Netzauswirkungen von Wärmepumpen

Definition der Netzauswirkungen im Kontext von Wärmepumpen

Die Netzauswirkungen beschreiben, wie eine Wärmepumpe die Belastung eines Stromnetzes verändert. Aus Sicht des Netzes ist die Wärmepumpe eine elektrische Last. Das Stromnetz erfasst nicht unmittelbar, wie viel Wärme an das Gebäude abgegeben wird.

Die Auswirkungen hängen sowohl von der Leistung als auch vom Zeitpunkt ab. Die Leistung wird in Kilowatt, kurz kW, gemessen. Der Energieverbrauch über einen bestimmten Zeitraum wird in Kilowattstunden, kurz kWh, angegeben.

Eine Wärmepumpe kann einen niedrigen jährlichen Stromverbrauch haben und dennoch an einem kalten Morgen eine hohe Lastspitze erzeugen. Auch das Gegenteil ist möglich: Eine Wärmepumpe kann über das Jahr hinweg eine beträchtliche Strommenge verbrauchen, dabei jedoch ein gleichmäßiges und gut vorhersehbares Lastprofil aufweisen.

Zu den wichtigsten Einflussfaktoren auf die Netzauswirkungen gehören:

• Maximale elektrische Leistungsaufnahme
• Dauer des Betriebs mit hoher Leistung
• Tageszeit
• Saisonaler Bedarf
• Gleichzeitige Nutzung durch benachbarte Gebäude
• Einsatz elektrischer Zusatzheizungen
• Zusammenspiel mit Photovoltaikanlagen
• Zusammenspiel mit Batteriespeichern und Elektrofahrzeugen
• Modulations- und Anlaufverhalten
• Möglichkeit zur externen Steuerung
• Verfügbare thermische Speicherkapazität
• Lokale Netzkapazität

Wärmepumpen entziehen der Luft, dem Erdreich oder dem Wasser Energie und nutzen elektrische Energie, um diese Wärme auf ein nutzbares Temperaturniveau anzuheben. Ihr Einsatz unterstützt den Übergang weg von fossilen Heizsystemen, verlagert jedoch zugleich einen größeren Teil des Gebäudeenergiebedarfs in die Stromnetze.

Hauptzweck der Bewertung von Netzauswirkungen

Der Hauptzweck einer Bewertung der Netzauswirkungen besteht darin, eine Wärmepumpe anzuschließen, ohne vermeidbare elektrische Probleme zu verursachen. Sie verbindet die wärmetechnische Planung mit der Elektroplanung.

Die Bewertung ermittelt, welche Netzanschlusskapazität das Gebäude benötigt. Sie zeigt außerdem, zu welchen Zeiten die Wärmepumpe flexibel betrieben werden kann, ohne den Komfort oder die Warmwasserverfügbarkeit einzuschränken.

Eine Bewertung der Netzauswirkungen unterstützt fünf wesentliche Entscheidungen:

1. Auslegung des Netzanschlusses: Bestimmung der erforderlichen Hauptsicherung, Kabelkapazität, Zähleranordnung und vertraglich vereinbarten Leistung.
2. Auswahl der Wärmepumpe: Vergleich der elektrischen Leistungsaufnahme, des Modulationsbereichs, des Anlaufstroms und der Steuerungsmöglichkeiten der Zusatzheizung.
3. Steuerungsstrategie: Festlegung, wie die Wärmepumpe auf PV-Erzeugung, Tarife, Netzsignale und andere elektrische Lasten reagiert.
4. Tarifauswahl: Vergleich von Festpreistarifen, zeitabhängigen Tarifen, dynamischen Tarifen und Tarifen für steuerbare Verbrauchseinrichtungen.
5. Betriebsüberwachung: Bestätigung, dass das installierte System wie geplant arbeitet.

Das Ergebnis sollte ein Wärmepumpensystem sein, das die erforderliche Wärme bereitstellt und dabei den verfügbaren Netzanschluss effizient nutzt.

Warum die Netzauswirkungen berücksichtigt werden müssen

Wärmepumpen schaffen eine neue elektrische Heizlast

Ein mit fossilen Brennstoffen betriebener Heizkessel verbraucht den Brennstoff innerhalb des Gebäudes. Eine Wärmepumpe verlagert einen großen Teil dieses Energiebedarfs in das Stromsystem.

Diese Veränderung kann den Verbrauch fossiler Brennstoffe und den gesamten Primärenergiebedarf senken. Gleichzeitig erhöht sie jedoch die Stromnachfrage am Gebäudeanschluss, am lokalen Transformator und im Verteilnetzstrang.

Die Internationale Energieagentur berichtete in ihrem „Heat Pump Monitor 2026“, dass Wärmepumpen im Jahr 2024 in wichtigen Märkten etwa 2 bis 16 Prozent der jährlichen elektrischen Spitzenlast ausmachten. Die IEA bezeichnete diese Spitzenlastauswirkungen als beherrschbar und identifizierte Wärmepumpen zugleich als neue Quelle für flexible Stromnachfrage.

Der höchste Leistungsbedarf tritt häufig bei kaltem Wetter auf

Der Wärmebedarf steigt, wenn die Außentemperatur sinkt. Gleichzeitig nimmt die Effizienz von Luftwärmepumpen üblicherweise ab.

Der Verdichter muss daher stärker arbeiten. Zusätzlich können Abtauzyklen auftreten. Wird eine elektrische Zusatzheizung zugeschaltet, kann die elektrische Last sprunghaft ansteigen.

Deshalb ist der Betriebspunkt bei kaltem Wetter wichtiger als die Nenndaten, die für milde Bedingungen angegeben werden.

Viele Wärmepumpen können gleichzeitig betrieben werden

Eine einzelne Wärmepumpe in einem Wohngebäude stellt üblicherweise eine gut beherrschbare Last dar. Eine ganze Nachbarschaft mit Wärmepumpen kann jedoch eine deutlich größere gleichzeitige Lastspitze erzeugen.

Kaltes Wetter betrifft viele Gebäude gleichzeitig. Auch das morgendliche Wiederaufheizen der Gebäude und die Warmwasserbereitung können zu ähnlichen Zeiten stattfinden.

Dies wird als Lastgleichzeitigkeit bezeichnet. Sie ist ein zentrales Thema für lokale Verteilnetzbetreiber.

Andere elektrische Lasten verstärken die Gesamtwirkung

Die Wärmepumpe ist nur selten die einzige größere elektrische Last. Ein modernes Gebäude kann außerdem folgende Anlagen und Geräte umfassen:

• Eine Ladestation für Elektrofahrzeuge
• Einen häuslichen Batteriespeicher
• Elektrische Kochgeräte
• Mechanische Lüftungsanlagen
• Komfortkühlung
• Eine Sauna
• Elektrische Zusatzheizung für Warmwasser
• Gewerbliche Geräte und Anlagen
• Aufzüge oder andere gebäudetechnische Anlagen

Der Netzanschluss muss die kombinierte Nettolast tragen können. Eine isolierte Betrachtung der Wärmepumpe kann daher zu einem falschen Ergebnis führen.

Eine mangelhafte Integration verursacht reale wirtschaftliche Probleme

Nicht gesteuerte Netzauswirkungen können zu folgenden Problemen führen:

• Verzögerte Genehmigung des Netzanschlusses
• Teurere Verstärkung des Netzanschlusses
• Höhere Leistungs- oder Spitzenlastentgelte
• Auslösen der Hauptsicherung
• Unnötiger Einsatz der Zusatzheizung
• Verringerte Effizienz der Wärmepumpe
• Geringer PV-Eigenverbrauch
• Hoher gleichzeitiger Leistungsbedarf von Heizung und EV-Ladung
• Komfortbeschwerden während Steuerungszeiträumen
• Vorzeitiger Anlagenverschleiß
• Erschwerte Inbetriebnahme
• Streitigkeiten zwischen Installateur, Elektriker, Betreiber und Gebäudeeigentümer

Eine systemweite Planung berücksichtigt diese Risiken bereits vor der Installation.

Wesentliche Merkmale der Netzauswirkungen von Wärmepumpen

Die Netzauswirkungen setzen sich aus mehreren miteinander verbundenen Merkmalen zusammen. Jedes Merkmal beschreibt einen anderen Teil der Beziehung zwischen Wärmepumpe, Gebäude und Stromnetz.

Die wichtigsten Merkmale sind:

1. Nettoleistung am Netzanschlusspunkt
2. Elektrische Spitzenlast
3. Netzanschlusskapazität
4. Lastgleichzeitigkeit
5. Saisonales und tageszeitliches Lastprofil
6. Modulations- und Anlaufverhalten
7. Leistungsbedarf der Zusatzheizung
8. Thermische Flexibilität
9. Netzqualität und Phasenbalance
10. Messung und Verifizierung

Detaillierte Erläuterung der Merkmale

Nettoleistung am Netzanschlusspunkt

Definition: Die Nettoleistung ist die elektrische Leistung, die am Netzanschlusspunkt des Gebäudes aus dem öffentlichen Netz bezogen oder in dieses eingespeist wird.

Zweck: Sie zeigt die Last, die das Verteilnetz tatsächlich bereitstellen muss. Der Stromverbrauch der Wärmepumpe allein bildet diesen Wert nicht vollständig ab.

Vorteile: Wird die Nettoleistung als Regelgröße verwendet, kann das Gebäude die Wärmepumpe mit der PV-Anlage, dem Batteriespeicher, der EV-Ladung und anderen Lasten koordinieren.

Beispiel: Eine Wärmepumpe nimmt 4 kW auf, während eine PV-Anlage 3 kW erzeugt. Sofern keine weiteren Gebäudelasten vorhanden sind, beträgt der resultierende Netzbezug ungefähr 1 kW.

Eine grundlegende Darstellung lautet:

Netzbezug = Gebäudeverbrauch − lokale Erzeugung − Batterieentladung

Diese Berechnung verändert sich fortlaufend. Das Steuerungssystem sollte deshalb nach Möglichkeit aktuelle Messdaten des Zählers verwenden.

Bei der Anschlussplanung darf nicht davon ausgegangen werden, dass PV-Leistung jederzeit verfügbar ist. Winterliche Heizlastspitzen können vor Sonnenaufgang, nach Sonnenuntergang oder während geringer Solarstromerzeugung auftreten.

Elektrische Spitzenlast

Definition: Die elektrische Spitzenlast ist die höchste Leistung, die innerhalb eines festgelegten Messintervalls von der Wärmepumpe oder vom gesamten Gebäude bezogen wird.

Zweck: Sie bestimmt, ob Kabel, Schutzeinrichtungen, Zähler, Transformatoren und die vertraglich vereinbarte Leistung ausreichend dimensioniert sind.

Vorteile: Eine Reduzierung der Lastspitze kann eine Verstärkung des Netzanschlusses vermeiden und leistungsabhängige Netzkosten senken.

Beispiel: Ein Verdichter nimmt 4 kW auf. Eine elektrische Zusatzheizung fügt weitere 6 kW hinzu. Werden beide gleichzeitig betrieben, kann das Heizsystem somit eine Lastspitze von 10 kW erzeugen.

Bei der Spitzenlast müssen folgende Komponenten und Betriebszustände berücksichtigt werden:

• Leistungsaufnahme des Verdichters bei der Auslegungsaußentemperatur
• Quellen- und Umwälzpumpen
• Ventilatoren
• Kurbelgehäuse- oder Kondensatwannenheizungen
• Abtaubetrieb
• Warmwasserbereitung
• Elektrische Zusatz- oder Tauchheizungen
• Gleichzeitiger Kühlbetrieb oder weitere Lasten
• Kaskadengeräte in größeren Systemen

Die Nennwärmeleistung der Wärmepumpe ist nicht mit ihrer elektrischen Spitzenleistung gleichzusetzen.

Netzanschlusskapazität

Definition: Die Netzanschlusskapazität ist die maximale elektrische Leistung, die das Gebäude technisch und vertraglich aus dem Netz beziehen darf.

Zweck: Sie legt den Rahmen fest, innerhalb dessen die Wärmepumpe und alle anderen elektrischen Geräte betrieben werden müssen.

Vorteile: Eine korrekte Kapazitätsplanung verhindert unnötige Abschaltungen, Verzögerungen beim Netzanschluss und überhöhte Fixkosten.

Beispiel: Ein Gebäude verfügt über eine zulässige Bezugsgrenze von 18 kW. Wärmepumpe, EV-Ladestation und Haushaltslasten könnten zusammen 27 kW benötigen. Ein Lastmanagementsystem hält den Gesamtbezug unter 18 kW, indem es die EV-Ladeleistung reduziert und die Zusatzheizung stufenweise freigibt.

Die Anschlusskapazität kann durch folgende Faktoren definiert sein:

• Bemessungsstrom der Hauptsicherung
• Vertraglich vereinbarte Leistung
• Vereinbarte Anschlussleistung
• Belastbarkeit von Kabeln und Schaltanlagen
• Netzanschlussvertrag mit dem Verteilnetzbetreiber
• Begrenzungen durch Transformator oder Netzabgang
• Dynamische Leistungsgrenze
• Vereinbarung über steuerbare Verbrauchseinrichtungen

Der korrekte Begriff und die Berechnungsmethode unterscheiden sich je nach Land und Netzbetreiber.

Gleichzeitigkeit und Ungleichzeitigkeit

Definition: Gleichzeitigkeit beschreibt, wie häufig mehrere Lasten zur selben Zeit eine hohe Leistung erreichen. Ungleichzeitigkeit beschreibt, in welchem Maß sich ihre Betriebszeiten voneinander unterscheiden.

Zweck: Diese Faktoren helfen dabei, die tatsächliche kombinierte Spitzenlast mehrerer Geräte oder Gebäude abzuschätzen.

Vorteile: Eine realistische Bewertung der Gleichzeitigkeit verhindert sowohl eine Unterdimensionierung als auch unnötige Überinvestitionen.

Beispiel: Zehn Wärmepumpen mit jeweils 5 kW erzeugen nicht zwangsläufig dauerhaft eine Last von 50 kW. An einem kalten Morgen kann jedoch eine hohe gleichzeitige Last entstehen, wenn alle Geräte gleichzeitig die Gebäudetemperatur anheben und Warmwasser bereiten.

Die Gleichzeitigkeit sollte auf mehreren Ebenen bewertet werden:

• Innerhalb einer einzelnen Wohnung
• In einem Mehrfamilienhaus
• Innerhalb eines gesamten Baugebiets
• An einem Verteilnetzabgang
• Am lokalen Transformator
• Innerhalb einer aggregierten Wärmepumpenflotte

Einfache, fest vorgegebene Gleichzeitigkeitsfaktoren können bei stark elektrifizierten Baugebieten unzureichend sein. Eine Zeitreihenmodellierung liefert zuverlässigere Ergebnisse.

Saisonales und tageszeitliches Lastprofil

Definition: Das Lastprofil zeigt, wie sich der elektrische Leistungsbedarf im Zeitverlauf verändert.

Zweck: Es macht sichtbar, wann die Wärmepumpe das Stromnetz am stärksten belastet und zu welchen Zeiten ihr Verbrauch verschoben werden kann.

Vorteile: Die Analyse des Lastprofils unterstützt die Tarifauswahl, die Dimensionierung von Speichern und die Programmierung der Steuerung.

Beispiel: Eine Luftwärmepumpe in einem Wohngebäude kann eine morgendliche Winterspitze aufweisen. Eine reversible Wärmepumpe in Spanien oder Norditalien kann zusätzlich zu einer sommerlichen Kühllastspitze am Nachmittag beitragen.

Wichtige Zeiträume des Lastprofils sind:

• Der kälteste Wintertag
• Das morgendliche Wiederaufheizen
• Die abendliche Gebäudenutzung
• Zyklen der Warmwasserbereitung
• Abtauvorgänge
• Nächte mit sehr niedrigen Temperaturen
• Mittagszeiträume mit hoher PV-Erzeugung
• Sommerliche Kühlperioden
• Zeitfenster mit niedrigen dynamischen Preisen
• Engpasszeiträume des Verteilnetzbetreibers

Jährliche Energieverbrauchsdaten können diese Bedingungen nicht abbilden. Dafür werden Messdaten in zeitlichen Intervallen benötigt.

Modulation, Leistungsänderung und Anlaufverhalten

Definition: Modulation bezeichnet die Fähigkeit einer Wärmepumpe, die Verdichterleistung zu verändern. Die Leistungsänderungsrate beschreibt, wie schnell sich der elektrische Leistungsbedarf verändert.

Zweck: Durch eine kontrollierte Modulation kann die Wärmepumpe dem tatsächlichen Wärmebedarf folgen, anstatt ständig zwischen voller Leistung und Stillstand umzuschalten.

Vorteile: Ein gleichmäßiger Betrieb kann elektrische Lastspitzen, Schaltzyklen, mechanischen Verschleiß und Temperaturschwankungen reduzieren.

Beispiel: Eine invertergeregelte Wärmepumpe erhöht ihre elektrische Leistungsaufnahme schrittweise von 1,5 kW auf 4 kW. Ein Gerät mit fester Drehzahl kann dagegen unmittelbar mit seiner vollen Betriebsleistung anlaufen.

Zu den relevanten Eigenschaften gehören:

• Minimale elektrische Verdichterleistung
• Maximale elektrische Verdichterleistung
• Modulationsverhältnis
• Anlaufstrom
• Sanftanlauf oder Inverterregelung
• Mindestlaufzeit
• Mindeststillstandszeit
• Steuerung der Leistungsänderungsrate
• Reihenfolge bei Kaskadenbetrieb
• Wiederanlauf nach einem Steuerungsereignis

Eine niedrige Mindestleistung ist bei mildem Wetter vorteilhaft. Das System muss jedoch auch unter kalten Auslegungsbedingungen den erforderlichen Wärmebedarf effizient decken können.

Zusatz- und Reserveheizung

Definition: Eine Zusatzheizung ist eine weitere Wärmequelle, die den Verdichter unterstützt. Häufig handelt es sich dabei um eine elektrische Widerstandsheizung.

Zweck: Sie deckt Spitzenlasten ab, unterstützt die Warmwasserbereitung oder stellt im Notfall Heizwärme bereit.

Vorteile: Eine korrekte stufenweise Steuerung schützt den Komfort, ohne unnötige Netzlastspitzen zu verursachen.

Beispiel: Ein Verdichter mit 3 kW und eine elektrische Zusatzheizung mit 9 kW könnten zusammen 12 kW beziehen. Während ein Elektrofahrzeug geladen wird, kann die Steuerung die Zusatzheizung auf eine einzelne 3-kW-Stufe begrenzen.

Für die Steuerung der Zusatzheizung sollten folgende Punkte festgelegt werden:

• Außentemperatur, ab der die Zusatzheizung freigegeben wird
• Maximal zulässige elektrische Leistungsstufe
• Verzögerung vor der Aktivierung
• Zusammenspiel mit der Verdichterleistung
• Zusammenspiel mit Netzbezugsgrenzen
• Zusammenspiel mit der Warmwasserbereitung
• Notbetriebsmodus
• Verhalten während des Abtauens
• Manuelle Übersteuerung
• Alarmierungs- und Meldelogik

Eine ungeregelte elektrische Widerstandsheizung ist eine der häufigsten Ursachen für unerwartet hohe Netzauswirkungen einer Wärmepumpe.

Thermische Speicherung und Lastverschiebung

Definition: Ein thermischer Speicher hält Wärme für eine spätere Nutzung vor. Als Speicher können ein Wassertank, ein Warmwasserspeicher, eine Fußbodenheizung oder die thermische Masse des Gebäudes dienen.

Zweck: Er trennt den Zeitpunkt der Wärmeerzeugung vom Zeitpunkt des Wärmeverbrauchs.

Vorteile: Die Wärmepumpe kann ihren Betrieb während einer Netzlastspitze reduzieren und ihn erhöhen, wenn Strompreise, PV-Erzeugung oder Netzkapazität günstiger sind.

Beispiel: Vor einer erwarteten abendlichen Lastspitze erhöht die Wärmepumpe die Fußboden- oder Pufferspeichertemperatur geringfügig. Anschließend reduziert sie die Verdichterleistung, während das Gebäude die gespeicherte Wärme abgibt.

Für Wasserspeicher gilt:

Wärmeenergie = Wassermasse × spezifische Wärmekapazität × Temperaturänderung

Eine praktische Näherung lautet:

1.000 Liter Wasser speichern bei einer Temperaturänderung von 1 °C etwa 1,16 kWh Wärme.

Ein Pufferspeicher mit 500 Litern und einem nutzbaren Temperaturbereich von 5 °C speichert somit ungefähr 2,9 kWh Wärme.

Speicher müssen sorgfältig ausgelegt werden. Übermäßig hohe Speichertemperaturen können die Effizienz der Wärmepumpe verringern. Überdimensionierte Speicher können außerdem die Bereitschaftsverluste, den Platzbedarf und die Installationskosten erhöhen.

Laststeuerung und externe Regelung

Definition: Laststeuerung beziehungsweise Demand Response ist eine gezielte Veränderung des elektrischen Leistungsbedarfs als Reaktion auf Preis-, Netz- oder Marktsignale.

Zweck: Sie verlagert oder reduziert Lasten, wenn das Stromsystem stark belastet ist. Gleichzeitig kann der Verbrauch erhöht werden, wenn reichlich erneuerbare Energie verfügbar ist.

Vorteile: Laststeuerung kann Spitzen reduzieren, einen finanziellen Nutzen schaffen und die Integration erneuerbarer Energien unterstützen.

Beispiel: Ein Energiemanagementsystem heizt das Gebäude vor und reduziert anschließend während eines lokalen Netzengpasses für 45 Minuten die Leistungsaufnahme der Wärmepumpe.

Die EU-Strommarktregeln definieren Laststeuerung als eine Änderung eines üblichen Verbrauchsmusters als Reaktion auf Marktsignale, zeitvariable Preise, Anreizzahlungen oder ein angenommenes Angebot zur Lastreduktion. Die EU-Regeln unterstützen außerdem die Aggregation und die separate Messung flexibler, steuerbarer Lasten.

Eine vollständige Laststeuerungsfunktion sollte folgende Aspekte berücksichtigen:

• Empfang von Steuersignalen
• Maximale Leistung
• Mindestwärmeabgabe
• Komfortgrenzen
• Warmwasservorrang
• Frostschutz
• Schutz des Verdichters
• Dauer eines Steuerungsereignisses
• Strategie für die Wiederaufnahme des Betriebs
• Vermeidung von Nachholeffekten
• Information der Nutzer
• Ausfallsicherer Betrieb

Ein Steuerungsereignis darf nicht dazu führen, dass alle Wärmepumpen im selben Moment wieder mit voller Leistung anlaufen. Eine gestaffelte Wiederaufnahme verhindert eine neue Nachholspitze.

Netzqualität und Phasenbalance

Definition: Die Netzqualität beschreibt Spannung, Frequenz, Oberschwingungen, Flicker und weitere elektrische Eigenschaften am Anschlusspunkt. Die Phasenbalance beschreibt, wie gleichmäßig ein Dreiphasennetz belastet wird.

Zweck: Diese Anforderungen schützen die Wärmepumpe, andere elektrische Geräte im Gebäude und das öffentliche Stromnetz.

Vorteile: Eine korrekte Elektroplanung erhöht die Zuverlässigkeit und reduziert das Risiko lokaler Spannungsprobleme.

Beispiel: Eine leistungsstarke einphasige Last kann eine Schieflast verursachen. Ein geeigneter dreiphasiger Anschluss verteilt die Belastung gleichmäßiger.

Der Elektroplaner sollte folgende Punkte überprüfen:

• Zulässige einphasige Leistung
• Anforderungen an den Dreiphasenanschluss
• Anlaufstrom
• Einhaltung der Grenzwerte für Oberschwingungen
• Leistungsfaktor
• Grenzwerte für den Spannungsfall
• Kabeldimensionierung
• Koordination der Schutzeinrichtungen
• Fehlerstromschutz
• Erdung
• Überspannungsschutz
• Technische Anschlussregeln des Verteilnetzbetreibers

In Deutschland bildet die VDE-AR-N 4100 den nationalen technischen Rahmen für Kundenanlagen am Niederspannungsnetz. Ihr aktueller Anwendungsbereich umfasst auch die Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen. Die örtlichen Technischen Anschlussbedingungen gelten weiterhin.

Messung und Verifizierung

Definition: Bei der Messung und Verifizierung werden die erwarteten Netzauswirkungen mit den tatsächlichen Betriebsdaten verglichen.

Zweck: Sie zeigen, ob die Wärmepumpe die geplanten Leistungsgrenzen und Steuerungsstrategien einhält.

Vorteile: Durch die Überwachung können übermäßiger Einsatz der Zusatzheizung, ungünstige Zeitprogramme, häufiges Takten und ungeplante gleichzeitige Lasten erkannt werden.

Beispiel: Zählerdaten zeigen eine wiederkehrende morgendliche Lastspitze von 16 kW. Die Analyse ergibt, dass Wärmepumpe, Heizstab und EV-Ladestation um 06:00 Uhr gleichzeitig starten. Durch geänderte Zeitprogramme wird die Spitze auf 10 kW reduziert.

Nützliche Messgrößen sind:

• Stromverbrauch der Wärmepumpe
• Gesamter Netzbezug und gesamte Einspeisung des Gebäudes
• Leistungsaufnahme des Verdichters
• Leistungsaufnahme der Zusatzheizung
• Thermische Leistung
• Vor- und Rücklauftemperaturen
• Außentemperatur
• Warmwassertemperatur
• PV-Erzeugung
• Batterieleistung
• EV-Ladeleistung
• Raumtemperatur
• Status von Steuerungsereignissen

Die für das Stromnetz wichtigste Messung erfolgt üblicherweise am Netzanschlusspunkt des Gebäudes.

Bewertung der Netzauswirkungen einer Wärmepumpe

Schritt 1: Systemgrenze festlegen

Legen Sie fest, ob die Untersuchung nur die Wärmepumpe oder das gesamte Gebäude umfasst. Eine Bewertung des Netzanschlusses sollte in der Regel das gesamte Gebäude berücksichtigen.

Bei einem Baugebiet oder einem Mehrfamilienhaus sind gegebenenfalls auch der gemeinsame Anschluss, der Transformator oder der betreffende Netzabgang einzubeziehen.

Schritt 2: Wärme- und Elektrodaten erfassen

Folgende Daten sind zu erfassen:

• Auslegungsheizlast
• Auslegungsaußentemperatur
• Erforderliche Vorlauftemperatur
• Warmwasserbedarf
• Leistungsdaten der Wärmepumpe
• Elektrische Leistungsaufnahme des Verdichters
• Leistung der Zusatzheizung
• Bestehende Netzanschlusskapazität
• Bemessung der Hauptsicherung
• Aktuelles Lastprofil
• Größe und Ausrichtung der PV-Anlage
• Leistung und Kapazität des Batteriespeichers
• Nennleistung der EV-Ladestation
• Tarifstruktur
• Anforderungen des Verteilnetzbetreibers
• Geplante Steuerungsschnittstellen

Verwenden Sie Leistungsdaten für die tatsächlichen Auslegungsbedingungen. Katalogwerte für mildes Wetter reichen für die Bewertung der Spitzenlast nicht aus.

Schritt 3: Elektrischen Leistungsbedarf des Verdichters abschätzen

Eine vereinfachte Beziehung lautet:

Elektrische Leistungsaufnahme = erforderliche Wärmeleistung ÷ COP

Beispiel:

• Erforderliche Wärmeleistung: 10 kW
• COP beziehungsweise Leistungszahl am Auslegungspunkt: 2,5
• Ungefähre Verdichterleistung: 4 kW

Dies ist eine erste Abschätzung. Für die endgültige Planung sind zertifizierte Leistungstabellen des Herstellers zu verwenden. Soweit zutreffend, müssen auch Ventilatoren und Pumpen berücksichtigt werden.

Schritt 4: Elektrische Hilfslasten hinzufügen

Berücksichtigen Sie die mögliche elektrische Leistungsaufnahme folgender Komponenten:

• Zusatzheizung
• Heizstab oder Tauchheizkörper
• Quellenpumpe
• Heizungsumwälzpumpen
• Ventilator
• Abtauunterstützung
• Begleitheizung
• Steuerungs- und Regelungstechnik
• Weitere Hilfseinrichtungen des Heizsystems

Bewerten Sie sowohl den Normalbetrieb als auch den Notbetrieb.

Schritt 5: Zeitabhängiges Lastprofil erstellen

Modellieren Sie mindestens folgende Situationen:

• Einen normalen Wintertag
• Einen Wintertag mit Auslegungskälte
• Eine Warmwasserbedarfsspitze
• Einen Tag mit EV-Ladung
• Einen Tag mit geringer PV-Erzeugung
• Gegebenenfalls einen sommerlichen Kühltag
• Ein Steuerungsereignis des Verteilnetzbetreibers oder des Tarifs
• Die Wiederaufnahme des Betriebs nach einem Steuerungsereignis

Verwenden Sie das Messintervall, das durch den Tarif oder den Netzbetreiber vorgegeben wird. Kurze Intervalle machen Spitzen sichtbar, die in monatlichen Energiewerten verborgen bleiben.

Schritt 6: Gleichzeitigen Leistungsbedarf des Gebäudes berechnen

Kombinieren Sie die Wärmepumpe mit allen anderen größeren Lasten. Verwenden Sie realistische Betriebslogiken, anstatt ohne weiteren Kontext sämtliche Typenschildleistungen zu addieren.

Unterstellen Sie jedoch keine Ungleichzeitigkeit, wenn kein Steuerungssystem vorhanden ist. Eine EV-Ladestation und eine Wärmepumpe können gleichzeitig betrieben werden, sofern eine Steuerung dies nicht verhindert.

Schritt 7: Leistungsbedarf mit der Anschlussgrenze vergleichen

Prüfen Sie:

• Kapazität der Hauptsicherung
• Vertraglich vereinbarte Leistung
• Zulässige Phasenbelastung
• Kabelkapazität
• Anschlussbedingungen des Verteilnetzbetreibers
• Verfügbarkeit eines Tarifs für steuerbare Verbrauchseinrichtungen
• Erforderliches Messkonzept
• Verfügbarkeit eines intelligenten Messsystems

Ein Leistungsdefizit kann entweder durch eine Verstärkung des Netzanschlusses oder durch ein nachweislich wirksames Lastmanagement behoben werden.

Schritt 8: Steuerungsszenarien prüfen

Vergleichen Sie mindestens vier Fälle:

1. Ungesteuerter Betrieb
2. Zeitliche Steuerung der Wärmepumpe
3. Leistungsbegrenzung für das gesamte Gebäude
4. Koordinierter Betrieb von Wärmepumpe, PV-Anlage, Batterie und EV-Ladung

Ermitteln Sie die Veränderungen bei der Netzbezugsspitze, den Energiekosten, dem Komfort und dem Einsatz der Zusatzheizung.

Schritt 9: Steuerungshierarchie festlegen

Eine praktische Prioritätenreihenfolge lautet:

1. Menschen und Anlagen schützen.
2. Frostschutz aufrechterhalten.
3. Grundlegende Warmwasserversorgung sicherstellen.
4. Netzbezugsgrenze einhalten.
5. Wärmepumpe effizient betreiben.
6. Verfügbare PV-Energie nutzen.
7. Batterie oder Elektrofahrzeug laden.
8. Auf Preissignale reagieren.
9. Den Komfort nach einem Steuerungsereignis schrittweise wiederherstellen.

Die genaue Reihenfolge hängt vom Gebäude und den Anforderungen der Nutzer ab.

Schritt 10: Anlage in Betrieb nehmen und überwachen

Bei der Inbetriebnahme müssen die tatsächlichen Betriebszustände geprüft werden. Es reicht nicht aus, lediglich zu bestätigen, dass der Verdichter startet.

Folgende Funktionen und Zustände sind zu prüfen:

• Betrieb des Verdichters mit maximaler Leistung
• Stufenweise Zuschaltung der Zusatzheizung
• Warmwasservorrang
• Steuereingang des Verteilnetzbetreibers
• SG-Ready- oder digitale Schnittstelle
• PV-Überschussmodus
• Begrenzung des Netzbezugs
• Koordination mit der EV-Ladung
• Sensorausfall
• Kommunikationsausfall
• Wiederkehr der Stromversorgung
• Wiederaufnahme des Betriebs nach einer Leistungsreduzierung

Überwachen Sie die erste Heizperiode und korrigieren Sie erforderlichenfalls die Steuerungsparameter.

Praktisches Berechnungsbeispiel

Ein Haus verfügt über folgende Anlagen und Lasten:

• Wärmepumpenverdichter: maximale Leistungsaufnahme 4 kW
• Zusatzheizung: 6 kW
• EV-Ladestation: 11 kW
• Haushaltslast: 4 kW
• Netzanschlussgrenze: 16 kW

Das ungesteuerte Maximum beträgt:

4 + 6 + 11 + 4 = 25 kW

Das Gebäude überschreitet seine Anschlussgrenze von 16 kW um 9 kW.

Ein koordiniertes Energiemanagement kann folgende Reihenfolge anwenden:

1. Zusatzheizung auf 3 kW begrenzen.
2. EV-Ladeleistung von 11 kW auf 5 kW reduzieren.
3. Verdichterleistung bei 4 kW halten.
4. 4 kW für Haushaltslasten reservieren.

Der gesteuerte Leistungsbedarf beträgt damit:

4 + 3 + 5 + 4 = 16 kW

Das Gebäude hält seine Netzanschlussgrenze ein, ohne die Wärmepumpe abschalten zu müssen.

Betriebsmodelle für unterschiedliche Netzauswirkungen

Ungesteuerte Wärmepumpe

Definition: Die Wärmepumpe arbeitet ausschließlich entsprechend dem internen Heiz- und Warmwasserbedarf.

Zweck: Sie stellt den grundlegenden thermischen Komfort bereit.

Vorteil: Installation und Steuerung sind einfach.

Praktische Anwendung: Eine kleine Wärmepumpe wird an ein Gebäude mit ausreichender elektrischer Anschlusskapazität angeschlossen, das weder über eine PV-Anlage noch über ein Elektrofahrzeug oder einen variablen Tarif verfügt.

Die Einschränkung besteht darin, dass das Gerät weder den gesamten Netzbezug noch externe Netzbedingungen berücksichtigt.

Invertermodulierende Wärmepumpe

Definition: Der Verdichter passt seine Leistung an den aktuellen Wärmebedarf an.

Zweck: Sie reduziert den Ein-Aus-Betrieb und folgt der Heizlast genauer.

Vorteil: Sie kann ein gleichmäßigeres elektrisches Lastprofil erzeugen und die saisonale Effizienz verbessern.

Praktische Anwendung: Eine korrekt dimensionierte Inverter-Wärmepumpe arbeitet bei moderaten Winterbedingungen kontinuierlich mit niedriger Leistungsaufnahme.

Zeitgesteuerter oder tarifabhängiger Betrieb

Definition: Die Wärmepumpe verändert ihren Betrieb anhand fester Tarif- oder Zeitfenster.

Zweck: Ausgewählte Lasten werden aus teuren oder stark belasteten Zeiträumen verschoben.

Vorteil: Die Lösung ist einfach umzusetzen und gut vorhersehbar.

Praktische Anwendung: Die Warmwasserbereitung wird in einen Zeitraum mit niedrigerem Tarif verschoben.

Die Einschränkung besteht darin, dass feste Zeitpläne nicht auf veränderte PV-Erzeugung, Wetterbedingungen oder Echtzeit-Netzzustände reagieren können.

PV-optimierter Betrieb

Definition: Die Wärmepumpe erhöht ihren sinnvollen Betrieb, wenn vor Ort ein PV-Überschuss verfügbar ist.

Zweck: Überschüssiger Solarstrom wird in gespeicherte Wärme umgewandelt.

Vorteil: Der PV-Eigenverbrauch kann erhöht und die Einspeisung zur Mittagszeit reduziert werden.

Praktische Anwendung: Das System erhöht die Warmwasser-Solltemperatur, wenn die PV-Einspeisung über einen längeren Zeitraum einen definierten Schwellenwert überschreitet.

PV-Optimierung ist nicht automatisch mit Netzoptimierung gleichzusetzen. Die Steuerung muss auch verhindern, dass der Netzbezug des Gebäudes zu stark ansteigt, wenn die PV-Erzeugung plötzlich abfällt.

Netzsteuerbarer Betrieb

Definition: Die Wärmepumpe reagiert auf ein externes Steuersignal des Verteilnetzbetreibers oder Energieversorgers.

Zweck: Während eines lokalen Netzengpasses wird der elektrische Leistungsbedarf reduziert oder begrenzt.

Vorteil: Diese Betriebsweise kann die Genehmigung des Anschlusses unterstützen und den Zugang zu reduzierten Netzentgelten ermöglichen.

Praktische Anwendung: Der Verteilnetzbetreiber übermittelt vorübergehend eine Begrenzung des Netzbezugs. Die Wärmepumpensteuerung reduziert die Leistungsaufnahme, während Frostschutz und grundlegende Wärmeversorgung erhalten bleiben.

Durch ein HEMS koordinierter Betrieb

Definition: Ein Home Energy Management System koordiniert die Wärmepumpe mit anderen Anlagen im Gebäude.

Zweck: Es steuert die gesamte Nettolast am Netzanschlusspunkt.

Vorteil: Der Komfort kann priorisiert werden, während gleichzeitig auftretende Lastspitzen von Wärmepumpe, Elektrofahrzeug und Batterie vermieden werden.

Praktische Anwendung: Das HEMS reduziert die EV-Ladeleistung, wenn die Wärmepumpe einen Warmwasserzyklus startet.

Durch ein BEMS gesteuerte zentrale Wärmepumpe

Definition: Ein Building Energy Management System steuert eine größere oder zentrale Wärmepumpenanlage.

Zweck: Es koordiniert Anlagenbetrieb, Speicher, Mieterbedarf und Gebäudetechnik.

Vorteil: Es unterstützt die Reduzierung von Spitzenlastentgelten, die Reihenfolge der Anlagenschaltung und eine detaillierte Überwachung.

Praktische Anwendung: Ein Hotel erwärmt einen großen Warmwasserspeicher vor der morgendlichen Belegungsspitze.

Aggregiertes Flexibilitätsmodell

Definition: Ein Aggregator steuert oder koordiniert viele Wärmepumpen als gemeinsames flexibles Portfolio.

Zweck: Kleine Lasten können gemeinsam an Strom- oder Flexibilitätsmärkten teilnehmen.

Vorteil: Das aggregierte Portfolio kann eine relevante Laständerung bereitstellen, auch wenn jede einzelne Wärmepumpe nur wenige Kilowatt beiträgt.

Praktische Anwendung: Tausende Wärmepumpen in Wohngebäuden reduzieren ihre Leistungsaufnahme für ein kurzes Ausgleichsereignis geringfügig und nehmen den Betrieb anschließend in gestaffelten Gruppen wieder auf.

Anwendungsfälle für die Netzintegration von Wärmepumpen

Einfamilienhaus mit PV-Anlage und EV-Ladestation

Das Problem besteht im gleichzeitigen Leistungsbedarf. Wärmepumpe, Fahrzeug und Haushaltsgeräte können zusammen die Kapazität des Hauptanschlusses überschreiten.

Die Lösung ist ein Leistungsmanagement für das gesamte Gebäude. Das System misst den Netto-Netzbezug und passt flexible Lasten entsprechend an.

Eine praktische Steuerungsreihenfolge lautet:

1. Betrieb des Wärmepumpenverdichters aufrechterhalten.
2. Zusatzheizung begrenzen oder verzögern.
3. EV-Ladeleistung reduzieren.
4. Batterie nur laden, wenn ausreichend freie Anschlusskapazität vorhanden ist.
5. Thermische Speicherladung bei einem tatsächlich vorhandenen PV-Überschuss erhöhen.

Mit diesem Ansatz kann eine unnötige Verstärkung des Netzanschlusses vermieden werden.

Sanierung mit begrenztem elektrischem Anschluss

Ein älteres Gebäude kann über eine kleine Hauptsicherung oder einen schwachen lokalen Netzanschluss verfügen. Eine Erhöhung der Anschlusskapazität kann teuer sein oder lange dauern.

Für das Projekt sollte eine Wärmepumpe mit niedriger Leistungsaufnahme am Auslegungspunkt, geeignetem Modulationsbereich und stufenweise steuerbarer Zusatzheizung ausgewählt werden. Verbesserungen an der Gebäudehülle können sowohl die thermische als auch die elektrische Spitzenlast senken.

Die endgültige Planung sollte nachweisen, dass das gesamte Gebäude innerhalb der vereinbarten Leistungsgrenze bleibt.

Mehrfamilienhaus

Eine zentrale Wärmepumpe versorgt viele Bewohner. Spitzen bei der Warmwassernachfrage und Zirkulationsverluste können einen erheblichen Leistungsbedarf verursachen.

Das Steuerungssystem sollte Verdichterstufen, Pufferspeicher, Warmwasserladung und mieterseitige Lasten koordinieren. Außerdem sollte es sowohl die thermische als auch die elektrische Leistung erfassen.

Zu den wirtschaftlichen Vorteilen gehören niedrigere Spitzenlastkosten, bessere betriebliche Transparenz und weniger Komfortbeschwerden.

Neues Wohnbaugebiet

Ein neues Baugebiet kann Dutzende oder Hunderte ähnlicher Wärmepumpen in einem Verteilnetzgebiet hinzufügen. Die gemeinsame Spitzenlast kann darüber entscheiden, ob Transformatoren und Netzabgänge verstärkt werden müssen.

Der Projektentwickler sollte dem Verteilnetzbetreiber realistische Zeitreihendaten zum Leistungsbedarf bereitstellen. Koordinierte Steuerungen und sinnvoll verteilte Zeitprogramme für die Warmwasserbereitung können künstliche Gleichzeitigkeit reduzieren.

Die Bewertung sollte auch die zunehmende Verbreitung von Elektrofahrzeugen berücksichtigen, da deren Ladebedarf künftig größer als die Heizlast werden kann.

Hotel, Pflegeeinrichtung oder Gewerbegebäude

Diese Gebäude haben häufig einen hohen Warmwasserbedarf und leistungsabhängige Stromkosten. Zudem können strenge Anforderungen an Temperatur und Hygiene bestehen.

Die Wärmepumpe sollte in ein BEMS integriert werden. Speicher können die Wärmeerzeugung zeitlich verschieben, ohne Hygieneanforderungen zu beeinträchtigen.

Das System sollte sowohl die Kilowattstunden als auch die Spitzenleistung in Kilowatt optimieren.

Industrielle Wärmepumpe oder Großwärmepumpe für ein Wärmenetz

Eine große Wärmepumpe kann zu einer bedeutenden steuerbaren elektrischen Last werden. Als Wärmequelle kann sie industrielle Abwärme, Abwasser, Oberflächenwasser oder eine andere Niedertemperaturquelle nutzen.

Ein thermischer Speicher ermöglicht es, den Stromverbrauch zeitlich von der Wärmeabgabe zu entkoppeln. Der Betreiber kann anschließend auf Energiepreise, lokale Netzgrenzen oder Signale aus Flexibilitätsmärkten reagieren.

Große Systeme erfordern detaillierte Netzanschlussstudien, eine umfassende Schutzplanung und eine vertragliche Abstimmung mit dem Netzbetreiber.

Energiegemeinschaft oder lokales Mikronetz

Eine Wärmepumpe kann lokal erzeugte erneuerbare Energie aufnehmen und die Netzeinspeisung reduzieren. Gleichzeitig kann sie mit Batteriespeichern und Elektrofahrzeugen um denselben Stromüberschuss konkurrieren.

Ein Energiemanagementsystem sollte die gesamte Gemeinschaft optimieren und nicht jedes Gerät unabhängig steuern. Gemeinsame Leistungsgrenzen und transparente Prioritäten verhindern, dass eine Anlage eine neue Lastspitze für andere Teilnehmer erzeugt.

Vorteile eines gezielten Managements der Netzauswirkungen

Vorteile für Gebäudeeigentümer

• Zuverlässigere Wärmeversorgung
• Geringeres Risiko des Auslösens der Hauptsicherung
• Bessere Nutzung der verfügbaren Anschlusskapazität
• Geringere Belastung durch Spitzenlastkosten
• Bessere Nutzung des eigenen PV-Stroms
• Höhere Kompatibilität mit dynamischen Tarifen
• Weniger unnötiger Einsatz der Zusatzheizung
• Bessere Betriebsdaten
• Einfachere spätere Ergänzung von EV-Ladestationen oder Batteriespeichern

Vorteile für Unternehmen und Immobilienbetreiber

• Niedrigere Leistungskosten
• Bessere Investitionsplanung
• Geringeres Risiko einer erforderlichen Anschlussverstärkung
• Messbare Energieeffizienz
• Verbessertes Anlagenmanagement
• Besser vorhersehbare Betriebsausgaben
• Möglicher Zugang zu Erlösen aus Flexibilitätsleistungen
• Einfachere Umwelt- und Energieberichterstattung

Vorteile für Installateure und Planer

• Weniger Probleme bei der Inbetriebnahme
• Klarere Zuständigkeiten zwischen den Gewerken
• Bessere Kommunikation mit dem Verteilnetzbetreiber
• Geringeres Risiko unterdimensionierter Elektroanlagen
• Geringeres Risiko überdimensionierter Heizungsanlagen
• Besser nachvollziehbare Planungsentscheidungen
• Höheres Kundenvertrauen

Vorteile für Netzbetreiber

• Geringere gleichzeitige Spitzenlast
• Bessere Auslastung von Transformatoren
• Weniger lokale Netzengpässe
• Besser vorhersehbarer Leistungsbedarf
• Bessere Integration erneuerbarer Energien
• Verzögerte oder vermiedene Netzverstärkung
• Zugang zu dezentraler Flexibilität
• Kontrollierte Wiederaufnahme des Betriebs nach Netzereignissen

Auswahlkriterien für ein netzverträgliches Wärmepumpensystem

Elektrische Leistungsaufnahme am Auslegungspunkt

Wählen Sie die Wärmepumpe anhand ihrer elektrischen Leistungsaufnahme bei der lokalen Auslegungsaußentemperatur aus. Verlassen Sie sich nicht ausschließlich auf den Nenn-COP oder die Wärmeleistung unter milden Bedingungen.

Fordern Sie folgende Angaben an:

• Verdichterleistung am Auslegungspunkt
• Maximaler Betriebsstrom
• Anlaufstrom
• Leistungsaufnahme während der Warmwasserbereitung
• Leistungsaufnahme während des Abtauens
• Maximale Leistung der Zusatzheizung

Modulationsbereich

Ein großer und praktisch nutzbarer Modulationsbereich hilft der Wärmepumpe, sich an einen veränderlichen Wärmebedarf anzupassen. Dadurch können Anlaufzyklen reduziert und das Lastprofil geglättet werden.

Prüfen Sie, ob die Mindestleistung zum Wärmebedarf des Gebäudes im Frühjahr und Herbst beziehungsweise in der Übergangszeit passt.

Stufensteuerung der Zusatzheizung

Die Steuerung sollte eindeutige Einstellungen für jede Heizstufe bereitstellen. Sie sollte eine Leistungsbegrenzung, eine verzögerte Freigabe und die Einbindung einer standortbezogenen Netzbezugsgrenze ermöglichen.

Eine Zusatzheizung, die nur vollständig ein- oder ausgeschaltet werden kann, kann vermeidbare Lastspitzen verursachen.

Externe Steuerungsschnittstellen

Ermitteln Sie, welche Schnittstellen verfügbar sind:

• Potenzialfreier Kontakt
• SG-Ready-Eingänge
• Modbus TCP
• Modbus RTU
• BACnet
• EEBUS
• Hersteller-API
• Digitaler Tarifeingang
• Steuerschnittstelle des Verteilnetzbetreibers
• Verbindung zum PV-Wechselrichter

Die Schnittstelle muss die tatsächlich benötigte Steuerungsfunktion unterstützen. Eine bloße Kennzeichnung garantiert noch keine vollständige Interoperabilität.

Begrenzung des Netzbezugs für das gesamte Gebäude

Das Energiemanagementsystem sollte die Nettoleistung am Netzanschlusspunkt messen. Anschließend sollte es die verfügbare Kapazität zwischen Wärmepumpe, Elektrofahrzeug, Batterie und anderen steuerbaren Anlagen aufteilen.

Eine Steuerung einzelner Geräte kann keine gebäudeweite Leistungsgrenze garantieren.

Fähigkeit zur thermischen Speicherung

Bewerten Sie die Gebäudemasse, die Fußbodenheizung, den Pufferspeicher und den Warmwasserspeicher. Ermitteln Sie, wie viel Flexibilität jede Komponente bereitstellen kann, ohne übermäßige Temperaturen oder Wärmeverluste zu verursachen.

Mehr Speichervolumen ist nicht immer besser. Die beste Lösung arbeitet mit der niedrigsten praktisch nutzbaren Speichertemperatur.

Kompatibilität mit Tarifen und Märkten

Prüfen Sie, ob das System folgende Modelle unterstützt:

• Festpreistarife
• Zeitabhängige Tarife
• Dynamische Energiepreise
• Zeitvariable Netzentgelte
• Tarife für steuerbare Verbrauchseinrichtungen
• Signale von Aggregatoren

Eine Tarifoptimierung sollte auch die Effizienz der Wärmepumpe berücksichtigen. Der niedrigste Strompreis führt nicht immer zu den niedrigsten Heizkosten, wenn die Wärmepumpe dabei bei einer ungünstigeren Außentemperatur und mit geringerer Effizienz arbeiten muss.

Anforderungen an Zähler und Daten

Prüfen Sie:

• Verfügbarkeit eines intelligenten Messsystems
• Messintervall
• Separate oder gemeinsame Messung der Wärmepumpe
• Messung von Netzbezug und Einspeisung
• Datenzugriffsrechte
• Verfügbarkeit einer lokalen API
• Steuerungseinrichtungen des Verteilnetzbetreibers
• Anforderungen an die Cybersicherheit

Eine Steuerungsstrategie kann ohne die erforderlichen Messdaten nicht zuverlässig funktionieren.

Ausfallsicheres Verhalten

Die Wärmepumpe muss das Gebäude auch dann weiterhin schützen, wenn die Kommunikation ausfällt.

Prüfen Sie den Rückfallzustand bei:

• Ausfall der Internetverbindung
• Ausfall der Smart-Meter-Daten
• Ausfall der PV-Daten
• Ungültigen Preisdaten
• Defektem externem Kontakt
• Ausfall des Gateways des Verteilnetzbetreibers
• Sensorausfall
• Stromunterbrechung

Sicherheit, Frostschutz und Anlagenschutz haben Vorrang vor der Optimierung.

Überwachung und Wartung

Wählen Sie ein System, das sowohl Wärme- als auch Stromdaten aufzeichnet. Aussagekräftige Ereignisprotokolle sollten erkennen lassen, wann externe Leistungsgrenzen, Zusatzheizungen oder Tariffunktionen aktiv sind.

Eine Ferndiagnose kann die Wartungszeit verkürzen. Eine lokale Bedienung muss jedoch weiterhin möglich bleiben.

Wichtige Abgrenzungen

Netzauswirkungen und Stromverbrauch

Die Netzauswirkungen betreffen Leistung, Zeitpunkt des Verbrauchs und lokale Auswirkungen auf das Stromnetz.

Der Stromverbrauch betrifft die gesamte Energie, die über einen Zeitraum verbraucht wird.

Ein System kann den jährlichen Verbrauch in kWh reduzieren, ohne die höchste Leistungsspitze in kW zu senken.

Netzauswirkungen und Umweltauswirkungen

Netzauswirkungen betreffen Netzkapazität, Spannung, Lastspitzen und Flexibilität.

Umweltauswirkungen umfassen unter anderem die Energiequelle, Treibhausgasemissionen, Kältemittel, Materialien, Geräusche und Auswirkungen über den gesamten Lebenszyklus.

Beide Themen hängen zusammen, sind jedoch nicht gleichbedeutend.

Netzdienlicher und energieeffizienter Betrieb

Ein energieeffizienter Betrieb minimiert die Strommenge, die für eine bestimmte Wärmeabgabe benötigt wird.

Ein netzdienlicher Betrieb nutzt Strom zu Zeiten und mit Leistungswerten, die die Belastung des Netzes reduzieren.

Eine optimale Strategie sollte beide Ziele berücksichtigen. Höhere Speichertemperaturen können zwar die zeitliche Flexibilität verbessern, gleichzeitig aber den COP verringern.

Smart Meter und Energiemanagementsystem

Ein Smart Meter misst und übermittelt Stromdaten.

Ein Energiemanagementsystem verwendet diese Daten, um Steuerungsentscheidungen zu treffen.

Ein Smart Meter allein koordiniert Wärmepumpe, Elektrofahrzeug und Batteriespeicher üblicherweise nicht.

SG Ready und vollständige Smart-Grid-Integration

SG Ready stellt im Allgemeinen grundlegende externe Betriebszustände zur Verfügung.

Eine vollständige Smart-Grid-Integration kann aktuelle Leistungsgrenzen, Prognosen, Preise, Zählerdaten, Optimierung und Verifizierung umfassen.

SG Ready kann eine Schnittstelle innerhalb eines umfassenderen Systems sein.

PV-Optimierung und Netzoptimierung

PV-Optimierung erhöht die lokale Nutzung von Solarstrom.

Netzoptimierung steuert Bezug und Einspeisung entsprechend den Anforderungen des lokalen Stromnetzes.

Beide Ziele unterstützen sich häufig, aber nicht immer. Ein lokales Netz kann beispielsweise auch während einer Phase niedriger Großhandelspreise überlastet sein.

Thermischer Speicher und elektrische Batterie

Ein thermischer Speicher speichert nutzbare Wärme. Er eignet sich besonders, wenn der spätere Bedarf in Raumwärme oder Warmwasser besteht.

Eine Batterie speichert elektrische Energie. Sie kann mehrere elektrische Lasten versorgen und den Netto-Netzbezug reduzieren, verursacht jedoch zusätzliche Kosten und Umwandlungsverluste.

Ein koordiniertes System entscheidet, welcher Speicher auf eine bestimmte Situation reagieren soll.

Lastverschiebung und Spitzenlastkappung

Bei der Lastverschiebung wird der Stromverbrauch in einen anderen Zeitraum verlagert.

Die Spitzenlastkappung reduziert unmittelbar den höchsten Netzbezug.

Eine verschobene Last kann eine neue Lastspitze erzeugen, wenn die nachfolgende Wiederaufnahme des Betriebs nicht kontrolliert wird.

Integration mit anderen Systemen

Integration mit Photovoltaikanlagen

Definition: Die PV-Integration verknüpft den Betrieb der Wärmepumpe mit der lokalen Solarstromerzeugung.

Zweck: Verfügbarer Solarstrom wird für Raumheizung, Kühlung oder Warmwasserbereitung genutzt.

Vorteile: Der Eigenverbrauch kann erhöht und die Einspeisung reduziert werden.

Beispiel: Die Wärmepumpe erhöht die Warmwasser-Solltemperatur erst dann, wenn der Zähler über einen längeren Zeitraum eine PV-Einspeisung erkennt.

Eine gute PV-Strategie sollte:

• Netto-Zählerdaten verwenden
• Einen Mindestwert für den PV-Überschuss festlegen
• Eine Verzögerung vorsehen, um schnelles Ein- und Ausschalten zu vermeiden
• Maximale Speichertemperaturen einhalten
• Den COP der Wärmepumpe berücksichtigen
• Gleichmäßig zum Normalbetrieb zurückkehren
• Eine Netzbezugsgrenze einhalten
• Batterie und Elektrofahrzeug koordinieren

Integration mit Batteriespeichern

Definition: Bei der Batterieintegration werden das elektrische Laden und Entladen mit dem Betrieb der Wärmepumpe koordiniert.

Zweck: Die gesamte Leistungsbilanz am Netzanschlusspunkt wird gesteuert.

Vorteile: Eine Batterie kann kurze Lastspitzen reduzieren und die Wärmepumpe während einer vorübergehenden Netzbegrenzung versorgen.

Beispiel: Während die Wärmepumpe Warmwasser bereitet, entlädt sich die Batterie mit 3 kW. Dadurch bleibt der gesamte Netzbezug unter der vertraglich vereinbarten Grenze.

Die Steuerung sollte verhindern, dass die Batterie während einer Wärmepumpenspitze gleichzeitig aus dem Netz geladen wird, sofern der Anschluss dafür nicht ausreichend dimensioniert ist.

Integration mit der EV-Ladung

Definition: Bei der EV-Integration wird das Laden des Fahrzeugs mit dem Wärmebedarf koordiniert.

Zweck: Zwei große flexible Lasten sollen keine vermeidbare gemeinsame Lastspitze verursachen.

Vorteile: Das Gebäude kann beide Systeme unterstützen, ohne dass die Anschlusskapazität erhöht werden muss.

Beispiel: Die EV-Ladeleistung wird von 11 kW auf 4 kW reduziert, sobald die Wärmepumpe einen Hochtemperatur-Warmwasserzyklus startet.

Das Laden eines Elektrofahrzeugs lässt sich üblicherweise leichter verschieben als die Raumheizung. Daher wird die EV-Ladeleistung häufig als erste Last durch ein häusliches Energiemanagementsystem reduziert.

Integration der thermischen Gebäudemasse

Definition: Böden, Wände und die innere Gebäudestruktur wirken als Niedertemperatur-Wärmespeicher.

Zweck: Das Gebäude kann vor einer Spitzenlastperiode etwas mehr und während dieser Periode etwas weniger Wärme aufnehmen.

Vorteile: Die thermische Gebäudemasse kann Flexibilität bereitstellen, ohne dass ein großer zusätzlicher Pufferspeicher erforderlich ist.

Beispiel: Vor einer abendlichen Netzlastspitze werden die Raum-Solltemperaturen um 0,5 °C erhöht. Anschließend reduziert die Wärmepumpe ihren Betrieb, während die Innentemperatur innerhalb des akzeptierten Komfortbereichs bleibt.

Eine Raumtemperaturmessung ist dabei wichtig. Die Steuerung sollte festgelegte Komfortgrenzen verwenden, anstatt das Gebäude unkontrolliert zu überheizen.

Integration mit HEMS oder BEMS

Definition: HEMS steht für Home Energy Management System, also ein Energiemanagementsystem für Wohngebäude. BEMS steht für Building Energy Management System, also ein Gebäudeenergiemanagementsystem.

Zweck: Diese Systeme koordinieren Messwerte, Prognosen, Leistungsgrenzen und Anlagenprioritäten.

Vorteile: Sie schaffen eine gemeinsame Steuerungsstrategie für das gesamte Gebäude.

Beispiel: Ein BEMS kombiniert Wetterprognosen, Belegung, Strompreise, Pufferspeichertemperatur und die Netzbezugsgrenze des Gebäudes, um den Betrieb einer zentralen Wärmepumpe zu planen.

Nach Möglichkeit sollte das System offene und dokumentierte Schnittstellen verwenden.

Integration mit Smart Metern und Tarifen

Definition: Ein Smart Meter stellt Stromdaten in zeitlichen Intervallen bereit. Ein Tarif legt den Preis für Energie oder Netznutzung fest.

Zweck: Zähler- und Tarifdaten ermöglichen es der Wärmepumpe, auf zeitabhängige Kosten zu reagieren.

Vorteile: Der Betreiber kann flexible Verbräuche verschieben und das finanzielle Ergebnis überprüfen.

Beispiel: Die Wärmepumpe bereitet Warmwasser in einem Zeitfenster mit niedrigem Netzentgelt, ohne die tägliche Warmwasserversorgung zu verändern.

Eine dynamische Preissteuerung sollte nicht ohne Leistungsgrenze eingesetzt werden. Reagieren viele Geräte auf denselben niedrigen Preis, kann dies zu einem synchronisierten Lastanstieg führen.

Integration mit Verteilnetzbetreibern und Aggregatoren

Definition: Der Verteilnetzbetreiber verwaltet das lokale Verteilnetz. Ein Aggregator bündelt viele kleine flexible Lasten.

Zweck: Der Verteilnetzbetreiber nutzt Flexibilität, um lokale Engpässe zu bewältigen. Der Aggregator bündelt kleine Wärmepumpenlasten so, dass sie gemeinsam an Märkten teilnehmen können.

Vorteile: Gebäudeeigentümer können je nach nationalem Rechtsrahmen von reduzierten Netzentgelten oder Flexibilitätszahlungen profitieren.

Beispiel: Ein Aggregator erhält eine Anforderung des Netzbetreibers und verteilt eine geringe Leistungsreduktion auf eine Wärmepumpenflotte.

Die Steuerungsverträge sollten Verfügbarkeit, Ereignisdauer, Mindestkomfort, Messung, Vergütung und Regeln für eine manuelle Übersteuerung festlegen.

Integration von Wetter- und Belegungsdaten

Definition: Eine vorausschauende Steuerung nutzt erwartete Wetterbedingungen und die geplante Gebäudenutzung, um die Wärmeerzeugung zu planen.

Zweck: Vor einem Tarif- oder Netzereignis wird die richtige Menge an Wärme gespeichert.

Vorteile: Das System kann Lasten verschieben, ohne unnötig hohe Temperaturen zu erzeugen.

Beispiel: Die Steuerung erwartet einen wärmeren Nachmittag und verzichtet deshalb darauf, den Pufferspeicher am Morgen vollständig aufzuladen.

Prognosen sollten die Steuerungsstrategie unterstützen. Sie dürfen aktuelle Temperatur- und Leistungsmessungen jedoch nicht ersetzen.

Regulatorischer und marktlicher Kontext

Europäische Union

Das EU-Stromrecht unterstützt aktive Kunden, Laststeuerung, Aggregation, intelligente Messsysteme und flexible elektrische Lasten. Die Strommarktreform von 2024 ermöglicht zudem separate Messanordnungen für steuerbare Geräte, damit Kunden an anreizbasierten Laststeuerungsprogrammen teilnehmen können.

Für ein Wärmepumpenprojekt bedeutet dies, dass die technische Planung folgende Aspekte berücksichtigen sollte:

• Externe Steuerung
• Messung in Zeitintervallen
• Dynamische oder zeitabhängige Tarife
• Teilnahme über Aggregatoren
• Separate Messung, sofern sinnvoll
• Datenaustausch mit Energiemanagementsystemen

Deutschland

In Deutschland gelten für neue steuerbare Verbrauchseinrichtungen besondere Regelungen nach § 14a EnWG. Seit dem 1. Januar 2024 fallen neue Wärmepumpen mit einer Netzanschlussleistung von mehr als 4,2 kW unter diesen Rechtsrahmen. Dazu gehören auch zugehörige elektrische Zusatz- oder Notheizungen.

Bei einer konkreten lokalen Netzüberlastung darf der Verteilnetzbetreiber die aus dem Netz bereitgestellte Leistung einer direkt gesteuerten Einrichtung vorübergehend auf einen definierten Mindestwert reduzieren. Bei vielen Anlagen beträgt dieser Mindestwert 4,2 kW. Im Gegenzug erhält der Betreiber eine Reduzierung der Netzentgelte. Seit April 2025 müssen deutsche Verteilnetzbetreiber außerdem das zeitvariable Netzentgelt nach Modul 3 in Verbindung mit Modul 1 anbieten.

Bei der praktischen Planung ist daher zu prüfen:

• Ob die Wärmepumpe eine Anschlussleistung von 4,2 kW überschreitet
• Ob eine Direktsteuerung oder eine Steuerung über ein Energiemanagementsystem verwendet wird
• Messkonzept
• Tarifmodul nach § 14a EnWG
• Anforderungen an das Smart-Meter-Gateway
• Technische Anschlussbedingungen des Verteilnetzbetreibers
• Steuerung der Zusatzheizung
• Gemeinsame Steuerung mit PV-Anlage, Batterie und EV-Ladestation

Österreich

Österreich entwickelt sich hin zu stärker zeitabhängigen und flexibilitätsorientierten Netztarifen. Für 2026 führte E-Control für berechtigte Kunden der Netzebene 7 während Zeiträumen mit hoher PV-Erzeugung eine reduzierte tageszeitliche Netzarbeitskomponente ein. E-Control führte außerdem eine Regelung für flexible Entnahme ein, die sich zunächst auf höhere Netzebenen konzentriert, während die umfassendere Tarifreform fortgeführt wird.

Bei Projekten in Österreich sollten folgende Punkte geprüft werden:

• Aktuelle Systemnutzungsentgelte
• Zugriffsrechte auf Smart-Meter-Daten
• Anforderungen des lokalen Netzbetreibers
• Bestehende unterbrechbare Tarife oder Doppeltarifregelungen
• Verfügbare Tages- oder Flexibilitätsprodukte
• Zähler- und Schaltkonzept
• Übergangsregelungen für bestehende Wärmepumpenanlagen

Schweiz

Schweizer Netzbetreiber tragen erhebliche Verantwortung für die Festlegung der Netznutzungstarife. Ab dem Tarifjahr 2026 können Betreiber unter den geltenden rechtlichen Voraussetzungen dynamische Netztarife auf Grundlage der für den Folgetag erwarteten Netzauslastung oder zeitvariable Leistungstarife einführen. Der tatsächlich geltende Tarif hängt daher vom örtlichen Netzbetreiber ab.

Bei Projekten in der Schweiz sollten folgende Punkte geprüft werden:

• Lokaler Netznutzungstarif
• Verfügbarkeit eines Smart Meters
• Hoch- und Niedertarifzeiten
• Dynamische Tarifoptionen
• Vergütung für steuerbare Lasten
• Schaltregeln des lokalen Verteilnetzbetreibers
• Kantonale Anforderungen
• Vertragliche Leistungs- oder Sicherungsgrenzen

Italien einschließlich des deutschsprachigen Südtirols

Italienische Kunden verfügen über eine vereinbarte „potenza impegnata“, also eine vertraglich festgelegte Anschlussleistung. Eine Wärmepumpe, eine EV-Ladestation oder eine umfassende Elektrifizierung im Rahmen einer Sanierung kann eine Erhöhung dieser Leistung erforderlich machen. Das Verfahren hängt von der Anschlussebene ab und wird bei Niederspannungskunden üblicherweise über den Stromlieferanten abgewickelt.

Bei Projekten sollten folgende Punkte geprüft werden:

• Vertraglich vereinbarte Leistung
• Einphasiger oder dreiphasiger Anschluss
• Kapazität des Stromzählers
• Anforderungen des lokalen Verteilnetzbetreibers
• Geltende Normen für den Elektroanschluss
• Verfügbare Tarifstruktur
• Konfiguration von PV-Anlage und Speicher
• Lastmanagement auf Gebäudeebene

Eine deutschsprachige Projektdokumentation ändert nichts an den anwendbaren italienischen Anschlussregeln.

Spanien

Für Niederspannungskunden mit einer vertraglich vereinbarten Leistung von bis zu 15 kW verwendet die spanische 2.0TD-Netzstruktur zwei Leistungszeiträume und drei Energiepreiszeiträume. Dadurch sind sowohl die gewählte Anschlussleistung als auch der Zeitpunkt des Wärmepumpenbetriebs relevant.

Bei Projekten in Spanien sollten folgende Aspekte berücksichtigt werden:

• Heiz- und Kühlbedarf
• Vertragliche Leistung in zwei Zeitperioden
• Energiepreise in drei Zeitperioden
• Sommerliche Kühllastspitzen
• PV-Erzeugung zur Mittagszeit
• Zeitliche Planung der Warmwasserbereitung
• EV-Ladung
• Maximaler Netzbezug des Gebäudes

Polen

Polen bietet ein- und mehrzonige Haushaltstarife an, darunter die Tarifstrukturen G11, G12 und G13. Große Stromlieferanten müssen berechtigten Kunden außerdem dynamische Strompreisverträge anbieten. Für diese Produkte ist ein fernablesbarer Smart Meter erforderlich.

Bei Projekten in kalten Klimazonen ist besonders auf folgende Punkte zu achten:

• COP bei der Auslegungstemperatur
• Leistung der Zusatzheizung
• Verfügbarkeit eines Smart Meters
• Bedingungen dynamischer Tarife oder Mehrzonentarife
• Morgendliche und abendliche Winterspitzen
• Kapazität des Hauptanschlusses
• Abtau- und Wiederanlaufverhalten

Finnland

Dynamische Strompreisverträge sind in Finnland bereits weit verbreitet. Daten der finnischen Energiebehörde zeigen, dass im Jahr 2024 etwa ein Drittel der finnischen Haushalte einen dynamischen Strompreisvertrag hatte. Dadurch besteht ein starker Anwendungsfall für automatisierte, preisabhängige Wärmepumpensteuerungen.

Bei Projekten in Finnland sollte die Preisoptimierung dennoch mit folgenden Maßnahmen kombiniert werden:

• Netzbezugsgrenze für das Gebäude
• Analyse der Leistung bei kaltem Wetter
• Kontrollierter Einsatz elektrischer Zusatzheizungen
• Festgelegte Komfortgrenzen
• Bewertung der Tarife des Verteilnetzbetreibers
• Gestaffelte Wiederaufnahme des Betriebs
• Zuverlässiger Betrieb bei extrem niedrigen Temperaturen

Die Netzauswirkungen beschreiben die Beziehung zwischen dem Betrieb einer Wärmepumpe und den Bedingungen im Stromnetz. Sie werden durch die elektrische Leistung, die Betriebszeit, gleichzeitig auftretende Lasten, das Steuerungsverhalten und die verfügbare Flexibilität bestimmt.

Eine gute Wärmepumpenplanung konzentriert sich nicht ausschließlich auf den jährlichen Stromverbrauch. Sie berücksichtigt auch die Lastspitze bei kaltem Wetter, die Zusatzheizung, den Gebäudeanschluss, die PV-Anlage, den Batteriespeicher, die EV-Ladestation und die örtlichen Netzregeln.

Das praktische Ziel ist eindeutig: eine zuverlässige Wärmeversorgung mit einer möglichst niedrigen elektrischen Spitzenlast und einer möglichst großen nutzbaren Flexibilität. Eine korrekte Dimensionierung, ein Leistungsmanagement für das gesamte Gebäude, thermische Speicher und offene Steuerungsschnittstellen machen aus der Wärmepumpe eine koordinierte Komponente des Energiesystems statt einer ungesteuerten Last.

Häufig gestellte Fragen

Überlasten Wärmepumpen das Stromnetz?

Eine einzelne, korrekt geplante Wärmepumpe überlastet das Stromnetz üblicherweise nicht. Probleme können entstehen, wenn der Gebäudeanschluss unterdimensioniert ist, elektrische Zusatzheizungen ungeregelt betrieben werden oder mehrere große Lasten gleichzeitig aktiv sind.

Auf Quartiers- oder Nachbarschaftsebene können viele Wärmepumpen eine hohe gleichzeitige Winterspitze verursachen. Eine vorausschauende Netzplanung und flexible Steuerungen reduzieren dieses Risiko.

Sind die Netzauswirkungen einer Wärmepumpe immer negativ?

Nein. Eine Wärmepumpe erhöht zwar den elektrischen Leistungsbedarf, kann aber zugleich wertvolle Flexibilität bereitstellen.

Das System kann überschüssigen erneuerbaren Strom aufnehmen, die Wärmeerzeugung zeitlich verschieben und den Leistungsbedarf während ausgewählter Spitzenzeiten reduzieren. Das Ergebnis hängt von der Wärmepumpe, dem Gebäude, dem Speicher und der Steuerungsstrategie ab.

Beseitigt eine PV-Anlage die Netzauswirkungen einer Wärmepumpe?

Nein. Eine PV-Anlage kann den Netzbezug am Tag reduzieren, garantiert jedoch weder während winterlicher Spitzenlasten noch in der Nacht eine ausreichende Stromversorgung.

Der Netzanschluss muss üblicherweise für den Betrieb bei geringer PV-Erzeugung ausgelegt sein. Die PV-Anlage sollte als betrieblicher Vorteil betrachtet werden und nicht als bedingungsloser Ersatz für Netzanschlusskapazität.

Ist eine effiziente Wärmepumpe automatisch netzdienlich?

Nein. Energieeffizienz und Netzdienlichkeit sind unterschiedliche Leistungsmerkmale.

Eine effiziente Wärmepumpe verbraucht für jede Einheit abgegebener Wärme weniger Strom. Ein netzdienliches System steuert zusätzlich, wann dieser Strom verbraucht wird und wie hoch die Spitzenlast des Gebäudes wird.

Reicht SG Ready für die Netzintegration aus?

SG Ready kann eine nützliche grundlegende externe Steuerung bereitstellen. Je nach Ausführung können Sperrbetrieb, Normalbetrieb oder ein verstärkter Betrieb unterstützt werden.

Eine vollständige Netzintegrationsstrategie kann darüber hinaus aktuelle Zählerdaten, variable Leistungsgrenzen, PV-Koordination, EV-Management, Prognosen und die Verifizierung von Steuerungsereignissen erfordern.

Darf ein Netzbetreiber eine Wärmepumpe abschalten?

Die Antwort hängt von den nationalen Vorschriften und der jeweiligen Anschlussvereinbarung ab. Moderne Regelwerke bevorzugen zunehmend eine kontrollierte Leistungsreduzierung gegenüber einer vollständigen Abschaltung.

In Deutschland muss bei neuen qualifizierten steuerbaren Wärmepumpen nach § 14a EnWG während eines Steuerungsereignisses eine definierte Mindestleistung aus dem Netz verfügbar bleiben. In anderen Ländern und bei anderen Verteilnetzbetreibern gelten abweichende Regelungen.

Sind dynamische Stromtarife immer netzdienlich?

Nein. Dynamische Energiepreise bilden die Bedingungen auf dem Strommarkt ab. Sie spiegeln nicht zwangsläufig einen Engpass im lokalen Verteilnetz wider.

Ein robustes System kombiniert die Preisoptimierung mit einer maximalen Netzbezugsgrenze für das Gebäude und gegebenenfalls mit Signalen des Verteilnetzbetreibers.

Kann ein größerer Pufferspeicher Probleme mit den Netzauswirkungen lösen?

Ein Pufferspeicher kann Kapazität für eine Lastverschiebung bereitstellen, ist jedoch keine vollständige Lösung. Sein Nutzen hängt vom nutzbaren Temperaturbereich, vom Wärmebedarf des Gebäudes und von der Qualität der Steuerung ab.

Ein großer Speicher kann Wärmeverluste und Installationskosten erhöhen. Wird seine Temperatur zu stark angehoben, kann außerdem die Effizienz der Wärmepumpe sinken.

Welche Wärmepumpe hat die geringsten Netzauswirkungen?

Es gibt kein einzelnes Modell, das in jedem Gebäude die geringsten Netzauswirkungen verursacht. Das Ergebnis hängt von Heizlast, Quellentemperatur, Vorlauftemperatur, elektrischer Leistungsaufnahme, Zusatzheizung, Steuerungsschnittstellen und den übrigen Gebäudelasten ab.

Die beste Lösung ist üblicherweise eine korrekt dimensionierte, modulierende Wärmepumpe mit kontrollierter Zusatzheizung und einem Energiemanagement für das gesamte Gebäude.

Welche Messgröße ist für die Netzauswirkungen am wichtigsten?

Die wichtigste Messgröße ist in der Regel der maximale Netto-Strombezug am Netzanschlusspunkt des Gebäudes.

Zusätzlich werden Gerätedaten benötigt, um zu erklären, wodurch die jeweilige Lastspitze verursacht wurde.