Grundlagen/Strombedarf und Lastprofile: Unterschied zwischen den Versionen

Aktuelle Version vom 30. Oktober 2026, 08:23 Uhr

Neben dem Wärmebedarf ist der zeitliche Verlauf des Strombedarfs die zweite tragende Randbedingung. Er entscheidet darüber, wie viel Photovoltaikstrom selbst genutzt wird, wie hoch die Stromkennzahl eines BHKW ausfällt und welche Netzbezugsleistung abgesichert werden muss. EPOS-Plan führt ihn als Reihe von 35.040 Viertelstundenwerten.

Wärme- und Strombedarf

Der Wärmebedarf entsteht als Stundenreihe über das ganze Jahr, für Gebäude nach dem Gebäudemodell VDI 6007; Einzelheiten enthält die Unterseite Wärmebedarfsrechnung.

Warmwasser, Prozesswärme und Strombedarf entstehen aus derselben Profilroutine: zwölf Monatswerte und ein Wochenprofil mit 168 Stundenwerten, gekachelt im Wochentagsraster der Klimaregion. Der Strombedarf wird dabei in ein Viertelstundenraster übertragen, denn Photovoltaik und Stromspeicher bilanzieren Viertelstunde für Viertelstunde; Eigenverbrauch und Speicherbewirtschaftung fielen in Stundenmittelwerten systematisch zu günstig aus. Ein Profil setzt die vier Viertel einer Stunde gleich hoch; echte Viertelstundenspitzen bringt erst ein gemessener Lastgang. Gemessene Lastgänge werden zu den Profilen addiert.

Profilarten

Für Wohngebäude genügen in der Regel Standardlastprofile. Der Katalog führt die Standardlastprofile Strom 2025 des BDEW für Haushalt (H25), Gewerbe allgemein (G25) und Landwirtschaft (L25); sie werden auf den Jahresverbrauch der Zuordnung skaliert. Die BDEW-Profile P25 und S25 beschreiben dagegen den Netzbezug eines Haushalts mit PV-Anlage bzw. mit PV-Anlage und Batteriespeicher, nicht seinen Verbrauch. Für Gewerbe, Verwaltung und Industrie sind sie zu grob: Dort prägen Betriebszeiten, Schichtmodelle, Lüftung und Kälteerzeugung den Verlauf weit stärker als das Wetter. EPOS-Plan erlaubt deshalb wahlweise ein hinterlegtes Profil, ein eigenes Profil aus Monatswerten und Wochenprofil oder den Import gemessener Lastgänge. Feiertage und Betriebsferien legt ein Betriebskalender auf das Wochenprofil.

Wochenform der BDEW-Standardlastprofile H25, G25 und L25 als mittlere Leistung je Stunde bei 1.000 kWh Jahresverbrauch; Werte aus dem Katalog von EPOS-Plan

Die Wochenform zeigt, wie ein Profil seine Energie über die Stunden der Woche verteilt. Der Haushalt (H25) hat werktags seine Spitze am Abend, am Wochenende kommt eine zweite um die Mittagszeit hinzu; das Gewerbe (G25) arbeitet werktags von morgens bis zum Nachmittag und fällt am Wochenende deutlich ab; die Landwirtschaft (L25) hat an allen Tagen Spitzen am Morgen und am Abend. Skaliert wird linear mit dem Jahresverbrauch: Ein Haushalt mit 4.000 kWh im Jahr bezieht im Mittel 4.000 kWh / 8.760 h ≈ 460 W, an einem Werktag um 19 Uhr nach H25 rund 4 × 170 W ≈ 680 W.

Anteil der Monate an der Jahresenergie für H25, G25 und L25 sowie für die Netzbezugsprofile P25 und S25; Werte aus dem Katalog von EPOS-Plan

Die Monatswerte legen fest, welcher Teil der Jahresenergie auf jeden Monat fällt; EPOS-Plan streckt die Wochenform je Monat auf diesen Wert, im Januar liegt der Haushalt deshalb rund ein Fünftel über dem Jahresmittel. Bei den Verbrauchsprofilen reicht der Monatsanteil von gut 7 % im Sommer bis 10 % im Winter. Bei P25 und S25 ist der Unterschied viel größer, weil die PV-Anlage im Sommer einen großen Teil des Verbrauchs deckt: Nach S25 fällt fast ein Viertel des Netzbezugs in den Dezember und gut 1 % in den Juni. Diese beiden Profile passen deshalb nur zu einem Haushalt, dessen PV-Anlage im Projekt nicht eigens gerechnet wird; sonst zählte die PV doppelt.

Werktag der BDEW-Standardlastprofile H25, P25 und S25 als mittlere Leistung je Stunde bei 1.000 kWh im Jahr; P25 und S25 beschreiben den Netzbezug; Werte aus dem Katalog von EPOS-Plan

Der Werktag zeigt, was die PV-Anlage am Netzbezug ändert. Der Haushalt (H25) verbraucht mittags etwa so viel wie am Vormittag und hat seine Spitze am Abend. Nach P25 und S25 fällt der Bezug um die Mittagszeit in eine Delle, weil die PV-Anlage dann einen großen Teil des Verbrauchs deckt; bei S25 deckt der Speicher zusätzlich einen Teil des Abends, und die höchste Stunde liegt am Morgen. Alle drei Profile verteilen dieselbe Jahresenergie, ihre Formen sind deshalb direkt vergleichbar.

Nach P25 sinkt der Netzbezug werktags um 13 Uhr auf rund 50 W je 1.000 kWh Jahresbezug und steigt bis 20 Uhr auf rund 180 W; S25 liegt um 13 Uhr bei rund 56 W und erreicht um 7 Uhr 150 W. Ein Haushalt, der nach S25 im Jahr 3.000 kWh aus dem Netz bezieht, braucht werktags um 7 Uhr im Jahresmittel $3 \times 150 = 450$ W und um 13 Uhr rund 170 W. Weil EPOS-Plan die Form je Monat auf den Monatswert streckt, liegen diese Werte im Dezember weit darüber und im Juni weit darunter.

Gemessene Lastgänge

Liegen Viertelstundenwerte des Netzbetreibers vor, sind sie jedem synthetischen Profil vorzuziehen. Auf der Stromseite werden sie im Viertelstundenraster übernommen, für die Wärmeseite auf Stundenwerte verdichtet; beim Einlesen gleicht EPOS-Plan Schaltjahr, Sommerzeitsprünge und die Zeitstempelkonvention aus und meldet Lücken, negative Werte und Ausreißer. Schon ein einzelnes vollständiges Messjahr macht die Bewertung von Eigenverbrauch und Speicher deutlich belastbarer, weil gerade die Mittagsstunden über Erfolg oder Misserfolg einer PV-Anlage entscheiden.

Aufteilung in Teilbedarfe

Sinnvoll ist die Trennung in Grundlast, betriebszeitabhängige Last und temperaturabhängige Last. Die Grundlast läuft rund um die Uhr und wird von Photovoltaik nur teilweise gedeckt. Die betriebszeitabhängige Last korreliert gut mit der Sonneneinstrahlung und begünstigt den Eigenverbrauch. Die temperaturabhängige Last aus Kälteerzeugung fällt im Sommer an und passt damit ebenfalls zum PV-Ertrag. Werden diese Anteile getrennt erfasst, lässt sich die Wirkung eines Stromspeichers wesentlich genauer abschätzen.

Zusätzliche Verbraucher aus der Wärmeseite

Wärmepumpen, Heizstäbe, Umwälzpumpen und Ladeinfrastruktur erzeugen zusätzlichen Strombedarf, der nicht im gemessenen Lastgang enthalten sein muss, wenn die Anlage erst geplant wird. EPOS-Plan bildet diesen Bedarf in der Simulation: Der Strom der Wärmeerzeuger kommt während der Erzeugerkaskade zum Strombedarf hinzu. Erst diese Summe ist die Grundlage für Netzbezug, Lastspitzen und Eigenverbrauchsquote.

PV-geführtes Laden

Elektrofahrzeuge sind steuerbare Verbraucher: Sie stehen den größten Teil der Woche am Ladepunkt, und ihr Bedarf ist ein Energiebedarf bis zur nächsten Abfahrt, kein fester Lastgang. Ungesteuert laden sie ab der Ankunft, meist am Abend, wenn die Photovoltaik nichts mehr liefert. Ein PV-geführtes Laden verschiebt die Ladung in die Stunden mit Überschuss: Das Fahrzeug nimmt den Strom, den die Anlage über die Last des Gebäudes hinaus erzeugt, und der Eigenverbrauch steigt, während Einspeisung und Netzbezug sinken. Dasselbe gilt für den Strom eines BHKW, der sonst eingespeist würde.

Für die Bewertung zählen drei Größen. Die Standzeit legt fest, wie viel Zeit zum Laden bleibt; ein Fahrzeug, das nur nachts steht, kann kaum PV-Strom nutzen, eines, das tagsüber am Betrieb steht, viel. Die Ladeleistung und ihre Untergrenze entscheiden, ob ein kleiner Überschuss überhaupt lädt, denn unterhalb der kleinsten Ladeleistung kann eine Wallbox nicht arbeiten. Der Ladezustand zur Abfahrt ist die Pflicht, die das Laden erfüllen muss: Reicht der Überschuss nicht, ergänzt Netzstrom, und eine Prognose bis zur Abfahrt legt diesen Netzstrom in die Stunden, in denen am wenigsten Überschuss zu erwarten ist. Ein Abschlag auf die Prognose und eine Sicherheitszeit vor der Abfahrt halten das Ergebnis robust gegen schwankende Einstrahlung.

Das Bild vergleicht beide Wege an einem Fahrzeug, das am Abend ankommt, den nächsten Tag am Ladepunkt steht und am Morgen darauf abfährt. Ungesteuert lädt es gleich nach der Ankunft mit voller Leistung, fast ganz aus dem Netz, und am Tag darauf geht der Überschuss ins Netz. PV-geführt rechnet die Prognose den Überschuss bis zur Abfahrt mit Abschlag; was sie daraus nicht erwartet, lädt das Fahrzeug nach Plan in den ersten Viertelstunden ohne erwarteten Überschuss aus dem Netz, alles Weitere lädt am Tag der Überschuss, sobald er die kleinste Ladeleistung erreicht.

Eine PV-Anlage mit 10 kWp erzeugt an einem Sommertag 50 kWh, davon sind gut 44 kWh Überschuss über der Last des Haushalts. Das Fahrzeug mit 60 kWh Akku kommt um 17 Uhr mit 28 kWh an und braucht bis zur Abfahrt 20 kWh, um 80 % zu erreichen; Überschuss darf bis 100 % laden, zusammen also 32 kWh im Akku oder 35,6 kWh am Zähler. Ungesteuert ist der Akku um 20:15 Uhr voll, 31,5 kWh davon kommen aus dem Netz. PV-geführt erwartet die Prognose rund 13 kWh aus dem Überschuss des nächsten Tages; die fehlenden 7 kWh lädt das Fahrzeug am Abend nach Plan aus dem Netz (7,7 kWh am Zähler), am Tag darauf von 10:30 bis 16:00 Uhr 27,8 kWh aus dem Überschuss. Der PV-Anteil der Ladung steigt von 11 auf 78 %.

Im Ranking der Verbraucher am Überschuss steht die Wärmepumpe im PV-Betrieb vor den Ladegruppen und diese vor dem Stromspeicher. Der Speicher lädt also nur, was die Fahrzeuge übrig lassen. Die Ergebnisse zeigen, wie viel der Ladeenergie aus PV, aus dem BHKW-Überschuss und aus dem Netz kam und wie viel PV-Anteil das Steuern gegenüber ungesteuertem Laden gewinnt. Die Bedienung beschreibt die Seite Ladeprofil Elektrofahrzeuge.

Lastspitzen und Leistungspreis

Bei Sondervertragskunden bestimmt die höchste Viertelstundenleistung des Jahres den Leistungspreis. Wärmepumpen und Ladepunkte können diese Spitze anheben, Speicher und eine vorausschauende Bewirtschaftung können sie senken. EPOS-Plan weist die höchste Viertelstundenleistung des Strombedarfs aus; die Auswertung „Lastspitzenkappung (Peak-Shaving)“ sucht zu einem Lastgang und einem Speicher die kleinste erreichbare Netzbezugsspitze, sodass sich Maßnahmen zur Spitzenlastbegrenzung wirtschaftlich bewerten lassen.

Jahresdauerlinie des Netzbezugs mit Kappung der Spitze von 120 auf 90 kW durch einen Speicher – Prinzipbild, synthetische Werte

Die Jahresdauerlinie ordnet die 35.040 Viertelstunden eines Jahres nach ihrer Leistung. Ganz links stehen wenige, kurze Spitzen: Schon einige Kilowatt unter der höchsten Viertelstunde liegen nur noch wenige Viertelstunden darüber. Ein Speicher, der genau diese Viertelstunden übernimmt, senkt die bepreiste Leistung mit wenig Energie. Wie groß er sein muss, zeigt die Dauerlinie allein nicht: Liegen zwei Spitzen kurz hintereinander, muss er dazwischen wieder laden, und ob das gelingt, zeigt erst die Zeitreihe.

Ein Betrieb bezieht im Jahr rund 390 MWh aus dem Netz, die höchste Viertelstunde liegt bei 120 kW, der Leistungspreis beträgt 100 € je kW und Jahr. Kappt ein Speicher die Spitze auf 90 kW, sinken die Leistungskosten von $120 \cdot 100 = 12.000$ € auf $90 \cdot 100 = 9.000$ € im Jahr, also um 3.000 €. Dafür muss der Speicher in 40 Viertelstunden zusammen rund 130 kWh liefern, mit höchstens 30 kW.

Praxishinweise

Der Jahresstromverbrauch aus der Abrechnung sollte immer mit der Summe des verwendeten Profils abgeglichen werden. Abweichungen von mehr als fünf Prozent deuten auf ein falsch skaliertes oder unpassendes Profil hin. Bei Neubauten ohne Messwerte empfiehlt sich eine Sensitivitätsrechnung mit einem um zwanzig Prozent höheren und niedrigeren Bedarf, um die Robustheit der Auslegung zu prüfen.

Siehe auch

Strombedarf erfassen – Lastprofile und Stromverbrauch im Programmablauf
Stammdaten und Datenimport – Lastprofilkataloge und Import gemessener Lastgänge
Programm Dokumentation/Strombedarf und Programm Dokumentation/Stromverbraucher – Dialoge für Stromprofile und Stromverbraucher
Programm Dokumentation/Ladeprofil Elektrofahrzeuge – Ladeprofil für Elektrofahrzeuge mit PV-geführtem Laden
Programm Dokumentation/Berechnung/Strombedarf – Rechenweg mit Gleichungen
Grundlagen/Gemeinjahr und Feiertage – Wochentage und Feiertage im Rechenjahr

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 Die Monatswerte legen fest, welcher Teil der Jahresenergie auf jeden Monat fällt; EPOS-Plan streckt die Wochenform je Monat auf diesen Wert, im Januar liegt der Haushalt deshalb rund ein Fünftel über dem Jahresmittel. Bei den Verbrauchsprofilen reicht der Monatsanteil von gut 7 % im Sommer bis 10 % im Winter. Bei P25 und S25 ist der Unterschied viel größer, weil die PV-Anlage im Sommer einen großen Teil des Verbrauchs deckt: Nach S25 fällt fast ein Viertel des Netzbezugs in den Dezember und gut 1 % in den Juni. Diese beiden Profile passen deshalb nur zu einem Haushalt, dessen PV-Anlage im Projekt nicht eigens gerechnet wird; sonst zählte die PV doppelt.
+[[Datei:BDEW_Netzbezug_Tagesgang.svg|mini|zentriert|800px|Werktag der BDEW-Standardlastprofile H25, P25 und S25 als mittlere Leistung je Stunde bei 1.000 kWh im Jahr; P25 und S25 beschreiben den Netzbezug; Werte aus dem Katalog von EPOS-Plan]]
+Der Werktag zeigt, was die PV-Anlage am Netzbezug ändert. Der Haushalt (H25) verbraucht mittags etwa so viel wie am Vormittag und hat seine Spitze am Abend. Nach P25 und S25 fällt der Bezug um die Mittagszeit in eine Delle, weil die PV-Anlage dann einen großen Teil des Verbrauchs deckt; bei S25 deckt der Speicher zusätzlich einen Teil des Abends, und die höchste Stunde liegt am Morgen. Alle drei Profile verteilen dieselbe Jahresenergie, ihre Formen sind deshalb direkt vergleichbar.
+Nach P25 sinkt der Netzbezug werktags um 13 Uhr auf rund 50 W je 1.000 kWh Jahresbezug und steigt bis 20 Uhr auf rund 180 W; S25 liegt um 13 Uhr bei rund 56 W und erreicht um 7 Uhr 150 W. Ein Haushalt, der nach S25 im Jahr 3.000 kWh aus dem Netz bezieht, braucht werktags um 7 Uhr im Jahresmittel <math>3 \times 150 = 450</math>&nbsp;W und um 13 Uhr rund 170 W. Weil EPOS-Plan die Form je Monat auf den Monatswert streckt, liegen diese Werte im Dezember weit darüber und im Juni weit darunter.
 == Gemessene Lastgänge ==
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 Für die Bewertung zählen drei Größen. Die Standzeit legt fest, wie viel Zeit zum Laden bleibt; ein Fahrzeug, das nur nachts steht, kann kaum PV-Strom nutzen, eines, das tagsüber am Betrieb steht, viel. Die Ladeleistung und ihre Untergrenze entscheiden, ob ein kleiner Überschuss überhaupt lädt, denn unterhalb der kleinsten Ladeleistung kann eine Wallbox nicht arbeiten. Der Ladezustand zur Abfahrt ist die Pflicht, die das Laden erfüllen muss: Reicht der Überschuss nicht, ergänzt Netzstrom, und eine Prognose bis zur Abfahrt legt diesen Netzstrom in die Stunden, in denen am wenigsten Überschuss zu erwarten ist. Ein Abschlag auf die Prognose und eine Sicherheitszeit vor der Abfahrt halten das Ergebnis robust gegen schwankende Einstrahlung.
+[[Datei:Ladeprofil_PV_gefuehrt_Tagesgang.svg|mini|zentriert|800px|Ein Elektrofahrzeug über eine Standzeit mit einem sonnigen Tag, oben ungesteuert, unten PV-geführt geladen – Prinzipbild nach dem Rechenweg des Ladeprofils]]
+Das Bild vergleicht beide Wege an einem Fahrzeug, das am Abend ankommt, den nächsten Tag am Ladepunkt steht und am Morgen darauf abfährt. Ungesteuert lädt es gleich nach der Ankunft mit voller Leistung, fast ganz aus dem Netz, und am Tag darauf geht der Überschuss ins Netz. PV-geführt rechnet die Prognose den Überschuss bis zur Abfahrt mit Abschlag; was sie daraus nicht erwartet, lädt das Fahrzeug nach Plan in den ersten Viertelstunden ohne erwarteten Überschuss aus dem Netz, alles Weitere lädt am Tag der Überschuss, sobald er die kleinste Ladeleistung erreicht.
+Eine PV-Anlage mit 10 kWp erzeugt an einem Sommertag 50 kWh, davon sind gut 44 kWh Überschuss über der Last des Haushalts. Das Fahrzeug mit 60 kWh Akku kommt um 17 Uhr mit 28 kWh an und braucht bis zur Abfahrt 20 kWh, um 80 % zu erreichen; Überschuss darf bis 100 % laden, zusammen also 32 kWh im Akku oder 35,6 kWh am Zähler. Ungesteuert ist der Akku um 20:15 Uhr voll, 31,5 kWh davon kommen aus dem Netz. PV-geführt erwartet die Prognose rund 13 kWh aus dem Überschuss des nächsten Tages; die fehlenden 7 kWh lädt das Fahrzeug am Abend nach Plan aus dem Netz (7,7 kWh am Zähler), am Tag darauf von 10:30 bis 16:00 Uhr 27,8 kWh aus dem Überschuss. Der PV-Anteil der Ladung steigt von 11 auf 78 %.
 Im Ranking der Verbraucher am Überschuss steht die Wärmepumpe im PV-Betrieb vor den Ladegruppen und diese vor dem Stromspeicher. Der Speicher lädt also nur, was die Fahrzeuge übrig lassen. Die Ergebnisse zeigen, wie viel der Ladeenergie aus PV, aus dem BHKW-Überschuss und aus dem Netz kam und wie viel PV-Anteil das Steuern gegenüber ungesteuertem Laden gewinnt. Die Bedienung beschreibt die Seite [[Programm Dokumentation/Ladeprofil Elektrofahrzeuge|Ladeprofil Elektrofahrzeuge]].
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 Bei Sondervertragskunden bestimmt die höchste Viertelstundenleistung des Jahres den Leistungspreis. Wärmepumpen und Ladepunkte können diese Spitze anheben, Speicher und eine vorausschauende Bewirtschaftung können sie senken. EPOS-Plan weist die höchste Viertelstundenleistung des Strombedarfs aus; die Auswertung „Lastspitzenkappung (Peak-Shaving)“ sucht zu einem Lastgang und einem Speicher die kleinste erreichbare Netzbezugsspitze, sodass sich Maßnahmen zur Spitzenlastbegrenzung wirtschaftlich bewerten lassen.
+[[Datei:Leistungspreis_Lastspitze_Dauerlinie.svg|mini|zentriert|800px|Jahresdauerlinie des Netzbezugs mit Kappung der Spitze von 120 auf 90 kW durch einen Speicher – Prinzipbild, synthetische Werte]]
+Die Jahresdauerlinie ordnet die 35.040 Viertelstunden eines Jahres nach ihrer Leistung. Ganz links stehen wenige, kurze Spitzen: Schon einige Kilowatt unter der höchsten Viertelstunde liegen nur noch wenige Viertelstunden darüber. Ein Speicher, der genau diese Viertelstunden übernimmt, senkt die bepreiste Leistung mit wenig Energie. Wie groß er sein muss, zeigt die Dauerlinie allein nicht: Liegen zwei Spitzen kurz hintereinander, muss er dazwischen wieder laden, und ob das gelingt, zeigt erst die Zeitreihe.
+Ein Betrieb bezieht im Jahr rund 390 MWh aus dem Netz, die höchste Viertelstunde liegt bei 120 kW, der Leistungspreis beträgt 100 € je kW und Jahr. Kappt ein Speicher die Spitze auf 90 kW, sinken die Leistungskosten von <math>120 \cdot 100 = 12.000</math>&nbsp;€ auf <math>90 \cdot 100 = 9.000</math>&nbsp;€ im Jahr, also um 3.000 €. Dafür muss der Speicher in 40 Viertelstunden zusammen rund 130 kWh liefern, mit höchstens 30 kW.
 == Praxishinweise ==

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