What is the difference between LCOS and the purchase price?

Der Anschaffungspreis (GIK) ist der einmalige Investitionsbetrag – bei LFP ca. 250 €/kWh. Der LCOS (Levelized Cost of Storage, €/MWh) berücksichtigt zusätzlich Lebensdauer, Degradation, Effizienz und OPEX über die gesamte Nutzungsdauer. Nur der LCOS macht verschiedene Technologien vergleichbar. LFP: 110 €/MWh (KPMG AG, Feb. 2026).

Why are FTM revenues not guaranteed?

Regelenergiepreise sind marktabhängig – sie entstehen aus dem Ausgleich von Angebot und Nachfrage im Stromnetz. CUBE CONCEPTS kalkuliert in drei Szenarien (Basis / Konservativ / Optimistisch), alle vor Ihrer Entscheidung offen einsehbar. Der Multi-Use-Ansatz diversifiziert auf FCR, aFRR, mFRR und Spotarbitrage – kein Einzel-Kanal-Risiko.

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

Beim Kauf rechnet CUBE CONCEPTS mit 2–4 Jahren statischer Amortisation. Zum Vergleich: In der KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, reine Arbitrage, Feb. 2026) erzielt LFP einen IRR von 10,5 %. Die wichtigsten Treiber: Netzanschlussleistung, Speicherdauer, Vermarktung und der verfügbare BTM/FTM-Split. CUBE BatterySizer berechnet auf Basis Ihres Lastgangs standortspezifisch.

What do the three scenarios in the open-book calculation mean?

Basis: historische Durchschnittserlöse der letzten 12 Monate. Konservativ: Abschlag von 20 % auf Basis-Erlöse. Optimistisch: Aufschlag von 15 % bei steigender Nachfrage nach Flexibilität. Alle drei Szenarien werden vor Vertragsabschluss vollständig offengelegt.

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

§ 118 Abs. 6 EnWG befreit Speicher, die bis 4. August 2029 in Betrieb gehen, 20 Jahre lang von den Netzentgelten auf den Strombezug, soweit der Strom wieder ins Netz eingespeist wird. Nach dem AgNes-Festlegungsentwurf der Bundesnetzagentur vom 06.08.2026 gilt das für neue Projekte nur, wenn die endgültige Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung fällt, geplant zum 1. Januar 2027. Bei bestehendem Netzanschluss rechnet CUBE CONCEPTS mit 6–12 Monaten bis zur Inbetriebnahme. Neue Anschlüsse sind der Engpass: 2025 wurden im Verteilnetz nur 8 % der Anschlussbegehren für Batteriespeicher zugesagt.

How does multi-use perform with a rising BESS inventory in the market?

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.

Battery storage profitability

Batteriespeicher-Erlöse: BTM senkt Kosten, FTM erzeugt Erlöse

Most providers sell hardware or electricity. CUBE CONCEPTS builds the system behind it.

200,000–300,000 €

FTM Revenue Potential / MW / Year

Richtwert CUBE CONCEPTS

110 €/MWh

LCOS LFP System

KPMG AG, February 2026

2–4 years

Typical ROI Purchase

Richtwert CUBE CONCEPTS

§118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027 – noch 83 Days

Two revenue streams

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
✓Maximize PV self-consumption

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

Five factors determine your 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.

Mains connection

BTM: ab 500 kW. Regelenergie: Mindestangebot 1 MW, kleinere Anlagen im Pool. Mehrere Standorte können gebündelt werden.

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.

Network operator

Netzentgelte, Hochlastzeitfenster und Anschlussbedingungen unterscheiden sich je Netzbetreiber; Regelenergiepreise gelten bundesweit einheitlich. CUBE analysiert Ihren Netzanschluss netzbetreiberspezifisch.

Regulations

§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.

BTM/FTM-Split

The revenue mix is determined by how much capacity remains available for FTM marketing after BTM coverage (peak shaving, §19).

Case study

1 MW Industriespeicher im Multi-Use-Betrieb – konkret

Basis: 1.000 kW / 2.000 kWh LFP-System. Rechenbeispiel CUBE CONCEPTS mit 220.000 € Bruttoerlös, im unteren Bereich der Spanne von 200.000–300.000 €.

Position	Amount / Year
FTM Gross Revenue / Year (FCR + aFRR + mFRR + Spot Arbitrage)	220.000 €
OPEX / Year (Operations, Marketing, IT)	-55,000 EUR
Net Market Revenue / Year	165.000 €
Contracting – 0 € CAPEX, Off-Balance
Profit-Share Owners 25 % (based on net market proceeds after OPEX)	€41,250 / year
Profit Share CUBE CONCEPTS 75 % (Open-Book)	123,750 € / year
Kauf – GIK ~ 250 €/kWh, 100 % Eigenerlöse
All net market proceeds to the owner	€165,000 / year

Kauf – Rendite-Kennzahlen

Return on Investment

2–4 years

Referenz-IRR (KPMG, LFP 10 MW)

10,5 %

GIK

~ 250 €/kWh

Contracting – Einstiegspunkt

CAPEX Owners

0 €

Profit sharing: 25% profit share on net market proceeds after OPEX · Off-balance sheet treatment possible

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.

Technology Comparison

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	Zinc bromide	New in box
LCOS (€/MWh)	110	104	127
Degradation / Year	2,1 %	0,3 %	3,0 %
Service life	14 years	25 years	10 years
AC-AC efficiency	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, February 2026, S. 15–21.

Lithium-Batteriemodule (LFP) in der Fertigung (Symbolbild)

Regulatory windows

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

01.10.2026

MiSpeL: PV + FTM compatible

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.

31.12.2026

§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.

31.12.2028

§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV läuft aus

Atypische Netznutzung – letzter Antragstermin 30. September 2028.

01.01.2029

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).

August 4, 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 17.000–25.000 € pro Monat bei 1 MW (Richtwert CUBE CONCEPTS) · Quelle: §118 Paragraph 6 of the Energy Industry Act

Batteriespeicher-Container und Wechselrichterstationen (Symbolbild)

Contracting vs. Purchase

Contracting oder Kauf – was ist wirtschaftlich besser?

Both models have access to the same revenue streams. The difference lies in capital investment and revenue sharing.

Contracting

✓ 0 € CAPEX – keine Eigeninvestition
✓ Off-balance sheet possible (accounting to be checked for each contract structure)
✓ 25 % Profit Share of Net Market Revenues after OPEX
✓ CUBE CONCEPTS operates and markets completely
✓ Call option contractually anchored

Example 1 MW

€41,250 / year

Purchase

→ Full self-investment (GIK ~ €250/kWh)
→ On-Balance – Aktivierung und Abschreibung
→ 100 % of net market proceeds to the owner
→ Referenz-IRR 10,5 % (KPMG-Vergleichsrechnung LFP, 10 MW)
→ Optional: CUBE CONCEPTS Takes Over Operations

Example 1 MW

€165,000 / year

“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.

Manufacturer-independent Mind. 3 offers · LCOS-rated · no vendor lock-in. Both models.

Initial Orientation

What perspective applies to you?

Vier Verantwortungsbereiche – jeder mit einem anderen Blickwinkel auf denselben Business Case.

You are responsible for investment decisions & balance sheet clarity

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.

You are responsible for sustainability goals and CSRD reporting

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.

You are responsible for operational safety & plant engineering

FTM-Betrieb läuft vollautomatisch – kein Eingriff in Betriebsprozesse. BTM-Dispatch koordiniert CUBE EfficiencyUnit, nicht Sie.

You are responsible for energy procurement and electricity purchase costs

Peak shaving lowers the demand charge. Sections 19 and 118 reduce grid fees. FTM generates active revenue. All from one plant.

Common Objections

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.

“We already have offers from other providers.”

Haben diese Angebote auf Basis Ihres Lastgangs kalkuliert – oder auf Basis ihres Portfolios? CUBE CONCEPTS zeigt Ihnen die Kalkulation offen, bevor Sie sich festlegen.

“The market for balancing energy could change.”

Diversified multi-use strategy: FCR, aFRR, mFRR, spot arbitrage, peak shaving, §19. No single-channel risk. If one channel goes down, CUBE EfficiencyUnit automatically optimizes for the remaining revenue channels.

References