Hof Barrl ist ein Restaurant mit Saalbetrieb und angeschlossenem Hotel. Vor dem Bau der Anlage bezog der Betrieb seinen Strom vollständig aus dem Netz.

Für die Planung hat die INOL GmbH den Lastgang eines ganzen Referenzjahres ausgewertet. Die Viertelstundenwerte zeigen einen Jahresverbrauch von 45.881 kWh. Die höchste gemessene Viertelstundenleistung lag bei 51,9 kW.

Aus diesen beiden Werten lässt sich die Jahresbenutzungsdauer berechnen. Dafür wird der Jahresverbrauch durch die höchste gemessene Leistung geteilt. Bei Hof Barrl ergeben 45.881 kWh geteilt durch 51,9 kW rund 884 Stunden. Die Kennzahl zeigt, wie stark die höchste Leistung im Verhältnis zum gesamten Stromverbrauch ins Gewicht fällt und ob es sinnvoll ist, die Netzentgelte genauer zu prüfen.

Mit rund 884 Stunden liegt Hof Barrl im unteren Benutzungsdauerbereich. Gleichzeitig verteilt sich der Strombedarf über viele Stunden des Tages. Küche, Gaststube, Saal und Hotel brauchen vormittags wie abends Energie. Für die Planung waren deshalb nicht nur die Leistungsspitzen wichtig, sondern auch die Frage, wann der Strom im Betrieb gebraucht wird.

Ein Standardkonzept hätte zu diesem Betrieb nicht gepasst. Entscheidend war deshalb, die einzelnen Bausteine gemeinsam zu betrachten.

Die Photovoltaikanlage sollte möglichst gut zum gemessenen Lastprofil passen. Die Verteilung auf Ost- und Westdach sorgt dafür, dass sich die Erzeugung breiter über den Tag verteilt.

Der Speicher sollte den Eigenverbrauch erhöhen und zugleich die technische Grundlage dafür schaffen, ausgewählte Verbraucher bei einem Netzausfall weiterzuversorgen.

Auch die bestehende Abrechnung beim Netzbetreiber gehörte zur Prüfung. Bei einer niedrigen Jahresbenutzungsdauer fällt der Leistungspreis stärker ins Gewicht. Deshalb wurde untersucht, wie sich unterschiedliche Abrechnungsmodelle im konkreten Fall auswirken.

Zusätzlich wurden die Voraussetzungen für zeitvariable Netzentgelte nach § 14a EnWG betrachtet.

Grundlage des Konzepts sind die Ertragssimulation und der gemessene Lastgang. Darauf aufbauend hat die INOL GmbH Erzeugung, Speicherung, Verbrauch und Netzentgelt gemeinsam geplant und geprüft.

• Photovoltaik mit 29,92 kWp auf zwei Dachflächen und insgesamt 68 Modulen mit je 440 Wp. Auf dem Ostdach des Saals liegen 42 Module mit 18,48 kWp (Ausrichtung 90°, Neigung 20°). Auf dem Westdach der Gaststube liegen 26 Module mit 11,44 kWp (Ausrichtung 270°, Neigung 22°).
• Batteriespeicher mit 41,9 kWh von FoxESS in Lithium-Eisenphosphat-Technik. Der Speicher ist auf der Gleichstromseite an einen FoxESS H3 PRO Hybridwechselrichter mit 30 kW angebunden.
• Energiemanagementsystem (EMS) für das Zusammenspiel von Erzeugung, Speicher und Verbrauchern. Das EMS ist die technische Grundlage für den Eigenverbrauch, die Notstromfunktion und zeitvariable Netzentgelte.
• Intelligentes Messsystem (iMSys) als technische Voraussetzung für die Nutzung zeitvariabler Netzentgelte.
• Prüfung einer Abrechnung ohne Leistungsmessung als Alternative zur bisherigen registrierenden Leistungsmessung (RLM).

Die technische Auslegung sieht keine Ersatzstromversorgung des gesamten Betriebs vor. In Verbindung mit einem geeigneten Lastumschalter können stattdessen festgelegte, vorrangige Verbraucher versorgt werden. Der Lastumschalter ist laut Auftragsbestätigung optional buchbar.

1. Lastgang analysieren. Statt mit pauschalen Verbrauchsannahmen zu arbeiten, hat die INOL GmbH ein vollständiges Jahr mit Viertelstundenwerten ausgewertet. So wurden Jahresverbrauch, Verbrauchsverlauf und Leistungsspitzen sichtbar.
2. Ertrag und Eigenverbrauch simulieren. Auf Basis der Dachflächen, ihrer Ausrichtung und des gemessenen Lastprofils wurden Ertrag, Eigenverbrauch und Einspeisung berechnet.
3. Speicher und Wechselrichter auslegen. Kapazität und Leistung wurden auf den Betrieb und die gewünschte Nutzung abgestimmt.
4. Wirtschaftlichkeit betrachten. Investition, Rendite, Amortisation und Stromgestehungskosten wurden in der Wirtschaftlichkeitsanalyse der Anlagendokumentation berechnet.
5. Netzentgelte prüfen. Zusätzlich wurde untersucht, wie sich eine Abrechnung ohne Leistungsmessung und die Nutzung zeitvariabler Netzentgelte im konkreten Projekt auswirken.

Die Simulation für die gebaute Anlage mit Speicher erwartet einen Jahresertrag von 24.859 kWh. Davon werden rechnerisch 21.118 kWh im Betrieb selbst genutzt. 3.741 kWh gehen ins Netz.

Bei einem simulierten Jahresverbrauch von 45.930 kWh deckt Hof Barrl damit rechnerisch 46,0 Prozent seines Strombedarfs mit Strom aus der eigenen Photovoltaikanlage und dem Speicher. Dieser Anteil wird als Autarkiegrad bezeichnet.

Die CO₂-Angabe basiert auf dem prognostizierten Jahresertrag von 24.859 kWh und einem Emissionsfaktor des deutschen Strommixes von 344 g/kWh für 2025, den das Umweltbundesamt für 2025 ausweist.

Die Wirtschaftlichkeitskennzahlen beruhen auf den Annahmen der Anlagendokumentation. Sie beschreiben die dort berechnete Wirtschaftlichkeit des Projekts und sind keine Rendite- oder Einspargarantie.

Die gemessenen Werte zeigen, wie sich die Anlage im laufenden Betrieb entwickelt. Für die Hochrechnung auf das volle Jahr wurden die zweite Septemberhälfte sowie Oktober bis Dezember mit Monatswerten des ersten Betriebsjahres ergänzt.

Bis Mitte September 2026 wurden 22.195 kWh Solarstrom erzeugt. Das entspricht 89,3 Prozent der simulierten Jahresprognose. Die Hochrechnung auf das volle Jahr ergibt rund 24.899 kWh. Damit liegt sie nahezu auf der simulierten Jahresprognose von 24.859 kWh.

Das Monitoring-Portal weist zusätzlich einen eigenen Soll-Wert von 115,23 Prozent aus. Dieser Wert bezieht sich auf einen im Portal hinterlegten Zwischenstand zum Stichtag und ist mit der Jahresprognose nicht unmittelbar vergleichbar.

Von 22.194,91 kWh erzeugtem Solarstrom hat Hof Barrl bis zum Stichtag 17.823,40 kWh selbst genutzt. Der gemessene Eigenverbrauchsanteil liegt damit bei 80,3 Prozent.

Vom gesamten Stromverbrauch stammten 43,3 Prozent direkt aus der PV-Anlage. Weitere 20,1 Prozent kamen aus dem Speicher. 36,5 Prozent wurden aus dem Netz bezogen.

Der hochgerechnete Jahresverbrauch liegt bei rund 40.802 kWh. Eine zweite Berechnung über die Saisonalität des Lastgangs kommt auf rund 41.224 kWh. Die Abweichung zwischen beiden Ansätzen beträgt 1,0 Prozent.

Bei der bisherigen registrierenden Leistungsmessung (RLM) setzt sich das Netzentgelt aus einem Arbeitspreis in ct/kWh und einem Jahresleistungspreis in € je kW Jahreshöchstleistung zusammen (§ 17 Abs. 2 StromNEV).

Für den Leistungspreis ist die maßgebliche Leistungsspitze entscheidend. In der folgenden Modellrechnung wird für alle drei Szenarien unverändert die im Referenzjahr gemessene Höchstleistung von 51,9 kW angesetzt.

Das ist bei Hof Barrl relevant, weil die Jahresbenutzungsdauer mit rund 884 Stunden vergleichsweise niedrig ist. Ein fester leistungsabhängiger Kostenblock verteilt sich damit auf eine verhältnismäßig geringe Strommenge.

Das hier zugrunde gelegte Preisblatt für Entnahmestellen in der Niederspannung mit bis zu 100.000 kWh Jahresentnahme sieht bei einer Abrechnung ohne registrierende Leistungsmessung keinen Jahresleistungspreis vor. Diese Abrechnung wird verbreitet als Standardlastprofil (SLP) bezeichnet. Berechnet werden stattdessen ein Arbeitspreis (§ 17 Abs. 6 StromNEV) und ein monatlicher Grundpreis (§ 17 Abs. 6 Satz 2 StromNEV).

Grundlage ist das Preisblatt der Stadtwerke Schneverdingen-Neuenkirchen GmbH für die Niederspannung und den Benutzungsdauerbereich unter 2.500 Stunden, netto ohne Konzessionsabgabe und Umlagen.

Für die Abrechnung mit registrierender Leistungsmessung (RLM) wurden ein Leistungspreis von 32,78 Euro je kW im Jahr und ein Arbeitspreis von 7,05 ct/kWh angesetzt.

Für die Abrechnung ohne Leistungsmessung (SLP) wurden ein Arbeitspreis von 6,50 ct/kWh und ein Grundpreis von 84 Euro im Jahr angesetzt.

Weil der bis Mitte September gemessene Netzbezug nur einen Teil des Jahres abbildet, betrachtet die Modellrechnung drei unterschiedliche Hochrechnungen.

Unter den verwendeten Preis- und Leistungsannahmen liegt die rechnerische Differenz in allen drei Szenarien zwischen rund 2.057 und 2.111 Euro pro Jahr.

Szenario C berücksichtigt gemessene Herbst- und Winterwerte aus dem ersten Betriebsjahr. Hier beträgt die rechnerische Differenz rund 2.087 Euro.

Bei der für die Modellrechnung konstant angesetzten Leistung von 51,9 kW beträgt allein der Leistungspreis bei RLM rund 1.701 Euro pro Jahr. Das erklärt, warum die Netzentgeltstruktur bei diesem Lastprofil ein wichtiger Teil der Betrachtung ist. Der Leistungspreis fällt stärker ins Gewicht als die genaue Höhe des Netzbezugs.

Neben der Prüfung der bisherigen Abrechnung wurde bei Hof Barrl auch die Nutzung zeitvariabler Netzentgelte betrachtet.

Für steuerbare Verbrauchseinrichtungen sieht § 14a EnWG reduzierte Netzentgelte vor. Für die Nutzung des zeitvariablen Moduls müssen die technischen und vertraglichen Voraussetzungen erfüllt sein. Dazu gehören unter anderem ein intelligentes Messsystem und eine Marktlokation ohne registrierende Leistungsmessung.

Ein Stromspeicher mit mehr als 4,2 kW Netzanschlussleistung in der Niederspannung zählt beim Laden zu den steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (BK6-22-300, Anlage 1, Ziffer 2.4.1 d). Im Gegenzug für die netzorientierte Steuerung durch den Netzbetreiber erhält der Betrieb eine pauschale Reduzierung des Netzentgelts, das Modul 1 (BK8-22/010-A, Tenor Ziffer 1). Laut Preisblatt beträgt sie 115,98 € netto im Jahr.

Ergänzend zu Modul 1 lässt sich ein zeitvariables Netzentgelt wählen, das Modul 3 (BK8-22/010-A, Tenor Ziffer 3 a). Modul 3 setzt ein intelligentes Messsystem voraus und steht nur Marktlokationen ohne registrierende Leistungsmessung offen (BK8-22/010-A, Tenor Ziffer 3 e, Rn. 120). Die Umstellung auf SLP ist damit zugleich die Voraussetzung für Modul 3.

Nach dem zugrunde gelegten Preisblatt gibt es drei Tarifstufen mit unterschiedlichen Netzentgelten. Im ersten und vierten Quartal beträgt das Netzentgelt nachts 1,22 ct/kWh, im Standardzeitraum 6,50 ct/kWh und in der Hochlastzeit 13,00 ct/kWh.

Damit entstehen Zeitfenster mit einem niedrigeren Netzentgelt. Bei einer passenden Betriebsstrategie lässt sich die Speicherladung gezielt in solche Zeiträume legen, wenn nicht genügend Solarstrom zur Verfügung steht.

Die technische Vorbereitung für Modul 3 ist im Projekt vorgesehen. Eine Abrechnung des Netzbetreibers auf dieser Grundlage liegt bisher nicht vor.

Für die weitere Umsetzung sind mehrere Punkte entscheidend.

• Netzbetreiber und Stromlieferant müssen die Umstellung der Abrechnung und die Aktivierung von Modul 3 bestätigen.
• Der tatsächliche Netzbezug und die Lastspitzen bleiben auch im weiteren Betrieb wichtige Größen.
• Für eine Ersatzstromversorgung ausgewählter Verbraucher wird ein geeigneter Lastumschalter benötigt.
• Der Zählerschrank ist für das System anschlussfertig vorbereitet.

Bei Hof Barrl wurden Anlagenplanung und Netzentgeltprüfung von Anfang an gemeinsam betrachtet. Grundlage dafür war der gemessene Lastgang des Betriebs.

Bis Mitte September 2026 wurden rund 89 Prozent der simulierten Jahresprognose erzeugt. Die Hochrechnung auf das volle Jahr liegt mit rund 24.900 kWh nahezu auf der Prognose von 24.859 kWh.

Auch bei den Netzentgelten zeigt die Modellrechnung einen deutlichen Unterschied zwischen den betrachteten Abrechnungsformen. Unter den verwendeten Annahmen liegt die rechnerische Differenz in den drei Szenarien zwischen rund 2.057 und 2.111 Euro pro Jahr.

Bei Betrieben mit Verbrauch über viele Stunden des Tages und niedriger Jahresbenutzungsdauer ist die Netzentgeltstruktur neben Photovoltaik und Speicher deshalb ein wichtiger Prüfpunkt.

Hof Barrl zeigt, welchen Unterschied diese gemeinsame Betrachtung im konkreten Projekt macht.

Alle Angaben stützen sich auf die folgenden Quellen, letzte Prüfung 17. September 2026.

1. Bundesministerium der Justiz. Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), § 17 und Anlage 4. Zuletzt geändert durch Artikel 3 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023. https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev/BJNR222500005.html
2. Bundesnetzagentur. Festlegung BK8-22/010-A, Netzentgeltreduzierung nach § 14a EnWG. 23. November 2023. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK8-GZ/2022/2022_4-Steller/BK8-22-0010/BK8-22-0010-A_Festlegung.html
3. Bundesnetzagentur. Festlegung BK6-22-300, netzorientierte Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen, Anlage 1. 27. November 2023. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2022/BK6-22-300/Beschluss/BK6-22-300_Beschluss_Anlage1.pdf?__blob=publicationFile&v=1
4. Bundesministerium der Justiz. Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), § 14a. Zuletzt geändert durch Artikel 8 Absatz 6 des Gesetzes vom 23. Juli 2026. https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/BJNR197010005.html
5. Umweltbundesamt. Strom- und Wärmeversorgung in Zahlen. Emissionsfaktor Strommix 2025.
   https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/energieversorgung/strom-waermeversorgung-in-zahlen
6. Stadtwerke Schneverdingen-Neuenkirchen GmbH. Preisblatt Netznutzung Strom. Aktuell gültige Fassung.
7. INOL GmbH. Projektdaten Hof Barrl, Auftragsbestätigungen AB1388 und AB1446, Anlagendokumentation mit Wirtschaftlichkeitsanalyse, Monitoring-Auswertung der Anlage und Lastgang des Betriebs.
   Stand Mitte September 2026. Nicht öffentlich.

Rechts- und Datenstand September 2026.