Photovoltaik, Batteriespeicher und HEMS

Das System im Überblick

Eine PV-Anlage ist heute selten nur „Module auf dem Dach“. Zum Haus gehören meist ein Batteriespeicher, eine Wärmepumpe, eine Wallbox und ein Energiemanagement, das entscheidet, wohin der Strom in jedem Augenblick fließt. Jedes Teil hat seine eigene Spannungsebene und seinen eigenen Wirkungsgrad — und genau an diesen Übergängen entscheidet sich, wie viel vom Sonnenstrom am Ende im Haus ankommt.

Die Reihenfolge der Planung ist dabei immer dieselbe: zuerst, was auf das Dach passt (Dachbelegung), dann die elektrische Verschaltung (Strings und Wechselrichter), dann der Speicher und zuletzt die Regeln, nach denen das HEMS den Überschuss verteilt.

→ PV-Dachbelegung & Stringplan · → PV-Auslegung (Wirtschaftlichkeit) · → HEMS-Simulator · → E-Auto & Gebäude

PV-Generator und Strings DIN VDE 0100-712

Mehrere Module in Reihe bilden einen String. In Reihe addieren sich die Spannungen, der Strom bleibt der eines Moduls. Die Stringspannung muss in das Arbeitsfenster des Wechselrichters passen — und zwar bei Frost ebenso wie bei Sommerhitze, denn die Modulspannung steigt mit sinkender Temperatur.

Leerlaufspannung bei Kälte (Obergrenze)

MPP-Spannung bei Hitze (Untergrenze)

MPP-Spannung bei Kälte (obere MPP-Grenze)

Nicht nur die Leerlaufspannung, auch die MPP-Spannung steigt bei Kälte. Bei langen Strings kann der Arbeitspunkt an einem kalten, klaren Tag über das MPP-Fenster des Wechselrichters steigen — dann arbeitet der Tracker nicht mehr im Optimum.

Ströme bei Parallelschaltung

Geprüft werden beide: der Arbeitsstrom gegen den nutzbaren Eingangsstrom des Trackers und der Kurzschlussstrom gegen den höchsten zulässigen Kurzschlussstrom des Eingangs (beides im Datenblatt des Wechselrichters).

TK ist der Temperaturkoeffizient der Spannung aus dem Datenblatt (z. B. −0,25 %/K). Der Dachplan rechnet mit −10 °C Zelltemperatur für die Obergrenze und 70 °C für die Untergrenze. Liegt ein String oberhalb von U_DC,max, kann der Wechselrichter an einem klaren Wintermorgen Schaden nehmen; liegt er unterhalb des MPP-Fensters, regelt er im Sommer ab.

Leistung und Ertrag

e_ref ist der Standortertrag bei optimaler Südausrichtung (aus PVGIS oder Erfahrungswerten), f der Korrekturfaktor für Neigung und Himmelsrichtung aus einer Ertragsmatrix.

Die Kennwerte eines Moduls

Jedes Datenblatt nennt die Werte bei Standard-Testbedingungen (STC: 1.000 W/m² Einstrahlung, 25 °C Zelltemperatur). Für das Beispielmodul dieser Seite (N-Type, 440 Wp, 1.762 × 1.134 mm):

MPP-Tracking — der Punkt höchster Leistung

Eine Solarzelle liefert je nach Belastung viel Strom bei kleiner Spannung oder viel Spannung bei kleinem Strom. Dazwischen liegt genau ein Punkt, an dem das Produkt P = U · I am größten ist: der Maximum Power Point (MPP). Er wandert mit Einstrahlung und Temperatur — bei Wolken sinkt vor allem der Strom, bei Hitze vor allem die Spannung.

Der MPP-Tracker im Wechselrichter verändert laufend in kleinen Schritten die Spannung am String und beobachtet, ob die Leistung steigt oder fällt (Verfahren „Störe und beobachte“). So bleibt er immer am Gipfel der Leistungskurve. Ein Tracker kann aber nur eine Spannung zugleich einstellen.

Daraus folgen drei Regeln

• Unterschiedliche Ausrichtungen an getrennte Tracker. Ost- und Westseite haben zu jeder Tageszeit eine andere Einstrahlung und damit einen anderen MPP. An einem gemeinsamen Tracker würde immer eine Seite fern von ihrem Optimum arbeiten.
• Strings an einem Tracker nur parallel, wenn gleich. Zwei Strings parallel an einem Tracker müssen gleich viele Module, gleiche Ausrichtung und Neigung haben — dann haben sie dieselbe MPP-Spannung, und die Ströme addieren sich.
• Der Strom je Tracker ist begrenzt. Der Eingangsstrom des Trackers (im Beispiel 16 A) darf vom String nicht überschritten werden. Zwei parallele Strings mit je 13,4 A ergäben 26,8 A — zu viel für einen 16-A-Eingang. Höhere Ströme schneidet der Tracker ab, der Ertrag geht verloren.

Verschattung eines einzelnen Moduls drückt den Strom des ganzen Strings, denn in Reihe bestimmt das schwächste Glied den Strom. Bypass-Dioden im Modul überbrücken verschattete Zellgruppen; die Leistungskurve hat dann mehrere Gipfel, und ein guter Tracker sucht in Abständen den ganzen Spannungsbereich nach dem höchsten ab. Bei dauerhaft verschatteten Teilflächen helfen Moduloptimierer oder ein eigener Tracker.

Beispielrechnung: Wie viele Module in einen String?

Beispielmodul wie oben (440 Wp, U_OC 39,2 V, U_MPP 32,9 V, I_MPP 13,4 A, TK −0,25 %/K) an einem Hybrid-Wechselrichter mit 10 kW, zwei Trackern, U_DC,max 1.000 V, MPP-Fenster 180–850 V, 16 A je Tracker.

Schritt 1 — Spannung je Modul bei Frost (−10 °C)

Kälter heißt mehr Spannung: Jedes Modul liefert im Winter-Leerlauf 3,4 V mehr als im Datenblatt.

Schritt 2 — höchstens so viele Module in Reihe

Schritt 3 — Spannung je Modul bei Hitze (70 °C) und Mindestzahl

Schritt 4 — obere Grenze des MPP-Fensters

Maßgeblich ist der kleinste Wert: zwischen 7 und 23 Modulen je String.

Schritt 5 — Prüfung eines Strings mit 16 Modulen (eine Dachseite)

Mit Südost- und Nordwestseite an je einem Tracker hat die Anlage 14,08 kWp. Das DC/AC-Verhältnis ist 14,08 / 10 = 1,41 — etwas über 1,35, bei Ost/West aber vertretbar, weil beide Seiten ihre Spitze zu verschiedenen Tageszeiten haben.

→ Der Dachplan führt genau diese Prüfung für jede Belegung durch

Dachbelegung, Randabstand und Ausrichtung

Wie viele Module auf eine Dachfläche passen, entscheidet sich oft an wenigen Millimetern. Vom Dachrand bleibt ein Randabstand frei, zwischen den Modulen liegt eine Klemmfuge von rund 2 cm.

Die im Dachplan voreingestellten 35 cm sind ein Planungswert des Rechners, keine pauschale Vorgabe. Der tatsächlich erforderliche Randabstand hängt vom Montagesystem, der Dachgeometrie, der Windlast am Standort (Rand- und Eckbereiche), der Befestigung und den Angaben des Modul- und Systemherstellers ab.

Ost/West statt Süd

Ein Satteldach mit Ost- und Westseite liefert je Kilowatt Peak weniger als eine Südfläche, verteilt den Ertrag aber über den Tag: morgens die Ostseite, nachmittags die Westseite. Das passt besser zum Verbrauch im Haus, die Mittagsspitze fällt kleiner aus und der Wechselrichter kann kleiner gewählt werden. Bei einem um 45° gedrehten Gebäude werden aus Ost/West Südost und Nordwest — im Dachplan liefert die Südostseite bei 38° Neigung rund 1.000 kWh/kWp, die Nordwestseite rund 760 kWh/kWp (Näherung bei 1.050 kWh/kWp Standortertrag).

Flächen mit einem Azimut nördlicher als Nordost/Nordwest (|Azimut| > 135°) belegt der Dachplan grundsätzlich nicht; Flachdächer sind ausgenommen, dort werden die Module nach Süden aufgeständert.

→ Dachplan mit Handplanung, Stringplan und Wechselrichter-Prüfung

Wechselrichter

Der Wechselrichter macht aus dem Gleichstrom der Module Wechselstrom fürs Haus. Ein Hybrid-Wechselrichter hat zusätzlich einen Batterieanschluss: Er lädt den Speicher direkt mit Gleichstrom aus den Modulen (DC-gekoppelt) und entlädt ihn ins Hausnetz. Jeder MPP-Tracker sucht für seinen String den Arbeitspunkt höchster Leistung — Ost- und Westseite gehören deshalb an getrennte Tracker.

Der Dachplan meldet ein Verhältnis über 1,35 (Abregelungsverluste zu erwarten) und unter 0,85 (Wechselrichter überdimensioniert). Bei Ost/West-Anlagen darf das Verhältnis eher am oberen Rand liegen, weil beide Seiten nie gleichzeitig ihre Spitzenleistung erreichen.

Batteriespeicher

Ein Heimspeicher verschiebt den Mittagsüberschuss in den Abend und die Nacht. Für die Auslegung zählen wenige Kennwerte:

• Nutzbare Kapazität (kWh): das, was tatsächlich entnommen werden kann. Die Bruttokapazität ist höher, ein Teil bleibt zum Schutz der Zellen ungenutzt (Entladetiefe, DoD).
• Lade- und Entladeleistung (kW): wie schnell der Speicher Energie aufnimmt oder abgibt. Sie bestimmt, ob er abends Herd, Wärmepumpe und Wallbox gleichzeitig bedienen kann.
• C-Rate: Leistung im Verhältnis zur Kapazität. 10 kWh mit 5 kW Dauerleistung entsprechen 0,5 C.
• Wirkungsgrad: Laden und Entladen kosten jeweils etwas Energie; maßgeblich ist der Wirkungsgrad des ganzen Pfades vom Modul bis zur Steckdose, nicht der Zellwert.
• Zellchemie: Lithium-Eisenphosphat (LFP) ist im Heimspeicher heute verbreitet — thermisch robust, viele Zyklen. Lithium-Nickel-Mangan-Kobalt (NMC) hat eine höhere Energiedichte. Eine LFP-Zelle hat 3,2 V Nennspannung.
• Kopplung: DC-gekoppelt am Hybrid-Wechselrichter (weniger Wandlungen, gut für Neubau) oder AC-gekoppelt mit eigenem Batterie-Wechselrichter (unabhängig vom PV-Wechselrichter, gut zum Nachrüsten).

DC- oder AC-gekoppelt?

Für ein Einfamilienhaus im Neubau ist der DC-gekoppelte Hybrid-Wechselrichter meist die einfachste und effizienteste Lösung. Sobald mehrere PV-Wechselrichter, eine bestehende Anlage oder ein gemeinsamer Speicher für mehrere Häuser dazukommen, ist die AC-Kopplung oft die robustere Architektur.

Beispiel: Wie entsteht die Spannung eines Speichers?

Beide Speicher speichern 10 kWh. Der Niedervoltspeicher erreicht sie mit wenigen großen Zellen (oder vielen parallel), der Hochvoltspeicher mit vielen Zellen in Reihe. Wer 5 kW entnimmt, zieht beim Niedervoltspeicher 5.000 / 51,2 ≈ 98 A, beim Hochvoltspeicher 5.000 / 192 ≈ 26 A.

48 V oder 192 V? Niedervolt- gegen Hochvoltspeicher

192 V steht hier als Beispiel für einen Hochvoltspeicher, nicht als Grenze zwischen Nieder- und Hochvolt. Die Aussagen gelten für jede höhere Batteriespannung: Je höher die Spannung, desto kleiner der Strom bei gleicher Leistung.

Speicher werden in zwei Bauarten angeboten: Niedervolt (meist 48 V Nennspannung, die Module parallel geschaltet) und Hochvolt (die Module in Reihe geschaltet; im Beispiel dieser Seite 192 V — viele Hochvoltsysteme arbeiten auch mit deutlich höheren Batteriespannungen von mehreren hundert Volt). Bei gleicher Leistung entscheidet die Spannung über den Strom — und der Strom über Leitungsquerschnitt, Verluste und Erwärmung.

Gleiche Leistung, ein Viertel des Stroms

Ein Sechzehntel der Leitungsverluste

Viermal höhere Spannung heißt bei gleicher Leistung ein Viertel des Stroms und damit ein Sechzehntel der Wärmeverluste in derselben Leitung. Beispiel mit 5 m Leitungsweg (hin und zurück 10 m) und 10 kW Entladeleistung:

Der Hochvoltspeicher kommt also mit deutlich dünneren Leitungen aus und verliert dabei trotzdem weniger. Der Niedervoltspeicher braucht dicke Kabel, kräftige Sicherungen und kurze Wege zum Wechselrichter.

Weniger Spannungshub im Wechselrichter

Um 230/400 V Wechselspannung zu erzeugen, arbeitet der Wechselrichter intern mit einem Zwischenkreis von mehreren hundert Volt Gleichspannung. Ein 48-V-Speicher muss dafür über einen Gleichspannungswandler stark hochgesetzt werden, bei hohen Strömen. Ein Hochvoltspeicher liegt näher an dieser Zwischenkreisspannung; der Wandler hat weniger Hub und kleinere Ströme zu bewältigen. Jede Wandlerstufe kostet Wirkungsgrad — deshalb erreichen Hochvoltsysteme am Hybrid-Wechselrichter in der Regel den besseren Gesamtwirkungsgrad vom Modul bis zur Steckdose. Welche Werte ein bestimmtes Gerät erreicht, steht im Datenblatt des Herstellers.

Leistung für das ganze Haus

Hohe Entladeleistungen — Wärmepumpe, Herd und Wallbox gleichzeitig, dreiphasiger Notstrom — sind mit Hochvolt leichter zu erreichen, weil die Ströme klein bleiben. Bei 48 V begrenzen Strom, Kabel und Sicherungen die Leistung früher.

Sicherheit und Montage

48 V liegen im Bereich der Kleinspannung (bis 120 V Gleichspannung, DIN VDE 0100-410), sind berührungsungefährlicher und bei Montage und Erweiterung einfacher zu handhaben. 192 V Gleichspannung sind gefährliche Berührungsspannung: Anschluss nur durch die Elektrofachkraft, Berührungsschutz, DC-Trennstelle und Schutz gegen Lichtbögen sind Pflicht.

Erweitern

Bei vielen 48-V-Systemen werden die Batteriemodule parallel betrieben und lassen sich dadurch vergleichsweise einfach erweitern. Hochvoltmodule liegen in Reihe — erweitert wird meist nur mit demselben Modultyp, und die Gesamtspannung muss im Fenster des Wechselrichters bleiben. In beiden Fällen gilt: Ob und wie eine spätere Erweiterung zulässig ist, hängt vom Batteriesystem und seinem Batteriemanagement (BMS), der Freigabe des Herstellers, Zellchemie, Alter und Ladezustand der vorhandenen Module und der höchsten zulässigen Zahl paralleler oder in Reihe geschalteter Module ab.

→ Im Dachplan unter „Batterie-Leistungsentnahme“ Spannung 48 / 192 / 400 V wählen und die Ströme vergleichen

Wechselstrom und Drehstrom VDE-AR-N 4105

Auf der Hausseite zählt nicht mehr die Batteriespannung, sondern ob der Wechselrichter einphasig (230 V) oder dreiphasig (400 V Drehstrom) einspeist.

Bei 10 kW Wirkleistung ohne Wandlerverlust fließen einphasig rund 43 A, dreiphasig rund 14 A je Phase. Für einphasige Erzeuger begrenzt die Anwendungsregel des VDE die Unsymmetrie zwischen den Phasen (Schieflast) auf 4,6 kVA; größere Speicher und Wechselrichter werden deshalb dreiphasig angeschlossen. Der Dachplan warnt, wenn die Entladeleistung über dieser Grenze liegt.

Eigenverbrauch und Autarkie

Die Rechner ermitteln die Eigenverbrauchsquote aus zwei Größen: dem Verhältnis von PV-Ertrag zu Jahresverbrauch und der nutzbaren Speicherkapazität je 1.000 kWh Jahresverbrauch. Zwischen den Tabellenwerten wird bilinear interpoliert (vereinfacht nach HTW Berlin / Quaschning).

Rechenweg Schritt für Schritt

Die Tabelle ist eine Jahresnäherung. Im Winter reicht der PV-Ertrag an den meisten Tagen nicht, deshalb bleibt ein Teil des Verbrauchs auch bei großem Speicher Netzbezug; je größer die Wärmepumpe im Verbrauch, desto stärker wirkt dieser Wintereffekt.

Notstrom und Ersatzstrom

Notstrom versorgt bei Netzausfall einzelne Steckdosen oder Stromkreise, oft einphasig. Ersatzstrom versorgt das ganze Haus — bei Hochvoltsystemen auch dreiphasig, sodass Wärmepumpe und Herd weiterlaufen. Dafür braucht es einen Wechselrichter mit Ersatzstromfunktion, eine Netztrenneinrichtung, die das Haus sicher vom Netz trennt, und die Fähigkeit, die PV-Anlage im Inselbetrieb weiterzubetreiben, damit der Speicher tagsüber nachgeladen wird.

HEMS — Home-Energy-Management-System

Das HEMS verteilt den PV-Strom nach festen Regeln. Typisch ist diese Rangfolge:

• zuerst der laufende Hausverbrauch,
• dann die Wärmepumpe — über die SG-Ready-Schnittstelle wird bei Überschuss der Warmwasserspeicher oder das Gebäude etwas höher beheizt (Wärme ist der günstigste Speicher),
• dann das E-Auto mit PV-Überschussladen,
• dann der Batteriespeicher (oder bewusst vorher, wenn abends Bedarf absehbar ist),
• zuletzt die Einspeisung ins Netz.

Mit einem dynamischen Stromtarif kann das HEMS zusätzlich günstige Netzstunden nutzen.

§ 14a EnWG — steuerbare Verbrauchseinrichtungen

Seit dem 1. Januar 2024 fallen steuerbare Verbrauchseinrichtungen mit einer Netzanschlussleistung von mehr als 4,2 kW unter § 14a Energiewirtschaftsgesetz — private Wallboxen, Wärmepumpen, Klimaanlagen und Stromspeicher (bezogen auf den Strombezug). Der Netzbetreiber darf ihren Bezug bei drohender Netzüberlastung zeitweise begrenzen, im Gegenzug sinken die Netzentgelte.

• Direkte Steuerung: Die Mindestbezugsleistung beträgt grundsätzlich 4,2 kW je steuerbarer Verbrauchseinrichtung. Bei großen Anlagen (z. B. Wärmepumpen über 11 kW) wird die Anschlussleistung mit einem Skalierungsfaktor (derzeit 0,4) multipliziert.
• Steuerung über ein Energiemanagementsystem: Werden mehrere Anlagen über ein HEMS gesteuert, ermittelt der Netzbetreiber eine gemeinsame Mindestbezugsleistung unter Berücksichtigung eines Gleichzeitigkeitsfaktors. Das HEMS verteilt die verfügbare Leistung dann auf Wärmepumpe, Wallbox und Speicher — es gilt also nicht pauschal 4,2 kW für die ganze Anlage.

Vom Haus zum Energiesystem

Bei mehreren Wohnungen oder Häusern wird aus dem HEMS ein lokales Energiemanagement. Es entscheidet jede Viertelstunde anhand von:

• aktuellem PV-Ertrag und aktuellem Stromverbrauch je Teilnehmer,
• Wärmebedarf der Wärmepumpen und Ladezustand der Wärmespeicher,
• Ladezustand des Batteriespeichers,
• angeschlossenen Fahrzeugen und deren gewünschter Abfahrtszeit,
• verfügbarer Netzleistung und der Begrenzung nach § 14a EnWG,
• Strompreis (bei dynamischem Tarif),
• den vereinbarten PV-Anteilen der Teilnehmer,
• Prognosen für Verbrauch und PV-Ertrag.

→ HEMS-Simulator: Tagesverlauf mit PV, Speicher, Wärmepumpe und E-Auto

PV gemeinsam nutzen: Mehrfamilienhaus, WEG und mehrere Häuser §§ 42b, 42c EnWG

Auf dieser Seite steht bisher meist das Einfamilienhaus: eine Anlage, ein Haushalt. Sobald mehrere Wohnungen oder Häuser denselben Solarstrom nutzen sollen, kommt die Frage hinzu, wem welcher Strom gehört und wie er abgerechnet wird. Drei Fälle sind zu unterscheiden:

A. Ein Haushalt — Eigenversorgung

Einfamilienhaus oder eine Wohnung mit eigener Anlage: Der Betreiber verbraucht seinen Strom selbst, Überschuss geht in den Speicher oder ins Netz.

B. Mehrere Wohnungen in einem Gebäude — gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (§ 42b EnWG)

Photovoltaik im Mehrfamilienhaus oder in der WEG: Der PV-Strom wird an die Bewohner desselben Gebäudes verteilt, ohne dass er durch das öffentliche Netz geleitet wird. Das Gesetz verlangt:

• die Nutzung im selben Gebäude (oder einer Nebenanlage), unmittelbar oder über einen Speicher am Gebäude,
• die viertelstündliche Messung des Strombezugs jedes Teilnehmers,
• einen Gebäudestromnutzungsvertrag mit dem Anlagenbetreiber: Anteil nach Aufteilungsschlüssel, Preis je kWh (falls einer verlangt wird), Betrieb und Wartung — in der WEG kann der Vertrag durch einen Beschluss der Gemeinschaft ersetzt werden,
• die rechnerische Aufteilung je 15-Minuten-Intervall nach dem Aufteilungsschlüssel (im Zweifel zu gleichen Teilen) — wobei kein Teilnehmer mehr zugeteilt bekommt, als er in dieser Viertelstunde selbst verbraucht hat,
• die freie Wahl des Stromlieferanten für den Reststrom: Die Anlage deckt den Bedarf nicht vollständig und nicht jederzeit, darauf muss der Betreiber vor Vertragsbeginn hinweisen.

C. Mehrere Gebäude — gemeinsame Nutzung über das Netz (Energy Sharing, § 42c EnWG)

PV für mehrere Häuser: Steht die Anlage auf einem Haus und sollen die Nachbarhäuser mitversorgt werden, reicht § 42b nicht, denn er gilt nur innerhalb eines Gebäudes. Seit dem 1. Juni 2026 müssen Verteilnetzbetreiber die gemeinsame Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien über das öffentliche Verteilnetz innerhalb ihres Bilanzierungsgebiets ermöglichen; ab dem 1. Juni 2028 auch im Gebiet eines direkt angrenzenden Netzbetreibers derselben Regelzone. Voraussetzungen sind unter anderem:

• Betreiber sind Letztverbraucher (Privatpersonen, Personengesellschaften oder Vereinigungen von Letztverbrauchern; Unternehmen nur als kleine und mittlere Unternehmen), der Betrieb dient nicht überwiegend gewerblichen Zwecken,
• Anlage und alle Verbrauchsstellen liegen im selben Gebiet,
• Viertelstundenmessung an jeder Verbrauchsstelle und für die erzeugte oder gespeicherte Menge,
• ein Liefervertrag und daneben ein Vertrag zur gemeinsamen Nutzung mit Aufteilungsschlüssel und gegebenenfalls einem Preis je kWh,
• die Information der Teilnehmer, dass ergänzender Strombezug nötig bleibt und dessen Kosten über denen einer Vollversorgung liegen können.

→ PV-WB-Abrechnung: Energiekonten für PV, Wärmepumpe, Wallbox, V2H und V2G

Wer bekommt welchen Solarstrom? PV-Strom auf Wohnungen verteilen

Die Logik ist dieselbe, ob es Wohnungen in einem Gebäude (§ 42b) oder mehrere Häuser über das Netz (§ 42c) sind. Die Aufteilung läuft je Viertelstunde in drei Schritten: Anteil nach Schlüssel, Begrenzung auf den eigenen Verbrauch, Rest an Speicher oder Netz. Beispiel: vier Haushalte mit je 25 % Beteiligung, die Anlage erzeugt in der Viertelstunde 12:00–12:15 Uhr 3,0 kWh (12 kW Leistung).

Haus 2 hat mehr verbraucht, als sein Anteil hergibt, und bezieht 0,35 kWh Reststrom von seinem Lieferanten, obwohl Haus 1 und Haus 4 zusammen 0,90 kWh nicht gebraucht haben. Ob solche nicht genutzten Anteile anderen Teilnehmern zugeschlagen werden, regelt der vereinbarte Aufteilungsschlüssel; ohne eine solche Regel gehen sie in die Batterie oder ins Netz. Über ein Jahr summiert ergibt das je Haushalt die Mengen für die Abrechnung: PV-Strom zum vereinbarten Preis, Reststrom über den eigenen Liefervertrag.

Ein gemeinsamer Batteriespeicher im Mehrfamilienhaus verschiebt den Überschuss in den Abend; die Entnahme wird dann wieder je Viertelstunde nach demselben Schlüssel aufgeteilt.

E-Auto: gesteuertes und bidirektionales Laden ISO 15118-20

Ein E-Auto hat mit 40 bis 100 kWh ein Vielfaches der Kapazität eines Heimspeichers. Wie weit es ins Energiesystem des Hauses eingebunden wird, beschreiben vier Stufen:

• V1G — gesteuertes Laden: Das Auto lädt dann, wenn PV-Überschuss da ist oder der Strom günstig ist. Strom fließt nur ins Auto.
• V2L — Vehicle-to-Load: Das Auto versorgt über eine Steckdose am Fahrzeug einzelne Geräte.
• V2H — Vehicle-to-Home: Das Auto speist ins Hausnetz zurück und ersetzt oder ergänzt den Heimspeicher, auch als Notstrom.
• V2G — Vehicle-to-Grid: Das Auto speist ins öffentliche Netz und kann am Strommarkt oder für Netzdienstleistungen eingesetzt werden.

AC- oder DC-bidirektional

Beim DC-bidirektionalen Laden sitzt der Wandler in der Wallbox; das Auto gibt Gleichstrom ab. Beim AC-bidirektionalen Laden muss das Bordladegerät des Autos selbst zurückspeisen können. Fahrzeug, Wallbox und Energiemanagement müssen über ein gemeinsames Protokoll kommunizieren (ISO 15118-20), und der Fahrzeughersteller muss das Rückspeisen freigeben — sonst kann die Garantie der Fahrzeugbatterie berührt sein.

Beispiel: 60 kWh Akku, davon 40 kWh freigegeben, Hausverbrauch 19 kWh/Tag → rund zwei Tage. Die Entladeleistung der Wallbox (z. B. 11 kW dreiphasig) begrenzt, welche Verbraucher gleichzeitig laufen.

→ E-Auto & Gebäude · → Wirkungsgrad E-Auto vs. Verbrenner

PV in der Gebäudebilanz DIN V 18599-9

Bei der energetischen Bedarfsbilanz nach GModG — im Wärmeschutznachweis und im Bedarfsausweis — wird nicht der wirtschaftlich erwartete oder gemessene Jahresertrag der PV-Anlage angesetzt, sondern der normativ ermittelte monatliche Ertrag nach DIN V 18599-9. § 23 GModG verlangt, diesen monatlichen Ertrag dem Strombedarf für Heizung, Warmwasser, Lüftung, Kühlung und Hilfsenergien (bei Nichtwohngebäuden zusätzlich Beleuchtung) gegenüberzustellen; gerechnet wird mit den Strahlungswerten der Referenzklimazone Potsdam nach DIN V 18599-10. Den Jahresertrag aus dem Wechselrichter-Portal in den Energieausweis zu übernehmen, ist deshalb nicht zulässig. (§§ 23 und 24 GModG werden zum 1. Januar 2027 neu gefasst.) Deshalb überträgt das CAD bei der Übernahme der Dachbelegung auch Ausrichtung und Neigung der leistungsstärksten Dachseite ins Gebäudeprofil — ohne diese Angaben würde die Bilanz pauschal mit einer Südfläche rechnen.

Abkürzungen