Photovoltaik, Batteriespeicher, Wärmepumpe, Warmwasser, Wallbox und optionale Mining-Abwärme werden oft als einzelne Geräte gekauft. Stromkosten sinken jedoch erst zuverlässig, wenn Messung, Prognose und Steuerung diese Komponenten zu einem Energiesystem verbinden.
PHT verfolgt genau diesen Ansatz: Solarstrom erzeugen, laufende Lasten versorgen, Energie speichern, Wärme erzeugen und verbleibende Überschüsse gezielt verwenden.[1]
1. Das richtige Optimierungsziel
Eine hohe Eigenverbrauchsquote ist nützlich, aber nicht ausreichend. Ein System kann 100 Prozent Eigenverbrauch erreichen, indem es Energie unnötig verheizt. Das bessere Ziel ist eine gewichtete Kosten- und Nutzenfunktion:
Minimiere: Strombezug + Leistungskosten + Verschleiss + Komfortabweichung − Einspeiseerlös − flexible ErlöseSicherheits- und Temperaturgrenzen sind harte Bedingungen, keine verhandelbaren Kostenpositionen.
Je nach Kunde werden zusätzliche Ziele gewichtet: Autarkie, Notstromreserve, CO₂, maximale PV-Nutzung, kalkulierbare Betriebskosten oder Prozesssicherheit.
2. Architektur eines modernen Energiemanagementsystems
Messschicht
- Netzbezug und Einspeisung am Anschlusspunkt
- PV-Leistung und Wechselrichterstatus
- Batterie-SoC, Lade- und Entladeleistung
- Wärmepumpenleistung, Speicher- und Raumtemperaturen
- Wallbox, Boiler, Miner und weitere Lasten
- Viertelstundenleistung für mögliche Leistungstarife
Prognoseschicht
- Wetter- und PV-Prognose
- historischer Basisverbrauch
- Heiz- und Warmwasserbedarf
- Abfahrtszeit und Ladeziel des Elektroautos
- Tarifkurve und Einspeisevergütung
- aktuelle variable Mining-Werte, falls genutzt
Aktorschicht
- Setpoints oder Freigaben für Batterie und Wechselrichter
- SG-Ready, Modbus, API oder Relais für Wärmepumpe und Boiler
- Wallbox-Leistungsregelung
- Schalt- oder Leistungssteuerung für flexible Verbraucher
- Alarm, Fallback und manuelle Übersteuerung
3. Datenqualität entscheidet über das Ergebnis
Unterschiedliche Geräte melden Werte mit abweichender Verzögerung, Auflösung und Vorzeichenlogik. Ein Wechselrichter kann bereits die PV-Leistung anzeigen, während der Smart Meter erst Sekunden später den Netzbezug aktualisiert. Ohne Zeitstempel und Plausibilisierung reagiert das EMS auf scheinbare Überschüsse.
- Eine führende Messquelle für Netzbezug und Einspeisung bestimmen
- Zeitstempel und Aktualisierungsrate dokumentieren
- Ausfallwerte und Sprünge erkennen
- Messabweichungen zwischen Zähler und Geräten regelmässig prüfen
- Keine Steuerentscheidung aus einem einzigen fehlerhaften Wert ableiten
4. Batteriespeicher richtig einsetzen
Die Batterie erfüllt je nach Projekt mehrere Funktionen:
- PV-Verschiebung in Abend und Nacht
- Peak Shaving bei Leistungstarifen
- Arbitrage bei dynamischen Preisen
- Notstrom- oder Inselreserve, sofern technisch vorgesehen
- Stabilisierung kurzzeitiger Überschussschwankungen
Diese Ziele konkurrieren um dieselbe Kapazität. Eine feste Reserve von beispielsweise 20 Prozent kann für Notstrom sinnvoll sein, reduziert aber den wirtschaftlich nutzbaren Bereich. Ein EMS sollte deshalb mehrere SoC-Zonen definieren: Schutzreserve, planbare Abendreserve und flexible Zone.
späterer Preis × Wirkungsgrad − Zykluskosten > aktueller AlternativwertDer aktuelle Alternativwert kann Einspeisung, direkter Verbrauch oder ein günstiger Netzpreis sein.
5. Wärmepumpe und thermische Speicher integrieren
Wärme bietet oft mehr Speicherkapazität als eine Batterie, aber mit anderen Grenzen. Ein Warmwasser- oder Pufferspeicher kann zeitlich geladen werden; auch die Gebäudemasse speichert Wärme. Die Steuerung muss jedoch vermeiden, dass die Wärmepumpe ineffizient auf zu hohe Temperaturen arbeitet.
Wichtige Parameter
- Mindest- und Komforttemperaturen
- maximal zulässige Speicher- und Vorlauftemperaturen
- Hygiene- und Legionellenprogramm
- Heizkurve und Aussentemperatur
- Sperrzeiten und Mindestlaufzeiten
- verfügbare thermische Kapazität bis zum nächsten Bedarf
Das EMS verschiebt bevorzugt ohnehin notwendige Wärme. Es erzeugt keine unnötige Wärme nur zur Erhöhung des Eigenverbrauchs.
6. Dynamische Tarife und Peak Shaving kombinieren
Ein günstiges Viertelstundenfenster kann gleichzeitig ein hohes Netzlastsignal oder einen Monatspeak verursachen. Deshalb werden zwei Grenzen getrennt geführt:
- Preisgrenze: Wie teuer darf die nächste importierte kWh sein?
- Leistungsgrenze: Wie hoch darf der durchschnittliche Netzbezug in dieser Viertelstunde werden?
EW Höfe bestimmt die relevante Leistung aus der höchsten 15-Minuten-Durchschnittsleistung. Technische Lösungen wie Lastmanagement oder HEMS können Verbraucher so verteilen, dass die Spitze sinkt.[2]
P_frei = P_Peak-Limit − P_aktueller NetzbezugFlexible Lasten teilen sich die freie Leistung nach Deadline und wirtschaftlichem Wert.
7. Prognosebasierter 24-Stunden-Fahrplan
Jeden Abend erstellt das System einen Plan für den Folgetag:
- PV-Produktion und Basislast prognostizieren.
- Wärmebedarf und E-Auto-Ziel bestimmen.
- Tarife und Einspeisevergütung laden.
- Batterie-Reserve und freie Kapazität festlegen.
- Lasten nach Deadline, Leistung und Wert sortieren.
- Fahrplan rechnen und im Betrieb laufend korrigieren.
8. Prioritäten und Konflikte
| Konflikt | Fehlentscheidung | Bessere Regel |
|---|---|---|
| Batterie vs. Wärmepumpe | Immer Batterie zuerst | Wert späteren Stroms gegen Wärmewert und Prognose vergleichen |
| Wallbox vs. Miner | Beide starten bei Überschuss | Abfahrtsdeadline priorisieren, Miner erhält Restleistung |
| Günstiger Tarif vs. Peak | Alle Lasten gleichzeitig | Peak-Limit und Staffelung verwenden |
| PV-Laden vs. Netz-Arbitrage | Batterie nachts voll laden | Platz für angekündigte PV-Produktion reservieren |
| Komfort vs. Preis | Warmwasser nur im billigsten Fenster | Mindesttemperatur und Deadline als harte Grenze |
9. Schnittstellen und Herstellerunabhängigkeit
Für eine langfristig erweiterbare Anlage sollten Schnittstellen bereits bei der Geräteauswahl geprüft werden. Relevante Eigenschaften sind:
- lokale API, Modbus oder dokumentierte Schnittstelle
- Schreiben von Sollwerten statt nur Lesen
- Betrieb auch bei Cloud-Ausfall
- klar dokumentierte Einheiten und Aktualisierungsraten
- Versionierung und Updatepolitik
- manuelle Bedienung und sicherer Standardbetrieb
Eine einfache Relaisfreigabe kann für ein einzelnes Gerät reichen. Für modulierende Lasten und dynamische Tarife ist eine feinere Schnittstelle deutlich wertvoller.
10. Inbetriebnahme und Tests
Eine Regelung ist erst fertig, wenn sie in Grenzfällen getestet wurde:
- plötzliche Wolke bei laufendem Miner
- volle Batterie vor starkem PV-Mittag
- fehlendes Tarifsignal
- Smart-Meter-Kommunikationsausfall
- Wärmepumpe erreicht Maximaltemperatur
- Wallbox-Fahrzeug wird früher benötigt
- Netzbezug nähert sich dem Monatspeak
- Stromausfall und Wiederanlauf
Für jedes Ereignis wird ein erwarteter Zustand dokumentiert. Erst danach beginnt die Optimierungsphase.
11. Monitoring: Was monatlich geprüft wird
| Kennzahl | Frage | Mögliche Korrektur |
|---|---|---|
| Netzbezug nach Zeitfenster | Wird noch in teuren Stunden bezogen? | Fahrplan und Reserven anpassen |
| Einspeisung bei freier Flexibilität | Warum blieb eine Last aus? | Schnittstelle, Temperatur oder Grenzwert prüfen |
| Batteriedurchsatz | Sind Zyklen wirtschaftlich? | Zyklusgrenze oder Preisspread erhöhen |
| Monatsspitze | Welche Last verursachte den Peak? | Peak-Limit und Priorität ändern |
| Wärmepumpeneffizienz | Steigt Verbrauch durch hohe Sollwerte? | Temperaturkorridor reduzieren |
| Miner-Nutzwärmequote | Wird Wärme wirklich genutzt? | Betriebsfenster oder Wärmesenke anpassen |
12. Projektablauf bei PHT
- Erstcheck: Jahresverbrauch und Fotos von Dach, Zählerkasten, Technikraum.
- Bestandsaufnahme: PV, Speicher, Heizung, Netzanschluss, Zähler und Schnittstellen.
- Mess- und Tarifdaten: Lastgang, Einspeisung, Leistung und Tarifmodell.
- Konzept: Zielwerte, Prioritäten, Hardware und Regelstrategie.
- Installation: fachgerechte Montage, Anschluss und Parametrierung.
- Inbetriebnahme: Grenzfälle testen und Dokumentation übergeben.
- Optimierung: reale Daten auswerten und Sollwerte verfeinern.
Häufige Fragen
Was ist der Unterschied zwischen EMS und Wechselrichter-App?
Eine App zeigt häufig einzelne Geräte. Ein EMS koordiniert mehrere Komponenten anhand gemeinsamer Messwerte, Prognosen, Tarife und Prioritäten.
Muss jedes Gerät vom gleichen Hersteller sein?
Nein, aber dokumentierte und ausreichend schnelle Schnittstellen sind wichtig. Die Integrationsfähigkeit sollte vor der Gerätewahl geprüft werden.
Kann ein EMS eine Leistungsspitze verhindern?
Ja, wenn es den Netzbezug in ausreichender Auflösung misst und steuerbare Lasten rechtzeitig reduzieren oder verschieben kann.
Warum soll die Batterie nicht immer voll sein?
Freie Kapazität kann für den nächsten PV-Überschuss wertvoll sein. Der optimale SoC hängt von Prognose, Abendbedarf, Tarifen und Reserve ab.
Funktioniert die Anlage bei Internetausfall?
Sicherheits- und Grundfunktionen sollten lokal weiterlaufen. Dynamische Tarifdaten können vorübergehend fehlen; dafür braucht es einen definierten Fallback.
Patrick Prünster
Geschäftsführer der PHT Energietechnik GmbH in Pfäffikon SZ. Schwerpunkt: Photovoltaik, Batteriespeicher, Wärmepumpen, Lastmanagement und technisch sinnvolle Überschussnutzung.
Quellen und Datenstand
Stand der fachlichen und regulatorischen Angaben: 11. Juli 2026. Tarife, Vergütungen und Mining-Erträge können sich ändern; prüfen Sie immer die aktuell gültigen Bedingungen Ihres Netzbetreibers und Ihrer Anlage.