24.09.2026

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Ein Speicher, alle Erlöse: MiSpeL-konform gerechnet
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Dieselflotte auf E-Trucks umstellen: BESS vermeidet Netzausbau
Use Case

Dieselflotte auf E-Trucks umstellen: BESS vermeidet Netzausbau

Dieselflotte auf E-Trucks umstellen, ohne den Netzanschluss zu erweitern: Wie ein 229 kWh BESS den Ausbau überflüssig macht – und dynamischer Strombezug die Rendite auf 30% treibt.

Use Case Eckdaten

30,3%

Rendite

3,4 J.

Amortisation

-64%

lfd. Kosten

-43%

CO₂ Emissionen

Ein Logistikstandort in Bochum betreibt eine Dieselflotte mit einem jährlichen Kraftstoffverbrauch von 2.347 MWh Diesel/a und einem Netzanschluss von 368,4 kW (Stadtwerke Bochum). Ziel: Vollständige Umstellung auf E-Trucks – ohne teuren Netzausbau.

Methodik

In minimum energy wurden fünf Szenarien modelliert und direkt verglichen – vom Status Quo bis zur vollintegrierten Lösung mit Speicher, dynamischem Tarif und PV.

1. Bestand | Diesel-Flotte (Status Quo)
Ausgangslage: 1.187 MWh/a Strombedarf, 2.347 MWh/a Diesel. Laufende Kosten: 1.192.737 €/Jahr, Emissionen: 1.104.000 kg CO₂/Jahr.

2. Umstellung auf E-Fahrzeuge (ohne Speicher)
Der Netzanschluss reicht nicht: Er muss auf 414,9 kW erweitert werden. Investition: 2.500.000 €. Laufende Kosten: 525.814 €/Jahr (-56%). Amortisation: 3,7 Jahre, Rendite: 27,8%/Jahr.

3. E-Fahrzeuge + NAP-Begrenzung (229,6 kWh BESS)
Ein Batteriespeicher begrenzt die Netzanschlussleistung – der Netzanschluss bleibt bei 368,4 kW, kein Ausbau nötig. Investition: 2.565.788 €. Laufende Kosten: 524.552 €/Jahr (-56%). Amortisation: 3,8 Jahre, Rendite: 27,1%/Jahr.

4. E-Fahrzeuge + NAP-Begrenzung + dynamischer Strombezug (302,8 kWh BESS)
Der Speicher wird zusätzlich für Day-Ahead-Arbitrage genutzt – die optimale Speichergröße steigt auf 302,8 kWh. Investition: 2.586.284 €. Laufende Kosten: 435.024 €/Jahr (-64%). Amortisation: 3,4 Jahre, Rendite: 30,3%/Jahr – das wirtschaftliche Optimum.

5. E-Fahrzeuge + dyn. Strombezug + PV (204,5 kWh BESS + 750 kWp)
Photovoltaik ergänzt das System: Autarkie 35%, Eigenverbrauch 92%, Stromverkauf 51 MWh/a. Investition: 3.046.254 €. Laufende Kosten: 360.314 €/Jahr (-70%). Amortisation: 3,6 Jahre, Rendite: 28,2%/Jahr. CO₂-Emissionen: -43% auf 630.000 kg/Jahr.

Ergebnis

Der entscheidende Hebel: Ein 229,6 kWh Speicher (NAP-Begrenzung) macht die Netzanschlusserweiterung überflüssig – bei nahezu identischen Kosten wie die Variante ohne Speicher. Wer zusätzlich dynamischen Strombezug integriert, erreicht das wirtschaftliche Optimum: Amortisation in 3,4 Jahren, Rendite 30,3%/Jahr.

Der Case zeigt: Flottenumstellung ohne Speicherauslegung ist unvollständig. minimum energy rechnet alle Szenarien in Minuten durch – mit echten Netzentgelten, echten Lastprofilen und echten Investitionskosten.

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So kannst du es rechnen:

Use Cases

Was unsere Kunden damit rechnen.

Use Case

AgNes-Kapazitätspreis: Was ab 2029 mit der Peak-Shaving-Rechnung passiert

Gleicher Standort, gleicher Speicher, neue Netzentgeltsystematik: Der Wertbeitrag aus Lastspitzenkappung fällt von 19.602 €/a auf minus 4.258 €/a. Die Rendite von 11,8 auf rund 7 Prozent.

11,8%

Rendite bis 2028

7,3%

Rendite ab 2029

-100%

Wertbeitrag Peak Shaving

43,5k

Mehrkosten p.a. durch AgNes
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Use Case

MiSpeL BTM mit drei Stakeholdern: Der freie Netzanschluss als Business Case

Der Standort hat 750 kW Netzanschluss und nutzt 413,7 kW davon. Wie ein BESS-Investor die freien 336 kW MiSpeL-konform nutzt und was dabei für Standort und Direktvermarkter übrig bleibt.

12,8%

IRR Investor

-44%

lfd. Kosten Standort

103k

Nutzen/Jahr gesamt

336 kW

freier Netzanschluss
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Use Case

C&I: Ein Speicher, alle Erlöse – derselbe Speicher mit und ohne MiSpeL

Ein Gewerbestandort mit 750 kWp PV prüft einen 2-MWh-Speicher. Derselbe Speicher, zweimal gerechnet: mit vollen Netzentgelten und Umlagen auf dem Handelsstrom – und MiSpeL-konform. Der Kapitalwert steigt von 287.000 auf 762.000 EUR.

132k

Einsparung/Jahr (vorher 80k)

762k

Kapitalwert (vorher 287k)

3,8 J.

Amortisation (vorher 6,3)

2,7×

Kapitalwert durch MiSpeL
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Use Case

Vom PPA zum Contracting: Wie das Vertragsmodell den Batterie-Business-Case entscheidet

Derselbe Standort, dieselbe PV, aber je nach Vertragsmodell entsteht ein fast 10× größerer Business Case. Und das Beste: Der Investor verdient, der Verbraucher spart, ganz ohne eigenes CAPEX.

22,2%

Rendite

4,8 J.

Amortisation

7,59M

Kapitalwert

-33%

lfd. Kosten
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Use Case

C&I: MiSpeL-konforme Speicherauslegung für Arbitrage 2026

Ein C&I-Standort mit bestehender PV prüft, wie ein Batteriespeicher vom reinen Kostenoptimierer zum MiSpeL-fähigen Markterlös-Asset skaliert werden kann.

290k

Einsparung/Jahr

866k

Kapitalwert

262 MWh

Arbitrage-Vol./a

-42%

lfd. Kosten
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Use Case

Grid-Scale Co-Location: PV, Grünstromspeicher & Trading-BESS als netzdienliches System

5 MWp Freiflächen-PV als Grid-Scale Co-Location: Wie ein Grünstromspeicher die PV-Erlöse optimiert, und ein zweiter Trading-BESS den Kapitalwert von 563k auf 3,15 Mio. € skaliert.

13,5%

Rendite

6,5 J.

Amortisation

3,15M

Kapitalwert

1,14M

Erlöse/Jahr
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Weitere Use Cases

Was unsere Kunden damit rechnen.

Use Case

FCA im PV-Netz Niederbayern: Die Grenze greift mittags, der Speicher lädt gerade. Verlust 0,07 Prozent

Derselbe 10-MW-Speicher im PV-Netz: Die Grenze greift von April bis August mittags, wenn der Strom 35 €/MWh kostet und der Speicher lädt. Verlust 0,07 Prozent Erlös. Ohne Netzmodell wüsste man das nicht.

−0,07 %

Erlös mit regelbasierter Grenze

6,4 %

der Viertelstunden greift die Grenze

35 €/MWh

Ø Day-Ahead, wenn die Grenze greift

36,7 %

Rendite mit Grenze
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Use Case

FCA im Windnetz Nordfriesland: Die regelbasierte Einspeisegrenze kostet 0,6 Prozent, der Regelleistungsausschluss 33

Ein 10-MW-Speicher im Windnetz, fünf Vertragsvarianten: Die regelbasierte Einspeisegrenze aus dem Netzmodell kostet 0,6 Prozent Erlös. Der Ausschluss der Regelleistung kostet 33 Prozent und halbiert den Kapitalwert.

−0,6 %

Erlös mit regelbasierter Grenze

−33 %

Erlös ohne Regelleistung

36,6 %

Rendite mit Grenze

14,9 Mio

Kapitalwert mit Grenze
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Use Case

Sektorenkopplung mit BESS im Gewerbe: Wärmepumpe, Batterie & Wärmespeicher als System

Sektorenkopplung mit BESS im Gewerbe: Wie Wärmepumpe, BESS und Wärmespeicher als integriertes System 78% Gasverbrauch einsparen, und Atypische Netznutzung die Rendite ohne zusätzliche Investition auf 18,5% steigert.

18,5%

Rendite

5,2 J.

Amortisation

751,2k

Kapitalwert

-15%

lfd. Kosten
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Use Case

Dieselflotte auf E-Trucks umstellen: BESS vermeidet Netzausbau

Dieselflotte auf E-Trucks umstellen, ohne den Netzanschluss zu erweitern: Wie ein 229 kWh BESS den Ausbau überflüssig macht – und dynamischer Strombezug die Rendite auf 30% treibt.

30,3%

Rendite

3,4 J.

Amortisation

-64%

lfd. Kosten

-43%

CO₂ Emissionen
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Use Case

AgNes-Kapazitätspreis: Was ab 2029 mit der Peak-Shaving-Rechnung passiert

Gleicher Standort, gleicher Speicher, neue Netzentgeltsystematik: Der Wertbeitrag aus Lastspitzenkappung fällt von 19.602 €/a auf minus 4.258 €/a. Die Rendite von 11,8 auf rund 7 Prozent.

11,8%

Rendite bis 2028

7,3%

Rendite ab 2029

-100%

Wertbeitrag Peak Shaving

43,5k

Mehrkosten p.a. durch AgNes
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Use Case

Netzanschluss-Report: Front of the meter – einspeisen und vermarkten

Drei Stufen vor dem Zähler: Wie jede zusätzliche Erlösquelle den Kapitalwert fast verachtfacht, von PV pur bis Mischspeicher mit Arbitrage.

10,2 %

Rendite (max.)

1,3 Mio

Kapitalwert (max.)

~8×

Wertzuwachs durch Mehrnutzung

3

Investments verglichen
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Use Case

Netzanschluss-Report: Behind the meter – den Verbrauch optimieren

Fünf Investments an derselben freien 5-MW-Anschlussleistung: Warum die höchste Rendite (25,3 %) und der höchste Kapitalwert (35,3 Mio) nicht dasselbe Investment sind.

25,3 %

Rendite (max.)

35,3 Mio

Kapitalwert (max.)

3,9 J.

Amortisation (min.)

5

Investments verglichen
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Use Case

BESS trifft Wärmespeicher: Der Sweet Spot liegt in der Kombination

Großindustriestandort mit nahezu 1:1-Verhältnis Strom- zu Wärmebedarf: Warum BESS oder Wärmespeicher allein hinter ihrem Potenzial bleiben, und die Kombination mit PV bei 72,2% Rendite und 1,4 Jahren Amortisation endet.

72,2%

Rendite

1,4 J.

Amortisation

71,7M

Kapitalwert

-26%

lfd. Kosten
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Use Case

Grid-Scale Co-Location: PV, Grünstromspeicher & Trading-BESS als netzdienliches System

5 MWp Freiflächen-PV als Grid-Scale Co-Location: Wie ein Grünstromspeicher die PV-Erlöse optimiert, und ein zweiter Trading-BESS den Kapitalwert von 563k auf 3,15 Mio. € skaliert.

13,5%

Rendite

6,5 J.

Amortisation

3,15M

Kapitalwert

1,14M

Erlöse/Jahr
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Use Case

Österreich ist live: PV, BESS & Dynamischer Tarif in Wien

Standort Maria-Theresien-Platz Wien: Wie PV, BESS, dynamischer Tarif und Stromvermarktung kombiniert -72% laufende Kosten und 14,5% Rendite erreichen.

14,5%

Rendite

6,5 J.

Amortisation

601,5k

Kapitalwert

-72%

lfd. Kosten
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Use Case

C&I: Nachrüstung BESS Multi-Use Szenarien

PV-Bestandsanlage nachrüsten: Wie Peak Shaving, Eigenverbrauch, dynamischer Tarif und 100% Multi-Use im Vergleich abschneiden. Rendite bis 56%, Amortisation ab 1,8 Jahren.

56%

Rendite

1,8 J.

Amortisation

2,44M

Kapitalwert

-23%

lfd. Kosten
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Use Case

Flexibilitätsbasierte Netzentgelte: §19 StromNEV vs. AGNES-Pilotkonzept

6 Szenarien zeigen: Flexibilitätsbasierte Netzentgelte allein tragen die BESS-Investition nicht. Erst die Kombination mit dynamischem Stromeinkauf ergibt NPV +141.223 € bei 12,1 % Rendite.

+141k

NPV

12,1%

Rendite

7,5 J.

Amortisation

57,7k

Erstjahreseinsparung
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Use Case

Bandtarif und Offsite-PPA im Portfolio modellieren

Beschaffungsportfolios vergleichen: Bandtarif, Offsite-PPA und Speicher optimal kombinieren.

13,9%

Rendite

6,4 J.

Amortisation

141,1k

Kapitalwert

934,7k

Einsparungen 20 J.
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Use Case

C&I: MiSpeL-konforme Speicherauslegung für Arbitrage 2026

Ein C&I-Standort mit bestehender PV prüft, wie ein Batteriespeicher vom reinen Kostenoptimierer zum MiSpeL-fähigen Markterlös-Asset skaliert werden kann.

290k

Einsparung/Jahr

866k

Kapitalwert

262 MWh

Arbitrage-Vol./a

-42%

lfd. Kosten
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Use Case

Batteriespeicher im Leasing berechnen bei vorhandenem On-Site PPA

Ein EPC betreibt eine PV im on-site PPA und möchte dem Kunden einen wirtschaftlich-optimalen Multi-Use Speicher im Leasing berechnen.

543k

Multi-Use/a

12,8%

IRR Investor

+269k

Netto Endkunde/a

7 J.

Amortisation
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Use Case

MiSpeL BTM mit drei Stakeholdern: Der freie Netzanschluss als Business Case

Der Standort hat 750 kW Netzanschluss und nutzt 413,7 kW davon. Wie ein BESS-Investor die freien 336 kW MiSpeL-konform nutzt und was dabei für Standort und Direktvermarkter übrig bleibt.

12,8%

IRR Investor

-44%

lfd. Kosten Standort

103k

Nutzen/Jahr gesamt

336 kW

freier Netzanschluss
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Use Case

C&I: Ein Speicher, alle Erlöse – derselbe Speicher mit und ohne MiSpeL

Ein Gewerbestandort mit 750 kWp PV prüft einen 2-MWh-Speicher. Derselbe Speicher, zweimal gerechnet: mit vollen Netzentgelten und Umlagen auf dem Handelsstrom – und MiSpeL-konform. Der Kapitalwert steigt von 287.000 auf 762.000 EUR.

132k

Einsparung/Jahr (vorher 80k)

762k

Kapitalwert (vorher 287k)

3,8 J.

Amortisation (vorher 6,3)

2,7×

Kapitalwert durch MiSpeL
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Use Case

Cross-Market statt Arbitrage-only: Wie FCR und aFRR den Kapitalwert eines 10-MW-BESS fast verdreifachen

10 MW Netzanschluss, Standalone-BESS: Arbitrage allein bringt 6,3 Mio. € Kapitalwert. Mit FCR und aFRR im Stack werden 17,3 Mio. daraus, und eine Ramping-Auflage des Netzbetreibers lässt sich auf den Euro genau beziffern.

40,9 %

Rendite (max.)

17,3 Mio

Kapitalwert (max.)

2,4 J.

Amortisation (min.)

2,7×

vs. Arbitrage-only
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Use Case

Vom PPA zum Contracting: Wie das Vertragsmodell den Batterie-Business-Case entscheidet

Derselbe Standort, dieselbe PV, aber je nach Vertragsmodell entsteht ein fast 10× größerer Business Case. Und das Beste: Der Investor verdient, der Verbraucher spart, ganz ohne eigenes CAPEX.

22,2%

Rendite

4,8 J.

Amortisation

7,59M

Kapitalwert

-33%

lfd. Kosten
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Use Case

Bestand | WP-Nachrüstung: Wärmepumpe + Batterie als Sweet Spot

Bestandsgebäude mit Gasheizung: Wie WP allein nur -10% laufende Kosten bringt, und WP + Batterie den Kapitalwert von 42k auf 353k € steigert.

11,8%

Rendite

7,6 J.

Amortisation

353k

Kapitalwert

-53%

lfd. Kosten
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Use Case

Neubau | WP-Auslegung: Wärmepumpe oder Batteriespeicher?

Neubau mit 1.250 kWp PV und 1.200 MWh/a Wärmebedarf: Wärmespeicher oder Batteriespeicher als Ergänzung zur Wärmepumpe. Was ist die richtige Wahl?

1,29M

Investition WS

1,40M

Investition BESS

-5%

lfd. Kosten BESS

-5%

CO₂ BESS
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Use Case

Batteriespeicher ohne PV-Anlage: Maximale Wirkung berechnen

Ein Kunde will nur einen Speicher installieren – keine PV, keine Wärmepumpe, kein fancy „Green Asset“. Klingt langweilig? Ist es nicht.

18%

Rendite

5,2 J.

Amortisation

131,9k

Kapitalwert

621,1k

Einsparungen 20 J.
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Use Case

Amortisation Photovoltaik und Batteriespeicher für Industriebetrieb

Industriebetrieb will erstmals umfassend in PV, Speicher und Ladeinfrastruktur investieren. So wird der ROI berechnet.

28,9%

Rendite

3,5 J.

Amortisation

294,2k

Kapitalwert

951,1k

Einsparungen 20 J.
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Use Case

Batteriespeicher für zukünftige Ladeinfrastruktur berechnen

Ladesäulen auf dem Firmenparkplatz installieren mit PV und Speicher. So wird der ROI berechnet. Jetzt Software testen!

12,4%

Rendite

6,7 J.

Amortisation

106,9k

Kapitalwert

906,1k

Einsparungen 20 J.
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