Die Schweiz investiert bereits in eine erneuerbare Zukunft. Solar- und Wasserkraftwerke produzieren grosse Mengen von dem täglichen Strombedarf. Beide Technologien produzieren im Sommer mehr Strom als im Winter. Im Winter beschränken die kürzeren Tage die Sonnenstunden für Solaranlagen und Niederschläge fallen häufig als Schnee, so dass nicht gleich viel Wasser für die Wasserkraftwerke zur Verfügung steht. Das bedeutet, dass die Schweiz in den Wintermonaten mit dem höchsten Stromverbrauch für Beleuchtung und Heizen am meisten von Stromimporten abhängig ist.

Windenergie kann diese Lücke schliessen und die Abhängigkeit aufheben. Für Windenergieanlagen sind die Wintermonate die profitabelsten. Dann hat die Schweiz am meisten Winde und könnte grosse Mengen an Strom produzieren. Etwa zwei Drittel der Jahresproduktion bei Windenergieanlagen fallen in das Winterhalbjahr. Die Schweiz kann die Windenergie noch stark ausbauen. Weniger als 1Prozent des Schweizer Stroms kommt aus Windenergieanlagen. Damit ist die Schweiz das Schlusslicht in Europa. Der Vergleich mit anderen Binnenländern zeigt, wie gross das Potential ist. Österreich produziert bereits 13Prozent des Energiebedarfs mit Windenergie.

Die Schweiz hat im ganzen Land verteilt gut geeignete Standorte für Windräder: vom Jurabogen über das Mittelland bis zu den Voralpen und Alpen.

WINDRÄDER SIND LEISER ALS DAS DURCHSCHNITTSBÜRO
Windräder nutzen die kinetische Energie der anströmenden Luft zur Rotation der Flügel. Die auf diese Weise erzeugte mechanische Energie wird von einem Generator in Strom umgewandelt. Die Bewegung der Flügel verursacht Geräusche. Für diese Geräusche gelten jedoch die strengen Grenzwerte der Lärmschutzverordnung. Die Flügel haben z.B. gebogene Blattenden und Kämme an der Hinterkante, um möglichst leise zu rotieren. Diese Massnahmen ermöglichen es, genau unterhalb von einem Windrad eine Unterhaltung im normalen Plauderton zu führen. Die Windräder sind bei Messungen sogar leiser als ein durchschnittlicher Geräuschpegel in einem Büro. Mit diesen geringen Lärmemissionen haben auch die Wild- und Nutztiere kein Problem. Die Erfahrung aus Deutschland zeigt, dass sich die Tiere schnell an die Windräder gewöhnen und sie nicht weiter beachten.

VERFAHREN VEREINFACHEN
Im Schnitt dauert ein Verfahren rund 20Jahre. Mit derartigen Fristen liessen sich die Ausbauziele nicht erreichen, befand der Bundesrat im Februar 2022, und erklärte, die Planungs- und Bewilligungsverfahren für die bedeutendsten Windenergieanlagen müssten vereinfacht und gestrafft werden. Beispielweise soll ein Projekt künftig nur noch einmal bis vor Bundesgericht angefochten werden können und nicht, wie heute, in jeder Bewilligungsetappe.

TRANSPARENZ ALS SCHLÜSSEL
Ganz allgemein scheint Transparenz der Schlüsselfaktor zu sein, wenn es darum geht, Zustimmung für Windkraftprojekte zu erreichen. Dies zeigte kürzlich eine Veranstaltung zur «sozialen Akzeptanz der Energiewende» des Instituts für Wirtschaft und Ökologie der Universität St.Gallen. Zentral seien Faktoren wie Fairness, die Einbindung lokaler Akteure, aber auch die finanzielle Beteiligung von Bürgerinnen Bürgern und Gemeinden. Wie das aussehen kann, zeigt zum Beispiel der Windpark von St. Brais im Kanton Jura, bei dem die lokale Bevölkerung zu Vorzugsbedingungen Aktien zeichnen konnte. Die Anlage von Charrat im Unterwallis wiederum, die möglichst bald ausgebaut werden soll, ist zur Hälfte im Besitz der umliegenden Gemeinden.

Die Bodenbelastung durch Windräder ist klein verglichen mit anderen Energieanlagen. Landwirtschaftliche Betriebe können die Fläche unterhalb des Windrades auch während dem Betrieb weiterhin bewirtschaften. Der Rückbau einer Windenergieanlage dauert maximal einen Monat, verursacht keine zusätzlichen Kosten und hinterlässt keine sichtbaren Spuren. Windparks werden meist schon vor dem Bau dazu verpflichtet, Geld für einen Rückbau anzulegen. Zum Rückbau gehören auch
das Entfernen der elektrischen Zuleitungen und der Zufahrtswege.

DAS MÜSSEN SIE WISSEN
x 6Monate
Ein Windrad produziert während 20 bis 25Jahren rund 40Mal soviel
Energie, wie für die Herstellung, Betrieb und Entsorgung nötig sind.
x 937Erdumfahrungen
Ein Windrad erzeugt genug Strom, um mit einem Elektroauto 20Jahre
lang jedes Jahr 937Mal um die Erde zu fahren.

Ab 1. Januar 2023 vergütet ewz Solarstromproduzent*innen ins Netz zurückgespeisten Solarstrom mit durchschnittlich 13 Rappen pro Kilowattstunde (kWh). Diese teilen sich in rund 8 pro Rp./kWh für die Energie (Graustrom) und neu zusätzlichen 5 pro Rp./kWh für den Herkunftsnachweis (HKN) auf. Die HKN-Vergütung richtet sich nach den Marktpreisen und wird regelmässig überprüft. Der Herkunftsnachweis belegt die Produktionsart der Energie, in diesem Falle Solarstrom. ewz unterstützt eine nationale Regelung wie sie aktuell im Rahmen der Behandlung des Mantelerlasses zum Stromversorgungsgesetz besprochen wird und erwartet eine rasche Einführung zwecks Gleichstellung aller Netzbetreiber. Die frühere Einführung einer höheren Rückliefervergütung würde Solarstromproduzenten einseitig gegenüber Mieter*innen resp. Kund*innen in der Grundversorgung bevorzugen. Denn die Kosten für diesen zurückgespeisten Strom werden in die Stromtarife der Grundversorgung eingerechnet. Zusammen mit der im nationalen Vergleich überdurchschnittlichen Förderung bieten ewz und die Stadt Zürich ab 2023 bereits sehr attraktive Rahmenbedingungen für den Ausbau von Photovoltaik.

 Mehr Förderung und Abbau von Hürden beschleunigen den PV-Zubau

Mit dem neuen Förderkonzept sollen die Förderansätze vereinfacht und die Förderwirkung durch weitere Anreize erhöht werden. Voraussichtlich* ab 1. Februar 2023 besteht die städtische Förderung aus einem hohen Grundbeitrag sowie einer auf die Leistung der Anlage bezogene Komponente. Eigentümer*innen von bestehenden Liegenschaften sehen aufgrund vor hoher Zusatzkosten oft vom Bau einer PV-Anlage ab.  In der PV-Strategie der Stadt Zürich wurden spezifische Hindernisse erläutert und die neue Förderung darauf ausgerichtet. Voraussichtlich ab Februar 2023 richtet ewz zusätzliche Förderbeiträge aus den klima- und energiepolitischen Zielen aus für:

–       die statische Ertüchtigung von Dächern, 

–       eine allfällige Asbestsanierung,

–       die Verstärkung von Hausanschlüssen, 

–       denkmalpflegerische Abklärungen bei Gebäuden im ISOS-A-Inventar, 

–       die Kombination von Photovoltaik mit Dachbegrünung 

–       und die spezielle Ausrichtung der Modulflächen zur Winterstromproduktion.

 Immobilien für grosse PV-Anlagen gesucht – den Rest macht ewz

Mit dem neuen Solar-Contracting bietet ewz Eigentümer*innen mit Flächen ab 500 m² ein Rundum-sorglos-Paket. Immobilienbesitzer*innen stellen ewz die Flächen zur Verfügung und profitieren von einer auf ihre Bedürfnisse zugeschnittenen Gesamtlösung – egal ob Aufdach-, Indach- oder Fassadenanlage. Dabei kümmert sich ewz um Planung, Finanzierung und Bau sowie Betrieb und Wartung der Solaranlage und die Verwertung des Reststroms. Im Gegenzug nehmen die Bewohner*innen der Liegenschaft über die gesamte Laufzeit den Solarstrom zu einem attraktiven Fixpreis ab. «Dieses Angebot ist für die Immobilienwirtschaft sehr interessant. Sie müssen nicht investieren, haben keinen Aufwand und wir können das Maximum der zur Verfügung stehenden Fläche mit Solarmodulen ausbauen. So leisten wir gemeinsam einen Beitrag zur Energiewende», erläutert Corinne Pellerin, Leiterin Markt und Kunden.

 Dies ist ganz im Sinnen der Ausbauziele der städtischen PV-Strategie. Zusammen mit der Immobilienwirtschaft leistet ewz damit einen wichtigen und nachhaltigen Beitrag zum Ausbau der Photovoltaik in der Schweiz. Aktuell ist das Angebot auf das ewz-Versorgungsgebiet ausgelegt. Es ist jedoch vorgesehen, im Verlaufe des Jahres 2023 dies gesamtschweizerisch anzubieten.

Alle Informationen zum Photovoltaik-Zubau von ewz

CKW stellt die Daten zum Stromverbrauch transparent und kostenlos auf der Webseite ckw.ch/opendata allen Interessierten zur Verfügung. Die Daten werden regelmässig aktualisiert.

Bei den Smart Meter-Daten handelt es sich um reale Verbrauchsdaten aus dem Kanton Luzern – gemessen im 15 Minuten-Rhythmus. Der Wechsel hin zu Smart Metern startete im August 2020. Seither wurden über 125’000 Smart Meter installiert, von insgesamt rund 180’000 (Übersicht zum Stand des Zählerwechsel-Projekts). Aus den bereits in-stallierten Smart Metern werden die Daten ausgelesen und anonymisiert zur Verfügung gestellt. Somit wird sichergestellt, dass keine Rückschlüsse auf einzelne Verbraucher möglich sind. Ersichtlich ist ausschliesslich die Energienutzung von Verbrauchern mit einem Jahresverbrauch unter 25’000 kWh. Die Auflösung von 15 Minuten ermöglicht de-taillierte Einblicke in Wochentage oder Ferienzeiten. Zudem können Tagesabläufe wie das Kochen am Mittag oder der Fernsehkonsum bei Grossanlässen analysiert werden.

Ein zweiter Datensatz umfasst die aggregierten Verbrauchswerte in einem ganzen Postleitzahl-Gebiet und soll regionale Auswertungen ermöglichen. Somit können zum Beispiel die Einflüsse von lokalen Ereignissen mit dem Verbrauch in Verbindung ge-bracht werden. Damit keine Rückschlüsse auf einzelne Verbraucher gemacht werden können, wurden ebenfalls Jahresverbräuche über 25’000 kWh sowie Postleitzahlen mit weniger als zehn Smart Metern ausgeschlossen.

Daten in dieser Granularität werden in der Schweiz bisher nicht veröffentlicht. Der 15-Minuten-Messrhythmus ergibt pro Zähler 96 Datenpunkte pro Tag bzw. 35’040 pro Jahr

www.ckw.ch

Ein immer grösserer Teil des Stroms stammt aus Solar- und Windkraftwerken. Deren Produktion unterliegt abhängig von Tageszeit und Wetter grossen Schwankungen. Mit Batterien kann der erneuerbare Strom bis zum Zeitpunkt des Verbrauchs gespeichert werden. Schon heute ergänzen viele Eigenheimbesitzer ihre Photovoltaik (PV)-Anlagen mit einem Batteriespeicher, um einen möglichst grossen Anteil ihres Solarstroms selber verbrauchen zu können. Mit dem weiteren Ausbau der Photovoltaik in der Schweiz dürfte der Einsatz dezentraler Heimspeicher noch erheblich zunehmen. Die Energieperspektiven 2050+ des BFE gehen davon aus, dass langfristig rund 70 Prozent der PV-Anlagen mit Batteriespeichern kombiniert werden.

Drei Typen von Verteilnetzen
Ein Forscherteam der Berner Fachhochschule – Technik und Informatik (BFH-TI) in Biel hat in Zusammenarbeit mit zwei Stromnetzbetreibern die Konsequenzen dieser Entwicklung untersucht. Für das Projekt, welches das BFE unterstützt hat, wurden exemplarisch drei Verteilnetze herangezogen: ein städtisches Verteilnetz mit 78 Liegenschaften in Hochdorf (Kanton Luzern), ein vorstädtisches Verteilnetz mit 164 Liegenschaften in Neyruz (Kanton Freiburg), und ein ländliches Verteilnetz mit 19 Liegenschaften in Haut de Fiaugères (ebenfalls Kanton Freiburg). Die Wissenschaftler bildeten die drei Netze in einer Simulation nach. Anschliessend modellierten sie den Netzzustand für das Jahr 2035. Dabei gingen sie davon aus, dass – zusätzlich zu den heutigen Anlagen – bis 2035 ein Viertel aller Dachflächen, die für Photovoltaik geeignet sind, mit einer PV-Anlage belegt wäre. Ferner wurde angenommen, dass zu diesem Zeitpunkt 70 Prozent der Anlagen mit einem Batteriespeicher kombiniert würden. Mit diesen Vorgaben und weiteren Annahmen zum Ausbau von Elektromobilität und Wärmepumpen modellierten die Forschenden der Berner Fachhochschule die drei verschiedenen Verteilnetze für das Jahr 2035. Mit der Netzanalysesoftware PowerFactory wurde dabei abgeschätzt, wie sich verschiedene Betriebsarten von Batteriespeichern auf die Netze auswirken.

Batteriespeicher netzdienlich betreiben
Das Ergebnis des Projekts lässt aufhorchen. «Nicht alle Stromnetze sind heute stark genug dimensioniert, um den gewünschten Zubau an PV-Anlagen aufzunehmen; einige von ihnen könnten 2035 an ihre Belastungsgrenzen stossen», sagt Steffen Wienands, Wissenschaftler an der Berner Fachhochschule. Vor allem in ländlichen Gebieten müssten Leitungen verstärkt werden, damit diese mit den Strommengen grosser PV-Anlagen fertig würden. Die Problematik der Netzbelastung würde auch nicht dadurch entschärft, dass Batteriespeicher zur Eigenverbrauchsoptimierung eingesetzt würden, wie das heute üblicherweise der Fall sei. Steffen Wienands: «Die Betriebsart der Eigenverbrauchsoptimierung liefert keinen Beitrag zur Netzentlastung. Denn wird der Eigenverbrauch optimiert, lädt die Batterie oft nicht zu dem Zeitpunkt mit grösstem Photovoltaiküberschuss (verstanden als Differenz zwischen PV-Produktion und aktuellem Verbrauch). Trotz eines hohen Eigenverbrauchs werden Spitzen bei der Einspeisung von PV-Strom nicht unbedingt vermindert.»

Der Netzbelastung kann entgegengewirkt werden, wenn Batteriespeicher netzdienlich (vergleiche Textbox) betrieben werden. Das gelingt, wenn die Speicher in Zeiten mit grossem PV-Überschuss geladen werden, also wenn die Produktion an PV-Strom den Verbrauch deutlich übersteigt. Dazu hält der Schlussbericht des Forschungsprojekts fest: «Mit dem Einsatz eines netzdienlichen Algorithmus für den Lastausgleich können Überlastungen der betroffenen Leitungen und Transformatoren deutlich reduziert und in vielen Fällen komplett verhindert werden. Auch das Auftreten zu hoher oder zu tiefer Spannungen kann signifikant reduziert, allerdings nicht komplett verhindert werden.»

Batteriespeicher ist nicht gleich Batteriespeicher
Die Ergebnisse des Forschungsprojekts machen deutlich, dass dezentrale PV-Einspeisung in den drei Verteilnetz-Typen unterschiedliche Konsequenzen hat. Werden die Dächer eines Bauernhofs mit PV-Modulen bestückt, fliessen mitunter hohe Ströme zum nächsten Netzanschlusspunkt; von einer Überlastung ist in diesem Fall in erster Linie die Zuleitung betroffen. Ähnliche Ungleichgewichte treten in städtischen Netzen mit wenigen grossen PV-Anlagen auf. Bei diesen beiden Netztypen ist es zielführend, den Lastausgleich der Batteriespeicher dezentral zu regeln, also jeweils beim Batteriespeicher.

Anders sieht es bei einem vorstädtischen Netz aus: Hier gleichen sich die Haushalte hinsichtlich PV-Erzeugung und Verbrauch. Zwar kommt es auch in diesem Netz zu Überlastungen, diese betreffen aber in erster Linie Hauptleitungen und Trafostationen. In diesem Fall ist ein zentraler Lastausgleich wirksamer. Dazu könnte man das Ladeverhalten der im Netz verteilten Batteriespeicher von der Leitstelle des Netzbetreibers zentral steuern, wobei die Belastung des Transformators in der Trafostation gemessen und an die Leitstelle übermittelt würde. Die Leitstelle würde die Batterien ohne zeitliche Verzögerung so regeln, dass die Belastung des Transformators möglichst optimal gesenkt wird. Hierbei handelt es sich um ein theoretisches Konzept, das bisher in der Praxis des Schweizer Stromnetzes noch keine Anwendung findet.

Die Unterschiede zwischen den Verteilnetzen haben zur Folge, dass die Batteriespeicher für die Netzstabilität unterschiedlich wichtig sind. Dazu schreiben die Forscher im BFE-Schlussbericht: «Einzelne Batteriespeicher erzielen einen grossen positiven netzdienlichen Effekt, andere wiederum
haben nur einen geringen Einfluss. Je inhomogener die Verteilnetzstruktur ist, desto relevanter sind einzelne Batteriespeicher an relevanten Standorten.»

Geringer finanzieller Anreiz
Die Wissenschaftler der Berner Fachhochschule haben in ihrer Untersuchung den finanziellen Nutzen eines netzdienlichen
Betriebs von Batteriespeichern für das Verteilnetz quantifiziert. Sie kommen zum Schluss, mit einem netzdienlichen Betrieb der Batteriespeicher könnten Netzverstärkungen (Leitungen, Transformatoren) zwar nicht vermieden, aber doch um mehrere Jahre aufgeschoben werden. Diese Verschiebung wirkt sich günstig auf die Investitionsrechnung der Verteilnetzbetreiber aus.

Würden die Netzbetreiber diesen Vorteil in einen finanziellen Anreiz für Betreiber von Batteriespeichern ummünzen, liesse sich ein Batteriespeicher mit 10 kWh Kapazität um 100 bis 200 Fr. vergünstigen, haben die Forscher errechnet. «Das ist ein relativ geringer Betrag», sagt BFH-TI-Wissenschaftler
Stefan Schori. «Da die Investitionskosten für Batteriespeicher im Vergleich zu Leitungen und Trafos hoch sind und Netzbetriebsmittel zu einem bestimmten Zeitpunkt so oder so ersetzt werden müssen, ziehen Netzbetreiber aus einem netzdienlichen Betrieb von Batteriespeichern finanziell geringe Vorteile.»

Groupe E prüft dynamische Tarife
Anders wäre die Ausgangslage bei Einführung dynamischer Stromtarife. Damit wäre ein finanzieller Anreiz für einen netzdienlichen Betrieb von Batteriespeichern gegeben. Genau in diese Richtung denkt der Energieversorger Groupe E (Granges- Paccot/FR), der am Forschungsprojekt
direkt beteiligt war. «Groupe E wird in einem nächsten Schritt überprüfen, ob ein netzdienliches Verhalten solcher Batterien über stündlich variable Tarife zu erreichen wäre», sagt Peter Cuony, Leiter Produkte bei Groupe E. «So könnte der Verteilnetzbetreiber zum Beispiel am Vortag einen stündlich variablen Bezugs- und Rücknahmetarif auf einer Internetschnittstelle bekanntgeben. Das Energiemanagementsystem der Batterie könnte diesen Tarif konsultieren und damit den Einsatz der Batterie für den Besitzer finanziell optimieren.»

www.bfe.admin.ch/ec-publikationen

Im Herbst 2021 gab die Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom bekannt, dass ab 2025 in der Schweiz der Strom knapp werden könnte. Gleichzeitig forderte OSTRAL – die Organisation für Stromversorgung in ausserordentlichen Lagen – Zehntausende von Grossverbrauchern auf, sich auf etwaige Stromspar-Dekrete des Bundes vorzubereiten.

Thema zeitig angehen
«Eine Strommangellage steht zwar nicht unmittelbar vor der Tür», sagt Beat Müller, Geschäftsleiter der Bimex Energy AG im bernischen Uetendorf. «Akuter ist derzeit die Gefahr von Stromausfällen – oder gar von Blackouts, deren Folgen weit gravierender sein können als die Folgen einer Strommangellage.» Viele Unternehmen verfügen deshalb schon heute über ein Notstromsystem, das Kurzunterbrüche und tagelange Netzausfälle kompensiert. Dennoch mahnt Beat Müller eine gewisse Eile an: «Firmen sollten bald klären, ob sie mit Blick auf eine Mangellage eine Notstromlösung benötigen respektive ob bestehende Notstromkonzepte auch in einer Mangellage greifen würden.» Der Grund für den Zeitdruck: «Die Nachfrage nach Stromaggregaten steigt deutlich und führt zu Lieferengpässen.» Ein weiterer Grund für die verlängerten Lieferfristen sind gemäss Beat Müller Unterbrüche in den Lieferketten.

Situation analysieren
Beat Müller empfiehlt, eine Risikoanalyse vorzunehmen: Könnte die Firma während Wochen oder Monaten mit weniger Strom (Energie) auskommen? Wenn nicht, was wären die Folgen? Welche Prozesse müssen unbedingt aufrechterhalten werden? Könnten die Lieferanten noch liefern? Könnten die Kunden die Ware noch abnehmen und weiterverarbeiten? Was würde passieren, wenn das Elektrizitätswerk temporär das ganze Versorgungsgebiet abschalten müsste? Eine Analyse bringt Licht ins Dunkel, bleibt aber bis zu einem gewissen Grad spekulativ. Denn erstens ist unbekannt, wie sich politische Initiativen – zum Beispiel der Bau von Gaskraftwerken – auf die Versorgungslage auswirken würden. Zweitens konkretisieren sich Sparmassnahmen erst, wenn tatsächlich ein Strommangel da ist und der Bund entsprechende Bewirtschaftungsverordnungen erlässt. Ein Beispiel: In einer Mangellage kann der Bund den Strombezug von Grossverbrauchern kontingentieren. Gemeint sind Firmen, die jährlich 100’000 Kilowattstunden und mehr verbrauchen. Dennoch müssen gemäss OSTRAL auch kleinere Verbraucher mit Einschränkungen rechnen – unter anderem deshalb, weil immer mehr lastgangfähige Stromzähler, die «Smart Meter», im Einsatz sind. Sie ermöglichen es, jede Firma zu kontingentieren, die damit ausgerüstet ist. Wer zum Schluss kommt, dass sein Unternehmen eine minimale oder eine umfangreichere Notstromversorgung braucht, kann folgende Varianten in Betracht ziehen.

Stationäre Notstromanlagen
Stationäre Notstromanlagen sind entweder im Gebäude installiert oder stehen fix montiert im Freien – in einer schallgedämpften und wetterfesten Hülle. Die Bimex Energy AG plant die Anlagen von A bis Z, inklusive Aggregat, Kühlung, Lüftung, Brennstoffversorgung, Abgasanlage und Abgasreinigung. Es werden Dieselaggregate der neuen Abgasstufe 5 verwendet. Die Aggregate stammen ausschliesslich von europäischen Qualitätsherstellern.

Notstromsysteme mit USV
USV-Systeme gewährleisten das unterbrechungsfreie Umschalten auf Notstrom, schützen also kritische Infrastrukturen wie Banken, Versicherungen, Telekomanbieter, Spitäler, Rechencenter, Flughäfen oder Industriebetriebe mit heiklen Produktionsprozessen. Die Bimex Energy AG setzt dabei auf USV-Anlagen der deutschen Piller Group – sie produziert als einzige Firma der Welt sowohl rotierende als auch statische USV-Technologien mit kinetischen Energiespeichern oder Batterien. Kinetische Speicher haben nebst der Batteriefreiheit den Vorteil, dass sie Leistungsschwankungen entgegenwirken, die beim Einsatz von Wind- und Solarstrom auftreten.

Mobile Aggregate
Mobile Dieselaggregate werden auf Anhänger oder Lastwagen gebaut. Jedes mobile Notstromaggregat wird von einem abgasnormierten, wirtschaftlichen Dieselmotor der Abgasstufe 5 angetrieben. Die Bimex Energy AG konzipiert mobile Aggregate häufig als Spezialaggregate für hochspezifische Anwendungen – etwa für Elektrizitätswerke, Wasserversorger, Industrie, Armee, Zivilschutz, Polizei oder Bahnbetriebe.

Hybride Aggregate
Für den ortsunabhängigen Einsatz sind oft auch hybride Aggregate geeignet. Diese sind mit Hochleistungsbatterien ausgestattet und kaum hörbar, sie können entweder als Energiespeicher genutzt werden oder fungieren als intelligente Lastmanager im Verbund mit Solarmodulen, Dieselaggregaten oder Netzstrom. Hybride Aggregate eignen sich unter anderem zum Betanken von Elektrofahrzeugen.

Kleinstromerzeuger
Die handlichste Form, um selbst ein Minimum an Strom zu produzieren, sind benzin- oder dieselbetriebene Kleinstromerzeuger und Traktorgeneratoren. Die Bimex Energy AG ist Generalvertreterin für die hochwertigen Eisemann- Stromerzeuger in der Schweiz und im Fürstentum Liechtenstein.

www.bimex.ch