PV-Eigenverbrauch: so berechnen Sie ihn aus Zählerdaten

Der PV-Eigenverbrauch ist der Anteil der Energie einer Photovoltaikanlage, den der Standort selbst nutzt, statt ihn ins Netz einzuspeisen. Er lässt sich aus zwei Zählerwerten desselben Zeitraums berechnen: Eigenverbrauchsquote = (PV-Erzeugung − Netzeinspeisung) ÷ PV-Erzeugung. Die zweite Kennzahl, der Autarkiegrad, teilt dieselbe am Standort genutzte Solarenergie durch den gesamten Verbrauch des Standorts: Autarkiegrad = (PV-Erzeugung − Netzeinspeisung) ÷ Standortverbrauch.

Beide Kennzahlen sind nur so gut wie die Messungen dahinter. Der Wechselrichter meldet die Erzeugung, der Zähler am Netzanschluss meldet Bezug und Einspeisung, und keiner der beiden liefert allein den Verbrauch des Standorts. Markieren Sie zuerst die Messpunkte im einpoligen Schema und benennen Sie dann jede Datenreihe nach dem Energiefluss, den sie misst.

PV-Eigenverbrauch berechnen

Diese Gleichungen setzen eine gemeinsame AC-Messgrenze voraus, ohne weitere Erzeuger und ohne Speicher. Verteilverluste innerhalb dieser Grenze gehen in den abgeleiteten Standortverbrauch ein. Zählertoleranzen und unterschiedliche Uhren können einen kleinen Rest ergeben, wenn Sie die Bilanz mit separat gemessenen Lasten vergleichen.

Ist die Erzeugung null, ist die Eigenverbrauchsquote für diesen Zeitraum nicht definiert. Ist der Verbrauch null, ist der Autarkiegrad nicht definiert. Zeigen Sie eine Erklärung an, statt durch null zu teilen oder einen erfundenen Prozentwert auszugeben.

Rechenbeispiel: eine Stunde

In einer Stunde erzeugt die PV-Anlage 4 kWh. Der Standort bezieht 1 kWh aus dem Netz und speist 2 kWh ein. Sein Verbrauch beträgt 4 + 1 − 2 = 3 kWh. Davon stammen 2 kWh unmittelbar aus der PV-Anlage. Innerhalb der Stunde können sowohl Bezug als auch Einspeisung auftreten, weil Wolken und Lasten sich ändern.

Eigenverbrauch und Autarkiegrad über einen Tag

Die beiden Kennzahlen beantworten verschiedene Fragen. Die Eigenverbrauchsquote zeigt, ob Größe und Erzeugungszeiten der Anlage zur Last passen: Ein niedriger Wert bedeutet, dass ein großer Teil der Solarenergie eingespeist wird. Der Autarkiegrad zeigt, wie stark die Solarenergie den Netzbezug senkt: Ein niedriger Wert bedeutet, dass der Standort weiterhin den größten Teil seiner Energie bezieht. Eine große Anlage an einer kleinen Last hat eine niedrige Eigenverbrauchsquote und einen hohen Autarkiegrad; eine kleine Anlage an einer großen Last hat das Gegenteil.

Dieser Tag ist in vier Blöcken zu je sechs Stunden am Netzzähler und am Wechselrichter gemessen, ohne Batterie:

Die Eigenverbrauchsquote des Tages beträgt 32 ÷ 46 = 69,6 %, der Autarkiegrad 32 ÷ 62 = 51,6 %. Die Tagessummen allein könnten nahelegen, dass 46 kWh Solarenergie 74 % eines Verbrauchs von 62 kWh gedeckt haben. Gedeckt wurden 51,6 %, weil 14 kWh am Nachmittag anfielen, als die Last sie nicht nutzen konnte, und für den Verbrauch in Nacht und Abend keine Solarenergie zur Verfügung stand.

Ohne gemessene Einspeisung spielt die Intervalllänge eine Rolle. Wenn Sie die am Standort genutzte Solarenergie als den kleineren Wert aus Erzeugung und Verbrauch je Block schätzen, ergibt der Vormittagsblock min(18, 20) = 18 kWh statt der gemessenen 16 kWh, denn innerhalb dieser sechs Stunden hat der Standort 2 kWh eingespeist und zugleich 4 kWh bezogen. Je länger das Intervall, desto stärker überschätzt diese Näherung den Eigenverbrauch. Mit einem getrennt gemessenen Einspeiseregister hängt das Ergebnis nicht von der Intervalllänge ab. Deshalb steht die Messung der Einspeisung an erster Stelle.

Der Rechner summiert zeitlich ausgerichtete Intervallergebnisse auf dieselbe Weise. Seine Beispielwerte dienen nur zur Veranschaulichung und schließen Batterien aus.

Wo gemessen wird: Erzeugung, Netzanschluss und Batterie

Dokumentieren Sie für jeden Wert, ob er gemessen oder berechnet wurde. Ein Hybridwechselrichter kann PV- und Batterieleistung an einer gemeinsamen AC-Klemme zusammenfassen. Dieser Gesamtwert ist keine eigenständige Messung der PV-Erzeugung. Nutzen Sie für die Trennung seine dokumentierten internen Kanäle und halten Sie fest, ob diese DC- oder AC-Werte liefern.

Vorzeichenkonventionen

Zähler und Wechselrichter melden Leistung mit Vorzeichen, und die Hersteller sind sich nicht einig, welche Richtung positiv ist. Ein Netzzähler in Verbraucherzählweise zeigt Bezug positiv und Einspeisung negativ. Der eigene Zähler eines Wechselrichters zeigt die Erzeugung oft positiv. Eine Batterie meldet das Laden je nach Hersteller und Register positiv oder negativ.

Speichern Sie jeden Fluss als positive richtungsbezogene Summe (Bezug, Einspeisung, Erzeugung, Laden, Entladen) und halten Sie Quellregister und Vorzeichenkonvention daneben fest. Prüfen Sie jedes Vorzeichen bei der Inbetriebnahme mit einem bekannten Zustand: zuerst eine Bezugslast bei abgeschalteter PV-Anlage, dann Erzeugung bei Sonnenschein, dann Laden und Entladen der Batterie. Ein umgekehrt montierter Stromsensor oder eine falsche Vorzeicheneinstellung macht aus Einspeisung Bezug, und die Eigenverbrauchsquote verliert ihre Aussagekraft. Der Leitfaden zu negativer Leistung und Zählerabgleich beschreibt die Prüfungen.

Netzbezug und Einspeisung getrennt erhalten

Eine vorzeichenbehaftete Nettoenergiesumme verwirft wichtige Information. 2 kWh Bezug und 2 kWh Einspeisung ergeben netto null, doch beide Flüsse sind für Abrechnung und Solarnutzung relevant.

Bevorzugen Sie getrennte kumulative Register des Zählers für Bezug und Einspeisung. Ermitteln Sie die Energie je Intervall aus den Zählerdifferenzen und behandeln Sie Rücksetzungen und Überläufe ausdrücklich. Wenn Sie stattdessen Leistung integrieren, legen Sie Vorzeichenregel, Abtastintervall und Umgang mit Datenlücken fest. Kurze Einspeisephasen zwischen Stichproben können sonst verschwinden.

Führen Sie Zeitstempel in einer einheitlichen Zeitbasis, bewahren Sie die lokale Abrechnungszeitzone und prüfen Sie Sommerzeitwechsel. Subtrahieren Sie keinen täglich um Mitternacht zurückgesetzten Wechselrichterzähler von einem lebenslangen Zählerstand. Prüfen Sie die Vorzeichen bei der Inbetriebnahme mit einer bekannten Bezugslast und, sofern möglich, einer bekannten Einspeisesituation.

Einspeisebegrenzung und Nulleinspeisung

Wenn der Netzbetreiber die Einspeisung begrenzt, misst eine Einspeisebegrenzung die Leistung am Netzanschlusspunkt und regelt die Wechselrichterleistung so herunter, dass die Einspeisung unter dem vereinbarten Wert bleibt. Ein Standort mit Nulleinspeisung setzt diesen Wert auf null oder nahe null, sodass die Wechselrichter der Last des Standorts folgen.

Das verändert die Zählerwerte. Die Einspeisung bleibt nahe der Grenze, die Eigenverbrauchsquote steigt gegen 100 %, und der Erzeugungszähler erfasst nur die Energie, die die Wechselrichter erzeugen durften. Die vom Begrenzer zurückgehaltene Energie wird nirgends gemessen. Wenn Sie diesen Wert brauchen, schätzen Sie die verfügbare Erzeugung getrennt, zum Beispiel aus Einstrahlung und einem Modell, und führen Sie ihn als eigene, als Schätzung gekennzeichnete Datenreihe. Addieren Sie ihn nicht zur gemessenen Erzeugung.

Vergleichen Sie bei der Inbetriebnahme die Messung des Begrenzers mit dem Netzzähler: Ein Sensor auf der falschen Seite einer Last oder ein langsamer Regelkreis lässt kurze Einspeisespitzen durch. Dokumentieren Sie die vereinbarte Grenze, den Messpunkt und das vom Netzbetreiber geforderte Verhalten. Für Deutschland behandelt der Leitfaden zur VDE-AR-N 4105 die Anschlussregeln in der Niederspannung; die Anwendung zum Monitoring von Nulleinspeisung zeigt Zähler und Signale.

Batterieflüsse ausdrücklich ergänzen

Für eine separat gemessene, AC-gekoppelte Batterie lautet die entsprechende Bilanz:

Standortverbrauch = PV-Erzeugung + Netzbezug + Batterieentladung − Netzeinspeisung − Batterieladung

Alle fünf Größen müssen sich auf dasselbe Intervall und dieselbe AC-Messgrenze beziehen. Mischen Sie in dieser Gleichung nicht DC-Ladeenergie der Batterie mit AC-Entladeenergie des Wechselrichters.

Solarenergie, die in eine Batterie fließt, kann später Lasten versorgen, eingespeist werden oder bei Speicherung und Umwandlung verloren gehen. Kann die Batterie auch aus dem Netz laden, verrät ihre Entladung allein nicht, woher die Energie ursprünglich stammte. Legen Sie die Zuordnungsmethode offen, bevor Sie eine PV-Eigenverbrauchsquote veröffentlichen. Bei kurzen Berichtszeiträumen ist außerdem die gespeicherte Energie zu Beginn und Ende wichtig.

Rechenbeispiel: eine Batteriebilanz über drei Intervalle

Drei Intervalle von je einer Stunde, alle Werte AC-Energie an derselben Messgrenze, jeder Fluss als positive richtungsbezogene Summe:

Die Bilanz geht in jedem Intervall auf: In A flossen von 4 kWh Solarenergie 1 kWh ins Netz, 2 kWh in die Batterie und 1 kWh in die Last. Der Standortverbrauch von 5 kWh ist durch Messung belegt, obwohl keine Last direkt gemessen wurde. Er ist abgeleitet; kennzeichnen Sie ihn entsprechend.

Nicht belegen kann die Bilanz, wie viel der in C entladenen 3 kWh Solarenergie war. Die Batterie hat in A 2 kWh aus der PV-Anlage und in B 2 kWh aus dem Netz aufgenommen. Eine anteilige Zuordnung würde 1,5 kWh der Entladung als Solarenergie werten. Eine Regel, nach der Solarenergie zuerst entnommen wird, käme auf 2 kWh; eine Regel, nach der Netzenergie zuerst entnommen wird, auf 1 kWh. Enthielt die Batterie schon vor Intervall A Energie, ist keine dieser Regeln richtig, solange unbekannt ist, woher diese Energie stammte.

Auch die Differenz von 1 kWh zwischen Laden (4 kWh) und Entladen (3 kWh) ist kein gemessener Verlust. Sie kann noch in der Batterie sein oder bei der Umwandlung verloren gegangen sein. Erst der Energieinhalt der Batterie zu Beginn und Ende des Zeitraums, abgelesen aus dem Batteriemanagementsystem, trennt beides.

Belastbar sind daher diese Ergebnisse:

• Standortverbrauch: 5 kWh, aus der Bilanz gemessen;
• direkt von Lasten genutzte Solarenergie: 1 kWh, in Intervall A;
• in den Speicher geladene Solarenergie: 2 kWh;
• Eigenverbrauchsquote, wenn die angegebene Definition gespeicherte Solarenergie als verbraucht zählt: (4 − 1) ÷ 4 = 75 %;
• Autarkiegrad: nicht bestimmt, bis Zuordnungsregel, Anfangs- und Endenergieinhalt und Umgang mit Verlusten angegeben sind.

Veröffentlichen Sie einen Prozentwert mit Batterie nur, wenn diese drei Angaben daneben stehen. Das Projektarbeitsblatt für das Energiemonitoring bietet Platz, sie je Standort festzuhalten.

Für Steuerung und Inbetriebnahme lesen Sie die Rollen von BMS, EMS und PCS und die Verifikation von BESS-Befehlen. Eine erfolgreiche Befehlsantwort belegt nicht, dass die angeforderte Leistung geliefert wurde.

Bevor Sie einen Jahresertrag schätzen, prüfen Sie, ob die geplanten Modulstrings innerhalb der Spannungs- und Stromgrenzen des Wechselrichters liegen. Verwenden Sie Temperaturkoeffizienten des Moduls und die Auslegungstemperaturen des Standorts. Diese Vorprüfung ersetzt nicht die Auslegungsregeln des Herstellers.

Energieprognosen von gemessener Leistung trennen

Ein PV-Modell wie PVGIS schätzt die Erzeugung anhand von Standort- und Anlagenannahmen. Bewahren Sie Modellversion, Wetterdatensatz, Anlagenleistung, Ausrichtung und Verlustannahmen mit dem Ergebnis auf. Vergleichen Sie gleiche Zeiträume und Messgrenzen, wenn Sie die Anlage an dieser Schätzung messen. Das Werkzeug PV-Ertrag mit PVGIS schätzen fragt eine PVGIS-Schätzung für einen Standort und eine Anlage ab.

Ein modellierter Jahresertrag bestimmt weder Eigenverbrauch noch Batteriegröße. Beides hängt davon ab, wann Erzeugung und Verbrauch zusammentreffen. Nutzen Sie für diesen Vergleich zeitlich ausgerichtete Intervalldaten. Einspeisegrenzen und Abregelung können zudem dazu führen, dass die tatsächlich erzeugte Energie vom verfügbaren Solarangebot abweicht.

Bezogene und eingespeiste Energie getrennt bewerten

Für eine einfache Schätzung mit festen Tarifen und ohne Speicher bewerten Sie direkt am Standort genutzte Solarenergie mit dem vermiedenen Arbeitspreis für Netzbezug. Bewerten Sie eingespeiste Energie mit der Einspeisevergütung. Beide Preise müssen änderbar bleiben.

Beispiel: 2 kWh direkt genutzt zu einem beispielhaften Preis von 0,30 €/kWh vermeiden 0,60 € Energiekosten. Weitere 2 kWh Einspeisung zu beispielhaften 0,10 €/kWh bringen 0,20 €. Zusammen ergibt das 0,80 €, nicht 4 × 0,30 €. Diese Zahlen zeigen nur die Rechnung; sie sind keine angebotenen Tarife.

Zeitabhängige Preise erfordern die Zuordnung jedes Energieflusses zu seiner Preisperiode. Grundpreise, Leistungspreise und Batteriekosten müssen getrennt behandelt werden. Beginnen Sie mit gemessener Energie und dem tatsächlichen Tarif, statt Einsparungen aus der Nennleistung der Anlage zu versprechen. Gemeinschaftsmodelle ändern die Bilanzierung erneut: In einer italienischen Erneuerbare-Energien-Gemeinschaft richtet sich die Förderung nach der in jeder Stunde innerhalb der Gemeinschaft geteilten Energie, und Irlands SRESS vergütet eingespeiste Energie nach eigenen Messregeln.

Vergleichen Sie beide Energiewerte in einem Cashflow-Modell mit festen Tarifen. Tragen Sie Installationskosten, Eigenverbrauch, Einspeisevergütung und Degradation ausdrücklich ein. Die Beispielpreise sind veränderbare Annahmen, keine aktuellen Tarifangebote.

Einen Solarstandort mit EpiSensor messen

Das ZEM-Strommessgerät meldet Spannung, Strom, Wirkleistung, Leistungsfaktor und Energie für jede Phase. Ein ZEM am Wechselrichterausgang und einer am Hausanschluss liefern daher Erzeugung und Netzfluss am selben Gateway und auf derselben Zeitbasis. Wechselrichter und Netzzähler mit dokumentierter Modbus-Registertabelle lassen sich stattdessen direkt über das Gateway auslesen. Edge speichert die Messwerte am Standort, sodass sich die Intervallbilanzen dieses Leitfadens aus einem einzigen Datensatz berechnen lassen. Die Anwendung zum PV-Monitoring zeigt die Messpunkte für einen gewerblichen Standort.