Eine 5 MWp Freiflächen-PV-Anlage ohne Eigenverbrauch — reiner Direktvermarkter. Stromverkauf vollständig über Day-Ahead-Markt und Marktprämie. Netzanschluss: 4.049 kW.
Szenario 1: Nur PV
Ausgangsszenario mit reiner PV-Einspeisung. Alle 3.860 MWh/a werden ohne Speicher vermarktet. Investition: 2.750.000 €. Erlöse: 227.160 €/a. Kapitalwert: –337.606 €, Rendite: 6,5 %, Amortisation: 12,1 Jahre. PV allein rechnet sich kaum — der Kapitalwert ist negativ.
Szenario 2: PV + Grünstromspeicher (10.738 kWh)
Ein 10,7 MWh Grünstromspeicher verschiebt PV-Strom in höherpreisige Stunden und vermarktet ihn über Direktvermarktung aus Speicher. Netzanschluss steigt auf 5.645 kW. Investition: 4.897.658 €. Erlöse: 550.735 €/a. Kapitalwert: 562.971 €, Rendite: 9,4 %, Amortisation: 9,2 Jahre. Der Grünstromspeicher dreht den Case ins Positive.
Szenario 3: PV + Grünstromspeicher + Trading-BESS (22.587 kWh, NAP fix)
Ein zweiter, deutlich größerer Tradingspeicher (22,6 MWh) betreibt aktiven Stromhandel — Day-Ahead-Arbitrage und Intraday Continuous Arbitrage. Der Netzanschluss bleibt durch NAP-Begrenzung bei 4.049 kW. Investition: 7.267.356 €. Erlöse: 1.143.989 €/a. Kapitalwert: 3.146.295 €, Rendite: 13,5 %, Amortisation: 6,5 Jahre.
Ergebnis
Der Sprung von Szenario 2 auf 3 zeigt den Hebel aktiven Stromhandels: Bei 2,4 Mio. € Mehrinvestition steigt der Kapitalwert um 2,58 Mio. € — der Trading-BESS finanziert sich durch Arbitrageerlöse. Die NAP-Begrenzung hält den Netzanschluss konstant und vermeidet teure Netzausbaukosten. minimum.energy modelliert beide Speicher als Co-Location-System in einem Durchlauf.
