Trafostation für PV-Anlage und Batterie­speicher: Einspeisung in die Mittel­spannung

Eine feste Grenze gibt es nicht, der Netzbetreiber entscheidet nach Netzsituation über die Spannungsebene. Typischerweise wird ab einigen hundert Kilowatt Einspeiseleistung ein Mittelspannungsanschluss nötig, große Dach- und Freiflächenanlagen im Megawattbereich speisen praktisch immer in die Mittelspannung ein. Dann brauchen Sie eine eigene Trafostation mit Übergabe, Schutz und Messung. Mitunter ist ein direkter Mittelspannungsanschluss mit eigener Station sogar günstiger als die Verstärkung einer öffentlichen Netzstation. Klären Sie das früh über Ihr Netzanschlussbegehren, denn die Zusage bestimmt Spannungsebene, Netzverknüpfungspunkt und Schutzkonzept.

Maßgeblich ist die AC-Leistung der Wechselrichter, nicht die Modulleistung in kWp. Diese teilen Sie durch den Leistungsfaktor 0,95, weil die Anlage nach VDE-AR-N 4110 Blindleistung bereitstellen muss, und wählen die nächste Normgröße. Beispiel: 1.500 kW Wechselrichterleistung ergeben rund 1.580 kVA, also einen 1.600-kVA-Transformator. Eine zusätzliche Reserve ist bei reiner Einspeisung meist nicht nötig, weil die Wechselrichter die Leistung begrenzen. Größere Solarparks verteilen sich auf mehrere Stationen mit je bis zu 3.150 kVA, die gemeinsam auf eine Übergabestation geführt werden.

Seit Mai 2024 brauchen Erzeugungsanlagen und Speicher in der Mittelspannung kein Anlagenzertifikat, solange die installierte Leistung höchstens 500 kW und die Einspeiseleistung höchstens 270 kW beträgt. Darüber ist ein Zertifikat Pflicht. Bis 950 kW maximaler Wirkleistung genügt das vereinfachte Anlagenzertifikat Typ B, darüber ist das Anlagenzertifikat Typ A im Standardverfahren nötig. PV und Speicher am selben Anschluss werden zusammengerechnet, außer der Speicher dient nur der Eigenverbrauchsoptimierung. Nach der Inbetriebsetzung folgt die Konformitätserklärung. Da Netzbetreiber Details unterschiedlich regeln, prüfen wir die Schwellen mit Ihrer TAB.

Erzeugungsanlagen in der Mittelspannung müssen neben Wirkleistung auch Blindleistung bereitstellen, um die Netzspannung zu stützen. Standardvorgabe nach VDE-AR-N 4110 ist ein Bereich von cos φ 0,95 untererregt bis 0,95 übererregt. Bei der Q(U)-Regelung stellt die Anlage Blindleistung abhängig von der gemessenen Spannung bereit: Steigt die Spannung, nimmt sie Blindleistung auf, sinkt sie, gibt sie welche ab. Kennlinie, Totband und Höchstwert gibt der Netzbetreiber im Datenabfragebogen vor. Für die Trafostation heißt das: Der Transformator muss die zusätzliche Scheinleistung übertragen können.

Der Begriff NA-Schutz stammt aus der Niederspannung. In der Mittelspannung heißt die entsprechende Funktion Entkupplungsschutz. Ein übergeordneter Entkupplungsschutz sitzt in der Übergabestation und trennt die gesamte Anlage über den Leistungsschalter vom Netz, wenn Spannung oder Frequenz die zulässigen Grenzen verlassen. Zusätzlich haben die Erzeugungseinheiten einen eigenen Entkupplungsschutz. Hinzu kommt der Q-U-Schutz, der bei Unterspannung und gleichzeitigem Blindleistungsbezug auslöst. Die Einstellwerte gibt der Netzbetreiber vor. Wir sehen Schutzgeräte, Wandler und Leistungsschalter in der Station passend dazu vor.

Der Parkregler, in der Norm EZA-Regler genannt, misst Spannung, Strom und Leistung am Netzanschlusspunkt und steuert alle Wechselrichter und Speicher der Anlage gemeinsam. So hält die Gesamtanlage die vorgegebene Blindleistung, eine vereinbarte Wirkleistungsgrenze und die Sollwerte ein, die der Netzbetreiber über die Fernwirktechnik schickt. Ohne Parkregler würde jeder Wechselrichter nur für sich regeln, und die Vorgaben am Netzanschlusspunkt wären nicht sicher einzuhalten. Besonders bei PV und Speicher am selben Anschluss ist er zentral, weil er die gemeinsame Einspeisegrenze sicherstellt.

Ein Batteriespeicher bezieht und speist Strom, die Station arbeitet also in beide Richtungen. Schutz- und Messkonzept müssen Bezug und Einspeisung getrennt erfassen, der Transformator wird nach der höheren der beiden Leistungen plus Blindleistung bemessen. Häufige Lastwechsel spielen bei Erwärmung und Trafowahl eine Rolle. Für das Anlagenzertifikat gelten dieselben Schwellen wie bei PV-Anlagen. Hinzu kommen wirtschaftliche Fragen wie der Baukostenzuschuss und die bestellte Anschlussleistung. Weil viele Speicherprojekte auf Transformatoren warten, ist eine Lieferzeit von 20 bis 30 Wochen hier ein spürbarer Vorteil.

Ja. Seit Februar 2025 erlaubt § 8 Abs. 2 EEG, eine Anlage an einen Netzverknüpfungspunkt anzuschließen, den bereits eine andere Anlage nutzt. Mit einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung nach § 8a EEG wird die gemeinsame Einspeisung vertraglich begrenzt, statisch oder dynamisch. Damit dürfen PV und Speicher zusammen größer sein als die Anschlussleistung, man spricht von Überbauung. Der Parkregler hält die Grenze am Netzanschlusspunkt ein, der Speicher nimmt mittags Überschüsse auf und speist später ein. Für die Station klären wir, ob PV und Speicher einen gemeinsamen oder getrennte Transformatoren erhalten.

Netzbetreiber dürfen ihn verlangen. Der Bundesgerichtshof hat am 15. Juli 2025 entschieden, dass für netzgekoppelte Batteriespeicher ein Baukostenzuschuss nach dem Leistungspreismodell zulässig ist (EnVR 1/24). Die Höhe richtet sich nach der bestellten Anschlussleistung und dem Preisblatt Ihres Netzbetreibers. Daraus folgt für die Planung: Bestellen Sie nur die Leistung, die Sie wirklich brauchen, und prüfen Sie, ob ein gemeinsamer Anschluss mit einer PV-Anlage oder eine flexible Netzanschlussvereinbarung die bestellte Leistung senkt. Die regulatorischen Rahmenbedingungen für Speicher sind in Bewegung, den aktuellen Stand prüfen wir projektbezogen.

Ein knapper Netzanschluss ist bei Solarparks und Speichern heute der häufigste Engpass. Es gibt mehrere Wege: eine flexible Netzanschlussvereinbarung, mit der die Anlage gedrosselt früher ans Netz geht, die gemeinsame Nutzung eines bestehenden Anschlusses durch PV und Speicher, eine Einspeisebegrenzung über den Parkregler oder ein Ausbau in Stufen, bei dem die Station schon für die spätere Leistung vorbereitet ist. Welche Variante passt, hängt von Ihrer Zusage und dem Geschäftsmodell ab. Wir planen die Station so, dass sie zur heutigen Zusage passt und die nächste Stufe ohne Neubau möglich ist.

Unsere Lieferzeit liegt bei 20 bis 30 Wochen ab technischer Klärung. Für Mittelspannungstransformatoren nennt Siemens Energy am Markt derzeit sechs bis zwölf Monate ab Werk, Stadtwerke berichten zudem von verschobenen Lieferterminen um mehrere Monate. Für PV- und Speicherprojekte ist das ein echtes Projektrisiko, weil Netzanschlusszusagen, Vermarktungsverträge und Finanzierung an Inbetriebnahmeterminen hängen. Bestellen Sie die Station deshalb, sobald Spannungsebene und Leistung aus der Anschlusszusage feststehen, und lassen Sie Tiefbau und Wechselrichtermontage parallel laufen. Den verbindlichen Liefertermin nennen wir im Angebot.

Nein. Wir bauen ausschließlich Trafostationen aus Stahlbeton, als begehbare Station oder als Kompaktstation, mit 250 bis 3.150 kVA je Transformator. Die Stationen sind nach IEC/DIN EN 62271-202 ausgeführt, der Baukörper ist bei fachgerechter Ausführung auf über 50 Jahre ausgelegt und damit länger als die Laufzeit der meisten PV- und Speicherprojekte. Die Batteriesysteme selbst kommen bei Speicherprojekten meist als Container vom Speicherhersteller. Wir liefern die Trafostation, die Mittelspannungsschaltanlage und die Anbindung an das Netz dazu.