlussebene je PV-Anlagentyp
Die Zuordnung folgt der Anschlussleistung, nicht der Modulfläche. Bei Freiflächenanlagen liegt der Verknüpfungspunkt fast immer auf Mittelspannung, bei großen Parks auf 110 kV.
Dachanlage Wohngebäude — bis 30 kWp — Niederspannung, vorhandener Hausanschluss
Gewerbedach — 30 kWp bis 1 MWp — Niederspannung bis Ortsnetzstation
Freifläche klein — 1 bis 10 MWp — Mittelspannung, eigene Übergabestation
Freiflächenpark — ab 10 MWp — Mittelspannung bis 110 kV, eigenes Umspannwerk
Freifläche oder Dach: unterschiedliche Engpässe
Bei Dachanlagen ist der Anschluss meist vorhanden; der Engpass ist die zulässige Einspeiseleistung am bestehenden Hausanschluss und die Kapazität der Ortsnetzstation. Häufig lässt sich mit Einspeisebegrenzung, Eigenverbrauch oder einem Speicher mehr Leistung installieren, als der Anschluss nominell hergibt.
Bei Freiflächenanlagen ist der Anschluss das Projekt: Der Abstand zum nächsten geeigneten Umspannwerk, die Trassenführung und die dort noch verfügbare Kapazität bestimmen Kosten und Zeitplan maßgeblich. Ein Standort mit günstiger Fläche, aber 8 km Trasse ist oft teurer als eine schlechtere Fläche direkt am Umspannwerk.
Kostentreiber bei PV-Anschlüssen
Diese Posten bestimmen bei Freiflächen-PV in der Praxis den Anschlusskostenblock:
Trassenlänge zum Verknüpfungspunkt inklusive Tiefbau, Kreuzungen und Wegerechten.
Übergabestation mit Mittelspannungsschaltanlage und Schutztechnik.
Baukostenzuschuss des Netzbetreibers.
Bei 110 kV zusätzlich das Anschluss-Umspannwerk und das Schaltfeld.
Mehrkosten, wenn ein vom Netzbetreiber abweichender Punkt gewählt wird (§ 8 EEG).
Einspeisebegrenzung und Speicher als Hebel
Wenn am Verknüpfungspunkt nicht die volle Leistung aufgenommen werden kann, muss das Projekt nicht scheitern. Eine dauerhafte Begrenzung der Einspeiseleistung kostet bei PV nur einen kleinen Teil des Jahresertrags, weil die Spitzenstunden selten sind.
Ein co-lokierter Batteriespeicher verschiebt einen Teil der Mittagsspitze in Zeiten mit freier Anschlusskapazität. Damit lässt sich eine größere PV-Leistung an denselben Anschluss bringen — der Regelfall bei Cable Pooling.
Standorte vorab eingrenzen
Vor dem Netzanschlussbegehren lohnt der Blick auf die regionale Anschlussdichte: Wo bereits viel PV-Leistung angeschlossen ist, steigen Auflagen und Wartezeiten. Die Solar-Datenseiten zeigen je Bundesland und Landkreis Anlagenzahl, installierte Leistung und den durchschnittlichen conductrScore auf Basis des Marktstammdatenregisters.
Ab rund 1 MWp in der Regel Mittelspannung mit eigener Übergabestation, ab rund 20 MWp häufig 110 kV mit eigenem Anschluss-Umspannwerk.
Der zuständige Netzbetreiber im Rahmen des Netzanschlussbegehrens. Ein abweichender Punkt ist nach § 8 EEG möglich, wenn der Betreiber die Mehrkosten trägt.
Eine dauerhafte Einspeisebegrenzung kostet bei PV nur wenige Prozent Jahresertrag. Alternativ verschiebt ein co-lokierter Batteriespeicher die Mittagsspitze und erlaubt mehr installierte Leistung am selben Anschluss.
Es gibt keine feste Grenze — entscheidend ist die Wirtschaftlichkeit. Tiefbau und Kabel dominieren die Anschlusskosten, sodass jede zusätzliche Trassenlänge das Projekt direkt belastet.
Auf den Solar-Seiten von conductrScore, nach Bundesland und Landkreis sortiert nach conductrScore, sowie auf der interaktiven Karte.