Wie lässt sich ein BESS mit Photovoltaik-Stromerzeugungssystemen kombinieren?

Die photovoltaische Stromerzeugung ist zu einer der am weitesten verbreiteten erneuerbaren Energiequellen in gewerblichen und industriellen Bereichen geworden. Doch jeder, der bereits eine Solaranlage betreut hat, kennt die grundlegende Einschränkung: Die Sonne scheint nicht auf Abruf. Ein bESS — kurz für Battery Energy Storage System (Batterie-Energiespeichersystem) — verändert diese Gleichung und macht eine unregelmäßige Energiequelle zu einer steuerbaren, zuverlässigen Anlage. Die richtige Abstimmung zwischen PV-Anlagen und Batteriespeichern erfordert jedoch mehr als das bloße Anbringen eines Batterieschranks neben einem Wechselrichter. Größe, Architektur und Betriebsstrategie bestimmen sämtlich, ob das System seine Versprechen erfüllt oder unter seinen Möglichkeiten bleibt.

Das Kernproblem verstehen: Warum PV-Anlagen ein BESS benötigen

Das Problem der Unregelmäßigkeit, mit dem jedes Solarprojekt konfrontiert ist

Die solare Einstrahlung schwankt von Minute zu Minute. Eine vorüberziehende Wolke kann die Leistungsabgabe innerhalb von Sekunden um 40 % reduzieren. Aufgrund saisonaler Schwankungen sinkt die Stromerzeugung im Winter in vielen Regionen auf ein Drittel des sommerlichen Spitzenwerts. Für netzgekoppelte Anlagen führt diese Unregelmäßigkeit zu zwei Problemen: Spannungsinstabilität am Einspeisepunkt und unvorhersehbaren Nettoenergieexport, den Netzbetreiber zunehmend durch Einspeisebegrenzung oder ungünstige Einspeisetarifstrukturen bestrafen. Ein bESS löst beide Probleme, indem es überschüssige Erzeugung speichert und sie freigibt, sobald die Solarenergie zurückgeht – wodurch Erzeugung und Verbrauch effektiv entkoppelt werden.

Ohne Speicherung muss jede erzeugte Kilowattstunde sofort verbraucht oder ins Netz eingespeist werden. Diese strenge Einschränkung begrenzt die praktisch erreichbare Solareinspeisung in einer Anlage. Eine Fabrik mit einer Tageslast von 1 MW und einer 2-MW-Dachanlage speist die Hälfte ihrer Erzeugung zu Großhandelspreisen ins Netz ein – und kauft den Strom nach Sonnenuntergang dann zu Einzelhandelspreisen wieder zurück. Diese Diskrepanz schwächt die wirtschaftliche Rechtfertigung für eine Überdimensionierung der Anlage, selbst wenn ausreichend Dachfläche und Kapital vorhanden sind.

Was passiert, wenn die Erzeugung die Nachfrage übersteigt

Die sogenannte „Entenkurve“ – erstmals in Kalifornien beobachtet, mittlerweile aber auch in Märkten von Deutschland bis Australien sichtbar – verdeutlicht genau dieses Problem: Die mittägliche Solareinspeisung führt zu einem Überangebot im Netz und drückt die Großhandelspreise. Gegen frühen Abend, wenn die gewerbliche Last ihren Höhepunkt erreicht und die private Nachfrage stark ansteigt, ist die Solareinspeisung bereits deutlich zurückgegangen. Das Ergebnis ist eine steile Rampenlast, die Netzbetreiber mit schnell regelbaren fossilen Kraftwerken abdecken müssen.

Für einen typischen gewerblichen Nutzer ist der wirtschaftliche Schaden konkret. Eine Kühlhausanlage in Südostasien verzeichnete mittägliche Exportpreise von nur 0,03 €/kWh, während sie für den Abendbezug 0,15 €/kWh zahlte. Die 800-kWp-Photovoltaikanlage der Anlage war technisch einwandfrei im Betrieb – doch finanziell verlor sie jeden Nachmittag an Wert. Ein richtig dimensioniertes bESS schließt diese Lücke, indem es die Stromerzeugung von Stunden mit geringem Wert auf solche mit hohem Wert verschiebt.

Technische Grundlagen: Wie BESS- und PV-Anlagen zusammenarbeiten

AC-gekoppelt vs. DC-gekoppelt – Die richtige Architektur wählen

Die Kopplungsarchitektur definiert, wie die Batterie mit der Solaranlage und dem Netz verbunden ist, und hat direkten Einfluss auf die Systemeffizienz, die Machbarkeit einer Nachrüstung sowie die gesamten Installationskosten.

Bei einer Wechselstrom-gekoppelten Konfiguration verfügen die Photovoltaik-Anlage und die Batterie jeweils über einen eigenen Wechselrichter. Die Gleichstromleistung der PV-Anlage wird vom PV-Wechselrichter in Wechselstrom umgewandelt; die Batterie wird geladen, indem sie Wechselstrom vom selben Netzbezug entnimmt und diesen mittels eines separaten Leistungswandlers (PCS) wieder in Gleichstrom umwandelt. Der Vorteil ist die Modularität – eine Wechselstrom-gekoppelte bESS kann einer bestehenden Solaranlage hinzugefügt werden, ohne den PV-Wechselrichter anzufassen. Der Nachteil ist die Effizienz: Jeder Lade- und Entladevorgang der Batterie umfasst zwei zusätzliche Umwandlungsstufen, wodurch der systemweite Wirkungsgrad für den kompletten Ladezyklus typischerweise zwischen 82 % und 88 % liegt.

Bei einer DC-gekoppelten Architektur befinden sich die Photovoltaik-Anlage (PV-Anlage) und die Batterie auf einem gemeinsamen Gleichstrom-Bus hinter einem einzigen Hybridwechselrichter. Die Solarenergie fließt direkt in die Batterie, ohne dass ein zusätzlicher Wechselstrom-Gleichstrom-Umwandlungsschritt erforderlich ist. Dadurch entfällt eine Stufe der Leistungselektronik, und der Wirkungsgrad des gesamten Lade- und Entladevorgangs (Round-Trip-Effizienz) liegt im Bereich von 90–95 %. Die DC-Kopplung ermöglicht zudem das sogenannte „Clipping-Recapture“: Wenn die PV-Anlage mehr Gleichstromleistung erzeugt, als der Wechselrichter in Wechselstrom umwandeln kann, wird der überschüssige Strom zur Batterieladung genutzt, anstatt verloren zu gehen. Bei Neubau-Projekten, bei denen PV-Anlage und Energiespeicher gemeinsam geplant werden, bietet die DC-Kopplung oft die bessere Lebenszyklus-Wirtschaftlichkeit. Für Nachrüstungen oder Standorte, an denen bereits Solarwechselrichter installiert sind, bleibt die AC-Kopplung die praktikable Wahl.

Dimensionierungslogik – Abstimmung der BESS-Kapazität auf die PV-Leistung

Die Dimensionierung eines Batteriespeichersystems ist keine Pauschalübung. Drei Variablen bestimmen die Berechnung: das Lastprofil der Anlage, die Erzeugungskurve des PV-Arrays und das wirtschaftliche Ziel – sei es Lastspitzenreduzierung, Maximierung des Eigenverbrauchs, Notstromversorgung oder Einnahmen aus Netzservices.

Der Ausgangspunkt ist eine detaillierte Lastanalyse. Stündliche oder 15-Minuten-Intervall-Daten über mindestens ein vollständiges Jahr erfassen saisonale Schwankungen sowie Unterschiede zwischen Wochenenden und Werktagen. Mit diesen Daten legt der Planer die prognostizierte PV-Erzeugung – modelliert anhand von Einstrahlungsdaten für Breitengrad und Ausrichtung des Standorts – darüber und identifiziert die Zeitpunkte, zu denen überschüssige Erzeugung zum Laden zur Verfügung steht und gespeicherte Energie den teuersten Netzbezug ersetzen kann.

Zwei zentrale Parameter definieren die bESS leistungskapazität (angegeben in MW oder kW) und Energiespeicherkapazität (angegeben in MWh oder kWh). Ein häufiger Fehler besteht darin, die Energiespeicherkapazität zu dimensionieren, ohne die Leistungskapazität zu berücksichtigen. Eine 4-MWh-Batterie mit einem 500-kW-Wechselrichter (PCS) kann nicht schnell genug entladen werden, um eine Spitzenlast von 1 MW abzudecken, wodurch ein Großteil der gespeicherten Energie für das Lastspitzenmanagement unbrauchbar wird. Das Verhältnis von Leistung zu Energie – manchmal auch als C-Rate bezeichnet – muss auf die jeweilige Anwendung abgestimmt sein. Für die Verschiebung des Eigenverbrauchs aus Solarstrom ist typischerweise ein Verhältnis von 0,25C bis 0,5C (entspricht einer Entladedauer von 4 Stunden bis 2 Stunden) üblich. Für Frequenzregelung oder schnelle sekundäre Regelenergieleistungen sind höhere C-Raten erforderlich.

Die Entlade Tiefe (DoD) und das Ladezustands-Management (SOC) spielen ebenfalls bei der Dimensionierung eine Rolle. Lithium-Eisenphosphat-(LFP-)Zellen – mittlerweile dominierend in stationären Speichersystemen – können regelmäßig mit einer Entlade Tiefe von 80–90 % betrieben werden; die Auslegung für eine Entlade Tiefe von 80 % verlängert jedoch die Zyklenlebensdauer deutlich. Ein System mit einer Nennkapazität von 4 MWh, das mit einer Entlade Tiefe von 80 % betrieben wird, liefert 3,2 MWh nutzbare Energie; dieser nutzbare Wert – nicht die Nennkapazität – ist der maßgebliche Bezugswert für die Lastanalyse.

Anwendungsbeispiel aus der Praxis: Die Energiewende eines Fertigungsunternehmens

Fallbeschreibung und betriebliche Herausforderungen

Eine Lebensmittelverarbeitungsanlage im Nahen Osten – mit Kälteanlagen, Misch- und Verpackungslinien, die in zwei Schichten betrieben werden – stand vor steigenden Stromkosten und einer unzuverlässigen Netzversorgung. Die Anlage hatte bereits vor zwei Jahren ein 2-MWp-Dach-PV-System installiert; aufgrund der Netzinstabilität kam es jedoch häufig zu Spannungseinbrüchen, die Produktionsanlagen abschalteten. Als Notstromversorgung liefen Dieselgeneratoren im Durchschnitt 400 Stunden pro Jahr, wodurch teurer Kraftstoff verbraucht und zusätzlicher Wartungsaufwand entstand. Die Solaranlage erzeugte jährlich rund 3.200 MWh, doch nahezu 40 % davon wurden zum geringen Einspeisetarif ins Netz eingespeist, da die Tagesproduktionslasten den mittäglichen Erzeugungshöhepunkt nicht abdecken konnten.

Systemkonzept und Integrationsansatz

Das Ingenieurteam entschied sich für ein 2-MW-/4-MWh-DC-gekoppeltes Lithium-Eisenphosphat-System bESS , an die Gleichstromseite der bestehenden PV-Anlage über einen gemeinsamen Hybrid-Wechselrichter mit einer Leistung von 2,5 MW angeschlossen. Die Entscheidung für die Gleichstromkopplung wurde durch zwei Faktoren motiviert: Erstens konnten die Solarpaneele und die Batterie einen einzigen Wechselrichter teilen, wodurch die Kosten für das System-Balance-of-System reduziert wurden; zweitens konnten die Abschneideverluste der übergroßen Gleichstromanlage – etwa 8 % der jährlichen Stromerzeugung – nun erfasst und gespeichert werden.

Ein Energiemanagementsystem (EMS) wurde mit einem Zeitnutzungsplan programmiert, der auf den lokalen Netztarif abgestimmt ist. Während der morgendlichen Laststeigerung lädt die Batterie aus überschüssiger Solarenergie. Zur Mittagszeit, wenn die PV-Leistung ihr Maximum erreicht und die internen Lasten stabil sind, leitet das EMS überschüssige Gleichstromleistung in die Batterie. Von 17:00 bis 21:00 Uhr – dem Zeitfenster mit den höchsten Netztarifen – entlädt die Batterie, um 100 % der Anlagenlast zu decken und damit Netzeinspeisungen während der teuersten Stunden vollständig zu vermeiden. Das EMS überwacht zudem die Netzspannung am Einspeisepunkt; falls die Spannung unter einen programmierbaren Schwellenwert absinkt, trennt der Hybridwechselrichter die Anlage innerhalb von Sekundenbruchteilen vom Netz („Islanding“) und die bESS übernimmt innerhalb von Millisekunden die gesamte Last – schneller, als ein Dieselgenerator hochfahren kann.

Messbare Ergebnisse nach der Inbetriebnahme

Zwölf Monate Betriebsdaten zeigten konkrete Ergebnisse. Die Laufzeit des Dieselgenerators sank von 400 Stunden auf unter 30 Stunden pro Jahr – eine Reduktion um 92 %. Der Bezug von Netzstrom fiel um 34 %, und der Eigenverbrauchsanteil der Solarenergie stieg von 60 % auf 91 %. Allein die eingesparten Dieselkraftstoffkosten beliefen sich auf rund 48.000 jährlich. Zusammen mit reduzierten Leistungspreisen und Lastspitzen-Energiearbitrage beliefen sich die gesamten jährlichen Einsparungen auf rund 112.000 bei Systemkosten von 680.000 US-Dollar – was einer einfachen Amortisationsdauer von knapp über sechs Jahren entspricht; die LFP-Zellen sind für 6.000 Zyklen bei 80 % Tiefentladung (DoD) garantiert, was einem täglichen Betrieb von deutlich mehr als zehn Jahren entspricht.

Wichtige Aspekte vor der Investition in ein PV-BESS-System

Sicherheitsstandards und regulatorische Konformität

Die Speicherung von Batterien birgt inhärente Risiken – darunter thermische Durchgehung, Freisetzung giftiger Gase und elektrische Lichtbogenentladungen – weshalb ein umfassender regulatorischer Rahmen existiert. Die NFPA 855, „Standard für die Installation stationärer Energiespeichersysteme“, legt Anforderungen an Abstände, Lüftung, Brandbekämpfung und Explosionskontrolle fest. Die Ausgabe 2026 erweitert die Anforderungen an die Analyse von Gefahrenminderungsmaßnahmen und schreibt für die meisten Indoor-Installationen explosionsverhütende Systeme vor, die der NFPA 69 entsprechen müssen. Auf internationaler Ebene regelt die IEC 62933 die systembezogene Sicherheit für netzgekoppelte elektrische Energiespeicher, während die UL 9540 die Sicherheit vollständiger Energiespeichersysteme regelt und die UL 9540A speziell die Prüfung der Ausbreitung von Bränden infolge thermischer Durchgehung auf Zellen-, Modul- und Systemebene behandelt.

Beschaffungsteams sollten sicherstellen, dass alle bESS die derzeitigen Zertifizierungen für diese Standards werden geprüft. Über die Dokumentation hinaus spielen standortspezifische Faktoren eine Rolle: Sicherheitsabstände zu bebauten Gebäuden, Zugänglichkeit für Einsatzkräfte, Gasdetektion und Lüftungskonzept sowie die Integration in die bestehende Brandmelde- und Brandbekämpfungsinfrastruktur der Anlage. Eine konforme Installation ist nicht nur eine bürokratische Übung – sie wirkt sich unmittelbar auf die Versicherbarkeit und den betrieblichen Betrieb aus.

So bewerten Sie ein BESS hinsichtlich seiner Langzeitleistung

Batteriezellen altern. Die Frage ist, wie schnell und unter welchen Bedingungen. Zu den wichtigsten Bewertungskriterien zählt zunächst die Zyklenfestigkeit bei einer festgelegten Entladetiefe (DoD) und Umgebungstemperatur. LFP-Zellen erreichen üblicherweise 4.000 bis 8.000 Zyklen bei 80 % DoD und 25 °C; erhöhte Umgebungstemperaturen – wie sie häufig bei Installationen im Nahen Osten, in Südasien und in Afrika vorkommen – beschleunigen jedoch die Alterung. Bei Außeninstallationen in heißen Klimazonen führt Flüssigkeitskühlung zwar zu höheren Anschaffungskosten, verlängert aber die Kalenderlebensdauer im Vergleich zur Zwangsluftkühlung deutlich.

Das Batteriemanagementsystem (BMS) ist das Gehirn des Systems und verdient besondere Aufmerksamkeit. Ein leistungsfähiges BMS überwacht Spannung und Temperatur auf Zellebene, führt ein aktives Balancing durch und verfolgt den Zustand der Batterie (State of Health) im Zeitverlauf. Die darüber liegende Energiemanagement-System-(EMS)-Ebene sollte programmierbare Lade-/Entladezyklen, die Integration von Stromtarifen sowie Lastprognosen bieten. Auch Konnektivität spielt eine Rolle: Fernüberwachung und Firmware-Updates per Over-the-Air-Verbindung reduzieren den Bedarf an vor-Ort-Serviceeinsätzen und helfen dabei, kleinere Probleme zu erkennen, bevor sie zu Ausfällen führen.

Schauen Sie schließlich über das technische Datenblatt hinaus auf die Erfolgsbilanz des Lieferanten. Wie viele Systeme vergleichbarer Größe sind bereits im Einsatz? Wie ist die lokale Servicefähigkeit? Sind Ersatzteile regional vorrätig? Ein bESS ist ein Anlagegut mit einer Lebensdauer von 10 bis 15 Jahren; die Lieferantenbeziehung muss mindestens ebenso lange bestehen.

Häufig gestellte Fragen

Was ist ein BESS und wie funktioniert es zusammen mit Solarpanelen?

Ein Batterie-Energiespeichersystem nimmt überschüssige Gleichstrom- oder Wechselstromleistung einer Photovoltaik-Anlage auf, speichert sie in elektrochemischen Zellen und gibt sie bei Bedarf wieder ab – beispielsweise nachts, während Spitzenpreiszeiten oder bei Netzausfällen. Das System umfasst Batteriemodule, ein Leistungswandlersystem, ein Batteriemanagementsystem sowie Komponenten für das thermische Management.

Wie bestimmt man die richtige Größe eines BESS für eine Solaranlage?

Beginnen Sie mit einer detaillierten Lastprofilanalyse unter Verwendung von Intervall-Daten über ein ganzes Jahr. Identifizieren Sie die Lücke zwischen der PV-Erzeugung und der Anlagenlast, definieren Sie das primäre Ziel (Selbstverbrauch, Lastspitzenbegrenzung oder Notstromversorgung) und dimensionieren Sie sowohl die Leistungs- als auch die Energiespeicherkapazität entsprechend. Die Beauftragung eines Ingenieurbüros für eine Vorprojektierungsstudie verringert das Risiko einer Über- oder Unterdimensionierung.

Was ist der Unterschied zwischen einem Wechselstrom-gekoppelten (AC-gekoppelten) und einem Gleichstrom-gekoppelten (DC-gekoppelten) BESS?

AC-gekoppelte Systeme verwenden separate Wechselrichter für den PV-Array und die Batterie und sind auf der Wechselstromseite verbunden. DC-gekoppelte Systeme teilen sich einen einzigen Wechselrichter und einen gemeinsamen Gleichstrombus. Die DC-Kopplung bietet einen höheren Wirkungsgrad pro Ladezyklus (90–95 %) sowie die Möglichkeit, abgeschnittene Energie wiederzugewinnen, ist jedoch bei Nachrüstprojekten weniger flexibel. AC-Kopplung ist modular und einfacher in bestehende Solaranlagen zu integrieren.

Wie lange hält ein BESS typischerweise in einem PV-System?

LFP-basierte Systeme erreichen regelmäßig eine Einsatzdauer von 10 bis 15 Jahren bei täglichen Ladezyklen mit einer Entladetiefe von 80 %. Die tatsächliche Lebensdauer hängt von der Betriebstemperatur, der Zyklushäufigkeit und dem durchschnittlichen Ladezustand ab. Flüssigkeitsgekühlte Systeme in heißen Klimazonen überdauern in der Regel luftgekühlte Varianten.

Kann ein BESS während eines Netzausfalls betrieben werden?

Ja – vorausgesetzt, das System verfügt über eine Inselbetriebsfähigkeit und einen Übertragungsschalter, der bei einem Netzausfall die Trennung vom Netz sicherstellt. Nicht alle Systeme enthalten diese Funktion standardmäßig, daher muss sie bereits in der Planungsphase spezifiziert werden. Die Backup-Dauer hängt von der Energiespeicherkapazität der Batterie im Verhältnis zur kritischen Last ab.

Welche Sicherheitsrisiken sind bei der Installation eines BESS zu beachten?

Die Hauptgefahren sind thermische Durchgehung, elektrischer Lichtbogen und toxische Gasentwicklung. Die Einhaltung der Normen NFPA 855, UL 9540A sowie der örtlichen Brandschutzvorschriften ist unerlässlich. Vor-Ort-Sicherheitsmaßnahmen umfassen ausreichende Lüftung, Gasdetektion, ausreichenden Abstand von belegten Gebäuden sowie die Abstimmung mit den örtlichen Feuerwehrbehörden.

Wie stark kann ein BESS meine Stromkosten senken?

Die Einsparungen variieren je nach Tarifstruktur und solarem Ressourcenpotenzial, doch typische gewerbliche Installationen reduzieren den Bezug von Strom aus dem Netz um 25–40 %. Anlagen mit hohen Leistungspreisen und Zeitstromtarifen erzielen die schnellste Amortisation. Ein gut dimensioniertes System in einem günstigen Tarifumfeld kann eine Amortisationsdauer von fünf bis sieben Jahren erreichen.

Welche Batteriechemie ist für gewerbliche PV-BESS-Projekte am besten geeignet?

Lithium-Eisenphosphat (LFP) ist die dominierende Chemie für stationäre gewerbliche Speicher aufgrund ihrer thermischen Stabilität, langen Zyklenlebensdauer und sinkenden Kosten. Nickel-Mangan-Kobalt (NMC) bietet eine höhere Energiedichte, birgt jedoch ein höheres Risiko einer thermischen Durchgehung. Für die meisten Gewerbe- und Industrieanwendungen bietet LFP das beste Gleichgewicht aus Sicherheit, Lebensdauer und Gesamtbetriebskosten.

Die Auswahl eines zuverlässigen Partners für Speicherlösungen

Ein PV-BESS-Projekt ist eine langfristige Verpflichtung – typischerweise über einen Zeitraum von zehn Jahren oder mehr mit täglichen Betriebsabläufen. Die Hardware ist entscheidend, doch genauso wichtig ist das Engineering hinter der Hardware. SINOTECH verfügt über branchenübergreifende Projekterfahrung im Bereich Hochspannungsübertragung, Mittel- und Niederspannungsverteilung sowie neue Energiespeichersysteme und kann auf eine Erfolgsbilanz bei der Lieferung integrierter elektrischer Lösungen für Energiekunden weltweit zurückblicken.

Der Ansatz des Unternehmens für Energiespeicherung legt den Schwerpunkt auf anwendungsspezifisches Systemdesign statt auf Standardprodukte. Für jedes Projekt bewertet das Ingenieurteam die lokale Netzumgebung, die Lastprofile, die Solareinstrahlung sowie die regulatorischen Anforderungen, bevor es eine Architektur vorschlägt – sei es eine Wechselstrom-gekoppelte (AC-gekoppelte), Gleichstrom-gekoppelte (DC-gekoppelte) oder eine hybride Konfiguration. Die Fertigungskapazitäten umfassen Lithium-Batteriesysteme, Flussbatterien und hybride Speicherplattformen, unterstützt durch eine globale Lieferkette, die eine zuverlässige Komponentenverfügbarkeit und wettbewerbsfähige Lieferzeiten sicherstellt.

Die Qualitätsmanagementprozesse entsprechen internationalen Standards wie ISO 9001, und alle Speichersysteme sind so konzipiert, dass sie bei entsprechenden Projektanforderungen den Normen NFPA 855, IEC 62933 und UL 9540 entsprechen. Von Machbarkeitsstudien und der vorläufigen Engineering-Planung bis hin zur Inbetriebnahme und dem technischen After-Sales-Support ist das Service-Modell auf den gesamten Projekt-Lebenszyklus ausgerichtet – denn eine bESS ist kein Einmalkauf, sondern ein operativer Vermögenswert, der eine nachhaltige technische Unterstützung benötigt.

Für Einkaufsverantwortliche, die Anbieter für die Integration von Speichersystemen bewerten, sind die zentralen Fragen unkompliziert: Versteht der Lieferant den lokalen Netzcode? Kann das System an das spezifische Last- und Tarifprofil angepasst werden? Ist ein lokaler Service-Support verfügbar? SINOTECHs etablierte Partnerschaften mit Herstellern von Ausrüstung der ersten Ebene sowie seine internen Engineering-Ressourcen ermöglichen es dem Unternehmen, diese Fragen mit Hardware, Dokumentation und vor-Ort-Kompetenz zu beantworten.