Hybridparks mit Photovoltaik (PV)- und Windenergieanlagen (WEA) bieten viele Vorteile. Damit das Zusammenspiel beider Technologien am Einspeisepunkt reibungslos verläuft, müssen Planer und Betreiber einiges beachten. TÜV Süd zeigt auf, welche Vorgaben einzuhalten sind und wie Nachverdichtung zum Erfolg wird.
Wo neue Netzanschlusspunkte schwer zu realisieren sind und Genehmigungsverfahren sich lange hinziehen, wird eine Option für Planer und Investoren von PV-Anlagen immer interessanter: Warum nicht dort bauen, wo bereits ein Windpark ans Netz angeschlossen ist und ausreichend Fläche zwischen den WEA für die PV-Module zur Verfügung stünde? Infrastruktur und Anschluss sind bereits vorhanden – zwei entscheidende Faktoren für die Projektierung, sowohl hinsichtlich der Genehmigungen als auch der Zeit und der Kosten für die Umsetzung. Die zusätzliche Installation von PV-Anlagen benötigt jedoch einige Aufmerksamkeit an den Schnittstellen, damit der Hybridpark zugelassen werden kann.
Hybride Nutzung – wirtschaftlich reizvoll
Bild 1: Die Nachverdichtung von bestehenden Windparks mit PV-Anlagen bietet viel Potenzial für Betreiber
Wind und Sonne ergänzen sich im Erzeugungsprofil und ermöglichen deshalb Synergien bei der Nutzung der Infrastruktur. WEA erzielen typischerweise im Winter und nachts die höheren Erträge, PV-Anlagen dagegen primär in den Sommermonaten und tagsüber. Über das Jahr betrachtet lässt sich die vorhandene Anschlusskapazität mit der gemeinsamen Nutzung damit deutlich effizienter auslasten. Rein rechnerisch könnten durch die Nachverdichtung mit PV zusätzlich nochmal etwa 90 % der Einspeiseleistung des Bestandswindparks entstehen (Bild 1). Das sind in Deutschland aktuell ca. 60 GW. Der Netzanschluss selbst bleibt dabei unverändert – die nachgerüstete PV-Anlage beeinflusst die maximale Einspeiseleistung nicht. Das heißt, der bestehende Anschluss muss nicht mehr Leistung »verarbeiten«. Wie viel der theoretisch möglichen Energie tatsächlich eingespeist werden kann, hängt entscheidend von der elektrotechnischen Planung und der Auslegung des Gesamtsystems ab.
Am Einspeisepunkt entscheidet sich alles
Die technisch kritischste Stelle im Hybridpark ist der Netzanschlusspunkt (Bild 2). Dort treffen beide Erzeuger aufeinander, dort gelten die Grenzwerte des Netzbetreibers, und dort muss das Gesamtsystem in jeder Lastsituation regelkonform funktionieren. Windparkcontroller, PV-Wechselrichter und eine übergeordnete Regelungseinheit müssen so aufeinander abgestimmt sein, dass Leistungsgrenzen jederzeit eingehalten werden – im Normalbetrieb wie im Fehlerfall. Die Herausforderung für Planer beginnt allerdings schon früher, mit dem Blick in den Schaltschrank und einer Bestandsaufnahme, welche Komponenten verbaut sind, welche Dokumentation existiert und ob beides aktuell ist und zueinander passt.
Bestandsanlage als Begrenzung
Bild 2: Energie aus Wind und Sonne über einen gemeinsamen Netzanschluss einzuspeisen, verbessert die Ausbeute und vermeidet Engpässe bei der Projektierung
Die Infrastruktur des Netzanschlusses eines bestehenden Windparks ist auf eine definierte Leistungsklasse und bestimmte Betriebsparameter ausgelegt. Vor der nachträglichen Installation einer PV-Anlage sollte deshalb geprüft werden, ob und in welchem Umfang die vorhandene Elektroinfrastruktur eine Erweiterung zulässt. Jede Änderung am Netzanschluss kann außerdem zur Folge haben, dass bestehende Zertifikate des Windparks ihre Gültigkeit verlieren. Die Neufassung muss dann nicht nur die nachgerüsteten Elemente – die PV-Anlage – berücksichtigen, sondern das gesamte Hybridkonzept umfassen. Diesen Ablauf gilt es zu berücksichtigen, wenn die Umsetzung reibungslos erfolgen soll. Fehlende Nachweise verzögern das gesamte Bauprojekt.
Planung ist der Anfang
Elektrofachbetriebe, die in Hybridprojekte eingebunden werden, sollten vor Beginn jeder Planungsarbeit einige Punkte beachten. Dazu gehören die Fragen, welche Komponenten verbaut, und im Fall von Software, welche Version installiert ist. Welche Schwellenwerte sind eingestellt und entsprechen diese den Angaben in der aktuellen Dokumentation? Greifen die vorgesehenen Schutzmaßnahmen auch nach der Installation von PV? Diese Punkte sollten nicht erst bei der Inbetriebnahme thematisiert werden, denn: Fehlende oder nachträglich beschaffte Konformitätsnachweise verzögern die Abnahme durch den Netzbetreiber und damit den Vermarktungsbeginn. Das trifft alle Beteiligten, also Betreiber, Investoren und ausführende Fachbetriebe, gleichermaßen.
Abregelung einbeziehen
Auch die Abregelungslogik muss auf den Prüfstand. Übersteigt die gemeinsame Einspeisung beider Erzeuger die zulässige Leistung am Netzanschluss, muss eine der Anlagen gedrosselt werden. Das wiederum mindert den Ertrag. Der Überbauungsgrad, also das Verhältnis installierter Gesamtleistung zur Anschlussleistung, bestimmt unter anderem die Höhe dieser Verluste. Die Entscheidung, welche Anlage wann und wie stark abregelt, ist Aufgabe einer übergeordneten Steuerungsarchitektur. Diese stellt auch sicher, dass Einspeiseparameter eingehalten, Frequenzvorgaben erfüllt und Netzanforderungen umgesetzt werden. Nur wenn dies erfüllt ist, kann das für die Einspeisegenehmigung erforderliche Anlagenzertifikat ausgestellt werden.
Technische Prüfung entscheidet über Finanzierung
Investoren und Kreditgeber verlangen vor einer Finanzierungszusage eine Technical Due Diligence (TDD), die über die Prüfung einzelner Erzeugungstechnologien hinausgeht. Bei Hybridparks sind zusätzlich die kombinierten Erzeugungsprofile, der Überbauungsgrad und die daraus resultierenden Abregelungsrisiken zu bewerten. Ebenso wichtig ist die Beantwortung der Fragen, ob die Annahmen zu den Investitions- und Betriebskosten realistisch sind und ob belastbare Betriebsdaten vorliegen.
Zu den herkömmlichen Projektrisiken wie Kostenüberschreitungen und Lieferverzögerungen kommt bei Hybridparks ein weiteres hinzu: Treten Steuerungsprobleme aufgrund der höheren Komplexität auf, kann sich der Netzanschluss verzögern. Damit verschiebt sich auch die Einspeisefreigabe und der Zeitpunkt, ab dem Erlöse fließen. Dies beziehen Banken und Investoren in ihre Bewertung ein. Daher bieten unabhängige Prüfdienstleister wie TÜV Süd Grid-Compliance-Prüfungen bereits in frühen Projektphasen an. Sie prüfen, ob die gleichzeitige Einspeisung technisch sicher begrenzt werden kann und ob die Steuerungsarchitektur die Anforderungen der Netzbetreiber erfüllt. Ergänzende Simulationen machen kritische Parameter frühzeitig sichtbar und reduzieren spätere Korrekturschleifen.
Nachweis- und Zertifizierungspflichten kennen
Hybridparks sind als Gesamtsystem zu betrachten, nicht als Summe zweier Einzelanlagen. Das hat unmittelbare Auswirkungen auf die Nachweispflichten. Welche technischen Anschlussbedingungen des Netzbetreibers gelten? Liegen Anlagenzertifikate für alle Erzeugungseinheiten vor? Ist eine Konformitätserklärung für das Schutz- und Steuerungskonzept erforderlich?
Elektrohandwerker, die Teile der Anlage errichten oder in Betrieb nehmen, sollten sich darüber bewusst sein, dass die Abnahme durch den Netzbetreiber systembezogen erfolgt. Unvollständige Nachweise einzelner Komponenten können den gesamten Anschluss blockieren. Das betrifft auch die Frage, ob das Hinzufügen einer PV-Anlage nach Immissionsschutzrecht als wesentliche Änderung eingestuft wird – was den Genehmigungsaufwand erheblich steigern kann.
Ganzheitlich planen – frühzeitig einbinden
Hybridparks aus PV und Wind bieten eine wirtschaftlich überzeugende Logik. Damit sie in der Praxis funktionieren, braucht es von Anfang an ein klares technisches Konzept – gerade am Netzverknüpfungspunkt. Für Elektrofachbetriebe heißt das konkret: Wer frühzeitig in die Planung einbezogen wird, sowohl die Einzelkomponenten als auch das Gesamtkonzept kennt und die Nachweispflichten im Blick hat, vermeidet teure Nacharbeiten und Verzögerungen bei der Inbetriebnahme. Das Zusammenspiel von Wind und Sonne ist technisch lösbar – vorausgesetzt, die beteiligten Gewerke sprechen miteinander.
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