Fragen & Antworten zum NEWOLUTION EMS
Technische und praktische Fragen zum NEWOLUTION Energiemanagementsystem – aus Projektgesprächen mit Speicherherstellern, Systemintegratoren, Projektentwicklern und Betreibern.
Was ist ein EMS?
Ein Energiemanagementsystem koordiniert Erzeuger, Speicher, Verbraucher und den Netzanschlusspunkt in einem gemeinsamen Regelkreis. Es misst kontinuierlich Energieflüsse, wertet sie aus und greift über definierte Sollwerte in den Betrieb ein – mit dem Ziel, technische Grenzen einzuhalten und die verfügbare Energie dort einzusetzen, wo sie gebraucht wird.
Das NEWOLUTION EMS ist ein übergeordnetes Master-EMS: Es setzt oberhalb der Herstellersysteme an und koordiniert heterogene Assets aus einer gemeinsamen Steuerungslogik heraus.
Einzelne Herstellersysteme – BMS, PCS, Wechselrichter, Ladecontroller – kennen jeweils nur ihre eigene Komponente. Sie können nicht übergreifend optimieren: Ein BMS weiß nicht, wie viel Ladeleistung gerade gezogen wird. Ein Ladecontroller kennt den Speicherzustand nicht. Ohne übergeordnete Koordination entsteht keine gemeinsame Betriebsstrategie.
Das NEWOLUTION EMS schließt diese Lücke, ohne die Herstellersysteme zu ersetzen.
Der Schwerpunkt liegt bei Projekten mit Batteriespeichern ab rund 200 kWh, typischerweise um 1 MWh und größer bis in den Multi-MW- und Multi-MWh-Bereich. Kleinere Projekte ohne erhebliche Koordinationsanforderungen werden nicht adressiert – dort ist der Aufwand einer übergeordneten Steuerungsplattform in der Regel nicht verhältnismäßig.
EMS vs. BMS / PCS
Das BMS (Battery Management System) überwacht und schützt die Batteriezellen: Zellspannungen, Temperaturen, Ladestand und Sicherheitsgrenzen. Es ist Bestandteil des Batterieprodukts und liegt in der Verantwortung des Speicherherstellers.
Der PCS (Power Conversion System) wandelt Gleichstrom des Speichers in Wechselstrom um und regelt Leistungsflüsse an der Netzschnittstelle. Er enthält ebenfalls sicherheitskritische Schutzlogik.
Das EMS arbeitet oberhalb dieser Systeme: Es gibt Sollwerte vor (z. B. Ladeleistung, Entladeleistung, Prioritäten), wertet übergreifende Messgrößen aus und koordiniert alle Assets in einer gemeinsamen Betriebsstrategie. Das NEWOLUTION EMS berührt OEM-BMS und PCS-Schutzlogik nicht.
Nein. Das OEM-BMS und alle sicherheitskritischen Herstellerfunktionen bleiben unverändert bestehen und in der Verantwortung des Herstellers. NEWOLUTION liefert ausschließlich die übergeordnete Steuerungs-, Integrations- und Visualisierungsebene.
Batteriespeicher-Integration
Die Anbindung erfolgt über die Schnittstelle, die der Speicherhersteller bereitstellt – üblicherweise Modbus TCP, CAN oder ein proprietäres Protokoll. Das EMS liest Messwerte (SOC, Leistung, Temperaturen, Betriebszustand) und setzt Sollwerte (Ladeleistung, Entladeleistung, Modus) gemäß der übergeordneten Betriebsstrategie.
Entscheidend ist, welche Daten und Sollwerte der Hersteller tatsächlich freigegeben hat. Das wird je Projekt und Gerät im Rahmen der technischen Qualifizierung geprüft.
Die Architektur ist darauf ausgelegt. Die praktische Realisierbarkeit hängt davon ab, welche Schnittstellen und Sollwerte die eingesetzten Systeme bereitstellen und wie sie sich bei übergeordneter Koordination verhalten. Das wird projektspezifisch geprüft.
Grundsätzlich ja – sofern die Schnittstelle des Bestandsspeichers zugänglich ist und geeignete Daten sowie Sollwerte bereitstellt. Bei älteren Systemen ist die Schnittstellenqualität häufig eingeschränkt. Die technische Qualifizierung klärt, was möglich ist, bevor ein Integrationsprojekt gestartet wird.
PV, Ladeinfrastruktur und weitere Verbraucher
PV-Wechselrichter werden über ihre verfügbare Schnittstelle (Modbus, SunSpec, herstellerspezifisches Protokoll) angebunden. Das EMS liest Einspeiseleistung und kann – sofern der Wechselrichter es erlaubt – Abregelungssollwerte setzen. Am Referenzstandort sind 340 kWp PV-Leistung in das System integriert.
Ja. Am Referenzstandort koordiniert das NEWOLUTION EMS 40 integrierte Ladepunkte mit rund 1,7 MW installierter Ladeleistung über einen Netzanschluss von nur 100 kW. Sowohl AC- als auch DC-Ladepunkte sind eingebunden. Die konkrete Protokollunterstützung wird je Hersteller und Modell geprüft.
Ja, sofern die Geräte eine ansprechbare Schnittstelle haben und steuerbar sind. Die Steuerungsarchitektur ist offen für weitere Assets. Welche Geräte konkret einbindbar sind, hängt von den verfügbaren Schnittstellen und freigegebenen Sollwerten ab.
Lastmanagement und Peak Shaving
Das NEWOLUTION EMS begrenzt die netzseitige Leistung aktiv auf den verfügbaren Netzanschlusswert und verteilt die verfügbare Leistung priorisiert auf Ladepunkte und weitere steuerbare Verbraucher. Am Referenzstandort wird so eine installierte Ladeleistung von rund 1,7 MW über einen 100-kW-Anschluss koordiniert.
Bezifferte wirtschaftliche Einsparungen, Amortisationsversprechen oder garantierte Netzentgeltreduzierungen werden nicht zugesagt – diese hängen von Stromtarif, Netzentgeltstruktur und individuellem Lastprofil ab.
Kritische Lasten wie Produktionsmaschinen, Wärmeerzeuger oder definierte Ladepunkte können priorisiert werden. Das EMS zielt auf kontinuierlichen Betrieb mit Priorisierung statt auf harte Abschaltung. Die Priorisierungslogik wird projektbezogen konfiguriert.
RoadmapDie automatische Reaktion auf Spotmarktpreise und die wirtschaftliche Optimierung von Lade- und Entladezeitpunkten befindet sich in Entwicklung. Sie ist kein aktuell verfügbarer Leistungsumfang und heute nicht buchbar.
Bestandsanlagen
Grundsätzlich ja – sofern die vorhandenen Komponenten zugängliche Schnittstellen haben. Die technische Qualifizierung klärt, welche Daten lesbar sind, welche Sollwerte gesetzt werden dürfen und wie sich die Komponenten bei Kommunikationsausfall verhalten. Auf Basis dieser Analyse wird festgelegt, welche Funktionen realisierbar sind.
Komponenten ohne geeignete Schnittstelle können über Zähler indirekt erfasst werden – dann sind sie sichtbar, aber nicht aktiv steuerbar. Ob das für die gewünschte Betriebsstrategie ausreicht, wird projektbezogen bewertet. Wir behaupten keine universelle Kompatibilität.
Schnittstellen
Die Architektur ist herstellerübergreifend ausgelegt. Gängige Protokolle wie Modbus TCP, Modbus RTU, CAN, SunSpec, OCPP (für Ladeinfrastruktur) und weitere werden unterstützt, sofern die Gegenseite eine zugängliche Schnittstelle bereitstellt. Eine universelle Kompatibilität mit jedem Hersteller wird bewusst nicht behauptet.
Entscheidend ist die Schnittstellenhoheit: Welche Daten sind lokal verfügbar? Welche Sollwerte dürfen gesetzt werden? Wie verhält sich die Komponente bei Kommunikationsausfall? Das prüfen wir je Projekt und Gerät.
Schnittstellen nach außen – z. B. zu Leitwarten, ERP-Systemen oder übergeordneten Plattformen – werden projektbezogen vereinbart. Der konkrete Umfang hängt von den Anforderungen ab und wird in der Projektdefinition festgelegt.
Lokale Steuerung und Ausfallsicherheit
Die Steuerung läuft lokal auf einem Controller vor Ort. Datenhaltung, Monitoring und mobiler Zugriff erfolgen über eine angebundene Plattform. Der lokale Betrieb bleibt damit auch dann handlungsfähig, wenn die Verbindung nach außen gestört ist.
Da die Steuerung lokal läuft, bleibt der Anlagenbetrieb bei einem Ausfall der Internetverbindung erhalten. Monitoring und Fernzugriff sind in dieser Zeit nicht verfügbar. Wie sich einzelne angebundene Komponenten bei Kommunikationsausfall verhalten, ist Teil der technischen Qualifizierung.
Die Aussage bezieht sich auf die übergeordnete Steuerungsebene: Betriebsführung und Monitoring laufen auf eigener Infrastruktur und sind damit unabhängig von Fernzugriffen der Hardwarehersteller auf dieser Ebene. Eine vollständige Unabhängigkeit auf Hardwareebene – etwa vom BMS oder PCS-Hersteller – wird ausdrücklich nicht behauptet.
Visualisierung und Monitoring
Die eigene Web-GUI zeigt Energieflüsse, Ladezustände, Betriebszustände und Prioritäten in einer Business-Sicht. Die technische Tiefenanalyse umfasst Frequenz, SOC-Verläufe, Betriebsmodi und nachvollziehbares Logging. Welche Datenpunkte konkret verfügbar sind, hängt von den angebundenen Komponenten und deren Schnittstellen ab.
Mobiler Zugriff und eine App-Anbindung sind in der Plattform vorgesehen. Konkrete Verfügbarkeit und Funktionsumfang werden projektbezogen vereinbart.
Das System unterstützt konfigurierbare Alarme bei definierten Ereignissen oder Grenzwertverletzungen. Benachrichtigungswege und Schwellwerte werden projektbezogen konfiguriert.
Zusammenarbeit mit Herstellern und Integratoren
Speicherhersteller stellen die Hardware und das OEM-BMS. NEWOLUTION liefert die übergeordnete Steuerungsebene, die deren Systeme einbindet, ohne OEM-BMS oder Herstellerschutzlogik zu berühren. Die Zusammenarbeit beginnt mit der technischen Qualifizierung: Schnittstellen, Sollwerte und Fail-Safe-Verhalten werden gemeinsam geprüft und dokumentiert.
Aktuell werden keine Hersteller als qualifizierte oder bestätigte Partner ausgewiesen. Das NEWOLUTION Ready-Programm befindet sich im Aufbau.
Systemintegratoren bekommen mit dem NEWOLUTION EMS eine herstellerübergreifende Steuerungsplattform, auf der sie ihre Projektkonfigurationen aufbauen können. Die Schnittstellen zu den Komponenten, die Betriebsstrategien und die Visualisierung werden gemeinsam konfiguriert. Inbetriebnahme, Funktionstest und Dokumentation erfolgen abgestimmt.
Projektablauf
Ein typisches Projekt gliedert sich in drei Phasen: Analysieren – Energiedaten, Lastprofile, Schnittstellen und Anforderungen verstehen und dokumentieren. Integrieren – Erzeuger, Speicher, Verbraucher, Zähler und Netzanschlusspunkt in die Steuerungsplattform einbinden. Optimieren – Betriebsstrategien aktivieren, Energieflüsse koordinieren und den Betrieb kontinuierlich verbessern.
Typische Projektgrößen beginnen bei rund 200 kWh, mit Schwerpunkt bei 1 MWh und größer.
Die technische Qualifizierung klärt vor dem eigentlichen Integrationsprojekt, ob und wie eine Komponente eingebunden werden kann: verfügbare Schnittstellen, lesbare Datenpunkte, setzbare Sollwerte, dynamische Grenzen und das Verhalten bei Kommunikationsausfall. Das Ergebnis ist eine belastbare Aussage zur Integrierbarkeit – keine unverbindliche „könnte funktionieren"-Einschätzung.
Die Lösung ist regulatorisch flexibel und kosteneffizient integrierbar. Wo zertifizierte Regelkomponenten erforderlich sind, wird die EMS-Logik mit den jeweils geforderten Komponenten kombiniert. Die konkrete Ausgestaltung erfolgt projektbezogen und in Abstimmung mit dem zuständigen Netzbetreiber. Rechtliche Bewertungen und der konkrete Zertifizierungsweg gehören nicht in unsere Zuständigkeit.
Roadmap
Drei Themen befinden sich in Entwicklung und sind heute nicht buchbar:
- Dynamische Strompreise: Automatische Reaktion auf Spotmarktpreise und wirtschaftliche Optimierung von Lade- und Entladezeitpunkten.
- Reaktion auf negative Strompreise: Solarstrom soll in Phasen negativer Börsenpreise bevorzugt zwischengespeichert werden.
- Trading- und Strommarktintegration: Trading ist ausdrücklich kein aktuell verfügbares Produkt. Keine Handelserlöse werden zugesagt.
Diese Themen werden bewusst als Roadmap-Inhalte kommuniziert und nicht als aktuell verfügbarer Leistungsumfang dargestellt.
NEWOLUTION betreibt neben dem EMS zwei weitere Produkte: Die PV-Software unterstützt Vertrieb, Planung und Angebotsprozesse im Photovoltaikgeschäft – seit 2010 im Einsatz bei Fachbetrieben und Vertriebsorganisationen. NEWOCOPTER ist ein eigenständiges Produkt von NEWOLUTION für professionelle Drohnenanwendungen im Outdoor-Bereich. Weitere Informationen zu NEWOCOPTER finden Sie auf der jeweiligen Produktseite.
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