Analyse der pauschalen Abrechnung von Transformatorverlusten bei Erneuerbare-Energien-Anlagen und Möglichkeiten zur präzisen Verlustermittlung

Das Audio zum Betrag

I. Einleitung: Die Kontroverse um pauschale Transformatorverlustabrechnungen bei EE-Anlagen

Die Transformation des Energiesystems hin zu einer dezentralen Struktur, maßgeblich getragen durch den Ausbau erneuerbarer Energien (EE), stellt Netzbetreiber und Anlagenbetreiber gleichermaßen vor neue Herausforderungen. Eine dieser Herausforderungen betrifft die verursachungsgerechte Erfassung und Abrechnung von Energieverlusten, die bei der Transformation und dem Transport elektrischer Energie unweigerlich entstehen. Im Fokus dieses Reports steht die gängige Praxis vieler Netzbetreiber, Transformatorverluste bei EE-Anlagen pauschal mit Sätzen von 2-3 % der eingespeisten Energie zu verrechnen.1 Diese Praxis, obwohl administrativ einfach, steht zunehmend in der Kritik.

Die pauschale Anrechnung von Transformatorverlusten birgt signifikante Nachteile. Sie berücksichtigt in der Regel nicht die spezifischen Betriebsbedingungen der jeweiligen Anlage oder die individuellen Eigenschaften des eingesetzten Transformators. Dies kann zu Ungenauigkeiten und potenziellen Ungerechtigkeiten führen, insbesondere wenn die tatsächlichen Betriebsbedingungen und Lastprofile signifikant von den Durchschnittswerten abweichen, die der Pauschale zugrunde liegen.2 Für Betreiber von EE-Anlagen, deren Einspeisung naturgemäß oft volatil ist, kann dies zu einer systematischen Überbewertung der Verluste und somit zu ungerechtfertigt höheren Kosten führen. Die wirtschaftliche Effizienz von EE-Projekten kann hierdurch geschmälert werden.

Vor diesem Hintergrund wächst die Forderung nach einer präziseren, messtechnisch basierten und verursachungsgerechten Ermittlung der Transformatorverluste. Technologische Entwicklungen, wie sie beispielsweise im "Stromfee Tagebuch" zum Ausdruck kommen, ermöglichen heute eine quasi-Echtzeitberechnung der tatsächlichen Verluste. Solche Systeme nutzen die spezifische Transformatorkennlinie des Herstellers in Verbindung mit kontinuierlich erfassten Betriebsdaten (Spannung, Strom, Temperatur) und modernen Datenverarbeitungswerkzeugen wie InfluxDB und Grafana, um eine transparente und genaue Verlustbilanz zu erstellen.1 Der Kernkonflikt zwischen der administrativen Vereinfachung auf Seiten der Netzbetreiber und dem Anspruch auf finanzielle Gerechtigkeit und technische Genauigkeit seitens der Anlagenbetreiber wird durch diesen technologischen Fortschritt weiter verschärft. Die technische Machbarkeit präziser Messungen stellt die Legitimation pauschaler Ansätze zunehmend in Frage, da die Argumentation der Komplexität als Hauptgrund für Pauschalabrechnungen an Überzeugungskraft verliert.

Dieser Report verfolgt das Ziel, die rechtliche Zulässigkeit der pauschalen Abrechnung von Transformatorverlusten in Deutschland kritisch zu beleuchten. Darüber hinaus werden die physikalisch-technischen Grundlagen der Verlustentstehung und -berechnung detailliert erläutert. Eine exemplarische Berechnung der Verluste für ein konkretes Szenario mit einem 1.6 MVA Transformator, der verschiedene EE-Anlagen und einen Verbraucher versorgt, soll die theoretischen Ausführungen veranschaulichen und die Diskrepanzen zur pauschalen Abrechnung aufzeigen. Hierdurch soll eine fundierte Grundlage für Anlagenbetreiber geschaffen werden, um die gängige Abrechnungspraxis zu hinterfragen und eine verursachungsgerechte Verlustermittlung anzustreben.

II. Rechtliche Bewertung der Abrechnung von Transformatorverlusten

Die Frage der Zulässigkeit einer pauschalen Abrechnung von Transformatorverlusten durch Netzbetreiber, insbesondere im Kontext von Erneuerbare-Energien-Anlagen, ist komplex und berührt verschiedene Ebenen des deutschen Energierechts. Eine zentrale Rolle spielen hierbei das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), die Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) sowie die Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA).

Gesetzliche und regulatorische Grundlagen

Das EnWG legt in § 17 fest, dass der Netzanschluss zu angemessenen wirtschaftlichen Bedingungen erfolgen muss und Netzbetreiber nach § 20 EnWG verpflichtet sind, jedermann diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren. Die StromNZV konkretisiert diese Vorgaben, insbesondere hinsichtlich der Netzentgelte und der Messung. Die Bundesnetzagentur hat die Aufgabe, diese Prinzipien durch Festlegungen weiter auszugestalten und für eine einheitliche Anwendung zu sorgen.

Eine Schlüsselrolle in der Argumentation gegen pauschale Verlustabrechnungen spielt der Beschluss der Bundesnetzagentur BK6-13-042 vom 16. April 2015 zur Festlegung eines Netznutzungs- und Lieferantenrahmenvertrages (Strom).3 Quellen deuten darauf hin, dass dieser Beschluss die bis dahin übliche Praxis der pauschalen Verlustberechnung durch Netzbetreiber (z.B. mit 2-3 %) nicht mehr zulässt.1 Der Beschluss selbst und die dazugehörige Anlage 1, der Netznutzungsvertrag (NNV) 4, bilden die Grundlage für die vertraglichen Beziehungen zwischen Netzbetreibern und Netznutzern. Eine genaue Prüfung des NNV, insbesondere in seiner konsolidierten Fassung gemäß Beschluss BK6-20-160 vom 21. Dezember 2020 (gültig ab 01.04.2022) 5, ist entscheidend. Dieser Vertrag regelt unter anderem die Modalitäten der Netznutzung und deren Abrechnung. § 4 Ziffer 2 und 3 des NNV (Fassung BK6-13-042, Anlage 1) legen fest, dass die Messwerte die Grundlage für die Bilanzierung sowie für die Abrechnung der Netznutzung bilden.4 Wenn der NNV keine spezifische Klausel zur pauschalen Abrechnung von Transformatorverlusten enthält oder sogar eine messtechnische Grundlage für alle abrechnungsrelevanten Größen fordert, wäre eine pauschale Abrechnung implizit oder explizit unzulässig. Die Stärke des Arguments gegen Pauschalen hängt somit maßgeblich davon ab, ob der NNV die Interpretation, dass Pauschalen unzulässig sind, stützt – sei es direkt oder durch allgemeine Klauseln zur Messung und Abrechnung.

Ein weiteres wichtiges Prinzip, das aus dem NNV abgeleitet werden kann, ist das Recht des Netznutzers auf Nachweis geringerer Kosten. In § 10 Ziffer 8 Satz 4 des NNV (Fassung BK6-13-042, Anlage 1) wird dem Netznutzer explizit das Recht eingeräumt, geringere Kosten nachzuweisen, wenn Kosten für die Unterbrechung und Wiederherstellung der Netz- bzw. Anschlussnutzung pauschal berechnet wurden.4 Dieses Prinzip etabliert innerhalb des von der BNetzA vorgegebenen Vertragsrahmens, dass Pauschalen nicht unumstößlich sind, wenn der Betroffene genauere Daten liefern kann. Auch wenn diese Klausel sich nicht direkt auf Transformatorverluste bezieht, könnte sie analog angewendet werden. Die allgemeine Forderung nach diskriminierungsfreiem Netzzugang (§ 20 EnWG) und angemessenen wirtschaftlichen Bedingungen (§ 17 EnWG) stützt eine solche Analogie. Selbst wenn der NNV Transformatorverluste nicht explizit regelt, bieten die Struktur des Vertrags und übergeordnete Rechtsprinzipien eine Argumentationsbasis dafür, dass eine vom Netzbetreiber angesetzte Pauschale durch den Nachweis tatsächlicher, geringerer Verluste (z.B. mittels eines Systems wie dem Stromfee Tagebuch) korrigiert werden muss.

Im Kontext der Eigenversorgung ist zudem der Leitfaden der Bundesnetzagentur zur Eigenversorgung relevant.7 Dieser Leitfaden erläutert unter anderem die Behandlung von Verlustenergiemengen. Gemäß § 60 Abs. 3 S. 3 EEG ist für Verlustenergiemengen, die Netzbetreiber letztverbrauchen und die nach § 10 StromNZV an sie geliefert werden, keine EEG-Umlage zu entrichten.7 Ob dies direkt auf die Abrechnung von Transformatorverlusten gegenüber EE-Anlagenbetreibern übertragbar ist, bedarf genauer Prüfung, zeigt aber, dass der Gesetzgeber Verlustenergien differenziert betrachtet.

Aktuelle Gerichtsurteile und deren Relevanz

Die direkte Rechtsprechung zur pauschalen Abrechnung von Transformatorverlusten bei EE-Anlagen ist rar. Dennoch lassen sich aus Urteilen zu verwandten Themen unterstützende Argumente ableiten:

• Das OLG Düsseldorf hat mit Beschluss vom 20. Dezember 2023 (Az. VI-3 Kart 183/23) entschieden, dass die unveränderte Anwendung des Leistungspreismodells zur Berechnung von Baukostenzuschüssen für netzgebundene Batteriespeicher diskriminierend und rechtswidrig sei, da die Besonderheiten der Speicher nicht berücksichtigt würden.8 Diese Entscheidung ist potenziell auf die Problematik pauschaler Transformatorverluste übertragbar. Sie unterstreicht, dass pauschale Modelle, die spezifische technische Gegebenheiten und Betriebscharakteristika – wie die volatile Einspeisung von EE-Anlagen – nicht adäquat berücksichtigen, rechtlich angreifbar sind.

• Ein älteres Urteil des OLG Düsseldorf vom 06. Juni 2012 (Az. VI-3 Kart 109/09 (V) u.a.) befand die Berechnungsmethode der BNetzA zur Ermittlung von Anlagenkosten für unzutreffend.9 Auch wenn der direkte Bezug zu Transformatorverlusten fehlt, signalisiert dieses Urteil eine generelle Bereitschaft der Gerichte, die Berechnungsmethoden von Regulierungsbehörden und Netzbetreibern kritisch zu hinterfragen.

• Der Bundesgerichtshof (BGH) hat sich in einem Urteil vom 14. Januar 2020 (Az. XIII ZR 5/19) mit den technischen Vorgaben des § 6 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2012 (Fernsteuerbarkeit) auseinandergesetzt.10 Zwar geht es hier nicht direkt um Verlustabrechnung, das Urteil verdeutlicht jedoch die Bedeutung technischer Details und deren korrekter Umsetzung im regulatorischen Rahmen des EEG.

Diese Urteile zeigen eine Tendenz der Gerichte, pauschale oder schematische Ansätze kritisch zu prüfen, wenn sie zu sachlich ungerechtfertigten Ergebnissen führen oder die spezifischen Eigenschaften moderner Energietechnologien nicht berücksichtigen.

Rolle der Clearingstelle EEG/KWKG

Die Clearingstelle EEG/KWKG 12 spielt eine wichtige Rolle bei der Klärung von Streitfragen im Zusammenhang mit dem EEG und dem KWKG. Auch wenn ihre Entscheidungen und Empfehlungen nicht die gleiche Bindungswirkung wie Gerichtsurteile haben, genießen sie doch hohes Ansehen und dienen oft als Auslegungshilfe.

Eine bereits im Jahr 2001 veröffentlichte Stellungnahme des Solarenergie Fördervereins Deutschland (SFV), die sich auf Informationen der Clearingstelle EEG bezieht, argumentiert dezidiert gegen pauschale Verlustabschläge bei PV-Anlagen, die in Kundennetze einspeisen.13 Die Kernargumente sind auch heute noch von prinzipieller Relevanz:

1. Vermeidung doppelter Anrechnung: Ein Verlustabschlag von der Einspeisevergütung sei nicht gerechtfertigt, wenn der Betreiber des Kundennetzes bereits einen Verlustaufschlag auf seine Stromrechnung vom Netzbetreiber zahlt.

2. Verringerung der Verluste durch PV-Einspeisung: In vielen Betriebsfällen (z.B. wenn die PV-Erzeugung geringer ist als der Verbrauch im Kundennetz) reduziert die PV-Anlage die durch den Transformator übertragene Leistung und somit die Transformatorverluste. Nur in seltenen Fällen, bei sehr hoher Einspeisung relativ zum Verbrauch, könnten die Verluste steigen.

3. Nachweispflicht beim Netzbetreiber: Wolle der Netzbetreiber Verluste in Rechnung stellen, müsse er nachweisen, dass diese durch die EE-Anlage tatsächlich erhöht wurden.

Diese technische Realität der Verlustminderung durch EE-Anlagen in bestimmten Betriebszuständen kann als starkes Argument gegen die pauschale Verlustanrechnung dienen. Wenn eine EE-Anlage die Verluste nachweislich senkt, aber dennoch mit einer Pauschale belegt wird, die von höheren Verlusten ausgeht, zahlt der Anlagenbetreiber für Verluste, die er nicht verursacht oder die durch seinen Betrieb sogar gemindert werden. Dies widerspräche dem Prinzip der verursachungsgerechten Kostenanlastung.

Im Hinweispapier der Bundesnetzagentur zur kaufmännisch-bilanziellen Einspeisung wird erwähnt, dass bei diesem Ansatz der Anlagenbetreiber so gestellt wird, als hätte er die Energie unmittelbar in ein Netz eingespeist, wobei auch Leitungs- und Transformatorverluste innerhalb der Kundenanlage bilanziell berücksichtigt werden.14 Dies unterstreicht die Notwendigkeit, Verluste korrekt zu bilanzieren.

Argumentationslinien für eine messtechnisch basierte, individuelle Verlustabrechnung

Zusammenfassend lassen sich folgende rechtliche Argumentationslinien für eine individuelle, messtechnisch basierte Abrechnung von Transformatorverlusten ableiten:

• Verweis auf BNetzA-Festlegungen: Insbesondere der Beschluss BK6-13-042 und der darauf basierende Netznutzungsvertrag (konsolidierte Fassung BK6-20-160) könnten eine pauschale Abrechnung implizit oder explizit ausschließen, indem sie eine messtechnische Grundlage für die Abrechnung fordern.1

• Prinzip der Nichtdiskriminierung: Eine pauschale Verlustanrechnung, die die individuellen, oft günstigeren Verlustprofile von EE-Anlagen nicht berücksichtigt, könnte als diskriminierend im Sinne des § 20 EnWG angesehen werden.

• Recht auf Nachweis geringerer Kosten: Analog zu § 10 Ziffer 8 Satz 4 NNV 4 sollten Anlagenbetreiber das Recht haben, durch eigene, präzise Messungen (z.B. mittels Stromfee Tagebuch) nachzuweisen, dass die tatsächlichen Verluste geringer sind als die angesetzte Pauschale.

• Unterstützende Gerichtsurteile: Entscheidungen wie die des OLG Düsseldorf zu Baukostenzuschüssen 8 zeigen, dass pauschale Modelle, die spezifische Gegebenheiten ignorieren, rechtlich angreifbar sind.

• Argumentation der Clearingstelle EEG/KWKG: Die historische, aber prinzipiell gültige Argumentation, dass EE-Anlagen Verluste oft senken und eine doppelte Belastung vermieden werden muss, stützt die Forderung nach individueller Betrachtung.13

Die rechtliche Auseinandersetzung erfordert eine genaue Analyse der jeweils gültigen Verträge und der spezifischen Umstände, doch die aufgezeigten Punkte bieten eine solide Basis, um die Praxis der pauschalen Verlustabrechnung kritisch zu hinterfragen.

III. Physikalisch-technische Grundlagen der Transformatorverluste

Ein fundiertes Verständnis der Entstehung und des Verhaltens von Transformatorverlusten ist unerlässlich, um die Nachteile pauschaler Abrechnungsmodelle zu erkennen und die Vorteile präziser Messmethoden zu würdigen. Transformatoren sind hocheffiziente elektrische Maschinen, jedoch treten bei der Umwandlung von Spannungsniveaus unweigerlich Verluste auf, die sich in Wärme umwandeln. Diese Verluste lassen sich im Wesentlichen in zwei Hauptkategorien einteilen: Leerlaufverluste und Lastverluste.

Die Entstehung von Transformatorverlusten

• Leerlaufverluste (P0​, Eisenverluste):Diese Verluste entstehen im Eisenkern des Transformators, sobald dieser an Spannung gelegt wird, auch wenn sekundärseitig keine Last angeschlossen ist. Sie setzen sich hauptsächlich aus Hystereseverlusten und Wirbelstromverlusten zusammen.2

• Hystereseverluste resultieren aus der kontinuierlichen Ummagnetisierung des Kernmaterials im Wechselfeld. Die dafür benötigte Energie geht als Wärme verloren. Sie sind abhängig von der Frequenz und der maximalen magnetischen Flussdichte (Bm​) gemäß der Steinmetz-Formel, oft proportional zu Bmn​, wobei n der Steinmetz-Exponent ist (typischerweise 1.6 bis 2.5).20

• Wirbelstromverluste werden durch im Kernmaterial induzierte Ströme verursacht, die aufgrund des sich ändernden Magnetfeldes entstehen. Um diese zu minimieren, werden Transformatorkerne aus dünnen, voneinander isolierten Blechen geschichtet. Die Wirbelstromverluste sind proportional zum Quadrat der Frequenz, zum Quadrat der maximalen Flussdichte und zum Quadrat der Blechdicke.20 Die Leerlaufverluste P0​ sind somit primär spannungs- und frequenzabhängig, bleiben aber über den gesamten Lastbereich des Transformators weitgehend konstant, solange die Eingangsspannung und Frequenz stabil sind.

• Lastverluste (Pk​, Kupferverluste):Diese Verluste treten in den Wicklungen (Primär- und Sekundärseite) des Transformators auf, sobald dieser Strom führt, also eine Last versorgt. Sie werden auch als Kupferverluste bezeichnet, da die Wicklungen traditionell aus Kupfer gefertigt werden, obwohl auch Aluminium zum Einsatz kommt.17 Der Hauptanteil der Lastverluste sind ohmsche Verluste (I2R-Verluste), die durch den elektrischen Widerstand der Wicklungsleiter entstehen.2 Diese Verluste sind direkt proportional zum Quadrat des durchfließenden Stromes (I) und dem Wicklungswiderstand (R). Die Formel hierfür lautet:Pcu​=I2⋅RDa der Strom direkt von der angeschlossenen Last abhängt, sind die Lastverluste stark lastvariabel. Sie steigen quadratisch mit der Belastung an. Zu den Lastverlusten zählen auch Streuverluste, die durch magnetische Streuflüsse verursacht werden, die Wirbelströme in den Wicklungen und anderen metallischen Teilen des Transformators induzieren.

  
  

Die Transformatorkennlinie – Eine anschauliche Erläuterung

Die Transformatorkennlinie beschreibt das charakteristische Verhalten eines Transformators unter verschiedenen Betriebs- und Lastbedingungen. Sie wird im Wesentlichen durch vier Schlüsselparameter definiert, die üblicherweise dem Herstellerdatenblatt oder dem Prüfprotokoll des Transformators zu entnehmen sind 2:

1. Nennleistung (SN​): Die Scheinleistung (in VA, kVA oder MVA), für die der Transformator im Dauerbetrieb ausgelegt ist.

2. Leerlaufverluste (P0​): Die oben beschriebenen konstanten Verluste bei Nennspannung und Nennfrequenz ohne Last.

3. Kurzschlussverluste (Pk​ oder Pk,Nenn​): Die Lastverluste, die bei Nennstrom und einer Bezugstemperatur (z.B. 75°C oder 120°C) in den Wicklungen entstehen. Sie werden im Kurzschlussversuch ermittelt.

4. Kurzschlussspannung (uk​%): Der prozentuale Anteil der Nennspannung, der an der Primärwicklung angelegt werden muss, um bei kurzgeschlossener Sekundärwicklung den Nennstrom fließen zu lassen. Sie ist ein Maß für die innere Impedanz des Transformators und beeinflusst das Spannungsverhalten unter Last sowie den Kurzschlussstrom.21

Stellen Sie sich den Transformator als ein Arbeitspferd vor, das elektrische Energie von einem Spannungsniveau auf ein anderes "transportiert". Die Leerlaufverluste (P0​) sind vergleichbar mit dem Grundumsatz des Pferdes – die Energie, die es verbraucht, nur um am Leben zu sein (am Netz angeschlossen zu sein), selbst wenn es keine Last trägt. Diese Verluste fallen immer an, solange das Pferd "aktiv" ist. Die Lastverluste (Pk​) hingegen sind die zusätzliche Anstrengung und der Energieverbrauch, die entstehen, wenn das Pferd eine schwere Last tragen muss. Je schwerer die Last (je höher der Strom), desto mehr Energie verbraucht das Pferd zusätzlich – und diese Anstrengung steigt nicht linear, sondern überproportional (quadratisch) mit der Last.

Daraus ergibt sich eine charakteristische Effizienzkurve (Wirkungsgradkurve) für den Transformator. Der Wirkungsgrad (η) ist das Verhältnis von abgegebener Wirkleistung (Pab​) zu aufgenommener Wirkleistung (Pzu​) und wird wie folgt berechnet:

η=Pzu​Pab​​=Pab​+P0​+Pk,last​Pab​​

wobei Pk,last​ die aktuellen Lastverluste bei der jeweiligen Auslastung sind. Diese berechnen sich aus den Nenn-Kurzschlussverlusten Pk,Nenn​ und dem Quadrat des Auslastungsgrades a=Slast​/SN​ (Verhältnis von aktueller Scheinleistung zu Nennscheinleistung):

Pk,last​=a2⋅Pk,Nenn​

Der Wirkungsgrad ist nicht konstant. Bei sehr geringer Last ist er niedrig, da die konstanten Leerlaufverluste P0​ im Verhältnis zur geringen übertragenen Leistung einen hohen Anteil ausmachen. Mit steigender Last nimmt der Wirkungsgrad zu, da der Anteil der Nutzleistung an der Gesamtleistung wächst.

Er erreicht ein Maximum typischerweise in einem Teillastbereich, in dem die aktuellen Lastverluste Pk,last​ ungefähr gleich den Leerlaufverlusten P0​ sind.17 Dieser Punkt liegt oft zwischen 30% und 70% der Nennlast, abhängig vom Design des Transformators. Bei weiterer Lasterhöhung über diesen optimalen Punkt hinaus kann der Wirkungsgrad wieder leicht abnehmen, da die quadratisch ansteigenden Lastverluste immer stärker dominieren.

Diese Darstellung verdeutlicht, warum eine pauschale Verlustannahme (z.B. 2-3% der übertragenen Energie) über den gesamten Lastbereich eines Transformators nicht der physikalischen Realität entsprechen kann. Der prozentuale Verlust ist stark vom jeweiligen Betriebspunkt abhängig. Die Form der Wirkungsgradkurve selbst ist ein starkes Argument gegen eine simple Pauschalierung. Die tatsächlichen Verluste hängen maßgeblich vom Betriebsprofil der EE-Anlage im Verhältnis zur spezifischen Trafokennlinie ab.

Einflussfaktoren auf die Verluste

Neben der grundlegenden Lastabhängigkeit gibt es weitere Faktoren, die die Höhe der Transformatorverluste beeinflussen:

• Lastgang: Der zeitliche Verlauf der Belastung ist entscheidend, da die Lastverluste quadratisch vom Strom abhängen. EE-Anlagen, insbesondere Photovoltaik- und Windkraftanlagen, weisen oft stark volatile Einspeiseprofile auf. Auch der in der Nutzeranfrage genannte "Flexbetrieb" eines BHKW impliziert häufige Lastwechsel. Diese Dynamik kann durch eine pauschale Verlustannahme nicht abgebildet werden. Die Volatilität der EE-Einspeisung führt dazu, dass der Transformator häufig in verschiedenen Teillastbereichen operiert. Eine genaue Verlustberechnung muss diese Dynamik erfassen, was eine Pauschale per Definition nicht leisten kann.21

• Temperatur: Der ohmsche Widerstand der Wicklungen ist temperaturabhängig. Mit steigender Temperatur erhöht sich der Widerstand (insbesondere bei Kupfer), was zu höheren Lastverlusten führt.17 Die Betriebstemperatur eines Transformators wird sowohl durch die Umgebungstemperatur als auch durch die Eigenerwärmung aufgrund der Verluste und die Effektivität des Kühlsystems bestimmt.

• Leistungsfaktor (cosφ): Der Leistungsfaktor gibt das Verhältnis von Wirkleistung zu Scheinleistung an. Bei einem niedrigen Leistungsfaktor muss für die Übertragung derselben Wirkleistung ein höherer Scheinleistungsbedarf und damit ein höherer Strom fließen. Dieser höhere Strom führt zu entsprechend höheren quadratischen Lastverlusten in den Wicklungen.15

• Blindleistung: Blindleistung ist für den Aufbau magnetischer Felder notwendig (z.B. im Transformator selbst oder in induktiven Verbrauchern), trägt aber nicht zur Wirkleistung bei. Sie verursacht jedoch zusätzliche Ströme im Netz und im Transformator, die zu I2R-Verlusten führen.15

• Oberschwingungen: Durch den zunehmenden Einsatz von Leistungselektronik (z.B. Wechselrichter in PV-Anlagen und BHKWs, Frequenzumrichter in Verbrauchern) können Oberschwingungen im Stromnetz entstehen. Diese nicht-sinusförmigen Ströme und Spannungen können zusätzliche Verluste im Transformator verursachen, insbesondere erhöhte Wirbelstromverluste im Kern und in den Wicklungen sowie Hystereseverluste.21 Spezielle Stromrichtertransformatoren sind für solche Belastungen ausgelegt.

• 
  

Erkenntnisse des Kupferinstituts

Das Deutsche Kupferinstitut hat sich in verschiedenen Publikationen mit Transformatorverlusten auseinandergesetzt und liefert wertvolle Erkenntnisse:

• Die Kupferverluste (Lastverluste) stellen in der Regel den größten Anteil am Verlusthaushalt dar und sind somit oft der dominanteste Verlustanteil bei elektrischen Maschinen.17

• Das Kupferinstitut kritisiert herkömmliche Berechnungsmethoden, die mit einer Durchschnittsauslastung operieren, insbesondere bei diskontinuierlichen Lastverläufen, wie sie für regenerative Energien typisch sind. Solche Ansätze können zu falschen Ergebnissen bei der Verlustbewertung führen.21

• Bei Transformatoren, die über weite Teile ihrer Betriebszeit nur gering belastet werden (was bei EE-Anlagen mit fluktuierender Einspeisung häufig vorkommen kann), gewinnen die Leerlaufverluste relativ an Bedeutung.21 Eine Pauschale, die möglicherweise auf einem höheren durchschnittlichen Lastniveau basiert, würde hier die tatsächlichen Verluste überschätzen. Diese Expertise des Kupferinstituts bestätigt direkt die Problematik pauschaler oder vereinfachter Durchschnittsberechnungen für EE-Anlagen und unterstreicht die Notwendigkeit einer differenzierten Betrachtung, die P0​ und das tatsächliche Lastprofil berücksichtigt.

• Die Stromdichte in den Wicklungsleitern ist ein wichtiger Auslegungsparameter für Transformatoren und beeinflusst sowohl die Verluste als auch die Materialkosten.21

Die physikalisch-technischen Grundlagen zeigen deutlich, dass Transformatorverluste ein komplexes, dynamisches Phänomen sind. Eine pauschale Abrechnung kann dieser Komplexität nicht gerecht werden und führt zwangsläufig zu Ungenauigkeiten, die insbesondere Betreiber von EE-Anlagen mit ihren variablen Einspeiseprofilen benachteiligen können.

IV. Präzise Verlustermittlung in Echtzeit am Beispiel des Stromfee Tagebuchs

Angesichts der Unzulänglichkeiten pauschaler Verlustabrechnungen gewinnen Systeme zur präzisen, zeitnahen Erfassung und Berechnung von Transformatorverlusten an Bedeutung. Das vom Nutzer angeführte "Stromfee Tagebuch" ist ein Beispiel für einen solchen Ansatz, der moderne Messtechnik und Datenanalyse nutzt, um Transparenz und Genauigkeit in die Verlustermittlung zu bringen.

Methodik des Stromfee Tagebuchs

Die Methodik solcher Systeme basiert typischerweise auf mehreren Kernkomponenten, die eine Abkehr von starren Pauschalen hin zu einer dynamischen, datengestützten Verlustberechnung ermöglichen:

• Echtzeit-Datenerfassung:Am Transformator werden präzise Messgeräte und Sensoren installiert, um kontinuierlich relevante Betriebsdaten wie Spannungen, Ströme (primär- und sekundärseitig) und Temperaturen (z.B. Öl- oder Wicklungstemperatur, Umgebungstemperatur) zu erfassen.2 Diese hochaufgelösten Zeitreihendaten bilden die Grundlage für die dynamische Verlustberechnung. Insbesondere die genaue Strommessung ist entscheidend für die korrekte Ermittlung der lastabhängigen Kupferverluste, während Temperaturdaten für eine Kompensation des Temperatureinflusses auf den Wicklungswiderstand genutzt werden können.2

• Nutzung der herstellerspezifischen Trafokennlinie:Anstatt auf generische Durchschnittswerte zurückzugreifen, nutzen fortschrittliche Systeme die individuellen Verlustdaten des spezifisch eingesetzten Transformators. Diese Daten, insbesondere die Leerlaufverluste (P0​) und die Kurzschlussverluste bei Nennlast (Pk,Nenn​), sind der Transformatorkennlinie zu entnehmen, die vom Hersteller bereitgestellt wird.1 Die Berechnung der aktuellen Gesamtverluste (Pv​) erfolgt dann typischerweise nach der Formel:Pv​(t)=P0​+(SN​Slast​(t)​)2⋅Pk,Nenn​Hierbei ist Slast​(t) die aktuelle Scheinleistung am Transformator zum Zeitpunkt t und SN​ die Nennscheinleistung des Transformators. Der Term (Slast​(t)/SN​) repräsentiert den aktuellen Auslastungsgrad a(t).1

• Datenverarbeitung und -speicherung:Die erfassten Rohdaten und die berechneten Verlustwerte werden in leistungsfähigen Datenbanksystemen gespeichert, die für Zeitreihendaten optimiert sind. InfluxDB ist ein solches System, das im Kontext des Stromfee Tagebuchs genannt wird und sich für die Speicherung und Abfrage großer Mengen von Messdaten eignet [2 (als Kategorie erwähnt), 30].

• Visualisierung und Analyse:Zur anschaulichen Darstellung der erfassten Daten, der berechneten Verluste und der Betriebszustände des Transformators werden Visualisierungswerkzeuge wie Grafana eingesetzt [2 (als Kategorie erwähnt), 30]. Dies ermöglicht Anlagenbetreibern, die Verlustentwicklung transparent nachzuvollziehen und die Effizienz ihres Transformators zu überwachen. Detaillierte Berichte können generiert werden, die die Verluste über bestimmte Zeiträume und unter verschiedenen Betriebsbedingungen darstellen.2

• Intelligenz und Automatisierung:Einige Systeme integrieren "Künstliche Intelligenz" (KI) oder Algorithmen für weitergehende Analysen, wie z.B. Trendberechnungen, Anomalieerkennung (z.B. schleichende Erhöhung der Verluste als Indikator für Alterung oder Defekte) oder die Optimierung der Betriebsweise [2 (Stromfee-KI erwähnt)]. Die Integration mit Plattformen wie IFTTT (If This Then That) kann zudem Automatisierungen im Energiemanagement ermöglichen, die auf den erfassten Daten basieren.25

Die Kombination dieser Elemente – Echtzeit-Sensorik, herstellerspezifische Trafodaten und moderne Datenverarbeitung – stellt eine direkte technologische Antwort auf die Unzulänglichkeiten und die rechtlich fragwürdige Praxis der Pauschalabrechnung dar. Solche Systeme schließen die Lücke zwischen dem Wunsch nach genauer Abrechnung und der technischen Realisierbarkeit und operationalisieren die Forderung nach genauer, individueller Verlustermittlung.

Vorteile gegenüber pauschalen Ansätzen

Die Implementierung einer präzisen, echtzeitbasierten Verlustermittlung bietet signifikante Vorteile gegenüber der herkömmlichen pauschalen Abrechnung:

• Genauigkeit: Es werden die tatsächlichen, dynamischen Verluste des spezifischen Transformators unter den realen Betriebsbedingungen abgebildet, anstatt eine starre, oft unzutreffende Pauschale anzuwenden.

• Transparenz: Die Berechnungsgrundlage wird für den Anlagenbetreiber nachvollziehbar. Er kann die Entstehung der Verluste und deren Höhe im Zeitverlauf detailliert einsehen.

• Fairness: Die Verlustkosten werden verursachungsgerecht zugeordnet. Anlagenbetreiber zahlen nur für die Verluste, die ihr Transformator tatsächlich verursacht, und nicht für einen Durchschnittswert, der möglicherweise überhöht ist.

• Optimierungspotenzial und proaktives Management: Die Langzeitüberwachung der Verlustdaten und anderer Betriebsparameter ermöglicht die frühzeitige Erkennung von Anomalien, beginnenden Defekten oder Alterungsprozessen des Transformators.2 Veränderungen in den Verlusten können auf Probleme hinweisen, bevor es zu kostspieligen Ausfällen kommt. Dies geht über die reine Korrektur der Abrechnung hinaus und stellt einen zusätzlichen wirtschaftlichen Nutzen dar, der die Investition in ein solches Monitoringsystem rechtfertigen kann. Die Implementierung eines genauen Verlustmesssystems ist somit nicht nur eine reaktive Maßnahme zur Kostenkontrolle, sondern auch ein proaktives Werkzeug zur Anlagenoptimierung und Risikominimierung.

Die technologische Entwicklung hat die Argumente für Pauschalabrechnungen, wie beispielsweise die vermeintliche Komplexität einer genauen Messung, weitgehend entkräftet. Systeme wie das Stromfee Tagebuch zeigen, dass eine präzise und transparente Verlustermittlung technisch machbar und für Anlagenbetreiber von großem Nutzen ist.

V. Fallstudie: Berechnung der Transformatorverluste für einen 1.6 MVA Transformator

Um die Unterschiede zwischen einer pauschalen Verlustanrechnung und einer präzisen, auf Kennliniendaten basierenden Berechnung zu verdeutlichen, wird im Folgenden eine Fallstudie für einen 1.6 MVA Transformator durchgeführt. Das Szenario orientiert sich an der Nutzeranfrage und umfasst verschiedene Erzeugungsanlagen sowie einen internen Verbraucher.

Szenariodefinition

• Transformator: Nennleistung SN​=1.6 MVA=1600 kVA.

• Einspeiser 1 (BHKW): Ein Blockheizkraftwerk mit einer maximalen Wirkleistungseinspeisung von PBHKW,max​=1000 kW. Es wird im Flexbetrieb gefahren. Für die Berechnung wird ein typischer Leistungsfaktor von cosφBHKW​=0,98 (induktiv) angenommen.

• Einspeiser 2 (PV-Anlage): Eine Photovoltaikanlage mit einer installierten Peak-Leistung von PPV,peak​=400 kWp. Die tatsächliche Einspeiseleistung PPV,aktuell​ variiert stark je nach Sonneneinstrahlung. Es wird ein Leistungsfaktor von cosφPV​=1,0 angenommen, da moderne PV-Wechselrichter in der Regel mit diesem Wert einspeisen oder sogar kapazitive Blindleistung zur Netzstützung bereitstellen können.

• Verbraucher (Biogasanlage): Die Biogasanlage entnimmt dem Netz eine Wirkleistung im Bereich von 50-150 kW. Für die Beispielrechnungen wird ein konstanter mittlerer Verbrauch von PBiogas,Last​=100 kW mit einem Leistungsfaktor von cosφBiogas​=0,9 (induktiv) angenommen.

  
  

Ermittlung typischer Trafokennwerte für 1.6 MVA Transformatoren

Die genauen Verlustwerte (P0​ und Pk​) sowie die Kurzschlussspannung (uk​%) sind herstellerspezifisch und vom Transformatortyp (z.B. Öltransformator oder Gießharztransformator) abhängig. Die folgende Tabelle fasst typische Kennwerte für 1600 kVA Transformatoren basierend auf verfügbaren Daten zusammen:

Tabelle V.1: Typische Kennwerte für 1.6 MVA Transformatoren

Transformatortyp	Nennleistung (SN​)	Leerlaufverluste (P0​)	Kurzschlussverluste (Pk,Nenn​)	Kurzschlussspannung (uk​%)	Quelle
Öltransformator (IEC)	1600 kVA	1305 W	13680 W (bei Bezugstemp.)	5 %	26
Gießharztransf. (IEC)	1600 kVA	3100 W	16000 W (bei 120°C)	6 %	27
Öltransformator (60Hz)	1600 kVA	1600 W	17800 W (bei 75°C)	6 %	28

Anmerkung: Die Bezugstemperaturen für Pk,Nenn​ können variieren und müssen bei genauen Berechnungen berücksichtigt bzw. umgerechnet werden. Für die nachfolgenden Berechnungen werden die Werte des Öltransformators nach IEC-Standard gemäß 26 verwendet, da diese am vollständigsten für einen typischen Verteiltransformator erscheinen: P0​=1305 W, Pk,Nenn​=13680 W, SN​=1600 kVA.

Die Wahl des Transformators (Öl vs. Gießharz) hat einen deutlichen Einfluss auf P0​ und Pk​. Gießharztransformatoren weisen tendenziell höhere Leerlauf- und Kurzschlussverluste auf als vergleichbare Öltransformatoren. Dies unterstreicht die Notwendigkeit, für präzise Berechnungen immer die herstellerspezifischen Daten des tatsächlich eingesetzten Transformators zu verwenden. Eine pauschale Verlustanrechnung durch den Netzbetreiber berücksichtigt diese individuellen Unterschiede in der Regel nicht.

Berechnungsansatz für verschiedene Betriebszustände (Momentaufnahmen)

Die Gesamtverluste Pv​ des Transformators zu einem bestimmten Zeitpunkt setzen sich aus den konstanten Leerlaufverlusten P0​ und den lastabhängigen Kurzschlussverlusten Pk,last​ zusammen:

$Pv,aktuell​=P0​+Pk,last​$Die aktuellen Lastverluste Pk,last​ werden berechnet als:Pk,last​=a2⋅Pk,Nenn​=(SN​Slast,aktuell​​)2⋅Pk,Nenn​

Dabei ist Slast,aktuell​ die aktuelle Scheinleistungsbeanspruchung des Transformators. Diese ergibt sich aus der Vektorsumme der gesamten Wirkleistung Pnetto,Trafo​ und der gesamten Blindleistung Qnetto,Trafo​ am Transformator:

Slast,aktuell​=Pnetto,Trafo2​+Qnetto,Trafo2​​

Die Netto-Wirkleistung am Transformator (aus Sicht des Netzes, positive Werte bedeuten Einspeisung) ist:

Pnetto,Trafo​=PBHKW,aktuell​+PPV,aktuell​−PBiogas,Last​

Die Netto-Blindleistung am Transformator (positive Werte bedeuten induktive Blindleistungsaufnahme aus dem Netz bzw. Einspeisung kapazitiver Blindleistung) ist:

QBHKW,aktuell​=PBHKW,aktuell​⋅tan(acos(cosφBHKW​))

QPV,aktuell​=PPV,aktuell​⋅tan(acos(cosφPV​))=0(da cosφPV​=1)QBiogas,Last​=PBiogas,Last​⋅tan(acos(cosφBiogas​))Qnetto,Trafo​=QBHKW,aktuell​+QPV,aktuell​−QBiogas,Last​

Die prozentualen Verluste bezogen auf die eingespeiste Wirkleistung (nur sinnvoll bei Netto-Einspeisung, Pnetto,Trafo​>0) sind:

%Verlust=Pnetto,Trafo​Pv,aktuell​​⋅100%

Verwendete Trafowerte für die Szenarien (Öltransformator nach 26):

• SN​=1600 kVA

• P0​=1.305 kW

• Pk,Nenn​=13.680 kW

Leistungsfaktoren und Blindleistungsberechnung:

• BHKW: cosφBHKW​=0,98⟹tan(acos(0,98))≈0,203

• PV: cosφPV​=1,0⟹tan(acos(1,0))=0

• Biogas-Last: cosφBiogas​=0,9⟹tan(acos(0,9))≈0,484

Szenario 1: Hohe Einspeisung (Sommertag, Mittag)

• PBHKW,aktuell​=1000 kW

• PPV,aktuell​=400 kW

• PBiogas,Last​=100 kW

Berechnungen:

• Pnetto,Trafo​=1000+400−100=1300 kW

• QBHKW,aktuell​=1000⋅0,203=203 kvar (ind.)

• QPV,aktuell​=0 kvar

• QBiogas,Last​=100⋅0,484=48,4 kvar (ind.)

• Qnetto,Trafo​=203+0−48,4=154,6 kvar (ind.)

• Slast,aktuell​=13002+154,62​=1690000+23901,16​=1713901,16​≈1309,16 kVA

• Auslastungsgrad a=16001309,16​≈0,8182

• Pk,last​=(0,8182)2⋅13,680 kW=0,6695⋅13,680 kW≈9,159 kW

• Pv,aktuell​=1,305 kW+9,159 kW=10,464 kW

• %Verlust=130010,464​⋅100%≈0,805%

Szenario 2: Mittlere Einspeisung (BHKW flexibel, PV mittel)

• PBHKW,aktuell​=500 kW

• PPV,aktuell​=150 kW

• PBiogas,Last​=100 kW

Berechnungen:

• Pnetto,Trafo​=500+150−100=550 kW

• QBHKW,aktuell​=500⋅0,203=101,5 kvar (ind.)

• QBiogas,Last​=100⋅0,484=48,4 kvar (ind.)

• Qnetto,Trafo​=101,5+0−48,4=53,1 kvar (ind.)

• Slast,aktuell​=5502+53,12​=302500+2819,61​=305319,61​≈552,56 kVA

• Auslastungsgrad a=1600552,56​≈0,3454

• Pk,last​=(0,3454)2⋅13,680 kW=0,1193⋅13,680 kW≈1,632 kW

• Pv,aktuell​=1,305 kW+1,632 kW=2,937 kW

• %Verlust=5502,937​⋅100%≈0,534%

Szenario 3: Geringe Einspeisung / Netto-Bezug (PV nachts, BHKW aus)

• PBHKW,aktuell​=0 kW

• PPV,aktuell​=0 kW

• PBiogas,Last​=100 kW

Berechnungen:

• Pnetto,Trafo​=0+0−100=−100 kW (Netto-Bezug)

• QBHKW,aktuell​=0 kvar

• QBiogas,Last​=100⋅0,484=48,4 kvar (ind.) (Bezug)

• Qnetto,Trafo​=0+0−48,4=−48,4 kvar (Netto-Blindleistungsbezug)

• Slast,aktuell​=(−100)2+(−48,4)2​=10000+2342,56​=12342,56​≈111,1 kVA

• Auslastungsgrad a=1600111,1​≈0,0694

• Pk,last​=(0,0694)2⋅13,680 kW=0,004816⋅13,680 kW≈0,066 kW

• Pv,aktuell​=1,305 kW+0,066 kW=1,371 kW

• Prozentualer Verlust bezogen auf eingespeiste Leistung ist hier nicht sinnvoll. Bezogen auf den Leistungsbezug: 1001,371​⋅100%=1,371%. Die absoluten Verluste sind hier primär die Leerlaufverluste.

Szenario 4: Nur BHKW-Betrieb (z.B. Winterabend, keine PV)

• PBHKW,aktuell​=1000 kW

• PPV,aktuell​=0 kW

• PBiogas,Last​=100 kW

Berechnungen:

• Pnetto,Trafo​=1000+0−100=900 kW

• QBHKW,aktuell​=1000⋅0,203=203 kvar (ind.)

• QBiogas,Last​=100⋅0,484=48,4 kvar (ind.)

• Qnetto,Trafo​=203+0−48,4=154,6 kvar (ind.)

• Slast,aktuell​=9002+154,62​=810000+23901,16​=833901,16​≈913,18 kVA

• Auslastungsgrad a=1600913,18​≈0,5707

• Pk,last​=(0,5707)2⋅13,680 kW=0,3257⋅13,680 kW≈4,455 kW

• Pv,aktuell​=1,305 kW+4,455 kW=5,760 kW

• %Verlust=9005,760​⋅100%≈0,640%

• 
  

Jahresverlustbetrachtung (vereinfacht)

Eine genaue Jahresverlustberechnung erfordert detaillierte Lastgangdaten aller Erzeuger und Verbraucher über ein ganzes Jahr (z.B. im 15-Minuten-Takt) und die Integration der momentanen Verluste über diesen Zeitraum. Für eine vereinfachte Abschätzung können Jahresenergiemengen und angenommene durchschnittliche Betriebsbedingungen herangezogen werden, dies ist jedoch mit erheblichen Ungenauigkeiten behaftet.

Angenommene Jahresenergiemengen:

• BHKW (6000 äquivalente Volllaststunden): 1000 kW⋅6000 h=6.000.000 kWh/a

• PV (400 kWp, 950 kWh/kWp/a 29): 400 kWp⋅950kWp⋅akWh​=380.000 kWh/a

• Biogas Verbrauch (100 kW konstant): 100 kW⋅8760 h/a=876.000 kWh/a

• Nettoenergieeinspeisung ins öffentliche Netz: (6.000.000+380.000−876.000) kWh/a=5.504.000 kWh/a

Wenn man nun die oben berechneten prozentualen Verluste betrachtet (Szenario 1: 0,805%; Szenario 2: 0,534%; Szenario 4: 0,640%), wird deutlich, dass diese Werte signifikant unter der oft pauschal angesetzten Spanne von 2-3% liegen. Selbst wenn man annimmt, dass der Transformator auch Zeiten sehr geringer Einspeisung hat, in denen der prozentuale Verlust (bezogen auf die geringe Einspeiseleistung) höher sein könnte, ist es unwahrscheinlich, dass der gewichtete Jahresdurchschnitt die Pauschale erreicht, wenn die Anlage häufig in effizienten Teillastbereichen oder bei hoher Auslastung mit entsprechend niedrigen prozentualen Verlusten betrieben wird.

Diskussion der Ergebnisse

Die Berechnungen zeigen deutlich, dass der prozentuale Transformatorverlust keine konstante Größe ist, sondern stark vom jeweiligen Betriebspunkt (Auslastung und Leistungsfaktor) des Transformators abhängt.

• Bei hoher Netzeinspeisung (Szenario 1) und damit hoher Auslastung des Transformators sind die absoluten Lastverluste zwar signifikant, der prozentuale Verlust bezogen auf die hohe eingespeiste Leistung ist jedoch mit ca. 0,8% relativ gering.

• Bei mittlerer Einspeisung (Szenario 2 und 4) liegen die prozentualen Verluste mit ca. 0,53% bis 0,64% sogar noch niedriger. Dies liegt daran, dass der Transformator in einem effizienteren Teillastbereich arbeitet, wo das Verhältnis von Gesamtverlusten zur übertragenen Leistung günstiger ist.

• Bei sehr geringer Last oder Netto-Bezug (Szenario 3) dominieren die konstanten Leerlaufverluste P0​ die Gesamtverluste. Obwohl die absoluten Verluste hier am geringsten sind (ca. 1,37 kW), wäre der prozentuale Verlust, bezöge man ihn auf eine hypothetisch sehr geringe Einspeiseleistung, sehr hoch. Dies verdeutlicht, dass eine alleinige Betrachtung prozentualer Werte irreführend sein kann; die absoluten Verlustenergiemengen sind entscheidend.

Der "Flexbetrieb" des BHKW, wie in der Nutzeranfrage erwähnt, bedeutet, dass das BHKW seine Leistung häufig anpasst. Zusammen mit der volatilen PV-Erzeugung führt dies zu sehr unterschiedlichen und dynamischen Lastzuständen des Transformators. Eine pauschale Verlustberechnung, die typischerweise auf Durchschnitts- oder Nennlastbedingungen basiert, kann diese Dynamik nicht abbilden und wird in vielen Betriebspunkten zu einer Überschätzung der tatsächlichen Verluste führen. Die Fallstudie belegt quantitativ, dass eine Pauschale von 2-3% die komplexen Abhängigkeiten ignoriert und je nach Betriebszustand zu erheblichen Abweichungen von den realen Verlusten führt.

VI. Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen

Die detaillierte Untersuchung der rechtlichen, technischen und praktischen Aspekte der Abrechnung von Transformatorverlusten bei Erneuerbare-Energien-Anlagen führt zu klaren Erkenntnissen und ermöglicht die Ableitung konkreter Handlungsempfehlungen.

Zusammenfassung der Kernaussagen

• Rechtliche Situation: Die gängige Praxis vieler Netzbetreiber, Transformatorverluste pauschal abzurechnen, ist rechtlich stark angreifbar. Insbesondere der Beschluss BK6-13-042 der Bundesnetzagentur und die darauf basierenden Netznutzungsverträge (konsolidierte Fassung BK6-20-160) deuten darauf hin, dass eine messtechnische Grundlage für die Abrechnung erforderlich ist.1 Allgemeine Rechtsprinzipien wie das Diskriminierungsverbot (§ 20 EnWG) und das im NNV verankerte Recht des Netznutzers, bei pauschalen Berechnungen geringere Kosten nachzuweisen 4, stützen die Position der Anlagenbetreiber. Auch wenn spezifische Gerichtsurteile zu Transformatorverlusten selten sind, zeigen Entscheidungen zu analogen Sachverhalten eine kritische Haltung der Gerichte gegenüber undifferenzierten Pauschalierungen.8

• Technische Realität: Transformatorverluste sind keine statische Größe, sondern hängen dynamisch von der tatsächlichen Auslastung, dem Lastprofil der angeschlossenen Anlagen und den spezifischen Kennwerten des Transformators (Leerlaufverluste P0​, Kurzschlussverluste Pk​) ab. Die Verluste setzen sich aus lastunabhängigen Leerlaufverlusten und quadratisch lastabhängigen Lastverlusten zusammen. Pauschalwerte können diese Komplexität, insbesondere bei der volatilen Einspeisung von EE-Anlagen und dem flexiblen Betrieb von Erzeugern wie BHKWs, nicht adäquat abbilden. Wie die Fallstudie gezeigt hat, können die tatsächlichen prozentualen Verluste in vielen relevanten Betriebspunkten deutlich unter den üblichen Pauschalsätzen von 2-3% liegen.

• Lösungsansatz durch präzise Messung: Moderne Mess- und Datenverarbeitungssysteme, wie das beispielhaft genannte "Stromfee Tagebuch", ermöglichen eine präzise Erfassung der relevanten Betriebsdaten und eine quasi-Echtzeitberechnung der tatsächlichen Transformatorverluste auf Basis der herstellerspezifischen Kennlinie.1 Diese Technologien bieten die technische Grundlage für eine transparente und verursachungsgerechte Verlustabrechnung.

• 
  

Bestätigung der Notwendigkeit individueller Verlustermittlung

Die Ergebnisse der durchgeführten Fallstudie untermauern eindrücklich die Notwendigkeit einer Abkehr von pauschalen Verlustsätzen hin zu einer individuellen, messtechnisch basierten Verlustermittlung. Die berechneten prozentualen Verluste lagen in den untersuchten Szenarien mit Netzeinspeisung zwischen ca. 0,5% und 0,8%, also deutlich unter den oft angesetzten 2-3%. Dies zeigt das erhebliche Potenzial für finanzielle Nachteile, die EE-Anlagenbetreibern durch eine ungenaue Pauschalierung entstehen können. Die Auseinandersetzung um pauschale Transformatorverluste kann als ein Mikrokosmos der größeren Herausforderung gesehen werden, traditionelle, auf Durchschnittswerten basierende Netzmanagement- und Abrechnungspraktiken an die Realitäten eines zunehmend dezentralen und volatilen Energiesystems anzupassen. Die erfolgreiche Durchsetzung einer genauen Verlustabrechnung ist somit nicht nur ein finanzieller Gewinn für einzelne Anlagenbetreiber, sondern auch ein Schritt hin zu einem moderneren, datengesteuerten und letztlich effizienteren Netzbetrieb.

Handlungsempfehlungen für EE-Anlagenbetreiber

Für Betreiber von EE-Anlagen, die mit pauschalen Transformatorverlustabrechnungen konfrontiert sind, ergeben sich folgende Handlungsempfehlungen:

1. Überprüfung der Abrechnungsmodalitäten: Eine sorgfältige Prüfung der aktuellen Netznutzungsabrechnungen und der zugrundeliegenden Verträge (Netzanschlussvertrag, Netznutzungsvertrag) ist der erste Schritt. Es sollte geklärt werden, ob und wie Transformatorverluste explizit ausgewiesen und berechnet werden.

2. Datenerfassung und -analyse implementieren: Sofern nicht bereits vorhanden, sollte die Implementierung oder Nutzung eines Systems zur präzisen Erfassung der relevanten Messdaten (Spannungen, Ströme, Temperaturen am Transformator) und zur Berechnung der tatsächlichen Transformatorverluste in Erwägung gezogen werden. Systeme wie das Stromfee Tagebuch bieten hierfür eine technische Lösung. Die herstellerspezifischen Daten des eigenen Transformators (P0​, Pk​, SN​) müssen hierfür beschafft werden.

3. Dialog mit dem Netzbetreiber suchen: Mit den Ergebnissen der eigenen, präzisen Verlustberechnungen und den in diesem Report dargelegten rechtlichen und technischen Argumenten sollte das Gespräch mit dem zuständigen Netzbetreiber gesucht werden. Ziel ist es, eine Korrektur der Abrechnungspraxis hin zu einer verursachungsgerechten Verlustanrechnung zu erreichen. Dabei kann auf das im NNV verankerte Prinzip des Nachweises geringerer Kosten verwiesen werden.4 Die Fähigkeit, genaue Verlustdaten zu liefern, positioniert Anlagenbetreiber zudem als kompetente Partner, die zur Netztransparenz beitragen können.

4. Eskalationsmöglichkeiten prüfen: Sollte der Dialog mit dem Netzbetreiber nicht zu einer zufriedenstellenden Lösung führen, können weitere Schritte in Betracht gezogen werden. Dazu gehört die Anrufung der Clearingstelle EEG/KWKG zur Vermittlung oder, als ultima ratio, die Einleitung rechtlicher Schritte. Die Erfolgsaussichten hierfür sollten mit juristischem Beistand bewertet werden.

5. 
   

Ausblick

Die Bedeutung einer genauen Messung und Abrechnung von Netzverlusten, einschließlich der Transformatorverluste, wird in einem Energiesystem mit einem stetig wachsenden Anteil dezentraler Erzeugungsanlagen und zunehmend flexiblen Lasten weiter steigen. Eine Abkehr von ungenauen Pauschalen hin zu präzisen, datengestützten Methoden ist nicht nur eine Frage der Fairness gegenüber den Anlagenbetreibern, sondern auch ein wichtiger Beitrag zu mehr Transparenz, Effizienz und Kostenwahrheit im gesamten Stromnetz. Die technologischen Voraussetzungen hierfür sind heute weitgehend gegeben. Es bedarf nun der konsequenten Anwendung dieser Möglichkeiten, um eine verursachungsgerechte und zukunftsfähige Abrechnungspraxis zu etablieren.

Referenzen

1. Trafomonitoring & Trafoverluste beim Netzbetreiber korrigieren lassen, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.stromfee.me/post/trafomonitoring-trafoverluste-beim-netzbetreiber-korrigieren-lassen

2. Pauschale Transformatorverluste vom Netzbetreiber festgelegt? - Stromfee, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.stromfee.me/post/pauschale-transformatorverluste-vom-netzbetreiber-festgelegt

3. BK6-13-042 - Festlegung Netznutzungsvertrag Strom - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2013/BK6-13-042/BK6-13-042_Beschluss_2015_04_16.pdf?__blob=publicationFile&v=1

4. BK6-13-042 - Festlegung Netznutzungsvertrag Strom - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2013/BK6-13-042/BK6-13-042_Anlage_1_zum_Beschluss_2015_04_16.pdf?__blob=publicationFile&v=1

5. 1 Netznutzungsvertrag (Entnahme) Netznutzer ist Lieferant (Lieferantenrahmenvertrag) Netznutzer ist Letztverbraucher Zwischen - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK06/BK6_83_Zug_Mess/836_lrv_nnv/BK6-20-160_lesefassung-nnv.pdf?__blob=publicationFile&v=2

6. Beschluss BK6-20-160 - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-160/Bk6-20-160_beschluss_vom_21.12.2020.pdf?__blob=publicationFile&v=1

7. Leitfaden zur Eigenversorgung vom Juli 2016 - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Eigenversorgung/Finaler_Leitfaden.pdf?__blob=publicationFile&v=2

8. Teilerfolg für die Batteriespeicher-Branche vor dem OLG Düsseldorf – Erhebung von Baukostenzuschüssen ist diskriminierend | Gleiss Lutz, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.gleisslutz.com/de/aktuelles/know-how/teilerfolg-fuer-die-batteriespeicher-branche-vor-dem-olg-duesseldorf-erhebung-von-baukostenzuschuessen-ist-diskriminierend

9. OLG Düsseldorf zu Netzkosten: Berechnungsmethode der BNetzA unzutreffend - LTO, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.lto.de/recht/nachrichten/n/berechnungsmethode-der-bundesnetzagentur-zu-netzkosten-unzutreffend

10. Positionspapier - BDEW, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bdew.de/media/original_images/20-06-11-bdew-positionspapier_steuerung_erzeugungsanlagen_smgw_final.pdf

11. Welche Folgen ergeben sich bei einer verspäteten Umsetzung der technischen Anforderungen gemäß § 9 EEG, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/haeufige-rechtsfrage/111

12. Clearingstelle EEG/KWKG - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/A_Z_Glossar/C/ClearingstelleEEG.html

13. Abschlag von der Einspeisevergütung bei Nutzung eines ..., Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.sfv.de/lokal/mails/betreib/b0106010

14. Hinweis zur kaufmännisch-bilanziellen Einspeisung - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Hinweispapiere/Hinweis_kaufmannische.pdf?__blob=publicationFile&v=1

15. Formel zur Berechnung des Transformatorverlusts - Branchennachrichten - Nachrichten, Zugriff am Mai 8, 2025, https://de.galvanized-coil.com/news/transformer-loss-calculation-formula-75378362.html

16. Wie berechnet man den Leistungsverlust des Transformators? - Wissen - SCOTECH, Zugriff am Mai 8, 2025, http://de.scotech-electrical.com/info/how-to-calculate-the-power-loss-of-transformer-65561493.html

17. Kupferverluste - Wikipedia, Zugriff am Mai 8, 2025, https://de.wikipedia.org/wiki/Kupferverluste

18. What are Transformer Losses and How to Calculate Them? - Kingrun tester, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.kritester.com/new/Calculations-related-to-transformer-losses.html

19. httwp.htt-trafo.de, Zugriff am Mai 8, 2025, https://httwp.htt-trafo.de/wp-content/uploads/2019/04/verluste_und_wirkungsgrad.pdf

20. Transformer Losses and Efficiency Optimization | EB BLOG - Energy Bases, Zugriff am Mai 8, 2025, https://energybases.com/blog/transformer-losses-efficiency-optimization/

21. kupfer.de, Zugriff am Mai 8, 2025, https://kupfer.de/wp-content/uploads/2019/11/s182.pdf

22. coefs.charlotte.edu, Zugriff am Mai 8, 2025, https://coefs.charlotte.edu/mnoras/files/2013/03/Transformer-and-Inductor-Design-Handbook_Chapter_6.pdf

23. Eva-Maria Scherfranz, BSc - Blindleistungsanalyse in einem 110-kV Netz - TU Graz, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.tugraz.at/fileadmin/user_upload/tugrazExternal/83b7d5e5-91ff-43e4-aa7a-6aa30ac5c9f1/Master_abgeschlossen/Masterarbeit_Scherfranz_V6.pdf

24. Grundlagen zur Blindleistungskompensation – Effizienzsteigerung leicht erklärt - bei Janitza, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.janitza.com/de-de/wissen/wissensdatenbank/grundlagen-zur-blindleistungskompensation

25. IFTTT - Stromfee.cloud, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.stromfee.cloud/iftttstromfee

26. Sealed type 3-phase oil immersed distribution transformer 1600KVA, Zugriff am Mai 8, 2025, https://vietnamtransformer.com/our-products/sealed-type-3-phase-oil-immersed-distribution-transformer-1600kva

27. Trihal Cast Resin dry type transformer 1600 kVA 20 kV IEC Dyn5 IP21 - Schneider Electric, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.se.com/id/en/product/TRI1600245298IP210/trihal-cast-resin-dry-type-transformer-1600-kva-20-kv-iec-dyn5-ip21/

28. Data Sheet - 1600kVA | PDF | Transformer | Electrical Components - Scribd, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.scribd.com/document/627016262/Data-Sheet-1600kVA

29. Studie: Stromgestehungskosten erneuerbare Energien - Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Zugriff am Mai 8, 2025, https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2021_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf

30. InfluxDB plugin for Grafana, Zugriff am Mai 8, 2025, https://grafana.com/grafana/plugins/influxdb/

31. InfluxDB | Grafana k6 documentation, Zugriff am Mai 8, 2025, https://grafana.com/docs/k6/latest/results-output/real-time/influxdb/