Best Practices für die Sonderschau „Renewables 24/7“

Wie der größte PEM-Elektrolyseur Deutschlands die chemische Industrie dekarbonisiert

Die BASF SE setzt am Stammwerk in Ludwigshafen einen historischen Meilenstein für die grüne Chemie. Mit der Inbetriebnahme des größten Protonenaustausch-Membran-Elektrolyseurs (PEM) Deutschlands startete der Konzern die großtechnische Erzeugung von CO₂-freiem Wasserstoff. Das visionäre Projekt „Hy4Chem“ bettet die neue Megawatt-Anlage direkt in die bestehende Verbundstruktur ein und schafft das technologische Fundament für nachhaltige Produkte mit drastisch reduziertem CO₂-Fußabdruck.

Herausforderung

Wasserstoff ist einer der bedeutendsten chemischen Ausgangsstoffe am BASF-Stammwerk und wird unter anderem für die Herstellung von Ammoniak, Methanol oder Vitaminen benötigt. Bislang wird dieser Rohstoff in Ludwigshafen vorrangig mittels der erdgasbasierten, CO₂-intensiven Dampfreformierung produziert. Die chemische Industrie steht vor der gewaltigen Herausforderung, diese fossilen Abhängigkeiten aufzubrechen und die Transformation zu treibhausgasneutralen Produktionsketten zu vollziehen, ohne die internationale Wettbewerbsfähigkeit des Standorts zu gefährden.

Lösung

• Wasserstoff-Erzeugung im Megawatt-Maßstab: Errichtung und Inbetriebnahme eines hochmodernen PEM-Elektrolyseurs mit einer Anschlussleistung von 54 Megawatt (MW). Die Anlage verfügt über eine Jahreskapazität von bis zu 8.000 Tonnen grünem Wasserstoff und produziert stündlich bis zu einer Tonne des klimaneutralen Ausgangsstoffs unter dem Einsatz von Strom aus erneuerbaren Quellen.
• Weltweit einzigartige Verbund-Integration: Nahtlose Einbettung der aus insgesamt 72 Stacks (Elektrolyse-Modulen) bestehenden Anlage in die komplexe Produktions- und Infrastruktur des Werks. Der erzeugte Wasserstoff wird direkt in das bestehende H₂-Verbundnetz des Standorts eingespeist und von dort aus flexibel als CO₂-freier Rohstoff an die verschiedenen Produktionsanlagen verteilt.
• Regionale Sektorenkopplung und Markthochlauf: Neben der primären Nutzung als industrieller Rohstoff ist geplant, den grünen Wasserstoff gezielt für die emissionsfreie Mobilität in der Metropolregion Rhein-Neckar bereitzustellen. Das Projekt fungiert damit als aktiver Katalysator für den Aufbau einer nachhaltigen, regionalen Wasserstoffwirtschaft.

Innovationsfaktor

• Einzigartige Chemie-Systemintegration: Die direkte Schnittstellen-Integration einer PEM-Elektrolyseanlage dieser Größenordnung in ein hochentwickeltes, chemisches Produktionsumfeld ist wegweisend. Es zeigt als technologischer Vorreiter, wie die Symbiose aus CO2-armer Erzeugung vor Ort und industriellem Großverbrauch in der Praxis funktioniert.
• Technologieumstellung an der Wurzel der Wertschöpfungskette: Das Projekt bricht mit der traditionellen, fossilen Dampfreformierung. Durch den Austausch des fossilen Energieträgers Erdgas gegen regenerativen Wasserstoff ermöglicht die BASF ihren Kunden den Bezug von chemischen Produkten mit einem signifikant kleineren CO₂-Fußabdruck.

Impakt & Learnings

Das Projekt „Hy4Chem“ setzt starke Impulse für den industriellen Wasserstoffhochlauf in Europa und liefert den Praxisbeweis für die Dekarbonisierung der energieintensiven Industrie. Die Anlage besitzt das Potenzial, die Treibhausgasemissionen am Stammwerk Ludwigshafen um bis zu 72.000 Tonnen pro Jahr zu senken. Finanziert durch ein zukunftsweisendes Investitionsmodell – gefördert mit bis zu 124,3 Millionen Euro durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz sowie das Land Rheinland-Pfalz, ergänzt durch eine Eigeninvestition der BASF von rund 25 Millionen Euro – demonstriert das Vorhaben, dass der ambitionierte Weg zur Klimaneutralität und die Sicherung europäischer Industriearbeitsplätze Hand in Hand gehen können.

Intelligentes Prognosemodelle sichert die Netzstabilität durch flexiblen Speicher

Mit dem Großbatteriespeicher in Bollingstedt setzt ECO STOR neue Maßstäbe für die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem. Die Kombination aus hoher Speicherleistung und einem innovativen, prognosebasierten Steuerungsansatz ermöglicht eine netzdienliche, flexible und wirtschaftliche Nutzung von Wind- und Solarstrom.

• © Eco Stor
• © Eco Stor

Herausforderung

Der Anteil erneuerbarer Energien im deutschen Stromnetz liegt inzwischen bei über 60%. Für eine weitere Erhöhung braucht es Flexibilitäten und insbesondere Batteriespeicher, um die hohe Volatilität von Solar- und Windenergie auszugleichen. Die Einbindung leistungsfähiger Speicher stellt die Netzbetreiber jedoch vor erhebliche Herausforderungen. Vor allem große Laständerungen bringen die Netze an ihre Leistungsgrenzen. Wegen fehlender Prognosedaten der Netzbelastung können außerdem freie Kapazitäten im Netz nicht identifiziert und für den Speicherbetrieb freigegeben werden.

Lösung

• Großskaliger Batteriespeicher als Flexibilitätsquelle: Am Standort Bollingstedt wurde ein Großbatteriespeicher mit 100 MW Leistung und 238 MWh Kapazität realisiert. Die Anlage besteht aus 64 Containern mit Lithium-Ionen-Batterien sowie 32 Containern für Wechselrichter und Transformatoren und liegt in unmittelbarer Nähe zu einem Umspannwerk.
• Integration in das bestehende Energiesystem: Produktionsüberschüsse aus Wind und Photovoltaik werden gespeichert und in den Zeiten der morgendlichen und abendlichen Nachfrage-Spitzen in das Stromnetz der SH-Netz zurückgespeist.
• Dynamisches Prognosemodell für netzdienlichen Betrieb: Für den Betrieb des Speichers wurde ein eigenes Prognosemodell für die jeweilige wetterabhängige Wind- und PV-Leistung in der Region und damit die Belastung des Netzes entwickelt. So kann der Speicher Netzüberlastungen in kritischen Phasen proaktiv vermeiden.
• Berücksichtigung von Netzstabilität und Wirtschaftlichkeit: Die dynamischen Begrenzungsparameter ermöglichen einen besseren und wirtschaftlicheren Speicherbetrieb, als es mit starren Vorgaben möglich wäre. Auf diese Weise kann der Speicher ausreichend refinanziert werden, ohne Stromkunden oder Staatshaushalt zu belasten.

Innovationsfaktor

• Bei seiner Inbetriebnahme im Juni 2025 war der Batteriespeicher in Bollingstedt der größte Deutschlands.
• Der Speicher setzt seine eigenen dynamischen Grenzen und vermeidet Netzengpässe proaktiv.

Impakt & Learnings

• Wirtschaftlicher Speicherbetrieb ohne zusätzliche Belastung: Die ersten Betriebserfahrungen zeigen, dass das entwickelte Prognoseverfahren geeignet ist, den Zielkonflikt zwischen Speicherrentabilität und Netzbelastung bestmöglich zu lösen. Es erlaubt die ausreichende Refinanzierung der Speicherinvestition, ohne Stromkunden oder den Staatshaushalt zu belasten.
• Datenbasierte Optimierung im laufenden Betrieb: Seit der Inbetriebnahme werden die Betriebsparameter für den Speicherbetrieb in enger Abstimmung mit dem Netzbetreiber SH-Netz anhand von Praxiserfahrungen weiter optimiert. Ziel ist dabei, die notwendigen Systemdienstleistungen und insbesondere die Pufferung der erneuerbaren Energien zu ermöglichen, ohne die Netze vor Ort zu überlasten.
• Übertragbares Modell für Netze mit hohem Erneuerbaren-Anteil: Das Projekt kann als Blaupause für den Einsatz großer Batteriespeicher in belasteten Stromnetzen dienen.

Flexibilität für das Verteilnetz

• © Eco Stor
• © Eco Stor

Herausforderung

Hohe lokale PV-Einspeisung kann im Verteilnetz zu Engpässen führen, während in Zeiten hoher Last zusätzliche Flexibilität benötigt wird. Klassischer Netzausbau ist dafür nicht immer die schnellste oder kosteneffizienteste Lösung. Das Projekt beantwortet die Frage, wie ein Batteriespeicher regulatorisch sauber, netzdienlich und wirtschaftlich so eingesetzt werden kann, dass erneuerbare Energie besser integriert und Abregelung reduziert wird.

Lösung

• Bayernwerk Netz beschafft die netzdienliche Speicherleistung und definiert Standort, Betriebskorridore und netzseitige Fahrpläne.
• MaxSolar realisiert das Projekt schlüsselfertig zu einem Festpreis und übernimmt Betrieb, Inbetriebnahme sowie die Integration von Fernwirktechnik- und Vermarkterschnittstellen.
• Das 5 Megawatt /25 Megawattstunden-Batteriespeichersystem auf Basis des Sungrow PowerTitan 2.0 lädt bei hoher PV-Einspeisung und entlädt in Zeiten hoher Last.

Innovationsfaktor

• Erstmalige Umsetzung: Deutschlands erstes vom Verteilnetzbetreiber beschafftes netzdienliches Speichersystem gemäß § 11a EnWG.
• Netzbetriebliche Integration: Die Fahrweise wird über SCADA- und EMS-Schnittstellen entlang vom Verteilnetzbetreiber definierter Betriebskorridore gesteuert.
• Technologiesprung: Der PowerTitan 2.0 kombiniert hohe Energiedichte, integriertes PCS, verbesserte Effizienz, Flüssigkühlung, getrennte Batteriekabinette und intelligente O&M-Funktionen.

Impakt & Learnings

Das Projekt zeigt, wie Batteriespeicher als Puffer zwischen erneuerbarer Erzeugung und Verbrauch eingesetzt werden können. Durch die Aufnahme lokaler PV-Überschüsse und die Entladung in Lastspitzen wird Flexibilität direkt vor Ort bereitgestellt. Dadurch können Engpässe reduziert, Redispatch-Eingriffe verringert und zusätzliche erneuerbare Erzeugung besser integriert werden. Gleichzeitig liefert das Projekt eine übertragbare Blaupause dafür, wie netzdienliche Speicher im Verteilnetz beschafft, technisch integriert und wirtschaftlich gegenüber alternativen Maßnahmen bewertet werden können.

Wie eine smarte Industrie-Eigenversorgung Lastspitzen kappt und Energiekosten senkt

Mit dem erfolgreich abgeschlossenen Energieprojekt in Hallenberg demonstrieren die WEMA Erneuerbare Energien GmbH und trawa, wie sich stromintensive Industriebetriebe zukunftssicher aufstellen. Durch das intelligente Zusammenspiel einer 1,8 MWp PV-Freiflächenanlage und eines 1 MWh Containerspeichers sichert sich das Unternehmen Siepe GmbH & Co. KG eine hocheffiziente Eigenversorgung und schützt sich effektiv vor unkalkulierbaren Marktrisiken.

• © WEMA Erneuerbare Energien GmbH, trawa – Future Energy Services GmbH, Siepe GmbH & Co. KG
• © WEMA Erneuerbare Energien GmbH, trawa – Future Energy Services GmbH, Siepe GmbH & Co. KG
• © WEMA Erneuerbare Energien GmbH, trawa – Future Energy Services GmbH, Siepe GmbH & Co. KG

Herausforderung

Der Industriestandort der Siepe GmbH & Co. KG weist mit einem Jahresverbrauch von über 800.000 kWh einen enormen Energiebedarf auf. Angesichts dauerhaft hoher Energiekosten und der wirtschaftlichen Belastung durch teure Lastspitzen am Netzanschluss suchte das Unternehmen nach einer nachhaltigen Lösung. Eine zusätzliche Hürde stellten die veränderten Marktbedingungen dar: Bei temporär negativen Strompreisen drohten ungenutzte Erzeugungsüberschüsse der Solaranlage ohne jegliche Vergütung zu verpuffen.

Lösung

• Ertragsoptimierte PV-Freiflächenanlage: Planung und Realisierung einer großflächigen Photovoltaik-Freiflächenanlage mit einer Leistung von 1,8 MWp. Die Anlage wurde bewusst in einer Ost-West-Ausrichtung errichtet, um die Stromerzeugung über den gesamten Tagesverlauf hinweg gleichmäßig zu verteilen und optimal an das industrielle Verbrauchsprofil anzupassen.
• Leistungsstarker Containerspeicher zur Systempufferung: Nachrüstung und Integration eines hochmodernen Containerspeichers mit einer Leistung von 1 MW und einer Kapazität von 1 MWh. Das Batteriesystem fungiert als dynamischer Puffer, der Überschüsse gezielt zwischenspeichert und Lastspitzen im Produktionsbetrieb (Peak Shaving) zuverlässig abfängt.
• Smarte Eigenverbrauchsoptimierung: Technische Feinabstimmung aller Komponenten auf den realen Lastgang des Werks. Das Gesamtsystem wurde im Januar 2026 erfolgreich in Betrieb genommen und steuert die Energieflüsse vollautomatisch, sodass der teure Netzbezug minimiert und unvergütete Einspeisungen bei negativen Marktpreisen vermieden werden.

Innovationsfaktor

• Überbauter Netzanschlusspunkt: Eine technische Besonderheit des Projekts liegt in der intelligenten Überbauung des bestehenden Netzanschlusspunktes. Dies ermöglicht eine maximale Ausnutzung der installierten Erzeugungs- und Speicherleistung, ohne dass ein kostspieliger und langwieriger Ausbau der Netz-Infrastruktur erforderlich wurde.
• 800V AC Speichertechnik im Industriesektor: Erstmaliger Transfer einer hocheffizienten 800V AC Speichertechnologie aus dem klassischen Großkraftwerks-Bereich (Utility-Ebene) direkt in ein dezentrales, mittelständisches Industrieprojekt. Dies sorgt für minimale Wandlungsverluste und maximale Systemeffizienz.

Impakt & Learnings

Das Best-Practice-Projekt beweist eindrucksvoll, wie die industrielle Energiewende im Mittelstand wirtschaftlich und autark gelingt. Die exakte Abstimmung von Erzeugung und Speicher führt zu einem messbaren, bahnbrechenden Erfolg: Seit der Inbetriebnahme Anfang 2026 konnte für den Standort eine Energieautarkie von über 75 % realisiert werden (Stand: Mai 2026). Das Projekt liefert eine klare Blaupause für produzierende Unternehmen, wie sich durch maßgeschneiderte Sektorenkopplung die Abhängigkeit vom Stromnetz radikal reduzieren und die eigene Wettbewerbsfähigkeit langfristig sichern lässt.

Standardisierung von 100MW+ Solarprojekten

Im Rahmen einer strategischen Zusammenarbeit nutzt RWE die Software PVcase Ground Mount zur Planung ihrer weltweiten Utility-Scale-Solarpipeline. Durch die Digitalisierung und Automatisierung der Layout-Prozesse werden Planungsrisiken bei Großprojekten ab 100 MW minimiert und die Genauigkeit von Ertrags- und Kostenschätzungen in frühen Projektphasen erhöht.

Herausforderung

Bei Solarprojekten mit einer Leistung von über 100 MW stoßen herkömmliche Designtools aufgrund der großen Datenmengen und der Komplexität an ihre Grenzen. Typische Probleme in der frühen Planungsphase sind:

• Hoher Zeitaufwand und Fehleranfälligkeit bei der manuellen Erstellung und Replikation von Layouts.
• Ungenauigkeiten bei der Massenberechnung und Stücklistenerstellung (Bill of Materials), was die Zuverlässigkeit der Finanzierungsmodelle beeinträchtigt.

Lösung

• Zentrale Design-Engine: PVcase Ground Mount wird als primäre Software für die Schnittstelle zwischen Standortbewertung und finalem Engineering eingesetzt.
• Automatisierte Variantenanalyse: Funktionen für Verschattungsanalysen und GCR-Iterationen (Ground Coverage Ratio) ermöglichen die systematische Evaluierung zahlreicher Designoptionen.
• Gelände- und Kollisionsanalyse: Berechnungen im Vorfeld der Bauphase liefern präzise Daten über notwendige Erdarbeiten (Earthwork Estimation).
• Dynamische Stücklisten: Materiallisten (BOM) werden direkt aus der Software generiert und bei Änderungen der Komponentenkonfiguration (z. B. Modul- oder Trackerwechsel) automatisch aktualisiert.

Innovationsfaktor

Das System verarbeitet Datenmengen von Projekten der 100MW+-Klasse in einer zusammenhängenden Software-Umgebung. Es ermöglicht den unmittelbaren Austausch von Komponenten-Herstellern (Tracker/Module) bei gleichzeitiger, automatischer Neugenerierung des Gesamtlayouts.

Impakt & Learnings

RWE bildet die Freiflächen-Solarpipeline vollständig über die Software ab. Zu den messbaren Ergebnissen gehören:

• Reduzierung der reinen Layout-Erstellungszeit von mehreren Tagen auf wenige Stunden.
• Erhöhte Kostensicherheit im Tiefbau durch die softwaregestützte Kollisionsanalyse vor Baubeginn.
• Verbesserte Datenbasis für finanzrelevante Entscheidungen durch direkt exportierbare Materiallisten.

Siemens vollendet wegweisendes Reallabor für Inselflexibilität auf den Azoren

Auf der Azoreninsel Terceira transformiert ein intelligentes Energiesystem die Stromversorgung. Durch das Zusammenspiel von Software aus dem Siemens Xcelerator Portfolio und einem 15-MW-Batteriespeicher wird der Anteil erneuerbarer Energien massiv gesteigert sowie die Flexibilität und Resilienz des isolierten Netzes optimiert.

Herausforderung

In isolierten, autonomen Inselsystemen führt der steigende Anteil stark fluktuierender erneuerbarer Energien wie Wind und Solar zu massiven Balanceproblemen zwischen Erzeugung und Verbrauch. Traditionell sichern dort fossile Dieselgeneratoren als rotierende Reserve die Netzfrequenz und Spannungsqualität ab. Um die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu senken und CO₂-Emissionen einzusparen, müssen diese stabilisierenden Systemdienstleistungen verlässlich durch digitale Steuerung und Speicher abgelöst werden.

Lösung

• Intelligentes Microgrid-Management per Software: Einsatz des Microgrid Management Systems aus dem Siemens Xcelerator Portfolio. Die Software ermöglicht Echtzeitüberwachung, Steuerung und präzise wetterdatenbasierte Produktions- und Verbrauchsprognosen für eine optimale Einsatzplanung.
• Leistungsstarke, netzbildende Speicherinfrastruktur: Integration eines 15-Megawatt Fluence Gridstack Batteriespeichersystems. Die Anlage erbringt netzbildende Eigenschaften, stellt Blindleistung sowie Kurzschlusskapazität bereit und fängt Überschüsse der Erneuerbaren verlässlich auf.
• Wissenschaftliche Systemintegration und Validierung: Das Consulting-Team von Siemens Power Technologies International (PTI) begleitete EDA seit 2018 mit techno-ökonomischen Dimensionierungsstudien und dynamischen Integrationsanalysen, um die Zuverlässigkeit und Sicherheit des gesamten elektrischen Systems unter verschiedenen Szenarien abzusichern.

Innovationsfaktor

• Blaupause für europäische Insel-Microgrids: Eines der größten Stand-alone-Batteriespeicherprojekte auf einer europäischen Insel, das als technologisches Vorbild für isolierte Netze weltweit dient.
• Vom fossilen Backup zur softwaregesteuerten Resilienz: Die Kombination aus Microgrid-Software und BESS (Battery Energy Storage System) ersetzt die klassische fossile rotierende Reserve und hebt den Anteil erneuerbarer Energien im Mix auf bis zu 50 Prozent.
• Ganzheitliche digitale Transformation von EVUs: Das Projekt demonstriert den messbaren Wert der Verbindung von operativer Hardware und vorausschauender Software (Siemens Xcelerator) als direkten Hebel für die Energiewende bei Energieversorgungsunternehmen (EVU).

Impakt & Learnings

Das Projekt bricht die Abhängigkeit autarker Netze von fossilen Energieträgern auf und beweist, dass Software- und Speicherkompetenz die Volatilität von Wind- und Solarkraft vollständig kompensieren können. Terceira spart dadurch jährlich über 3.600 Tonnen CO₂ ein. Das Reallabor zeigt, dass eine Erhöhung des Ökostromanteils auf bis zu 50 Prozent in isolierten Systemen technisch absolut sicher, wirtschaftlich tragfähig und netzbetriebskonform realisierbar ist.

Förderfreier Solarstrom für Industrie und Region

• © Solarkraftwerk Halenbeck-Rohlsdorf I/II GmbH
• © Solarkraftwerk Halenbeck-Rohlsdorf I/II GmbH
• © Solarkraftwerk Halenbeck-Rohlsdorf I/II GmbH

Herausforderung

Förderfreie PV-Großanlagen müssen langfristig wirtschaftlich abgesichert, netzseitig integriert und für industrielle Abnehmer planbar nutzbar werden. Gleichzeitig braucht ein Projekt dieser Größenordnung Akzeptanz vor Ort, sichtbare kommunale Vorteile und einen belastbaren Naturschutzansatz.

Lösung

• Errichtung eines rund 230 Megawattpeak (MWp) Solarparks mit langfristiger PPA-Struktur: 75 Prozent der Erzeugung für Shell, 12,5 Prozent für die Sparkassen-Gruppe, 12,5 Prozent für Markt und Bürgerstrom.
• Vorbereitung der Anlage auf DC-seitige Großspeicher: zunächst 2 x 7,14 Megawattstunden (MWh) für Nachtstrom und Bürgerstromtarif, perspektivisch ca. 480 MWh Speicher für planbaren Solarstrom XXL.
• Umsetzung als Biodiversitäts-Solarpark mit breiten Reihenabständen, Pflegekonzept und umlaufender Hecke statt festem Zaun.

Innovationsfaktor

• Förderfreie Solarstromerzeugung wird mit industrieller XXL-Abnahme und erneuerbarer Wasserstoffproduktion gekoppelt.
• Das Projekt verbindet PPA-Finanzierung, Bürgerstrom, Bürgerbeteiligung und Speicheroptionen in einem skalierbaren Modell.
• Die Biodiversitätsgestaltung mit zehn Kilometer langer Hecke und internem Ausgleich schafft ökologische Wirkung direkt am Standort.

Impakt & Learnings

Förderfreie Solarstromerzeugung wird mit industrieller XXL-Abnahme und erneuerbarer Wasserstoffproduktion gekoppelt. Das Projekt verbindet PPA-Finanzierung, Bürgerstrom, Bürgerbeteiligung und Speicheroptionen in einem skalierbaren Modell. Die Biodiversitätsgestaltung mit zehn Kilometer langer Hecke und internem Ausgleich schafft ökologische Wirkung direkt am Standort.

Netzstabilisierung durch netzbildende Batteriespeicher

Systemrelevante Pilotprojekte: Ein 55-Megawattstunden-Batteriespeicherpark in Föhren wird zur Blaupause für die Anwendung der netzbildenden Technologie mit netzbildenden Wechselrichtern. Im Speicherpark sowie im Multi-Megawatt-Labor werden die Grundlagen für einen flächendeckenden Einsatz der Technologie zur Systemstabilität im Verteilnetz erforscht und getestet.

• © Westnetz, Schoenergie, Fraunhofer ISE, Universität Stuttgart
• © Westnetz, Schoenergie, Fraunhofer ISE, Universität Stuttgart

Herausforderung

Frequenz und Spannung im Stromnetz müssen zukünftig von erneuerbaren Energien und Batteriespeichern stabilisiert werden anstatt von den Schwungmassen konventioneller Kraftwerke. Dafür kommen netzbildende Wechselrichter zum Einsatz. Für den standardisierten Einsatz dieser Technologie sind Feldversuche im Verteilnetz entscheidend für eine flächendeckende Einführung.

Lösung

• Laborprüfung: Simulative Voruntersuchungen zur Bestimmung von möglichen Risiken und Netzrückwirkungen, technische Prüfung einzelner netzbildender Wechselrichter
• Feldtest: Erste erfolgreiche Inbetriebnahme eines 55 Megawattstunden-Batteriespeicherparks im netzbildenden Betrieb mit netzbildenden Wechselrichtern im Verteilnetz
• Generalisierung: Ableitung von Schlussfolgerungen für Hochdurchdringungsszenarien von netzbildenden Anlagen, Erarbeitung eines Best Practice Guides für den flächendeckenden Rollout

Innovationsfaktor

• Validierung unter Labor- und Praxisbedingungen: Eine netzbildende Anlage der Multi-Megawatt-Klasse wird im akkreditierten Multi-Megawatt-Labor des Fraunhofer ISE sowie über zwei Jahre im Mittelspannungsnetz getestet.
• Mehr Sicherheit für den Netzanschluss: Die Tests unter realen Bedingungen zeigen Stabilitäts- und Interoperabilitätseffekte, die in Simulationen oft nicht sichtbar werden.
• Praxisnahe Werkzeuge für Netzbetreiber: Das Projekt entwickelt einfache Bewertungsansätze und Handlungsempfehlungen, damit Verteilnetzbetreiber netzbildende Anlagen künftig effizienter anschließen und neue Herausforderungen besser planen können.

Impakt & Learnings

Das Projekt etabliert wichtige Grundlagen auf forschungs- und praxistechnischer Ebene für den flächendeckenden Einsatz von Batteriespeichern mit netzbildenden Wechselrichtern zur Netzstabilisierung. Dabei liefert es wichtige Erkenntnisse für Netzbetreiber und die Anwendung im Verteilnetz und zeigt die Interoperabilität mit anderen Anlagen (PV-Parks, Lasten etc.)

Sektoren-Allianz für maximale Netzdienlichkeit im industriellen Maßstab

• © Statkraft, SUNOTEC
• © Statkraft, SUNOTEC

Herausforderung

Die Integration von PV-Großanlagen in das Stromnetz scheitert oft an der Volatilität der Erzeugung und fehlender Flexibilität. Bei Großprojekten entstehen zudem erhebliche Schnittstellenrisiken zwischen Engineering, Komponentenlieferung und Bau. Gleichzeitig gilt es, brachliegende Industrie- und Konversionsflächen – wie eine 41 Hektar große, ehemalige Kiesgrube – bautechnisch und ökologisch so zu transformieren, dass erneuerbare Energieerzeugung, strenger Artenschutz und Flächennutzungsauflagen Hand in Hand gehen.

Lösung

• Errichtung eines integrierten Hybridkraftwerks bestehend aus 46,4 Megawattpeak (MWp) installierter PV-Leistung und einem großdimensionierten 57-Megawattstunden (MWh) Batterie-Großspeicher (BESS).
• Reduzierung von Schnittstellenrisiken durch die Vergabe des gesamten Projektlebenszyklus – von der Geotechnik über die Fertigung und den Bau bis zum späteren Betrieb – an einen einzigen Generalunternehmer (SUNOTEC).
• Installation von rund 73.000 modernen Solarmodulen auf dem ehemaligen Kiesgrubengelände zur Erzeugung von jährlich ca. 50.000 MWh grünem Strom.
• Nahtlose technische Verzahnung des Speichersystems von Statkraft mit der Solargenerierung zur Glättung von Einspeisespitzen und zur Bereitstellung bedarfsgerechter Netzflexibilität unter den Bedingungen der EEG-Förderung.

Innovationsfaktor

• Das Projekt bricht die klassische Trennung von Erzeugung und Speicherung auf und realisiert Deutschlands größtes, EEG-gefördertes Solar-Batterie-Hybridkraftwerk als technologische Einheit.
• Die organisatorische Bündelung aller Gewerke minimiert Reibungsverluste und schafft ein hochgradig skalierbares Umsetzungsmodell für zukünftige hybride Großinvestitionen.
• Durch die enge Kooperation mit Biologen und Umweltplanern von Statkraft wird die Großanlage als ökologisches Refugium konzipiert, das Stromerzeugung und aktiven Habitatschutz für bedrohte Amphibien-, Reptilien- und Vogelarten direkt miteinander verzahnt.

Impakt & Learnings

Das Hybridkraftwerk Zerbst setzt neue Maßstäbe für die netzdienliche Transformation von industriellen Konversionsflächen. Mit einer Jahreserzeugung von rund 50.000 MWh können rechnerisch 14.000 Haushalte mit grünem Strom versorgt werden, was zu einer jährlichen CO₂-Einsparung von ca. 32.000 Tonnen führt. Das wichtigste Learning: Der Schlüssel zur erfolgreichen Energiewende im industriellen Maßstab liegt in der Reduzierung von Projektkomplexität durch integriertes Engineering sowie in der Aufwertung von Brachflächen zu Biodiversitäts-Hotspots. Technische Spitzenleistung und ökologische Verantwortung schließen sich bei Großprojekten nicht aus, sondern bedingen einander.

In Bulgarien koppelt Electrohold Trade gemeinsam mit The Mobility House Energy Solarparks und Batteriespeicher nach dem Co-Location-Prinzip. Die Anlagen werden über eine moderne Handelsplattform intelligent optimiert. Bereits in der ersten Ausbauphase werden Systeme mit einer Kapazität von rund 2,9 GWh integriert.

Herausforderung

Volatile Solarstrom-Erzeugung und begrenzte Netzflexibilität: Durch die direkte Kopplung von Solarpark und Batteriespeicher wird überschüssige Energie lokal gespeichert, netzdienlich zu einem späteren Zeitpunkt eingespeist und somit die Netzstabilität erhöht. Angebot und Nachfrage werden durch fortschrittliche Aggregations- und Trading-Software optimal ausbalanciert und Erträge dadurch optimiert.

Lösung

Umsetzung eines Co-Location-Systems aus Solarpark und Großbatteriespeicher: Das Projekt kombiniert erneuerbare Erzeugung mit Speicherkapazität an einem Standort, um Solarstrom flexibel zu speichern und bedarfsgerecht ins Netz bzw. in den Markt zu bringen.

Einbindung einer intelligenten Handels- und Optimierungsplattform: Der Batteriespeicher wird nicht nur physisch integriert, sondern auch softwareseitig so gesteuert, dass Lade-/Entladevorgänge marktorientiert und netzdienlich erfolgen.

Operative Grundlage für wirtschaftlichen Speicherbetrieb im Energiemarkt: Durch die Verbindung von Asset, Steuerung und Vermarktung wurde ein skalierbares Betriebsmodell geschaffen, das sowohl technische als auch kommerzielle Anforderungen erfüllt.

Innovationsfaktor

Ganzheitlicher Co-Location-Ansatz: Besonders ist die enge Verzahnung von Solarerzeugung, Batteriespeicher und algorithmischer Vermarktung in einem integrierten Gesamtsystem statt isolierter Einzelkomponenten.

Mehrwert durch intelligente Flexibilitätsnutzung: Der Speicher dient nicht nur zur Zwischenspeicherung, sondern wird aktiv zur Optimierung von Energieflüssen, Marktchancen und Netzverträglichkeit eingesetzt.

Übertragbares Modell für die Energiewende in Europa: Das Projekt zeigt, wie sich große Speicherlösungen wirtschaftlich und skalierbar in Energiemärkten etablieren lassen.

Zum Einsatz kommt die Aggregations- und Trading-Software von The Mobility House Energy. Die Software ist darauf spezialisiert, verschiedene Batterietechnologien, Echtzeit-Daten und Marktdynamiken zu bündeln und zu optimieren. Die Energieanlagen werden damit nicht mehr traditionell über fixe Einspeisevergütungen betrieben. Stattdessen ermöglicht die Plattform fortgeschrittenes Flexibilitäts-Trading: Energie wird dynamisch gehandelt, Angebot und Nachfrage werden optimal ausbalanciert. Algorithmen sorgen dafür, dass Erträge maximiert und Systemdienstleistungen für das Stromnetz bereitgestellt werden.

Impakt & Learnings

Leuchtturmprojekt mit europäischer Relevanz: Das Projekt zählt mit einer Gesamtkapazität von 2,9 GWh zu den größten Co-Location-Anwendungen dieser Art in Europa und zeigt, dass großskalige Batteriespeicher erfolgreich mit erneuerbarer Erzeugung kombiniert und wirtschaftlich betrieben werden können. Das Projekt liefert wertvolle Erkenntnisse für künftige Großspeicherprojekte – insbesondere zu Systemintegration, Flexibilitätsvermarktung (FCR, aFRR, Day-Ahead, Intraday und Imbalance Markets) und Skalierbarkeit in europäischen Strommärkten.

Wie intelligente Systemvernetzung den Wellnessbetrieb autark macht

Mit der grundlegenden Modernisierung ihrer Energieversorgung realisiert die Therme Bad Wörishofen ein zukunftsweisendes Modell für den nachhaltigen Wellnessbetrieb. Das Projekt verbindet eine großflächige Photovoltaik-Parkplatzüberdachung, industrielle Großspeicher und eine intelligente Sektorenkopplung zu einem vernetzten Gesamtsystem für maximale Autarkie und Wirtschaftlichkeit.

• © FENECON
• © FENECON
• © FENECON

Herausforderung

Ein moderner Wellnessbetrieb wie die Therme Bad Wörishofen ist von Natur aus extrem energieintensiv. Angesichts schwankender Energiemärkte und steigender ökologischer Anforderungen stand das Unternehmen vor der Aufgabe, eine langfristig wirtschaftliche und krisenfeste Energieversorgung aufzubauen. Gesucht wurde eine Lösung, die dezentrale Erzeugung vor Ort maximiert, den externen Netzbezug senkt und die Erzeuger- und Verbraucherkomponenten im täglichen Betrieb intelligent miteinander vernetzt.

Lösung

Im Rahmen des Projekts wurde die bestehende Infrastruktur zu einem intelligenten, weitgehend autarken Energiesystem umgebaut. Das Herzstück bildet eine Photovoltaik-Anlage mit einer Leistung von 1,34 Megawatt (MW), die als großflächige Parkplatzüberdachung installiert wurde. Um den Solarstrom bedarfsgerecht zwischenzuspeichern und Erzeugungsspitzen abzufangen, wurden drei industrielle Großspeicher mit einer Gesamtkapazität von 3.864 kWh integriert. Eine eigene neue Trafostation sichert die reibungslose Systemvernetzung. Ergänzt wird die Anlage durch 28 E-Ladepunkte auf dem Gelände. Während Blockheizkraftwerke und Heizkessel die thermische Basis sichern, ist das Gesamtsystem bereits flexibel auf die perspektivische Integration einer Großwärmepumpe ausgelegt.

Innovationsfaktor

Das Projekt demonstriert erstmalig in dieser Größenordnung im Großgewerbe, wie ein energieintensiver Freizeitbetrieb an sonnigen Tagen eine vollständige energetische Eigenversorgung realisieren kann. Bei vollem Sonnenschein erreicht die Stromproduktion bis zu 180 % des eigentlichen Gesamtbedarfs. Die Therme entwickelt sich damit vom klassischen Verbraucher hin zu einem intelligent gesteuerten Smart-Grid-Akteur, der dezentrale Erzeugung, industrielle Speicherkapazität und E-Mobilität sektorenübergreifend verzahnt.

Impakt & Learnings

Das Vorhaben optimiert die Eigenverbrauchsquote der Therme Bad Wörishofen und senkt den externen Netzbezug drastisch, was die Wirtschaftlichkeit und langfristige Kostenkalkulierbarkeit des Betriebs erheblich steigert. Das Projekt gilt als europäische Blaupause für den Tourismus- und Dienstleistungssektor: Es zeigt, dass Klimaschutz und Standortsicherung Hand in Hand gehen können und wie bereits versiegelte Infrastrukturflächen (wie Parkplätze) durch konsequente Systemvernetzung zur tragenden Säule einer zukunftssicheren Energieversorgung werden.

Sektorenkopplung über integrierte Kompaktstationen

Herausforderung

Die Verbindung von großflächiger dezentraler Erzeugung und moderner Mobilitätsinfrastruktur stellt hohe Anforderungen an die Netzanschlusstechnik. Beim FEAG Energy Hub galt es, eine PV-Dachanlage mit einer Leistung von über 2.000 kWp, eine umfangreiche Ladeinfrastruktur für PKW und LKW sowie den regulären Netzbezug der Gewerbefläche in ein stabiles Gesamtsystem zu integrieren. Die Kernherausforderungen lagen in der physischen Zusammenführung dieser diversen Anlagenteile innerhalb einer kompakten Stationslösung. Zudem mussten ein komplexes Schutzkonzept zur Sicherung der Versorgungssicherheit, eine präzise EZA-Regelungstechnik samt Lastmanagement, ein übergeordnetes Energiemanagementsystem sowie eine zuverlässige Kommunikationsanbindung an die Leitstelle des regionalen Energieversorgers prozesssicher umgesetzt werden.

Lösung

• Kompakte und robuste Energielösung: FEAG entwickelte eine innovative, nicht begehbare Trafokompaktstation (TKS) aus robustem, feuerverzinktem und pulverbeschichtetem Stahlblech, die höchste Langlebigkeit garantiert. Im Inneren wurden zwei separate Niederspannungsverteilungen inklusive modernster Schutz- und Messtechnik aufgebaut.
• Normenkonformer Mischbetrieb: Das System erfüllt lückenlos die strengen Anforderungen nach VDE-AR-N 4110, IEC 61439-1/2 sowie alle relevanten Mittel- und Niederspannungsnormen (IEC/VDE/TAB) und gewährleistet so einen sicheren Mischbetrieb aller Energieflüsse.
• Präzise Energieflusssteuerung: Die eigens entwickelte Regelungstechnik und das durchdachte Energieverteilungskonzept ermöglichen eine exakte Steuerung der Netzflüsse (einschließlich Überschusseinspeisung) unter vollständiger Einhaltung der Netzanschlussanforderungen. Gekoppelt mit einem intelligenten Lastmanagement sorgt die Station für eine effiziente Verteilung und fängt Lastspitzen zuverlässig ab.

Impakt & Learnings

Der Energy Hub Hamburg liefert ein Praxismodell für die urbane Energiewende und den gewerblichen Netzausbau. Durch die zentrale Zusammenführung aller Anwendungen in einer Station werden die Betriebskosten massiv gesenkt und die Gesamteffizienz der Energieflüsse signifikant gesteigert. Das flexible, modulare Baukastensystem der FEAG-Kompaktstation garantiert zudem eine zukunftssichere Skalierbarkeit: Zukünftige Erweiterungen der Ladeinfrastruktur oder zusätzliche Energiequellen lassen sich ohne tiefgreifende Eingriffe in die bestehende Infrastruktur unkompliziert realisieren.

In Polen nimmt die PV-Großanlage Zwartowo seit 2026 am Regelenergiemarkt teil. Dafür stellt sie durch innovative Lösungen in der Wirkleistungsregelung sowie Daten- und Prognosetools zuverlässig Regelenergie bereit. Damit zeigt das Projekt: Die Solarenergie kann Systemverantwortung übernehmen und Netzstabilität gewährleisten.

Herausforderung

In Energiesystemen mit zunehmenden Anteilen erneuerbarer Energien entfallen die Synchrongeneratoren fossiler Kraftwerke in ihrer Funktion, das Netz stabil zu halten. Ausgleichsleistungen zur Netzstabilisierung müssen künftig von erneuerbaren Erzeugern übernommen werden. Durch Optimierung des PV-Anlagenbetriebs kann zuverlässig Regelenergie bereitgestellt werden.

Lösung

• Erweiterte Regelbarkeit und Netzkonformität: Präzise Wirkleistungsregelung, schnelle Reaktionsfähigkeit und kontinuierliche Verfügbarkeit. Die Anlage kann unter wechselnden Wetterbedingungen zuverlässig den Regelsignalen folgen.
• Hochauflösende Daten, Prognosen und Regelungsinfrastruktur: Sehr hohe Datenqualität, Echtzeitüberwachung und zuverlässige Produktionsprognosen. Ein entfernter Lastfrequenzregelungsknoten (LFC) sowie robuste Steuerungs- und Kommunikationssysteme ermöglichen eine genaue Einsatzplanung und Überprüfung.
• Umfassende Betriebsqualifizierung und Tests: Der Qualifizierungsprozess umfasste umfangreiche TSO-konforme Tests, behördliche Validierungen und eine enge Abstimmung mit Netzbetreibern und um zu garantieren, dass die Solaranlage Ausgleichsleistungen mit derselben Zuverlässigkeit wie konventionelle Anlagen erbringen kann.

Innovationsfaktor

• Erste große Photovoltaikanlage in Polen, die für Regelenergie qualifiziert ist: Zwartowo ist die erste PV-Großanlage, die die strengen technischen, regulatorischen und betrieblichen Anforderungen des Regelenergiemarktes erfüllt.
• Solar-PV wandelt sich vom passiven Erzeuger zum aktiven Systemdienstleister: Das Projekt zeigt, dass PV-Anlagen trotz wetterbedingter Schwankungen präzise Regelbarkeit, hochwertige Echtzeitdaten und zuverlässige Betriebsleistung liefern können.
• EPC-Qualität und Anlagenmanagement als Wegbereiter für die Marktintegration: Zwartowo zeigt, dass nur gut konzipierte, professionell gebaute und aktiv verwaltete PV-Anlagen für Ausgleichsleistungen in Frage kommen. Hohe EPC-Standards und fortschrittliches Anlagenmanagement führen direkt zu neuem Marktzugang und zusätzlichen Wertströmen.

Impakt & Learnings

Das Projekt widerlegt die traditionelle Sichtweise auf Solarenergie als unzuverlässige Energiequelle und zeigt, dass die erneuerbaren Energien Netzstabilität unterstützen und gewährleisten können. Zwartowo gibt einen Ausblick auf ein System, das vollständig durch Erneuerbare gespeist werden kann: Relevante Systemdienstleistungen können wirtschaftlich rentabel durch Solarenergie bereitgestellt werden.

Smarte Hybrid-Lösung für maximale Autarkie

• © Huawei
• © Huawei
• © Huawei

Herausforderung

Gewerbebetriebe mit hohem Energiebedarf stehen vor der Herausforderung, ihre Energiekosten nachhaltig zu senken und gleichzeitig einen maximalen Grad an lokaler Energieautarkie zu erreichen. Beim Metall- und Anlagenbauer MAW Eckartshausen galt es, eine neue Infrastruktur aus Eigenerzeugung und Speicherung effizient zu vernetzen. Das Projekt erforderte zwingend einen VDE-zertifizierten Hybrid-Power-Controller, um sowohl die Eigenverbrauchsoptimierung als auch eine sichere Überschusseinspeisung im Rahmen der Direktvermarktung regelungskonform zu gewährleisten. Die technische Komplexität des Gesamtsystems sowie die Koordination zahlreicher beteiligter Parteien im Projektmanagement bildeten dabei die zentralen Hürden bei der Realisierung.

Lösung

• Umsetzung eines smarten Hybrid-Systems: Kombination einer 256 kWp Photovoltaikanlage mit einem 215 kWh Batteriespeicher (BESS) zur optimalen Sektorenkopplung.
• Standardisiertes Hybrid-EMS: Einsatz des EZA-Reglers blue’Log XC von ingenia in einem anschlussfertigen Schaltschrank, der als herstellerunabhängige, frei konfigurierbare und skalierbare Steuerungslösung die flexible Einspeiseregelung sowie die Direktvermarktungsschnittstelle abbildet.
• Effiziente Inbetriebnahme & Controlling: Reduktion des Installationsaufwands vor Ort durch digitale Vorab-Projektierung und Fern-Inbetriebnahme. Im laufenden Betrieb sichert die professionelle Monitoring-Software VCOM das zentrale Controlling und die kontinuierliche Überwachung aller Leistungsdaten.

Innovationsfaktor

• Das eingesetzte Energiemanagementsystem basiert auf dem standardisierten Regler blue’Log PPC, welcher ab Werk vollumfänglich nach VDE zertifiziert ist.
• Durch diese innovative Systemarchitektur erübrigt sich der sonst übliche, kostenintensive Einsatz einer individuell programmierten Speicherprogrammierbaren Steuerung (SPS).
• Das Projekt beweist, dass sich komplexe gewerbliche Hybridanlagen durch Standardisierung radikal vereinfachen, herstellerunabhängig skalieren und ohne Medienbrüche in bestehende Vermarktungsstrukturen integrieren lassen.

Impakt & Learnings

Das Sektoren-Hybrid-Modell liefert im realen Gewerbebetrieb herausragende Resultate: Seit der Inbetriebnahme konnten bereits knapp 13 MWh sauberer Solarstrom flexibel aus der Batterie zwischengespeichert und bedarfsgerecht genutzt werden. Dadurch sank der externe Strombezug aus dem öffentlichen Netz um gut ein Viertel auf nur noch 37 MWh. Das Projekt demonstriert, wie die Standardisierung von Steuerungskomponenten komplexe Systeme auch für den industriellen Mittelstand einfach beherrschbar macht, Energiekosten signifikant senkt und den Weg zu einer rentablen, dezentralen Energieautarkie ebnet.

Intelligente KI-Steuerung senkt Energiekosten um bis zu 30 %

Vor dem Einsatz von flexOn fehlte dem Kühllogistiker Peter Bade GmbH der detaillierte Einblick in die vielen einzelnen Energieflüsse. Die intelligente Plattform von encentive vernetzt und steuert nun Kälteanlage, Wärmepumpe und PV-Anlagen automatisiert. Durch Peak Shaving und die Nutzung günstiger Strompreise am Spotmarkt sinken die Kosten deutlich.

• © encentive
• © encentive
• © encentive

Herausforderung

• Vor der Umsetzung des Projekts fehlte dem Kühllogistiker eine transparente Übersicht über die eigenen Energieflüsse, der manuelle Aufwand für die Zusammenstellung der Lastgänge war hoch.
• Gleichzeitig konnten vorhandene Potenziale wie selbst erzeugter PV-Strom oder der Stromeinkauf auf Basis von Spotmarkt-Peisen nicht effizient genutzt werden.
• Hinzu kamen hohe Netzkosten durch Lastspitzen, da ein dynamisches Lastmanagement fehlte.

Lösung

• Vernetzung und intelligente Steuerung der Energieinfrastruktur: Die Peter Bade GmbH betreibt eine 6.500 m² große Kühl- und Logistikhalle mit Kälteanlage, Wärmepumpe und eigenen PV-Anlagen. Durch die Implementierung der flexOn-Plattform wurden sämtliche Energieanlagen miteinander vernetzt und zentral gesteuert. Eine KI-gestützte Analyse ermöglicht die präzise Prognose von Energieverbrauch und -erzeugung sowie eine automatisierte Optimierung des Systems.
• Dynamische Lastverschiebung und Peak Shaving: Der Stromverbrauch wird gezielt in Zeiten niedriger Börsenstrompreise verschoben, wenn in der Regel viel Strom aus Erneuerbaren zur Verfügung steht. Gleichzeitig werden Lastspitzen durch Nutzung des eigenen PV-Stroms und intelligentes Peak Shaving reduziert. Dabei dient die Kälteanlage als thermischer Speicher, wenn Strom günstig zur Verfügung steht.
• Systemintegration und Nutzung von Synergieeffekten: Zusätzlich werden alle Komponenten des Energiesystems miteinander verzahnt, sodass Synergieeffekte – etwa durch die Nutzung von Abwärme – optimal ausgeschöpft werden.

Innovationsfaktor

• Einsatz der Kälteanlage als thermischer Speicher: Gezieltes „Vorkühlen“ bei günstigen Preisen, um in teuren Hochlastphasen den Stromverbrauch drastisch zu drosseln.
• Ganzheitliche Vernetzung: Die Anlagen arbeiten nicht isoliert, sondern greifen ineinander, z. B. nutzt die Wärmepumpe direkt die Abwärme der Kälteanlage.
• Vorausschauende KI-Automatisierung: Das System reagiert nicht nur, sondern steuert proaktiv anhand von Wetter-, Verbrauchs- und Preisprognosen – komplett ohne manuelle Eingriffe und im 15-Minuten-Takt, der zentralen Taktung im deutschen Stromhandel.

Impakt & Learnings

Die Einsparungen bei Energieverbrauch und -kosten sowie die Reduktion der CO₂-Emissionen sind signifikant.

Einsparung im Betrachtungsjahr:

• Stromverbrauch -11,3 Prozent Strom (135 Megawattstunden)
• Arbeitspreise -15,6 Prozent
• Netzentgelte -30 Prozent
• CO2-Ausstoß - 54 Tonnen

Das Projekt zeigt, dass intelligente Steuerungssysteme eine zentrale Rolle dabei spielen können, den Gewerbesektor zu dekarbonisieren und seine Effizienz zu steigern. Es wird deutlich, dass der größte Hebel nicht allein in neuer Infrastruktur liegt, sondern in der intelligenten Nutzung und Vernetzung bestehender Systeme.

Wessels Logistik setzt auf PV, Speicher und Conev

• © Coneva
• © Coneva
• © Coneva

Herausforderung

Lösung

• Umsetzung eines lokalen Energiemanagementsystems (EMS): Einsatz eines intelligenten Edge-Controllers (coneva Flex) zur vollautomatisierten, prognosebasierten Echtzeitsteuerung von PV-Anlage, Batteriespeicher und Ladeinfrastruktur.
• Intelligentes Peak Shaving & Lastverschiebung: Zuverlässige Deckelung der maximalen Netzanschlussleistung auf 500 kW und gezielte Verschiebung von Ladevorgängen in Phasen außerhalb von Hochlastzeitfenstern (atypische Netznutzung nach § 19 StromNEV) sowie in Zeiten mit niedrigen Börsenstrompreisen.
• Maximierung des PV-Eigenverbrauchs: Zwischenspeicherung des lokal erzeugten Solarstroms im 1.288 kWh Batteriespeicher für die zeitversetzte, bedarfsgerechte Ladung der E-LKW, wobei betriebliche Logistikanforderungen stets priorisiert bleiben.

Innovationsfaktor

• Das Projekt verbindet mehrere komplexe Optimierungsziele in einem einzigen, prognosebasierten Steuerungssystem.
• Die Ladeinfrastruktur agiert nicht isoliert, sondern ist vollständig mit Erzeugung, Speicherung, Netzrestriktionen und dem Strommarkt vernetzt.
• Der wegweisende Multi-Use-Ansatz des Batteriespeichers ermöglicht die simultane Bewältigung von Peak Shaving, Eigenverbrauchsmaximierung, Netzentgeltminimierung und die Nutzung dynamischer Stromtarife in einem skalierbaren Modell.

Impakt & Learnings

Das Projekt erbringt den Praxisbeweis, dass der Aufbau leistungsstarker E-Flotten auch bei unzureichendem Netzanschluss ohne teure und langwierige Netzausbaumaßnahmen sofort realisierbar ist. Der messbare Erfolg spiegelt sich in einer Reduktion der Netzentgelte um bis zu 80 Prozent durch die erfolgreiche Umsetzung der atypischen Netznutzung wider. Parallel dazu konnten die reinen Strombezugskosten durch die dynamische Steuerung und die Ausnutzung flexibler Marktpreise um bis zu 30 Prozent gesenkt werden. Wessels Logistik demonstriert damit ein hochgradig skalierbares Modell für die kosteneffiziente Dekarbonisierung des Schwerlastverkehrs im gewerblichen Mittelstand.

Eine Gemeinde und ihre Bürger profitieren von einem integrierten erneuerbaren Energiesystem

Die Energiewendegemeinde Bosbüll zeigt, wie ländliche Regionen die Energiewende selbst gestalten können: Mit Solar- und Windparks, Nahwärmenetz und Wasserstoffproduktion hat die Gemeinde ein integriertes Energiesystem geschaffen, das lokale Erzeugung intelligent nutzt und die Bürger finanziell daran beteiligt.

Herausforderung

Die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien im ländlichen Raum stellt die lokalen Netze vor Herausforderungen. Diese sind oft wenig ausgebaut, zugleich fehlt es an großen Abnehmern. Ziel in Bosbüll war deshalb eine Lösung, die den dort produzierten Strom sinnvoll vor Ort nutzt und die lokale Wertschöpfung stärkt. Um Akzeptanz zu schaffen, wurden die Bürger frühzeitig eingebunden – und profitieren spürbar von den Einnahmen.

Lösung

• Erneuerbare Energien mit Bürgerbeteiligung: Bosbüll begann bereits 2012 mit dem Bau eines ersten Solarparks, Ende 2025 ging der dritte Bürgersolarpark in Betrieb, der die Energieproduktion der Gemeinde um weitere 49 Megawatt Leistung erweiterte. Zwei Windparks – der erste entstand bereits in den 90er-Jahren – ergänzen die lokale Stromerzeugung.
• Wärmeerzeugung durch Power-to-Heat: Mithilfe von Power-to-Heat wird der erneuerbare Strom über eine 240‑kW-Wärmepumpe in Wärme umgewandelt und seit 2020 in ein Nahwärmenetz eingespeist. Bei einem Überangebot an Strom im öffentlichen Netz erzeugt ein Heizstab aus dem ansonsten abgeregelten Wind- und Solarstrom zusätzlich Wärme, die in einem großzügig bemessenen Pufferspeicher bereitgestellt wird. Ein Spitzenlast-Kessel dient als Redundanz, um beispielsweise die Wärmelieferung auch während einer Wartung der Wärmepumpe sicherzustellen.
• Grüner Wasserstoff durch Power-to-Gas: Zusätzlich wurde eine Produktionsanlage für grünen Wasserstoff aufgebaut, deren Elektrolyseleistung aktuell auf 2 MW erweitert wird. Sie nutzt ebenfalls den vor Ort erzeugten erneuerbaren Strom und kann ihre Prozesswärme in das Bosbüller Wärmenetz einspeisen. Der erzeugte Wasserstoff dient unter anderem als Energieträger für Brennstoffzellenbusse im regionalen ÖPNV.
• Erweiterung der Speichermöglichkeiten für überschüssigen Strom: Ein Batteriespeicher soll in Zukunft überschüssigen Strom speichern und für andere Sektoren nutzbar machen.

Innovationsfaktor

• Integriertes, sektorübergreifendes Energiesystem: Das Projekt kombiniert erneuerbare Stromerzeugung mit Wärmeversorgung und Wasserstoffproduktion. Durch die gezielte Nutzung von Stromüberschüssen entsteht ein flexibles, sektorübergreifendes Energiesystem.
• Lokale Wertschöpfung und Akzeptanz: Das Zusammenspiel von Bürgerenergie, lokaler Infrastruktur und skalierbarer Technologie schafft ein Leuchtturmprojekt für ein integriertes, erneuerbares Energiesystem. Durch die direkte Beteiligung der Bürger wird die Akzeptanz für Energiewendemaßnahmen gefördert.

Impakt & Learnings

• Bosbüll profitiert direkt von der Energiewende: Einnahmen aus den Anlagen fließen in die Gemeindeentwicklung – darunter ein neues Gemeindehaus, ein Spielplatz sowie die Sanierung von Straßen und Wegen. Kita- und Krippenplätze werden bezuschusst, Familien erhalten zusätzlich ein „Weihnachtskindergeld“. 2023 wurde der Grundsteuerhebesatz deutlich von 340 auf 100 Prozent gesenkt.
• Ein zentrales Learning ist die Bedeutung flexibler Systeme zur Nutzung von Stromüberschüssen sowie die aktive Einbindung der Kommune für langfristigen Erfolg.
• Das Projekt zeigt, dass erneuerbare Energien nicht nur Emissionen senken, sondern die Lebensqualität vor Ort steigern. Entscheidend ist die Verknüpfung von technischer Lösung, lokaler Beteiligung und langfristiger Perspektive.

Sektorenkopplung und Fassaden-PV für maximale Eigenheimportabilität

• © Prolux Solutions (c/o Kermi GmbH); Nopper Solar
• © Prolux Solutions (c/o Kermi GmbH); Nopper Solar
• © Prolux Solutions (c/o Kermi GmbH); Nopper Solar

Herausforderung

Ein bestehendes, mit 9,88 kWp für ein Zweifamilienhaus inklusive E-Auto eher knapp bemessenes Dach-PV-System soll so optimiert werden, dass ganzjährig ein Autarkiegrad von 87 % erreicht und eine verlässliche Notstromversorgung gesichert wird. Die Herausforderung liegt darin, Ertragsspitzen intelligent zu glätten, den hohen Energiebedarf der Elektromobilität ohne Netzbezug zu decken und die typische winterliche Erzeugungsschwäche sowie den abendlichen Verbrauchs-Peak zu überbrücken.

Lösung

• Integration eines großzügig dimensionierten 15-kWh-Batteriespeichers im Keller zur Glättung von Ertragsspitzen und zur vollständigen Abdeckung des Nachtverbrauchs.
• Installation eines leistungsstarken 12-kW-Wechselrichters, der als Systemzentrale fungiert und ausreichend Leistungsreserven für künftige Anlagennetzwerke bereithält.
• Implementierung eines intelligenten Lademanagements für die Wallbox mit einer strikten Priorisierungs-Kaskade: Hausverbrauch vor Batteriespeicher, vor E-Auto, vor Netzeinspeisung.
• Steuerung des E-Auto-Ladevorgangs über optimierte, geringere Ladeleistungen (z. B. 3,7 kW statt 11 kW) tagsüber, um eine unerwünschte Speicherentleerung bei temporärer Bewölkung zu verhindern.
• Geplante Erweiterung des Systems um eine vertikale 6-kWp-Fassaden-PV-Anlage mit West-Ausrichtung zur gezielten Abdeckung der abendlichen Verbrauchsspitzen und zur Maximierung des Solarertrags bei tiefstehender Wintersonne oder Schneebedeckung des Daches.

Innovationsfaktor

• Das Projekt kombiniert eine Bestandsanlage aus dem Jahr 2010 durch gezieltes Retrofitting mit modernster Speichertechnologie und intelligenter Großverbraucher-Priorisierung.
• Die gezielte Nutzung einer vertikalen Fassaden-PV-Anlage bricht die klassische Ausrichtung auf reine Dachflächen auf, um Erzeugung und Verbrauch (Abend-Peak, Winterertrag) architektonisch zu synchronisieren.
• Das System verbindet Speicher, intelligentes Überschussladen und multidirektionale PV-Flächen zu einem hochgradig resilienten Sektorenkopplungs-Modell für den privaten Wohnbereich, das als Blaupause für die schrittweise Transformation hin zur echten Insellösung dient.

Impakt & Learnings

Das Projekt demonstriert den enormen Hebel von intelligentem Speichermanagement und sektorenübergreifender Optimierung im privaten Wohnbau. Durch die Transformation wird der Eigenverbrauch von ehemals 879 kWh auf prognostizierte 3.932 kWh pro Jahr mehr als vervierfacht. Das Ergebnis ist ein massiver Sprung des Autarkiegrades von mageren 9,39 % (IST-Zustand vor Speicher-Erweiterung) auf das ambitionierte Ziel von 87 %. Das wichtigste Learning: Ein klug dimensionierter Speicher im Zusammenspiel mit einer intelligent gesteuerten Wallbox und komplementären Ausrichtungen der PV-Module (Dach + Fassade) macht auch vermeintlich kleine Altanlagen fit für die vollständige, regenerative Eigenversorgung von Wohnen und Mobilität.

Urbaner Campus als Blueprint für Net Zero

Gemeinsam mit Siemens transformiert die University of East London (UEL) ihre Standorte in intelligente, CO₂-neutrale Areale. Das Projekt kombiniert radikale Dekarbonisierung mit der Ausbildung der nächsten Generation von Nachhaltigkeitsexperten. Bereits im ersten Jahr wurden 470 Tonnen CO₂ eingespart und die Energiekosten massiv gesenkt.

Herausforderung

Die UEL steht vor einer besonderen urbanen Herausforderung: Eingebettet im Herzen Ost Londons, flankiert von der Themse und dem London City Airport, bietet der Campus kaum Platz für neue Grünflächen. Die Net-Zero-Strategie musste daher innovative Wege finden, um auf begrenztem Raum signifikante Emissionssenkungen zu erzielen und gleichzeitig den akademischen Betrieb in ein „Reallabor“ zu verwandeln.

Lösung

• Intelligente Infrastruktur & BMS: Installation von 11.000 LED-Leuchten und Anbindung von 35 Gebäuden an das cloudbasierte Gebäudemanagementsystem (BMS) zur Echtzeit-Optimierung des Energieverbrauchs.
• Dezentrale Energieerzeugung: Installation von 1,5 MW Solar-Photovoltaik (PV), die jährlich 1,2 GWh emissionsfreien Strom liefert. 90 % werden direkt vor Ort verbraucht, der Rest speist das nationale Stromnetz.
• Nachhaltige Mobilität: Aufbau einer flächendeckenden Ladeinfrastruktur mit 27 Siemens EV-Ladepunkten auf dem Docklands Campus zur Förderung der E-Mobilität bei Studierenden und Mitarbeitenden.
• Living Lab & Innovation Hub: Nutzung der Campus-Daten für Forschung und Lehre sowie Schaffung eines Hubs für lokale Green-Energy-Startups.

Innovationsfaktor

Der ganzheitliche Ansatz macht den Unterschied: Siemens integriert Nachhaltigkeit direkt in den Lehrplan. Das „Living Lab“ nutzt reale Betriebsdaten der Gebäude für die akademische Forschung. Damit ist der Campus nicht nur ein Ort des Lernens, sondern selbst ein aktives Versuchsfeld für die urbane Energiewende, das technologische Lösungen mit der Förderung von „Green Talents“ verknüpft.

Impakt & Learnings

Innerhalb kürzester Zeit wurde eine Reduktion der CO₂-Emissionen um 10 % (ca. 470 Tonnen im ersten Jahr) erreicht. Das langfristige Ziel ist eine jährliche Einsparung von 4.500 Tonnen CO₂ und eine Reduktion der Energiekosten um über 500.000 £ pro Jahr. Das Projekt beweist, dass auch urbane Bildungseinrichtungen ohne Expansionsflächen durch smarte Technologie und Partnerschaften eine Vorreiterrolle in der Dekarbonisierung einnehmen können.

Das Projekt BiFlex-Industrie bindet Fahrzeugflotten und Pendlerfahrzeuge per bidirektionalem Laden als Speicher in die Energieversorgung von Unternehmen ein. An sieben Standorten mit rund 40 Fahrzeugen werden rückspeisefähige Ladesysteme, standardisierte Schnittstellen und tragfähige Geschäftsmodelle für die Praxis erprobt.

Gefördert durch die Bundesrepublik Deutschland, Zuwendungsgeber: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. FKz: 01MV23020

Herausforderung

Fahrzeugbatterien sind ideal für den Lastausgleich im Stromnetz, doch marktreife Lösungen für bidirektionales Laden fehlen. Die Hürden sind komplex: Es mangelt an serienreifen Ladesystemen und der Software-Integration von Infrastruktur und Datenplattformen. Zudem erschweren fehlende Standards sowie starre regulatorische Rahmen den realen Betrieb.

Lösung

• Reale Systemdemonstration und Flottensteuerung: Aufbau von Demonstratoren mit rund 40 rückspeisefähigen AC-/DC-Fahrzeugen an sieben Standorten sowie Entwicklung offener Schnittstellen zur koordinierten Flottensteuerung.
• Präzise Prognosen und vollautomatische Integration: Einsatz neuer Verfahren zur exakten Vorhersage von Flexibilitätspotenzialen und nahtlose Verknüpfung der Hard- und Software mit bestehenden Energie- und IT-Plattformen.
• Praxisnahe Sektorenkopplung: Erprobung konkreter, vorausschauender Anwendungsfälle zur intelligenten Verbindung von Photovoltaik-Anlagen und Elektromobilität im realen Betrieb.

Innovationsfaktor

• Wandel zum ganzheitlichen Flottenkraftwerk: Transformation von der isolierten Insellösung hin zu einem vernetzten Gesamtsystem. Das Projekt bündelt mobile Speicher zu einer steuerbaren Einheit für das Energiesystem.
• Ganzheitliche Standardisierung und Systemintegration: Erstmalige Zusammenführung von offenen technischen Standards und realer Software-Integration. Die Ladeinfrastruktur wird nahtlos in die industriellen IT- und Datenplattformen eingebunden.
• Marktfähige Erprobung und Blaupausen-Erstellung: Validierung konkreter Geschäftsmodelle im realen industriellen Umfeld. Das Projekt schafft die skalierbare Vorlage für eine großflächige Integration mobiler Speicher in das übergeordnete Stromnetz.

Impakt & Learnings

Der Innovationsfaktor liegt im Wandel von der Insellösung zum ganzheitlichen „Flottenkraftwerk“. Das Projekt führt erstmals offene Standards, softwareseitige Systemintegration und reale Geschäftsmodelle im industriellen Umfeld zusammen. So entsteht die Blaupause für die großflächige, marktreife Integration mobiler Speicher in das Stromnetz.

Ein neues, skalierbares Energie-Ökosystem versorgt den Standort und seine Lkw-Ladeinfrastruktur nachhaltig mit Energie. Herzstück sind eine 1.015 kWp PV-Anlage und ein 510 kWh Batteriespeicher. Vier 150 kW DC-Ladesäulen laden E-Nutzfahrzeuge. Ein KI-gestütztes Energiemanagement optimiert den Betrieb im laufenden Geschäft.

Herausforderung

Die Kernaufgabe bestand darin, das Netzeinspeiselimit von 500 kW strikt einzuhalten. Dafür sorgt eine intelligente und vorausschauende Steuerung aller Energiequellen und -verbraucher. Das System balanciert kontinuierlich Netz, Eigenverbrauch sowie Ladebedarfe und fügt sich nahtlos in die Logistikprozesse ein.

Lösung

KI-gestützte und ganzheitliche System-Orchestrierung: Zentrale Steuerung von PV-Anlage, Batteriespeicher und Lkw-Ladepunkten durch ein intelligentes Energiemanagementsystem (EMS).

Wetter- und prognoseoptimierte Regelung: Dynamische und vorausschauende Anpassung der Energieflüsse basierend auf präzisen Wetterprognosen. Die PV-optimierte EMS-Steuerung reagiert frühzeitig auf Wetteränderungen, um die Eigenerzeugung maximal auszunutzen und Erzeugungsspitzen intelligent zu managen.

Zukunftssicheres und skalierbares Energiekonzept: Modularer und flexibler Systemaufbau, der sich problemlos erweitern lässt. Die Infrastruktur ist so konzipiert, dass sie nahtlos mit dem Wachstum des Logistikstandorts und steigenden Anforderungen an die Ladekapazitäten mitwachsen kann.

Innovationsfaktor

Ganzheitliche Systemorchestrierung statt isolierter Insellösungen: Vernetzung aller Energiekomponenten zu einem intelligenten Gesamtsystem.

KI-gestütztes und prognosebasiertes Energiemanagement: Vorausschauende Steuerung durch künstliche Intelligenz.

Impakt & Learnings

Der wirtschaftliche Impact des Projekts ist signifikant: Durch die intelligente Kombination aus hocheffizienter PV-Erzeugung, optimierter Speicherung und dem KI-Energiemanagement lässt sich vermutlich eine Reduktion der Stromkosten von bis zu 35 % erzielen. Diese prognostizierte Einsparung senkt die Betriebskosten nachhaltig und macht den Logistikstandort unabhängiger von schwankenden Energiepreisen.

Kleinstflexibilitäten bereit für den echten Netzeinsatz

Gemeinsam haben TransnetBW und Octopus Energy im Pilotprojekt OctoFlexBW bewiesen, wie die Energiewende auf der Straße funktioniert. Über 700 Elektrofahrzeuge wurden erfolgreich zusammengeschaltet, um das Stromnetz verlässlich und flexibel zu stabilisieren (Stichwort: Redispatch 3.0). Das erfolgreiche Projekt zeigt: Kleinstflexibilitäten sind bereit für den echten Einsatz – ein echter Gewinn für die Netzstabilität und ein Vorteil für alle Fahrerinnen und Fahrer.

Herausforderung

Die größte Hürde für das Pilotprojekt bestand darin, den Redispatch mit Kleinstflexibilitäten aus über 700 E-Autos vollkommen End-to-End umzusetzen. Bei dieser bundesweiten Premiere mussten die extrem hohen regulatorischen und praktischen Anforderungen bestehender energiewirtschaftlicher Prozesse unter realen Bedingungen lückenlos erfüllt werden.

Lösung

• Skalierbare End-to-End-Prozesskette: Vollständig integrierte Abläufe von der obersten Systemführung bis hinunter zur einzelnen technischen Einheit im Feld. Die Architektur ermöglicht eine lückenlose und automatisierte Weitergabe von Steuerungssignalen über alle Systemebenen.
• Cloudbasierte Signalleitung und Plattform-Synchronisation: Direkte Bereitstellung von Redispatch-Abrufen durch die Hauptschaltleitung auf der TransnetBW-eigenen Datenplattform DA/RE. Von dort aus erfolgt die automatisierte Übertragung der Signale über standardisierte Protokolle direkt an die Steuerungsplattform.
• Präzise, dezentrale Ladesteuerung über KrakenFlex: Punktgenaue und zeitnahe Ausregelung der Ladevorgänge von Hunderten batterieelektrischen Fahrzeugen (BEV) der teilnehmenden Kundinnen und Kunden präzise aus.

Innovationsfaktor

• Skalierbares Flexibilitätspotenzial und Kosteneinsparung: Realisierung einer täglichen Abrufmenge von 2 MWh allein durch die 700 Testfahrzeuge. Die geschaffenen Prozesse könnten sofort skaliert und in die Netzpraxis überführt werden.

Impakt & Learnings

Mit einer Flotte von 700 E-Autos wurden täglich 2 MWh abgerufen. Hochgerechnet könnten eine Million Fahrzeuge bereits rund 5 % des deutschen Redispatch-Bedarfs decken und enorme Kosten sparen. Ein weiterer Erfolg war die Kundenzufriedenheit: Über die gesamte Laufzeit gab es keine einzige negative Rückmeldung der teilnehmenden E-Auto-Besitzer.

Wie emissionsfreier Schwerlast-Fernverkehr auf europäischen Langstrecken gelingt

Siemens und das Logistikunternehmen Kuehne+Nagel beweisen mit einem wegweisenden Pilotprojekt, dass der vollelektrische Schwerlast-Fernverkehr selbst anspruchsvollste internationale Routen ohne Kompromisse meistern kann. Durch den strategischen Einsatz von E-Lkw und maßgeschneiderter Ladetechnologie wurde eine 5.500 km lange Transportstrecke quer durch Europa erfolgreich dekarbonisiert.

Herausforderung

Die Elektrifizierung des internationalen Schwerlast-Fernverkehrs gilt aufgrund langer Distanzen und strikter Zeitpläne als logistische Königsklasse. Für die regelmäßigen Transporte vom Siemens-Distributionszentrum in Halle (Deutschland) zum Produktionswerk in Corroios (Portugal) sollte eine emissionsfreie Lösung implementiert werden. Die zentrale Herausforderung bestand darin, die 5.500 km lange Strecke so zu planen, dass trotz des Ladeaufwands, der Nutzlastanforderungen und der Suche nach passenden Ladestationen keinerlei Kompromisse bei den anspruchsvollen Lieferzeiten im Vergleich zu herkömmlichen Diesel-Lkw entstehen.

Lösung

• Nahtlose Integration in den Logistikalltag: Nutzung der fundierten Logistikexpertise von Kuehne+Nagel, um den ersten schweren Elektro-Lkw erfolgreich auf dieser internationalen Route zu etablieren. Der E-Truck verkehrt zweimal im Monat und beweist, dass sich emissionsfreie Transporte ohne Einschränkungen integrieren lassen.
• Intelligentes Routen- und Pausenmanagement: Akribische Vorplanung der Route unter Berücksichtigung der Fahrzeug-Nutzlast und der Verfügbarkeit von Ladestationen. Die notwendigen Ladestopps wurden so exakt in die gesetzlich vorgeschriebenen Ruhepausen der Fahrer integriert, dass die Gesamtlaufzeit und Effizienz des Transports eins zu eins der eines Diesel-Lkw entsprechen.
• Ganzheitliches eMobility-Ökosystem: Siemens eMobility elektrifiziert den eigenen, wie emissionsfreie Logistik bereits heute praktikabel ist. Durch die Verbindung von strategischen Partnern, Expertise, präziser Planung und effizientem Flottenmanagement wird ein umfassendes eMobility-Ökosystem geschaffen, das die Zukunft der nachhaltigen Mobilität gestaltet.

Innovationsfaktor

• Gleichwertige Performance auf europäischen Langstrecken: Der Praxisnachweis, dass ein vollelektrischer Schwerlasttransport über eine Distanz von 5.500 km internationale Terminvorgaben und Lieferketten-Taktungen ohne Zeitverlust einhalten kann. Das Projekt widerlegt das Vorurteil, E-Lkw seien nur für den regionalen Nahverkehr geeignet.
• Ganzheitlicher DEGREE-Nachhaltigkeitsansatz: Das Projekt ist Teil der holistischen Nachhaltigkeitsstrategie von Siemens. Es demonstriert die Transformation einer gesamten Lieferkette – vom emissionsfreien Transport über die smarte Ladeinfrastruktur bis hin zur CO₂-neutralen Produktion der Ladetechnik vor Ort.

Impakt & Learnings

Die Kooperation zwischen Kuehne+Nagel und Siemens zeigt der Logistikbranche eindrucksvoll, dass emissionsfreier Fernverkehr schon heute ohne Kompromisse machbar ist. Jede einzelne Fahrt auf dieser Route spart im Vergleich zu einem Diesel-Lkw beachtliche 3,8 Tonnen CO₂-Emissionen ein (berechnet auf Basis von marktbezogenem Ladestrom). Das erfolgreiche Projekt schafft Vertrauen in die Technologie und fungiert als Meilenstein auf dem Weg zu einer dauerhaft und vollständig elektrifizierten europäischen Transportachse.

Wie integrierte Ladeinfrastruktur den europäischen Schwerlastverkehr elektrifiziert

Mit einem mutigen Pionierprojekt zeigt die traditionsreiche Spedition Nanno Janssen, dass die Dekarbonisierung des Logistiksektors schon heute im großen Stil gelingt. Durch die Kombination einer emissionsfreien E-Lkw-Flotte, einer 3-MW-Siemens-Ladeinfrastruktur mit Batteriespeicher und eigener Photovoltaik entsteht ein wegweisendes, autarkes Logistik-Depot für den europäischen Fernverkehr.

Herausforderung

Der Schwerlast- und Fernverkehr gilt aufgrund immenser Fahrleistung als besonders schwer zu elektrifizieren. Für die Spedition Nanno Janssen galt es, eine zukunftssichere Strategie zu entwickeln, um die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu beenden und CO₂-Abgase sowie Lärmemissionen zu reduzieren. Gesucht wurde eine skalierbare Lösung, die das gleichzeitige Laden von Dutzenden 500-PS-Elektro-Lkw ermöglicht, ohne das lokale Stromnetz zu überlasten.

Lösung

• Komplette High-Power-Ladeinfrastruktur aus einer Hand: Aufbau einer leistungsstarken Infrastruktur durch Siemens. Diese umfasst eine eigene Trafostation mit 4 Megawatt (MW) Leistung sowie zehn SICHARGE D-Ladesäulen mit einer Leistung von je 300 Kilowatt (kW). Mit insgesamt 20 Ladepunkten können bis zu 20 schwere Sattelschlepper gleichzeitig und verlässlich mit Energie versorgt werden.
• Gekoppelte Eigenversorgung und intelligenter Batteriespeicher: Installation einer firmeneigenen 800-kW-Photovoltaikanlage auf einer Freifläche direkt neben dem Betriebshof. Ein gekoppelter 1,2-MW-Batteriespeicher fängt in Kombination mit einem smarten Lademanagementsystem Erzeugungsspitzen ab. Dies erlaubt es der Spedition, die Lkw-Akkus flexibel mit Sonnenstrom zu laden oder als aktiver Stromhändler Überschüsse rentabel ins Netz einzuspeisen.
• Konsequente Flottenumstellung und Routen-Zertifizierung: Strategische Transformation des Fuhrparks. Bis Ende des Jahres werden bereits 50 der 80 Lkw vollelektrisch betrieben, bis 2030 folgt die nahezu vollständige Elektrifizierung der gesamten Flotte. Die E-Trucks erzielen Reichweiten von bis zu 600 Kilometern und lassen sich nahtlos während der gesetzlichen Fahrer-Lenkpausen für den europäischen Fernverkehr nachladen.

Innovationsfaktor

• Realer europäischer Schwerlast-Fernverkehr ohne Diesel: Nachweis in der Praxis, dass vollelektrische 500-PS-Sattelschlepper nicht nur im Nahbereich, sondern auf europäischen Langstrecken bis nach Schweden, Italien oder Portugal verlässlich und wirtschaftlich agieren können. Rund 90 Prozent der Logistikstrecken werden bereits rein elektrisch bewältigt.
• Vom reinen Logistiker zum autarken Stromhändler: Durch die intelligente Sektorenkopplung von Transportwesen und erneuerbarer Energieerzeugung löst sich das Logistikunternehmen aus der Abhängigkeit von globalen Öllieferanten. Das Depot fungiert als dezentraler Energie-Hub, der dank intelligenter Energiemanagement-Software Netz-Lastspitzen effektiv vermeidet.

Impakt & Learnings

Das Projekt der Spedition Nanno Janssen bricht mit dem Vorurteil, die E-Mobilität sei nicht fernverkehrstauglich, und liefert eine europaweit sichtbare Blaupause für die Logistikbranche. Kooperationen dieser Art zeigen, wie ein starkes eMobility-Ökosystem aus Fahrzeugen und smarter Infrastruktur wachsen kann, um Marktkosten langfristig zu senken. Neben der vollständigen CO₂- und Lärmreduktion auf dem Betriebshof belegen die Erfahrungen, dass das System die Attraktivität des Fahrerberufs steigert: Die Fahrer profitieren von besserer Beschleunigung, einem leisen, stressfreien Fahrgefühl und kommen gelassener von ihren Touren nach Hause.

Wie urbanes V2G-Carsharing die Netze stabilisiert

Mit Utrecht Energized startet in den Niederlanden Europas erstes umfassendes Vehicle-to-Grid-Carsharing-System. Das Projekt verbindet Elektromobilität, bidirektionales Laden und erneuerbare Energien zu einer intelligenten Lösung für urbane Mobilität und Netzstabilität.

• © Renault Group, We Drive Solar, MyWheels, Stadt Utrecht
• © Renault Group, We Drive Solar, MyWheels, Stadt Utrecht
• © Renault Group, We Drive Solar, MyWheels, Stadt Utrecht

Herausforderung

Mit dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien wachsen die Anforderungen an die Stabilität lokaler Stromnetze. Gleichzeitig benötigen Städte nachhaltige und bezahlbare Mobilitätsangebote. Gesucht wurde daher eine Lösung, die Elektromobilität, Solarstrom und Netzflexibilität intelligent miteinander verbindet und im Alltag zuverlässig funktioniert.

Lösung

• Großflächiges V2G-Carsharing-System und bidirektionale Flotte: Aufbau von Europas erstem großflächigem Vehicle-to-Grid-System. Der operative Betrieb startete mit zunächst 50 bidirektional ladefähigen Renault 5 E-Tech Elektrofahrzeugen, die flexibel Strom aus dem Netz beziehen und bei hoher Netzlast wieder einspeisen können, mit einer geplanten Skalierung der Flotte auf bis zu 500 Fahrzeuge.
• Gekoppelte Ladeinfrastruktur und Zwischenspeicherung mit Autobatterien: Bereitstellung eines dichten Netzes V2G-fähiger Ladepunkte durch We Drive Solar.[IG1] Die intelligente Infrastruktur ermöglicht es, überschüssigen Solarstrom effizient zwischenzuspeichern und bedarfsgerecht ins Netz zurückzuspeisen, um lokale Netzlasten optimal auszugleichen.
• Geografische Skalierung und Konzept-Transfer: Erfolgreiche Ausweitung des bewährten Konzepts in Utrecht auf mehr als 300 V2G-Fahrzeuge und auf die Stadt Eindhoven, um den Nutzen für das regionale Stromnetz zu steigern.

Innovationsfaktor

• Realer urbaner Carsharing-Betrieb mit Netzdienlichkeit: Erstmaliger Nachweis in Europa, wie bidirektionales Laden nahtlos im regulären städtischen Carsharing funktioniert. Die Fahrzeuge agieren dabei in einer Doppelrolle: Als alltagstaugliche Mobilitätslösung und gleichzeitig als mobile Energiespeicher zur flexiblen Stabilisierung des Stromnetzes.
• Sektorenkopplung und skalierbares Smart-City-Modell: Konsequente und enge Verzahnung von moderner Mobilität, intelligenter Ladeinfrastruktur und dezentraler Erzeugung aus erneuerbaren Energien.

Impakt & Learnings

Utrecht Energized zeigt, dass Carsharing-Flotten die lokale Netzstabilität durch flexible Speicherleistung aktiv sichern und gleichzeitig ihre Wirtschaftlichkeit steigern können. Das Projekt dient als europäische Blaupause für eine systemische Energie- und Mobilitätswende: Sektorenübergreifende Zusammenarbeit ermöglicht es, relevante Netzdienstleistungen verlässlich und rentabel im urbanen Raum bereitzustellen.