Wie ein Batteriespeicher Wärmepumpe und Fuhrpark auf einem Netzanschluss trägt

Das Wichtigste

• Gesteuertes Laden halbiert die Spitze und verdoppelt die Überschreitungen. Laden fünfzehn Fahrzeuge sofort nach der Ankunft, erreicht dieser Standort 445,3 kW und liegt 1.556 Stunden im Jahr über seiner Anschlussleistung. Verteilt man dieselbe Energie über das gesamte Ladefenster, sinkt die Spitze auf 237,9 kW und die Zahl der Überschreitungsstunden steigt auf 2.868. Aus einem hohen, kurzen Problem wird ein niedriges, langes, und wer seinen Anschluss allein an der Spitze misst, sieht das zweite nicht kommen.
• Wie viel des Gebäudes beheizt wird, entscheidet über die Größe des Problems. Wird die gesamte Fläche von 15.000 m² mit einer Wärmepumpe beheizt, kommen 108,4 kW Spitzenlast hinzu. Wird nur die genutzte Zone von 4.500 m² beheizt, sind es 36,5 kW. Das Zweite verkraftet dieser Anschluss fast vollständig, das Erste nicht.
• Der Speicher beseitigt die Überschreitung, die Photovoltaik macht es billiger. Ein Speicher mit 2 MWh bringt den Standort auf null Überschreitungsstunden, und ein Speicher mit 1,2 MWh mit 150 kWp Dachanlage dahinter ebenso, zu grob 506.000 £ gegenüber 621.000 £. Die Anlage verdient sich in den drei Monaten, in denen sie am wenigsten erzeugt, indem sie das Fenster verbreitert, in dem der Speicher nachladen kann.
• Der Wert dieses Speichers ist keine Erlösposition. Die Anschlussleistung von 150 auf 238 kVA anzuheben würde 1.635 £ im Jahr kosten, was unerheblich ist. Der Speicher erkauft die Möglichkeit weiterzumachen, während die Warteschlange in sieben Monaten von 41 GW auf 125 GW wächst, und für einen Betreiber, der eine europäische Null-Emissions-Zone bedient, ist das der Unterschied zwischen einem Auftrag und keinem.

Jeder viertelstündlich gemessene Standort hält eine mit dem Netzbetreiber vereinbarte Leistung. In Großbritannien heißt sie Maximum Import Capacity. Sie ist ein Wert in kVA, festgelegt bei der Herstellung des Anschlusses, und sie ist die Obergrenze für das, was der Standort in einer halben Stunde beziehen darf.

Der Standort unten ist ein realer Zähler aus einer Lagerhalle von 15.000 m²: 330.947 kWh im Jahr, mit einer Spitze von 122,3 kW gegen eine vereinbarte Leistung von 150 kVA.¹ Er fährt eine Werktagsschicht von etwa 06:00 bis 15:00 Uhr und hält nachts und am Wochenende eine Grundlast nahe 18 kW.

Was die Leistung kostet, und warum man sie nicht einfach überschreitet

Leistung wird pro kVA und Tag auf den vereinbarten Wert abgerechnet, unabhängig von der tatsächlich bezogenen Leistung. Der Vertrag dieses Standorts setzt 5,09 Pence je kVA an, 150 kVA kosten also 2.787 £ im Jahr. Über die Preisblätter 2025/26 der vierzehn britischen Verteilnetze reicht der Satz von 3,36 bis 19,33 Pence, dieselbe Leistung ist je nach Standort also in einer Region 1.840 £ im Jahr wert und in einer anderen 10.583 £.²

Wer dauerhaft gegen seinen Anschlussvertrag verstößt, kann getrennt werden. Ob es mehr Leistung gibt, hängt an der Warteschlange: Ofgem berichtete am 6. November 2025, dass die vertraglich zugesagten Bezugsanschlüsse von 41 GW im November 2024 auf 125 GW im Juni 2025 gestiegen sind.

Die Heizung elektrifizieren

In diesem Fall wäre ein Logistikgebäude von 15.000 m² mit einem Volumen von rund 180.000 m³, das auf eine Mindestarbeitstemperatur von 14 °C gehalten wird, üblicherweise mit Gas-Dunkelstrahlern beheizt, die Boden, Regale und Menschen unmittelbar erwärmen, ohne die Luft selbst erwärmen zu müssen. Die Elektrifizierung ist kein Tausch eins zu eins, weil Wärmepumpen diese Temperaturen nicht erreichen. Die praktikable Alternative ist eine Wärmepumpe, die Warmluftgeräte mit Destratifikationsventilatoren versorgt, wofür die Luft selbst auf Temperatur gebracht werden muss.

Über die gesamte Fläche beheizt, kommen dadurch rund 250 MWh Verbrauch im Jahr und 108,4 kW Spitzenlast hinzu, der Standort geht von 122,3 kW auf 230,7 kW. Nur über die genutzte Zone beheizt, 4.500 m² für Kommissionierung, Versand und Büros, sind es rund 86 MWh im Jahr und 36,5 kW Spitze, der Standort geht auf 158,9 kW. Für diese Untersuchung wird das Zweite unterstellt.

Einen elektrischen Fuhrpark ergänzen

Für die Elektrifizierung des Fuhrparks werden acht Transporter mit 3,5 Tonnen und 120 km am Tag angesetzt sowie sieben Lkw mit 18 Tonnen und 200 km am Tag. Das sind 1.828 kWh am Tag, also 477 MWh zusätzliche Last im Jahr, gegen ein Gebäude, das heute 331 MWh verbraucht.

Laden die Fahrzeuge sofort nach der Ankunft, erreicht die Spitzenlast 445,3 kW, fast das Dreifache des vorhandenen Anschlusses, und die Last liegt 1.556 Stunden im Jahr über 150 kVA, also 17,8 Prozent aller Stunden.

Gesteuertes Laden, bei dem dieselbe Energie gleichmäßig über die Stunden verteilt wird, in denen die Fahrzeuge angeschlossen sind, senkt die Spitze um 207 kW, von 445,3 auf 237,9. Sie liegt damit immer noch 87,9 kW über der vereinbarten Leistung, und der Standort bleibt 2.868 Stunden im Jahr über 150 kVA, also 32,7 Prozent aller Stunden: mehr als doppelt so viele Stunden wie im ungesteuerten Fall. Gesteuertes Laden halbiert die Spitze und verdoppelt die Zahl der Überschreitungsstunden, aus einem hohen, kurzen Problem wird ein niedriges, langes.

Die Überschreitung mit Speicher und Erzeugung vor Ort beseitigen

Alle Überschreitungen lassen sich mit einem Speicher von 2 MWh beseitigen. Mit 150 kWp Dachphotovoltaik erreicht man dasselbe Ergebnis jedoch schon mit 1,2 MWh, eine deutlich günstigere Kombination mit weiterem Nutzen über die Entlastung des Anschlusses hinaus.

Die Abbildung zeigt den Mechanismus über die beiden schlechtesten Nächte des Jahres. Ab etwa 17:30 Uhr würde der Standort über 220 kW steigen und dort bis zum Morgengrauen bleiben. Der Speicher entlädt über den gesamten Zeitraum und hält den Bezug an der Grenze von 150 kVA, und nutzt anschließend den Spielraum während des Arbeitstages zum Nachladen.

Die Photovoltaik verbreitert dieses Nachladefenster, und zwar in den Monaten, in denen man es am wenigsten erwartet. Die 78 Stunden, die ein Speicher mit 1,2 MWh allein nicht deckt, fallen sämtlich zwischen November und März, in die frühen Morgenstunden, wenn der Speicher seit dem frühen Abend entlädt und seinen Boden erreicht, bevor die Frühschicht beginnt. Wintertage sind kurz und die Heizlast am höchsten, das Fenster zum Nachladen innerhalb der Grenze ist also genau dann am schmalsten, wenn die Nächte am längsten sind. 150 kWp heben den niedrigsten Ladestand, den der Speicher im Jahr erreicht, von seinem Boden bei 120 kWh auf 139,7 kWh, und die letzten 78 Stunden verschwinden.

Das ist eine ungewöhnliche Art, eine Anlage zu bewerten. Nur 26 Prozent ihrer Erzeugung fallen in diese fünf Monate, und die Sommererzeugung, die sie sonst rechtfertigen würde, ist hier weitgehend Überschuss. Sie wird für die Monate ausgelegt, in denen sie gebraucht wird, und nicht für die Jahreszeit, in der sie am meisten leistet.

Verlassen kann man sich darauf auch nicht. Eine trübe Phase oder Schnee auf dem Dach bringen den Standort zurück in den Fall ohne Photovoltaik und zu seinen 78 Überschreitungsstunden. Ein Standort, der seinen Anschluss niemals überschreiten darf, braucht daher entweder den größeren Speicher oder eine Netzersatzanlage hinter der Photovoltaik, und die Wahl dazwischen ist eine Frage danach, was eine Überschreitung tatsächlich kostet.

Die groben Kosten für 2 MWh Speicher liegen bei 621.000 £, während 1,2 MWh Speicher zusammen mit einer Anlage von 150 kWp rund 506.000 £ kosten. Die Anlage bezahlt sich doppelt durch den Speicher, den sie erspart, bevor sie eine einzige Kilowattstunde Wert auf der Rechnung erzeugt. Rund 26 Prozent ihrer Erzeugung, 42.780 kWh von 164.557 kWh, fallen an, wenn weder der Standort noch der Speicher sie aufnehmen können: mit vereinbarter Einspeiseleistung geht sie ins Netz, ohne sie wird sie abgeregelt. So oder so ist das der Preis dafür, die Anlage für den Winter auszulegen und nicht für den Sommer.

Was es kostet, und was es wert ist

Neben rund 506.000 £ Investition kämen für einen kombinierten Speicher von 1,2 MWh und eine Photovoltaikanlage von 150 kWp rund 7.000 £ Betriebskosten im Jahr hinzu.

Ein Speicher, der als Reserve den Netzanschluss eines Standorts schützt, steht für nichts anderes zur Verfügung. Er kann nicht gleichzeitig Flexibilitätserlösen nachgehen, eine Großhandelsspanne handeln oder eine Vermarktungsstrategie fahren, weil der Ladestand, den er jeden Abend um 17:00 Uhr braucht, vom Fuhrpark vorgegeben wird und nicht von einem Preissignal. Sein Wert taucht deshalb in keiner Erlösposition einer Wirtschaftlichkeits­rechnung auf.

Er erkauft stattdessen die Möglichkeit weiterzumachen. Die vereinbarte Leistung von 150 auf 238 kVA anzuheben würde 1.635 £ im Jahr an Leistungsentgelt kosten, was unerheblich ist. Lässt sich der Anschluss aber fünf Jahre lang nicht erweitern, dann ist der Speicher in diesen fünf Jahren der Unterschied zwischen einem elektrifizierten Fuhrpark und keinem. Das kann erhebliche wirtschaftliche Folgen haben. In den Niederlanden gelten seit dem 1. Januar 2025 Null-Emissions-Zonen für den städtischen Güterverkehr, festgelegt im Nationalen Klimaabkommen von 2019 und ausgestaltet von den einzelnen Gemeinden. Rund 18 Städte begannen in jenem Jahr, darunter Amsterdam, Rotterdam, Den Haag, Utrecht, Eindhoven, Groningen und Tilburg, mit etwa 30 geplanten bis 2030. Ältere Diesel­transporter und Lastwagen sind ausgeschlossen, mit Übergangsfristen bis 2027 für Euro-5-Transporter, 2028 für Euro 6 und 2030 für Lkw. Bis zur Mitte des Jahres 2025 waren daher 78 Prozent der neu zugelassenen Transporter und 76 Prozent der neu zugelassenen mittelschweren Lkw in den Niederlanden batterieelektrisch, der höchste Anteil in der Europäischen Union. Für einen Betreiber, der diese Innenstädte bedient, ist ein elektrischer Fuhrpark längst kein Dekarbonisierungsprojekt mehr, sondern eine Bedingung dafür, seine Aufträge zu behalten.

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