Für EVU, Industrie & Contracting
Vom Kostenfaktor zum Ertragssystem.
Strom, Wärme und Flexibilität aus einer Energiezentrale.
Dezentrale Multi-Energie-Systeme // DMES
Netzausbau ist teuer. Speicher ist schneller.
Der PV-Ausbau der Schweiz von rund 10 auf bis zu 40 GWp ist ohne Speicher weder technisch noch wirtschaftlich sinnvoll, so das White Paper von Swissgrid vom März 2026. Die annualisierten Netzkosten steigen bis 2050 um bis zu 100 Prozent. Der Engpass entsteht nicht in der Produktion, sondern in der zeitlichen Verteilung von Netzkapazität und Bedarf. Und der klassische Ausweg stockt. Schweizer EVU berichten, dass rund die Hälfte ihrer BESS-Projekte an Lärm-Einsprachen scheitert. Im Gebäude scheitern grosse Batteriespeicher an Brandlast und Bewilligung. Wer urbane Flexibilität will, braucht eine andere Technologie.
Ein System. Drei Erlösebenen.
Jeder Speicher in seinem Markt. Ein DMES ist kein Stromspeicher, sondern eine Energiezentrale mit drei Erlösebenen. Der integrierte Kurzzeitspeicher bedient die schnellen Märkte, also Regelenergie, Intraday, Peak Shaving und Systemdienste. Der Metallhydrid-Langzeitspeicher übernimmt die saisonale Verschiebung und die Netzentlastung, gebäudeintegriert und über 30 Jahre. Die thermische Auskopplung liefert Wärme in beiden Jahreszeiten, und weil die Energie im Molekül steckt, ist das DMES zugleich der kompakteste thermische Speicher. Und DMES sind keine Erfindung von uns. Das Nationale Forschungsprogramm «Energie» des Schweizerischen Nationalfonds empfiehlt in seinem Resümee wörtlich «Dezentrale Multi-Energie-Systeme (DMES) realisieren!». Als Begründung nennt es unter anderem, dass DMES kostspielige Netzausbauten vermeiden. Energy Intelligence orchestriert alle Ebenen. Revenue Stacking statt Abhängigkeit von einem einzigen Markt. Dazu kommt die Versorgungssicherheit. Auf Wunsch legen wir das System schwarzstartfähig aus, dann trägt es bei einem Netzausfall das Gebäude weiter, in dem es steht. Dank Langzeitspeicher reicht die Autonomie dann für Tage statt Stunden. Und wo kein Netz vorhanden ist, lässt sich ein DMES auch als dauerhaftes Inselnetz auslegen.
Sommer // Überschuss
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Photovoltaik
Eigenproduktion auf dem Dach
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Elektrolyse
Strom wird zu Wasserstoff und Wärme
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H₂ im Metallhydrid
Feststoff bei 35 bar, im Gebäude
Winter // Bedarf
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Brennstoffzelle
Wasserstoff wird zu Strom und Wärme
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Strom
Areal, vZEV und LEG, Netz
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Wärme
Heizung, Warmwasser, Wärmenetz
über 75 % Gesamteffizienz bei gekoppelter Strom- und Wärmenutzung · über 30 Jahre Lebensdauer · 0.5 bis 16 MWh pro Raum · modular skalierbar auf über 100 MWh
Die Zahlen dahinter.
101 MWh · 12 MW
Referenzauslegung AREAL. Vier baugleiche Systeme, Footprint 336 m². Zusätzlich thermisch 29 MWh Speicher und 1.2 MW Leistung.
30+ Jahre
Lebensdauer Metallhydrid. Ein BESS hält 10 bis 15 Jahre. Der Metallhydridspeicher hält 30 Jahre und mehr.
20 000 Zyklen
Zyklenfestigkeit. Metallhydrid, danach weiterhin über 98 % Performance.
Bis 20 Jahre
Performance-Garantie. Auf die Metallhydrid-Speichertechnologie. Grundlage der Bankability.
Unter 10 Jahren
Amortisation möglich, bei idealen Voraussetzungen.
> 75 %
Gesamteffizienz. Bei gekoppelter Strom- und Wärmenutzung.
Wärme in beiden Jahreszeiten. Das kann kein BESS.
Das System liefert Wärme, ob es lädt oder entlädt. Beim Laden unterstützt die Abwärme der Elektrolyse die Warmwasseraufbereitung. Bei jedem gefahrenen Zyklus übernimmt die Brennstoffzelle die Warmwasserladung ganz. Im Winter speist ihre Abwärme zusätzlich das Netz. Ohne Holz und ohne fossile Brennstoffe. Aus einem Speicherprojekt wird ein zusätzlicher Erlösstrom im Wärmegeschäft.
Dezentral, intelligent, bankable.
Dezentral statt zentral.
Die Energiezentrale entsteht dort, wo produziert und verbraucht wird, ohne Transportverluste und ohne nationale H₂-Infrastruktur als Voraussetzung.
Energy Intelligence als eigene Schicht.
Prognosebasierte Steuerung, Multi-Asset-Optimierung über Strom, Wärme, H₂ und Netzbezug, Peak Shaving und Bilanzierung in vZEV / LEG. Im Gründerteam verankert.
Bankable strukturiert.
Long-Term Service Agreements und Performance-Zusagen über die Projektlaufzeit. Hauptkomponenten herstellerübergreifend austauschbar statt Single Point of Failure. Realisiert vom Pionier dezentraler Multi-Energie-Systeme in Europa, der eRevo AG Energy Revolution, seit April 2024 im Realbetrieb bewährt.
Der nächste Schritt
Blueprint
Wir legen Ihren Standort aus, mit Lastprofilen, PV-Ertrag, Abwärme, Netzkosten und dem kompletten Business Case, also wann sich die Anlage amortisiert und was sie danach über Jahrzehnte verdient. Die Dimensionierung folgt Ihrem Lastprofil, nicht einer Faustregel.