Remeha Electa 300 mit Heizstab nachrüsten

  • Hallo Zusammen,


    Ich nutze meine Electa zusammen mit einer PV Anlage. Daher kann ich die Brennstoffzelle der Electa tagsüber abschalten, weil ich enormen Stromüberschuss habe. Gleichzeitig fällt aber durch den Bezug von Warmwasser die Puffertemperatur schnell ab und der Zusatzbrenner geht immer wieder an, was zu ungewünschtem Gasverbrauch führt. Die Brennstoffzelle schalte ich abends wieder ein, um meinen Stromverbrauch in der Nacht zu senken. Jetzt die Frage. Ist es möglich, den Pufferspeicher mit einem externen Heizstab nachzuheizen, oder vielleicht mit einem eigenen Zirkulationskreis mit Zuheizer in den Zulauf der Brennstoffzelle einzugreifen.

    Vielleicht gibt es schon eine passende Lösung.


    Bin gespannt auf eure Antworten.


    Grüße

    Thorsten

  • enormen Stromüberschuss habe. Gleichzeitig fällt aber durch den Bezug von Warmwasser die Puffertemperatur schnell ab

    Das ist ja auch nachvollziehbar.

    Da die Gaspreise nie mehr so sein werden, wie sie mal waren und Heiz - und Warmwasserkosten in den nächsten JAhren reduziert werden müssen, haben wir uns für den Zubau einer Wärmepumpe entschieden.


    Vieleicht ja auch was für Dich ?

  • Gleichzeitig fällt aber durch den Bezug von Warmwasser die Puffertemperatur schnell ab

    Habt ihr denn tagsüber andauernd irgendwelche Warmwasser-Verbraucher, die ständig diesen Effekt auslösen? Oder läuft womöglich die Zirkulation (überflüssigerweise) den ganzen Tag durch? Im letzteren Fall gäbe es die einfache Möglichkeit, die Zirkulation über eine Zeitschaltuhr nur dann laufen zu lassen, wenn üblicherweise auch WW-Bedarf da ist: Zum Beispiel nur morgens und abends je eine Stunde.


    Aber auch wenn man aus dieser Ecke nichts machen kann, stellt sich mir die Frage, welchen Sinn so ein Heizstab haben soll. Dass Du die BZ ausstellst während Du Strom aus der PV beziehst, verstehe ich noch – es geht ja darum Gas zu sparen. Aber wenn während dieser Zeit (egal warum) Wärme benötigt wird, kannst Du dafür entweder Gas einsetzen (aktuell 10-12 ct/kWh) oder PV-Strom (entgangene Einspeisevergütung – je nach Inbetriebnahme der Anlage – vielleicht 7-12 ct/kWh). Der wirtschaftliche Vorteil durch den Heizstab hat also eine Größenordnung von bestenfalls 5 ct/kWh. Nimmt man an, dass der TWW-Bedarf für einen normalen Haushalt bei 12 kWh/Tag liegt, so geht es um eine Differenz von maximal 60 ct/Tag, oder in 100 Tagen pro Jahr (länger macht so eine Betriebsweise keinen Sinn) zwischen Null und 60 EUR/Jahr – aber nur wenn der gesamte TWW-Verbrauch so gedeckt würde. Da aber die BZ bei Dir auch im Sommer sinnvollerweise nachts läuft und in acht Stunden ca. 9 kWh Warmwasser erzeugt, ist es viel weniger. Wenn man sich überlegt was so ein Heizstab einschl. Einbau kostet (300 EUR dürfte das Minimum sein), so dürfte er sich kaum schneller als in zehn Jahren amortisieren – wahrscheinlich sind es eher 20. Und dem Klima erweist Du damit einen Bärendienst, weil der PV-Strom, den Du (anstatt ihn einzuspeisen) im Heizstab verballerst, ansonsten Gas- oder Kohlestrom ersetzt hätte, der (wegen des Wirkungsgrades) mit mindestens der doppelten CO2-Emission versehen ist wie Deine Zusatztherme.


    Also wenn Du für die Umwelt und/oder für deinen Geldbeutel was tun willst, solltest Du besser versuchen, tagsüber den TWW-Verbrauch zu optimieren.

    Viessmann Vitotwin 300-W (1 kWel, 6 kWth) seit 2012

    PV-Anlage 8,45 kWp (65 x Solarworld SW 130poly Ost/Süd/West, SMA 5000 TL und 3000) seit 2010

    Solarthermie Viessmann Vitosol 300 Vakuumröhren 13,8 qm (Vorgänger Flachkollektoren 14 qm 2004-2021, davor 8 qm 1979-2003)

    3 Mal editiert, zuletzt von sailor773 () aus folgendem Grund: Ergänzung

  • Wie schon geschrieben. Die Kosten dafür wirst du so schnell nicht wieder hin bekommen.


    Was aber möglich wäre:

    Die Anschlüsse vom HK2 nehmen (falls dieser belegt ist versuche diesen trotzdem mit einer Umschaltung oder so zu nutzen, da der Rücklauf vom HK1 nach ganz unten in den Speicher lauft und die Schichtung im Speicher noch mehr kaputt macht als die Zirkulation bei euch)


    Könnte folgend funktionieren: mit einer kleinen Pumpe und einer Notheizung oder einer Art Durchlauferhitzer.


    Oder ganz elegant mit einer kleinen Brauchwasser Wärmepumpe dann könntest du einen eleganten halbwegs sauberen bivalenten betrieb schaffen.


  • Da die Gaspreise nie mehr so sein werden, wie sie mal waren und Heiz - und Warmwasserkosten in den nächsten Jahren reduziert werden müssen, haben wir uns für den Zubau einer Wärmepumpe entschieden.

    Eine kleine WW-Wärmepumpe, die ihre Wärme aus der Umgebung zieht (=Klimaanlagenfunktion), wäre ggf. ein Lösung, allerdings muss man das einfach wollen und nicht jeden Pfennig zweimal umdrehen müssen. Finanziell ist der CAPEX höchstwahrscheinlich noch höher als der Einbau eines E-Heizers, welche von Überschüssen der PV-Anlage gespeist wird.


    Wie schon geschrieben wurde, ist es fürs Gesamtsystem besser, die konventionellen Kraftwerke (nicht nur in DE sondern auch in Nachbarstaaten) zu ärgern, indem man PV-Strom ins Netz einspeist und deren Vollbenutzungsstunden reduziert. Auch ist der exergetische Wirkungsgrad eines E-Heizers mit rund 15 % (d.h. über 80 % Verluste des Arbeitswertes der Energie) recht schlecht. Sowas ist zulässig als Backup-Lösung für Notfälle und zur Spitzenabdeckung, aber ich würde es nicht dauerhaft betreiben.


    Dann möchte ich noch auf die aktuellen Gaspreise verweisen: sie liegen momentan am Spotmarkt wieder unter 30 €/MWh (TTF), in der selben Höhe wie noch Mitte 2021. Ich möchte den Seitenhieb nicht verkneifen, dass der Krieg in der Ukraine noch immer tobt. Die simple These, dass der Ukrainekrieg Schuld an den hohen Gaspreisen sei, kann damit ins Reich der Mythen und Märchen verbannt werden.


    Was höchstwahrscheinlich passiert ist, ist ein Auswirkung der COVID-Pandemie. Zum einen sieht man am Preisverlauf dass die rückläufigen Verbräuche 2020 dazu geführt haben, dass der TFF-Preis bis auf 5 €/MWh gefallen ist, der Ölpreis ist sogar kurzzeitig negativ geworden, weil die Speicher voll waren. Öl- und Gasfirmen hatten also mit rückläufigen Einnahmen zu kämpfen. Wie andere Firmen auch, werden in so einem Fall mögliche Ausgaben gekappt, um die Liquidität zu schonen. Die BGR Energiestudie 2021 zitiert Rystad Energy (S. 39), die von einem Rückgang (aufschiebbarer) Investitionen in 2020 von etwa einem Drittel berichten. Weiterhin gibt es die ASPO-Jünger, zu denen ich mich auch zähle, die erwarten, dass die 2020er-Jahre das Jahrzehnt der Maximalförderung von Öl, Gas und Kohle (angebots- nicht nachfragebedingt) sind. Wenn man also sowieso schon am Rande des Peaks ist und dann die Investitionen in die Erschließung und Erhaltung von Förderkapazitäten reduziert, dann sollte man sich nicht wundern, wenn mit dem Anziehen der Wirtschaft ab 2021 und damit der Nachfrage die Preise in die Höhe schießen, weil die Förderung nicht so schnell nachkommt. "The current energy crisis is in essence a gas price shock, which also impacts electricity prices. With the economic recovery in 2021, global gas demand bounced back to pre-pandemic levels and outstripped supply." ACER April 2022. Der Preisanstieg ging schon 2021 los (von ca. 20 €/MWh in Q1 auf ca. 100 €/MWh in Q4) und betraf auch Kohle sowie Erdöl.


    Der Ukrainekrieg hat ohne Frage die Märkte beunruhigt, aber man muss zur Kenntnis nehmen, dass Gazprom immer noch über die Ukraine die Transgas-Trasse bedient. Direkt nach dem Einmarsch der Russen haben die Importeure im Westen sogar die Bestellungen erhöht, aktuell sind es ca. 400 GWh/d die am Grenzübergangspunkt Uzhgorod in die EU fließen. Weder die Ukrainer noch die Russen haben scheinbar ein Interesse daran, die Gaslieferungen zu beeinden. Und direkt nach dem Überfall auf die Ukraine wurde nicht NordStream I abgeschiebert, sondern der Krieg hatte nur mittelbar über die Sanktionspolitik einfluss auf die Gasversorgung. Erst Mitte Juni ging das Spiel "Wie du mir, so ich dir" los und die Flüsse durch die Ostsee wurden erst begrenzt und dann später ganz eingestellt - offiziell weil die Turbinen für die Kompresserstation Portovaya nicht normkonform gewartet werden konnten - mit normkonform meine ich juristische Normen, wie man trotz einer ausgesprochenen Sanktion die Ausnahmegenehmigungen gestaltet, dass beide Parteien nicht als Sanktionsbrecher gelten, die ggf. deswegen weitere Vergeltungsmaßnahmen zur Folge haben.


    Schaut man sich die Preise für LNG auf dem Weltmarkt an, dann zeigt sich dass in der Regel der LNG-Preis über dem TTF-Preis liegt, d.h. LNG wurde in Europa im Sinne einer Merit-Order für Erdgas eher zur Deckung der Spitzenlast verwendet, zur Deckung der Grundlast/Mittellast hat man bevorzugt Pipelinegas aus den Niederlanden, von der Nordsee, aus Russland und Algerien bezogen. Schaut man sich die üblichen Vertragslaufzeiten für den LNG-Bezug an (Figur Contracts signed by Duration), dann sieht man, dass nur ein Bruchteil der Verträge Kurzläufer unter 5 Jahren sind. Meistens werden LNG-Lieferverträge so abgeschlossen, dass das finanzielle Risiko bei einem Neubau eines Verflüssigungsterminals minimiert wird. Erst wenn die Anlage abgeschrieben ist, tut man sich leichter, nur noch auf kurzfristige Preissignale am Spotmarkt zu achten, bzw. mit kurzfristigen Lieferbeziehungen als Swing Producer zu agieren.


    Meine Interpretation ist die, dass die EU ihre LNG-Terminals bis 2019 nur zu etwa 30 % ausgenutzt hatte, danach waren günstige Mengen im kurzfristigen Handel verfügbar, die das Importvolumen erhöhten, und 2022 stieg die Auslastung auf über 60 %, aber bei sehr hohen Preisen. Die Importzunahme 2022 war vermutlich dadurch gekennzeichnet, dass die Mengen im kurzfristigen Handel bezogen wurde, d.h. man hat anderen Importländern gegen gutes Geld ihre reservierten Mengen weggekauft, die dann z.T. ihren Verbrauch gedrosselt haben oder auf einen anderen Energieträger umsteigen konnten (z.B. mehr Kohle verbrennen) und die freiwerdenen Mengen in die EU verschicken konnten. Indem nun auch die ausgefallenen Mengen aus Russland durch mittel- bis längerfristige LNG-Verträge gesichert werden konnten, hat das Chaos am Spotmarkt aufgehört, und die Preise sind gesunken.


    Gruß,

    Gunnar

    Ist die Wärme kraftgekoppelt, wird die Energie gedoppelt. (Ulli Brosziewski)

  • Finanziell ist der CAPEX höchstwahrscheinlich noch höher als der Einbau eines E-Heizers, welche von Überschüssen der PV-Anlage gespeist wird.

    Unsere Wärmepumpen werden aktuell, d.h. bis auf weiteres auch nur mit Eigenstrom aus PV und KWK betrieben, der ansonsten eingespeist worden wäre.

    Zusätzlich steht uns ab sofort auch die neue grosse Luft - Wasser Wärmepumpe zur Verfügung.

    Gaspreise an der Gasbörse sind ja gut und schön, mich und sicherlich auch die anderen interessiert was wir als Verbraucher am Gaszähler bezahlen müssen. Schweren Herzens habe ich einen Jahresvertrag mit 9,5 ct / kWh inkl MwSt abgeschlossen um mich für den kommenden Winter abzusichern.

    Was den CapEx betrifft muss man das auf mind. 20 Jahre sehen, auch unter Umweltaspekt und das auch wir vermutlich in wenigen Jahren einen dynamischer Strompreis haben werden, der uns mit günstigem Windstrom unsere Wärmepumpen dann mit Netzstrom betreiben läßt. Dann wäre der Dachs nur noch zu Strom - Hochpreiszeiten aktiv.

  • Die simple These, dass der Ukrainekrieg Schuld an den hohen Gaspreisen sei, kann damit ins Reich der Mythen und Märchen verbannt werden.

    Generell stimme ich Deiner Analyse zu, aber der Ukrainekrieg hat schon auch eine ganz wesentliche Rolle gespielt.


    Die Ausschläge am Gasmarkt begannen im Sommer 2021, wahrscheinlich aus den von Dir genannten Gründen. Aber die Monster-Preisspitze 2022 bis zu 340 EUR/MWh fing Mitte Juni 2022 an, exakt zu dem Zeitpunkt als Russland die Versorgung Deutschlands mit Erdgas (zu dem Zeitpunkt ca. 37% unserer Gesamt-Importe) erstmalig zunächst um 60% reduziert hat. Der Höhepunkt der Preisspitze korrelierte dann exakt mit der endgültigen Einstellung der russischen Gaslieferungen nach Deutschland. (Ob die Land-Pipelines zu dem Zeitpunkt noch funktionierten – z.B. zur Versorgung des von Putin-Freund Orban regierten Ungarn – spielt keine Rolle: In Deutschland kam jedenfalls ab 01.09.22 nichts mehr an, auch nicht indirekt z.B. über Tschechien oder Polen.)


    Dass die Märkte in so einer Situation panisch reagiert haben, halte ich für verständlich – es wusste ja niemand wie das weiter geht, es war ja sogar auf allen Sendern von Rationierung und Gassperren für bestimmte Branchen die Rede. Erst als sich graduell herausstellte, dass wir die Sache in den Griff kriegen (und zwar nicht wegen LNG-Importen, sondern weil Bevölkerung und Industrie kräftig gespart haben), sind die Preise bis zum Jahresende auf 80 EUR/MWh zurückgegangen. Dass der Winter insgesamt mild werden würde, wusste zu dem Zeitpunkt noch niemand: Der Dezember 2022 war eher kälter als in den letzten Jahren, und die dreiwöchige Dunkelflaute in der 48.-50. KW mit exzessivem Einsatz von Gaskraftwerken hat auch nicht wirklich geholfen. Dass danach die Preise weiter bis aktuell 25 EUR/MWh zurückgegangen sind, lag dann wohl schon an dem ab Jahresbeginn milden Winter, plus inflationsbedingtem Konjunktur-Einbruch, plus ein bisschen LNG-Importen (letztere nie mehr als 10% der bereits um ein Drittel reduzierten Importe).


    Und damit kommen wir zurück zur Kernfrage.

    Da die Gaspreise nie mehr so sein werden, wie sie mal waren

    Die Gaspreise an der Börse sind mit 25 EUR/MWh aktuell wieder dort angekommen, wo sie z.B. 2012 bis 2014 jahrelang gewesen sind. Damals konnte man bei uns Erdgas für ca. 4 ct/kWh netto beziehen. Dass die Endverbraucher-Gaspreise (netto) heute mehr als doppelt so hoch liegen, kommt zu einem kleinen Teil (0,6 ct/kWh) aus der CO2-Abgabe, die es 2012 noch nicht gab. Etwa 2 ct/kWh ist der Terminmarkt-Aufschlag für den kommenden Winter – der war 2012 viel niedriger. Der Rest ist Gewinn, den sich die verschiedenen Zwischenhändler teilen. Deutliche Rückgänge bei den Verbraucherpreisen dürften sich nur ergeben, wenn das derzeitige Niveau an den Börsen so bleibt. Anders als in den Zehnerjahren halte ich das aber für unwahrscheinlich: Es bleibt ja die Tatsache, dass allein in Deutschland ca. 1.750 GWh/Tag russisches Erdgas an den Märkten fehlen, und das wird langfristig auch nicht mehr kommen. Weitere fundamentale Preissenkungen kann es also erst geben, wenn – angesichts gleichbleibend vermindertem Angebot – bei uns die Nachfrage nochmals deutlich zurückgeht. Ob und wann es dazu kommt, da muss jeder seine eigene Glaskugel befragen: Meine Glaskugel sagt erstmal jedenfalls nicht. Die Möglichkeiten für Einsparungen sind jetzt erschöpft, und was in den nächsten Jahren vieleicht (mit oder ohne GEG) durch den Abbau von Gasheizungen gespart wird, dürfte mindestens aufgewogen werden durch den Mehrverbrauch in Gaskraftwerken wegen des erfolgten Atom- und des geplanten Kohleausstiegs (sowie Mehrbedarf für E-Autos und Wärmepumpen, wenn mal wieder kein Wind weht). Die Umsatzsteuer auf Erdgas wird jedenfalls wieder auf 19% erhöht. Hinzu kommt, dass (aus meiner Sicht hoffentlich) die aktuell noch viel zu niedrige CO2-Abgabe in den nächsten Jahren auf Marktniveau (90 EUR/t) erhöht wird – das allein würde für ca. 2 ct/kWh Preiserhöhung stehen.


    Fazit: Ich halte das gegenwärtige Preisniveau von ca. 10 ct/kWh brutto für Erdgas eher für die Untergrenze. Bei Entscheidungen für oder gegen bestimmte Heizungssysteme würde ich mindestens diesen Preis zugrunde legen.

    Viessmann Vitotwin 300-W (1 kWel, 6 kWth) seit 2012

    PV-Anlage 8,45 kWp (65 x Solarworld SW 130poly Ost/Süd/West, SMA 5000 TL und 3000) seit 2010

    Solarthermie Viessmann Vitosol 300 Vakuumröhren 13,8 qm (Vorgänger Flachkollektoren 14 qm 2004-2021, davor 8 qm 1979-2003)

    Einmal editiert, zuletzt von sailor773 ()

  • Die simple These, dass der Ukrainekrieg Schuld an den hohen Gaspreisen sei, kann damit ins Reich der Mythen und Märchen verbannt werden.

    Die Preisbildung folgt komplexen Zusammenhängen und da gehören sicher auch die von Dir genannten Punkte dazu. Zwei Punkte würde ich etwas differenzierter gewichten:

    1. Ich denke nicht, dass die Förderung nicht schneller angefahren werden konnte, es war aber von den Förderländern nicht gewollt, um den Preis zu treiben.

    2. Im Sommer 2021 begann das Säbelrasseln Putins, lauter zu werden. Damit wurden die Chancen für Nordstream2 weiter reduziert und min. die Einkäufer für Gas schauten nach teureren Lieferanten.

    Lesen gefährdet die Dummheit! Denken gefährdet Vorurteile!
    Der geistige Horizont mancher Menschen hat einen Radius von NULL. Das nennen sie dann Standpunkt.

  • Fazit: Ich halte das gegenwärtige Preisniveau von ca. 10 ct/kWh brutto für Erdgas eher für die Untergrenze. Bei Entscheidungen für oder gegen bestimmte Heizungssysteme würde ich mindestens diesen Preis zugrunde legen.

    Da gehen wir konform und darum geht es sicherlich allen.

    In den "neuen" Gaspreisen sind jan un auch "Bevorratungsabgaben" usw. mit drin, die Erdgas verteuert jedoch sehe ich auch den Angstzuschlag und Zusatzgewinnzuschlag.

  • Finanziell ist der CAPEX [einer kleinen WW-Wärmepumpe] höchstwahrscheinlich noch höher als der Einbau eines E-Heizers, welche von Überschüssen der PV-Anlage gespeist wird.

    Unsere Wärmepumpen werden aktuell, d.h. bis auf weiteres auch nur mit Eigenstrom aus PV und KWK betrieben, der ansonsten eingespeist worden wäre.

    Ja, genau. Und wenn der PV-Strom eingespeist worden wäre, dann hätte er wahrscheinlich gemöß der Merit-Oder ein Kraftwerk im Bereich des Grenzkraftwerks verdrängt. Und es ist nach wie vor noch viel zu verdrängen, wenn man auf die CO2-Emissionen wert legt, selbst bei dem schönen Wetter der letzten Woche.



    Der Wärmepumpenstrom ist also mit dem Bezugsmix zu bewerten, auch wenn man für sich eine besondere vertragliche Lösung gefunden hat. Nach wie vor fahren disponible Kraftwerke hoch, um die Last zu decken. Dass wir Überschussstrom haben, ist eher ein lokales Phänomen und noch kein globales, was im ganzen Land gilt, sondern eher durch Netzengpässe bedingt wird (Einspeisemanagement im Verteilnetz + Redispatch im vermaschtem Übertragungsnetz, was jetzt beides in RD 2.0 zusammengefasst wurde). Und in der Heizperiode ist der PV-Ertrag eher schmal, d.h. mit dem eigenem Dach im Winter die Wärmepumpe zu beheizen, klappt meist nicht schon alleine wegen dem Mengengerüst. Die Kombination von KWK mit WP ist schon eher zu empfehlen, auch weil 3 Luft-Wasser-WP mit einem COP von 3 durch eine zukünftige Brennstoffzelle (ca s=1) zu versorgen ist. Ein 150.000 Kellerprogramm würde also helfen, die 500.000 Wärmepumpen zu kompensieren. Dann hätte man eine außentemperaturunabhängige Systemlast, und nicht wie in Frankreich einen Gradienten von 2,4 GW pro Grad Abnahme der Außentemperatur und Zunahme der Heizlast.

    Was den CapEx betrifft muss man das auf mind. 20 Jahre sehen, auch unter Umweltaspekt und das auch wir vermutlich in wenigen Jahren einen dynamischer Strompreis haben werden, der uns mit günstigem Windstrom unsere Wärmepumpen dann mit Netzstrom betreiben läßt. Dann wäre der Dachs nur noch zu Strom - Hochpreiszeiten aktiv.

    Heute haben wir einen Primärenergieverbrauch von ca 3600 TWh, den kann man sicherlich aufgrund der heutigen Verlusten von Wärmekraftmaschinen und schlechten exergetischen Wirkungsgraden bei der Erzeugung von niederkalorischer Wärme auf die Hälfte senken. Das sind dann aber immer noch rund 1800 TWh pro Jahr. Ich mache dann eine Milchmädchenrechnung auf, die ganz grob die Systemverluste beinhaltet und eine komplette Sektorenkopplung beinhaltet. 600 GW PV + 600 GW Wind (Onshore), wobei beim Mengengerüst man 2 GW Onshore mit 1 GW Offshore tauschen kann. Vollbenutzungstunden PV:1000 h, Wind an Land: 2000+ h, Wind auf See: 4000+ h. Somit besteht die Ernte aus 600 TWh Sonnen- und 1200 TWh Windenergie. 600 GW ist eine Menge, in einem System, das heute auf vielleicht 80-100 GW ausgelegt ist, und dabei ist heute die durchschnittliche Transportentfernung von der Quelle zur Senke nur etwas über 100 km.


    Voltage Dependent Power Consumption (S. 11) - Die Photovoltaik ist vor allem im Verteilnetz zu Haus. Ich stelle mir das sehr schwierig vor, im Tageswechsel die Solarerträge quer durch die Republik zu transportieren, selbst wenn das am Ende nur 400 GW werden. In der Nieder- und auch in der Mittelspannung hat man aufgrund des vergleichbar großen R-Anteils in der Impedanz der Leitungen (=Freileitungen + Kabel) eine Reaktion der Spannung bei Wirkleistungsflüssen. Damit ist es ein No-Brainer, die Kleinstanlagen im NS-Netz auf die Spannung reagieren zu lassen, genauso wie eine P(f)-Statik bei den Erzeugungsanlagen gemäß VDE-AR-4105 ab 2011 Standard wurde, und in der Mittelspannungsrichtlinie schon 2008 eingeführt wurde. Das ist super simpel, ergibt eine robuste Funktion ohne übergelagerte Steuerung und ist vor allem günstig zu implementieren. Niedrige Transaktionskosten sind sehr wichtig bei Kleinstanlagen von ein paar kW Leistung, sonst wird das nichts, sondern nur eine Selbstbeschäftigung. Wenn der dynamische Strompreis im Stundentakt zur Verfügung steht, dann wundere ich mich, ob dies das Problem von den deterministischen Frequenzabweichungen schlimmer macht.


    Gruß,

    Gunnar

    Ist die Wärme kraftgekoppelt, wird die Energie gedoppelt. (Ulli Brosziewski)

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