Business use cases
Business use cases
Business Use Cases - wie ein Batteriespeicher wirtschaftlich wirkt
Business Use Cases - wie ein Batteriespeicher wirtschaftlich wirkt
Business Use Cases - wie
ein Batteriespeicher
wirtschaftlich wirkt
Ein industrieller Batteriespeicher ist vor allem eines: ein Instrument, um konkrete Kostenblöcke in Ihrer Stromrechnung zu beeinflussen.
Diese Seite erklärt die fünf wichtigsten wirtschaftlichen Einsatzfälle:
Lastspitzenkappung (Peak Shaving)
Atypische Netznutzung
Eigenverbrauchsoptimierung
Time-of-Use (zeitvariable und dynamische Preise)
Arbitrage
Die Beispiele zeigen, wie diese Hebel funktionieren und welche Größenordnungen typischerweise möglich sind. In der Analyse für Ihren Standort berechnet FION, welcher Mix dieser Use Cases tatsächlich wirkt.
Ein industrieller Batteriespeicher ist vor allem eines: ein Instrument, um konkrete Kostenblöcke in Ihrer Stromrechnung zu beeinflussen.
Diese Seite erklärt die fünf wichtigsten wirtschaftlichen Einsatzfälle:
Lastspitzenkappung (Peak Shaving)
Atypische Netznutzung
Eigenverbrauchsoptimierung
Time-of-Use (zeitvariable und dynamische Preise)
Arbitrage
Die Beispiele zeigen, wie diese Hebel funktionieren und welche Größenordnungen typischerweise möglich sind. In der Analyse für Ihren Standort berechnet FION, welcher Mix dieser Use Cases tatsächlich wirkt.
1. Lastspitzenkappung (Peak Shaving)
1. Lastspitzenkappung
(Peak Shaving)
Ausgangssituation
Viele Werke haben ein relativ stabiles Lastniveau mit kurzen, hohen Leistungsspitzen, etwa wenn:
mehrere große Verbraucher gleichzeitig anlaufen
Verdichter, Öfen oder Kühlanlagen parallel starten
Schichten übergeben werden und Lasten sich überlagern
Diese wenigen Minuten mit sehr hoher Leistung bestimmen die Jahreshöchstlast und damit einen wesentlichen Teil der Leistungspreise und Netzentgelte.
Was der Speicher tut
lädt in Zeiten normaler Last
entlädt gezielt in erwarteten Spitzen
reduziert die gemessene Netzleistung in diesen Momenten
Die Lastkurve wird geglättet, die Spitzen werden abgesenkt.
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
heutige Jahreshöchstlast: 3,2 MW
Ziel: Reduktion um 400 kW auf 2,8 MW
typische Leistungspreise: z. B. 150–220 €/kW pro Jahr (Bandbreite basierend auf realen Netzentgeltblättern aus Projekten)
Jährliche Einsparung allein über Leistungspreise:
400 kW × 150 €/kW = 60.000 €/Jahr
400 kW × 220 €/kW = 88.000 €/Jahr
Zusätzliche Effekte durch andere leistungsbezogene Entgeltbestandteile sind möglich, werden aber in der Detailanalyse projektbezogen gerechnet.
Ausgangssituation
Viele Werke haben ein relativ stabiles Lastniveau mit kurzen, hohen Leistungsspitzen, etwa wenn:
mehrere große Verbraucher gleichzeitig anlaufen
Verdichter, Öfen oder Kühlanlagen parallel starten
Schichten übergeben werden und Lasten sich überlagern
Diese wenigen Minuten mit sehr hoher Leistung bestimmen die Jahreshöchstlast und damit einen wesentlichen Teil der Leistungspreise und Netzentgelte.
Was der Speicher tut
lädt in Zeiten normaler Last
entlädt gezielt in erwarteten Spitzen
reduziert die gemessene Netzleistung in diesen Momenten
Die Lastkurve wird geglättet, die Spitzen werden abgesenkt.
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
heutige Jahreshöchstlast: 3,2 MW
Ziel: Reduktion um 400 kW auf 2,8 MW
typische Leistungspreise: z. B. 150–220 €/kW pro Jahr (Bandbreite basierend auf realen Netzentgeltblättern aus Projekten)
Jährliche Einsparung allein über Leistungspreise:
400 kW × 150 €/kW = 60.000 €/Jahr
400 kW × 220 €/kW = 88.000 €/Jahr
Zusätzliche Effekte durch andere leistungsbezogene Entgeltbestandteile sind möglich, werden aber in der Detailanalyse projektbezogen gerechnet.
2. Atypische Netznutzung
2. Atypische Netznutzung
Regulatorischer Hintergrund
In Deutschland können stromintensive Unternehmen nach § 19 StromNEV individuelle Netzentgelte beantragen, wenn sie das Netz in den vom Netzbetreiber definierten Hochlastzeiten entlasten. Man spricht von atypischer Netznutzung.
In der Praxis können so - je nach Konstellation - Teile der allgemeinen Netzentgelte deutlich reduziert werden, in Einzelfällen bis in den Bereich von mehreren zehntausend bis einigen hunderttausend Euro pro Jahr.
Rolle des Speichers
der Speicher reduziert gezielt Last in Hochlastzeitfenstern
die Produktion kann weitgehend unverändert weiterlaufen
das resultierende Lastprofil nähert sich den Kriterien für atypische Netznutzung an
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
heutige Netzentgelte: 800.000 €/Jahr
konservatives Szenario: 25–40 % Reduktion durch atypische Netznutzung
Einsparung:
25 %: 200.000 €/Jahr
40 %: 320.000 €/Jahr
Ob diese Größenordnung erreichbar ist, hängt von Netzgebiet, Lastprofil, Branche und rechtlichen Voraussetzungen ab. In der FION Analyse wird dieser Use Case immer auf Basis Ihrer echten Lastgänge und der Regeln Ihres Netzbetreibers bewertet.
Regulatorischer Hintergrund
In Deutschland können stromintensive Unternehmen nach § 19 StromNEV individuelle Netzentgelte beantragen, wenn sie das Netz in den vom Netzbetreiber definierten Hochlastzeiten entlasten. Man spricht von atypischer Netznutzung.
In der Praxis können so - je nach Konstellation - Teile der allgemeinen Netzentgelte deutlich reduziert werden, in Einzelfällen bis in den Bereich von mehreren zehntausend bis einigen hunderttausend Euro pro Jahr.
Rolle des Speichers
der Speicher reduziert gezielt Last in Hochlastzeitfenstern
die Produktion kann weitgehend unverändert weiterlaufen
das resultierende Lastprofil nähert sich den Kriterien für atypische Netznutzung an
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
heutige Netzentgelte: 800.000 €/Jahr
konservatives Szenario: 25–40 % Reduktion durch atypische Netznutzung
Einsparung:
25 %: 200.000 €/Jahr
40 %: 320.000 €/Jahr
Ob diese Größenordnung erreichbar ist, hängt von Netzgebiet, Lastprofil, Branche und rechtlichen Voraussetzungen ab. In der FION Analyse wird dieser Use Case immer auf Basis Ihrer echten Lastgänge und der Regeln Ihres Netzbetreibers bewertet.
3. Eigenverbrauchsoptimierung
3. Eigenverbrauchs-
optimierung
3. Eigenverbrauchs-
optimierung
Ausgangssituation
Viele Standorte verfügen bereits über eigene Erzeugung, zum Beispiel:
PV-Anlagen auf Dächern oder Freiflächen
KWK-Anlagen (Strom und Wärme)
Typisches Muster:
Mittags erzeugt die PV deutlich mehr Strom als aktuell verbraucht wird
ein Teil dieses Stroms wird mit vergleichsweise niedriger Vergütung ins Netz eingespeist
gleichzeitig liegt der Strombezugspreis deutlich höher als die Einspeisevergütung
Was der Speicher tut
nimmt überschüssigen PV- oder KWK-Strom auf
stellt ihn später zu Zeiten zur Verfügung, in denen
der Netzstrom teurer ist oder
andere Use Cases (z. B. Peak Shaving) unterstützt werden
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
PV-Erzeugung: 4 GWh/Jahr
heute: 50 % Eigenverbrauch, 50 % Einspeisung
mit Speicher: Erhöhung der Eigenverbrauchsquote von 50 % auf 70 %
zusätzliche Eigenverbrauchsmenge: 20 % von 4 GWh = 0,8 GWh = 800.000 kWh
Netzstrompreis: 18 ct/kWh
Einspeisevergütung: 6 ct/kWh
Mehrwert pro zusätzlich selbst genutzter kWh: 18 ct - 6 ct = 12 ct
Jährlicher Effekt:
800.000 kWh × 0,12 €/kWh = 96.000 €/Jahr
Die tatsächlichen Werte hängen von Ihrem Tarif, Ihrer Erzeugungsanlage und Ihrem Lastprofil ab. In der FION Simulation werden diese Parameter konkret hinterlegt.
Ausgangssituation
Viele Standorte verfügen bereits über eigene Erzeugung, zum Beispiel:
PV-Anlagen auf Dächern oder Freiflächen
KWK-Anlagen (Strom und Wärme)
Typisches Muster:
Mittags erzeugt die PV deutlich mehr Strom als aktuell verbraucht wird
ein Teil dieses Stroms wird mit vergleichsweise niedriger Vergütung ins Netz eingespeist
gleichzeitig liegt der Strombezugspreis deutlich höher als die Einspeisevergütung
Was der Speicher tut
nimmt überschüssigen PV- oder KWK-Strom auf
stellt ihn später zu Zeiten zur Verfügung, in denen
der Netzstrom teurer ist oder
andere Use Cases (z. B. Peak Shaving) unterstützt werden
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
PV-Erzeugung: 4 GWh/Jahr
heute: 50 % Eigenverbrauch, 50 % Einspeisung
mit Speicher: Erhöhung der Eigenverbrauchsquote von 50 % auf 70 %
zusätzliche Eigenverbrauchsmenge: 20 % von 4 GWh = 0,8 GWh = 800.000 kWh
Netzstrompreis: 18 ct/kWh
Einspeisevergütung: 6 ct/kWh
Mehrwert pro zusätzlich selbst genutzter kWh: 18 ct - 6 ct = 12 ct
Jährlicher Effekt:
800.000 kWh × 0,12 €/kWh = 96.000 €/Jahr
Die tatsächlichen Werte hängen von Ihrem Tarif, Ihrer Erzeugungsanlage und Ihrem Lastprofil ab. In der FION Simulation werden diese Parameter konkret hinterlegt.
4. Time-of-Use und dynamische Preise
4. Time-of-Use und dynamische Preise
Ausgangssituation
Viele Industrieunternehmen beschaffen Strom heute nicht mehr zu einem einheitlichen Arbeitspreis, sondern nutzen professionelle Beschaffungsstrategien, zum Beispiel:
strukturierte Beschaffung in Tranchen
Portfoliobeschaffung mit Termin- und Spotmarktanteilen
Verträge mit starker Kopplung an Börsenpreise (Day-Ahead, Intraday)
Modelle mit klar getrennten Hoch- und Niedertarifzeiten
Gemeinsam ist all diesen Modellen:
Es gibt deutliche Unterschiede zwischen „günstigen“ und „teuren“ Stunden. Hinter-dem-Zähler-Speicher können genau diese Preisstruktur systematisch nutzen.
Was der Speicher tut
lädt in Stunden mit niedrigen Preisen, zum Beispiel
bei hoher Wind- oder PV-Einspeisung im System
in vertraglich definierten Niedrigtarif- oder Spotpreisphasen
entlädt in Stunden mit hohen Preisen, um den teuren Bezug aus dem Netz zu reduzieren
koordiniert diesen Einsatz mit anderen Use Cases (Peak Shaving, Eigenverbrauch, atypische Netznutzung), damit sich die Effekte sinnvoll ergänzen
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
durchschnittlicher Preisunterschied zwischen „günstigen“ und „teuren“ Stunden im Beschaffungsportfolio: 8–12 ct/kWh
der Speicher verschiebt im Mittel 1,5 MWh/Tag von teuren in günstige Stunden
Jahresmenge: 1,5 MWh/Tag × 365 Tage = 547,5 MWh = 547.500 kWh
Jährlicher Effekt:
bei 8 ct/kWh: ca. 43.800 €/Jahr
bei 12 ct/kWh: ca. 65.700 €/Jahr
In der Analyse prüft FION, wie Ihre aktuellen Lieferverträge und Beschaffungsstrategien aufgebaut sind, ob solche Zeitpreisunterschiede tatsächlich nutzbar sind und in welcher Größenordnung sich realistisch Effekte ergeben.
Ausgangssituation
Viele Industrieunternehmen beschaffen Strom heute nicht mehr zu einem einheitlichen Arbeitspreis, sondern nutzen professionelle Beschaffungsstrategien, zum Beispiel:
strukturierte Beschaffung in Tranchen
Portfoliobeschaffung mit Termin- und Spotmarktanteilen
Verträge mit starker Kopplung an Börsenpreise (Day-Ahead, Intraday)
Modelle mit klar getrennten Hoch- und Niedertarifzeiten
Gemeinsam ist all diesen Modellen:
Es gibt deutliche Unterschiede zwischen „günstigen“ und „teuren“ Stunden. Hinter-dem-Zähler-Speicher können genau diese Preisstruktur systematisch nutzen.
Was der Speicher tut
lädt in Stunden mit niedrigen Preisen, zum Beispiel
bei hoher Wind- oder PV-Einspeisung im System
in vertraglich definierten Niedrigtarif- oder Spotpreisphasen
entlädt in Stunden mit hohen Preisen, um den teuren Bezug aus dem Netz zu reduzieren
koordiniert diesen Einsatz mit anderen Use Cases (Peak Shaving, Eigenverbrauch, atypische Netznutzung), damit sich die Effekte sinnvoll ergänzen
Beispielrechnung (vereinfachte Annahme)
durchschnittlicher Preisunterschied zwischen „günstigen“ und „teuren“ Stunden im Beschaffungsportfolio: 8–12 ct/kWh
der Speicher verschiebt im Mittel 1,5 MWh/Tag von teuren in günstige Stunden
Jahresmenge: 1,5 MWh/Tag × 365 Tage = 547,5 MWh = 547.500 kWh
Jährlicher Effekt:
bei 8 ct/kWh: ca. 43.800 €/Jahr
bei 12 ct/kWh: ca. 65.700 €/Jahr
In der Analyse prüft FION, wie Ihre aktuellen Lieferverträge und Beschaffungsstrategien aufgebaut sind, ob solche Zeitpreisunterschiede tatsächlich nutzbar sind und in welcher Größenordnung sich realistisch Effekte ergeben.
5. Arbitrage
5. Arbitrage
Prinzip
Arbitrage bedeutet, einen Batteriespeicher aktiv in Strom- und Regelenergiemärkten einzusetzen, um Preisunterschiede gezielt zu monetarisieren. Im Fokus stehen dabei zum Beispiel:
Spot- und Day-Ahead-Markt
Intraday-Markt
ausgewählte Regelenergiemärkte, sofern technisch und regulatorisch möglich
Der Speicher wird dabei so disponiert, dass er in Stunden mit sehr niedrigen Preisen geladen und in Stunden mit hohen Preisen oder Knappheitssituationen genutzt oder vermarktet wird.
In der Praxis erfolgt das in der Regel über einen Energiehändler oder Direktvermarkter, der den Speicher in definierte Marktprozesse einbindet und für den Kunden einen monatlichen oder quartalsweisen Umsatzstrom generiert.
Einordnung im Gesamtbild
Arbitrage ist eine zusätzliche Erlösquelle neben den standortbezogenen Einsparungen
in vielen Projekten bilden Peak Shaving, atypische Netznutzung und Eigenverbrauchsoptimierung den Kern des Business Case
Arbitrage kann diesen Kern wirtschaftlich deutlich verstärken, sollte aber regulatorisch, vertraglich und technisch sauber strukturiert sein
In der FION Betrachtung wird Arbitrage deshalb als ergänzender Hebel geführt: Erst werden die klassischen industriellen Use Cases gegen Ihre Standortdaten gerechnet, anschließend wird geprüft, ob und in welchem Umfang ein Einsatz in Spot-, Day-Ahead-, Intraday- oder Regelenergiemärkten sinnvoll und umsetzbar ist.
Prinzip
Arbitrage bedeutet, einen Batteriespeicher aktiv in Strom- und Regelenergiemärkten einzusetzen, um Preisunterschiede gezielt zu monetarisieren. Im Fokus stehen dabei zum Beispiel:
Spot- und Day-Ahead-Markt
Intraday-Markt
ausgewählte Regelenergiemärkte, sofern technisch und regulatorisch möglich
Der Speicher wird dabei so disponiert, dass er in Stunden mit sehr niedrigen Preisen geladen und in Stunden mit hohen Preisen oder Knappheitssituationen genutzt oder vermarktet wird.
In der Praxis erfolgt das in der Regel über einen Energiehändler oder Direktvermarkter, der den Speicher in definierte Marktprozesse einbindet und für den Kunden einen monatlichen oder quartalsweisen Umsatzstrom generiert.
Einordnung im Gesamtbild
Arbitrage ist eine zusätzliche Erlösquelle neben den standortbezogenen Einsparungen
in vielen Projekten bilden Peak Shaving, atypische Netznutzung und Eigenverbrauchsoptimierung den Kern des Business Case
Arbitrage kann diesen Kern wirtschaftlich deutlich verstärken, sollte aber regulatorisch, vertraglich und technisch sauber strukturiert sein
In der FION Betrachtung wird Arbitrage deshalb als ergänzender Hebel geführt: Erst werden die klassischen industriellen Use Cases gegen Ihre Standortdaten gerechnet, anschließend wird geprüft, ob und in welchem Umfang ein Einsatz in Spot-, Day-Ahead-, Intraday- oder Regelenergiemärkten sinnvoll und umsetzbar ist.
Kombination der Use Cases und Wirkung auf die Amortisation
Kombination der Use Cases und Wirkung auf die Amortisation
In der Praxis wirken diese Use Cases selten isoliert. Ein Speicher kann zum Beispiel:
in bestimmten Stunden Lastspitzen kappen
gleichzeitig PV-Überschüsse aufnehmen
und zusätzlich Preissignale aus dem Tarif berücksichtigen
Studien und Praxisprojekte zeigen, dass Multi-Use-Strategien die Wirtschaftlichkeit von Speichern deutlich verbessern können, weil dieselbe Hardware mehrere Ertrags- und Einsparpfade bedient.
Beispielhafte kombinierte Größenordnung (rein illustrativ)
Für einen Standort mit:
Peak Shaving Effekt: 60.000–80.000 €/Jahr
Eigenverbrauchsoptimierung: ca. 90.000–100.000 €/Jahr
Time-of-Use Optimierung: 40.000–60.000 €/Jahr
ergibt sich eine kombinierte Größenordnung von z. B. 150.000–220.000 €/Jahr, wenn Synergien und Überlappungen berücksichtigt werden.
Bei einem Investitionsvolumen im Bereich von 600.000–900.000 € würden daraus grob statische Amortisationszeiten von 3–6 Jahren resultieren. Die konkrete Berechnung erfolgt in der FION Analyse auf Basis Ihrer Projektdaten (Invest, Betriebskosten, Tarife, Netzentgelte, Nutzungshäufigkeit).
In der Praxis wirken diese Use Cases selten isoliert. Ein Speicher kann zum Beispiel:
in bestimmten Stunden Lastspitzen kappen
gleichzeitig PV-Überschüsse aufnehmen
und zusätzlich Preissignale aus dem Tarif berücksichtigen
Studien und Praxisprojekte zeigen, dass Multi-Use-Strategien die Wirtschaftlichkeit von Speichern deutlich verbessern können, weil dieselbe Hardware mehrere Ertrags- und Einsparpfade bedient.
Beispielhafte kombinierte Größenordnung (rein illustrativ)
Für einen Standort mit:
Peak Shaving Effekt: 60.000–80.000 €/Jahr
Eigenverbrauchsoptimierung: ca. 90.000–100.000 €/Jahr
Time-of-Use Optimierung: 40.000–60.000 €/Jahr
ergibt sich eine kombinierte Größenordnung von z. B. 150.000–220.000 €/Jahr, wenn Synergien und Überlappungen berücksichtigt werden.
Bei einem Investitionsvolumen im Bereich von 600.000–900.000 € würden daraus grob statische Amortisationszeiten von 3–6 Jahren resultieren. Die konkrete Berechnung erfolgt in der FION Analyse auf Basis Ihrer Projektdaten (Invest, Betriebskosten, Tarife, Netzentgelte, Nutzungshäufigkeit).
Wie FION die Use Cases für Sie steuert
Wie FION die Use Cases für Sie steuert
Die fünf Use Cases sind für Sie kein Baukasten, den Sie selbst konfigurieren müssen. Sie sind die Bausteine, mit denen FION Ihren Speicher wirtschaftlich optimiert.
In der Analysephase ermittelt FION auf Basis Ihrer Lastgänge, Tarife, Netzentgelte und Verträge:
welche Use Cases an Ihrem Standort technisch, vertraglich und regulatorisch möglich sind
wie stark diese Use Cases voraussichtlich wirken
welche Speichergröße und -konfiguration diese Effekte am besten erschließt
Im laufenden Betrieb übernimmt die FION Software die Steuerung:
sie bewertet in kurzen Zeitabständen, ob der Speicher gerade besser für Peak Shaving, atypische Netznutzung, Eigenverbrauch, Time-of-Use oder Arbitrage eingesetzt wird
sie berücksichtigt technische Grenzen (Leistung, Kapazität, Ladezustände) und wirtschaftliche Effekte gleichzeitig
sie passt die Strategie automatisch an, wenn sich Lastprofile, Erzeugung oder Marktbedingungen ändern
Für Ihr Team bedeutet das:
Die fünf Use Cases sind für Sie kein Baukasten, den Sie selbst konfigurieren müssen. Sie sind die Bausteine, mit denen FION Ihren Speicher wirtschaftlich optimiert.
In der Analysephase ermittelt FION auf Basis Ihrer Lastgänge, Tarife, Netzentgelte und Verträge:
welche Use Cases an Ihrem Standort technisch, vertraglich und regulatorisch möglich sind
wie stark diese Use Cases voraussichtlich wirken
welche Speichergröße und -konfiguration diese Effekte am besten erschließt
Im laufenden Betrieb übernimmt die FION Software die Steuerung:
sie bewertet in kurzen Zeitabständen, ob der Speicher gerade besser für Peak Shaving, atypische Netznutzung, Eigenverbrauch, Time-of-Use oder Arbitrage eingesetzt wird
sie berücksichtigt technische Grenzen (Leistung, Kapazität, Ladezustände) und wirtschaftliche Effekte gleichzeitig
sie passt die Strategie automatisch an, wenn sich Lastprofile, Erzeugung oder Marktbedingungen ändern
Für Ihr Team bedeutet das:
FION bestimmt und fährt die beste Kombination von Use Cases fortlaufend im Hintergrund.
Sie müssen keine Einsatzstrategien definieren, sondern sehen in Dashboards und Reports, welche Einsparungen und Effekte der Speicher tatsächlich liefert.
FION bestimmt und fährt die beste Kombination von Use Cases fortlaufend im Hintergrund.
Sie müssen keine Einsatzstrategien definieren, sondern sehen in Dashboards und Reports, welche Einsparungen und Effekte der Speicher tatsächlich liefert.