Mehr Zyklen ≠ mehr Erlös. Multi-Use entscheidet sich im Detail der Steuerungslogik.
Drei Erlöskanäle parallel auf einer Hardware: FTM-Vermarktung an Regelenergie und Spotmarkt, BTM-Optimierung gegen Lastspitzen und Netzentgelte, Co-Location und Eigenverbrauch ab MiSpeL Mitte 2026. Multi-Use-fähig ist die Hardware. Multi-Use-optimiert ist die Steuerung. Der Unterschied liegt im EMS, nicht in der Zelle.
01 — Reale Modellierung
320.100 € Cashflow im AgNes-preisgeführten Korridor — 1,5 Jahre Payback. Status quo: 97.200 €.
CUBE-CONCEPTS-Modellierung an einem realen Industriestandort in Sachsen. 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV-Bestand, 6.795 MWh Jahresverbrauch, Peak Load 1.284 kW, Netzentgelt-Bill ~310k €/Jahr. Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen auf realen Halbstündlich-Lastdaten.
Status quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Jahres-Cashflow gesamt
AgNes netzgeführt
226.500 €
Jahres-Cashflow gesamt
AgNes preisgeführt
320.100 €
Jahres-Cashflow gesamt
Multi-Use entscheidet, in welcher regulatorischen Konstellation Ihr Investment landet. Faktor 3,3 zwischen unterer und oberer Grenze — bei identischer Hardware, identischer Steuerung, demselben Standort.
Was bedeuten die drei Konstellationen? Status quo (StromNEV 2026): heutige Regelung mit §19 Atypik — Gültigkeit bis 31.12.2028. AgNes netzgeführt (Modell B BNetzA): Speicher folgt Netzauslastungs-Signalen — netzdienliche Flexibilisierung. AgNes preisgeführt (Modell A BNetzA): Speicher folgt Spotmarktpreisen — spotmarktorientierte Flexibilität. Beide AgNes-Modi werden ab 1.1.2029 verfügbar (BNetzA-Festlegungsverfahren GBK-25-01-1#3, finale Festlegung Ende 2026).
Quellenangabe: CUBE-CONCEPTS Lastgang-Modellierung April 2026 · BNetzA Diskussionspapier 24.09.2025 (Modell A/B) · BNetzA Orientierungspunkte Speichernetzentgelte 16.01.2026 und Einspeisenetzentgelte 17.02.2026 (AgNes GBK-25-01-1#3) · KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Investment Case Stationary Battery Storage, Februar 2026 (Annahmen-Backbone)
02 — Was Sie in dieser Seite finden
Vier Tiefen zum Multi-Use-Thema
Die Multi-Use-Frage hat vier sinnvolle Einstiegspunkte — je nachdem, ob Sie die Steuerungs-Mechanik verstehen, die Wirtschaftlichkeit nachvollziehen, die regulatorischen Hebel kennen oder die Geschäftsmodelle vergleichen wollen.
Wie löst die EMS-Steuerung drei tägliche Konflikte automatisch — FCR vs. Peak Shaving, Arbitrage vs. §19, Zyklusschwellenwert.
Wasserfall-Brücke: 200–300 k€ FTM-Brutto − OPEX = 145–245 k€ Netto/MW. KPMG-Vergleichsrechnung 10 MW: LFP 9,5 % IRR / 601 kEUR NPV, ZnBr 10,5 % IRR / 2.802 kEUR NPV. Investitionssofortprogramm: 30 % degressive AfA für alle, 40 % Sonder-AfA nur für KMU.
§118 Abs. 6 EnWG, §19 StromNEV/AgNes, MiSpeL, EEG-Novelle 2027, Solarspitzengesetz, §11c EnWG (Speicher = überragendes öffentliches Interesse), Outdoor-Privileg §35 BauGB.
0 € CapEx im Contracting mit 25 % Profit-Share an Kunden — oder volle Investition mit 100 % Erlösen im Kauf.
03 — Steuerungslogik
Wie löst die Steuerung drei tägliche Konflikte automatisch?
Multi-Use klingt einfach. In der Praxis treten täglich drei Konflikte auf, die ohne Produktionseingriff und vollautomatisch gelöst werden müssen.
FCR-Bereitschaft vs. Peak-Shaving-Kapazität
FCR erfordert dauerhaft ~50 % SoC — das bindet Kapazität, die für Peak Shaving nicht verfügbar ist. Die CUBE EfficiencyUnit priorisiert stündlich auf Basis von HLZ-Fenstern, Lastprognose und Marktpreis. FCR verursacht nur ~0,3 Vollzyklen/Tag — geringe Degradation bei signifikantem Erlösbeitrag.
Arbitrage-Fenster vs. §19 Abs. 2 Satz 1 HLZ-Compliance
Günstige Ladephasen kollidieren mit HLZ-Fenstern des VNB. §19 Atypik gilt, wenn die Jahreshöchstlast außerhalb der HLZ liegt — Laden aus dem Netz während HLZ gefährdet diese Bedingung. Die CUBE EfficiencyUnit kennt alle HLZ-Fenster und sperrt Ladevorgänge automatisch. Nachweis direkt exportierbar. Deadline: 30. Juni des Folgejahres.
Zyklusschwellenwert: Wann lohnt ein Zyklus nicht?
Wenn die Preisspanne kleiner ist als die anteiligen Zykluskosten (Degradation + OPEX), reduziert der Zyklus die Gesamtmarge. Die CUBE EfficiencyUnit berechnet den Schwellenwert dynamisch und führt nur profitable Zyklen aus. Das ist der Unterschied zwischen Multi-Use-fähig und Multi-Use-optimiert.
Multi-Use-fähig vs. Multi-Use-optimiert
Hardware-Claim
Anlage kann technisch mehrere Betriebsmodi. Manuelle Umschaltung. Keine automatische Konfliktlösung. HLZ-Aktualisierung manuell. FCR und Peak Shaving nicht simultan koordiniert. §19-Compliance hängt von Betreiberentscheidungen ab.
CUBE EfficiencyUnit
Automatische Echtzeit-Priorisierung aller Erlöskanäle. HLZ-Fenster täglich aktualisiert. Zyklusschwellenwert dynamisch berechnet. FCR-SoC-Haltepunkt + Peak-Shaving-Kapazität simultan. §19-Compliance automatisch dokumentiert. Ab AgNes 2029: Echtzeit-Preissignalreaktion auf derselben Plattform.
Illustrativer Tagesablauf eines Multi-Use-Batteriespeichers
Niedrige Börsenpreise. Arbitrage-Laden. FCR-Bereitschaft auf 50 % SoC parallel.
Steigende Netzlast. §19-HLZ prüfen. Teilentladung für Peak-Shaving-Bereitschaft.
HLZ-Fenster aktiv. Entladung bei Lastspitzen. §19-Compliance automatisch gesichert.
Bei PV: Eigenverbrauchsoptimierung. Ohne PV: günstige Preisfenster für Nachladen.
Peak Shaving + Arbitrage-Entladung. HLZ gesperrt — §19-Compliance aktiv.
Regelenergie-Bereitschaft. 50 % SoC. §19-Jahresdokumentation läuft.
Illustrativer Tagesablauf — tatsächliche Steuerung ist standortspezifisch und reagiert in Echtzeit auf Markt- und Netzsignale. CUBE EfficiencyUnit übernimmt alle Priorisierungsentscheidungen vollautomatisch.
Steuerungslogik-Check: Wie viel lässt Ihre Anlage heute liegen?
04 — Drei Phasen & Trajektorie
Vom Tag-1-FTM-Betrieb zum vollständigen Multi-Use
Multi-Use ist kein Big-Bang, sondern eine regulierte Eskalation der Monetarisierung. Drei Phasen auf demselben Asset — ohne Hardware-Wechsel.
FTM & BTM kombiniert
FTM: FCR + aFRR + mFRR als Ergänzungskanal + Spotmarkt-Arbitrage über Top-Tier-Aggregator. BTM: Peak Shaving gegen Leistungspreis & §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (bis 31.12.2028). Vollautomatisch, kein Betriebseingriff.
→ FTM-Erlöse 200–300 k€/MW/Jahr + BTM-Hebel
PV-Co-Location addiert
Ab MiSpeL: Hybrid-Speicher (PV + Netz) ohne EEG-Vergütungsverlust nach §19 (3b) EEG. PV-Standorte können erstmals Arbitrage und EEG-Einspeisung kombinieren — ohne das bisherige Entweder-oder.
→ Eigenverbrauch + FTM ohne Verlust
Konsolidiertes Tarif-Regime
Echtzeit-Reaktion auf Spotpreissignale (preisgeführt) oder Netzauslastungssignale (netzgeführt). StromNEV läuft 31.12.2028 aus, AgNes ersetzt sie. Speicher-Vollbefreiung wird abgeschafft — aber Arbeitspreise nur auf saldierte Mengen (Speicherverluste).
→ Voraussichtlich höhere Effektiv-Rabatte als heute
Regulatorische Trajektorie 2025–2029
Die regulatorischen Veränderungen 2025–2029 wirken nicht isoliert, sondern als koordinierte Verschiebung von Feed-in zu Self-Consumption. Jeder einzelne Hebel verstärkt Multi-Use; keine arbeitet gegen das Modell.
| Zeitpunkt | Hebel | Auswirkung auf Multi-Use |
|---|---|---|
| seit Feb 2025 | Solarspitzengesetz | Negative Preise → keine EEG-Vergütung (~575 h in 2025). PV-Standorte brauchen Speicher zur Wirtschaftlichkeitssicherung. |
| 18.07.2025 | Investitionssofortprogramm | BGBl. 2025 I Nr. 161: 30 % degressive AfA §7 Abs. 2 EStG für alle Unternehmen + zusätzlich 40 % Sonder-AfA §7g Abs. 5 EStG nur für KMU mit Vorjahresgewinn ≤ 200.000 €. Gilt für BESS-Anschaffungen 1.7.2025–31.12.2027. |
| Nov/Dez 2025 | EnWG-Novelle | Outdoor-Privileg §35 Abs. 1 Nr. 11/12 BauGB ab 01.01.2026 (BT-Beschluss 13.11./04.12.2025): Co-Location-Speicher mit EE-Anlage ab 1 MWh privilegiert; stand-alone-Speicher ab 4 MW bei max. 200 m Abstand zu Umspannwerk. §11c EnWG: Speicher = überragendes öffentliches Interesse. |
| 16.04.2026 | Industrial electricity price | EU-Beihilfe-Genehmigung. KUEBLL: 91 Sektoren, 50 % Reinvestitionspflicht in BESS/PV/Effizienz (CISAF). Flexibilitäts-Bonus +10 % bei 80 % Reinvestition in Nachfrageflexibilität. |
| Q1 2026 | AgNes-Orientierungspunkte BNetzA | Konsultationsphase: BNetzA GBK-25-01-1#3 veröffentlicht Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten (16.01.2026) und Einspeisenetzentgelten (17.02.2026). Speicher als primäres Optimierungsinstrument adressiert. Finale Festlegung Ende 2026. |
| Mitte 2026 | MiSpeL-Festlegung | Phase II wird regulatorisch sauber: Hybrid-Speicher (EEG + Netzstrom) ohne Vergütungsverlust nach §19 (3b) EEG. |
| Feb 2026 (RefE) | EEG-Novelle 2027 | Referentenentwurf BMWE öffentlich seit 27.02.2026 (Stand 22.01.2026); Grundzüge-Einigung CDU/CSU + SPD am 22.04.2026. Vorgesehen: Direktvermarktung ab 25 kW, Einspeise-Cap 50 % bei PV-Dach, two-sided CfD ab 100 kW. Eigenverbrauch wird zum zentralen Wirtschaftlichkeitshebel — Speicher erhöhen die Quote im Schnitt um 11 pp (Fraunhofer ISE). |
| 01.01.2029 | AgNes Start | Phase III aktiv. StromNEV läuft 31.12.2028 aus. Speicher zahlen Arbeitspreise nur auf saldierte Mengen (Speicherverluste). Trennung Finanzierungs- vs. Anreizkomponente. Modell A (preisgeführt) und Modell B (netzgeführt) ab Pilotbetrieb. |
| 04.08.2029 | §118-IBN-Frist | 20 Jahre vollständige Netzentgeltbefreiung (§118 Abs. 6 EnWG). Nicht rückwirkend — danach erloschene Eintrittstür. |
Quellenangabe: BMWE August 2025 · BNetzA-Konsultationspapier 09/2025 + Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten (16.01.2026) und Einspeiseentgelten (17.02.2026) (GBK-25-01-1#3) · BGBl. 2025 I Nr. 161 (Investitionssofortprogramm) · EnWG / EEG / StromNEV · Fraunhofer ISE Dez 2025 · Solarspitzengesetz seit 25.02.2025 · BMWE Pressemitteilung Industriestrompreis 16.04.2026
05 — Investment-Case
Wie wird aus 200–300 k€ Bruttospread ein FTM-Netto von 145–245 k€?
Multi-Use-Erlöse sind nicht der Bruttoerlös. Vermarktungskosten und fixe OPEX müssen abgezogen werden, bevor das Netto-Ergebnis im Investment-Case auftaucht.
FTM-Bruttoerlös 200–300 k€/MW/Jahr: Marktbenchmark Multi-Use-FTM (FCR + aFRR + mFRR + Arbitrage) auf Basis aktueller regelleistung.net-Auktionsergebnisse, Spotmarkt-Volatilität und KPMG-konsistenter Annahmen (10 MW · 4-h-Profil · 2 Zyklen × 110 €/MWh Marge). Konkrete Erlöse stark abhängig von Standort, Aggregator, Marktphase — standortspezifische Modellierung erforderlich.
KPMG-Vergleichsrechnung — Stationärer Batteriespeicher
Annahmen der Kalkulation: 10 MW BESS, 4-h-Profil (40 MWh), 2 Vollzyklen/Tag, 140 €/MWh Verkauf, 30 €/MWh Einkauf, WACC 6 %, Laufzeit 20 Jahre. Gegenüberstellung der drei Fokustechnologien.
9,5 %
IRR LFP
NPV 601 kEUR · CAPEX 250 €/kWh
10,5 %
IRR ZnBr
NPV 2.802 kEUR · höchste IRR
110
LCOS LFP €/MWh
Mindestmaßstab pro Zyklus
104
LCOS ZnBr €/MWh
Niedrigster LCOS
Quellenangabe: KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, “Investment Case: Stationärer Batteriespeicher”, Februar 2026 (Abb. 8–10, S. 21). LFP: NPV 601 kEUR, IRR 9,5 %. ZnBr: NPV 2.802 kEUR, IRR 10,5 %. NIB (Natrium-Ionen-Batterie): NPV 5.076 kEUR, IRR 7,2 % — höchster Absolutwert bei niedrigerer Rendite. Werte basieren auf KPMG-Vergleichsrechnung mit identischen Eingangsparametern.
CAPEX-Bandbreiten 2026
| Anlagengröße | Konfiguration | CAPEX-Bandbreite | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, 2-h-Profil | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, 2-h-Profil | 1,75–2,0 Mio € | 175–200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, 2-h-Profil | 3,5–4,0 Mio € | 175–200 €/kWh |
Investitionssofortprogramm — steuerliche Hebel 2025–2027
Für BESS-Anschaffungen zwischen 1.7.2025 und 31.12.2027 gelten zwei steuerliche Hebel mit unterschiedlichem Anwendungsbereich:
- 1. Degressive AfA bis 30 % im ersten Jahr (§7 Abs. 2 EStG) — für alle Unternehmen unabhängig von der Größe. Konkret: bis zum Dreifachen der linearen AfA, maximal 30 % der Anschaffungskosten pro Jahr; in Folgejahren auf den Restbuchwert.
- 2. Sonder-AfA §7g Abs. 5 EStG bis 40 % verteilt auf bis zu 5 Jahre — nur für KMU mit Vorjahresgewinn ≤ 200.000 € (einheitliche Gewinngrenze nach JStG 2020, §7g Abs. 6 Nr. 1 EStG).
Was heißt das für Industriebetriebe? Mittelständler und Großindustrie typischerweise oberhalb der 200.000-€-Gewinngrenze nutzen nur die degressive AfA (30 % im Erstjahr). Die Kombination zu 70 % Erstjahresabzug greift nur, wenn der Betrieb die KMU-Schwelle einhält. Steuerliche Einzelfallprüfung empfohlen.
BESS qualifiziert als bewegliches Wirtschaftsgut des Anlagevermögens. Quellenangabe: Bundesgesetzblatt (BGBl.) 2025 I Nr. 161 vom 18.07.2025; §7 Abs. 2 EStG; §7g Abs. 5 i. V. m. Abs. 6 EStG. Die Angaben dienen der Information; keine Steuerberatung. Mehr Details: Investitionssofortprogramm — was es für BESS bedeutet →
06 — Standortprofile
Welcher Erlösmix passt zu welchem Standortprofil?
Multi-Use ist keine einheitliche Strategie. Was wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt von Netzanschluss, Lastprofil, PV-Anlage und Planungshorizont ab.
Der Leistungspreis bestraft eine einzige 15-Minuten-Spitze für alle 12 Folgemonate. Jede eingesparte Kilowattstunde an der Lastspitze hat unmittelbaren, messbaren Wert. BTM kommt zuerst — FTM ergänzt.
Freie Netzanschlusskapazität ist die Eintrittskarte in die Regelenergiemärkte. Ohne Lastspitzen-Druck ist FTM sofort der stärkste Hebel. FTM kommt zuerst — BTM folgt in Phase III.
Primär: Peak Shaving (BTM)
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (bis 2028) als Hebel · FCR ergänzend ab 1 MW Systemgröße · Anschluss meist Mittelspannung
Primär: aFRR + mFRR + Arbitrage (FTM)
200.000–300.000 €/MW/Jahr FTM-Erlöspotenzial · BTM-Eigenverbrauch in Phase III — freie Anschlusskapazität ist die Eintrittskarte
Primär: Eigenverbrauch + Peak Shaving (BTM)
Ab MiSpeL Mitte 2026: BTM + FTM kombiniert — Hybrid-Betrieb ohne EEG-Verlust nach §19 (3b) EEG
BESS als ISP-Reinvestition
CISAF-Reinvestitionspflicht — BESS als anerkannte Gegenleistung, auch im Contracting ohne Eigeninvestition
07 — Geschäftsmodelle
Kauf vs. Contracting — eine Entscheidung über Investitionsstil und Erlösverteilung
Beide Modelle erfüllen die CISAF-Reinvestitionspflicht (50 % Reinvestition). Was sich unterscheidet, ist die Vertragsstruktur — nicht die Technik.
| Aspect | BESS Contracting (CPFS) | BESS Kauf |
|---|---|---|
| CapEx Kunde | 0 € | volle Investition (CAPEX-Backbone) |
| Erlöse Kunde | 25 % der Netto-Markterlöse ab Tag 1 | 100 % aller Erlöse und Einsparungen |
| Erlöse CUBE | 75 % der Netto-Markterlöse | 0 % |
| Bilanz | Off-Balance (IFRS) | On-Balance |
| Vertragsstruktur | Service- und Profit-Share-Vertrag | Kaufvertrag + Wartungsvertrag |
| Reinvestitionspflicht KUEBLL | ✓ erfüllt durch CUBE-Investment | ✓ erfüllt durch eigene Anschaffung |
| Hardware-Eigentum | CUBE | Kunde |
Beide Modelle bauen auf demselben Fundament: herstellerunabhängige Hardware-Wahl, identische CUBE-Open-Book-Kalkulation, identische Steuerungs-Phasenlogik. Was sich unterscheidet, ist die Vertragsstruktur — nicht die Technik. Beide Modelle erfüllen die CISAF-Reinvestitionspflicht (50 % Reinvestition).
08 — Wie Multi-Use im Geschäftsmodell ankommt
Multi-Use beginnt nicht beim Speicher — sondern bei der ungenutzten Netzanschluss-Reserve.
Jeder Industriestandort zahlt für reservierte Anschlussleistung — Leistungspreis, Grundgebühr, Netzentgelt. Die meisten Standorte nutzen nur 30–50 % davon. CPFS macht aus dieser stillen Reserve einen Erlöskanal — ohne Eigeninvestition, ohne Hardware-Risiko, mit 25 % Profit-Share an den Kunden ab Tag 1.
Reservierte Anschluss-
kapazität
heute zu 30–50 % ungenutzt
Multi-Use BESS
FTM + BTM auf einem Asset
Erlösstack
200–300 k€/MW/Jahr Brutto
Die meisten Anbieter fragen *”wie viel können Sie investieren”* oder *”wie groß ist Ihre Dachfläche”*. Wir fragen: Wie viel Ihrer reservierten, bereits bezahlten Netzanschluss-Kapazität liegt heute brach? Multi-Use-Speicher konvertieren genau diese stille Reserve — ohne neue Anschlussleistung beantragen zu müssen, ohne Genehmigungs-Engpässe zu durchlaufen.
09 — Was uns unterscheidet
Drei Punkte, die CUBE CONCEPTS von Hardware-Herstellern und Utility-Scale-Anbietern unterscheiden
Der deutsche BESS-Markt teilt sich grob in zwei Lager: Hardware-Hersteller, die ihre eigene Technik verkaufen, und Utility-Scale-Anbieter, die an Investmentfonds liefern. CUBE CONCEPTS ist beides nicht.
Wir schreiben für jedes Projekt aus — mind. 3 Vergleichsangebote. Kein proprietäres System, keine Hersteller-Lock-in. Die Hardware-Auswahl folgt dem Lastgang, nicht dem Kataloglager.
Hardware-Hersteller verkaufen ihre eigene Technik — das ist deren Geschäftsmodell.
Vollständige Kostentransparenz vor Unterschrift: CAPEX, OPEX, Profit-Share-Logik, Vermarktungskosten. Kein Festpreis ohne Aufschlüsselung. Sie sehen, was Sie kaufen.
Festpreis-Angebote ohne Aufschlüsselung sind im Markt verbreitet.
CPFS Contracting für C&I-Kunden: keine Eigeninvestition, kein Hardware-Risiko, 25 % der Netto-Markterlöse ab Tag 1 an den Kunden — CUBE 75 %. Die CISAF-Reinvestitionspflicht (50 % Reinvestition) ist erfüllt, weil CUBE die Investition trägt.
Utility-Scale-Anbieter verkaufen typischerweise an Investmentfonds — nicht an Industriebetriebe.
Auf Basis von 150+ realisierten Energieprojekten europaweit. Reinvestitionspflicht: Commission Communication CISAF (Clean Industrial State Aid Framework) Rn. 121, Brüssel 25.06.2025.
10 — Regulatorische Hebel 2026/2027
Sechs Hebel, die Multi-Use-Wirtschaftlichkeit 2026/2027 verändern
Multi-Use ist kein Naturgesetz, sondern das Ergebnis aktueller Regulatorik. Diese sechs Hebel sind die wichtigsten — und wirken nicht isoliert, sondern als koordinierte Verschiebung.
§118 Abs. 6 EnWG
Anteilige Netzentgeltbefreiung
20 Jahre vollständige Netzentgeltbefreiung auf geladenen Strom — bei IBN bis 4. August 2029. Nicht rückwirkend erwerbbar. Pro Jahr Verzögerung gehen ~25.000 € pro MW verloren.
§19 Abs. 2 S. 1 StromNEV / AgNes
Atypik-Privileg → AgNes 2029
Bis 31.12.2028: Reduktion der Netzentgelte bei Lastverlagerung außerhalb der HLZ. Ab 01.01.2029: AgNes ersetzt StromNEV. Speicher zahlen Arbeitspreise nur auf saldierte Mengen (Speicherverluste) — voraussichtlich höhere Effektiv-Rabatte als heute. Modell A (preisgeführt) vs. Modell B (netzgeführt) ab Pilotbetrieb.
MiSpeL ab Mitte 2026
Hybrid-Speicher ohne EEG-Verlust
Marktintegration von Speichern und Ladepunkten: Simultaner EEG-Betrieb und FTM-Vermarktung ohne Vergütungsverlust nach §19 (3b) EEG. PV-Standorte können erstmals Arbitrage und EEG-Einspeisung kombinieren.
EEG-Novelle 2027 (RefE Feb. 2026)
Direktvermarktung ab 25 kW
Direktvermarktung ab 25 kW (heute 100 kW), Einspeise-Cap 50 % bei PV-Dach, two-sided CfD bei Tender ≥ 100 kW. Speicher erhöhen die Eigenverbrauchsquote im Schnitt um 11 Prozentpunkte (Fraunhofer ISE, Dez 2025) — Schlüsselhebel für die Wirtschaftlichkeit unter neuem Vergütungsregime.
CISAF Reinvestitionspflicht (16.04.2026)
KUEBLL-Reinvestitionspflicht
Industriestrompreis-Beihilfe: 50 % der Beihilfe als Reinvestition in Maßnahmen zur Senkung der Stromsystemkosten (CISAF, EU 25.06.2025) — BESS qualifiziert. 91 Sektoren KUEBLL-berechtigt. BESS Contracting erfüllt die Pflicht ohne Kunden-CapEx.
EnWG-Novelle Nov 2025
§11c EnWG + §35 BauGB
§11c EnWG seit Nov 2025: Speicher gelten als Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse — Genehmigungsverfahren erleichtert. Outdoor-Privileg §35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB ab 01.01.2026: Co-Location-Speicher mit EE-Anlage ab 1 MWh privilegiert im Außenbereich.
Quellenangabe: EnWG · StromNEV · BNetzA GBK-25-01-1#3 (AgNes Diskussionspapier 24.09.2025, Orientierungspunkte Speichernetzentgelte 16.01.2026 und Einspeisenetzentgelte 17.02.2026) · BNetzA MiSpeL-Festlegung · BMWE EEG-RefE 2027 (öffentlich seit 27.02.2026) · Commission Communication CISAF, Brüssel 25.06.2025
11 — Wer am Markt vermarktet
Multi-Use-FTM-Vermarktung läuft über zertifizierte Bilanzkreisverantwortliche
Ein Industrie-Speicher kann nicht direkt an FCR oder aFRR teilnehmen. Die Vermarktung erfolgt über zertifizierte Bilanzkreisverantwortliche (BKV) bzw. Balance Service Provider (BSP) mit eigener TSO-Direktanbindung.
Industrie-BESS
CUBE-EfficiencyUnit-Steuerung
Vertikal integrierter Aggregator
BSP-Zertifikat + Trading-Algorithmen
Multi-Markt parallel
Regelenergie + EPEX-Spot
In Deutschland gibt es derzeit ca. 40 BSP-zertifizierte Unternehmen (TransmissionCode 2007). Top-Tier-Aggregatoren betreiben eigene Trading-Algorithmen, sind selbst BSP zertifiziert (statt über Vermittler zu gehen) und vermarkten parallel an Day-Ahead, Intraday-Continuous und Regelenergiemärkten. Diese vertikale Integration entscheidet über die Erlös-Differenz: Wer eigene Software hat, eigenen Datenstack betreibt und direkt an die Übertragungsnetzbetreiber angebunden ist, erreicht Outperformance gegenüber durchschnittlichen Marktteilnehmern.
Der CUBE-CONCEPTS-Standard fordert einen vertikal integrierten Aggregator mit BSP-Zertifizierung, eigenen Trading-Algorithmen und nachweisbarer Multi-Market-Optimierung. Eine reine Hardware-Vertriebsstruktur ohne BSP-Zertifikat oder ohne eigene Trading-Software erreicht diese Tiefe nicht.
Quellenangabe: TransmissionCode 2007 · regelleistung.net · BSP-Zertifizierung gemäß Übertragungsnetzbetreiber-Anforderungen
12 — Sicherheit & Brandschutz
Was Multi-Use in Bezug auf Sicherheit bedeutet
Multi-Use erhöht die Zyklus-Häufigkeit, aber nicht die Sicherheits-Anforderungen — die sind bei stationären LFP-Speichern technologisch unabhängig vom Betriebsmodus.
Thermische Stabilität
LFP-Zellen (Lithium-Eisenphosphat) sind kobaltfrei und thermisch stabiler als andere Lithium-Ionen-Chemien. Standard für stationäre Industriespeicher.
VdS-zertifizierte Brandschutzkonzepte
Standardisierte Brandbekämpfungssysteme, Überspannungsschutz und Temperaturkontrolle in geschlossenen Containerlösungen mit definierter IP-Schutzklasse.
Normgerechte Netzintegration
VDE-AR-N 4110/4120 (Mittel-/Hochspannung), DIN VDE 0100-712, redundante BMS-Architektur, Blitzschutz IEC 62305.
Die Multi-Use-Steuerung wirkt sich nicht auf Sicherheits-Hardware aus — BMS, Brandmelde- und Löschsysteme sind unabhängig vom Betriebsmodus. Eine FCR-Anlage und eine Multi-Use-Anlage haben dieselben Sicherheits-Anforderungen.
13 — Begriffsklärung
Multi-Use ist nicht Multi-Market — warum die Unterscheidung wirtschaftlich entscheidend ist
Im deutschen BESS-Markt werden die Begriffe häufig synonym verwendet. Tatsächlich beschreiben sie unterschiedliche Erlös-Architekturen mit unterschiedlichen wirtschaftlichen Konsequenzen.
Multi-Market
FTM-Vermarktungs-Stack (Front-of-the-Meter)
- Day-Ahead-Handel — Gebote für den Folgetag
- Intraday Continuous — kurzfristige Preisschwankungen, 5-Minuten-Vorlauf
- FCR (Primärregelleistung) — ~0,3 Vollzyklen/Tag
- aFRR + mFRR — Sekundär-/Minutenreserve
- Negative Spotpreise — Lade-Arbitrage in Überschussstunden
Reine FTM-Optimierung — Speicher steht am öffentlichen Netz, vor dem Werkszähler.
Multi-Use
FTM + BTM auf demselben Asset
- Alle Multi-Market-Erlöskanäle — FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intraday
- Peak Shaving (BTM) — gegen Leistungspreis
- §19 Atypik / AgNes-Optimierung — Netzentgelt-Reduktion
- Self-consumption optimization — mit oder ohne PV-Anlage
- USV / Inselbetriebsfähigkeit — Versorgungssicherheit
- Co-Location ab MiSpeL — PV + BESS ohne EEG-Verlust
Multi-Market PLUS BTM-Anwendungen auf derselben Anlage — das ist der wirtschaftliche Kern von Multi-Use.
Multi-Market ist also eine Teilmenge von Multi-Use. Wer einen reinen Multi-Market-Speicher betreibt, lässt den BTM-Hebel ungenutzt — Peak Shaving, §19/AgNes-Optimierung und Eigenverbrauch sind dort nicht eingerechnet. Die Differenz zwischen Multi-Market und Multi-Use ist genau der BTM-Stack: signifikant für Industriestandorte mit Lastspitzen, regulatorischem Netzentgelt-Hebel oder PV-Bestand.
14 — Industriestrompreis 2026
KUEBLL und CISAF-Reinvestitionspflicht — warum Industriebetriebe die Reinvestitionspflicht über BESS erfüllen
Die EU-Beihilfe-Genehmigung des deutschen Industriestrompreises (16.04.2026) ist an die CISAF-Reinvestitionspflicht (50 % Reinvestition) gekoppelt: 50 % der Beihilfe sind in Erneuerbare oder Speicher zu reinvestieren.
KUEBLL-Berechtigung — 91 Sektoren
Kompensation der Strompreis- und Übertragungsnetzkosten-Beihilfe für stromintensive Sektoren (Eisen-/Stahlproduktion, Chemie, Aluminium, Papier, Glas u.a.). 91 Sektoren sind beihilfeberechtigt. Voraussetzung: Standort in Deutschland, Stromintensität gemäß WZ-Klassifikation.
Beihilfe-Berechnung — bis zu 50 % auf 50 %
Bis zu 50 % Rabatt auf den Großhandels-Referenzpreis, angewendet auf maximal 50 % des jährlichen Stromverbrauchs — mit einer Untergrenze von 5 ct/kWh (50 EUR/MWh). Laufzeit 1.1.2026 bis 31.12.2028. Antragstellung rückwirkend ab 2027 über das BAFA. Auszahlung im jeweiligen Folgejahr.
Reinvestitionspflicht — 50 % nach CISAF
50 % der erhaltenen Beihilfe sind innerhalb von 48 Monaten in eine der folgenden Maßnahmen zu reinvestieren: Erneuerbare-Energien-Anlagen (PV, Wind), Speicher (Batterie, thermisch), Energieeffizienz-Maßnahmen, Elektrolyseure oder Elektrifizierung. BESS qualifiziert vollumfänglich.
Flexibilitäts-Bonus — +10 % Beihilfe
Der Beihilfebetrag wird um 10 % erhöht, wenn das Unternehmen nachweist, dass mindestens 80 % der Reinvestitionsverpflichtung in Maßnahmen zur Erhöhung der Nachfrageflexibilität fließen. Davon müssen wiederum mindestens 75 % in Reinvestitionen fließen. Multi-Use-BESS qualifiziert direkt — Lastspitzenmanagement, Eigenverbrauchsoptimierung und FTM-Vermarktung sind exakt die Maßnahmen, die der Bonus belohnt.
Wie Contracting die Pflicht erfüllt
Im BESS Contracting trägt CUBE CONCEPTS die volle Investition. Die Reinvestitionspflicht des Kunden ist dennoch erfüllt, weil die Anlage am Standort des Kunden errichtet wird und durch den Kunden mit dem geförderten Strom betrieben wird (nach den CISAF-Bestimmungen, EU 25.06.2025). Kein eigener Kapitaleinsatz nötig — bei voller Beihilfe-Compliance.
Quellenangabe: Commission Communication “Clean Industrial State Aid Framework” (CISAF), Brüssel 25.06.2025 · BMWE-Pressemitteilung Industriestrompreis 16.04.2026 · BAFA-Antragsverfahren ab 2027 · KUEBLL Teilliste 1, Anhang I (CELEX:52022XC0218(03))
15 — Referenzen
150+ realisierte Energieprojekte europaweit. ~100 MW BESS-Kapazität derzeit in Bau.
Ausgewählte Industrieunternehmen, mit denen CUBE CONCEPTS PV- und BESS-Projekte realisiert hat oder aktuell realisiert.
TI Automotive
Magna
Valeo
Voestalpine
Tenneco
ITW
In Vorbereitung 2026
Industriestandort Sachsen — 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV-Bestand, Multi-Use-Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen
Pipeline-Projekt
Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH (WAHLER) — BESS Contracting in Vorbereitung
PV-Anlage in Betrieb seit Sommer 2025. Industriespeicher im Contracting-Modell als dritter Schritt der Nachhaltigkeitsstrategie. Hersteller hochwertiger Thermostat- und Temperaturregeltechnik. Geschäftsführer Holger Kiebel: *”Batteriespeicher sind der logische nächste Schritt.”*
16 — Häufige Fragen
Multi-Use BESS — Antworten für Entscheider
Die zwölf am häufigsten gestellten Fragen zu Multi-Use, Steuerungslogik, Wirtschaftlichkeit und Regulatorik.
Bei LFP verliert die Anlage 2,1 % Kapazität/Jahr (KPMG Feb. 2026). Der Zyklus-Ertrag muss die anteiligen Degradationskosten plus OPEX übersteigen. FCR (~0,3 Zyklen/Tag) ist fast immer profitabel — geringe Beanspruchung, stabiler Kapazitätspreis. Arbitrage-Zyklen führt die CUBE EfficiencyUnit nur bei positiver Marge aus.
200.000–300.000 € FTM-Erlöspotenzial pro MW und Jahr aus FCR, aFRR, mFRR und Arbitrage (KPMG AG, Investment Case, Feb. 2026). Das ist standortunabhängig — keine PV-Anlage erforderlich.
IBN-Deadline: 4. August 2029. Batteriespeicher mit Inbetriebnahme bis zu diesem Datum erhalten 20 Jahre vollständige Netzentgeltbefreiung auf geladenen Strom (§118 Abs. 6 EnWG). Planungsvorlauf Bestandsanschluss: 6–12 Monate. Neubau: 18–24 Monate.
Ja — sofern die Steuerung §19-konform ist. Die CUBE EfficiencyUnit hält FCR-SoC (~50 %) und sperrt Ladevorgänge während HLZ-Fenstern automatisch. Beide Erlösquellen laufen simultan ohne manuellen Eingriff.
Ab MiSpeL (BNetzA-Festlegung, Mitte 2026) ist simultaner EEG-Betrieb und FTM-Vermarktung ohne Vergütungsverlust möglich. PV-Standorte können erstmals Arbitrage und EEG-Einspeisung kombinieren — ohne das bisherige Entweder-oder.
Die CUBE EfficiencyUnit protokolliert jeden Ladevorgang und HLZ-relevanten Zeitraum mit Zeitstempel. Der Jahresnachweis (Deadline: 30. Juni des Folgejahres) ist direkt exportierbar und revisionssicher archiviert — kein manueller Nachweis erforderlich.
Multi-Use-fähig bedeutet: Hardware unterstützt mehrere Modi technisch. Multi-Use-optimiert bedeutet: Die Steuerung priorisiert Erlöskanäle automatisch, berechnet Zyklusschwellenwerte dynamisch und dokumentiert §19-Compliance ohne manuellen Eingriff. Entscheidend ist die Steuerungslogik, nicht die Hardware.
Ja. FTM-Multi-Use (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) ist vollständig PV-unabhängig. 200.000–300.000 € FTM-Erlöspotenzial pro MW/Jahr entstehen ausschließlich durch Marktarbitrage und Regelenergie — ohne jede Eigenerzeugung.
Ab AgNes (BNetzA BGK-25-01-1#3, ab 01.01.2029) ersetzt dynamisches Preissignaling die statischen HLZ-Fenster. Die CUBE EfficiencyUnit reagiert auf beides in Echtzeit — keine neue Hardware, kein neuer Vertrag erforderlich.
LCOS (Levelized Cost of Storage) = Gesamtkosten je gespeicherter MWh über die Lebensdauer. Für LFP-Batteriespeicher: 110 EUR/MWh (KPMG AG, Feb. 2026). Multi-Use-Erlöse aus FCR und Arbitrage überschreiten diesen Wert typisch um ein Vielfaches — der LCOS ist der Mindestmaßstab für jeden Zyklus.
Das Investitionssofortprogramm (BGBl. 2025 I Nr. 161 vom 18.07.2025) bietet zwei steuerliche Hebel mit unterschiedlichem Anwendungsbereich: Degressive AfA bis 30 % im ersten Jahr (§7 Abs. 2 EStG) gilt für alle Unternehmen. Die zusätzliche Sonder-AfA §7g Abs. 5 EStG (40 % verteilt auf bis zu 5 Jahre) ist auf KMU mit Vorjahresgewinn ≤ 200.000 € beschränkt. Erst beide kombiniert ergeben den oft zitierten 70-%-Erstjahresabzug — für mittelständische und große Industriebetriebe oberhalb der Gewinngrenze gilt allein die 30-%-AfA. BESS qualifiziert als bewegliches Wirtschaftsgut des Anlagevermögens. Steuerliche Einzelfallprüfung empfohlen. Mehr dazu: Investitionssofortprogramm — was es für BESS bedeutet →
Die EnWG-Novelle November 2025 hat zwei Hebel für Industrie-BESS gesetzt: (1) §11c EnWG ordnet Energiespeicher als Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse ein — das stärkt die Durchsetzbarkeit gegenüber konkurrierenden Belangen in Genehmigungsverfahren. (2) §35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB (ab 01.01.2026) privilegiert Co-Location-Speicher mit EE-Anlagen ab 1 MWh ausdrücklich im Außenbereich; Nr. 12 erfasst stand-alone-Speicher ab 4 MW bei max. 200 m Abstand zu Umspannwerk. Hinweis: Energy Sharing nach §42c EnWG (ab 01.06.2026) ist auf nicht-gewerbliche Anlagenbetreiber, KMU und Kommunen beschränkt und steht der Industrie zunächst nicht zur Verfügung.
17 — Nächster Schritt
Multi-Use-Potenzial analysieren — standortspezifisch
Übermitteln Sie Ihren Lastgang. CUBE CONCEPTS berechnet BTM- und FTM-Potenziale getrennt — auf Basis KPMG-auditierter Marktbenchmarks und der BNetzA-Orientierungspunkte zu Speicher- und Einspeisenetzentgelten (16.01./17.02.2026). Open-Book-Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen, kostenlos, kein Commitment.
Lastgang einsenden — kostenlose Potenzialanalyse →§118 nicht rückwirkend erwerbbar — KPMG AG, Feb. 2026 · ~25.000 €/Monat entgangener Vorteil bei 1 MW
Hinweis zu Inhalten und Stand
Stand: 05.05.2026. Alle regulatorischen Angaben (CISAF, KUEBLL, AgNes, MiSpeL, §118 EnWG, EEG-Novelle 2027, Investitionssofortprogramm) basieren auf veröffentlichten Quellen zum Zeitpunkt der Erstellung; Festlegungen, Rechtsverordnungen und EU-Notifizierungen können sich ändern. Steuerliche Aussagen sind keine Steuerberatung — Einzelfallprüfung durch einen Steuerberater erforderlich. Wirtschaftlichkeitsangaben (FTM-Erlöse, IRR, NPV, Payback) sind Marktbenchmarks bzw. KPMG-Vergleichsrechnungen und keine garantierten Renditen. Standortspezifische Modellierung erforderlich.