Programm Dokumentation/Berechnung/Stromspeicher

Was berechnet wird

Der elektrische Speicher wird nach Photovoltaik und BHKW gerechnet: Er sieht die Last, die Erzeugung und die Preise als Zeitreihen und entscheidet je Viertelstunde, ob geladen oder entladen wird. Ergebnisgrößen sind der Ladezustandsverlauf, die Lade- und Entladeenergie, die äquivalenten Vollzyklen, der Geldwert je Intervall und daraus die Wirtschaftlichkeit — Jahresüberschuss, Kapitaldienst, Kapitalwert und Amortisationszeit.

Der Speicher darf den Lauf nicht kippen: Fehlen Stammdaten, passt das Zeitraster nicht oder wirft die Rechnung, landet das als Hinweis oder Warnung im Protokoll, und die Kette rechnet ohne Speicherwirkung weiter.

Eingangsgrößen

Größe	Einheit	Herkunft im Programm
Lastgang (Reststrombedarf nach den Erzeugern)	kW je Viertelstunde	Ergebnis der Strombilanz
PV-Erzeugung	kW je Viertelstunde	Photovoltaikzweig
BHKW-Erzeugung	kW je Viertelstunde	BHKW-Zweig
Bezugspreis, Einspeisevergütung	ct/kWh	Energieträger- und Vergütungsdaten des Projekts
Nennkapazität	kWh	Speicherkatalog, Feld „Energie (Kapazität)"
Leistung	kW	Speicherkatalog, Feld „Leistung"
Nutzbarer Ladezustandsbereich	%	Speichervariante, Felder „SoC min" und „SoC max"; ersatzweise der Katalogwert „Ladezustand"
Umlaufwirkungsgrad ηRT	—	Speicherkatalog, Feld „Wirkungsgrad RT"
Degradation	%/a	Speicherkatalog
Standby-Verbrauch	W	Speicherkatalog
Zugesicherte Zyklen	—	Speicherkatalog
Verschleißkosten je Zyklus	€/(kWh·Zyklus)	Speicherkatalog
Modulkosten, Leistungskosten, feste Investition	€/kWh, €/kW, €	Speicherkatalog
Kapitalzins, Nutzungsdauer	%, a	Speichervariante
Berechnungsart, Betriebsart, zulässige Ladequellen	—	Speichervariante

Rechenweg

Gerechnet wird viertelstündlich — 35 040 Intervalle, dt = 0,25 h. Alle Energien stehen in kWh je Intervall; die Reihen kommen als Leistungen [kW] herein und gehen als Leistungen zurück. Passt die Länge einer Reihe nicht zum Raster, wird der Speicher übersprungen und die Abweichung gemeldet.

Schritt 1 — Parameter der aktiven Variante

Gerechnet wird die Anlagenzeile der aktiven Speichervariante. Lässt sie sich nicht bestimmen, fällt der Lauf auf die Summe über alle Speicheranlagen des Projekts zurück und sagt den Grund im Protokoll. Mehrere Anlagen werden kapazitätsgewichtet gemittelt (Ladezustand, Degradation, Wirkungsgrad, Verschleißkosten, Zyklen, Modulkosten) beziehungsweise leistungsgewichtet (Leistungskosten).

SoC_min = C_nom · SoC_min[%] / 100
SoC_max = C_nom · SoC_max[%] / 100
C_nutz  = SoC_max − SoC_min
η_ch = η_dis = √η_RT

Rückfallwerte, wenn ein Wert fehlt oder unplausibel ist: Band 10…90 % der Nennkapazität, η_RT = 0,90, Verschleißkosten 0,025 €/(kWh·Zyklus), Kapitalzins 3 %, Nutzungsdauer 20 a. Fehlt die Leistungsgrenze, gilt 1 C (die Leistung wird gleich der Kapazität gesetzt) — das entspricht der impliziten Annahme des Bestands und begrenzt praktisch nicht. Der Startladezustand ist ohne Angabe SoC_min. Jeder dieser Rückfälle wird im Protokoll benannt.

Investition = Modulkosten · C_nom + Leistungskosten · P + feste Investition

Schritt 2 — Vorverarbeitung je Intervall

Sie ist für alle Strategien dieselbe und teilt Last, PV und BHKW auf:

E_last     = P_last · dt      E_pv = P_pv · dt      E_bhkw = P_bhkw · dt
E_restlast = max(0 ; E_last − E_bhkw)          das BHKW deckt vorrangig
E_pv_frei  = max(0 ; E_pv   − E_restlast)      ladefähiger PV-Überschuss
E_bhkw_frei= max(0 ; E_bhkw − E_last)          ladefähiger BHKW-Überschuss
E_defizit  = max(0 ; E_last − E_pv − E_bhkw)   Residuallast
E_quelle   = (PV zulässig ? E_pv_frei : 0) + (BHKW zulässig ? E_bhkw_frei : 0)

Überschuss und Defizit schließen einander konstruktiv aus — Laden und Entladen im selben Intervall ist damit unmöglich. Welche Quellen zulässig sind, sagt die Variante (Grün- oder Graustrom).

Schritt 3 — Dispatch nach Betriebsstrategie

Dauernutzung (Vorgabe): laden aus Überschuss, entladen gegen die Residuallast.

Laden:    E_ac ≤ min( E_quelle  ; P·dt ; (SoC_max − SoC)/η_ch )    SoC += E_ac · η_ch
Entladen: E_ac ≤ min( E_defizit ; P·dt ; (SoC − SoC_min)·η_dis )   SoC −= E_ac / η_dis

Nachtnutzung: Solange die PV erzeugt, wird nur geladen; entladen wird erst, wenn die PV-Reihe null ist. Ein BHKW-Überschuss darf auch nachts laden. Zweck ist ein Speicher, der nach Sonnenuntergang nicht schon leer ist. Das Kriterium ist die PV-Reihe selbst — es braucht weder Klimadaten noch Sonnenstand.

Preissteuerung / Arbitrage: Zuerst plant ein Vorlauf die Netzpfade des ganzen Jahres (rollierend über 24-Stunden-Fenster mit vollständiger Pfadprüfung), dann fährt der Dispatch diesen Plan ab. Der Eigenverbrauchsfluss hat Vorrang und läuft unverändert wie in der Dauernutzung; die Netzpfade — Netzladung zum Ladepreis, Verkauf zum Erlöspreis — bekommen nur, was im Intervall danach frei bleibt. Sind weder Netzladung noch Netzentladung zugelassen, ist das Ergebnis bitgleich zur Dauernutzung.

Jede andere Berechnungsart fällt protokolliert auf die Dauernutzung zurück: Ein Lauf soll nie daran scheitern, dass eine Variante eine Ausbaustufe anfordert, die das Programm noch nicht kann.

Daneben gibt es einen Excel-Kompatibilitätsmodus — die zeichengetreue Nachbildung der alten Tabellenmappe. Er kennt nur Last und PV, rechnet energetisch mit Wirkungsgrad 1 und schlägt einen pauschalen Verlustfaktor erst auf die Euro-Summe auf; er gilt nur für die Dauernutzung. Für eine Bewertung ist der energetische Modus gemeint.

Schritt 4 — Bewertung je Intervall

Bewertet wird die AC-seitige Energie. Die Entladung mit dem Bezugspreis (vermiedener Netzbezug), die Ladung nach der Merit-Order PV vor BHKW — erst der PV-Anteil bis zur Ladegrenze, der Rest aus dem BHKW-Überschuss:

F[i] = + E_entladen · p_bezug[i] / 100
       − E_pv_anteil · v_pv[i] / 100
       − E_bhkw_anteil · v_bhkw[i] / 100

Die Ladung kostet also die entgangene Vergütung der Energie, die sonst eingespeist worden wäre. Energetisch ist der Speicher dabei quellenblind — die Aufteilung ist reine Bewertung.

Schritt 5 — Kennzahlen und Wirtschaftlichkeit

äquivalente Vollzyklen = entnommene Energie (DC) / C_nutz
Ertrag im Referenzjahr = Σ F[i]

Annuitätsfaktor a(i,N) = i / (1 − (1 + i)^−N)          bei i = 0:  1/N
Kapitaldienst          = Investition · a(i,N)
Rentenbarwertfaktor    = (1 − (1 + i)^−N) / i          bei i = 0:  N

Mit Degradation d tritt der degradierte Rentenbarwertfaktor an seine Stelle:

q       = (1 − d) / (1 + i)
RBF_deg = 1/(1 + i) · (1 − q^N) / (1 − q)

Der Kapitalwert ist Ertrag mal (degradiertem) Rentenbarwertfaktor minus Investition; die Amortisationszeit wird daraus als Sekundärkennzahl je Auslegung ausgewiesen.

Schritt 6 — Auslegungsoptimierung (getrennter Lauf)

Die Auslegungssuche ist kein Teil des Simulationslaufs, sondern ein eigener Rechenlauf. Sie durchsucht zweistufig — Grobraster über den ganzen Suchraum, dann ein Feinraster um das Groboptimum, verfeinert wird nur die Kapazitätsachse — und maximiert den Jahresüberschuss nach Kapitaldienst:

ΔJ(C,P) = E_a,äq(C,P) − [ c_cap·C + c_pow·P + I_fix ] · a(i,N)   [ − Verschleißkosten ]

Der Verschleißterm ist wählbar und standardmäßig aus. Die Amortisationszeit ist bewusst nicht die Zielfunktion: Sie ignoriert die Nutzungsdauer und liefert systematisch zu kleine Speicher; sie erscheint als Sekundärkennzahl je Rasterpunkt. Das Ergebnis ist unabhängig davon, auf wie vielen Fäden gerechnet wurde.

Grenzen und Annahmen

• Der Speicher rechnet nach den Erzeugern. Er verändert den ausgewiesenen PV-Ertrag nicht; die

 Speicherwirkung wird getrennt bilanziert.

• Laden und Entladen schließen einander im Intervall aus — das ist eine Folge der

 Vorverarbeitung, keine Regel obendrauf.

• Ein konstanter Umlaufwirkungsgrad, gleichmäßig auf Laden und Entladen verteilt (je √η_RT).

 Keine Abhängigkeit von Ladezustand, Temperatur oder C-Rate.

• Keine Alterung im Jahreslauf. Die Degradation wirkt in der Wirtschaftlichkeit über die

 Jahresreihe, nicht auf die Kapazität innerhalb des gerechneten Jahres.

• Keine Temperaturabhängigkeit, kein Batteriemanagement, keine Zellchemie.
• Der Standby-Verbrauch ist ein Parameter des Speichers, kein eigener Rechenweg im Dispatch.
• Netzladung und Netzverkauf gibt es nur in der Preissteuerung, und nur, soweit die Variante

 sie zulässt.

• Der Excel-Kompatibilitätsmodus rechnet bewusst „falsch": Er übernimmt die Eigenheiten der

 Vorlage — der Startwert beginnt bei 0 statt bei SoCmin, das erste Intervall fällt aus
 der Bilanz, der Preis steuert nicht die Entscheidung, sondern nur die Bewertung, und der
 Wirkungsgrad ist energetisch 1. Er ist zum Nachstellen der alten Mappe da, nicht zum
 Bewerten.

• Die Auslegungsoptimierung ist ein eigener Lauf und schreibt nichts in das Simulationsergebnis.

Ergebnisse und wo sie stehen

• Simulationsergebnis, Reiter „Stromspeicher" — Ladezustandsverlauf, Lade- und Entladeenergie,

 äquivalente Vollzyklen, Geldwert und die Kennzahlen der Wirtschaftlichkeit.

• Simulationsergebnis, Reiter „Ergebnis" — Eigenverbrauchsquote und Autarkie mit

 Speicherwirkung.

• Variantenvergleich der Speicher — dieselben Kennzahlen je Variante nebeneinander.
• Auslegungsoptimierung — Heatmap über Kapazität und C-Rate, Bestpunkt und Kennzahlen je

 Rasterpunkt.

• Simulationsprotokoll — jeder Rückfall (kein Speicher, keine Kapazität, 1‑C‑Annahme,

 Ersatz-SoC-Band, nicht umgesetzte Berechnungsart) und jede Rasterabweichung.

Bezüge

• Stromspeicher — Bedienung von Katalog, Projektdialog und Varianten
• Berechnung: Photovoltaik — Herkunft von Überschuss und Reststrom
• Berechnung: BHKW — Herkunft des zweiten Ladepfads
• Berechnung: Simulationsablauf — wann der Speicher in der Kette gerechnet wird
• Berechnung: Strombedarf — Lastgang und Zeitraster
• Wirtschaftlichkeit — Kapitalwert, Annuität, Amortisation
• Simulationsergebnisse — Aufbau der Ergebnisreiter