Batteriespeicher Wirtschaftlichkeit
Batteriespeicher-Erlöse: BTM senkt Kosten, FTM erzeugt Erlöse
Ein Batteriespeicher bringt Geld auf zwei Wegen: Hinter dem Zähler (BTM) senkt er Kosten durch Peak Shaving, atypische Netznutzung nach §19 und mehr Eigenverbrauch. Vor dem Zähler (FTM) verdient er am Strommarkt mit Regelenergie und Spotarbitrage, nach Richtwert von CUBE CONCEPTS 240000 bis 320000 € brutto je MW und Jahr. CUBE CONCEPTS berechnet beide Wege vorab aus Ihrem Lastgang, mit offener Kalkulation.
240.000–320.000 €
FTM-Erlöspotenzial / MW / Jahr
Richtwert CUBE CONCEPTS
110 €/MWh
LCOS LFP-System
KPMG AG, Feb. 2026
2–4 Jahre
Typischer ROI Kauf
Richtwert CUBE CONCEPTS
§118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027
Zwei Erlösquellen
Zwei Erlösquellen – die meisten sehen nur eine
BTM – Kosten senken
- Peak Shaving – Leistungspreis reduzieren
- §19 Abs. 2 Satz 1 – Netzentgeltnachlass (bis 2028)
- §118 Abs. 6 – 20 Jahre Befreiung für rückgespeisten Strom
- PV-Eigenverbrauch maximieren
FTM – Erlöse erzeugen
- FCR – Primärregelleistung
- aFRR – Sekundärregelleistung
- mFRR – Minutenreserve als Ergänzungskanal
- Spotarbitrage – vollautomatisch
Kein Entweder-oder – Multi-Use kombiniert beide Erlösquellen gleichzeitig.
Business Case
Fünf Faktoren bestimmen Ihren Business Case
Das ist relevant für Sie, wenn Sie ≥ 500 kW Netzanschluss haben (BTM) oder ab 1 MW Regelenergie anbieten können (kleinere Anlagen im Pool) – und den vollständigen Erlösmix verstehen wollen, bevor Sie entscheiden.
01
Netzanschluss
BTM: ab 500 kW. Regelenergie: Mindestangebot 1 MW, kleinere Anlagen im Pool. Mehrere Standorte können gebündelt werden.
02
C-Rate
2h-Systeme (0,5C) erzielten 2025 rund 259.000 €/MW, 1h-Systeme rund 151.000 €/MW (ISEA). Für FCR verlangen die ÜNB 15 Minuten Mindestaktivierungszeit und 25 % Leistungsreserve, eine bestimmte C-Rate nicht. Falsche Auslegung = Erlöspotenzial nicht gehoben.
03
Netzbetreiber
Netzentgelte, Hochlastzeitfenster und Anschlussbedingungen unterscheiden sich je Netzbetreiber; Regelenergiepreise gelten bundesweit einheitlich. CUBE analysiert Ihren Netzanschluss netzbetreiberspezifisch.
04
Regulatorik
§118: 20 Jahre Befreiung, laut AgNes-Entwurf nur bei Investitionsentscheidung vor dem 1. Januar 2027, Inbetriebnahme bis 4. August 2029. §19 läuft Ende 2028 aus. Wer zu spät plant, zahlt dauerhaft mehr.
05
BTM/FTM-Split
Wie viel Kapazität nach BTM-Abdeckung (Peak Shaving, §19) noch für FTM-Vermarktung verfügbar ist, bestimmt den Erlösmix.
Praxisbeispiel
1 MW Industriespeicher im Multi-Use-Betrieb – konkret
Basis: 1.000 kW / 2.000 kWh LFP-System. Rechenbeispiel CUBE CONCEPTS mit 260.000 € Bruttoerlös, dem Ansatz innerhalb der Spanne von 240.000–320.000 €.
| Position | Betrag / Jahr |
|---|---|
| FTM-Bruttoerlöse / Jahr (FCR + aFRR + mFRR + Spotarbitrage) | 260.000 € |
| OPEX / Jahr (Betrieb, Vermarktung, IT) | − 55.000 € |
| Netto-Markterlös / Jahr | 205.000 € |
| Contracting – 0 € CAPEX, Off-Balance | |
| Profit-Share Eigentümer 25 % (auf Netto-Markterlöse nach OPEX) | ~ 51.250 € / Jahr |
| Profit-Share CUBE CONCEPTS 75 % (Open-Book) | ~ 153.750 € / Jahr |
| Kauf – GIK ~ 250 €/kWh, 100 % Eigenerlöse | |
| Alle Netto-Markterlöse beim Eigentümer | 205.000 € / Jahr |
Kauf – Rendite-Kennzahlen
ROI
2–4 Jahre
Referenz-IRR (KPMG, LFP 10 MW)
10,5 %
GIK
~ 250 €/kWh
Contracting – Einstiegspunkt
CAPEX Eigentümer
0 €
Erlösbeteiligung: 25 % Profit-Share auf Netto-Markterlöse nach OPEX · Off-Balance möglich
Quelle: Rechenbeispiel CUBE CONCEPTS; Referenz-IRR aus der KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, Feb. 2026) · Alle Angaben ohne Gewähr · Standortspezifische Kalkulation auf Basis Ihres Lastgangs.
Technologievergleich
Welche Batterietechnologie – und warum LFP?
LCOS (Levelized Cost of Storage) ist der richtige Maßstab – nicht der Anschaffungspreis. Er berücksichtigt Investitionskosten, Lebensdauer, Degradation und Effizienz.
| Parameter | LFP ✓ | ZnBr | NIB * |
|---|---|---|---|
| LCOS (€/MWh) | 110 | 104 | 127 |
| Degradation / Jahr | 2,1 % | 0,3 % | 3,0 % |
| Lebensdauer | 14 Jahre | 25 Jahre | 10 Jahre |
| AC-AC-Effizienz | 87 % | 81 % | 85 % |
LFP: höchster IRR der KPMG-Vergleichsrechnung (10,5 %) und schnelle Amortisation; ZnBr hat den niedrigsten LCOS.
* NIB = Natrium-Ionen-Batterie (Na-Ion). Basis: 10 MW / 40 MWh / WACC 6 % / 2 VZ/Tag. Quelle: KPMG AG, Feb. 2026, S. 15–21.
Regulatorische Fenster
Was kommt wann – und was bedeutet das für Ihre Entscheidung?
01. Oktober 2026
MiSpeL: PV + FTM kombinierbar
BNetzA-Festlegung: PV-Anlage kann gleichzeitig FTM-Erlöse erzielen, ohne die EEG-Förderung zu verlieren; bis 30.09.2027 im Einverständnis mit Netz- und Messstellenbetreiber.31. Dezember 2026
§118: Stichtag Investitionsentscheidung (Entwurf)
Laut AgNes-Festlegungsentwurf erhalten neue Speicher die 20-jährige Befreiung nur bei endgültiger Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung, geplant zum 1. Januar 2027.31. Dezember 2028
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV läuft aus
Atypische Netznutzung – letzter Antragstermin 30. September 2028.01. Januar 2029
AgNes: neue Netzentgeltsystematik
Laut Entwurf vom 06.08.2026: Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität, Bezug darüber zum 2- bis 3,5-fachen Arbeitspreis; keine Nachfolge der atypischen Netznutzung (BNetzA, GBK-25-01-1#3).4. August 2029
§118: letzter Inbetriebnahmetag
20 Jahre Befreiung vom Netzentgelt auf den Strombezug, soweit zurückgespeist. Gesetzlich befristet, nicht rückwirkend erwerbbar. Bestandsanschluss: 6–12 Monate Planungsvorlauf.
Ungenutzte Brutto-Markterlöse: rechnerisch rund 20.000–27.000 € pro Monat bei 1 MW (Richtwert CUBE CONCEPTS) · Quelle: §118 Abs. 6 EnWG
Contracting vs. Kauf
Contracting oder Kauf – was ist wirtschaftlich besser?
Beide Modelle haben Zugang zu denselben Erlösquellen. Der Unterschied liegt im Kapitaleinsatz und in der Erlösbeteiligung.
Contracting
- 0 € CAPEX – keine Eigeninvestition
- Off-Balance möglich (Bilanzierung je Vertragsstruktur zu prüfen)
- 25 % Profit-Share auf Netto-Markterlöse nach OPEX
- CUBE CONCEPTS betreibt und vermarktet vollständig
- Kaufoption vertraglich verankert
Beispiel 1 MW
~ 51.250 € / Jahr
Kauf
- Vollständige Eigeninvestition (GIK ~ 250 €/kWh)
- On-Balance – Aktivierung und Abschreibung
- 100 % der Netto-Markterlöse beim Eigentümer
- Referenz-IRR 10,5 % (KPMG-Vergleichsrechnung LFP, 10 MW)
- Optional: CUBE CONCEPTS übernimmt Betrieb
Beispiel 1 MW
205.000 € / Jahr
“Unsere Open-Book-Kalkulation ist keine Verhandlungsposition – sie ist die Grundlage, auf der Partnerschaft funktioniert.”
3 Szenarien: Basis / Konservativ / Optimistisch – alle offen vor Ihrer Festlegung.
Herstellerunabhängig: mind. 3 Angebote · LCOS-bewertet · kein Vendor-Lock-in. Beide Modelle.
Erste Orientierung
Welche Perspektive trifft auf Sie zu?
Vier Verantwortungsbereiche – jeder mit einem anderen Blickwinkel auf denselben Business Case.
Sie verantworten Investitionsentscheidungen & Bilanzklarheit
Referenz-IRR 10,5 % (KPMG, LFP 10 MW), Off-Balance möglich (geprüft je Vertragsstruktur), CAPEX-Entlastung durch Contracting – oder volle Kontrolle beim Kauf. Open-Book vor Ihrer Entscheidung.
Sie verantworten Nachhaltigkeitsziele & CSRD-Berichterstattung
Weniger Netzbezug durch PV-Eigenverbrauch senkt Scope-2-Emissionen. Beim Industriestrompreis als Reinvestition in Energiespeicher anrechenbar (CISAF Rn. 121–122). Auditierbare ESRS-E1-Datenpunkte standardmäßig.
Sie verantworten Betriebssicherheit & Anlagentechnik
FTM-Betrieb läuft vollautomatisch – kein Eingriff in Betriebsprozesse. BTM-Dispatch koordiniert CUBE EfficiencyUnit, nicht Sie.
Sie verantworten Energiebeschaffung & Strombezugskosten
Peak Shaving senkt den Leistungspreis. §19 + §118 reduzieren Netzentgelt. FTM erzeugt aktive Erlöse. Alles aus einer Anlage.
Häufige Einwände
Häufige Einwände – direkte Antworten
“Die Zahlen klingen gut – aber gelten die auch für unseren Standort?”
Standortspezifisch – deshalb: Lastganganalyse zuerst. Unsere Open-Book-Kalkulation zeigt Ihre Zahlen, nicht Benchmarks. CUBE BatterySizer berechnet auf Basis Ihres Lastgangs 250+ Betriebsvarianten.
“Wir haben schon Angebote von anderen Anbietern.”
Haben diese Angebote auf Basis Ihres Lastgangs kalkuliert – oder auf Basis ihres Portfolios? CUBE CONCEPTS zeigt Ihnen die Kalkulation offen, bevor Sie sich festlegen.
“Der Markt für Regelenergie könnte sich verändern.”
Multi-Use-Strategie diversifiziert: FCR, aFRR, mFRR, Spotarbitrage, Peak Shaving, §19. Kein Einzel-Kanal-Risiko. Fällt ein Kanal weg, optimiert CUBE EfficiencyUnit automatisch auf die verbleibenden Erlöskanäle.
Referenzen
Realisierte Projekte mit Tier-1-Industrieunternehmen
Über 150 realisierte PV-Projekte, europaweite Multi-Site-Rollouts. Jetzt Batteriespeicher – auf demselben Fundament, mit demselben Anspruch.
TI AUTOMOTIVE
MAGNA
VALEO
VOESTALPINE
TENNECO
ITW
FAQ
Häufige Fragen zu Batteriespeicher-Erlösen und Wirtschaftlichkeit
Was ist der Unterschied zwischen LCOS und dem Anschaffungspreis?
Warum sind FTM-Erlöse nicht garantiert?
Wie hoch ist der typische ROI – und was treibt ihn?
Was bedeuten die drei Szenarien in der Open-Book-Kalkulation?
Kann ich §118 noch nutzen – was muss ich wann tun?
Wie verhält sich Multi-Use bei steigendem BESS-Bestand im Markt?
Mehr BESS im Markt erhöht das Angebot an Regelleistung – einzelne Kanal-Preise können sinken. Multi-Use reagiert darauf automatisch: CUBE EfficiencyUnit verschiebt die Vermarktung in die ertragreichsten Kanäle. Ab 2029 kommt laut AgNes-Entwurf ein BTM-Hebel hinzu, der vom FTM-Markt unabhängig ist: Bezug über der bestellten Kapazität kostet das 2- bis 3,5-Fache des Arbeitspreises, der Speicher kann ihn vermeiden.
Nächster Schritt
Lastgang einsenden – kostenlose Potenzialanalyse
Ihr Lastgang ist die Basis. Wir berechnen standortspezifisch – keine Portfoliobenchmarks, keine Pauschalaussagen.
1
Lastgang einsenden
(15-Min-Daten, 12 Monate)
1
Lastgang einsenden
(15-Min-Daten, 12 Monate)
1
Lastgang einsenden
(15-Min-Daten, 12 Monate)
§118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027
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