Beim Börsenstrompreis gab es im August deutliche Ausschläge nach oben und unten. Nach Berechnungen von Rabot Charge lagen die Extreme bei plus 30 beziehungsweise minus 6 Cent pro Kilowattstunde, insgesamt 68 Stunden lang war der Preis negativ. Durchschnittlich lag der Börsenstrompreis so im August bei 8,2 Cent pro Kilowattstunde – nach 6,77 Cent im Juli. Der teuerste Monat im laufenden Jahr war demnach bislang der Juni mit 8,59 Cent pro Kilowattstunde.
Grafik: Rabot Charge
Wie Rabot Charge ausführte, stammten im August 57 Prozent des Netzstroms aus erneuerbaren Quellen. Das sei etwas weniger als der bisherige Jahresdurchschnitt von 62 Prozent, weshalb der durchschnittliche Börsenstrompreis im August leicht über dem des Vormonats gelegen habe. Im Juli hatte es eine sehr hohe Solarstrom-Erzeugung sowie mit insgesamt 81 Stunden unter der Marke von 0 Cent einen Rekord bei den negativen Strompreisen gegeben.
Bei dynamischen Strompreisen, die alle Versorger ab 2025 anbieten müssen, kommen auf den Börsenstrompreis noch Vertriebskosten, Gewinnmargen, Umlagen, Abgaben und Steuern. Bei Anbieter Rabot Energy beispielsweise lag der Tarif daher im August bei durchschnittlich 28,21 Cent pro Kilowattstunde. Hinsichtlich der fixen Kostenbestandteile im dynamischen Tarif gehört Rabot Energy laut Stiftung Warentest aktuell zu den drei günstigsten Anbietern. Die Stiftung Warentest hat für die Finanztest-Ausgabe 9/2024 dynamische Stromtarife von 20 Anbietern analysiert.
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Ja, die Stiftung Warentest hat endlich mal die dynamischen flexiblen Tarife zum Test Thema gemacht.
Leider mit dem deutlichen Hinweis, dass diese Tarife ausschließlich mit intelegenten SmartMetern betrieben werden können.
Die seit Jahren funktionierende Tibberlösung mit dem Pulse Aufsatz auf der optischen Schnittstelle der meisten digitalen Zähler wird mit keiner Zeile erwähnt.
Ich muss jetzt mal schon eine Frage zu „intelligenten SmartMeter und digitalen Zähler“ stellen.
Wie einige hier vielleicht wissen, lebe ich seit knapp 18 Jahren in Norwegen.
Seit 2018 sind hier in Norwegen Verbraucher mit 95+% digitalen Zählern ausgerüstet.
Seit 2021 sind dynamische Tarife Standard.
Tibber (mit Ursprung Norwegen) begann 2015/16 mit diesem Konzept (Pulse)
Meine Fragen:
– gibt es bei der Definition-> intelligente SmartMeter vs. Digitalzähler technische Unterschiede?
– wozu braucht man dann den Pulse von Tibber?
( Ich brauch den nicht, da , wie vor beschrieben , die Abrechnung auch so funktioniert)
Hallo Uwe,
wir unterscheiden „moderne Messeinrichtungen mMe“ (digitale Zweirichtungszähler mit opt. Schnittstelle) und „intelligente Messsysteme iMsys“ (obiges mit Kommunikationsschnittstelle)
Wenn die mMe mit dem Pulse kompatibel ist, können wir stündlich abrechnen. Das können aber leider nicht alle Geräte.
Die iMsys könnten das prinzipiell alle, aber sind noch nicht sehr weit verbreitet, da sich die Versorger unklar sind, -wie- (und wohin) kommuniziert (und abgerechnet) werden kann. Da gibt’s es bei unseren ~800 Versorgern noch keine klare Linie.
@Maik,
ok, soweit verstanden.
Also wären dann hier in N komplett iMsys verbaut.
Trotzdem gibt es hier in N aus mir unerklärlichen Gründen genug Kunden, welche Tibber nutzen.
Das verursacht nur unnötige, extra Kosten.
Übrigens will/ muss!!! man hier alle Zähler noch mal tauschen, da der Kommunikationsweg via 2/3 G funktioniert. Dieses soll in naher Zukunft abgeschaltet werden.
Dann nur noch via 5G.
Die jetzt verbauten Zähler sind nicht 5G fähig.
@Uwe
Tibber funktioniert natürlich mit intelligenten Zählern (iMSys) auch ohne den Pulse Aufsatz. Diesen hat Tibber ja auch Vorrangig für die „schlafmützen“ Länder wie Deutschland entwickelt. Denn dadurch hat Tibber in D ein Alleinstellungsmerkmal und hat dadurch die Dynamischen Tarife erst salonfähig gemacht.
In Norwegen hat man Tibber Verträge ohne den Pulse und spart sich dadurch die zusätzlichen Anschaffungskosten.
@400Gon
Den Pulse gab es schon lange, bevor Tibber 2021? nach Deutschland gegangen ist.
Mit DE hat Tibber eben nur diese Schlafmützigkeit erkannt und ausgenutzt.
Tibber wird hier in N sogar vom Staat gefördert.
https://www.enova.no/privat/alle-energitiltak/pris–og-effektstyrt-energilagringssystem-for-boliger/
Warum?
Um Strom zu sparen.
Ähhh, falsch: Stromkosten zu sparen.
(2 verschiedene Schuhe)
Übrigens in Verbindung mit einer PV Anlage zum größten Teil kontraproduktiv.
400Gon,
Ich gehe mal davon aus, daß sich, wenn dann mal die iMsys in DE flächendeckend installiert sind, das komplette Stromabrechnungssystem monatlich (so wie hier in N) abgewickelt wird.
Frage an Rabot-Charge: Sind diese Durchschnitts-Berechnungen mengengewichtet oder zeitgewichtet?
Nach meiner Kenntnis nutzt Rabot Charge den Monatsmittel. Also nix stundengenau usw.
1. Rabot charge heißt jetzt Rabot energy. Wurde mir zumindest so mitgeteilt. Ich bin dort seit 1. September Kunde
2. Wenn man keinen intelligenten Stromzähler hat. Kann man trotzdem kunde werden. Es wird dann einfach für das netzgebiet das Standardlastprofil angenommen (gibt glaube ich 80 Zonen in Deutschland oder so). Das heißt auch die Strompreisen werden Mengen gewichtet abgerechnet. Ich hab zusätzlich noch Balkonsolar. Da profitiere ich gleich doppelt 😉
Bei den Börsenpreisschwankungen werden Speicher immer lukrativer. Und wenn sich was sehr gut rechnet, geht der Ausbau sehr schnell. Da es zusätzlich an keine Förderung gebunden ist, kann da auch jedwede Regierung nichts ändern.
@Tom Iltmann
„Bei den Börsenpreisschwankungen werden Speicher immer lukrativer.“
Hört sich für das Erste gut an.
Die eigentlichen Fallstricke liegen dann im Detail.
Technisch wie auch in Rahmenbedingungen.
„Und wenn sich was sehr gut rechnet, geht der Ausbau sehr schnell. Da es zusätzlich an keine Förderung gebunden ist, kann da auch jedwede Regierung nichts ändern.“
In Deutschland?
Wir reden dann nochmal über das -> „sehr schnell“ und „jedwede Regierung“ 😜
Jörg Eberl schreibt.
Die Bilanzkreisverantwortlichen (Übertragungsnetz Betreiber) machen für jeden Tag einen sogenannten Fahrplan. Dieser wird aus allen Käufen und Verkäufen und mit den Wetterdaten erstellt.
Falls am Zeitpunkt X Abweichungen entstehen, werden diese mit Regelenergie ausgeglichen. Im Idealfall würde keine Regelenergie benötigt, wenn Einspeisung und Verbrauch identisch wären gemäss Fahrplan.
@ Jörg Eberl
Da sind Sie leider nicht auf dem aktuellen Stand.
In den Bilanzkreisen der Versorger haben beim Day Ahead dem Vortags Handel die Wetterdaten schon seit 2010 nichts mehr zu tun. Damals wurden die Erneuerbaren aus den Bilanzkreisen rausgenommen und müssen separat an der Börse verkauft werden.
Schauen Sie mal hier.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Zitat:…Die Verordnung zum EEG-Ausgleichsmechanismus (Ausgleichsmechanismenverordnung – AusglMechV) ist eine zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2010) erlassene Rechtsverordnung. Sie ändert die Vermarktung des ab 1. Januar 2010 aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms. Dieser muss seit Inkrafttreten der Verordnung durch die bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber verkauft werden, ANSTATT DASS ER WIE ZUVOR VON DEN
VERSORGUNGSUNTERNEHMEN ABGENOMMEN WIRD: Zitat Ende.
Wenn Sie sich für Einzelheiten interessieren, lesen Sie im Folgenden meine beiden letzten Kommerntare.
https://www.pv-magazine.de/2024/09/02/bundesnetzagentur-neue-photovoltaik-anlagen-muessen-steuerbar-sein/#comments
@Hans Diehl,
Hans,
„@ Jörg Eberl
Da sind Sie leider nicht auf dem aktuellen Stand.“
Kann es sein, daß das Jörg gar nicht interessiert?
Schau mal ⤵️
„Der Name Energy Sharing gibt so in der Schweiz nicht. Bei uns heisst dies Virtueller ZEV (Zusammenschluss für Eigenverbrauch)
Uwe Dyroff schreibt.
Kann es sein, daß das Jörg gar nicht interessiert?
@ Uwe.
Muss ihn aber interessieren, wenn er auf dem Laufenden sein will. Sonst schreibt er weiterhin, dass die Versorger Day Ahead in den Bilanzkreisen Wetterabhängig einkaufen würden, wo die EE da doch schon seit 2010 nicht mehr gehandelt werden.
Wir könnten 100kWh speichern und abends wieder einspeisen,
dürfen aber nicht – weil der Speicher auf der falschen Flunummer steht
Ettliche E-Fahrzeuge könnten das auch – wird vom Versorger mit fadenscheingen Argumenten abgewürgt.
Schwachsinnige Überregulierung ist in D inzwischen der Normalfall
Ja das Privatspeicher nicht einspeisen dürfen ist auch eine Regelung die ich 0 nachvollziehen kann.
2/3 der Batteriespeicher in Deutschland sind Privatspeicher und könnten mit 10 GWh Speicherkapazität schon einiges bringen, aber darf nicht…
@Heinz Rollner
Weil es sehr gefährlich ist wenn jeder tun kann was er will.
Es ist doch sau dumm, wenn jetzt plötzlich Privatpersonen Strom produzieren dürfen wie er möchte!
@Kann Nichts
sorry, ich kann gerade nicht anders 😜
Mit „speziellen“ Diskutanten zu einem anderen Artikel hier bei pv- magazine….
… Technik und Bilanzen
Du solltest Dir mal Gedanken machen über ->
„Kann Nichts“ 😜
Kann nichts hat leider nicht ganz unrecht mit jeder kann machen was er will.
Die Bilanzkreisverantwortlichen (Übertragungsnetz Betreiber) machen für jeden Tag einen sogenannten Fahrplan. Dieser wird aus allen Käufen und Verkäufen und mit den Wetterdaten erstellt.
Falls am Zeitpunkt X Abweichungen entstehen, werden diese mit Regelenergie ausgeglichen. Im Idealfall würde keine Regelenergie benötigt, wenn Einspeisung und Verbrauch identisch wären gemäss Fahrplan.
Wenn jetzt jeder Kleinproduzent ohne Voranmeldung (Fahrplan) zu den besten Day Ahead Preisen einspeisen möchte, stimmt die Bilanz der Ein und Ausspeisung nicht mehr. Es muss somit mit teurerer Regelenergie, die als Reserve bereit steht, ausgeglichen werden.
Als Alternative könnten Kleinanlagen als Pool zusammengefasst werden, damit die Sie ebenfalls in die Fahrplan Berechnung einfliessen könnten.
Die Frage ist nur wie viel Kosten durch dieses pooling enstehen und ob sich dies am Schluss rechnet.
Ich hoffe in Zukunft könnte dies mit Prognosen ebenfalls am Vortag einkalkuliert werden.
Es wird jedoch immer unberechenbarer, wer wann wie viel bezieht oder einspeist. Vorallem ohne Voranmeldung
„Wenn jetzt jeder Kleinproduzent ohne Voranmeldung (Fahrplan) zu den besten Day Ahead Preisen einspeisen möchte, stimmt die Bilanz der Ein und Ausspeisung nicht mehr. Es muss somit mit teurerer Regelenergie, die als Reserve bereit steht, ausgeglichen werden.“
Warum manchen dann die Verteilnetzbetreiber oder Ortsnetzverantwortlichen die Bilanzierungsdaten für Ortsnetztransformatoren nicht öffentlich und für Bürgerinnen und Bürger, Stromkundinnen und Stromkunden nicht transparent zugänglich, damit die reale, kommunale Situation verständlich wird und man damit das Verständnis verbessern kann?
@J. Eberl:
Wie wird eigentlich z.Zt. damit umgegangen, dass die Einspeiseleistung irgendwann (genaue Zeit idR unbekannt) vormittags fehlt?
Christian Blome fragt.
Wie wird eigentlich z.Zt. damit umgegangen, dass die Einspeiseleistung irgendwann (genaue Zeit idR unbekannt) vormittags fehlt?
Dies weiss ich leider nicht genau. Ich gehe jedoch davon aus, dass dies mit Erfahrungswerten geschätzt wird. Wie bei der PV-Einspeisung wird zusammen mit Wetterprognosen mit Erfahrungswerten die erwartete Einspeisung berrechnet. Die weicht in der Regel nicht allzu stark von der Prognose ab.
Für diese Abweichungen gibt’s ja den Regelenergiemarkt.
Aller ehren Wert schreibt:
Warum manchen dann die Verteilnetzbetreiber oder Ortsnetzverantwortlichen die Bilanzierungsdaten für Ortsnetztransformatoren nicht öffentlich und für Bürgerinnen und Bürger, Stromkundinnen und Stromkunden nicht transparent zugänglich, damit die reale, kommunale Situation verständlich wird und man damit das Verständnis verbessern kann?
Gute Frage, die meherer Gründe haben kann.
Möglichkeit 1.
Die Daten sind schlicht nicht vorhanden. Es sind bei weitem nicht alle Ortsnetztrafos mit einem Netzanlysegerät ausgestattet. Dort sind noch sogenannte Schleppzeiger verbaut die nicht viel Infos hergeben.
Möglichkeit 2
Sicherheit. Ein Verteilnetz ist eine kritische Infrastruktur, die mit zusätzlichem Wissen einfacher sabotiert werden könnte.
Möglichkeit 3
Personalmangel oder es wird nur als zusätzlicher Kostenpunkt angeschaut.
Ich persönlich denke viele Konsumenten haben schlicht nicht das nötige Fachwissen um die Daten zu verstehen. Was jedoch nicht heisst, das dies so bleiben muss😉
Ich sollte wohl dazuschreiben, dass ich die Leistung meine, die in die (Heim-)Speicher geht.
Die fehlt im Fahrplan (vermute ich) und muss durch Regelenergie ausgeglichen werden, nehme ich an.
„Möglichkeit 1.
Die Daten sind schlicht nicht vorhanden. Es sind bei weitem nicht alle Ortsnetztrafos mit einem Netzanlysegerät ausgestattet. Dort sind noch sogenannte Schleppzeiger verbaut die nicht viel Infos hergeben.
Möglichkeit 2
Sicherheit. Ein Verteilnetz ist eine kritische Infrastruktur, die mit zusätzlichem Wissen einfacher sabotiert werden könnte.
Möglichkeit 3
Personalmangel oder es wird nur als zusätzlicher Kostenpunkt angeschaut.“
Nicht nur auf Bundesebene oder mittels der Leitlinien in großen Verbänden wird mit zweierlei Maß gemessen. Die Beharrungskräfte im handwerklichen Bereich sind ein anderes Thema und eine andere Entscheidungsebene.
Im Vergleich dazu der verpflichtende Einbau von Smartmetern oder intelligenten Messsystemem für Normalstromkundinnen und Normalstromkunden und die Werbung mit innovativen Quartiersprojekten:
https://www.pv-magazine.de/unternehmensmeldungen/ein-intelligenter-schritt-richtung-energiewende-forschungsprojekt-synergiequartier-erfolgreich-abgeschlossen/
„Prosumer-Demonstrator hilft Reaktionen des Energiemanagementsystems zu verstehen
Im FZI Living Lab smartEnergy entstand im Rahmen des Projektes ein Demonstrator, der Reaktionen im Energiemanagementsystem verstehen hilft. Dieser Demonstrator „Prosumer-Haushalt“ wurde auch im Rahmen der Messepräsentation des Mittelstand-Digital Zentrum Kli-ma.Neutral.Digital den Besucher*innen des Digitalgipfels der Bundesregierung 2023 in Jena gezeigt.“
https://www.pv-magazine.de/unternehmensmeldungen/bundesrat-beschleunigt-digitalisierung-der-energiewende-virtuelle-und-physische-summenzaehler-werden-gleichgestellt/
„Insgesamt lässt sich die Legitimierung des virtuellen Summenzählers auf folgende Vorteile zusammenfassen:
Geringere Baukosten: Die Installation teurer Summenzähler oder Zwei-Schienen-Konzepte entfällt. So wird Mieterstrom auch in Zwei-Parteien-Mehrfamilienhäusern rentabel.
Geringere Wechselkosten: Da die Messlokations-ID für Zähler in der Kundenanlage erhalten bleibt, wird der Wechselprozess in und aus dem Mieterstrommodell drastisch vereinfacht. Falls Parteien wieder aus dem Mieterstrommodell aussteigen, kann der Verteilnetzbetreiber eine Marktlokations-ID für eine bekannte Messlokation anmelden. Der Außeneinsatz für einen Zählerwechsel entfällt.
Weniger Abstimmungskosten: Durch den Summenlastgang im Lokationsbündel fällt kein manueller Aufwand beim Verteilnetzbetreiber für das Herausbilanzieren von Nichtteilnehmer:innen hinter dem Summenzähler an. Somit stellt das Modell einen skalierbaren und zukunftsfähigen Ansatz für die kommende Vielzahl an Mieterstromprojekten dar, ohne den jeweiligen Verteilnetzbetreiber zu überfordern.“
https://www.pv-magazine.de/2023/05/12/bundesrat-billigt-smart-meter-gesetz/
„„Der Nutzen der intelligenten Messsysteme für die Immobilienwirtschaft ist offensichtlich“, kommentiert Gero Lücking, Head of Smart Metering bei Techem. „Sie bilden den Grundstein für effiziente Prozesse, mehr Transparenz bei Verbrauch, Kosten und Emissionen und damit für die Reduktion von Energieverbräuchen. Somit gehen sie Hand in Hand mit der gesetzgeberischen Zielsetzung, die Digitalisierung der Energiewende zu beschleunigen.“ Mit den jetzt beschlossenen Vereinfachungen sowie der gerechteren Kostenverteilung gebe es zudem keinen Grund mehr, nicht auf die intelligenten Messsysteme zu setzen und damit in die Digitalisierung dieser Infrastruktur zu investieren.“
https://www.pv-magazine.de/unternehmensmeldungen/bves-bringt-seine-position-zum-gndew-entwurf-ein-neustart-der-digitalisierung-der-energiewende-erfordert-einen-transparenten-und-einheitlichen-ansatz/
„„Der Gesetzentwurf ist ein wichtiger Schritt für die Entwicklung unseres zukünftigen Energiesystems. Schnelle Digitalisierung ist essenziell, um die Flexibilität des Energiesystems auch durch Energiespeichertechnologien sichern zu können.“
Der BVES hebt als positiv im GNDEW besonders die verbindlichen Einbauziele für die Messstellenbetreiber, den beschleunigten Smart-Meter-Einbau auf Wunsch innerhalb von vier Monaten sowie die vorgesehene Absenkung der Kosten für Endkunden hervor. Diese Maßnahmen etablieren konkrete Anreize für Kunden, um in die Technologien für die Energiewende zu investieren und ihr volles Potenzial zu nutzen.“
https://www.pv-magazine.de/unternehmensmeldungen/die-energiewende-kann-nur-mithilfe-digitaler-technologien-bewaeltigt-werden/
„Positiv ist auch die Zielsetzung der Bundesregierung, die Rahmenbedingungen für den Einsatz intelligenter Messsysteme zu entbürokratisieren und den Rollout zu beschleunigen. Der BDEW spricht sich bereits seit Langem für eine Markterklärung als Voraussetzung für den Einsatz bei nicht gesteuerten Letztverbrauchern mit einem Jahresverbrauch bis 100.000 kWh und nicht gesteuerten Erzeugungsanlagen bis 25 kW in Niederspannung aus.“
https://www.pv-magazine.de/unternehmensmeldungen/nach-bsi-rueckzieher-modernisierung-statt-flickwerk-beim-smart-meter-rollout/
„Wichtige Kriterien, wie etwa konkrete Anwendungsfälle und reale Kundenwünsche, können die Marktakteure und die Innovationskraft der Branche allein entwickeln. Das Prinzip muss nun heißen: soviel BSI wie nötig, aber so wenig wie möglich.“
usw.
https://www.pv-magazine.de/2021/12/14/manchmal-reicht-intelligenz-allein-auch-nicht-aus/
„Zum einen müssen die Kunden „abgeholt“ werden und die grundlegende Bereitschaft geschaffen werden, sich überhaupt dem Thema Flexibilität zu öffnen.“
Während man die Daten des Ortsnetztransformator nicht mit sicheren Informationsangeboten transparent macht, müssen Stromkunden gezwungenermaßen Daten an private Meßdienstleister weitergeben (?)
ca. 600.000 Transformatorenstationen gibt es in Deutschland (mit gewöhnlich bzw. durchschnittlich 400kVA)
Jörg Eberl schrieb:
„Die Bilanzkreisverantwortlichen (Übertragungsnetz Betreiber) machen für jeden Tag einen sogenannten Fahrplan. Dieser wird aus allen Käufen und Verkäufen und mit den Wetterdaten erstellt.
Falls am Zeitpunkt X Abweichungen entstehen, werden diese mit Regelenergie ausgeglichen. Im Idealfall würde keine Regelenergie benötigt, wenn Einspeisung und Verbrauch identisch wären gemäss Fahrplan.
Wenn jetzt jeder Kleinproduzent ohne Voranmeldung (Fahrplan) zu den besten Day Ahead Preisen einspeisen möchte, stimmt die Bilanz der Ein und Ausspeisung nicht mehr. Es muss somit mit teurerer Regelenergie, die als Reserve bereit steht, ausgeglichen werden.“
Warum noch einmal werden die Wetterdaten berücksichtigt? Die Prognosen für Erneuerbare, inklusive Heimspeicher, sind sehr präzise.
Ich bin mir nicht ganz sicher, ob es außer in Deutschland auch noch woanders derart unterentwickelte Managementfähigkeiten gibt. In anderen Ländern funktioniert das merkwürdigerweise wunderbar.
Google doch einmal Octopus Energy und da speziell Agile Outgoing.
Jörg Eberl schrieb ebenso:
„Als Alternative könnten Kleinanlagen als Pool zusammengefasst werden, damit die Sie ebenfalls in die Fahrplan Berechnung einfliessen könnten.“
Das muss der Stromversorger ohnehin tun, ob er will oder nicht. Hier wiederum der Hinweis auf längst existierende Lösungen in anderen Ländern. Der Stromversorger muss wissen, was er einkauft, egal ob im Hedging oder auf den Spot(t)märkten.
Jörg Eberl schrieb weiterhin:
„Die Frage ist nur wie viel Kosten durch dieses pooling enstehen und ob sich dies am Schluss rechnet.“
Vernachlässigbar, da die Abschätzung zwangsläufig ohnehin erfolgen muss. Wieviel kostet es extra, wenn ich die Arbeit mache, für die ich ohnehin bezahlt werde? Wobei in Deutschland die fehlende Verbreitung von Smartmetern diesen Job schwieriger macht als anderswo.
Wobei einige Stromanbieter das Problem aktiv angehen und mit Zusatzhardware wie dem Octopus Mini, Octopus Pro, Tibber Pulse
sogar im Sekundenbereich sehen können, was und wann der Kunde verbraucht. Wenn du möchtest, kannst du das als Kosten betrachten.
Jörg Eberl schrieb:
„Ich hoffe in Zukunft könnte dies mit Prognosen ebenfalls am Vortag einkalkuliert werden.
Es wird jedoch immer unberechenbarer, wer wann wie viel bezieht oder einspeist. Vorallem ohne Voranmeldung“
Nur wenn man die Netze noch betreibt, als ob George Westinghouse höchstpersönlich noch selbst mit der Hand nachregelt. Das muss nicht mehr sein, in 2024, und sind selbst gewählte Leiden. Die Einzigen, denen nachgesagt wird, auf dem Hintern zu sitzen und die Hand aufzuhalten sind Bettler. Aber im Energie-/Infrastrukturbereich gibt es leider mehr als genug Beispiele mit gleichem Verhalten. Ich schiebe es auf den leider verbreiteten unterirdischen Wissensstand.
Ob das ein fehlendes Verständnis ist, wie Elektrik wirklich funktioniert oder aber das Unvermögen, Stakeholder zu identifizieren und Makroökonomie und Mikroökonomie auseinander zu halten.
Jörg Eberl’s Arbeitskollegen glauben teilweise ernsthaft, dass die Ohmschen Gesetze bei Wechselstrom nicht anwendbar sind. Oder, dass Transformatoren nur in eine Richtung funktionieren. Und andere Mythen, wie, dass direkt gekoppelte Maschinen die Frequenz stabilisieren würden.
Es ist wirklich schwierig, Jemanden zu finden, der von sich behauptet, die Materie studiert zu haben und auch noch versteht, wie grid-following Inverter arbeiten (Leistungskopplung und nicht Spannung oder Strom, komplett anders als bei grid-forming Invertern). Solche Leute treffen dann Entscheidungen, auch ohne ganz Verständnis, schließlich haben sie vor Jahrzehnten mal was zu dem Thema gelernt und das entsprechende Zertifikat.
Ich finde, Nachschulungen wären das Mindeste, um dort mal vorwärts zu kommen. Leider lernt der Nachwuchs auch die Mythen von den stehengebliebenen Kollegen mit und glaubt oft selbst daran, speziell, da diese Kollegen das fehlende Wissen gerne mit Autorität auszugleichen versuchen.
Ich sehe das leider immer wieder in den Lehrräumen und Workshops. Dabei sind das oft fleißige Leute, die stolz in ihrer Firma gute Arbeit leisten.
Das ist eben auch der Grund, warum China auf diesem Gebiet mittlerweile nicht nur die Nase vorn hat, sondern schon in der nächsten Runde läuft.
@aller Ehren
„ca. 600.000 Transformatorenstationen gibt es in Deutschland (mit gewöhnlich bzw. durchschnittlich 400kVA)“
Das würde in der Theorie bedeuten, daß man pro Trafo 20 PV Anlagen a 20 kW Anschlussleistung betreiben kann ?
Falls ich dabei einen Denkfehler habe, ich laß mich gerne korrigieren.
„Die Nennleistung der Ortsnetztransformatoren orientiert sich an dem unterlagerten Versorgungsgebiet und wird in der VDE-Norm 0532-221 festgelegt. In den meisten Fällen beträgt die Nennleistung 400 kVA.“
„In Deutschland gibt es ca. 600.000 Transformatorenstationen.“
„Eine Trafostation besteht im Wesentlichen aus dem Stationsgebäude, mindestens einem Transformator, einer Mittelspannungsschaltanlage und einer Niederspannungsverteilung.“
Es können mehrere Ortsnetztransformatoren in einer (größeren, ortsteil-bemessenen) Transformatorstation eingebaut sein, die Leistung ist ein Durchschnittswert und mit 600 000 mal 400kVA wären das insgesamt etwa 240GVA. Lastspitzen in Deutschland erreichen dieser Jahre vielleicht 90GW im Winter.
Ob Sie sich damit einen Lese- und Übertragungsfehler, als Rechnungsprüfende, zurechnen wollen, oder Nachlässigkeit bei der eigenverantwortlichen Recherche, als Journalisten, entscheiden Sie besser für sich.
Zu Ortsnetztrafos:
Es sollte nicht eifach stur mit 400kVA gerechnet werden.
Bei uns im Netz sind die kleinsten 100kVa (es gäbe noch kleinere) und der grösste 2000kVA
Dies ist im Versorgungsgebiet unterschiedlich. Je nach Kunden Industrie oder nur für ein paar EFH.
Uwe Dyroff schreibt:
Das würde in der Theorie bedeuten, daß man pro Trafo 20 PV Anlagen a 20 kW Anschlussleistung betreiben kann ?
In der Theorie ja in der Praxis nein.
Da die PV-Anlagen unterschiedliche Ausrichtungen haben und im Netz ständig was verbraucht wird, könnten auch mehr angeschlossen werden.
In der Praxis ist die Trafoleistung selten der limitierende Faktor. Häufiger wird bei dem entfertestem Kunden mit PV das Spanunngsband (207V-253V) nicht mehr eingehalten, bevor die max. Trafoleistung erreicht wird. Dies könnte mit grösserem Kabelquerschnitt gelöst werden. Dies verursacht jedoch ernorme Kosten. Kupfer oder Alu ist teuer und energieintensiv in der Herstellung.
Und dies um 2-3h pro Tag bei optimalen Wetter Energie abzuleiten, die in Zukunft niemand benötigt.
Meiner Meinung nach sollte die Spitzenleistung der PV-Anlagen auf z.B 75% (später noch mehr) reduziert werden. Dadurch entstehen nur rund 4% Ertragsverlust im Jahr und es könnten mehr Anlagen in ein Ortsnetz integriert werden mit weniger teuerem Netzausbau.
Die Abregelung muss ja nicht verpuffen, speichern oder direkt nutzen wäre möglich.
@Dirk Schiller
Sie können es nicht lassen.
Bitte bewerben Sie sich bei einem Netzbetreiber mit ihrem Fachwissen. Sie werden dringend gesucht.
Und schreiben Sie mir, wenn Sie Ihre Theorie in die Praxis umgesetzt haben. Das würde mich brennend interessieren. Ich nehme an, ich werden von Ihnen lesen, wenn Sie die Wechselstromlehre revolutioniert haben.
Uwe Dyroff schrieb:
„@aller Ehren
„ca. 600.000 Transformatorenstationen gibt es in Deutschland (mit gewöhnlich bzw. durchschnittlich 400kVA)“
Das würde in der Theorie bedeuten, daß man pro Trafo 20 PV Anlagen a 20 kW Anschlussleistung betreiben kann ?“
Denken wir einmal logisch, ein Transformator ist bidirektional, das heißt, es interessiert den Transformator (selbst) nicht, welche Richtung die Übertragung stattfindet. Ignorieren wir Effizienz und nehmen cosPhi 1 der Einfachheit halber.
Wenn also an einem Transformator nur of der LV Seite eingespeist würde, dann wäre die Rechnung stimmig.
Nun hat aber der typische Elektroingenieur (und selbst der Elektriker) schon einmal etwas vom Gleichzeitigkeitsfaktor gehört.
Nehmen wir an, die Station wäre ausgelastet und es hängen 400kVA Last dran, nun speisen aber 20x 20kW Solar ebenfalls auf der Lastseite ein. Das heißt, der Transformator muss ca. 0 kVA erbringen und hat noch 400kVA Reserve.
Nehmen wir einmal spaßeshalber an, es würden 600kVA Last anliegen und 600kW Solar eingespeist. Der Transformator hat immer noch mit 0VA nichts zu tun. Jetzt fällt aber die Last weg, die Spannung steigt und Solar steigt automatisch aus.
Derzeit werden häusliche Solaranlagen (statistisch noch) nicht als Generatoren behandelt, sondern primär als Lastminderung. Das Potential, dank Gleichzeitigkeitsfaktor und automatischer Abregelung, ist deutlich grösser als 20x 20kW Anlagen.
„Es sollte nicht eifach stur mit 400kVA gerechnet werden.“
ja, vermutlich wird die genaue Leistungskennzahl (in Deutschland) als Insiderwissen gehandelt und für einen grundsätzlichen Überblick oder eine Einschätzung (mit sogar 50% Änderung des Ansatzes, jeweils), auch zum Sicherheitsfaktor in der Planung, wäre das für den Kommentarbereich völlig ausreichend
Jörg Eberl schrieb:
@Dirk Schiller
„… Bitte bewerben Sie sich bei einem Netzbetreiber mit ihrem Fachwissen. Sie werden dringend gesucht.“
Machst du dann zum Ausgleich meinen Job? Also, wenn deine Kollegen mal wieder was verbrutzelt oder zerbrochen haben, dies wieder instant zu setzen? Da (auch) Netzbetreiber unsere Kunden sind, gehe ich davon aus, dass dort niemand arbeitet, der dies tut, sonst wäre ich arbeitslos.
„Ich nehme an, ich werden von Ihnen lesen, wenn Sie die Wechselstromlehre revolutioniert haben.“
Vielleicht muss die „Wechselstromlehre“ ja gar nicht revolutioniert werden, sondern es muss eigentlich nur verstanden werden, was das ist und wozu man es benutzt und wozu nicht? Es ist ein schlichtes Instrument zur Vereinfachung von wiederkehrenden Mustern, eine mathematische/geometrische Vereinfachung unter Annahme von festen Gegebenheiten.
Die Physik gilt immer, die „Wechselstromlehre“ keineswegs.
Glaubst Du wirklich, dass es einen Versatz von Strom und Spannung geben kann, dein Phasenwinkel? Also dass in echt ein Strom fließt, ganz ohne Spannung und eine Spannung anliegt, ohne dass Strom fließt? Und das in einem gewöhnlichen Leiter oder gar mehreren? r = u/i? Glaubst du wirklich, dass der Name Scheinwiderstand etwas anderes aussagt, als dass da nur scheinbar ein Widerstand ist?
Die Arbeit mit einem Oszilloskop kann dich da ein wenig weiterbringen. Es ist sehr hilfreich, wenn man mal einen echten „Sinus“ oder richtige(n) Wechselspannung/-strom sieht und die Welt der Induktion sehen kann, oder zu mindestens deren Wirken. Aber deine „Wechselstromlehre“ ist da zu nicht viel nutze.
Also ich hab immer voll bezahlt
@Uwe Dyroff schrieb:
gibt es bei der Definition-> intelligente SmartMeter vs. Digitalzähler technische Unterschiede?
– wozu braucht man dann den Pulse von Tibber?
( Ich brauch den nicht, da , wie vor beschrieben , die Abrechnung auch so funktioniert)
Ein Smart Meter erfasst viele zusätzliche Daten wie, Spannung, Blindenergie, cos phi, Stromwerte(Ampere), Max Wirkleistung und noch einiges mehr. Und dies in sogenannten 15min Werten.
Nutzungsbeispiel: 15min Wirkenergie: Diese wird in Zukunft benötigt wenn sie ihren Überschuss PV an einem Nachbar direkt verkaufen möchten. Dieser Wert wird dann bilanziell verrechnet werden können. Dies auf 15min genau.
Weiteres Beispiel ist die Prüfung der Wechselrichter Einstellungen des Prosumers. Wenn die cos phi Vorgabe 0.95 ist, kann dies der Netzbetreiber jederzeit prüfen.
Als weitere zukünftige Nutzung (ab 2025 bei einigen Netzbetreiber in der Schweiz) wird die max. Wirkenergie (Spitzenverbrauch) auf 15min pro Monat relevant. Diese wird als Teil des Netzentgelt verrechnet. Einfach gesagt Kunden mit tiefen Spitzenwerten werden belohnt. Andere Kunden die z.B mit 22kW Charger Leistungsspitzen generieren, bezahlen mehr.
Anwendungsbeispiel Spannung: Der Netzbetreiber sieht an welchen Netzpunkten Bedarf an Netzausbau gibt. Dies sollte jedoch schon bei der Netzberechnung bemerkt werden und dient somit als zusätzliche Kontrolle.
Die Aufzählung ist nicht vollständig. Es gibt noch mehr Anwendungen, für die SmartMeter in Zukunft relevant werden.
Die meisten Daten sind für den Kleinkunden jedoch nicht relevant. Die vielleicht wichtigste Info für Kunden ist das Lastprofil. Dort wird ersichtlich, wo noch Energie verschwendet und gespart werden kann.
@Jörg Eberl,
Deine Beschreibungen sind hier in N seit mehreren Jahren Standard und mir bekannt.
„Als weitere zukünftige Nutzung (ab 2025 bei einigen Netzbetreiber in der Schweiz) wird die max. Wirkenergie (Spitzenverbrauch) auf 15min pro Monat relevant. Diese wird als Teil des Netzentgelt verrechnet. Einfach gesagt Kunden mit tiefen Spitzenwerten werden belohnt. Andere Kunden die z.B mit 22kW Charger Leistungsspitzen generieren, bezahlen mehr.“
Auch das ist seit Juli 22 bei allen Netzbetreibern hier in N Standart.
(eigentlich nichts anderes als in DE der Paragraph 14a nur eben auf finanzieller Basis.)
„… wird benötigt wenn sie ihren Überschuss PV an einem Nachbar direkt verkaufen möchten. Dieser Wert wird dann bilanziell verrechnet werden können.“
Zu „Energy Sharing“
( dazu habe ich Fragen / Kompensation Netzbetreiber / gestellt und keine Antwort bekommen, finde den Artikel leider nicht mehr)
„Weiteres Beispiel ist die Prüfung der Wechselrichter Einstellungen des Prosumers. Wenn die cos phi Vorgabe 0.95 ist, kann dies der Netzbetreiber jederzeit prüfen.“
Das würde mich jetzt schon mal brennend interessieren, wie der iMsys mit einem Inverter kommuniziert.
Uwe Dyroff schreibt:
Das würde mich jetzt schon mal brennend interessieren, wie der iMsys mit einem Inverter kommuniziert.
Der SmartMeter kommuniziert nicht direkt mit dem Inverter. Der SmartMeter misst auf allen 3Polleitern den Phasenwinkel und kann so den cos phi der 3Polleitern berechnen. So kann zum Beispiel auch ein einphasige Balkonsolaranlage erkannt werden.
Dies natürlich nur wenn eine Rückspeisung ins Netz stattfindet. Dabei sieht man den cos phi der am Inverter eingestellt ist.
Der Name Energy Sharing gibt so in der Schweiz nicht. Bei uns heisst dies Virtueller ZEV (Zusammenschluss für Eigenverbrauch). Wird ab 2025 möglich. So kann man seinem Nachbarn PV-Strom verkaufen.
„dazu habe ich Fragen / Kompensation Netzbetreiber / gestellt und keine Antwort bekommen, finde den Artikel leider nicht mehr“
Hier verstehe ich nicht ganz, was du sagen möchtest.
Schöne Grüsse nach Norwegen.
@Jörg Eberl,
habe den Artikel gefunden.
https://www.pv-magazine.de/2024/08/28/warum-eine-foerderung-von-solarstrom-weiterhin-sinnvoll-ist/?utm_source=Deutschland+%7C+Newsletter&utm_campaign=e6541d45d1-daily_ger&utm_medium=email&utm_term=0_08fe232a02-e6541d45d1-158755101&ct=t(daily_ger)
siehe meine Kommentare ⤵️
– Zu dem Österreichischen Modell ( welches ich nicht im Detail kenne)
Da müssen aber die Netzvbetreiber (Stadtwerke / hier Netteier) mitspielen.
Ansonsten funktioniert das Ganze nämlich nicht.
– sobald eine selbst erzeugte kWh den Zähler Richtung Netz passiert, kommt der Netzbetreiber ins Spiel. Dieser hat die Aufgabe ( Verpflichtung) Strom von A nach B zu transportieren. Dafür hat der Netzbetreiber einen gewissen Aufwand, welchen er sich via Netzentgeld vergüten läßt.
Wenn der Netzbetreiber jetzt per Gesetz verpflichtet wird, dies Gratis zu machen, will der Netzbetreiber eine Kompensation.
Wer kommt für Diese auf?
Sonnige Grüße aus Norge
Jörg,
und wenn wir um reinen Stromverkauf reden, dann hier ⤵️
-wenn, wie ich schon beschrieben habe, Negativpreise im Spiel sind ( wie bei uns hier in N die letzen Wochen) wie bekomme ich meinen Überschuss an den Nachbarn verkauft, mit „Pluspreisen“ ?
Im Prinzip könnte ein dreiphasiger WR am Hausanschluss ein iMsys/Smart Meter ersetzen, wenn er „qualifiziert“ ist (zertifiziert u. geeicht).
Er misst dasselbe und Kommunikationsschnittstellen gibt es f. die WR ja nun auch.
Das würde das Smart Meter-Rollout beschleunigen bzw. teilweise ersetzen.
Ob es ein Land gibt, in dem das geht?
*Satire/Ironie:
Zeithorizont daf. in Deutschland: 10 Jahre.
@Christian Blome
„*Satire/Ironie:
Zeithorizont daf. in Deutschland: 10 Jahre.“
Satire/ Ironie?
eher untertriebene Realität.
Uwe Dyroff schrieb:
sobald eine selbst erzeugte kWh den Zähler Richtung Netz passiert, kommt der Netzbetreiber ins Spiel. Dieser hat die Aufgabe ( Verpflichtung) Strom von A nach B zu transportieren. Dafür hat der Netzbetreiber einen gewissen Aufwand, welchen er sich via Netzentgeld vergüten läßt.
Wenn der Netzbetreiber jetzt per Gesetz verpflichtet wird, dies Gratis zu machen, will der Netzbetreiber eine Kompensation.
Wer kommt für Diese auf?
Ich befürworte dieses System nicht, weil unsolidarisch. Die Netzentgelte die der Nachbar nicht bezahlt, werden einfach auf die restlichen Kunden verteilt. Somit bezahlt ein Mieter ohne PV den EFH-Besitzer die Nettokosten. Verteilung von nach Oben.
„wenn, wie ich schon beschrieben habe, Negativpreise im Spiel sind ( wie bei uns hier in N die letzen Wochen) wie bekomme ich meinen Überschuss an den Nachbarn verkauft, mit „Pluspreisen“ ?
Ja wenn der Nachbar kein dynamischen Preis hat und die Materie nicht versteht, bezahlt er vielleicht sogar was.
Nach meinem Verständnis sollte eine PV-Anlage nur für den Eigenverbrauch optimiert gebaut werden. Da Naturgemäss alle PV-Anlagen zur gleichen Zeit einen Überschuss abliefern, wird man damit am freien Markt kaum Geld verdienen. Es sei denn ein Staat bezahlt freiwillig zu viel Einspeisevergütung.
@Jörg,
„Nach meinem Verständnis sollte eine PV-Anlage nur für den Eigenverbrauch optimiert gebaut werden. Da Naturgemäss alle PV-Anlagen zur gleichen Zeit einen Überschuss abliefern, wird man damit am freien Markt kaum Geld verdienen“
ohoh, da legst Du Dich gerade mit der allzu mächtigen MachDasDachVoll Lobby an.
Ich hatte da auch schon „interessante“ Diskussionen.
@ Jörg Eberl,
noch mal hierzu ⤵️
„Nach meinem Verständnis sollte eine PV-Anlage nur für den Eigenverbrauch optimiert gebaut werden. Da Naturgemäss alle PV-Anlagen zur gleichen Zeit einen Überschuss abliefern, wird man damit am freien Markt kaum Geld verdienen“
habe soeben meine Stromabrechnung August/24 bekommen:
6 Cent/ kWh ( all incl) Arbeitspreis.
1,2 Cent/ kWh ( im Durchschnitt hier in NO1 / wir haben in N 5 Preiszonen) für Einspeisung (Direktvermarktung)
zu dem kommt noch die Inkompetenz der PV Branche und große Kapazitätsprobleme.
Momentan eine verdammt schlechte Kombination.
@Uwe Dyroff
In Norwegen würde ich jetzt auch nicht in eine PV Anlage investieren, da die Wasserkraft den kleineren Co2 Wert pro kWh wie die Photovoltaik hat. Und dazu noch reichlich vorhanden.
Ananas bauen sie hoffentlich auch nicht in ihrem Garten an 😜 Spass muss sein.
Jörg Eberl schrieb:
„Einfach gesagt Kunden mit tiefen Spitzenwerten werden belohnt. Andere Kunden die z.B mit 22kW Charger Leistungsspitzen generieren, bezahlen mehr.“
Interessanterweise geht es in der Realität in einigen Netzen genau in die andere Richtung. Hohe Netzlasten (Spitzenabnahme) zur richtigen Zeit werden sogar mit verringerten oder gar erlassenen Netzgebühren belohnt. Wohingegen zu anderen Zeiten zusätzliche Netzgebühren auf die verbrauchte kWh erhoben werden (und damit automatisch die Spitzenlast, man kann schließlich nicht mehr verbrauchen bei geringerer Abnahme).
Man muss eben Netze nicht managen, als ob Westinghouse noch den Kupferdraht selber handgerollt hätte und höchstpersönlich die Kohlen schaufelt.
Hier sah ich nun viel Intelligenz versammelt – und danke herzlich dafür, so Einiges dazulernen zu können. Vor Allem darüber, wie unnötig kompliziert bis rätselhaft und aufwendig bis vergeuderisch so Vieles beim Strom-Verteilen abläuft. Es wird sehr viel zu verschiedensten intelligenten Regelsystemen kommuniziert – und zu viel menschlich unterqualifizierte „Teilnehmer und Befehlshaber“ beanstandet . Ok.
Was ich als qualifizierter, praktisch orientierte Mensch (Facharbeiter/Meister/Ingenieur) aber leider vermisse, ist, dass die allereinfachste Regulierungsmöglichkeit nirgendwo erwähnt —geschweige denn auch genutzt— wird:
Eine Netzspannungsschwankung
welche man in Zukunft nicht nur als schicksalhaft hinnimmt
sondern zur Abpufferung von Maxi- und Mini-Verbrauchsphasen einsetzen kann:
In Deutschland sind 230 V +-10% tolerabel / welches alle unsre elektrischen Verbraucher auch verkraften — und woraus sich doch wohl eigentlich immens viel machen lässt:
+ 1 0% Spannung – was sich im Quadrat auf die Leisrung eines ohmschen Verbrauchers auswirkt — und zwischen quadratisch und linear bei den anderen Verbrauchern, heisst doch wohl,
dass man über die Spannungsregulierung bei den Stromerzeugern deren Abgabeleistung zwischen mimimal/maximal etwa zwischen
81% bis 121% regeln könnte – wenn man denn wollte —
UND SO insgesamt über 30% Netztspannung bereits „bei den üblichen Stromerzeugern“ flexibel verkraften könnte.
Ohne irgendwo Abregeln zu müssen
Ohne zwangsweise Speichern zu müssen
Ohne billig verkaufen — oder gar draufzahlen zu müssen !?!
Selbst wenn in der Praxis nur etwa die Hälfte des obig dargestellten Spielraums möglich wäre, so ginge es immer noch um +- 10% — also insgesamt 20% Regulierung über die einstellbare Einspeisespannung.
Wenn man dann noch – als logischen Folgeschritt- die Einspeisung von grüner Energie sukzessive bis auf Null herabregelt, wenn die Netzspannung sich zwischen 100%=220 V und 105% = 230 V aufzuschaukeln beginnt,
kann man mit relativ einfacher Programmier-und-Schalt-Technik doch wohl mehr erreichen, als mit menschlich und technisch kreuz und quer über-frachteter Arbeitsweise, auf welche fast Alle meine Vor-Kommentatoren Bezug nehmen ?!
Wobei dem Grünstromerzeuger frei steht, -fast-seinen gesamten Strom gut zu vermarkten, wenn ensprechende eigene Stromspeichermöglichkeiten mit aufbaut .
Ich muss mal wieder an einen Steinalt-Witz denken — aus der automobilen Steinzeit:
Ein Auto bleibt mitten im Dorf stehen – und will ums Verrecken nicht mehr starten.
Die einzige Werkstatt vor Ort ist eine Schmiede.
Der Schmiedemeister fragt nach Vorgeschichte und aktuellem Versagen des Automobils.
Denkt nach. Schlägt mit dem kleinen Hammer wo drauf. Auto läuft wieder:
10 Mark verlangt der Schmied. Der Automobilst erzürnt sich über das Missverhältnis einer minimalen Arbeit zu maximaler Honorarforderung und wird vom Schmied belehrt:
Ja, ein Pfennig für den Hammerschlag ist angemessen. Dazu dann noch 9.999 Pfennig für gewusst wo und gewusst wie.
Alles Gute – und Glück auf !
Wolfgang Gerlach
@Wolfgang Gerlach
Ihre Theorie ist tatsächlich simpel und einfach. Sie hat leider auch einen Haken und ist unsozial.
Und zwar steig aufgrund des Leitungswiderstand die Spannung bei Kunden mit mehr Distanziert zum Trafos stärker an. Somit würden Kunden ungleich behandelt.
Ein Kunde der direkt neben dem Trafo ist, würde dabei nie abgeregelt.
Als Sicherheit (NA-Schutz) hat jeder Wechselrichter eine Abschaltfunktion eingebaut, die bei Überspannung die Anlage vom Netz nimmt.
An Wolfgang Gerlach: Bravo! Ich wundere mich uch darüber, dass man Energiemanagement komplizierter macht, als es sein muss. Es bleibt der Eindruck, dass die EVUs mit allen Mitteln verhindern wollen, dass ihnen der Gewinn für den von ihnen erzeugten Strom entgeht. Einige Anmerkungen dazu:
Spannung als Regelgröße für Rückspeisung: Sinnvoll und einfach! Die Schwelle muss aber lokal optimiert eingestellt werden. Am Hauseingang sind Spannungsschwankungen zu erwarten, die möglicherweise über der „Norm“ liegen. Modernen Geräte kommen damit zurecht.
Preisgestaltung: Dynamische Preise für Bezug und Einspeisung sind sinnvoll und gerecht. Erfassung in Zeitrastern (15 Minuten?) am intelligenten Zähler.
Abrechnung: Keine Übertragung der geringen Daten mit Mobilfunk! (Abdeckungslücken, Abhängigkeit von Mobilfunkanbietern, Abhörsicherheit, vollkommen überzogenes 5G nicht im Keller). Endlich übergreifendes LoraWAN! (abhörsicher, hohe Reichweite, geringer Verbrauch, vollkommen ausreichend für alle Messwerte wie Strom, Wasser, Gas!). Wir sind gewohnt, dass „Wärme“ bei Mietern von Auftragsunternehmen wie z.B. Brunata abgerechnet wird. Elektronische Erfassung und Übertragung ermöglicht dynamische Abrechnung und wäre ein Fortschritt, der uns fehlt.
Regulierung: Endlich die Überregulierung einbremsen! „Geeichte“ Zähler in Wallboxen verursachen 1.000 € Mehrkosten. Es muss erlaubt sein, private Ladestation anderen zur Verfügung zu stellen und auch ohne „geeichten“ Zähler abzurechnen, wenn sich die Vertragspartner darin einig sind. Tesla praktiziert dies im Ausland. Deutschland verhindert dies mit absurden Vorgaben.