Was ist der Unterschied zwischen LCOS und dem Anschaffungspreis?

LCOS (€/MWh) berechnet Gesamtkosten über Lebensdauer, Degradation, Effizienz und OPEX. LFP: 110 €/MWh (KPMG, Feb. 2026). Nur LCOS macht Technologien vergleichbar — nicht der Kaufpreis.

Warum sind FTM-Erlöse nicht garantiert?

Regelenergiepreise sind marktabhängig. CUBE kalkuliert 3 Szenarien (Basis/Konservativ/Optimistisch). Multi-Use diversifiziert auf FCR, aFRR, mFRR, Spot — kein Einzel-Kanal-Risiko.

Wie hoch ist der typische ROI — und was treibt ihn?

Kauf: 2–4 Jahre ROI, IRR 10,5 % (KPMG, Feb. 2026). Treiber: Netzanschlussleistung, C-Rate, Regelzone, BTM/FTM-Split. Standortspezifisch via CUBE BatterySizer.

Was bedeuten die drei Szenarien in der Open-Book-Kalkulation?

Basis: historische Durchschnittserlöse 12 Monate. Konservativ: -20 %. Optimistisch: +15 %. Alle drei Szenarien vor Vertragsabschluss vollständig offengelegt.

Kann ich §118 noch nutzen — was muss ich wann tun?

§118 Abs. 6 EnWG: 20 Jahre Netzentgeltbefreiung bei IBN bis 4. August 2029. Nicht rückwirkend. Bestandsanschluss: 6–12 Monate Vorlauf. Opp.-Kosten: ~16.000–25.000 Euro/Monat bei 1 MW.

Wie verhält sich Multi-Use bei steigendem BESS-Bestand?

Mehr BESS erhöht das Angebot — Kanalpreise können sinken. CUBE EfficiencyUnit optimiert auf ertragreichste Kanäle. AgNes (ab 01.01.2029) schafft neue BTM-Erlösquellen unabh. vom FTM-Markt.

Batteriespeicher Wirtschaftlichkeit

Batteriespeicher Erlöse — BTM senkt Kosten, FTM erzeugt Erlöse

Die meisten Anbieter verkaufen Hardware oder Strom. CUBE CONCEPTS baut das System dahinter.

200.000–300.000 €

FTM-Erlöspotenzial / MW / Jahr

KPMG AG, Feb. 2026

110 €/MWh

LCOS LFP-System

KPMG AG, Feb. 2026

2–4 Jahre

Typischer ROI Kauf

KPMG AG, Feb. 2026

§118-Deadline: 4. August 2029 — 1.218 Tage verbleibend

Zwei Erlösquellen

Zwei Erlösquellen — die meisten sehen nur eine

BTM — Kosten senken

✓Peak Shaving — Leistungspreis reduzieren
✓§19 Abs. 2 Satz 1 — Netzentgeltnachlass
✓§118 Abs. 6 — 20 Jahre Netzentgeltbefreiung
✓PV-Eigenverbrauch maximieren

FTM — Erlöse erzeugen

→FCR — Primärregelleistung
→aFRR — Sekundärregelleistung
→mFRR — Minutenreserve als Ergänzungskanal
→Spotarbitrage — vollautomatisch

BESS-Batteriespeicher-Anlage — Front-of-the-Meter

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 ≥ 1 MW für FTM-Direktzugang (Pooling ab 750 kW) — und den vollständigen Erlösmix verstehen wollen, bevor Sie entscheiden.

Netzanschluss

BTM: ≥ 500 kW. FTM-Direktzugang: ≥ 1 MW, Pooling: ab 750 kW. Mehrere Standorte können gebündelt werden.

C-Rate

2h-Systeme (0,5C) optimal für aFRR + Arbitrage. FCR: 30-Min-Vollentladungsnachweis erforderlich (ÜNB-Präqualifikation) — 0,5C-Systeme können FCR erbringen. Falsche C-Rate = Erlöspotenzial nicht gehoben.

Regelzone

50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW — Preisunterschiede zwischen Regelzonen können 20–40 % Erlösunterschied bedeuten. CUBE analysiert Ihren Netzanschluss regelzonenspezifisch.

Regulatorik

§118: 20 Jahre Netzentgeltbefreiung bei IBN bis 4. August 2029 — nicht verlängerbar. §19: läuft mit 2028 aus. Wer zu spät plant, zahlt dauerhaft mehr.

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. Quelle: KPMG AG, Investment Case BESS, Feb. 2026.

Position	Betrag / Jahr
FTM-Bruttoerlöse / Jahr (FCR + aFRR + mFRR + Spotarbitrage)	220.000 €
OPEX / Jahr (Betrieb, Vermarktung, IT)	− 55.000 €
Netto-Markterlös / Jahr	165.000 €
Contracting — 0 € CAPEX, Off-Balance
Profit-Share Eigentümer 25 % (auf Netto-Markterlöse nach OPEX)	~ 41.250 € / Jahr
Profit-Share CUBE CONCEPTS 75 % (Open-Book)	~ 123.750 € / Jahr
Kauf — GIK ~ 250 €/kWh, 100 % Eigenerlöse
Alle Netto-Markterlöse beim Eigentümer	165.000 € / Jahr

Kauf — Rendite-Kennzahlen

ROI

2–4 Jahre

IRR

10,5 %

GIK

~ 250 €/kWh

Contracting — Einstiegspunkt

CAPEX Eigentümer

0 €

Erlösbeteiligung: 25 % Profit-Share auf Netto-Markterlöse nach OPEX · Off-Balance möglich

Quelle: KPMG AG, Investment Case stationäre Batteriespeicher, 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 dominiert C&I — kürzeste Amortisation, höchste Kapitaleffizienz.

* NIB = Natrium-Ionen-Batterie (Na-Ion). Basis: 10 MW / 40 MWh / WACC 6 % / 2 VZ/Tag. Quelle: KPMG AG, Feb. 2026.

Regulatorische Fenster

Was kommt wann — und was bedeutet das für Ihre Entscheidung?

Mitte 2026

MiSPeL — PV + FTM kombinierbar

EEG-Festlegung: PV-Anlage kann gleichzeitig FTM-Erlöse erzielen ohne EEG-Vergütungsverlust.

31.12.2028

§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV läuft aus

Atypische Netznutzung — letzter Antragstermin 30. September 2028.

01.01.2029

AgNes ersetzt §19

AgNes ersetzt §19 — der Netzentgeltrabatt wird durch ein neues, lastgangsbasiertes Vergütungsmodell abgelöst. Dynamische Netzentgeltsignale (BNetzA BGK-25-01-1#3).

4. August 2029

§118 IBN-Deadline — nicht verlängerbar

20 Jahre Netzentgeltbefreiung. Nicht rückwirkend erwerbbar. Bestandsanschluss: 6–12 Monate Planungsvorlauf.

Opportunitätskosten Verzögerung: ~16.000–25.000 €/Monat bei 1 MW · 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

~ 41.250 € / Jahr

Kauf

→ Vollständige Eigeninvestition (GIK ~ 250 €/kWh)
→ On-Balance — Aktivierung und Abschreibung
→ 100 % der Netto-Markterlöse beim Eigentümer
→ IRR 10,5 % (KPMG AG, Feb. 2026)
→ Optional: CUBE CONCEPTS übernimmt Betrieb

Beispiel 1 MW

165.000 € / 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

IRR 10,5 %, 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

BESS als messbare Scope-2-Reduktion. Industriestrompreis-Gegenleistung nach CISAF Rn. 121. 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