HECSE_Schwanden_Businessplan_Analyse_DE

1.

HECSE – Sernftalstrasse 33, Schwanden
Businessplan & Energie-Systemanalyse
BHKW-Baseline vs. PV + BESS + optimierter BHKW-Betrieb
Management- und Investorenpräsentation | Analyse auf Basis der bereitgestellten Standort- und Excel-Daten
250 kW / 500
kWh
1'190.6 kWp
PV
BESS
≈55%
Gasreduktion
CHF 82.1k/J
Nettonutzen Base

2.

1. Executive Summary
Kernaussage aus Sicht eines Business- und Energieanalysten
1.173 GWh
1.989 GWh/J
0.894 GWh/J
55.1%
PV-Jahresertrag
Gasverbrauch Baseline
Gasverbrauch optimiert
Gasreduktion
PVGIS-SARAH3, Modell
aus BHKW-Proxy
S4 PV-first
≈1.095 GWh/J
Das Excel-Modell zeigt einen klaren Systemeffekt: PV-Strom wird zuerst zur Wärmeerzeugung über die digitale Last genutzt; das BHKW übernimmt
nur den verbleibenden Wärmebedarf.
Im Modell sinkt die BHKW-Stromerzeugung von 785 MWh/J Baseline (2023) auf rund 353 MWh/J im optimierten S4-Fall; dadurch entstehen jedoch
Strombezugs- und Export-Opportunitätskosten.
Nach diesen Gegenkosten liegt der modellierte Nettonutzen bei CHF 74.8k bis CHF 85.2k pro Jahr; Base Case: CHF 82.1k/J.
Wichtig: Die publizierten Phase-1-Kennzahlen EBITDA CHF 391k/J und NPV CHF 4.75 Mio. sind im bereitgestellten Dispatch-Modell nicht vollständig
hergeleitet. Vor Investorennutzung ist eine Cashflow-Reconciliation erforderlich.
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026

3.

2. Ausgangslage: Energieverbrauch & BHKW
Reale Standortdaten 2023–2025
Arealverbrauch vs. BHKW-Stromproduktion
Gesamtverbrauch liegt stabil bei ca. 1.44–1.51 GWh/J.
kWh/Jahr
1600000
BHKW-Stromproduktion liegt bei ca. 0.78–0.80 GWh/J.
1400000
2023: 1'021 MWh bestehender interner ZEV-Absatz für
7 Mieter.
1200000
Das bestehende BHKW ist wärmegeführt: Strom ist
Nebenprodukt der Wärmeerzeugung.
Datenqualität: Sep.–Dez. 2023 enthalten laut Excel
teilweise Schätzwerte.
1000000
800000
600000
400000
200000
0
2023
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026
Gesamtverbrauch
BHKW-Strom
2024
2025

4.

3. Zielarchitektur
PV + BESS + BHKW + digitale Wärmerückgewinnung
PV-Dach
1'190.6 kWp
BESS
250 kW / 500 kWh
Areal / ZEV
7 Mieter
AI-Last
Wärmerückgewinnung
Wärmenutzer
BHKW
Erdgas
Steuerlogik: PV zuerst lokal nutzen → AI-Wärme substituiert BHKW-Wärme → BHKW deckt Restwärme → verbleibender Stromüberschuss wird via ZEV/LEG bzw. Netz
monetarisiert.
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026

5.

4. Vergleich: Gasbetrieb ohne PV vs. mit PV-Integration
S4 PV-first: modellierte monatliche Gasenergie
Monatlicher Erdgasbedarf
450000
1.989 GWh/J
400000
Baseline Gas
kWh/Monat
350000
300000
0.894 GWh/J
250000
Optimiert Gas
200000
150000
55.1%
100000
Reduktion
50000
1.095 GWh/J
0
Jan
Feb
Mär
Apr
Mai
BHKW ohne PV / Baseline
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026
Jun
Jul
Aug
PV + optimierter BHKW
Sep
Okt
Nov
Dez

6.

5. Stromerzeugung: BHKW-Baseline vs. PV + BHKW
Die PV-Anlage verschiebt die Erzeugungsstruktur deutlich
Monatliche elektrische Energie
PV-Jahresertrag: 1.173 GWh.
180000
BHKW Baseline 2023: 0.785 GWh Strom.
160000
BHKW optimiert: 0.353 GWh Strom.
Apr.–Okt. kann das Modell den BHKWWärmebedarf vollständig über PV-gestützte AIWärme decken.
140000
kWh/Monat
120000
Wintermonate bleiben BHKW-relevant.
100000
80000
60000
40000
20000
0
Jan
Feb
Mär
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026
BHKW
AprBaselineMai PV-Erzeugung
Jun
BHKW optimiert
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez

7.

6. Energie-Kaskade im Hauptszenario
Jahreswerte des S4 PV-first Modells
PV-Erzeugung: 1'173 MWh/J
582.7 MWh PV-Strom werden im Modell direkt der digitalen Wärmelast
zugeteilt.
Bei 92% Wärmerückgewinnungsfaktor entstehen daraus ca. 536.1 MWh
nutzbare Wärme.
PV → AI: 583 MWh/J
589.9 MWh PV bleiben zunächst nach AI-Nutzung übrig; davon kompensieren
218.8 MWh verlorene BHKW-Stromerzeugung.
371.1 MWh sind danach als finaler PV-Überschuss verfügbar.
Das ist eine Monatsbilanz, keine 15-Minuten-Dispatch-Simulation.
AI-Nutzwärme: 536 MWh/J
PV-Finalüberschuss: 371 MWh/J
Gas eingespart: 1'095 MWh/J
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026

8.

7. Wirtschaftlichkeit der Gas-/ZEV-Optimierung
Nettonutzen nach Opportunitäts- und Zusatzstromkosten
Szenariovergleich
CHF 74.8k/J
86000
Konservativ
84000
0% ZEV/LEG; Restexport 12 Rp.
82000
CHF/Jahr
80000
CHF 82.1k/J
Base Case
78000
70% ZEV/LEG; netto 15 Rp.
76000
74000
CHF 85.2k/J
72000
Upside
100% ZEV/LEG
70000
68000
Konservativ
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026
Konservativ
BaseBase Upside
Upside

9.

8. Saisonale Wirtschaftlichkeit
Base Case: positive Sommermonate, Belastung im Winter
Monatlicher Nettonutzen – Base Case
Jan.–März sind im Modell negativ, weil PV knapp
ist und verlorene BHKW-Stromerzeugung ersetzt
werden muss.
20000
Apr.–Okt. entsteht der Hauptwertbeitrag.
15000
November liegt nahezu am Break-even.
Die saisonale Struktur spricht für eine dispatchbasierte Steuerung statt eines starren Betriebs.
CHF/Monat
10000
5000
0
Jan
Feb
Mär
Apr
Mai
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
-5000
-10000
Jan
Feb
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026
Mär
Apr
Mai
Jun
Jul
Aug
Sep
Okt
Nov
Dez
Nov
Dez

10.

9. Phase 1: publizierte Investitionskennzahlen
PV + BESS – Kennzahlen aus dem bestehenden Businessplan
CHF 818k
Netto-CAPEX
CHF 391k
EBITDA Jahr 1
≈2.1 Jahre
Payback
CHF 4.75 Mio.
NPV 25 Jahre
Analystenhinweis: Diese vier Kennzahlen sind in den Dokumenten als bereits etablierter Phase-1-Fall angegeben.
Das bereitgestellte Dispatch-Modell erklärt dagegen primär den zusätzlichen Systemnutzen aus Gas-/BHKW-/ZEV-Optimierung (CHF 74.8k–85.2k/J).
Für Bank-/Investor-Readiness muss eine Brücke erstellt werden: PV-Eigenverbrauch + ZEV-Umsatz + Einspeisung + Peak-Shaving + Förderungen – OPEX –
Dachpacht = EBITDA.
Bis diese Brücke vorliegt, sollten EBITDA, Payback und NPV als 'Management Case – Reconciliation pending' gekennzeichnet werden.
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026

11.

10. Gaspreisrisiko
Historische Standorttarife verstärken den Wert der Verbrauchsreduktion
tb.glarus Profi
Jan. 2023: 18.30 Rp./kWh.
20
Jan. 2025: 12.25 Rp./kWh.
18
Jul. 2026: 13.50 Rp./kWh.
16
Der Base Case nutzt den aktuellen Tarif 13.50
Rp./kWh.
Rp./kWh
14
Je höher der Gaspreis, desto wertvoller die BHKWLaufzeitreduktion – aber Strompreis und Exporterlöse
müssen symmetrisch mit betrachtet werden.
12
10
8
6
4
2
0
Jan. 2023
Jan. 2025
Gaspreis
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026
Jul. 2026

12.

11. Risiken, Datenlücken & Due-Diligence-Punkte
Entscheidend vor Final Investment Decision
Punkt
Auswirkung
Priorität
Empfohlene Aktion
15-Min.-Lastprofil
Monatsnetting kann physikalische Gleichzeitigkeit überschätzen.
Hoch
Lastgang beschaffen
BHKW-Typenschild
E150S-Klasse nur aus Betriebsdaten abgeleitet.
Mittel
Typenschild verifizieren
BHKW-Rückliefertarif
Im Modell noch unbekannt; 12 Rp. als Obergrenze/Proxy.
Hoch
Tarif schriftlich bestätigen
AI-Wärmetemperatur / COP
92% Recovery belegt keine nutzbare Vorlauftemperatur.
Hoch
Thermisches Konzept testen
ZEV/LEG Nettoerlös
75%-Realisierungsfaktor ist Platzhalter.
Mittel
LEG-Kosten verifizieren
Datenqualität Sep.–Dez. 2023
Teilweise Schätzwerte laut Quelldatei.
Mittel
Messdaten bereinigen
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026

13.

12. Umsetzung & Entscheidungsvorlage
Etappierter Ausbau mit klaren Gates
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Dachrecht + PV + BESS
ZEV / vZEV / LEG
Digitale Last + Wärme
Technische Integration, Messkonzept,
Finanzierungsmodell
Lokale Vermarktung des Überschusses; reale
Nettotarife validieren
Pilot, Temperatur/COP-Nachweis, dispatchbasierte BHKW-Reduktion
Empfehlung: Phase 1 vertraglich sichern, parallel die fünf kritischen Datenpunkte schließen; Phase 3 erst nach thermischem Pilot und 15-Minuten-Dispatch
validieren.
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026

14.

13. Investment Case – Fazit
Strategisch attraktiv: Das Projekt kombiniert lokale PV-Erzeugung, Speicher, bestehende BHKW-Infrastruktur und potenzielle
Wärmerückgewinnung.
Operativ plausibel: Das S4-Modell reduziert den modellierten Gasenergieeinsatz um rund 55%, ohne das BHKW vollständig abzuschaffen.
Wirtschaftlich positiv: Der zusätzliche Systemnutzen liegt im Modell bei CHF 74.8k–85.2k/J; Base Case CHF 82.1k/J.
Finanzierungsfähig erst nach Reconciliation: Die Phase-1-Kennzahlen (CAPEX CHF 818k, EBITDA CHF 391k, NPV CHF 4.75 Mio.) benötigen
eine nachvollziehbare Cashflow-Brücke.
Entscheidung: Dachnutzungsrecht sichern + Due Diligence abschließen + stündliches/15-Minuten-Modell erstellen + thermischen AI-Pilot
durchführen.
VALIDATE → CONTRACT → BUILD
Empfohlener nächster Gate
Quelle: HECSE-Unterlagen / Dispatch-Modell v4, 26.07.2026