Ganzheitliche Energieplanung

Dani: Herzlich willkommen zu einer weiteren Folge unseres ELUVA-Zweiblogs. Heute reden wir über das Thema Anlageplanung und was es alles zu beachten gibt.  

Pascal: Wir fangen dort an, dass es wichtig ist, dass wir eine gesamtheitliche Betrachtung eines Areals und eines Gebäudes haben. Was muss man machen, wenn man einen Batteriespeicher und eine Solaranlage und das ganze Energiethema beleuchten möchte.

Dani: Viele haben ja schon etwas Bestehendes, zum Beispiel eine Solaranlage. Vielleicht haben sie noch Potenzial zum Erweitern. Also lohnt sich das, dass man das als erstes beleuchtet? 

Pascal: Absolut richtig. Ich denke, viele Unternehmen beschäftigen sich aktuell intensiv mit den Stromkosten. Glücklicherweise steigen die Strompreise 2027 nicht stark an, teilweise sinken sie sogar leicht. Dafür werden die Kosten für Leistungsspitzen, die sogenannten Peak-Kosten, verschärft. Gleichzeitig steigt der Strombedarf, beispielsweise durch zusätzliche Ladestationen. Unternehmen benötigen also tendenziell mehr Energie und geben dafür auch mehr Geld aus. Da ist es nur logisch, dass man sich als Unternehmer fragt: Habe ich bereits eine Solaranlage, die ich erweitern könnte? Oder lohnt es sich, eine neue zu installieren? Und wie sieht die Wirtschaftlichkeit aus, wenn ich zusätzlich einen Batteriespeicher einsetze? Genau diese Fragen beschäftigen immer mehr Unternehmen.

Dani: Es wird immer wieder über dynamische Einspeisung oder dynamische Abregelung gesprochen. Doch alles beginnt mit einer sauberen Planung. Die Voraussetzungen sind oft bereits vorhanden. Vielleicht gibt es schon eine PV-Anlage auf dem Dach oder ein bestehendes Lastmanagement. Deshalb lohnt sich eine ganzheitliche Betrachtung. Wie wir bereits in der letzten Folge erwähnt haben, bildet der Lastgang mit 15-Minuten-Werten die entscheidende Grundlage. Diese Daten muss man als Erstes beschaffen. Darauf aufbauend kann man die nächsten Schritte planen.

Pascal: Wie du sagst, das sind 35'040 Werte, die bilden das ganze Jahr ab. Die kann man typischerweise, seit wir Smart-Meter haben, beim Energieversorger verlangen oder sogar online herunterladen. Dort hat man den Strombezug. 
Wenn keine Solaranlage auf dem Dach vorhanden ist, entspricht der Netzbezug gleichzeitig dem Stromverbrauch. Ist hingegen eine Solaranlage installiert, zeigt der Netzmesspunkt unter Umständen nur noch den Strom, der netto aus dem Netz bezogen wird. Für eine fundierte Potenzialanalyse ist es deshalb ideal, wenn sowohl die tatsächlichen Verbrauchsdaten als auch die Produktionsdaten der Solaranlage vorliegen. So können wir gemeinsam mit unseren Partnern und dem Kunden die Energieflüsse genau analysieren und das Potenzial gezielt ermitteln.

Dani: Und genau hier kommen wir ins Spiel. Wir haben ein Lastgang-Tool, mit dem wir verschiedene Szenarien simulieren können. Dazu laden wir die Lastgangdaten hoch, also den Netzbezug und die Einspeisung. Diese Daten werden vom Energieversorger meistens als zwei separate Messreihen bereitgestellt.
Anschliessend müssen wir die Grösse des Netzanschlusses kennen. Handelt es sich beispielsweise um einen 630-Ampere-Anschluss oder einen kleineren Anschluss? Diese Information ist für die Simulation wichtig, insbesondere im Hinblick auf den Strombezug und die Einspeisung.
Ausserdem müssen wir wissen, ob bereits eine Solaranlage vorhanden ist. Im Idealfall liegen uns auch deren Produktionsdaten vor. Damit haben wir drei wichtige Datenreihen als Grundlage für die Simulation: Netzbezug, Einspeisung und Solarproduktion.

Pascal: Wie sieht es aus mit den Peak-Kosten? 

Dani: Diese Informationen müssen wir natürlich ebenfalls kennen und im Tool erfassen. Gibt es bereits eine Solaranlage? Ist ein Batteriespeicher vorhanden oder geplant? Oder soll zunächst nur eine neue Solaranlage installiert werden? All diese Szenarien können wir berücksichtigen und auf dieser Grundlage eine fundierte Analyse erstellen.
Ein gutes Beispiel dafür ist ein grosses Sägewerk, das einen Batteriespeicher zur Eigenverbrauchsoptimierung installieren wollte. Eine Solaranlage war bereits auf dem Dach vorhanden. Wir haben die Lastgangdaten erhalten und darauf basierend verschiedene Szenarien berechnet.
Und genau hier zeigt sich der Vorteil einer ganzheitlichen Betrachtung. Das Sägewerk verfügt über einen 630-Ampere-Netzanschluss, was einer Leistung von rund 435 Kilowatt entspricht. Die bisherige Lastspitze lag bei etwa 400 Kilowatt und verursachte entsprechend hohe Peak-Kosten.
In der Simulation konnten wir untersuchen, wie sich diese Lastspitzen mit zwei, drei oder vier Batterieschränken reduzieren lassen. Dabei zeigte sich, dass die Solarproduktion insgesamt höher ist als der Stromverbrauch. Statt den überschüssigen Solarstrom mittags günstig ins Netz einzuspeisen und abends teuer zurückzukaufen, kann die Energie zwischengespeichert und später selbst genutzt werden.
Damit erreichen wir gleich zwei Ziele: Wir erhöhen den Eigenverbrauch und reduzieren gleichzeitig die Peak-Kosten.
Besonders spannend ist aber eine weitere Erkenntnis aus der Simulation. Wenn wir die Lastspitzen auf etwa 100 bis 150 Kilowatt reduzieren können, benötigen wir die ursprüngliche Anschlussleistung von 435 Kilowatt eigentlich nicht mehr vollständig. Plötzlich stehen am Netzanschlusspunkt rund 300 bis 350 Kilowatt zusätzliche Leistung zur Verfügung.
Und genau hier eröffnen sich neue Möglichkeiten, aber auch neue Fragestellungen. Denn was passiert, wenn ein Unternehmen seinen 630-Ampere-Anschluss plötzlich nicht mehr vollständig benötigt? Welche Möglichkeiten ergeben sich aus dieser frei gewordenen Anschlusskapazität? Was sagst du dazu?

Pascal: Ja, das ist ein Punkt, den man im Auge behalten muss. Wenn ein Unternehmen einen Netzanschluss bestellt, erhält es eine bestimmte Anschlussleistung. Gegen eine entsprechende Gebühr kann diese beim lokalen Energieversorger erhöht werden. Man kauft sich also gewissermassen in eine höhere Leistung ein.
Wenn es nun gelingt, die Lastspitzen über mehrere Jahre deutlich zu reduzieren, kann das auch Auswirkungen auf die Anschlussleistung haben. Wir haben bereits Fälle beobachtet, in denen der lokale Energieversorger nach drei bis fünf Jahren festgestellt hat, dass die ursprünglich eingekauften 600 Kilowatt nie vollständig genutzt wurden. Daraufhin wurde die Anschlussleistung beispielsweise auf 400 Kilowatt reduziert, weil die höhere Leistung über Jahre hinweg nicht benötigt wurde.

Dani: Und geben dir das Geld dann zurück? 

Pascal: Davon habe ich noch nichts gehört.

Dani: Das habe ich eben auch nicht gehört. Das heisst, sie nehmen das weg und dann später willst du ausbauen. Dann läufst du wieder in ein Problem. 

Pascal: Dann musst du dich theoretisch wieder einkaufen, ja.

Dani: Das muss man unbedingt im Vorfeld abklären, denn hier besteht ein erhebliches Risiko, über das kaum gesprochen wird. Man beginnt mit einem intelligenten Energiemanagementsystem wie ELUVA, die Lastspitzen durch Peak-Shaving zu reduzieren, und plötzlich kommt der Energieversorger und reduziert die verfügbare Anschlussleistung.
Genau das ist der entscheidende Punkt, weshalb eine ganzheitliche Betrachtung so wichtig ist. Solche Auswirkungen müssen von Anfang an berücksichtigt und gemeinsam diskutiert werden.

Pascal: Es gibt noch einen weiteren Punkt, der ziemlich komplex berechnet wird. Einige Energieversorgungsunternehmen haben unterschiedliche Peak-Tarife. Dabei wird unterschieden, ob ein Unternehmen kurzfristig hohe Lastspitzen verursacht oder sich über längere Zeit auf einem hohen Leistungsniveau bewegt. Je nach Situation können dafür unterschiedliche und teilweise höhere Leistungspreise gelten.
Ich habe bereits einen Fall durchgerechnet, bei dem sich durch das Peak-Shaving der anwendbare Leistungspreis sogar erhöht hat. Insgesamt konnten die Kosten zwar trotzdem gesenkt werden, allerdings deutlich weniger, als der Kunde ursprünglich erwartet hatte.
Genau solche Details in den Tarifverträgen können entscheidend sein. Nach meinem letzten Kenntnisstand gibt es in der Schweiz 624 Energieversorgungsunternehmen, die teilweise ganz unterschiedliche Tarifmodelle und Berechnungsmethoden anwenden. Da kocht jeder ein Stück weit sein eigenes Süppchen.

Dani: Gut man muss prüfen, wer sich bindet. Ab 100'000 kWh/Jahr könnte man auch den Energieversorger den, der die Energie liefert, frei wählen. Nicht das Netz, aber den Energielieferer. Auch das wird in der Planung oft vergessen, dass man das auch noch berücksichtigen müsste. 
Kommen wir nochmals zur Simulation zurück. Die Sägerei: Wenn man jetzt einfach in das Projekt startet und sagt, okay, jetzt nehmen wir die vier Cabinetts und bringen den Peak auf einmal mit der bestehenden Solaranlage oder vielleicht eben mit einem Zubau noch von einer Solaranlage auf einmal auf 100 Kilowatt runter, dann gerät dieser freie Messpunkt oft in Vergessenheit. Und dann muss man etwas machen mit dem. Oder man hat das Potenzial, etwas zu machen mit dem. 

Pascal: Richtig. An dieser Stelle ist es sicher auch wichtig zu erwähnen, dass es eben die gesamtheitliche Betrachtung braucht. Kann es zum Beispiel sein, dass der Kunde in den nächsten fünf Jahren seine Fahrzeugflotte elektrifiziert, dann würde ich mal noch nicht zu fest in eine andere Richtung gehen und sagen: Okay, alles klar. Dann brauche ich vielleicht die Leistung trotzdem wieder, auch wenn ich sie jetzt vorübergehend reduzieren kann. Wenn ich in drei Jahren 20 kleine E-Sprinter kaufe, wo alle mit 50 oder 100 Kilowatt am Vormittag geplant werden, dann würde ich sicher nicht die Leistung verplanen. Aber es ist richtig, wenn wir freie Leitungsleistung haben, dann können wir über den Tellerrand schauen und überlegen, wie wir Flexibilität vermarkten können. 

Dani: Flexibilitätsvermarkter ist ein gutes Stichwort. Damit sind wir mitten im Thema Swissgrid und Regelenergie, also Sekundär- und Tertiärregelenergie. Auch hier wird viel versprochen. In der Schweiz gibt es verschiedene Vermarkter, die mit attraktiven Angeboten werben und beispielsweise aufzeigen, wie viel Geld man mit einem Megawatt Leistung verdienen kann. Aktuell kursiert eine Zahl, die häufig als durchschnittlicher Ertrag genannt wird. Darf man die eigentlich nennen? Können wir darüber sprechen?

Pascal: Ja, das kann man schon sagen. Da reden wir von 100 bis 150, je nachdem, bis zu CHF 200'000 pro Megawatt oder runtergebrochen CHF 100 bis 200 pro angemeldete Kilowatt pro Jahr. Mit einer Batterie, wenn man symmetrisch in sekundärer Regelleistung arbeitet. 

Dani: Das heisst, ich kann das ausrechnen. Ich mache wieder das Beispiel unserer Sägerei: Wenn sie herausfinden, dass sie von den 630 Ampere nicht mehr alles brauchen, weil sie ihre Peaks auf 100 Kilowatt herunterbringt, wären dort 300 - 350 Kilowatt frei. Jetzt könnte man sogar sagen, hinter dem Anschlusspunkt machen wir zwei Zähler: einen für die Regelenergie und einen für den Betrieb. Dort könnten wir jetzt drei Cabinetts anhängen und diese drei Cabinetts mit 300 Kilo plus Leistung anmelden und diese würden dann Geld verdienen im Regelmarkt.

Pascal: Die Batterie würde man dann in «Front-of-the-Meter» betreiben. Ich glaube, wir haben das bereits einmal angesprochen. Das bedeutet, dass der Batteriespeicher über einen separaten Messpunkt beziehungsweise Netzanschluss ausschliesslich für Regelenergie genutzt wird und nicht für den regulären Stromverbrauch des Unternehmens. Dadurch können unter bestimmten Voraussetzungen Netzentgelte und Netzgebühren entfallen, was die Wirtschaftlichkeit verbessert und zusätzliche Erträge ermöglicht.

Dani: Aber auch hier gibt es wieder eine Herausforderung, und genau das macht die Sache so komplex. Bei drei Batterieschränken kann es bereits knapp werden, denn idealerweise möchte man den Messpunkt im freien Strommarkt haben. Dadurch ergeben sich zusätzliche Vermarktungsmöglichkeiten und Abrufe, die über die Regelenergie von Swissgrid hinausgehen.
Denn allein mit Swissgrid lassen sich die genannten CHF 200 pro Kilowatt nicht erzielen.

Pascal: Nur die 100, 150 die wir vorhin erwähnt haben, sind wirklich nur unter Idealbedingungen möglich. Das heisst, in «Front-of-the-Meter» und in der Bilanzgruppe vom Vermarkter, und dafür muss in der Regel der Messpunkt aus dem freien Markt, aus der Grundversorgung rausgenommen werden. Das geht nur, wenn man rechnerisch über 100'000 kWh Jahresumsatz bekommt. Das kommt man, wenn man mit einer 300 kW-Anlage jeden Tag einmal 300 kWh in beide Richtungen laden kann. Oder sehr gut argumentieren, dass man es aus der Grundversorgung nehmen darf. 

Dani: Bei drei Batterieschränken würde es bereits reichen, bei zwei hingegen noch nicht. Alternativ müsste man entsprechend mehr investieren. Aber auch das ist ein Thema für sich, das wir separat behandeln sollten: die Regelenergie.
Was man an diesem Beispiel gut erkennt: Ursprünglich wollten wir nur herausfinden, wie viele Batterieschränke die Sägerei benötigt. Unsere Simulation hat ergeben, dass drei bis vier ausreichen würden. Wenn wir nun aber die vorhandene Netzanschlussleistung optimal ausnutzen möchten, kommen wir plötzlich auf acht Batterieschränke.
Und da sind wir wieder bei meinem Lieblingssatz: Batterien kann man nie genug haben. Man muss nur wissen, wie man sie intelligent einsetzt, vermarktet und damit Geld verdient. Denn nur dann rechnen sich die Investitionen.
Damit sind wir an einem entscheidenden Punkt. Die Simulation liefert uns zwar wichtige Erkenntnisse, aber die eigentliche Herausforderung liegt in der ganzheitlichen Betrachtung. Gemeinsam mit dem Kunden und dem Installateur müssen wir die verschiedenen Möglichkeiten genau prüfen und diskutieren. Denn es führen viele Wege nach Rom. Es gibt zahlreiche Faktoren, die berücksichtigt werden müssen, um am Ende die wirtschaftlich sinnvollste Lösung zu finden. 

Pascal: Absolut korrekt. Dabei sind wir natürlich auch darauf angewiesen, gewisse Annahmen zu treffen. Das lässt sich schlichtweg nicht vermeiden. 
Wenn wir einen Lastgang erhalten, versuchen wir deshalb, die Simulationen so aufzubauen, dass wir für die einzelnen Funktionen unseres Energiemanagementsystems abschätzen können, welche Erträge oder Einsparungen zu erwarten sind. Wir betrachten dabei die Eigenverbrauchsoptimierung, das Peak-Shaving und mögliche Zusatzerträge durch Regelenergie. Dazu kommt die Frage, wie viel Geld sich durch eine dynamische Abregelung einsparen lässt beziehungsweise welche Verluste vermieden werden können. Auch die dynamische Einspeisevergütung, die ab nächstem Jahr relevant wird, berücksichtigen wir.
Natürlich können wir heute noch nicht auf den Franken genau berechnen, wie hoch diese Einsparungen ausfallen werden. Je nach Situation können es aber durchaus mehrere Tausend Franken sein. Auch Ladestationen beziehen wir in die Betrachtung ein, beispielsweise um Ladevorgänge gezielt in Zeiten mit hoher Solarproduktion zu verschieben.
Unser Ziel ist es, all diese Faktoren ganzheitlich zu analysieren und eine möglichst fundierte Wirtschaftlichkeitsabschätzung zu erstellen. So können wir dem Kunden konkrete Empfehlungen geben und eine Entscheidungsgrundlage liefern, ob sich die Investition in fünf, sechs oder sieben Batterieschränke tatsächlich lohnt.

Dani: Und ich glaube, ein ganz wichtiger Punkt, das vergisst man auch immer wieder, es ist nicht eine Jahresdisziplin. Batterieeinsätze sind keine Jahresdisziplin. Wir haben Fälle, wo mehrere Batterien in einem Winter komplett für Peak-Shaving und Eigenverbrauch genutzt werden müssen, damit es reicht, dass man den Peak soweit runter bringt. Man ist die halbe Nacht am Vorladen, damit man die Leistung am nächsten Tag, wo es schneit oder regnet, hat. Und auf der anderen Seite haben wir im Sommer die Situation, dass du über den Mittag eine wahnsinnige Produktion hast. Die Kübel sind voll, schon seit morgens 9 Uhr, weil man dort schon nicht einspeist, nicht kalkuliert. Da kommt dann wieder das EMS ELUVA ins Spiel, welches im Viertelstundentakt auch rechnet, ob wir vorne oder hinten sind, ob wir einen höheren Verbrauch haben oder nicht. Das Gemisch, alle Viertelstunden, gibt immer wieder die neuesten Werte. Das zeigt auch, eine Batterie muss dynamisch einsetzbar sein. Als Quelle der Energie oder als Lager der Energie. Im Sommer eher zum später Einspeisen, wenn das geht. Im Winter eher um Self-Consumption, Peak-Shaving zu bringen. Und dort glaube ich, ist EMS nicht gleich EMS. 

Pascal: Und da habe ich noch eine Frage an dich. Nehmen wir einmal einen anderen Betrieb, der beispielsweise von November bis Februar, also während vier Monaten, aufgrund seiner Produktion einen besonders hohen Stromverbrauch hat.
Könnten wir für diesen Betrieb einen Batteriespeicher für das Peak-Shaving installieren und zusätzlich eine sogenannte Split-Anlage mit drei Batterieschränken ausschliesslich für die Regelenergie aufbauen?
Wäre es möglich, diese beiden Systeme bei Bedarf zusammenzuschalten und die drei Batterieschränke, die eigentlich für die Regelenergie vorgesehen sind, kurzfristig auch für das Peak-Shaving einzusetzen? Ist das technisch möglich?

Dani: Ich denke, wir müssen zuerst definieren, was wir unter kurzfristig verstehen. Sprechen wir von zwei Minuten oder von einem planbaren Zeitraum, beispielsweise vier Monaten? Grundsätzlich ist das möglich und durchaus interessant. Dafür braucht es allerdings eine entsprechende elektrische Verschaltung mit geeigneten Lasttrennschaltern.
Bei der Regelenergie erfolgt die Vermarktung häufig wochenweise, beispielsweise mit einer entsprechenden Vergütung für die Vorhaltung. Es gibt aber auch kurzfristigere Vermarktungsmodelle. Spannend wird es, wenn wir die drei Batterieschränke während neun Monaten für die Regelenergie einsetzen und sie in den verbleibenden Monaten für das Peak-Shaving nutzen möchten.
Vorausgesetzt, die elektrische Verschaltung lässt das zu, könnten wir beispielsweise festlegen, dass wir ab der nächsten Woche nicht mehr an der Regelenergie teilnehmen. Das müssen wir natürlich rechtzeitig mit dem Vermarkter abstimmen und im Energiemanagementsystem entsprechend einplanen. Sobald die Batterieschränke aus der Regelenergie herausgenommen wurden, trennen wir sie über die entsprechenden Schalter vom Front-of-the-Meter-Anschluss und schalten sie anschliessend auf den eigenen Betriebsanschluss zur bestehenden Batterie um.
Letztlich ist das vor allem eine Frage der richtigen Planung und technischen Umsetzung.

Pascal: Und wie meldet man das an, regulatorisch? 

Dani: Ja, die drei haben wir hier in «Front-of-the-Meter» und da haben wir noch den Betrieb. Und wenn wir hier die Last sauber trennen und dann zuschalten können. Ich wüsste jetzt nicht, ausser du wüsstest, wie wir das anmelden.

Pascal: Ich glaube, man müsste auf beiden Messpunkten anmelden und versichern, dass man den Netzanschluss nicht überlastet. Und dann... eigentlich sind es nur zwei Batterien und es sind einfach nie beide gleichzeitig in Betrieb und physikalisch ist es hinterher die gleiche Batterie. 

Dani: In der Schweiz gibt es rund 630 Energieversorgungsunternehmen, mit denen man solche Lösungen individuell abstimmen muss. Jeder Energieversorger verlangt ein Installationsgesuch und ein Elektroschema, aus dem klar hervorgeht, wie die Anlage angeschlossen ist und betrieben wird. Dabei kann man nicht einfach zwei unterschiedliche Messpunkte in einem Schema zusammenfassen. Wie du richtig sagst, müsste die Batterie in beiden Anschlussvarianten dargestellt werden, jeweils mit der klaren Kennzeichnung, wann sie zugeschaltet und wann sie getrennt ist.
Technisch und baulich ist eine solche Lösung sicher möglich. Die Herausforderung liegt vor allem in der Planung und der Abstimmung mit dem zuständigen Energieversorger. 

Pascal: Wir haben gerade eine Batterie. Das ist ein grosser Container, in der Mitte getrennt, innerhalb des Containers. Draussen sieht man diese Trennung nicht. Da könnte man solche Sachen machen. 

Dani: Vorausgesetzt, die Anlage lässt sich entsprechend umschalten. Dafür braucht es auch zwei separate Kabelverbindungen. Daran sieht man einmal mehr, dass solche Lösungen deutlich komplexer sind als bei einem Einfamilienhaus, wo man einen Wechselrichter an die Wand montiert, ein paar Solarmodule aufs Dach setzt, den Strom selbst verbraucht und den Überschuss ins Netz einspeist. Bei Industrieanlagen muss man deutlich genauer hinschauen und die technischen Voraussetzungen sorgfältig prüfen.
Aber in diesem Lastgang-Tool, und jetzt kommen wir zum Schluss wieder dorthin, ist das schon interessant, denn wir können dort wirklich vorgängig herausfinden, sind wir bei 3, 4 oder 5 Jahren Amortisation. Und es kommen immer wieder neue Produkte. Darum muss das EMS sportlich sein. ELUVA ist sportlich und passt sich den Gegebenheiten an. 

Pascal: Was man ebenfalls immer klar unterscheiden muss, ist die Art der bestehenden Solaranlage. Eine Eigenverbrauchsanlage können wir natürlich in unsere Betrachtung einbeziehen.
Bei einer KEV-Anlage, also einer Anlage mit kostendeckender Einspeisevergütung, sieht das anders aus. Solche Anlagen, die beispielsweise vor 2014 gebaut wurden, erhalten in der Regel eine hohe, vertraglich festgelegte Einspeisevergütung. Diese Anlagen würden wir nicht verändern, sondern bis zum Ablauf des meist 20-jährigen Vergütungsvertrags weiterbetreiben. Danach kann man prüfen, ob sich eine Umstellung auf Eigenverbrauch lohnt.
Der dritte Fall sind die sogenannten HEIV-Anlagen mit hoher Einmalvergütung. Dabei handelt es sich um reine Einspeiseanlagen. Hier gibt es nun neue Möglichkeiten, den produzierten Solarstrom in einer Batterie zwischenzuspeichern, zeitversetzt ins Netz einzuspeisen und zu Spotmarktpreisen zu verkaufen.
Das bringt uns zu einer weiteren spannenden Frage: Welches zusätzliche wirtschaftliche Potenzial lässt sich damit erschliessen? Schauen wir uns das einmal ganz grob an.

Dani: Ganz grob gesagt: Wenn wir uns die Spotmarktpreise anschauen, kennen wir jeweils heute bereits die Preise für morgen. Dadurch können wir gezielt dann Strom einspeisen, wenn die Preise besonders hoch sind.
Im Sommer können wir einen Teil der Batteriekapazität nutzen, um überschüssigen Solarstrom zwischenzuspeichern und zeitversetzt zu höheren Preisen ins Netz einzuspeisen. Im Winter setzen wir dieselbe Batterie dann für die Eigenverbrauchsoptimierung ein.
Mit dieser Strategie lässt sich je nach Marktsituation mehr als das Doppelte der Einnahmen erzielen, die wir mit den regulären Einspeisevergütungen erreichen würden. Im ersten Quartal dieses Jahres lag die Einspeisevergütung bei rund 10 Rappen pro Kilowattstunde, im zweiten Quartal bei etwa 3 Rappen. Die Werte für das dritte Quartal werden erst am 15. Oktober veröffentlicht, dürften aber voraussichtlich bei rund 8 Rappen liegen.
Wenn wir die Batterie oder einen Teil ihrer Kapazität gezielt einsetzen, können wir die Einspeisung deutlich optimieren. Anhand der prognostizierten Solarproduktion für den nächsten Tag lässt sich bereits heute berechnen, wie viel Speicherkapazität wir über Nacht freimachen müssen. Das ist wirtschaftlich hochspannend, denn damit können wir unter Umständen mehr als doppelt so hohe Einnahmen erzielen wie mit der herkömmlichen Einspeisung. Allerdings müssen wir dafür auch entsprechende Fahrpläne erstellen und die Energie gemäss diesen Vorgaben einspeisen. Weichen wir davon ab, können zusätzliche Kosten für Ausgleichsenergie entstehen, die den Mehrertrag wieder reduzieren.
Hier lohnt es sich im Vorfeld mit dem Energiedienstleister zu sprechen und es lohnt sich, dass wir einen eigenen Blog machen, schon nur über das Einspeisen. Dort gibt es noch so viele Facetten. Im Moment rufen alle, das musst du machen, aber das Kleingedruckte müssen wir noch besprechen miteinander. Ich würde sagen, das machen wir in einer der nächsten Episode. 

Pascal: So ist es. Wir haben heute gelernt, es ist nicht so einfach, wie es vielleicht aufs Erste anscheinend wirkt. Man tut gut daran, wenn man es gesamtheitlich betrachtet und dann auch mehrere - bis zu 4, 5, 6 Vergütungs- oder Ertragsmöglichkeiten - mit einbeziehen kann. Wenn man es ein bisschen in die Zukunft denkt, und wenn man das Ganze schematisch aufzeichnet und schlussendlich realisiert. 

Dani: Multidisziplinär ist das Stichwort. Ein EMS muss multidisziplinär sein. Das ist ELUVA 
natürlich im Herzen drin. Und ich würde sagen: Wir sehen uns, bis zum nächsten Mal. Tschüss miteinander.