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  • Happy birthday


    netzentlaster.de


    Ja huch,

    und hier im thread-Anfang seh ich gerade, dass es in diesen Kreisen schon vorher verkündet wurde...


    Ich hatte mir immer den 01.04. als Starttermin gemerkt.


    Nun ja,

    das bleibt jetzt so und es gilt den 11 Geburtstag zu feiern. :-:


    Weniger zu feiern, dass in den 11 Jahren

    - die Netzentgeltverordnung noch immer die Gleiche ist und HT/NT-Tarife als der letzte Schreib gepriesen wird

    (kein Quatsch, neulich in einer Anhörung drin, wo VNB es so bewährt finden, dass vll. statische Anpassung der Zeitfenster DIE Lösung seinen könnten)

    - das smartmeter-Rollout weiterhin volle Fahrt aufnimmt (so wie vor 11Jahren bereits) ^|__|^


    Das ist ein ganz dickes Brett.

    Gut, das Thema flexibler Tarife und idealerweise auch Netzentgelte wird mittlerweile schon wahr genommen,

    allerdings kratzt man wirklich nur an den obersten Spänen.

    Die Säge muss noch gefunden und geschärft werden.


    dazu vielleicht eine kleine Stellungnahme (zu später Stunde, 1in vor Abgabefrist gestern versandt)

  • +115 % Un sofortige Trennung, +110 % Un 10-min-Mittelwert)

    Un ist doch 230 V, richtig?

    Ja, Un steht für die Nennspannung: U ist das Symbol für die Spannung und der Index n wird üblicherweise für Nennwerte benutzt.

    230 V mal 115% bzw. 110% bedeutet dann eine Spannungsspitze von 264,5 V bzw. 253 V, die als Signal zum Abschalten von PV- und ggf. auch KWK-Anlagen verwendet werden würde.

    Nicht würde, sondern wird. Das ist schon relativ lange gang und gäbe, angefangen mit der

    VDE 0126 bis zum Nachfolger VDE-AR-N 4105 sind Werte für den Frequenz- und Spannungsschutz vorgegeben, das war auch die Primärfunktion der VDE 0126 (Einrichtung zur Netzüberwachung mit zugeordneten Schaltorganen). Es war also eine Norm für die engl. Interface Protection, bei der VDE-AR-N 4105 ist das auch drin, aber noch vieles mehr.


    Zur Spannung gibt die Schutzfunktionen

    U>> schnelle Überspannung

    U> Überspannung

    U< Unterspannung

    U<< schnelle Unterspannung


    Es wird noch für Anlagen bis 50 kW und über 50 kW unterschieden, das hängt mit dem UVRT-Anforderungen zusammen, von denen die Mikros (bis 50 kW laut EED Art. 2-39 ) ausgenommen sind.


    bis 50 kW: Grenzwert, maximale Zeit zum Trennen

    U>> schnelle Überspannung 115 %, 200 ms

    U> Überspannung 110 %, 10-Min-Mittelwert

    U< Unterspannung 80 %, 200 ms

    U<< schnelle Unterspannung entfällt


    über 50 kW

    U>> schnelle Überspannung 125 %, 200 ms

    U> Überspannung 110 %, 10-Min-Mittelwert

    U< Unterspannung 80 %, 1 s

    U<< schnelle Unterspannung 45 %, 400 ms

    So wie ich die Studie lese, kann es sich dabei nicht nur um seltene Notfälle handeln. Immerhin ist von "maximal 5% der Jahresproduktion" die Rede,

    Praktischerweise macht man es heute so, dass man die leichter zu abregelnden Anlagen abregelt (auch aus regulatorischer Sicht "leichter", wegen Priorisierung oder auch Abrechnungsaufwand zur Ermittlung der Entschädigung) und die anderen Anlagen daneben in Ruhe lässt. Das wäre auch meine Empfehlung einer Größenstaffelung: das Kleinzeug kann man erstmal in Ruhe lassen, wenn ich mit wenigen Griffen die notwendige Menge mit größeren Anlagen, die auch direkt per SCADA-Box an die Netzleitzentrale angeschlossen sind, reduziert habe.

    Aus Laiensicht (bin weder Elektriker noch Elektroniker) frage ich mich da schon, ob die am Netz angeschlossenen Verbraucher (z.B. Unterhaltungs- und Büroelektronik) das auf die Dauer überhaupt aushalten?

    Ja. Auslegungsrelevant für Elektronik sind ja nicht nur die langsamen Vorgänge, über die wir uns hier austauschen, welche durch Lastflüsse (Einspeiser + Verbraucher) bedingt werden, sondern auch Schalthandlungen, Kurzschlüsse, Wanderwellen, atmosphärische Störungen = Blitzschlag, etc. Dafür hat sich ehemals CBEMA (Computer & Business Equipment Manufacturer’s Association), heute ITIC (Information Technology Industry Council) eine Robustheitskurve ausgedacht, welche übliche Geräte aushalten sollen. Die 125 % Überspannung im OVRT-Fall kommen da her, dass sowieso schon 115 % zulässig waren (für ein paar Minuten und Sekunden), d.h. Geräte am Netz waren auch darauf ausgelegt, ansonsten haben ihre Herrsteller Kunden verloren, weil diese sich schnell in Elektroschrott wandelten. Dann kam vor ein paar Jahren der Lerneffekt, dass dazu noch ein Hub von rund 10 % drauf kam, wenn bei einer Störungerzeuger abschalteten und dann Lastflüsse im HS / HöS sehr schnell abnahmen. Strom über eine induktive Freileitung zieht die Spannung etwas runter, d.h. plötzlich kleiner Stromflusse lassen die Spannung hochspringen. Innerhalb von ein paar Sekunden bis maximal einer Minute sind über die üblichen Spannungsregelkonzepte (Laststufenschalter am Leistungstrafo, Q(U)-Regelung der Erzeugungsanlagen) diese Überspannungen abgebaut, aber in dieser Zeit braucht man ein gewisses Maß an Robustheit.

    Und das regelmäßige Inanspruchnehmen einer Sicherungseinrichtung (Überspannungsschutz) kann doch Geräten wie Wechselrichtern oder dem ENS beim BHKW auch nicht gut tun.

    Einem Wechselrichter ist das mehr oder weniger egal, der schaltet mit einer Schaltfrequenz von mehreren Kilohertz. Das BHKW sollte natürlich nicht so häufig takten, aber wenn je nach Wetterlage sowieso 1-2 Zyklen pro Tag gefahren wird, dann geht es nicht darum, diesen Wert zu verdreifachen, sondern einfach die An- und Aussignale etwas nach früher oder später zu verschieben.

    Davon ab ist das gleichzeitige Abschalten zahlreicher Erzeuger in einem Netz beim Erreichen eines bestimmten Trigger-Wertes doch auch nicht wünschenswert. Man müsste dann eher v.a. die PV-Wechselrichter (auch im Bestand) mit einer Elektronik ausrüsten, die beim Überschreiten bestimmter Spannungs- oder Frequenzwerte die Leistung allmählich runterfährt.

    Das stimmt bei der Frequenz (vgl. 50,2 Hz Problem), die ja mehr oder weniger überall gleich ist in derselben Synchronzone, aber die Spannung ist vorne am Trafo, hinten am Strang und in der Mitte aufgrund der Lastflüsse auf der Leitung und dem damit verbundenen Spannungsabfall unterschiedlich. Kein Grund zur Beunruhigung. In Österreich gibt's die P(U)-Regelung schon (TOR Erzeuger, Seite 31: Spannungsgeführte Wirkleistungsabregelung), aber gemäß dem NSA-Prinzip Nutzen-statt-Abregeln wäre es besser, zuerstmal disponible Verbraucher zu einem höherem Leistungsbezug zu motivieren, bevor man die Erzeuger abregelt.

    Die Netzstabilisierung über Verbrauchssenken lässt sich m.E. im Bereich der Privathaushalte nur über E-Autos erreichen. Wärmepumpen sind dafür gerade in den Sommermonaten mit hoher PV-Leistung mangels Wärmebedarf kaum geeignet.

    Es stimmt, das Wärmepumpen eher im Winter in Betrieb sind, aber es gibt ja Wärmepumpen, die auch als ,Klimaanlagen laufen. Weiterhin kennt man in der Übergangszeit Tage mit blauem Himmel und kalten Außentemperaturen, die auch hohe PV-Spitzen erzeugen, wenn auch nicht so lang bis zum Sonnenuntergang. Dann sollte man nehmen, was man kriegen kann. Auch gibt es das Argument, dass die E-Autos während der Arbeitszeiten aus dem Wohngebiet verschwinden und ins Gewerbegebiet fahren. Das stimmt, aber es sind halt nicht alle. Ein paar bleiben auch da und auch im Gewerbebetrieb können sie, wenn beim Arbeitgeber geladen werden darf, das dortige Netz stützen. Als Ultima Ratio kann immer noch abgeregelt werden, aber das sollte eher nur noch selten geschehen.


    Gruß,

    Gunnar

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

  • Die Planspiele oder Denkspiele halte ich für absolut unrealistisch, warum sollte man das auch machen, dafür haben wir z.B. Internetverbindungen die das wesentlich besser steuern können.

    Vielleicht habe ich noch ein anderes Preisgefüge im Kopf, aber damit der Traum vom Smart Meter funktioniert, braucht neben dem a) elektronischem Zähler ("modernes Messsystem") auch noch die b) Kommunikationseinheit ("Smart Meter Gateway"). Wieviel kostet (Anschaffungspreis) das eine und das andere Gerät. Ich dachte immer, die Kommunikation sei das teure und komplizierte, auch weil die Schlüsselverteilung zur kryptographischen Absicherung nicht ganz so simpel ist.


    Zum anderen hilft die Fernsteuerung per Internet nicht wirklich, wenn es um die Grundlagen der Elektrotechnik geht. Ohmsches Gesetz: U = R * I. Weiterhin gilt für die Leistung P = U * I, nicht nur bei Gleichspannung, was man im Physikunterricht in der Mittelstufe durchnimmt, sondern auch in der komplexen Wechselstromrechnung, d.h. man kennzeichnet alle Variablen mit einem Unterstrich und dann funktioniert die Multipliziererrei nach wie vor auch mit R = komplexe Impedanz Z = R + jX oder P = komplexe Scheinleistung S = P + jQ.


    Wenn elektronisch gesteuerte Lasten zwar per Fernsteuerung einen neuen, abgeregelten Sollwert erhalten, aber dieser nach wie vor als P=const verarbeitet wird, dann ist das aus Sicht der Netzstabilität problematisch. P=const heisst ja, dass bei einem (leichten) Spannungseinbruch einfach die Stromstärke erhöht wird, um den Leistungsbezug beim Sollwert zu belassen. Das wird in ohmsch dominierten Niederspannungsnetzen zu einem weiteren Spannungsrückgang führen - es ist also eine Mitkopplung (positive Rückkopplung). Der hyperbolische Zusammenhang von P=const (S. 7) entspricht einem negativen differentiellem Widerstand, der zu einer Reduzierung der effektiven Kurzschlussleistung im Verteilnetz führt: kleinere Laständerungen werden zu größeren Spannungsschwankungen führen, und es kann sein, dass sich leichter auch Ozillationen der Verteilnetzspannung ergeben. Es kommt ganz drauf an, wie sich die neuen elektronischen Lasten dynamisch bei schwankenden Netzparametern (f, U) verhalten.


    Gruß,

    Gunnar

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

  • anderes Preisgefüge im Kopf,

    Ab 2025 sind die Preise für solche Smart Meter auf 20 Euro pro Jahr gedeckelt.


    Im übrigen vermag die Netzleittechnik nicht nur einen Tag vorher Lasten udn Erzeuger sehr genau vorherzuplanen, sondern ganz besonders aktuell über die Leittechnik den Verbrauch auf die Erzeugung anzupassen. Würde das nicht funktionieren säßen wir sehr oft ohne Strom da.

  • Aber vom VNB geregelte Lasten werden wir eher im großen Bereich sehen (Gewerbe+Industrie und im Privaten maximal die Auto-Wallbox)


    Bei privaten Wärmepumpen könnte ich mir eher vorstellen daß die zu den Verbrauchsspitzen generell abgeschaltet werden oder sein müssen.

    So ähnlich wie jetzt schon mit dem Wärmepumpentarif.


    Und bis echte Börsenpreis Tarife massentauglich sind, wird es noch ein wenig dauern.

    Auch der Smartmeter kann da aktuell nichts ändern, so wird z.B. bei Tibber (vermutlich bei awattar ähnlich) der Kunde immer noch

    im SLP bilanziert, weil es nicht anders sein darf.

    Tibber rechnet aber dann mit den Endkunden mit SM schon stundengenau ab, muss aber im SLP bilanziell Strom einkaufen.

    Deshalb gab es auch vor kurzem erst eine Erhöhung der Abrechnungsgebühren bei Tibber.


    Ich habe hier auch einen Börsenpreis Tarif mit RLM Zähler, da wird sogar nur ein Monatspreis verrechnet, also leider nichts mit stundengenauem

    Abrechnen.

    Die Zukunft wird schon darin liegen stundengenaue Preise abzurechnen, aber bis dahin ist es noch ein weiterer Weg.

    50kw elektrisch Erdgas BHKW von Yados

    25kw Absorptionskältemaschine aus BHKW-Abwärme

    Photovoltaikanlage 99,9 kwp

  • Und bis echte Börsenpreis Tarife massentauglich sind, wird es noch ein wenig dauern.

    Keine Ahnung in welchen Zeitabschnitten Du denkst, aber es ist alles in der Mache, Beispiel Vattenfall


    Die Zukunft wird schon darin liegen stundengenaue Preise abzurechnen, aber bis dahin ist es noch ein weiterer Weg.

    Ich glaube 2025 muß jeder Energielieferant mindestens einen Tarif anbieten, der an den Börsenpreis "gekoppelt" ist, wie genau das dann aussieht wird der Markt entscheiden.


    Ein Eingriff also konkret Abschaltung wird es wohl selten geben, mehr wird wohl das gewollte abschalten durch den neutzer aufgrund des Strompreis sein. Ich gehe mal davon aus, dass es in zehn Jahren kaum noch einen Festpreis gibt.

  • Der Stromtarif Vattenfall Natur Dynamik ist an den Börsenpreis gekoppelt


    Das wird ähnlich wie bei Tibber/awattar sein, die verkaufen dir schon den Strom zu dem Stundentarif, aber sie können

    den Strom so nicht einkaufen, entweder ist das für Vattenfall anders weil Sie ja selbst Strom erzeugen, aber

    Tibber/awattar müssen mehr oder weniger nach SLP einkaufen und bilanzieren.


    Das ist noch ein abrechnungstechnisches Problem.


    Die Abschaltungen werden eben nur im großen Stile vorkommen, wenn es denn unbedingt sein muss, also als Art negative Regelenergie.

    Das zum Beispiel Wallboxen (ob öffentlich oder privat) aber leistungsgeregelt angesteuert werden können, glaube ich dagegen schon.


    Die Zeitspanne mit 10 Jahren bis ein Teil auf Flex Tarife umgestellt werden kann halte ich auch für realistisch.

    Und ja der Weg wird natürlich dorthin führen, weil das Preissignal viele Probleme löst.

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  • Aber der Smartmeter garantiert noch keine echte Börsenpreise, das wollte ich damit sagen.

    Weil es bei mir im Moment mit RLM auch noch nicht funktioniert.

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  • Aber der Smartmeter garantiert noch keine echte Börsenpreise, das wollte ich damit sagen.

    Nein natürlich nicht, hat ja auch niemand behauptet.

    Nur gibt es ja ein Gesetz, dass Smartmeter zuzüglich die Übertragungstechnik + Servicekosten im Jahr nur noch 20 € kosten dürfen und das jeder Stromhändler mindestens einen flexiblen Tarif anbieten muss. Unsere Freunde und Bekannte in Frankreich und Spanien arbeiten bereits seit Jahren mit einer "Stromampel" auf dem Handy und erzählen uns, dass man am Vortag wisse, wann der Strom dies und das koste.


    Sie wundern sich immer, warum wir in Deutschland nur Festpreise haben.


    Die Stromverbrauchsdaten werden wie künftig bei uns Viertelstündlich gemessen und übertragen zum Netzbetreiber, der wieder die Daten zum Stromlieferant übertragt.


    Auf einem Portal bzw. auf dem Handy kannst Du dann Deinen Stromverbrauch mutipliziert mit dem jeweiligen Strompreis sehen. Wir beabsichtigen, wenn uns die Konditionen ansprechen zum 1.1.2025 einen solchen Vertrag abzuschließen.

  • Pfingsten hat der Strom-Großhandelpreis neue Tiefpreisrekorde erreicht. Bei uns -13 Cent. Das Vorzeichen hat sich innerhalb 24 Stunden gedreht. Auschläge im Netz werden künftig noch schneller und extremer werden bis irgendwo die ersten Generatorsicherungen fliegen und ein Kollaps kommt.


    Mit anderen Worten: PV ist eine kanibalistische Angelegenheit. Je mehr PV es gibt desto teurer wird der Strom weil ihn zu diesem Zeitpunkt niemand brauchen kann. Ein deutscher Netzbetreiber hat nun 13 Cent dafür bezahlt, daß er eine Kilowattstunde PV Strom einspeisen konnte und diese irgendwo im Ausland abgenommen wurden. Dazu vielleicht noch 25 Cent Einspeisevergütung für EEG Altanlagen plus 2 Cent Stromsteuer macht Kosten von 40 Cent pro Kilowattstunde. Diese wird der Netzbetreiber dem Normalkunden anschliessend wieder ohne mit der Wimper zu zucken abknöpfen. Bei unseren niederländischen Freunden war der Großhandelspreis sogar direkt auf -40 Cent gefallen.


    Politiker samt ihren Spezialisten wie Frau Professorin Claudia Kemfert feiern das dann auch noch als ihre Verdienste zur AKW Abschaltung und bekommen dafür den deutschen Solarpreis.

  • Auschläge im Netz werden künftig noch schneller und extremer werden bis irgendwo die ersten Generatorsicherungen fliegen und ein Kollaps kommt.

    Warum sollten Sicherungen fliegen und ein Kollaps kommen wenn zuviel Strom im Netz ist, denn da kann man Erzeuger abschalten.


    Wir und auch viele andere bauen ihre Anlagen um, Energiespeicher, Wärmepumpe usw. nehmen Strom aus dem Netz, wenn er preiswert verfügbar ist. Dies soll ja durch den kommenden Stromtarif realisiert werden.

    Zusätzliche Wasserstoffkraftwerke nutzen überschüssigen Strom usw.

    Aber das muss entsprechend erst einmal umgesetzt d.h. erstellt werden.

  • PV ist eine kanibalistische Angelegenheit. Je mehr PV es gibt desto teurer wird der Strom

    Warum glaubst Du, dass das so ist?


    Das ist doch nur der derzeitigen Methode der Preisbildung und einer gesicherten und bedarfsunabhängigen Einspeisevergütung geschuldet.


    Ich vertrete die Ansicht, dass wir einige Überkapazitäten im Erzeugungsbereich erneuerbare Energien benötigen, um auf geringste Gesamtkosten Speicherung + Erzeugung zu kommen.


    Da wird es ganz normal sein, dass Strom zu bestimmten Zeiten (Überangebot) eben sehr günstig ist, man für das Einspeisen aber auch nur wenig bekommt und ggf. Erzeugungsanlagen runtergeregelt werden. Zu anderen Zeiten, wenn eher zu wenig Strom im Netz ist, ist er eben teurer, aber man bekommt auch mehr für die Erzeugung.


    Der Großhandelspreis für Strom ist in der gegenwärtigen Form ein relativ schlecht geeignetes Werkzeug für kurzfristige Verbrauchssteuerung, weil sich eben der Verbrauch nicht mal eben in dem Maß steigern lässt, wie man Überangebot hat.


    Wenn Du schon satt bist, wirst Du auch keinen weiteren Eisbecher mehr essen, auch wenn ich Dir 2€ dafür gebe...

  • PV ist eine kanibalistische Angelegenheit. Je mehr PV es gibt desto teurer wird der Strom weil ihn zu diesem Zeitpunkt niemand brauchen kann.

    Bei solchen Aussagen lohnt sich immer zuerst ein Reality Check.


    Am 28.05.2023 waren um 14:00h (als der Spotpreis bei minus 14 ct/kWh lag) im Netz: PV 37,9 MW; Wind 4 MW; Laufwasser 2 MW, Müll 1,3 MW – zusammen 45,2 MW erneuerbarer Strom. Die Last lag bei 46,2 MW. Von regional fehlenden Leitungen abgesehen gab es also zu diesem Zeitpunkt kein Überangebot an EE-Strom, zumal die Pumpspeicher-Kraftwerke weitere 4 MW aufgenommen haben.


    Nur leider waren zu diesem Zeitpunkt auch noch im Netz: Erdgas 1,5 MW; Öl 1,7 MW; Steinkohle 1,1 MW; Braunkohle 3,2 MW – zusammen 7,5 MW fossiler Strom, der entweder aus technischen Gründen nicht abgeregelt werden konnte (wirtschaftliche Gründe kann es bei minus 14 ct/kWh nicht mehr gegeben haben) oder wegen zu schwacher Übertragungsleitungen zur Netzstabilität eingesetzt werden musste.


    Und dann war da noch – besonders ärgerlich – zusätzlich 4,8 MW Biomasse-Strom im Netz, der wegen einer über Jahrzehnte verfehlten Förderpolitik ohne Rücksicht auf Angebot und Nachfrage mit lausigen Wirkungsgraden (wegen der meist fehlenden Wärmenutzung) 24/7 durchläuft, obwohl hier (anders als bei PV- und Windstrom sowie Laufwasser-Kraftwerken) eine netzkonforme Betriebsweise technisch durchaus möglich wäre.


    Das Problem wäre also ohne fossile Kraftwerke und mit einer netzkonformen Betriebsweise der Biomasse-KW gar nicht da gewesen. Und wären noch KKW am Netz, so hätte es sich wegen der eingeschränkten Regelbarkeit von KKW zusätzlich ein Stück verschärft.


    Fazit: Die PV war an den negativen Strompreisen des 28.05.23 nicht schuld, sondern die weiter betriebenen fossilen Kraftwerke (plus Biomasse).


    Jetzt muss man natürlich zugeben und akzeptieren, dass sich mit dem zunehmenden Ausbau von PV- und Windstrom solche Situationen auch dann häufen werden, wenn überhaupt kein fossiler Strom mehr im Netz ist. Um das in den Griff zu kriegen brauchen wir:

    • Leistungsfähige Übertragungsleitungen, um den EE-Strom besser in die Gebiete verteilen zu können, wo Nachfrage ist – anstatt dort zur Netzstabilität auch noch Ölkraftwerke anwerfen zu müssen
    • Höhere Speicherkapazitäten, ggf. auch Pumpspeicherkraftwerke in Nachbarländern wie Norwegen – und natürlich auch dafür wieder die notwendigen Übertragungsleitungen. Gerade PV-Strom könnte sich zukünftig auch über Tagesspeicher in jedem Haushalt (mit oder ohne eigene PV-Anlage) speichern lassen, wenn Strom gerade billig ist (siehe nächster Punkt).
    • Variable Strompreise für alle, als Anreiz dafür große Stromverbraucher wie Wärmepumpen und E-Autos vorzugsweise zu Zeiten hohen EE-Angebotes laufen bzw. laden zu lassen, oder billigen Strom zu speichern. Sehr billiger oder kostenloser Strom in Zeiten hohen EE-Überschusses könnte auch über Heizstäbe im TWW-Speicher (oder im Winterhalbjahr im Heizungs-Pufferspeicher) verbraucht werden.
    • und schließlich Elektrolyseure zur Wasserstoff-Herstellung in Zeiten hohen EE-Angebotes: Wegen der Kapitalkosten wird man damit allerdings Spitzen von ein paar hundert Stunden im Jahr nicht abfangen können. Die gehen dann eher über Heizstäbe in die Wärmespeicherung (siehe oben).

    Wenn das alles ausgeschöpft ist, wird man auch in Zukunft EE-Strom abregeln müssen. In einer Wirtschaft mit 80-100% EE muss dafür dann (außer vielleicht noch in ein paar Altfällen bis die Förderung ausgelaufen ist) aber kein Ausfall-Entgelt mehr gezahlt werden.

    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)