Ein mittelständischer Autohausbetrieb mit mehreren Werkstatt- und Ausstellungsflächen bezog seinen Strom bislang vollständig über das Netz. Der reale Lastgang des Betriebs wurde im 15-Minuten-Raster über zwölf Monate gemessen. Dokumentiert sind eine Jahresarbeit von rund 146 MWh und eine gemessene Spitzenleistung von 84,43 kW.

Mit rechnerisch 1.732 Jahresbenutzungsstunden, also Jahresarbeit geteilt durch die höchste in Anspruch genommene Leistung, lag der Betrieb im unteren Benutzungsdauerbereich der Netzentgeltsystematik für die registrierende Leistungsmessung. Die StromNEV unterscheidet hierbei einen Bereich bis 2.500 Jahresbenutzungsstunden und einen Bereich ab 2.500 Jahresbenutzungsstunden.

Das Verhältnis aus Jahresarbeit und hoher Leistungsspitze wirkte sich beim konkreten Lastprofil auf die leistungsabhängigen Bestandteile der Netzentgelte aus. Bei Betrieben mit ausgeprägten Lastspitzen kann eine Betrachtung allein des Jahresverbrauchs solche leistungsbezogenen Kosteneffekte übersehen.

Die Projektunterlagen zum über zwölf Monate gemessenen Lastgang zeigen, warum eine Speicherlösung für dieses Lastprofil geprüft wurde. Die gemessene Spitzenleistung lag bei 84,43 kW. Nach den dokumentierten Kennwerten lagen 95 % der Viertelstundenwerte unter 49,3 kW und 99 % unter 63,2 kW. Für das größte in den Projektunterlagen ausgewiesene zusammenhängende Lastereignis oberhalb der 50-kW-Kappungsgrenze ist ein Energiebedarf von rund 79 kWh über gut vier Stunden dokumentiert. Für die geplante Speicherkonfiguration liegt diese Größenordnung innerhalb der vorgesehenen Leistungs- und Kapazitätsgrenzen.

Eine Auslegung allein anhand von Jahresverbrauch und Dachfläche hätte wesentliche Eigenschaften des konkreten Lastprofils nicht berücksichtigt. Neben der Stromkostenreduktion durch Eigenerzeugung ging es darum,

• eine PV- und Speicheranlage zu dimensionieren, die zum realen Lastprofil passt, um unnötige Überdimensionierung ebenso wie eine für die Zielsetzung unzureichende Dimensionierung zu vermeiden,
• über Peak Shaving, also das Kappen kurzer Leistungsspitzen aus dem Speicher, die Lastspitzen gezielt zu begrenzen und zu prüfen, ob sich daraus unter dem konkreten Preisblatt und der Abrechnungsstruktur des Netzbetreibers niedrigere Netzentgelte ergeben können, ohne den Speicher technisch zu überfordern oder unnötig groß auszulegen,
• zu prüfen, welche Abrechnungsstruktur bei dem prognostizierten niedrigeren Netzbezug nach den jeweils geltenden Bedingungen von Netzbetreiber und Stromlieferant wirtschaftlich in Betracht kommt, und
• Erzeugung, Speicherung und Abrechnung so aufeinander abzustimmen, dass eine nachvollziehbare Wirtschaftlichkeitsrechnung entsteht, ohne einzelne Einsparposten unzulässig zu addieren.

INOL erarbeitete auf Basis einer PV*SOL-Simulation und des realen Lastgangs ein Gesamtkonzept aus Erzeugung, Speicherung und Netzentgeltmanagement.

• 108,56 kWp Photovoltaik auf sechs Dachflächen mit 236 Modulen à 460 W in Südost- und Südwest-Ausrichtung, wodurch sich die Erzeugung breiter über den Arbeitstag verteilt
• 205,02 kWh Gewerbespeicher, Zellchemie LiFePO4, also Lithium-Eisenphosphat, Schutzart IP66, aktiv gekühlt, in drei Stapeln, DC-gekoppelt an einen 100-kW-Hybridwechselrichter
• Peak-Shaving-Auslegung mit einem Sollwert für den Netzbezug von 50 kW. Gegenüber der gemessenen Spitzenleistung von 84,43 kW entspricht dies einer rechnerischen Reduktion um rund 41 %. Dafür ergibt sich eine erforderliche Speicherleistung von 34,43 kW beziehungsweise rund 0,17 C. Die C-Rate beschreibt das Verhältnis von Lade- oder Entladeleistung zur Speicherkapazität: Bei einer Speicherkapazität von 205,02 kWh entspricht 1 C einer Leistung von 205,02 kW. Die benötigten 0,17 C liegen damit unter der für die geplante Speicherkonfiguration angesetzten maximalen C-Rate von 0,5 C.
• Prüfung der Abrechnungsstruktur. Der prognostizierte Netzbezug von 62.214 kWh im Jahr bildet eine Grundlage dafür, gemeinsam mit Netzbetreiber und Stromlieferant zu prüfen, ob eine andere Abrechnungsstruktur für den Betrieb wirtschaftlich vorteilhaft sein kann

Die 236 Module verteilen sich auf sechs Dachflächen mit unterschiedlicher Ausrichtung und Größe, nämlich 130 Module Südost und 106 Module Südwest, bei 15 Grad Dachneigung. Die Verteilung auf Südost- und Südwestflächen kann die Erzeugung stärker auf Vormittag und Nachmittag verteilen als eine einheitlich ausgerichtete Belegung. Für das konkrete Projekt zeigt die Simulation dadurch ein breiteres Erzeugungsprofil über den Arbeitstag, passend zu einem Betrieb, der über den ganzen Arbeitstag Strom benötigt.

Rund drei Viertel des erzeugten Solarstroms werden in der PV*SOL-Simulation rechnerisch im Unternehmen genutzt, statt eingespeist zu werden. Die Simulation weist bei 145.768 kWh Jahresverbrauch einen verbleibenden Netzbezug von 62.214 kWh aus. Dieser prognostizierte niedrigere Netzbezug ist die Grundlage für den zweiten Baustein der Lösung, die Prüfung der Abrechnungsstruktur, siehe Abschnitt 6.

INOL entwickelte das Projekt in fünf aufeinander aufbauenden Schritten und bezog dabei die dokumentierten Lastgangdaten ausdrücklich in die Planung ein.

1. Lastgang-Analyse. Auswertung der dokumentierten Kennwerte aus einem über zwölf Monate gemessenen Viertelstundenlastgang, um das Verhältnis von Jahresarbeit und Lastspitzen zu bestimmen.

2. Ertrags- und Eigenverbrauchssimulation. Simulation von PV-Ertrag, Eigenverbrauch und Einspeisung auf Basis der realen Dachflächen, ihrer Ausrichtung und des gemessenen Lastprofils.

3. Speicher- und Wechselrichterauslegung. Dimensionierung von Speicherkapazität und Leistung anhand der dokumentierten Lastspitzen und des vorgesehenen Peak-Shaving-Sollwerts.

4. Wirtschaftlichkeitsberechnung. Berechnung von Investitionskosten, Rendite, Amortisation und Stromgestehungskosten auf Basis der simulierten Energiebilanz.

5. Prüfung der Abrechnungsstruktur. Analyse, ob der durch PV und Speicher prognostizierte niedrigere Netzbezug nach den konkreten Bedingungen von Netzbetreiber und Stromlieferant eine wirtschaftlich vorteilhafte alternative Abrechnungsstruktur ermöglichen kann, als eigenständiger Baustein neben der Anlagenwirtschaftlichkeit.

* Autarkiegrad und CO₂-Wert gemäß PV*SOL-Simulation. Der CO₂-Wert beruht auf dem in der Simulation hinterlegten Emissionsfaktor für den deutschen Strommix und ist ein rechnerischer Vergleichswert, kein gemessener Emissionswert. Der simulierte Jahresverbrauch von 145.768 kWh liegt rund 0,3 % unter dem gemessenen Jahresverbrauch von 146.270 kWh. Wirtschaftlichkeitswerte sind modellierte Ergebnisse der Projektkalkulation mit Berechnungsstand 15. September 2026. Die tatsächliche Wirtschaftlichkeit kann insbesondere durch Strompreise, Erzeugung und Verbrauch, Vergütung, Betriebskosten und den tatsächlichen Anlagenbetrieb abweichen.

Neben der Eigenverbrauchsoptimierung hat INOL die Netzentgeltabrechnung des Betriebs im Detail geprüft. Für ein alternatives Abrechnungsszenario weisen die Projektunterlagen nach Kundenangabe ein mögliches jährliches Potenzial von rund 6.600 € gegenüber der bisherigen Abrechnung aus. Diese Zahl ist das Ergebnis eines Szenarienvergleichs und keine Summe zweier separat addierbarer Einzeleffekte. Die wirtschaftliche Wirkung einer solchen Umstellung hängt von der dann geltenden Abrechnungsstruktur ab; die bisherige Betrachtung von Arbeits- und Leistungspreisen lässt sich daher nicht unverändert fortschreiben.

Die konkrete Einordnung muss von Netzbetreiber und Stromlieferant noch schriftlich bestätigt werden. Der Betrag ist daher bewusst nicht in den Kennzahlen aus Abschnitt 5 enthalten und wird hier separat als vorläufiges, kundenseitig genanntes Potenzial ausgewiesen.

Nach der Projekterfahrung der INOL GmbH kann eine gesonderte Prüfung der Abrechnungsstruktur bei Betrieben mit ausgeprägten Lastspitzen und vergleichsweise geringer Jahresarbeit zusätzliche wirtschaftlich relevante Effekte sichtbar machen. In klassischen PV-Wirtschaftlichkeitsrechnungen wird die Abrechnungsstruktur nicht immer gesondert untersucht.

Wie bei jedem Projekt dieser Größenordnung hängt die tatsächliche Wirtschaftlichkeit von mehreren Rahmenbedingungen ab, die INOL gemeinsam mit dem Kunden im Blick behält.

• Eine mögliche Abrechnungsumstellung muss von Netzbetreiber und Stromlieferant schriftlich bestätigt werden, bevor sie wirtschaftlich fest eingeplant werden kann.
• Der prognostizierte niedrigere Netzbezug muss auch im laufenden Betrieb dauerhaft eingehalten werden. Zusätzliche Verbraucher wie künftige Ladeinfrastruktur sind dabei fortlaufend zu berücksichtigen.
• Für Peak Shaving braucht das Energiemanagement eine feste Speicherreserve, die nicht anderweitig verplant wird.
• Die bestehende Zählerschrank-Infrastruktur muss anschlussfertig für das neue System vorbereitet sein.

Das Projekt zeigt, wie sich technische Anlagenauslegung und energiewirtschaftliche Beratung ergänzen. Statt die PV- und Speicheranlage isoliert zu betrachten, wurde der reale Lastgang des Betriebs als Planungsgrundlage herangezogen, um Eigenverbrauch, Speicherbedarf und die Auswirkungen der Netzentgeltstruktur gemeinsam zu betrachten.

Bei Betrieben mit ausgeprägten Lastspitzen und weniger als 2.500 Jahresbenutzungsstunden kann eine zusätzliche Prüfung von Lastgang und Abrechnungsstruktur besonders relevant sein. Die gemeinsame Betrachtung von Peak Shaving, Eigenverbrauch und Abrechnungsstruktur kann wirtschaftliche Effekte sichtbar machen, die in einer isolierten PV-Betrachtung nicht erfasst werden.

Diese Case Study basiert auf einem realen, anonymisierten INOL-Kundenprojekt. Die Werte stammen aus den Projektunterlagen; Messwerte, Simulationsergebnisse, Planungswerte und Wirtschaftlichkeitsprognosen sind entsprechend gekennzeichnet.

1. Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), Anlage 4 Nr. 3 und Nr. 4 zu § 16 Abs. 2 sowie § 17 Abs. 1, amtliche Fassung, zuletzt geändert durch Artikel 3 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023, BGBl. 2023 I Nr. 405.
2. INOL-Projektunterlagen zur Case Study Autohaus vom 15. September 2026, darin die PV*SOL-Simulation und der 15-Minuten-Lastgang über 12 Monate. Anonymisiertes Planungsbeispiel 2026.