Batteriespeicher · FTM + BTM · Value Stacking · CPFS · CUBE CONCEPTS
Batteriespeicher für Gewerbe und Industrie — der verdient, spart und schützt.
CUBE CONCEPTS plant, baut und betreibt Batteriespeicher für Gewerbe und Industrie — Full-Service von der Standortanalyse bis zum laufenden Betrieb, herstellerunabhängig, europaweit, auf Open-Book-Basis.
- FTM-Erlöse am Energiemarkt — FCR, aFRR, mFRR (Ergänzungskanal), Spotarbitrage — vollautomatisch
- 0 € Eigeninvestition im BESS Contracting — kein CAPEX, kein Investitionsrisiko für Sie
- Netzentgelte dauerhaft senken — Peak Shaving, §19 Abs. 2 Satz 1 Atypik, §118-Befreiung
- Kein Vendor-Lock-in — kein Proprietär-System, kein erzwungenes Ökosystem
2–4 Jahre
0 €
Eigeninvestition
~
40%
Netzentgelt-Anteil am Industriestrompreis (BMWE, August 2025)*
ab 750 kW
4. Aug. 2029
§118 Abs. 6 EnWG — IBN-Deadline: 20 Jahre Netzentgeltbefreiung. Wer nach diesem Datum in Betrieb geht, zahlt dauerhaft — letzte Chance.
01 — Für wen
Für welche Unternehmen ist ein industrieller Batteriespeicher wirtschaftlich sinnvoll?
CUBE CONCEPTS realisiert Batteriespeicherprojekte für Gewerbe und Industrie (C&I — Commercial & Industrial) ab 750 kW / 1.500 kWh — herstellerunabhängig, europaweit. Nicht jeder Standort passt — und das sagen wir bewusst.
Vier typische Ausgangssituationen — welche passt zu Ihnen?
Jahresstromverbrauch ab ~1 GWh. Leistungspreis spürbar in der Jahresabrechnung. §19 Abs. 2 Satz 1 und §118 als Hebel identifiziert. Entscheidungsstrukturen für 6‑12-monatigen Investitionsprozess vorhanden.
Produktion · Logistik · Chemie · Lebensmittel
Profil 3 — ESG-Strategie & CSRD-Berichtspflicht
CSRD-Berichtspflichten erfordern messbare CO₂-Reduktion — nicht Absichtserklärungen. Scope-2-Emissionen müssen quantifizierbar sinken. Ein Batteriespeicher liefert auditierbare Kennzahlen für Nachhaltigkeitsbericht und Kreditgespräch.
Profil 4 — Systemintegration & kein interner Betriebsaufwand
Wer entscheidet — und was treibt die Entscheidung?
§19 Abs. 2 Satz 1, §118 Abs. 6 EnWG, AgNes 2029 — alle drei Instrumente nur mit Batteriespeicher und professionellem Betrieb kombinierbar.
02 — Was Sie heute bezahlen
BESS ist kein Kostenfaktor mehr. Es ist eine Entscheidung.
Die meisten Anbieter verkaufen entweder Hardware oder Strom. CUBE CONCEPTS baut das System dahinter.
Steigende Netzentgelte, neue Lastprofile durch Elektrifizierung und wachsende Anforderungen an Versorgungssicherheit stellen Unternehmen heute vor strategische Entscheidungen. Ein Batteriespeicher adressiert alle drei gleichzeitig.
Jede ungenutzte Stunde am Netz ist eine Stunde
ohne FTM-Erlöse — nicht zurückholbar.
„Ein einziger Peak kostet uns Tausende — für das gesamte Jahr.“
Rund 40 % des Industriestrompreises sind Netzentgelte (BMWE, August 2025)*. Der größte Teil entfällt auf den Leistungspreis — berechnet am höchsten 15-Minuten-Messwert des gesamten Jahres. Eine einzige Lastspitze setzt den Grundpreis für alle 12 Folgemonate. Ob Anlaufvorgänge, gleichzeitiges Laden mehrerer E-LKW oder saisonale Produktionsspitzen — die übrigen 35.000 Viertelstunden spielen keine Rolle.
Ihr Asset 02 — Der freie Netzanschluss, der für Sie arbeiten sollte
„Unser Netzanschluss ist bereits da. Er sollte für uns verdienen.“
Ein freier Netzanschluss ist das wertvollste Energieasset, das ein Industrieunternehmen heute besitzen kann. Er ist die Eintrittskarte in FTM-Märkte: FCR, aFRR, mFRR, Spotarbitrage — vollautomatisch, ab IBN, ohne jeden Betriebseingriff. Über 720 GW offene Netzanschlussanfragen stehen in Deutschland nur 78 GW zugesagter Kapazität gegenüber (KPMG AG, Februar 2026)*. Wer heute einen freien Anschluss hat, besitzt einen strategischen Vorsprung, den neue Marktteilnehmer Jahre nicht aufholen können.
Kostenfalle 03 — Die Volatilitäts-Falle
„Stromkosten fressen die Marge — und wir können sie nicht planen.“
Börsenstrompreise schwanken täglich durch wachsende erneuerbare Einspeisung. Wer zu fixen Abnahmezeiten einkaufen muss, zahlt regelmäßig in den teuersten Phasen. Batteriespeicher entkoppelt Einkauf und Verbrauch — lädt günstig, entlastet teuer oder in Eigenverbrauch.
Was jeder Monat Verzögerung kostet
Bei einem typischen 1-MW-Industriespeicher entspricht der nicht gesicherte §118-Vorteil einem dauerhaft entgangenen Netzentgeltvorteil von rund ~16.000–25.000 € pro Monat bei 1 MW (KPMG AG, Feb. 2026)*. Die §118-Netzentgeltbefreiung ist nicht rückwirkend erwerbbar. Kein Nachtrag, kein Ausnahmeantrag — wer nach dem 4. August 2029 in Betrieb geht, zahlt dauerhaft Netzentgelte für die gesamte Betriebszeit.
03 — Markt
Zwei Typen von Anbietern im C&I-Batteriespeicher-Markt
Der gewerbliche und industrielle Batteriespeicher-Markt teilt sich in zwei Typen von Anbietern: die einen verkaufen Hardware oder vermarkten Strom — und rechnen dabei mit ihren eigenen Systemen oder ihrem eigenen Portfolio. Die anderen bauen das System dahinter: eigener Betrieb, eigene Vermarktung, Kalkulation auf Basis Ihrer Lastgangdaten.
CUBE CONCEPTS gehört zur zweiten Kategorie — als Ihr Interessensverwalter.
CUBE CONCEPTS kommt aus über 150 realisierten Energieprojekten europaweit — Photovoltaik. Batteriespeicher bauen wir auf demselben Fundament.
Anbieter-Optimierer
Interessensverwalter
Freie Netzanschlusskapazität
Kalkulationsbasis
Ihr Lastgang — standortspezifisch, Open-Book vor Festlegung
Gebunden an eigenes Ökosystem
Unabhängige Ausschreibung — mind. 3 Angebote, LCOS-bewertet
Transparenz
Annahmen intern — nicht einsehbar vor Festlegung
Transparenz
Open-Book: alle Annahmen, CAPEX, OPEX, Erlöse — vor Ihrer Festlegung
04 — Was ist Bess
Was ist ein Batteriespeicher — und was unterscheidet einen, der verdient, von einem, der nur speichert?
Kein großer Akku. Er ist ein Energiemarkt-Teilnehmer, ein Netzentgelt-Optimierer und ein Produktionspuffer — je nach Einsatzstrategie. Hier ist das Vokabular, das Entscheidungen fundiert.
BESS — Batteriespeichersystem (Battery Energy Storage System)
Stationäres System zur elektrischen Energiespeicherung auf Basis elektrochemischer Zellen. Industriell ab 750 kW / 1.500 kWh. Kann gleichzeitig BTM (hinter dem Zähler, Netzentgelte + Eigenverbrauch) und FTM (vor dem Zähler, Regelenergie + Arbitrage) betrieben werden.
LCOS — Levelized Cost of Storage
Gesamtkosten über die Laufzeit geteilt durch die gesamte gelieferte Energiemenge in MWh. Der entscheidende Wirtschaftlichkeits-Maßstab — nicht der Kaufpreis. Referenzwert LFP: 110 €/MWh (KPMG AG, Investment Case Februar 2026).*
BESS — Battery Energy Storage System
Industriespeicher — CUBEs Segment
BESS ab 750 kW / 1.500 kWh. Ab dieser Schwelle sind FTM-Vermarktung, Multi-Use-Betrieb und §118-Netzentgeltbefreiung wirtschaftlich tragfähig. Unterhalb fehlt die kritische Masse für Regelenergiemärkte.
FTM — Front-of-the-Meter
Der Speicher als Marktteilnehmer am öffentlichen Netz vor dem Zähler. Kauft günstig, speist teuer ein, stellt Regelenergie bereit. Vollautomatisch. PV nicht erforderlich. Kein Betriebseingriff.
BTM — Behind-the-Meter
Multi-Use — FTM und BTM gleichzeitig
Value Stacking — Mehrere Kanäle, ein System
EMS — Energiemanagementsystem
Das EMS steuert alle Energiequellen und Verbraucher eines Standorts in Echtzeit: Netzbezug, PV, Batteriespeicher, Ladeinfrastruktur, Heizsysteme. Es optimiert kontinuierlich nach aktuellen Strommarktpreisen, Wetterdaten und Verbrauchsprognosen. Die CUBE EfficiencyUnit ist CUBEs EMS — vollautomatisch, HLZ-konform, direkt an FCR-, aFRR- und mFRR-Märkte angebunden, ohne Betriebseingriff.
Segmente: Welcher Speicher ist welcher?
| Segment | Leistung | Typische Anwendung | CUBE |
|---|---|---|---|
| Heimspeicher | bis 30 kW | PV-Eigenverbrauch privat | Nicht CUBE-Segment |
| Gewerbespeicher | 30 kW – 750 kW | Peak Shaving, Eigenverbrauch | Wirtschaftlich relevant — CUBE-Fokus ab 750 kW |
| Industriespeicher | ab 750 kW / 1.500 kWh | FTM + BTM Multi-Use | CUBE-Segment ab 750 kW |
| BESS | Oberbegriff | Alle Größen | Fachbegriff |
Welche Anwendungen passen zu welchen Branchen?
| Anwendung | Produktion / Automotive | Kühllogistik | Chemie / Pharma | Logistik + E-Mob. |
|---|---|---|---|---|
| Peak Shaving | ✓ | ✓ | ✓ | ✓ |
| Regelenergie FCR / aFRR / mFRR | ✓ | ~ | ✓ | ~ |
| §19 Abs. 2 Satz 1 Atypik | ✓ | ✓ | ✓ | ~ |
| Eigenverbrauch (mit PV) | ✓ | ✓ | ✓ | ✓ |
| E-Mobility-Lastpuffer | ~ | — | — | ✓ |
✓ typischerweise wirtschaftlich · ∼ standortabhängig · — in der Regel nicht relevant. Regelenergie (FCR, aFRR, mFRR): Direktzugang ab 1 MW · Pooling ab 750 kW (via Direktvermarkter).
05 — Was rechnet sich
Was rechnet sich — und wie misst man das richtig?
110 €/MWh
Der Kaufpreis ist der falsche Maßstab. LCOS — Levelized Cost of Storage — teilt alle Kosten über die Laufzeit durch die gesamte nutzbare Energiemenge. Erst LCOS macht Technologien und Angebote wirklich vergleichbar.
Technologievergleich nach KPMG — LFP, ZnBr, NIB
| Kennzahl | LFP | ZnBr | NIB (Natrium-Ionen-Batterie) |
|---|---|---|---|
| Degradation / Jahr | 2,1 %* | 0,3 % | 3,0 % |
| Lebensdauer | 14 Jahre | 25 Jahre | 10 Jahre |
| AC-AC-Effizienz | 87 % | 81 % | 85 % |
| LCOS (EUR / MWh) | 110 | 104 | 127 |
| IRR | 10,5 % | 9,5 % | 7,2 % |
| NPV (Referenzfall, kEUR) | 2.802 | 5.076 | 601 |
* KPMG AG, Investment Case Stationärer Batteriespeicher, Feb. 2026 (kpmg.com/de). Referenzfall: 10 MW / 40 MWh, 2 VZ/Tag, WACC 6 %. Indikativ.
LFP vs. ZnBr: warum beide Kennzahlen gemeinsam gelesen werden müssen
LFP hat die höchste IRR (10,5 %) — kleines Kapital, schnelle Amortisation. ZnBr hat den höchsten NPV (5.076 kEUR) — stabile Zahlungsströme über 25 Jahre, günstigster LCOS. Die Technologiewahl hängt davon ab, ob Sie Kapitaleffizienz oder absoluten Kapitalwert maximieren wollen. CUBE CONCEPTS stellt beide Szenarien im Open-Book-Gespräch gegenüber.
FTM-Erlöse: Marktdaten 2021–2025
| Produkt | Erlösband 2021–2025 | Charakteristik |
|---|---|---|
| FCR (Primärregelleistung) | 110.000–200.000 € / MW / Jahr | Leistungspreis für Bereitschaft. Direktzugang ab 1 MW. FCR 2025 rückläufig.* |
| aFRR positiv | 98.000–150.000 € / MW / Jahr | aFRR +40 % gegenüber Vorjahr (ISEA RWTH 2025)*. Vollständige Erbringung innerhalb 5 Minuten. |
| aFRR negativ | 88.000–145.000 € / MW / Jahr | Symmetrische Bereitstellung erforderlich. |
** regelleistung.net / ÜNB-Datacenter · ISEA Battery Revenue Index, RWTH Aachen, 2025
Einwand: „Je mehr wir uns informieren, desto unsicherer werden wir. Jeder rechnet anders.“
Das ist kein Wissens-, sondern ein Transparenzproblem. Jeder Anbieter optimiert seine Kalkulation für sein eigenes Angebot — nicht für Ihre Entscheidung. Wer herstellergebunden ist, rechnet mit seinen Systemen. Wer poolbasiert vermarktet, rechnet mit seinem Portfolio. Der einzige Anker, dem Sie vertrauen können: eine Kalkulation auf Basis Ihrer Lastgangdaten — offen, nachvollziehbar, bevor Sie sich festlegen.
Einwand: „Wir warten lieber noch ab.“
Wer wartet, verliert nicht die Technologie. Er verliert den 4. August 2029. Die §118-Netzentgeltbefreiung ist nicht rückwirkend erwerbbar — kein Nachtrag, kein Ausnahmeantrag, kein Übergangsfenster. Was dahinter liegt, kostet dauerhaft. Bei bestehendem Netzanschluss dauert die Planung typisch 6–12 Monate, bei Neubau durchschnittlich 40 Monate. Der Zeitpunkt zu handeln ist jetzt.
06 — Regulatorik
Welche regulatorischen Fenster schließen bis 2029 — und was bedeutet das für Ihre Entscheidung?
Die Technologie ist ausgereift. Die Wirtschaftlichkeit ist belegt. Was sich verengt, sind die Rahmenbedingungen. Vier Fristen bis 2029 — jede mit konkreter Konsequenz bei Versäumnis.
§118 Abs. 6 EnWG sichert Unternehmen, die bis 4. August 2029 in Betrieb gehen, 20 Jahre vollständige Netzentgeltbefreiung auf geladenen Strom — nicht rückwirkend erwerbbar.
Seit 1. April 2025
§14a EnWG — Zeitvariable Netzentgelte
Alle Verteilnetzbetreiber sind seit 1. April 2025 verpflichtet, zeitvariable Netzentgelte anzubieten. Speicher mit Echtzeit-Steuerung profitieren strukturell von günstigsten Tarifsignalen. Wer zu spät: Kein Zugang zu diesem Optimierungspotenzial.
Mitte 2026
MiSPeL — EEG-Förderung + FTM (kein §19-Netzentgeltinstrument)
Antragsfrist: 30. September 2028 · Gültigkeit bis 31.12.2028
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV — Atypische Netznutzung
HLZ-Compliance: bis zu 80 % Netzentgeltreduktion. Batteriespeicher macht den Nachweis planbar. Hinweis: BK4-22-089 betrifft ausschließlich §19 Abs. 2 Satz 1 (Bandlast) — ausgelaufen 31.12.2025. §19 Abs. 2 Satz 1 (Atypik) ist davon vollständig unabhängig. Wer zu spät: Verliert das individuelle Netzentgeltprivileg dauerhaft.
Ab 01. Januar 2029
AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3) – Nachfolger von §19
4. August 2029 — Kritische Deadline
§118 Abs. 6 EnWG — 20 Jahre Netzentgeltbefreiung
*** §118 Abs. 6 EnWG · §19 Abs. 2 S. 1 StromNEV · BNetzA BGK-25-01-1#3 · BNetzA MiSPeL-Festlegung · KPMG AG, Feb. 2026 · ECO STOR / pv-magazine.de, Feb. 2026
07 — Das CUBE-Modell
Was ist die CUBE Profit Flex Solution (CPFS)?
01
Phase i
FTM-Betrieb
FCR, aFRR, mFRR als Ergänzungskanal, Spotarbitrage — vollautomatisch, kein Betriebseingriff.
02
Phase ii
BTM-Betrieb
Peak Shaving, §19 Abs. 2 Satz 1, Eigenverbrauchsoptimierung — nach Amortisation.
Start: nach Amortisation Phase I
03
Phase iii
Vollkombi
FTM + BTM gleichzeitig — CUBE EfficiencyUnit koordiniert Regelenergie, Peak Shaving und §19 in Echtzeit.
→ Maximaler Value Stack
Ihr Weg zum Batteriespeicher
CPFS BESS Contracting
0 € Eigeninvestition
- CUBE trägt Investment, Installation und Betrieb vollständig — kein CAPEX
- 25 % Profit-Share auf Netto-Markterlöse nach OPEX — Open-Book, auditierbar
- IFRS-konform · Off-Balance-Option · kein Eigenkapital
- Amortisation über FTM-Erlöse — automatischer Übergang BTM + Vollkombi
Kein Eigenkapital erforderlich
CPFS BESS Kauf
Volle Kontrolle — volle Rendite
- Einmalige Investition — schlüsselfertig geplant, gebaut, in Betrieb genommen
- 100 % der FTM-Erlöse und BTM-Einsparungen direkt beim Eigentümer
- Eigentum ab IBN — CUBE bleibt optionaler O&M-Partner
- IRR 10,5 % · NPV 2.802 kEUR (KPMG AG, Feb. 2026) · herstellerunabhängig
Amortisation: 2–4 Jahre
Beide Varianten: herstellerunabhängige Ausschreibung mit mind. 3 Angeboten, LCOS-bewertet, kein Vendor-Lock-in — und beide nach CISAF Rn. 121 als Gegenleistung für den Industriestrompreis anerkannt.
08 — Projektverlauf
Wie läuft ein BESS-Projekt mit CUBE CONCEPTS ab — von der Anfrage bis zum laufenden Betrieb?
Von der Standortanalyse bis zur Inbetriebnahme dauert es bei bestehendem Netzanschluss typisch 6–12 Monate. Hier ist der Ablauf in acht Schritten.
01
Erstgespräch & Datenaufnahme
Netzanschluss, Stromtarif, Lastgangdaten, bestehende Erzeugungsanlagen (PV, BHKW), Ladeinfrastruktur, ESG-Ziele. Jahresstromverbrauch inkl. 15-Minuten-Werte.
02
Standortanalyse & Simulation
03
04
Herstellerausschreibung
05
06
4–8 Monate
07
Installation & Inbetriebnahme
Schlüsselfertige Lieferung. Netzanmeldung, Netzgangabnahme, Testbetrieb. Vollständige Installationsdokumentation. Keine Black-Box-Komponenten.
08
O&M — Betrieb und Instandhaltung
CUBE EfficiencyUnit steuert vollautomatisch. Monitoring, Wartung und technischer Support durch CUBE CONCEPTS — als langfristiger Betriebsführer.
09 — Sicherheit
Was muss ein sicherer Industriespeicher können — und wo beginnt Sicherheit wirklich?
Sicherheit beginnt nicht beim Löschkonzept. Sie beginnt bei der Komponentenauswahl, dem Ausschreibungsverfahren und der Installationsdokumentation. CUBE CONCEPTS fordert vollständige Zertifizierungsnachweise — keine Black-Box-Systeme.
7 Ursachen für Thermal Runaway
- Zell-/Produktionsfehler: Separatordefekte, interne Kurzschlüsse
- BMS-Fehlfunktionen: Überladung, Tiefentladung, unerkannte Hotspots
- Überlastung / Defekte in Leistungselektronik und Verkabelung
- Unzureichendes Kühl- und Lüftungskonzept — Stauwärme
- Fehlende Brandbarrieren, zu enge Modul-/Rack-Abstände
- Mechanische Beschädigungen mit zeitverzögertem Zellversagen
- Mangelhafte Wartung, fehlende Inspektionsprozesse
Pflicht-Zertifizierungen Industriespeicher
UL 9540A
IEC 62619
Sicherheitstests Lithium-Ionen-Zellen
IEC 62620
Performance & Lifetime industrielle Zellen
UL 1973
Sicherheitsstandard stationäre Systeme
UN 38.3
Transportsicherheit Lithium-Batterien
EU-Batterienorm 2023/1542
EU-Produktsicherheit
BetrSichV / VDE
Betrieb und Arbeitssicherheit (DE)
Referenzen
Ausgewählte Kunden aus dem Projektnetzwerk von CUBE CONCEPTS
TI AUTOMOTIVE
MAGNA
VALEO
VOESTALPINE
TENNECO
ITW
Thermal Management Solutions DE
PV-Anlage in Betrieb seit 2025. BESS im CPFS BESS Contracting — in Vorbereitung (2026).
~100 M
Batteriespeicherkapazität
derzeit in Bau
200.000‑300.000 €
FTM-Erlöspotenzial / MW / Jahr
KPMG AG, Investment Case, Feb. 2026*
150+
realisierte Energieprojekte europaweit
1
realisierte Energieprojekte europaweit
* KPMG AG, Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, Februar 2026. kpmg.com
FAQ
Häufige Fragen zu Batteriespeichern für Entscheider
Wie monetarisiert ein Unternehmen mit freiem Netzanschluss diese Kapazität?
Freie Netzanschlusskapazität ist das eigentliche Asset im CPFS-Betriebsmodell (Contracting-Variante). CUBE CONCEPTS betreibt den Speicher als FTM-Markt-Asset an Ihrem Anschluss — FCR, aFRR, mFRR (Ergänzungskanal), Spotarbitrage. Vollautomatisch, kein Betriebseingriff. Sie profitieren an den Erlösen auf Open-Book-Basis. Zugleich: 720+ GW offene Netzanschlussanfragen bei nur 78 GW zugesagter Kapazität (KPMG AG, Februar 2026) — wer heute einen freien Anschluss hat, besitzt einen strategischen Vorteil.
Welche Angebotsform macht Sinn, wenn kein Eigenkapital für dreistellige Investitionen bereitsteht?
CPFS im Contracting: 0 € Eigeninvestition. CUBE CONCEPTS übernimmt das gesamte Investment, installiert und betreibt den Speicher. Sie stellen Fläche und Netzzugang bereit. Die FTM-Erlöse werden Open-Book geteilt. Typische Amortisation: 2–4 Jahre über FTM-Erlöse — danach folgt BTM-Betrieb (Peak Shaving, §19, Eigenverbrauch) und Vollkombi FTM+BTM. Off-Balance-Option verfügbar, IFRS-kompatibel.
Lohnt sich ein Batteriespeicher ohne Photovoltaikanlage?
Ab welcher Betriebsgröße ist ein BESS-Projekt wirtschaftlich?
Was passiert mit der §19-Netzentgeltoptimierung nach 2028?
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (Atypische Netznutzung) läuft mit dem Abrechnungsjahr 2028 aus (letzte Antragsfrist: 30. September 2028). Ab 01.01.2029 tritt AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3) in Kraft und ersetzt §19 durch dynamische, lastgangsbasierte Netzentgeltsignale. Gesteuerte Speicher mit Echtzeit-Prognosesteuerung sind strukturell bevorzugt. Die CUBE EfficiencyUnit ist auf AgNes ausgelegt.
Was bedeutet die §118-Frist am 4. August 2029 konkret in Euro?
Was ist LCOS — und warum ist er aussagekräftiger als der Kaufpreis?
Was ändert MiSPeL Mitte 2026 für Standorte mit bestehender PV-Anlage?
Wie berücksichtigt CUBE CONCEPTS Degradation in der Wirtschaftlichkeitsrechnung?
Welche Daten braucht CUBE CONCEPTS für eine erste Standorteinschätzung?
Kostenloses Erstgespräch