Grundlagen/Strombedarf und Lastprofile

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.

Ein Standardlastprofil beschreibt, wie sich eine Jahresmenge über Monate, Wochentage und Stunden verteilt; ein gemessener Lastgang zeigt, wie es in einem bestimmten Objekt wirklich war. Diese Seite erklärt, welche Profile es gibt und wofür sie taugen, wie EPOS-Plan aus Monatswerten und einem Wochenprofil eine Jahresreihe bildet und in Viertelstunden überträgt, wie gemessene Lastgänge hinzukommen, wie der Strom der Wärmeerzeuger und der Elektrofahrzeuge den Bedarf verändert und wie die höchste Viertelstunde den Leistungspreis bestimmt. Die Bedienung beschreiben Programm Dokumentation/Strombedarf und Programm Dokumentation/Stromverbraucher.

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.

Wie EPOS-Plan den Strombedarf rechnet

Ein Stromprofil besteht in EPOS-Plan aus zwölf Monatswerten und einem Wochenprofil mit 168 Stundenwerten. Die Monatswerte sagen, wie viel Energie auf jeden Monat fällt, das Wochenprofil, wie sie sich innerhalb einer Woche auf die Stunden verteilt. Daraus entsteht die Jahresreihe in vier Schritten, für Strom, Warmwasser und Prozesswärme nach derselben Routine:

Auf die Jahresmenge skalieren. Trägt die Zuordnung eine Jahressumme $Q_{a, P r o j}$ , werden die Monatswerte des Katalogs verhältnisgleich darauf gebracht: $Q_{M} (m) = Q_{M, K a t} (m) \cdot Q_{a, P r o j} / Q_{a, K a t}$ , mit der Summe $Q_{a, K a t}$ der zwölf Katalogwerte. Bei den BDEW-Profilen ist das die Normierung auf 1.000 MWh.
Die Woche über das Jahr legen. Das Wochenprofil $P_{W}$ wird ab dem Wochentag $w$ des 1. Januar (0 = Montag bis 6 = Sonntag) Stunde für Stunde wiederholt: $x (t) = P_{W} ((24 w + t) mod 1 68)$ für die Stunden $t$ = 0 bis 8.759. Den Wochentag des 1. Januar geben die Klimadaten der Projektregion vor (Gemeinjahr und Feiertage).
Feiertage und Ferien einsetzen. Trägt die Zuordnung einen Betriebskalender, erhält ein Feiertag – sofern der Kalender ihn wie einen Sonntag führt – die Werte des Sonntags und ein Ferientag den Ferienfaktor mal dem Tagesmittel der Woche.
Je Monat auf den Monatswert bringen. Innerhalb jedes Monats $m$ werden die Werte so gestreckt, dass ihre Summe genau den Monatswert trifft:

$P (t) = \frac{x (t)}{S (m)} \cdot Q_{M} (m) \cdot 1 000 S (m) = \sum_{t \in m} x (t)$

$P (t)$ ist der Bedarf der Stunde in kWh, also die mittlere Leistung in kW, und $S (m)$ die Summe der gelegten Wochenwerte im Monat. Weil das Wochenprofil im Zähler und über $S (m)$ im Nenner steht, ist seine Skala gleichgültig: Es zählt nur das Verhältnis der Stunden zueinander. Die Form der Woche bleibt, ihre Höhe folgt dem Monat. Feiertage und Ferien verteilen die Monatsmenge damit nur um; nur der Schalter „Ferien kürzen die Monatsmenge“ des Betriebskalenders senkt sie.

Dieselbe Woche des Haushaltsprofils H25 für 4.000 kWh im Jahr in der ersten vollen Woche des Januar und des Juni, dazu die Wochenform im Jahresmittel; Stundenwerte nach der Monatsnormierung von EPOS-Plan. Monatswerte und Wochenprofil aus dem Katalog, Beispiel: 1. Januar ein Montag.

Beispiel. Ein Haushalt mit 4.000 kWh im Jahr und dem Profil H25 bekommt im Januar 404 kWh und im Juni 286 kWh. Im Jahresmittel würde das Profil am Montag um 19 Uhr 679 W verlangen. Im Januar streckt die Normierung jede Stunde des Monats um den Faktor 1,20 – aus 679 W werden 813 W –, im Juni staucht sie um den Faktor 0,87 auf 591 W. Die Woche hat in beiden Monaten dieselbe Form; Spitzen am Abend und am Wochenende liegen an derselben Stelle.

Von der Stunde zur Viertelstunde

Die Strombilanz mit Photovoltaik, Stromspeicher und Einspeisegrenze rechnet in Viertelstunden, das Profil liefert Stunden. EPOS-Plan schreibt den Stundenwert deshalb unverändert in alle vier Viertel der Stunde; er bleibt eine Leistung und wird nicht geviertelt. Eine Spitze, die nur eine Viertelstunde dauert, lässt sich aus einem Stundenwert nicht zurückgewinnen – sie kommt nur mit einem gemessenen Lastgang in 35.040 Viertelstundenwerten in die Rechnung. Das ist mehr als eine Feinheit: Verrechnet man Erzeugung und Verbrauch über eine ganze Stunde, gleicht sich innerhalb der Stunde aus, was in Wirklichkeit nacheinander geschieht, und der Eigenverbrauch fällt zu günstig aus.

Beispiel. In einer Stunde erzeugt die Photovoltaik gleichmäßig 2 kW, ein Gerät zieht in der ersten Viertelstunde 4 kW und danach nichts. Im Stundenmittel braucht das Gerät 1 kW, und eine Stundenbilanz rechnet 1 kWh Direktverbrauch. Je Viertelstunde gerechnet deckt die Photovoltaik in der ersten Viertelstunde 2 kW der 4 kW, also 0,5 kWh, und in den übrigen drei Vierteln gibt es nichts zu decken: Der Direktverbrauch ist 0,5 kWh, und 0,5 kWh kommen aus dem Netz. Mit einem Profil, das die vier Viertel gleich setzt, rechnet auch EPOS-Plan das erste Ergebnis; mit einem gemessenen Viertelstundenlastgang das zweite.

Lastgänge, Jahresmenge und Spitze

Gemessene Lastgänge des Projekts addiert der Lauf Viertelstunde für Viertelstunde zum Profilanteil, Stundenreihen zuvor wie das Profil gespreizt: $P (k) = P_{P r o f} (k) + \sum_{g} P_{g} (k)$ , mit der Viertelstunde $k$ = 0 bis 35.039 und der Ganglinie $g$ . Eine Ganglinie, deren Wertzahl nicht zu ihrem Raster passt, bricht den Lauf mit einer Meldung ab, weil eine Addition über die kürzere Reihe den Jahresbedarf zu klein ließe. Aus der fertigen Reihe bildet der Lauf die Jahresmenge, die Monatssummen, die größte Viertelstundenleistung und die Jahresdauerlinie:

$E_{a} = \frac{1}{4 000} \sum_{k = 0}^{35 039} P (k) P_{m a x} = \max_{k} P (k)$

Der Teiler 4.000 rechnet vier Viertel je Stunde und kWh in MWh um. Die Jahresdauerlinie ordnet die 35.040 Viertelstunden nach ihrer Leistung. Das Verhältnis von Jahresmenge zu Spitze ist die Benutzungsdauer $t_{V} = E_{a} / P_{m a x}$ : Sie sagt, wie viele Stunden der Bedarf mit seiner Spitze laufen müsste, um die Jahresmenge zu erreichen, und ist ein Maß dafür, wie gleichmäßig er ist. Der Lastgangdialog zeigt Jahresarbeit, Spitze und Benutzungsdauer je Ganglinie auf deren Stundenreihe; die Spitze des Laufs misst dagegen in Viertelstunden über alle Profile und Ganglinien zusammen.

Beispiel. Ein Betrieb bezieht im Jahr 391 MWh mit einer höchsten Viertelstunde von 120 kW. Seine Benutzungsdauer ist 391.000 kWh / 120 kW = 3.258 Stunden – im Mittel läuft er bei gut einem Drittel seiner Spitze. Ein Haushalt mit 4.000 kWh, dessen gemessene Viertelstundenspitze bei 4 kW liegt, kommt dagegen auf 1.000 Stunden; mit dem Profil H25 läge seine höchste Stunde im Januar bei nur rund 0,9 kW, weil das Profil glättet, was Herd und Wasserkocher in einzelnen Viertelstunden ziehen.

Grenzen des Modells

Ein Standardlastprofil geht mit einer Tagesform je Typtag für das ganze Jahr ein; die je Monat eigene Tagesform des BDEW und die Dynamisierung innerhalb eines Monats entfallen, die Monatsmengen bleiben. Bei P25 und S25 wiegt das schwerer, weil sich ihre Tagesform mit der Jahreszeit stark ändert: Das Jahresmittel überschätzt den Bezug um die Mittagszeit im Sommer. Die Summe mehrerer Profile und Ganglinien ist ungedämpft, einen Gleichzeitigkeitsfaktor kennt der Lauf nicht; wer ihn abbilden will, tut es über die Jahressummen. Der Strombedarf ist Wirkleistung, ohne Blindleistung, Phasen und Spannungsebene. Die Formeln stehen unter Berechnung: Strombedarf.

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.

Beim Einlesen bringt EPOS-Plan die Werte in eine einheitliche Form: Arbeit je Intervall in kWh wird über die Dauer des Intervalls in eine Leistung in kW umgerechnet, ein Schaltjahr verliert den 29. Februar, die fehlende Stunde der Sommerzeitumstellung im März erhält den Wert der Stunde davor und die doppelte im Oktober das Mittel beider Werte. Ob ein Zeitstempel den Anfang oder das Ende eines Intervalls bezeichnet, erkennt der Import und rechnet die Endkonvention um ein Intervall zurück. Danach gilt die Reihe als Ortszeitreihe des Rechenjahres.

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.

Der Lauf rechnet die Wärmeseite vor der Strombilanz. Den Strom eines BHKW zieht er schon dort vom Bedarf ab; der Strom von Wärmepumpe mit Heizstab, Elektrokessel und Kälteerzeugung kommt dazu. Gegen diese Summe rechnen danach Photovoltaik und Stromspeicher Viertelstunde für Viertelstunde (Photovoltaik, Stromspeicher). Eine Wärmepumpe richtet sich nur im Betriebsmodus PV-optimiert nach dem Überschuss; sonst ist ihr Strom eine Last wie jede andere.

Beispiel. In einer Winterstunde erzeugt eine Wärmepumpe 12 kWh Wärme mit einer Leistungszahl von 3,0 und zieht dafür 4 kWh Strom; der Haushalt braucht in derselben Stunde 0,6 kWh. Der Strombedarf der Stunde ist 4,6 kWh, also 4,6 kW in jeder ihrer vier Viertelstunden. Ohne die Wärmepumpe im Bedarf läge die Spitze dieser Stunde bei 0,6 kW.

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.

Bemessen wird der Leistungspreis in EPOS-Plan an der Bezugsspitze: der höchsten Viertelstunde des Netzbezugs im Jahr, also des Bedarfs, der nach Photovoltaik und Stromspeicher noch aus dem Netz kommt. Im Modus Jahresleistungspreis gilt der Preis je kW mal dieser Spitze, im Modus Monatsleistungspreis der Preis mal der Spitze jedes Monats; eine Leistungspreis-Staffel rechnet bis zu ihrer Grenze mit dem ersten, darüber mit dem zweiten Preis. Lädt ein Speicher aus dem Netz, zählt diese Ladung im Netzbezug ihrer Viertelstunde und kann die Spitze heben; die Lastspitzenkappung des Speichers lädt deshalb höchstens bis zu ihrem Ziel nach (Stromspeicher). Die Einzelheiten der Kosten stehen unter Kosten: Leistungspreis.

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.

Für die Planung folgen daraus einige Regeln:

Messen schlägt Profil. Ein Jahr Viertelstundenwerte des Netzbetreibers ersetzt jede Annahme über Gleichzeitigkeit und Spitzen; ein Profil liefert Monatsmengen und eine typische Woche, keine Spitzen innerhalb der Stunde.
Das passende Profil. Für einen Haushalt, dessen Photovoltaik das Projekt rechnet, gehört H25 mit dem Jahresverbrauch in die Zuordnung, nie P25 oder S25 – sonst zählt die Erzeugung doppelt.
Neue Verbraucher dazurechnen. Wärmepumpe, Heizstab und Ladepunkte ergänzt der Lauf selbst; ein gemessener Lastgang aus der Zeit vor ihrem Einbau enthält sie nicht.
Die Spitze im Blick. Wo ein Leistungspreis gilt, gehört neben der Jahresmenge die Bezugsspitze in den Variantenvergleich; Wärmepumpe und Ladepunkte heben sie, ein Speicher mit Lastspitzenkappung oder gesteuertes Laden senkt sie.

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