Die INOL GmbH betreibt an ihrem Firmensitz in Schneverdingen eine Photovoltaikanlage mit 159,72 kWp und einen Batteriespeicher mit 256 kWh nutzbarer Kapazität. Sie sehen auf dieser Seite, wie Netzanschluss, Erzeugung, Speicher und Ladeinfrastruktur gemeinsam ausgelegt wurden und welche ersten Betriebs- und Messwerte bereits vorliegen.

Energiekosten senken, Lastspitzen beherrschen, den PV-Strom maximal selbst nutzen und die Flexibilität, die durch PV-Anlage und Speicher entsteht, aktiv am Strommarkt vermarkten. Der Neubau sollte dabei von Anfang an zeigen, was INOL Gewerbe- und Industriekunden empfiehlt: ein selbst geplantes und gebautes Referenzobjekt.

Entscheidend war nicht, möglichst viel Technik zu installieren. Ausgangspunkt war das zukünftige Lastprofil des Standorts. Deshalb wurden Netzanschluss, PV-Anlage, Speicher und Lastmanagement von Beginn an gemeinsam dimensioniert, nicht einzeln:

• Ladeinfrastruktur und Gebäudebetrieb: Die fünf AC-Ladepunkte (je 22 kW), die Wärmepumpe (18,5 kW) und ein normal laufender Geschäftsbetrieb aus Büro, Lager und IT (rund 21 bis 25 kW) ergeben bei voller Gleichzeitigkeit ein theoretisches Gesamtpotenzial von rund 150 kW. Mit dem geplanten DC-Schnelllader, der 150 kW Gesamtleistung auf zwei Ladepunkte verteilt, wächst dieses Potenzial auf rund 300 kW. Ein Lastmanagement verhindert, dass die Spitze in dieser Höhe tatsächlich auftritt, indem es die verfügbare Leistung dynamisch auf alle Verbraucher verteilt.
• Speicher (256 kWh): dimensioniert, um genau diese Lastspitzen abzufangen, PV-Überschuss zwischenzuspeichern und zusätzlich aktiv am Strommarkt zu agieren (siehe Abschnitt 5). 51 kWh der nutzbaren Speicherkapazität – rund 20 % – werden dauerhaft für die Lastspitzenkappung (Peak Shaving) reserviert: Kurzzeitige Verbrauchsspitzen werden dabei aus dem Speicher statt aus dem Netz gedeckt, wodurch die am Netzanschluss gemessene Leistungsspitze und damit der Leistungspreis sinkt.
• 630-kVA-Transformator: Ein Standard-Trafo hätte die Kombination aus Ladeinfrastruktur, Wärmepumpe, Gebäudelast und der geplanten Ost-West-Erweiterung der PV-Anlage nicht mit ausreichend Reserve abgedeckt. Der eigene Transformator, direkt an der vorbeilaufenden Mittelspannungsleitung, schafft diesen Spielraum, zusätzlich eingeplant für mehr Stromhandelsvolumen und den möglichen späteren Anschluss eines Speichers im Megawattbereich.
• Ost-West-Erweiterung (+100 kWp): verteilt die PV-Erzeugung gleichmäßiger über den Tag und verbreitert damit auch die Basis für die Direktvermarktung.

363 monokristalline Hochleistungsmodule mit je 440 Wp, ausgerichtet nach Süden, zusammen 159,72 kWp. Die Anlage ist seit dem 1. Mai 2026 in Betrieb.

Wp steht für Watt Peak, die Leistung eines Moduls unter genormten Testbedingungen. 1.000 Wp ergeben ein Kilowatt-Peak, kurz kWp.

Ein Sigenergy-SigenStack-System (Batteriemodul Typ BAT 12.0) mit 256 kWh nutzbarer Kapazität, modular aus einzelnen Batterieeinheiten mit LiFePO4-Zellchemie (LFP) aufgebaut, DC-gekoppelt und laut Zellhersteller auf 10.000 Vollzyklen ausgelegt (bei 25 ± 2 °C, 0,5C-Lade-/Entladerate, bis 60 % Restkapazität), für den Dauerbetrieb im Gewerbe- und Industrieeinsatz.

Fünf AC-Ladepunkte mit je 22 kW (Sigenergy). Ein DC-Schnelllader mit 150 kW Gesamtleistung auf zwei Ladepunkten ist geplant, bei gleichzeitiger Nutzung stehen dort je 75 kW zur Verfügung. Ein Lastmanagement steuert die Verteilung der verfügbaren Leistung auf alle Ladepunkte gleichzeitig.

Ein eigener 630-kVA-Mittelspannungstransformator, direkt an die vorbeilaufende Mittelspannungsleitung angeschlossen; die am Standort nutzbare Wirkleistung ist auf rund 560 kW ausgelegt. Die Reserve gegenüber dem aktuellen Bedarf ist bewusst eingeplant: Sie schafft Spielraum für mehr Stromhandelsvolumen und für den möglichen späteren Anschluss eines Speichers im Megawattbereich.

Die Angabe in kVA beschreibt die Scheinleistung des Transformators, also die Leistung einschließlich des Anteils, der im Netz hin und her pendelt, ohne Arbeit zu verrichten. Nutzbar ist davon die Wirkleistung von rund 560 kW.

Eine Viessmann-Luft/Wasser-Wärmepumpe mit 18,5 kW Nennleistung, von INOL eingebaut. Die Wärme wird im Gebäude über eine Fußbodenheizung verteilt.

Ein eigenes Energy-Management-System (EMS) sowie eine KI-gestützte Steuerung für die Speichervermarktung (siehe Abschnitt 5). Die Direktvermarktung des PV-Überschusses erfolgt über einen externen Dienstleister.

Am Standort arbeiten zwei Steuerungsebenen zusammen, die unterschiedliche Aufgaben haben:

Das Energy-Management-System verbindet PV-Erzeugung, Speicher, Ladepunkte, Wärmepumpe und Netzbezug am Standort und sorgt dafür, dass Gebäude, Fahrzeugflotte und Wärmepumpe jederzeit versorgt sind, innerhalb der definierten Leistungsgrenzen des Netzanschlusses.

Eine KI-gestützte Steuerung entscheidet zusätzlich, wann der Speicher am Strommarkt handelt:

• im Day-Ahead-Markt mit seiner täglichen Auktion für den Folgetag,
• im kurzfristigeren Intraday-Handel bis wenige Minuten vor Lieferung sowie an
• Regelenergie- und Flexibilitätsmärkten, an denen Kapazität zur Netzstabilisierung bereitgestellt wird.

PV-Überschüsse werden ins öffentliche Netz eingespeist und über einen externen Dienstleister direkt vermarktet, statt über eine klassische feste Einspeisevergütung abgerechnet zu werden. Die Day-Ahead-Auktion an der Strombörse EPEX SPOT schließt täglich um 12 Uhr. Die Ergebnisse werden am frühen Nachmittag veröffentlicht und stehen dann für den kompletten Folgetag fest. Seit dem Liefertag 1. Oktober 2025 gilt dabei eine Auflösung von 15 Minuten.

Die KI kennt zusätzlich das Lastprofil des Unternehmens und hat Zugriff auf Wetterdaten, mit denen sie den PV-Ertrag vorhersagen kann, und steuert Speicher und Verbrauch so gezielt auf Basis dieser Prognosen.

Die Marktoptimierung darf dabei niemals betriebliche Restriktionen verletzen: Versorgung des Standorts, Ladebedarf und definierte Leistungsgrenzen haben Vorrang vor der Marktstrategie.

Der Speicher ist damit nicht nur Puffer für den Mittagsüberschuss, sondern ein aktiv bewirtschaftetes Energie-Asset. Die Anlage am Veersebogen dient als Referenzinstallation für dieses neue Angebot, das INOL künftig auch anderen Betrieben mit eigener PV-Anlage und eigenem Speicher zur Verfügung stellt.

Da der Bezug erst seit dem 1. September 2026 läuft, unterscheiden wir an dieser Stelle bewusst zwischen Planungswerten und späteren Messwerten. Sobald ein vollständiges Betriebsjahr vorliegt, lösen die realen „Betriebsdaten September 2026 bis August 2027“ diese Prognose ab und die Case Study wird entsprechend aktualisiert.

• PV-Erzeugung: rund 150 bis 165 MWh/Jahr, hochgerechnet auf Basis des für Niedersachsen typischen spezifischen Ertrags von rund 950 bis 1.050 kWh/kWp bei Südausrichtung und ohne Verschattung.
  Der spezifische Ertrag sagt, wie viele Kilowattstunden eine Anlage im Jahr je Kilowatt-Peak-Nennleistung liefert. Er hängt vom Standort, von der Ausrichtung und von der Verschattung ab.
• Netzbezug zur Eigenversorgung: rund 29 bis 32 MWh/Jahr, eine erste Schätzung für den Strom, der für Gebäude, Fahrzeugflotte und Wärmepumpe aus dem Netz bezogen wird. Berücksichtigt ist dabei, dass die PV-Erzeugung im Winterhalbjahr geringer ausfällt, während der Heizwärmebedarf durch die Wärmepumpe gleichzeitig steigt. Nicht enthalten ist der Netzstrom, den der Speicher zusätzlich für den Markthandel kauft, etwa mittags günstig zum Spotpreis laden, abends zur Preisspitze wieder verkaufen: Das ist ein separater Handelsfluss über den Netzanschluss, keine Eigenversorgung, und wird hier nicht mitgezählt.
• Autarkiegrad (erste Modellrechnung): rund 76 bis 80 %. Da noch keine belastbare Jahresverbrauchsprognose vorliegt, ist dies eine erste Näherung, die die Planungswerte für PV-Ertrag und Netzbezug zur Eigenversorgung mit einer Fortschreibung des bislang gemessenen Verbrauchsverhältnisses kombiniert, niedriger als die von Mai bis zum 1. September 2026 (vor dem offiziellen Bezug) gemessenen 89,5 %, da im Winterhalbjahr weniger PV-Strom zur Verfügung steht und gleichzeitig mehr Energie für die Wärmepumpe benötigt wird.
  Der Autarkiegrad gibt an, welcher Anteil des Stromverbrauchs am Standort durch selbst erzeugten PV-Strom gedeckt wird, entweder direkt oder zeitversetzt über den Batteriespeicher. Gerechnet wird dabei die Eigenversorgung von Gebäude, Fahrzeugflotte und Wärmepumpe. Netzstrom, der ausschließlich für den Markthandel in den Speicher geladen und später wieder ausgespeichert wird, bleibt bei dieser Berechnung unberücksichtigt.
• Eigenverbrauchsquote (erste Modellrechnung): rund 60 bis 75 %, nach demselben Prinzip abgeschätzt, höher als die von Mai bis zum 1. September 2026 (vor dem offiziellen Bezug) gemessenen 41 %, weil im Winterhalbjahr praktisch die gesamte, dann geringere PV-Erzeugung direkt vor Ort verbraucht statt exportiert wird. Beide Werte werden durch eine belastbare Jahresverbrauchsprognose abgelöst, sobald diese vorliegt.
  Die Eigenverbrauchsquote sagt aus, welcher Anteil des selbst erzeugten Solarstroms am Standort verbraucht wird, statt ins Netz zu gehen. Ein hoher Wert bedeutet, dass wenig Strom exportiert wird, ein niedriger, dass viel Erzeugung in die Direktvermarktung geht.
• Maximale Lastspitze: In der bisherigen Betriebszeit lag die tatsächlich gemessene Lastspitze am Netzanschluss bei rund 30 kW. Dem steht ein rechnerisches Leistungsmaximum der derzeit installierten Verbraucher von rund 150 kW gegenüber. Dieses theoretische Maximum setzt voraus, dass sämtliche Verbraucher gleichzeitig mit voller Leistung betrieben werden. Die tatsächliche Netzlast hängt dagegen von Nutzung, Gleichzeitigkeit sowie der Steuerung von Ladeinfrastruktur und Batteriespeicher ab. 20 % der Kapazität des Speichers werden gezielt für die Lastspitzenkappung vorgehalten.
  Die Lastspitze ist der höchste Leistungswert, der am Netzanschluss gemessen wird. Nach ihr bemisst sich der Leistungspreis im Netzentgelt. Deshalb reserviert INOL einen Teil der Speicherkapazität gezielt dafür, diesen Wert zu begrenzen.
• Speicherdurchsatz (Jahresprognose): rund 45 bis 46 MWh geladen und rund 44 MWh entladen, hochgerechnet aus den bisherigen Werten. Die Werte sind DC-seitig (batterieseitig) gemessen, was einer Round-Trip-Effizienz von knapp 97 % entspricht. Anders als die PV-Erzeugung schwankt der Speicherdurchsatz kaum saisonal, da sich die Lade- und Entladezeitpunkte nach den Preisen am Spotmarkt richten und nicht nach der PV-Verfügbarkeit.

Der Standort bezieht Strom über ein volldynamisches Spotmarktprodukt ohne festen Arbeitspreis; das Netzentgelt liegt aktuell bei rund 11 Cent pro Kilowattstunde. Ein klassischer Vorher-Nachher-Vergleich der Energiekosten ist dadurch nicht sinnvoll möglich, zumal es den Standort vor dem Neubau nicht gab.

Noch offen, bis Messdaten über ein volles Jahr vorliegen: Gesamtstromverbrauch des Standorts und der daraus resultierende wirtschaftliche Gesamtvorteil pro Jahr.

Als vereinfachter Vergleichswert ergibt sich bei einer Jahreserzeugung von rund 150 bis 165 MWh und einem angesetzten Emissionsfaktor von 344 g CO₂ je kWh eine rechnerische CO₂-Vermeidung von rund 52 bis 57 Tonnen pro Jahr.

Das obere Stockwerk befindet sich noch im Bau, die Fertigstellung ist für Oktober 2026 geplant. Mit der geplanten Ost-West-Erweiterung um rund 100 kWp wächst die Anlage weiter und bekommt eine gleichmäßigere Erzeugungskurve über den Tag, eine gute Ausgangslage sowohl für den Eigenverbrauch als auch für die Multi-Market-Vermarktung. Parallel dazu baut INOL die Multi-Market-Vermarktung als eigenes Angebot für weitere Betriebe mit PV-Anlage und Speicher aus.

Was INOL am eigenen Standort umgesetzt hat, plant und realisiert das Unternehmen auch für Gewerbe- und Industriekunden: von der Lastganganalyse über PV und Speicher bis zu Ladeinfrastruktur, Netzanschluss, Energiemanagement und Stromvermarktung.

1. Umweltbundesamt: CO₂-Emissionen pro Kilowattstunde Strom 2025 nur leicht gesunken. Veröffentlicht am 23. März 2026, abgerufen am 15. September 2026. https://www.umweltbundesamt.de/themen/co2-emissionen-pro-kilowattstunde-strom-2025-nur