PV, Speicher und Laden in die Gebäudeautomation einbinden

Wer die ersten sieben Teile dieser Serie gelesen hat, kennt die Bausteine: Eigenverbrauch, ZEV, vZEV, LEG, Ladeinfrastruktur, Lastmanagement, Batteriespeicher und dynamische Tarife. Doch alle diese Elemente entfalten ihr Potenzial erst dann vollständig, wenn sie nicht nebeneinander, sondern miteinander arbeiten. Genau das ist die Aufgabe der Gebäudeautomation. Dieser achte und letzte Teil zeigt, wie Wechselrichter, Batteriespeicher, Ladestationen und Zähler über klare Schnittstellen in die GA eingebunden werden, welche Datenpunkte dabei wirklich zählen und wie eine sinnvolle Visualisierung der Energieflüsse aussieht.

Die Integration ist kein Selbstzweck. Sie macht aus Einzelgeräten ein koordiniertes System, das Wärme, Strom und Mobilität gemeinsam steuert und dessen Verhalten für Betreiber nachvollziehbar bleibt. Ohne diese Grundlage bleibt jede Optimierungsstrategie Theorie.

Warum die Integration so oft scheitert

In der Praxis sehen wir immer wieder dasselbe Muster: Wechselrichter, Batteriespeicher und Ladestationen werden beschafft und installiert, jedes Gerät mit seiner eigenen App, seinem eigenen Cloud-Portal und seinen eigenen Daten. Die Gebäudeautomation läuft daneben, kennt aber weder den aktuellen PV-Ertrag noch den Ladezustand des Speichers noch die Leistungsaufnahme der Ladestationen. Optimierung findet bestenfalls innerhalb der einzelnen Geräte statt, nicht über das Gesamtsystem.

Das Problem beginnt oft in der Planung. PV-Anlage, Speicher und Ladeinfrastruktur werden von verschiedenen Spezialisten geplant, die GA von einem weiteren. Schnittstellen werden nicht definiert, Datenpunkte nicht abgestimmt, Verantwortlichkeiten nicht geklärt. Wer am Ende die Integration sicherstellt, bleibt offen. Das Ergebnis sind Systeme, die technisch funktionieren, aber nicht zusammenarbeiten.

Dabei sind die Protokolle vorhanden. Modbus RTU und Modbus TCP sind in der Gebäudetechnik seit Jahrzehnten etabliert. SunSpec hat die Modbus-Register für PV-Geräte standardisiert. BACnet verbindet die GA-Ebene. OCPP regelt die Kommunikation mit Ladestationen. Die Herausforderung liegt nicht im Fehlen von Standards, sondern in ihrer konsequenten Anwendung und Koordination.

Modbus und SunSpec: die Sprache der PV-Geräte

Modbus ist das am weitesten verbreitete Protokoll für die Einbindung von Wechselrichtern und Batteriespeichern in die GA. Es ist einfach, robust und wird von praktisch allen Geräten unterstützt. Die Schwäche von Modbus liegt in der fehlenden Standardisierung der Registeradressen: Jeder Hersteller kann seine Daten an beliebigen Stellen ablegen, was die Integration aufwendig macht und bei jedem Gerätewechsel neu erarbeitet werden muss.

Hier setzt SunSpec an. Die SunSpec Alliance hat ein offenes Modell definiert, das die Registerstruktur für PV-Wechselrichter, Batteriespeicher, Zähler und weitere Geräte vereinheitlicht. Ein Gerät, das SunSpec unterstützt, meldet sich mit einer standardisierten Kennung und legt seine Daten in definierten Modellen ab. Die GA kann diese Daten lesen, ohne gerätespezifische Registeradressen kennen zu müssen. Das vereinfacht die Integration erheblich und macht sie herstellerunabhängiger.

In der Praxis empfehlen wir, bei der Geräteauswahl explizit auf SunSpec-Konformität zu achten und dies in der Ausschreibung zu fordern. Nicht jedes Gerät, das Modbus spricht, unterstützt SunSpec vollständig. Und nicht jedes Gerät, das SunSpec im Datenblatt nennt, implementiert alle relevanten Modelle korrekt. Eine Überprüfung im Rahmen der Inbetriebnahme ist deshalb unerlässlich.

Für die Einbindung in die GA über Modbus gelten dieselben Grundsätze, die wir in unserer BACnet-Planungsserie beschreiben: Die Schnittstelle muss im Lastenheft definiert sein, die Datenpunkte müssen benannt und dokumentiert werden, und die Verantwortung für die Integration muss klar zugewiesen sein. Wer das erst bei der Inbetriebnahme klärt, zahlt dafür in Form von Mehraufwand und Verzögerungen.

BACnet als Rückgrat der GA-Integration

Während Modbus auf der Feldebene die Verbindung zu PV-Geräten herstellt, übernimmt BACnet auf der Automations- und Managementebene die übergeordnete Kommunikation. Die Automationsstation liest die Modbus-Daten des Wechselrichters, verarbeitet sie und stellt sie als BACnet-Objekte dem Rest der GA zur Verfügung. So kann die Managementebene auf Ertragsdaten, Speicherzustand und Ladeleistung zugreifen, ohne die Feldprotokolle kennen zu müssen.

Die Normgrundlage für BACnet in der GA ist die SN EN ISO 16484-5 (SIA 386.155). Sie definiert das Protokoll und die Objekttypen, die für die Integration genutzt werden. Für die Einbindung von PV-Daten sind vor allem analoge Eingangsobjekte für Messwerte, analoge Ausgangsobjekte für Sollwerte und Steuerbefehle sowie Trend-Log-Objekte für die historische Aufzeichnung relevant.

Ein häufiger Fehler ist die fehlende Trennung zwischen Messwert und Sollwert in der Datenpunktliste. Wer nur den aktuellen PV-Ertrag liest, kann nichts steuern. Wer aber auch Sollwerte für die Einspeisebegrenzung oder den Speicher-Lademodus schreiben kann, hat eine echte Steuerungsmöglichkeit. Diese Unterscheidung muss in der Planung getroffen und in der Datenpunktliste dokumentiert werden.

Für die Planung des BACnet-Netzwerks im Zusammenhang mit PV-Integration verweisen wir auf unsere Artikel «BACnet Planung, Das Fundament, Teil 1: Warum BACnet-Planung mehr ist als Protokollwahl» und «Datenpunktlisten & Beschriftungsregeln: Die unsichtbare Grundlage des Betriebs». Die dort beschriebenen Grundsätze gelten unverändert auch für die Einbindung von PV-Geräten.

OCPP: Ladestationen sauber einbinden

Ladestationen kommunizieren in der Regel über OCPP (Open Charge Point Protocol). OCPP ist ein offenes Protokoll, das die Kommunikation zwischen Ladestationen und einem Lademanagementsystem standardisiert. Es deckt Funktionen wie Authentifizierung, Ladevorgangsverwaltung, Statusmeldungen und Lastmanagement ab.

Für die GA-Integration bedeutet das: Die Ladestation kommuniziert primär mit einem OCPP-Backend oder einem Lademanagementsystem. Dieses System übernimmt die Steuerung der Ladeleistung und stellt der GA aggregierte Daten zur Verfügung, zum Beispiel die aktuelle Gesamtleistung aller Ladepunkte, die Anzahl aktiver Ladevorgänge und den Status einzelner Stationen. Die GA steuert dann nicht direkt die einzelne Ladestation, sondern gibt dem Lademanagementsystem Vorgaben, etwa eine maximale Gesamtleistung für alle Ladepunkte.

Diese Architektur hat einen klaren Vorteil: Das Lademanagementsystem kennt die Details der einzelnen Ladevorgänge und kann die Leistung intern optimal verteilen. Die GA muss sich nicht um die Einzelsteuerung kümmern, sondern nur die übergeordnete Grenze setzen. Das vereinfacht die Integration und hält die Systeme in ihrer jeweiligen Zuständigkeit.

Wichtig ist, dass die Schnittstelle zwischen Lademanagementsystem und GA klar definiert ist. Welche Datenpunkte werden übergeben? In welchem Format? Mit welcher Aktualisierungsrate? Diese Fragen müssen in der Planung beantwortet werden, nicht erst bei der Inbetriebnahme. Wir empfehlen, die Schnittstellendefinition als Teil des Lastenhefts zu behandeln und von allen beteiligten Parteien freigeben zu lassen.

Datenpunkte: Was wirklich gebraucht wird

Eine vollständige Datenpunktliste für eine PV-GA-Integration kann schnell mehrere Hundert Punkte umfassen. In der Praxis sind davon viele redundant oder für den Betrieb irrelevant. Wir empfehlen, die Datenpunkte nach ihrer Funktion zu strukturieren und nur das zu erfassen, was tatsächlich genutzt wird.

Für den Wechselrichter sind die wesentlichen Datenpunkte: aktuelle AC-Wirkleistung, Tagesertrag, Gesamtertrag, Betriebsstatus und Fehlermeldungen. Für die Einspeisebegrenzung kommt der Sollwert für die maximale Einspeiseleistung hinzu. Bei Anlagen mit mehreren Wechselrichtern empfiehlt sich eine Aggregation auf Anlagenebene, damit die GA nicht jeden Wechselrichter einzeln abfragen muss.

Für den Batteriespeicher sind die wichtigsten Datenpunkte: Ladezustand (State of Charge, SoC), aktuelle Lade- oder Entladeleistung, Betriebsmodus und Fehlermeldungen. Für die Steuerung kommen Sollwerte für den Betriebsmodus und die Zielleistung hinzu. Der SoC ist dabei der zentrale Wert für die übergeordnete Steuerungslogik: Er bestimmt, ob der Speicher laden, entladen oder in Reserve gehalten werden soll.

Für die Ladestationen werden über das Lademanagementsystem in der Regel folgende Werte übergeben: Gesamtleistung aller aktiven Ladepunkte, Anzahl aktiver Ladevorgänge, Status der einzelnen Ladepunkte und der Sollwert für die maximale Gesamtleistung. Einzelne Ladevorgangsdaten wie Energiemenge pro Vorgang sind für die GA-Steuerung meist nicht relevant, wohl aber für das Abrechnungssystem.

Für die Zähler, die den Energiefluss am Netzanschlusspunkt und innerhalb der Anlage messen, sind Wirkleistung (Bezug und Einspeisung), Wirkenergie und bei Bedarf Blindleistung die relevanten Grössen. Die Zähler sind die Grundlage für die Steuerungslogik und für das Monitoring. Wir haben die Grundsätze der Zählerauswahl und des Messkonzepts in unserem Artikel «Vom Messkonzept zum Messstellenplan» ausführlich beschrieben.

Die Datenpunktliste sollte in einem einheitlichen Format geführt werden, das Gerät, Protokoll, Registeradresse oder BACnet-Objekt-ID, Einheit, Aktualisierungsrate und Lese- oder Schreibzugriff enthält. Diese Liste ist ein lebendes Dokument und muss bei jeder Änderung der Anlage aktualisiert werden.

Steuerungslogik und Prioritäten

Die eigentliche Intelligenz der Integration liegt in der Steuerungslogik. Die GA muss entscheiden, wie sie die verfügbaren Flexibilitäten nutzt: Soll der Speicher geladen werden? Soll die Wärmepumpe jetzt laufen? Wie viel Leistung steht für die Ladestationen zur Verfügung? Diese Entscheidungen müssen nach klaren Prioritäten getroffen werden.

In der Praxis hat sich folgende Grundpriorität bewährt: Zuerst werden die Verbraucher mit festen Anforderungen bedient, also Beleuchtung, Lüftung und andere nicht verschiebbare Lasten. Dann folgen die steuerbaren Lasten in einer definierten Reihenfolge, typischerweise Wärmepumpe, Batteriespeicher und Ladestationen. Die Einspeisung ins Netz ist die letzte Option, wenn alle anderen Möglichkeiten ausgeschöpft sind.

Diese Prioritäten müssen im Lastenheft festgelegt und in der Programmierung der Automationsstation umgesetzt werden. Sie sind nicht einmalig festgelegt, sondern können sich je nach Betriebssituation ändern: Bei niedrigem Speicherfüllstand hat das Laden des Speichers Vorrang vor den Ladestationen. Bei hohem Speicherfüllstand und geringem PV-Ertrag kann die Wärmepumpe aus dem Speicher versorgt werden, um den Netzbezug zu minimieren.

Für die Wärmepumpe ist die SG-Ready-Schnittstelle ein einfaches und bewährtes Mittel, um der GA eine Steuerungsmöglichkeit zu geben. Über zwei digitale Eingänge kann die GA der Wärmepumpe signalisieren, ob sie normal, mit erhöhter Leistung oder mit reduzierter Leistung laufen soll. Das reicht für viele Anwendungsfälle aus, ohne dass eine komplexe Modbus-Integration nötig ist. Für anspruchsvollere Szenarien, etwa die direkte Steuerung der Vorlauftemperatur, ist Modbus oder eine herstellerspezifische Schnittstelle nötig.

Die Steuerungslogik muss auch Grenzen kennen. Der Hausanschluss begrenzt die maximale Bezugsleistung. Der Überstromunterbinder schützt die Installation. Diese Grenzen sind nicht verhandelbar und müssen in der Steuerungslogik als harte Grenzen implementiert sein, die keine andere Logik überschreiben kann. Wir haben das Zusammenspiel von Hausanschluss, Überstromunterbinder und Lastmanagement in Teil 5 der Serie, «Lastmanagement: Mehr Ladepunkte und Wärmepumpen am gleichen Hausanschluss», ausführlich behandelt.

Visualisierung der Energieflüsse

Eine gute Visualisierung macht die Energieflüsse im Gebäude sichtbar und für Betreiber verständlich. Sie ist kein Luxus, sondern eine Voraussetzung für einen informierten Betrieb. Wer nicht sieht, was gerade passiert, kann nicht eingreifen und nicht lernen.

Die Visualisierung auf der Managementebene sollte mindestens folgende Informationen zeigen: aktuellen PV-Ertrag, aktuellen Netzbezug und aktuelle Einspeisung, Ladezustand und aktuelle Leistung des Speichers, Gesamtleistung der Ladestationen und die wichtigsten Gebäudeverbraucher. Idealerweise werden diese Werte als Flussdiagramm dargestellt, das zeigt, woher der Strom kommt und wohin er fliesst.

Für das historische Monitoring sind Trendkurven und Energiebilanzen wichtig. Wie viel Strom hat die PV-Anlage heute erzeugt? Wie viel davon wurde direkt verbraucht, wie viel im Speicher zwischengespeichert, wie viel eingespeist? Wie hat sich der Eigenverbrauchsanteil über die Woche entwickelt? Diese Fragen beantwortet das Monitoring, nicht die Echtzeitvisualisierung.

Wir haben die Grundlagen des Energiemonitorings in unserem Artikel «Energiemonitoring aufbauen: was brauche ich wirklich?» beschrieben. Die dort genannten Prinzipien gelten auch für die PV-Integration: klare Messstellen, konsistente Datenerfassung und eine Visualisierung, die den Betreiber nicht überfordert, sondern informiert.

Die Visualisierung sollte auch Alarme und Statusmeldungen integrieren. Ein Wechselrichter, der im Fehlerzustand ist, muss sofort sichtbar sein. Ein Speicher, der dauerhaft nicht lädt, ist ein Hinweis auf ein Problem. Ein Ladepunkt, der seit Tagen nicht genutzt wird, kann auf eine Störung hinweisen. Diese Informationen müssen nicht nur geloggt, sondern aktiv angezeigt werden.

MuKEn und kantonale Anforderungen

Die Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn) enthalten Anforderungen an die Eigenstromerzeugung bei Neubauten. Die aktuelle Fassung (MuKEn 2014, mit Weiterentwicklungen) verpflichtet Neubauten zur Eigenstromerzeugung. Die Kantone setzen diese Anforderungen unterschiedlich um, und die Übernahme der neueren Anforderungen (oft als MuKEn 2025 bezeichnet) ist kantonal verschieden weit fortgeschritten. Wir empfehlen, den aktuellen Stand der kantonalen Umsetzung jeweils beim zuständigen Kanton zu prüfen, da sich die Rechtslage laufend ändert.

Für die GA-Integration bedeutet das: Wer eine PV-Anlage aufgrund kantonaler Pflichten installiert, sollte von Anfang an die Integration in die GA mitplanen. Eine PV-Anlage, die nur einspeist und deren Daten nirgends erfasst werden, erfüllt zwar die Baupflicht, nutzt aber das Potenzial nicht. Die GA-Integration ist der Schritt, der aus der Pflichterfüllung einen echten Mehrwert macht.

Die Anforderungen an die Energieeffizienz der GA sind in der SN EN ISO 52120-1 (SIA 386.111) geregelt. Diese Norm bewertet die GA-Funktionen nach ihrer Wirkung auf die Energieeffizienz des Gebäudes. Die Integration von PV, Speicher und Lastmanagement ist ein wesentlicher Beitrag zu einer hohen GA-Effizienzklasse. Wir haben die Norm und ihre Anwendung in unserem Artikel «ISO 52120: Gebäudeautomation messbar bewerten» beschrieben.

Der rote Faden zu unseren Fachbeiträgen

Dieser achte Teil schliesst die Serie «Solarstrom nutzen: Eigenverbrauch, Gemeinschaften und Laden» ab. Die Grundlagen des Eigenverbrauchs haben wir in Teil 1, «Eigenverbrauch statt Einspeisung: Wie sich Solarstrom im Gebäude rechnet», gelegt. Die rechtlichen Rahmenbedingungen für ZEV und vZEV sind in Teil 2, «ZEV und vZEV: Solarstrom im Mehrparteiengebäude teilen», und für die LEG in Teil 3, «Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG): Strom im Quartier teilen», beschrieben. Ladeinfrastruktur nach SIA 2060 behandelt Teil 4, «Ladeinfrastruktur nach SIA 2060: Vom Leerrohr bis zur Ladestation». Das Lastmanagement ist Thema von Teil 5, «Lastmanagement: Mehr Ladepunkte und Wärmepumpen am gleichen Hausanschluss». Batteriespeicher bewertet Teil 6, «Batteriespeicher im Gebäude: Wann lohnt er sich wirklich?». Dynamische Tarife und Netzdienlichkeit beschreibt Teil 7, «Dynamische Tarife und Netzdienlichkeit: Was Gebäude in Zukunft leisten können».

Für die technische Umsetzung der GA-Integration sind weitere WENGET-Artikel relevant. Die Grundlagen des Energiemonitorings beschreibt «Energiemonitoring aufbauen: was brauche ich wirklich?». Die Datenpunktplanung in BACnet behandeln «Datenpunktlisten & Beschriftungsregeln: Die unsichtbare Grundlage des Betriebs» und «BACnet Planung, Das Fundament, Teil 1: Warum BACnet-Planung mehr ist als Protokollwahl». Die Bewertung der GA-Effizienz erklärt «ISO 52120: Gebäudeautomation messbar bewerten». Wer die Schnittstellen im Lastenheft richtig verankern will, findet die Grundlagen in «Das GA-Lastenheft: Was wirklich drinstehen muss».

Fazit

Die Integration von PV-Anlage, Batteriespeicher, Ladestationen und Zählern in die Gebäudeautomation ist technisch lösbar. Die Protokolle sind vorhanden: Modbus und SunSpec für PV-Geräte, BACnet für die GA-Ebene, OCPP für Ladestationen. Die Herausforderung liegt nicht in der Technologie, sondern in der konsequenten Planung. Schnittstellen müssen im Lastenheft definiert, Datenpunkte müssen benannt und dokumentiert, Steuerungsprioritäten müssen festgelegt werden, bevor die ersten Geräte installiert werden.

Eine sorgfältig geplante Integration macht aus Einzelgeräten ein System, das Wärme, Strom und Mobilität gemeinsam steuert. Sie macht Energieflüsse sichtbar, ermöglicht informierten Betrieb und schafft die Grundlage für alle weiteren Optimierungsschritte. Wer diese Grundlage nicht legt, hat zwar Geräte, aber kein System.

Sie haben Fragen dazu?

Sie planen eine PV-Anlage mit Speicher und Ladeinfrastruktur und möchten wissen, wie die GA-Integration von Anfang an richtig aufgesetzt wird? Oder Sie betreiben bereits eine Anlage und möchten prüfen, welche Schnittstellen fehlen und was sich nachrüsten lässt? Wir begleiten Sie von der Schnittstellendefinition im Lastenheft bis zur Inbetriebnahme und Visualisierung. Nehmen Sie Kontakt auf unter wenget.ch oder info@wenget.ch.

Quellenverzeichnis

• SunSpec Alliance: SunSpec Modbus Models (Spezifikation der standardisierten Modbus-Registermodelle für PV-Wechselrichter, Batteriespeicher und Zähler), sunspec.org
• Open Charge Alliance: OCPP (Open Charge Point Protocol), Spezifikation der Kommunikation zwischen Ladestationen und Lademanagementsystemen, openchargealliance.org
• ASHRAE 135: BACnet, A Data Communication Protocol for Building Automation and Control Networks (Grundlage der SN EN ISO 16484-5)
• SN EN ISO 16484-5 (SIA 386.155): Datenkommunikationsprotokoll BACnet
• SN EN ISO 52120-1 (SIA 386.111): Energieeffizienz von Gebäuden, Beitrag der Gebäudeautomation und Gebäudemanagement
• SN EN ISO 16484-1 (SIA 386.151): Gebäudeautomation und Gebäudemanagement, Projektplanung und -ausführung
• SIA 2060: Infrastruktur für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
• EnDK: Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich (MuKEn), aktuelle Fassung und kantonale Umsetzungsstände, endk.ch
• Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien (Mantelerlass), in Kraft ab 1. Januar 2026
• Schweizerisches Energiegesetz (EnG) und Energieverordnung (EnV), aktuelle Fassung
• KNX ist eine eingetragene Marke der KNX Association, Brüssel
• Eigene Projekterfahrung der WENGET GmbH aus GA-Planung, PV-Integration, Schnittstellendefinition und Inbetriebnahme