Dimmen ist ein Rechenproblem: Was EEBUS, Smart Meter und die Batterie am Hybridwechselrichter miteinander zu tun haben

Seit Januar 2024 dürfen Netzbetreiber steuerbare Verbrauchseinrichtungen dimmen. Wärmepumpe, Wallbox, Batteriespeicher: Alles über 4,2 kW, das seit 2024 ans Niederspannungsnetz gegangen ist, muss steuerbar sein. Im Gegenzug darf der Netzanschluss nicht mehr verweigert werden und es gibt reduzierte Netzentgelte.

So weit die Regulierung. Die spannende Frage ist eine andere: Was passiert technisch, wenn das Dimmsignal kommt? Und warum entscheidet die Batterie am Hybridwechselrichter darüber, ob die Dimmung im Alltag spürbar ist oder nicht?

Die Kommunikationskette: länger als viele denken

Das Smart Meter spricht nicht direkt mit dem Wechselrichter. Die Kette sieht so aus:

Der Netzbetreiber sendet sein Steuersignal über das Smart Meter Gateway. Dahinter sitzt auf Kundenseite eine Steuerbox oder ein Energiemanagementsystem, und erst dieses spricht mit den Geräten im Haus. Die Sprache dafür heißt EEBUS.

Wichtig dabei: Das Energiemanagement muss keine separate Box sein. Ein intelligenter Hybridwechselrichter kann diese Rolle direkt übernehmen, als eigener EEBUS-Endpunkt gegenüber der Steuerbox des Netzbetreibers. Er empfängt das Leistungslimit selbst, ohne zwischengeschaltetes Gateway eines Drittherstellers, und koordiniert Batterie, PV und weitere Verbraucher dahinter. Das spart nicht nur ein Gerät und eine Schnittstelle. Es bedeutet vor allem, dass das System, das ohnehin am Netzanschlusspunkt misst und regelt, auch dasjenige ist, das den Grenzwert entgegennimmt. Jede zusätzliche Kommunikationsstufe zwischen Limit-Empfang und Limit-Durchsetzung ist eine potenzielle Fehlerquelle, bei der Latenz, bei der Interoperabilität und bei der Absicherung.

EEBUS besteht aus zwei Schichten. SHIP ist das Transportprotokoll, eine TLS-gesicherte Verbindung im lokalen Netzwerk. SPINE ist das Datenmodell darüber. Entscheidend sind aber die Use Cases, also die standardisierten Anwendungsfälle:

LPC (Limitation of Power Consumption) setzt die Dimmung nach Paragraf 14a EnWG um. Der Netzbetreiber gibt eine Leistungsgrenze für den Bezug vor.

LPP (Limitation of Power Production) ist das Gegenstück für die Erzeugung nach Paragraf 9 EEG. Hier wird die Einspeisung begrenzt.

MGCP (Monitoring of Grid Connection Point) liefert die Messwerte am Netzanschlusspunkt, ohne die keine intelligente Umsetzung der Grenzen möglich ist.

Wer heute einen Wechselrichter oder ein EMS entwickelt, kommt an diesen drei Use Cases nicht vorbei. Die Zertifizierung läuft über die EEBUS-Initiative, und seit 2025 sind die ersten Steuerboxen mit digitaler EEBUS-Schnittstelle nach BSI TR-03109-5 zertifiziert.

Warum die Batterie der interessante Teil ist

Jetzt zur eigentlichen Pointe. Ein Batteriespeicher am Hybridwechselrichter ist in dieser Architektur ein Sonderfall, und zwar ein sehr nützlicher.

Erstens: Der Speicher gilt nur dann als steuerbare Verbrauchseinrichtung, wenn er aus dem Netz lädt. Auf das Laden aus PV-Überschuss und auf das Entladen darf der Netzbetreiber keinen Einfluss nehmen. So ist es bereits im Gesetzestext des Paragrafen 14a angelegt, der Speicher nur hinsichtlich der Stromentnahme erfasst, und so setzt es die Festlegung der Bundesnetzagentur um.

Zweitens: Die Dimmung begrenzt die netzwirksame Leistung, nicht den Energiefluss im Haus. Gedimmt wird das, was durch den Netzanschlusspunkt fließt.

Aus diesen beiden Punkten folgt alles Weitere. Ein einfaches System reagiert auf ein LPC-Signal, indem es pauschal drosselt: Batterieladung stoppen, Wallbox runterregeln, fertig. Das ist regelkonform, verschenkt aber Energie und Komfort.

Ein System, das am Netzanschlusspunkt rechnet, macht etwas anderes. Es kennt über MGCP die aktuelle Bilanz am Zähler und weiß: Solange die PV-Anlage liefert, kann die Batterie weiterladen, denn dieser Ladestrom kommt nicht aus dem Netz. Scheint keine Sonne, kann die Batterie in die andere Richtung arbeiten und Verbraucher aus dem Speicher versorgen. Die Wärmepumpe läuft dann mit voller Leistung weiter, obwohl der Netzbezug auf 4,2 kW begrenzt ist. Die Differenz liefert die Batterie.

Anders gesagt: Mit einem Hybridwechselrichter und einem EMS, das den Netzanschlusspunkt als Rechengröße versteht, wird aus der Dimmung ein Optimierungsproblem. Und Optimierungsprobleme kann man lösen.

Dasselbe gilt in der Gegenrichtung. Kommt ein LPP-Signal oder sind die Börsenpreise negativ, muss die PV nicht stumpf abgeregelt werden. Der Überschuss wandert in die Batterie, statt verloren zu gehen. Der Speicher entschärft beide Begrenzungen, die auf der Bezugsseite und die auf der Einspeiseseite.

Zwei Zeitebenen: Der Zähler bilanziert, die Regelung regelt

Ein Einwand liegt nahe: Wenn alles am Netzanschlusspunkt hängt, warum nutzt die Regelung nicht einfach den Zähler als Messquelle? Die Antwort ist die Zeitebene. Die Standardbilanzierung über das Smart Meter Gateway arbeitet in 15-Minuten-Fenstern (TAF 7). Der schnellste offizielle Anwendungsfall, TAF 14, liefert Minutenwerte, und selbst die lokale INFO-Schnittstelle der modernen Messeinrichtung kommt nur auf Sekundenwerte. Das ist kein Versäumnis, sondern Konzept: Das intelligente Messsystem ist Bilanzierungs- und Abrechnungsinfrastruktur, keine Regelungstechnik.

Ein LPC-Signal ist deshalb auch keine Regelgröße, sondern eine Sollwertvorgabe. Ab jetzt gilt Grenzwert X, überwacht per Heartbeat, mit definiertem Failsafe-Verhalten bei Kommunikationsverlust. Die Durchsetzung dieses Grenzwerts ist Aufgabe der schnellen Regelung im Wechselrichter. Eine eigene Strommessung auf L1, L2 und L3 reagiert im Millisekundenbereich auf den Lastsprung der Wärmepumpe oder den Wolkenzug an der PV, lange bevor der Zähler den nächsten Messwert überhaupt gebildet hat. Der Zähler bestätigt hinterher nur, dass die Grenze eingehalten wurde.

Eine Feinheit dabei: Der Haushaltszähler misst saldierend über alle drei Phasen. Die Regelung muss dieselbe Saldierungslogik rechnen, sonst begrenzt sie strenger oder laxer als gefordert. Die phasengenaue Messung braucht es trotzdem, denn die Schieflastgrenze der VDE-AR-N 4105 begrenzt die Leistungsdifferenz zwischen den Außenleitern auf 4,6 kVA. Beide Sichten aus derselben Sensorik abzuleiten, das ist die eigentliche Ingenieursaufgabe hinter dem unscheinbaren Wort Dimmung.

Der Realitätscheck: Standard haben und Standard können

Bevor jetzt der Eindruck entsteht, das alles funktioniere bereits flächendeckend: Die Praxis ist ernüchternder. Viele Verteilnetzbetreiber haben die technische Infrastruktur für die digitale Steuerung noch nicht im Feld. Stattdessen kommen weiterhin Rundsteuerempfänger und Relaiskontakte zum Einsatz, die im Zweifel hart schalten statt intelligent zu begrenzen.

Wer meine Beiträge zu SunSpec verfolgt hat, kennt das Muster: Ein definierter Standard ist nicht dasselbe wie ein interoperabel implementierter Standard. Bei EEBUS ist die Ausgangslage besser, weil die Zertifizierung Protokoll und Anwendungsebene gemeinsam prüft und die automatisierte Inbetriebnahme über den SHIP Pairing Service verpflichtender Bestandteil ist. Trotzdem entscheidet sich die Qualität erst im Feld, beim Zusammenspiel von Steuerbox, EMS und Wechselrichter unterschiedlicher Hersteller. Dass es inzwischen ein eigenes Handwerkertool gibt, mit dem Installateure die EEBUS-Verbindung bei der Inbetriebnahme testen können, zeigt zweierlei: Das Thema kommt in der Fläche an, und es ist noch nicht trivial.

Was das für die Systemauslegung bedeutet

Für uns bei der Entwicklung des ampareq Gen3 war diese Architektur eine der frühen Grundsatzentscheidungen: Der Gen3 übernimmt die EMS-Rolle selbst und ist der direkte EEBUS-Endpunkt gegenüber der Steuerbox, ohne zusätzliche Box eines Drittherstellers. Das Energiemanagement rechnet am Netzanschlusspunkt, nicht am Einzelgerät, und setzt die Grenzwerte über eine eigene Strommessung auf allen drei Außenleitern im Millisekundenbereich durch. Diese schnelle Sensorik ist übrigens dieselbe, die auch eine netzbildende Regelung braucht. Wer Grid-Forming ernst nimmt, hat die Messinfrastruktur für eine saubere 14a-Umsetzung bereits an Bord. EEBUS mit LPC, LPP und MGCP ist dabei keine nachgerüstete Schnittstelle, sondern Teil der Systemarchitektur, genauso wie die Absicherung dieser Schnittstelle. Denn eine digitale Steuerschnittstelle, über die ein Dritter die Leistung meiner Anlage begrenzen kann, ist auch eine Angriffsfläche. Wer sie einbaut, muss sie absichern.

Die Dimmung nach Paragraf 14a wird oft als Zumutung diskutiert. Ich sehe das anders: Sie ist nur für die Systeme ein Verlust, deren Energiemanagement nicht am Netzanschlusspunkt denkt. Für alle anderen ist sie ein lösbares Rechenproblem, und die Batterie ist der Freiheitsgrad, der die Lösung möglich macht.

Wie ist eure Erfahrung: Habt ihr schon eine Steuerbox mit digitaler EEBUS-Anbindung im Feld gesehen, oder läuft die Steuerung bei euch noch über Rundsteuerempfänger und Relais?