BESS- und PV-Wissen · 97 Begriffe · Mit Quellen
Glossar Batteriespeicher und Photovoltaik: 97 Fachbegriffe, die jede Entscheidung prägen
Von AgNes bis §118, von Direktvermarktung bis Wechselrichter: Definitionen für Batteriespeicher und Photovoltaik-Dachanlagen in Industrie und Gewerbe, mit Rechtsgrundlagen und Quellenangaben.
97
Definitionen
58 zu Batteriespeichern, 39 zu Photovoltaik
25+
Quellenangaben
Gesetze, BNetzA, ÜNB, KPMG, verlinkt
2026
Aktuell
AgNes-Entwurf, MiSpeL, Industriestrompreis
Alphabetisch sortiert
Welche BESS-Begriffe sind für Industrieunternehmen am relevantesten?
Dieses Glossar umfasst 58 Begriffe aus den Bereichen Batteriespeicher-Technologie, Regelenergie, Netzentgeltoptimierung und Regulatorik, zugeschnitten auf den Industrie- und Gewerbeeinsatz ab 750 kW. Dazu kommen 39 Begriffe zu Photovoltaik-Dachanlagen in Gewerbe und Industrie.
BESS-Entscheidungen werden in Industrieunternehmen von Entscheidungsträgern getroffen, die häufig keine Energietechnik-Ausbildung haben – CFOs, Investitionsverantwortliche, Energieeinkäufer, Betriebsleiter. Gleichzeitig sind die relevanten Begriffe oft technisch überladen oder uneinheitlich verwendet: FCR und aFRR werden verwechselt, §19 S.1 und S.2 werden als eine Regelung behandelt, die Netzentgeltwirkung von MiSpeL wird falsch eingeschätzt. Dieses Glossar setzt auf Präzision – für Personen, die Investitionsentscheidungen treffen, nicht für Energiespezialisten.
Alle Definitionen folgen einem einheitlichen Format: Begriff, Definition in einem Satz, Erläuterung, und Quellenangabe. Begriffe, die regulatorisch kritisch sind (§19 S.1 vs. S.2, BK4-22-089, AgNes), enthalten einen expliziten Hinweis auf häufige Verwechslungen oder Missverständnisse.
Warum ist die genaue Begriffsverwendung bei BESS-Projekten entscheidend?
Fehler in der Terminologie führen zu Fehlentscheidungen. Ein Unternehmen, das §19 S.1 und S.2 verwechselt, plant auf der falschen Antragsgrundlage. Ein Unternehmen, das die Netzentgeltwirkung von MiSpeL falsch einschätzt, rechnet mit falschen Einsparungen. Ein Unternehmen, das BK4-22-089 als Argument gegen §19 S.2 verwendet, verzichtet auf ein weiterhin gültiges Instrument bis 31.12.2028.
Der Markt für BESS-Beratung ist unübersichtlich. Viele Anbieter verwenden Begriffe unscharf, um Produkte attraktiver erscheinen zu lassen. Dieses Glossar orientiert sich an Gesetzestexten, BNetzA-Verfahren, Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber und unabhängigen Studien, nicht an Herstellerdarstellungen. Begriffe zu Leistungen von CUBE CONCEPTS sind mit „Quelle: CUBE CONCEPTS“ gekennzeichnet. Wer auf Basis präziser Begriffe entscheidet, entscheidet besser.
§
§118 Abs. 6 EnWG
Befreiung von den Netzentgelten auf den Strombezug für 20 Jahre, für Speicher mit Inbetriebnahme bis 4. August 2029, soweit der Strom wieder ins Netz eingespeist wird. Seit Dezember 2025 genügt eine teilweise Rückspeisung, damit ist die Befreiung auch für Speicher hinter einem Industrieanschluss möglich. Laut AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 gilt sie für neue Projekte nur, wenn die endgültige Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung fällt, geplant zum 1. Januar 2027. Stärkster langfristiger Einzelhebel in der Wirtschaftlichkeitsrechnung.
§14a EnWG
Netzorientierte Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen über 4,2 kW, darunter Stromspeicher beim Einspeichern, gegen reduzierte Netzentgelte; seit 1. April 2025 auch mit zeitvariablen Netzentgelten (Modul 3). Gilt nur für Anschlüsse in den Netzebenen 6 und 7 (Niederspannung). Industriespeicher am Mittelspannungsnetz fallen nicht darunter.
Quelle: §14a EnWG · BNetzA-Festlegung BK6-22-300
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV
Individuelles Netzentgelt bei atypischer Netznutzung: Die Höchstlast des Kunden in den Hochlastzeitfenstern des Netzbetreibers muss um die Erheblichkeitsschwelle (z. B. 20 % in der Mittelspannung) und um mindestens 100 kW unter seiner Jahreshöchstlast liegen. Das Entgelt beträgt mindestens 20 % des veröffentlichten Netzentgelts. Anzeige bei der BNetzA bis 30. September, Nachweis bis 30. Juni des Folgejahres. Gilt bis 31.12.2028; der AgNes-Entwurf sieht keine Nachfolgeregelung vor.
Quelle: §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV · BNetzA-Festlegung BK4-13-739 · BNetzA, AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026
§118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027
A
aFRR
Automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (Sekundärregelleistung). Volle Aktivierung innerhalb von 5 Minuten. Die Leistung wird täglich am Vortag in 4-Stunden-Produkten nach Gebotspreis (pay-as-bid) beschafft, die Regelarbeit seit 2022 über die europäische Plattform PICASSO abgerufen. 2025 stärkster Erlöskanal für Batteriespeicher: Die aFRR-Leistungserlöse eines 2-Stunden-Speichers stiegen um 39 % auf über 146.000 €/MW.
AgNes
Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom: Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur (GBK-25-01-1#3) für die Netzentgelte ab 1. Januar 2029, wenn die StromNEV ausläuft. Laut Entwurf vom 06.08.2026 zahlen Industriekunden einen Kapazitätspreis auf eine jährlich bestellte Kapazität, Bezug darüber kostet das 2- bis 3,5-Fache des Arbeitspreises. Für die atypische Netznutzung ist keine Nachfolge vorgesehen; Bestandsnutzer über 10 GWh behalten bis Ende 2031 einen eingefrorenen Durchschnittsrabatt, die Bandlast gilt nur für bestehende Vereinbarungen fort. Neue netzgekoppelte Speicher zahlen ein Kapazitätsentgelt (BNetzA-Schätzung 4 bis 7 €/kW und Jahr), keinen Arbeitspreis. Finale Festlegung für Ende 2026 geplant.
Amortisation
Zeitraum bis zur Rückzahlung der Investition aus den laufenden Netto-Erlösen. Richtwert von CUBE CONCEPTS für den BESS-Kauf im Multi-Use-Betrieb (1 MW / 2 MWh, rund 500.000 € Investition, 145.000–245.000 € Netto-Markterlöse pro Jahr): 2–4 Jahre, statisch gerechnet. Zum Vergleich: In der KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, reine Arbitrage) werden die diskontierten Zahlungsströme bei LFP nach neun bis zehn Jahren positiv. Gilt nur für das Kaufmodell, nicht für Contracting ohne Eigeninvestition.
Quelle: CUBE CONCEPTS · KPMG AG, Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, Feb. 2026, S. 21
Atypische Netznutzung
Netzentgeltnachlass nach §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV für Kunden, deren Höchstlast in den Hochlastzeitfenstern (HLZF) des Netzbetreibers deutlich unter ihrer Jahreshöchstlast liegt (Erheblichkeitsschwelle, mindestens 100 kW). Rabatt bis zu 80 %. Gilt bis 31.12.2028; laut AgNes-Entwurf ohne Nachfolgeregelung, rund 6.000 Unternehmen nutzen sie heute.
Quelle: §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV
B
Batteriespeicher (BESS)
Battery Energy Storage System. Stationäre Speicheranlage zur elektrochemischen Speicherung von Energie. Im Industriekontext ab 750 kW / 1.500 kWh. CUBE CONCEPTS-Einstiegsgröße.
Quelle: Normenreihe IEC 62933
Bilanzkreisoptimierung
Ausgleich von Abweichungen zwischen prognostiziertem und tatsächlichem Energiebezug im eigenen Bilanzkreis. Batteriespeicher puffern Prognoseabweichungen und vermeiden Ausgleichsenergie-Kosten.
Quelle: Bilanzkreissystem nach § 4 StromNZV (bis 31.12.2025), seither Festlegungen der BNetzA
BK4-22-089
Festlegung der Bundesnetzagentur vom 15.02.2023 für Bandlastkunden nach §19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV in der Energiekrise: Bestimmte netz- und marktdienliche Lastreaktionen, etwa Lastabwurf auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers oder Minderverbrauch in Hochpreisstunden, blieben bei Benutzungsstunden und Mindestverbrauch unberücksichtigt. Verlängert bis 31.12.2025, seither ausgelaufen. Das Bandlast-Privileg selbst gilt bis 31.12.2028; die atypische Netznutzung (Satz 1) war nicht betroffen.
BTM – Behind-the-Meter
Betriebsdimension des Batteriespeichers im internen Netz des Unternehmens, hinter dem Netzanschlusszähler. BTM-Anwendungen: Peak Shaving, §19 Atypische Netznutzung (bis 2028), Eigenverbrauchsoptimierung und ab 2029 laut AgNes-Entwurf die Vermeidung von Bezug über der bestellten Kapazität.
C
CAPEX
Capital Expenditure. Einmalige Investitionskosten: BESS-Hardware, Netzanschluss, Planung, Installation, Inbetriebnahme, CUBE EfficiencyUnit, Präqualifikation. Beim CPFS-Modell: CUBE CONCEPTS trägt alle CAPEX bis zum Eigentumsübergang.
Quelle: CUBE CONCEPTS Projekterfahrung
Contracting
Vertragsform ohne Eigeninvestition: CUBE CONCEPTS investiert, betreibt und vermarktet den Speicher, der Standortinhaber erhält 25 % der Netto-Markterlöse nach OPEX. Eine der beiden Vertragsformen der CPFS, neben dem Kauf. Abgrenzung zum Kauf: kein CAPEX-Risiko, in der Regel kein Bilanzaktivum (Prüfung je Vertrag), kürzere Entscheidungswege. Konditionen Open-Book vor Vertragsabschluss. → Seite: BESS Contracting
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH · Contracting-Rahmenvertrag
CPFS
CUBE Profit Flex Solution: Drei-Phasen-Betriebsmodell von CUBE CONCEPTS für freie Netzanschlusskapazität. Phase I Markterlöse (FTM), Phase II Nutzung am Standort (BTM), Phase III beides kombiniert. Wählbar als Contracting (0 € CAPEX, 25 % der Netto-Markterlöse) oder Kauf (100 % der Erlöse). Open-Book vor Vertragsabschluss. → Seite: CPFS
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH
C-Rate
Lade- oder Entladerate eines Batteriespeichers relativ zur Nennkapazität. 1C = vollständige Ladung oder Entladung in 1 Stunde, 0,5C in 2 Stunden. Eine bestimmte C-Rate schreiben die Übertragungsnetzbetreiber nicht vor; für FCR gelten für Batteriespeicher 15 Minuten Mindestaktivierungszeit und eine maximale Leistung von mindestens dem 1,25-Fachen der vermarkteten Leistung. Wirtschaftlich zählt die Speicherdauer: 2-Stunden-Systeme erzielten 2025 marktübergreifend rund 259.000 €/MW, 1-Stunden-Systeme rund 151.000 €/MW (ISEA Battery Revenue Index).
Quelle: ÜNB, PQ-Bedingungen (regelleistung.net) · ISEA Battery Revenue Index (RWTH Aachen), via pv magazine 23.01.2026
CSRD
Corporate Sustainability Reporting Directive: EU-Richtlinie zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach ESRS. Nach der Omnibus-Richtlinie (EU) 2026/470 sind Unternehmen mit mehr als 1.000 Beschäftigten und mehr als 450 Mio. € Umsatz berichtspflichtig, die zweite Welle erstmals für das Geschäftsjahr 2027; die deutsche Umsetzung steht noch aus. Ein Batteriespeicher kann über höheren PV-Eigenverbrauch den Netzbezug und damit die Scope-2-Emissionen senken (ESRS E1). Das monatliche Open-Book-Reporting von CUBE CONCEPTS liefert die Daten dazu.
Quelle: Richtlinie (EU) 2022/2464 · Richtlinie (EU) 2026/470 · ESRS E1
CUBE BatterySizer
CUBE CONCEPTS Analysewerkzeug. Berechnet auf Basis von Lastgangdaten 250+ Betriebsvarianten und ermittelt optimale Speichertechnologie, Kapazität und Leistung.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH
CUBE EfficiencyUnit
CUBE CONCEPTS Steuerungs- und Vermarktungsinfrastruktur für Batteriespeicher. Koordiniert FTM-Vermarktung (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) und BTM-Anwendungen (Peak Shaving, §19, Eigenverbrauch) in Echtzeit. Multi-Use-Betrieb.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH
D
Degradation
Kapazitätsverlust eines Batteriespeichers über die Betriebszeit. KPMG-Vergleichsrechnung bei zwei Vollzyklen pro Tag: LFP 2,1 %, ZnBr 0,3 %, NIB 3,0 % pro Jahr. Das Lebensende ist typischerweise bei rund 70 % der Ursprungskapazität erreicht.
Direktvermarkter / Aggregator
Unternehmen, das Speicher und andere Anlagen an Strom- und Regelenergiemärkten vermarktet. Für Regelenergie muss der Anbieter bei den Übertragungsnetzbetreibern präqualifiziert sein; laut Anbieterliste der ÜNB (Stand 08.07.2026) sind es 44 Unternehmen. Da die Mindestangebotsgröße 1 MW beträgt, fassen Aggregatoren kleinere Anlagen in Pools zusammen.
Quelle: regelleistung.net
E
Eigenverbrauch
BTM-Strategie: Selbst erzeugter PV-Strom wird im Batteriespeicher zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt selbst genutzt – statt ins Netz eingespeist. Reduziert den Strombezug (Arbeitspreis) und erhöht die PV-Eigenverbrauchsquote. MiSpeL (seit 01.10.2026) ermöglicht simultanen Eigenverbrauch und FTM-Vermarktung, ohne die EEG-Förderung zu verlieren.
EMS – Energy Management System
Steuerungssystem, das Lade- und Entladezyklen des Batteriespeichers in Echtzeit koordiniert. Optimiert täglich den BTM/FTM-Split: Peak-Shaving-Dispatch, §19-Atypik-Nachweis, FTM-Gebotsabgabe (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) und Eigenverbrauch gleichzeitig. CUBE EfficiencyUnit ist das CUBE-eigene EMS – die Steuerungsinfrastruktur für Multi-Use-Betrieb.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH
F
FCR
Frequency Containment Reserve (Primärregelleistung). Volle Leistung innerhalb von 30 Sekunden bei ±200 mHz Frequenzabweichung im europäischen Verbundnetz. Ausschreibung täglich am Vortag in sechs 4-Stunden-Produkten, Vergütung nach Einheitspreis (pay-as-cleared). Für Batteriespeicher gilt eine Mindestaktivierungszeit von 15 Minuten. Erlöse 2025 rund 106.000 €/MW (−6,9 %, ISEA).
FTM – Front-of-the-Meter
Betriebsdimension des Batteriespeichers am Großhandelsmarkt. FTM-Erlöse: FCR, aFRR, mFRR, Spotmarkt-Arbitrage. Läuft unabhängig vom Betrieb des Unternehmens.
G
GIK – Gesamtinvestitionskosten
Alle Investitionskosten einer BESS-Anlage: Hardware (Batteriemodule, Wechselrichter, Container), Netzanschluss, Planung, Genehmigung, Installation, Inbetriebnahme, EMS, Präqualifikation. Richtwert: rund 250 €/kWh für LFP, so auch der Ansatz der KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh; ZnBr 360 €/kWh, NIB 275 €/kWh). GIK ist die Basis der LCOS- und der Amortisationsrechnung beim Kauf. Im Contracting trägt CUBE CONCEPTS die GIK vollständig.
Quelle: KPMG AG, Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, Feb. 2026, S. 18 · CUBE CONCEPTS
H
HLZF – Hochlastzeitfenster
Tageszeitfenster, die der Netzbetreiber je Netz- bzw. Umspannebene und Jahreszeit aus seiner Last des Vorjahres ermittelt und bis 31. Oktober für das Folgejahr veröffentlicht. Sie gelten nur werktags. Für die atypische Netznutzung nach §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV muss die Höchstlast des Kunden in diesen Fenstern deutlich unter seiner Jahreshöchstlast liegen; Batteriespeicher entladen deshalb gezielt in den HLZF.
Quelle: §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV · BNetzA-Festlegung BK4-13-739
I
IBN – Inbetriebnahme
Formaler Zeitpunkt der ersten netzparallelen Betriebsaufnahme einer Anlage. Relevant für §118 Abs. 6 EnWG: Die Inbetriebnahme bis 4. August 2029 ist Voraussetzung der 20-jährigen Befreiung; laut AgNes-Entwurf muss zusätzlich die Investitionsentscheidung vor dem 1. Januar 2027 fallen.
Industriespeicher
Stationärer Batteriespeicher für industriellen und gewerblichen Einsatz. CUBE CONCEPTS-Einstiegsgröße: ab 750 kW / 1.500 kWh. Typische Projektgrößen im CUBE-Portfolio: 1–10 MW.
Quelle: CUBE CONCEPTS Projekterfahrung
Industriestrompreis (ISP)
Strompreisentlastung für die Abrechnungsjahre 2026 bis 2028 für Branchen mit erheblichem Verlagerungsrisiko (Teilliste 1 des Anhangs I der KUEBLL, nach BMWE 91 Sektoren und Teilsektoren). Gefördert wird die Hälfte des Verbrauchs mit grundsätzlich 50 % des Referenzpreises, wobei 5 ct/kWh als Zielpreis nicht unterschritten werden; für 2026 sind das 3,744 ct/kWh. Mindestens 50 % des gewährten Betrags sind binnen 48 Monaten in Maßnahmen zu investieren, die die Stromsystemkosten senken; Energiespeicher sind ausdrücklich genannt, ein Dritter darf die Maßnahme umsetzen und finanzieren. 10 % Bonus, wenn 80 % der Verpflichtung in Flexibilität fließen. → Seite: Industriestrompreis
Quelle: Richtlinie Industriestrompreis vom 27.04.2026 (BAnz AT 06.05.2026 B1) · BAFA · CISAF Rn. 121–123
IRR – Internal Rate of Return
Interner Zinsfuß: der Diskontierungssatz, bei dem der Nettobarwert der Investition null wird, also die durchschnittliche jährliche Rendite. KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, zwei Vollzyklen pro Tag, Arbitrage, WACC 6 %, projektbezogen): LFP 10,5 %, ZnBr 9,5 %, NIB 7,2 %. Standortspezifische Werte im Multi-Use-Betrieb weichen davon ab und ergeben sich aus der Open-Book-Kalkulation.
K
Kaufoption
Im Contracting-Vertrag verankerte Option des Standortinhabers, die BESS-Anlage nach dem Marktbetrieb durch CUBE CONCEPTS zu vorher vereinbarten Konditionen zu erwerben. Sichert volle Kontrolle über die Anlage zu einem definierten Zeitpunkt, ohne initiales Kapitalrisiko. Beim Industriestrompreis zählt die Investition in den Speicher; sie darf laut BAFA auch ein Dritter umsetzen und finanzieren.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH · BAFA-Merkblatt Dekarbonisierungsmaßnahmen, Kap. 3.5
L
Lastgang
15-Minuten-Messdaten des elektrischen Verbrauchs einer Anlage aus dem RLM-Zähler. Basis jeder BESS-Dimensionierung und Wirtschaftlichkeitsanalyse: Lastspitzen identifizieren (Peak Shaving-Potenzial), §19-Qualifikation prüfen (HLZ-Verhalten), FTM-Erlöspotenzial berechnen, Speicherkapazität optimieren. Ein Lastgang von 12 Monaten genügt für die vollständige Analyse.
Quelle: § 55 MsbG · CUBE CONCEPTS GmbH
LCOS
Levelized Cost of Storage: diskontierte Gesamtaufwendungen je ausgespeicherter MWh über die Lebensdauer, einschließlich Investition, Betrieb und Degradation. Zentraler Vergleichsindikator für Speichertechnologien. KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, WACC 6 %, zwei Vollzyklen pro Tag): ZnBr 104 €/MWh, LFP 110 €/MWh, NIB 127 €/MWh.
Leistungspreis
Komponente des Netzentgelts nach §17 StromNEV. Das Jahresleistungsentgelt ergibt sich aus Leistungspreis mal Jahreshöchstleistung, also dem höchsten Viertelstundenwert im Abrechnungsjahr. Eine einzige Spitze bestimmt damit die Leistungskosten des ganzen Jahres. Ab 2.500 Benutzungsstunden gilt ein höherer Leistungs- und ein niedrigerer Arbeitspreis. Peak Shaving mit BESS kappt diese Spitze und senkt das Leistungsentgelt, unabhängig von §19.
Quelle: §17 StromNEV
LFP
Lithium-Eisenphosphat: Standardtechnologie für stationäre Industriespeicher. In der KPMG-Vergleichsrechnung höchster IRR (10,5 %) bei einem LCOS von 110 €/MWh, knapp über ZnBr (104 €/MWh). Bis zu 10.000 Zyklen bzw. 14 Jahre bei zwei Vollzyklen pro Tag, Degradation 2,1 % pro Jahr, AC-AC-Effizienz 87 %, maximale Entladetiefe rund 90 %. Thermisch stabil, kobaltfrei.
M
mFRR
Manual Frequency Restoration Reserve (Minutenreserve). Vollständige Aktivierung innerhalb von 12,5 Minuten. Die Leistung wird täglich am Vortag in 4-Stunden-Produkten beschafft, die Regelarbeit seit 2022 über die europäische Plattform MARI abgerufen. Für Batteriespeicher ein Ergänzungskanal neben FCR und aFRR.
Quelle: regelleistung.net
MiSpeL
Marktintegration von Speichern und Ladepunkten. BNetzA-Festlegung vom 01.10.2026 zu EEG-Förderung und Umlageprivilegien bei gemischter Speichernutzung. Ermöglicht simultanen BTM- und FTM-Betrieb ohne Verlust der EEG-Förderung, bis 30.09.2027 im Einverständnis mit Netz- und Messstellenbetreiber. Kein § 19-Privileg, wirkt aber über § 118 Abs. 6 S. 3 EnWG auf die Netzentgeltbefreiung zurückgespeister Strommengen.
Multi-Use
Gleichzeitiger Betrieb von FTM-Vermarktung und BTM-Anwendungen mit demselben Batteriespeicher. CUBE EfficiencyUnit koordiniert beide Dimensionen in Echtzeit. Kein Kapazitätsanteil bleibt ungenutzt.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH
N
Netzanschluss / Netzkapazität
Verknüpfungspunkt zwischen Betriebsstätte und öffentlichem Stromnetz. Die freie Netzanschlusskapazität bestimmt die maximal installierbare BESS-Leistung. Für Regelenergie gilt eine Mindestangebotsgröße von 1 MW; kleinere Anlagen werden im Pool vermarktet. Ein bestehender Anschluss ist ein Vorteil: 2025 wurden im Verteilnetz nur 8 % der Anschlussbegehren für Batteriespeicher zugesagt. Die Anschlusskapazität ist der wichtigste standortspezifische Planungsparameter.
Quelle: § 17 EnWG · regelleistung.net · BNetzA/SMARD, 20.08.2026
Netzentgelt
Entgelt für die Nutzung des Stromnetzes, bestehend aus Arbeitspreis und Leistungspreis (Jahreshöchstleistung); Umlagen und Steuern kommen gesondert hinzu. Für einen Industriekunden mit 24 GWh Jahresverbrauch lag das Netzentgelt zum 1. April 2025 im Mittel bei 4,28 ct/kWh von 19,09 ct/kWh Gesamtpreis, rund 22 % ohne Vergünstigungen. Das durchschnittliche Übertragungsnetzentgelt steigt 2027 vorläufig auf 3,54 ct/kWh (2026: 2,86 ct/kWh).
NMC – Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt
Alternative Lithium-Ionen-Technologie: höhere Energiedichte als LFP, jedoch höheres thermisches Risiko und Kobalt-Abhängigkeit in der Lieferkette. Laut KPMG hat LFP beim Degradationsverhalten deutliche Fortschritte gegenüber NMC erzielt. Im stationären Speichermarkt weitgehend von LFP abgelöst. CUBE CONCEPTS empfiehlt LFP für Multi-Use-BESS im Industrieeinsatz wegen Zyklenfestigkeit und thermischer Stabilität.
O
Off-Balance
Bilanzierung, bei der die Anlage weder als Vermögenswert noch als Leasingverbindlichkeit in der Bilanz des Standortinhabers erscheint, ohne Einfluss auf Eigenkapitalquote oder Kreditlinien. Relevant für Unternehmen mit Bankfinanzierung oder IFRS-Berichtspflicht. Im Contracting möglich, wenn der Vertrag nach IFRS 16 kein Leasingverhältnis begründet; die Prüfung erfolgt je Vertrag mit dem Wirtschaftsprüfer.
Quelle: IFRS 16
Open-Book
Governance-Prinzip im CPFS-Modell: Alle Erlös- und Kostenpositionen sind vor Vertragsabschluss vollständig einsehbar – keine Informationsasymmetrie zwischen CUBE CONCEPTS und Standortinhaber. Grundlage für eine auditierbare Buchungsstruktur, Bilanzierung je Vertrag nach IFRS 16 geprüft. Nicht: öffentliche Preisveröffentlichung.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH
OPEX
Operating Expenditure. Laufende Betriebskosten: Wartung, Monitoring, Marktanbindung, Versicherung, Reporting. Beim CPFS-Modell: CUBE CONCEPTS trägt alle OPEX bis zum Eigentumsübergang.
Quelle: CUBE CONCEPTS Projekterfahrung
P
Peak Shaving
Kappung von Lastspitzen im betrieblichen Netzanschluss. Reduziert die Jahresleistungskomponente des Netzentgelts (§17 StromNEV), die am Jahreshöchstlastpunkt berechnet wird.
Quelle: §17 StromNEV
Pooling
Zusammenfassung mehrerer Anlagen zu einem Pool, der gemeinsam an Regelenergiemärkten teilnimmt, koordiniert durch einen präqualifizierten Anbieter. Da die Mindestangebotsgröße 1 MW beträgt, erschließt Pooling Regelenergie-Erlöse auch für kleinere Anlagen; ein Pool ist auf eine Regelzone beschränkt. CUBE CONCEPTS realisiert Speicherprojekte ab 750 kW.
Quelle: regelleistung.net · CUBE CONCEPTS GmbH
Präqualifikation
Formale Zulassung durch den Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber für Regelenergie, geregelt in den PQ-Bedingungen der ÜNB nach EU-Leitlinie SO GL. Nachzuweisen sind u. a. die Aktivierungszeiten (FCR 30 Sekunden, aFRR 5 Minuten, mFRR 12,5 Minuten), für Batteriespeicher in der FCR außerdem 15 Minuten Mindestaktivierungszeit und eine Leistungsreserve von 25 %. Die Mindestangebotsgröße beträgt 1 MW.
Quelle: 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, PQ-Bedingungen (regelleistung.net)
Profit-Share
Vergütung im Contracting: Als Standortinhaber erhalten Sie 25 % der Netto-Markterlöse nach Abzug aller OPEX (Betrieb, Vermarktung, IT), ohne Eigeninvestition und ohne Betriebsaufwand. CUBE CONCEPTS erhält 75 % und trägt alle Investitions- und Betriebskosten.
Quelle: CUBE CONCEPTS GmbH · Verwandte Begriffe: Open-Book, CPFS, OPEX
R
Regelenergie
Oberbegriff für Systemdienstleistungen zur Frequenzhaltung im europäischen Verbundnetz (Sollfrequenz 50 Hz). Umfasst FCR (volle Leistung in 30 Sekunden), aFRR (5 Minuten) und mFRR (12,5 Minuten). Batteriespeicher sind wegen ihrer schnellen Reaktion besonders geeignet. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber schreiben gemeinsam für ganz Deutschland über regelleistung.net aus. → Seite: Regelenergie
Quelle: regelleistung.net · 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW
RLM
Registrierende Leistungsmessung: Messverfahren für Letztverbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch. Liefert 15-Minuten-Lastgangdaten, die Basis für BESS-Dimensionierung, §19-Atypik-Nachweis und Betriebsoptimierung.
Quelle: § 55 Abs. 1 MsbG
ROI – Return on Investment
Kennzahl für die Rentabilität einer Investition: ROI = (Gewinn ÷ Investitionskosten) × 100 %. Für den BESS-Kauf im Multi-Use-Betrieb rechnet CUBE CONCEPTS mit 2–4 Jahren statischer Amortisation, das entspricht einem jährlichen Rückfluss von rund 25–50 % der Investition. Beim Contracting ist kein CAPEX erforderlich; maßgeblich ist dort der Profit-Share.
Quelle: CUBE CONCEPTS, Richtwert für 1 MW / 2 MWh
S
SOC – State of Charge
Aktueller Ladestand des Batteriespeichers in Prozent der Nennkapazität (0 % = leer, 100 % = voll). Das EMS steuert den SOC laufend: Für FCR, die in beide Richtungen abgerufen werden kann, hält es typisch rund 50 %; für Peak Shaving hält es genug Energie für die erwarteten Lastspitzen vor. Das SOC-Management bestimmt die Verfügbarkeit für alle Märkte.
Quelle: Normenreihe IEC 62933 · CUBE CONCEPTS GmbH
Spotarbitrage
Handel am Day-Ahead-Markt (tägliche Auktion, seit 1. Oktober 2025 in Viertelstunden) und am Intraday-Markt (kontinuierlich, innerhalb einer deutschen Regelzone bis 5 Minuten vor Lieferung). Batteriespeicher laden bei niedrigen oder negativen Preisen und speisen bei hohen Preisen ein. Negative Großhandelspreise gab es 2025 in 573 Stunden (2024: 457). Mit wachsendem EE-Anteil nehmen die Preisspannen zu.
Quelle: BNetzA/SMARD, 20.08.2026 · BNetzA, Pressemitteilung 03.01.2025 · EPEX SPOT SE
Ü
ÜNB – Übertragungsnetzbetreiber
Betreiber des Höchstspannungsnetzes (220 und 380 kV). In Deutschland vier ÜNB: 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, jeder zuständig für eine Regelzone. Sie schreiben Regelenergie (FCR, aFRR, mFRR) gemeinsam im deutschen Netzregelverbund aus und vergeben die Präqualifikationen. Die Ausschreibungspreise gelten für ganz Deutschland, nicht je Regelzone.
Quelle: regelleistung.net, Deutscher Netzregelverbund · § 12 EnWG
V
Benutzungsstunden (VBH)
Kennzahl für die Nutzungsintensität: Jahresarbeit (kWh) geteilt durch Jahreshöchstleistung (kW). Relevant für die Bandlast nach §19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV: mindestens 7.000 Benutzungsstunden und mehr als 10 GWh pro Jahr an einer Abnahmestelle, Rabatt bis zu 80, 85 oder 90 %. Gilt bis 31.12.2028, laut AgNes-Entwurf danach nur für bestehende Vereinbarungen. BK4-22-089 war eine bis 31.12.2025 befristete Krisen-Sonderregel und hat die Bandlast nicht beendet.
Vollzyklus (VZ)
Ein vollständiger Lade-Entlade-Zyklus (0 % → 100 % → 0 % Ladezustand). Zentrale Kennzahl für Lebensdauer und LCOS. Maximale Zyklen laut KPMG (Herstellerangaben): LFP 10.000, ZnBr 20.000, NIB 7.000. Die KPMG-Vergleichsrechnung unterstellt zwei Vollzyklen pro Tag.
W
WACC – Weighted Average Cost of Capital
Gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten – der Mindestverzinsungsanspruch auf das eingesetzte Eigen- und Fremdkapital. Basis der LCOS-Berechnung: KPMG verwendet im Investment Case vom Februar 2026 einen realen WACC von 6 % (10 MW / 40 MWh). Je niedriger der WACC, desto günstiger der berechnete LCOS. Unternehmen mit niedrigerem Kapitalkostensatz erzielen rechnerisch niedrigeren LCOS.
Z
ZnBr – Zink-Bromid-Batterie
Batterie auf Zink-Bromid-Basis für Speicherdauern von etwa vier bis zwölf Stunden. In der KPMG-Vergleichsrechnung niedrigster LCOS (104 €/MWh) und höchster NPV, aber höhere Investition (360 €/kWh), geringere AC-AC-Effizienz (81 %) und niedrigerer IRR (9,5 %) als LFP. Degradation 0,3 % pro Jahr, bis 20.000 Zyklen, Entladetiefe bis 100 %. Geringere Energiedichte, Aufstellung laut KPMG auch in Gewerbe- und Industriehallen möglich.
Quelle: KPMG AG, Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, Feb. 2026, S. 15–21
Photovoltaik
Welche Photovoltaik-Begriffe sind für Dachanlagen in Gewerbe und Industrie wichtig?
Diese 39 Begriffe erklären Technik, Netzanschluss, Förderung und Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Dachanlagen in Gewerbe und Industrie. Rechtsstand: Oktober 2026.
A
Abregelung
Begrenzung der Einspeiseleistung einer PV-Anlage, technisch über den Wechselrichter oder auf Anweisung des Netzbetreibers. Neue Anlagen unter 100 kW mit Einspeisevergütung dürfen nach dem Solarspitzengesetz höchstens 60 % ihrer installierten Leistung einspeisen, bis ein intelligentes Messsystem und eine Steuerungseinrichtung eingebaut und getestet sind. Die Grenze gilt am Verknüpfungspunkt mit dem Netz, der selbst verbrauchte Strom ist davon nicht betroffen.
Quelle: § 9 EEG
Anlagenzertifikat
Nachweis, dass eine Erzeugungsanlage die technischen Anschlussregeln erfüllt. Pflicht ist es für Anlagen ab 135 kW (Typ B nach § 2 NELEV). Seit 17.05.2024 entfällt es bis 270 kW Einspeise- und installierter Leistung, wenn Einheiten- und Komponentenzertifikate vorliegen, in der Mittelspannung bis 500 kW installierter Leistung mit zusätzlichem Prüfprotokoll zum Entkupplungsschutz. Darüber gilt nach VDE-AR-N 4110 unter 950 kW ein vereinfachtes Verfahren, ab 950 kW das Standardverfahren.
Quelle: § 2 NELEV · VDE FNN, VDE-AR-N 4110
Aufdachanlage
PV-Anlage, die auf der bestehenden Dachhaut montiert wird: auf Schrägdächern parallel zur Dachfläche, auf Flachdächern meist aufgeständert. Anders als bei gebäudeintegrierter Photovoltaik bleibt die Dachhaut erhalten, deshalb ist die Montage weniger an Bau- und Sanierungszyklen gebunden.
Aufständerung
Unterkonstruktion, die Module auf Flachdächern in einem Neigungswinkel aufstellt. Eine Südaufständerung mit rund 25 Grad maximiert den Jahresertrag je kWp, eine flache Ost-West-Aufständerung verbreitert das Tagesprofil und erlaubt eine dichtere Belegung der Dachfläche. Ob die Konstruktion mit Ballast beschwert oder mit dem Dach verbunden wird, entscheidet die Dachstatik.
B
Bifaziales Modul
Solarmodul, das auch über die Rückseite Licht aufnimmt und daraus zusätzlich Strom erzeugt. Der Mehrertrag hängt davon ab, wie viel Licht der Untergrund reflektiert und wie hoch das Modul über der Fläche steht. Weil die Performance Ratio nur auf die Einstrahlung der Vorderseite bezogen wird, steigert der Mehrertrag der Rückseite die PR.
D
DC/AC-Verhältnis
Verhältnis der Modulleistung (Gleichstromseite, in kWp) zur Nennleistung der Wechselrichter (Wechselstromseite). Wechselrichter werden oft kleiner ausgelegt als die Modulleistung, weil die Module ihre Nennleistung nur selten erreichen. In Deutschland liegt die DC-Nennleistung im Mittel knapp 10 % über der AC-Nennleistung; Angaben zur installierten Leistung beziehen sich auf die DC-Seite.
Direktvermarktung
Verkauf des eingespeisten Stroms über einen Direktvermarkter statt fester Einspeisevergütung. Liegt der Marktwert Solar unter dem gesetzlich anzulegenden Wert, gleicht die Marktprämie die Differenz aus. Für neue Anlagen über 100 kW ist die Direktvermarktung Pflicht; über 25 kW müssen direkt vermarktete Anlagen für den Direktvermarkter fernsteuerbar sein. Die geplante EEG-Novelle 2027 sieht weitere Änderungen vor (Stand Oktober 2026).
Drittmengenabgrenzung
Messtechnische Trennung des Stroms, den ein Unternehmen selbst verbraucht, von Strom, den Dritte auf dem Gelände verbrauchen, etwa Mieter oder Dienstleister. Nach §§ 45 und 46 EnFG sind die Mengen mess- und eichrechtskonform abzugrenzen; schätzen ist nur erlaubt, wenn eine Messung technisch unmöglich oder unvertretbar aufwendig ist. Wichtig ist die Abgrenzung, wenn für Strommengen unterschiedliche Umlagen oder Entlastungen gelten.
E
EEG-Umlage
Umlage, mit der Stromverbraucher früher die Förderung erneuerbarer Energien finanzierten. Sie liegt seit 1. Juli 2022 bei null und ist seit 1. Januar 2023 abgeschafft; den Förderbedarf trägt seitdem der Bund. Nach dem Energiefinanzierungsgesetz werden noch die KWKG-Umlage und die Offshore-Netzumlage erhoben.
Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad
Die Eigenverbrauchsquote ist der Anteil des PV-Stroms, den ein Unternehmen selbst verbraucht. Der Autarkiegrad ist der Anteil des Stromverbrauchs, den die PV-Anlage deckt. Gewerbe und Industrie erreichen hohe Eigenverbrauchswerte vor allem dann, wenn der Verbrauch am Wochenende nicht stark einbricht; ein Batteriespeicher erhöht beide Werte.
Einspeisevergütung
Gesetzlich festgelegte Vergütung je eingespeister Kilowattstunde für 20 Jahre, nach dem EEG nur noch für Anlagen bis 100 kW. Die Sätze stehen in § 48 EEG und sinken seit 1. Februar 2024 alle sechs Monate um 1 %; die Bundesnetzagentur veröffentlicht die jeweils geltenden Werte. Bei Inbetriebnahme vom 1. August bis 31. Dezember 2026 erhalten Gebäudeanlagen für den Leistungsanteil von 40 bis 100 kW 5,44 ct/kWh bei Teileinspeisung und 10,24 ct/kWh bei Volleinspeisung. Die geplante EEG-Novelle 2027 sieht für Neuanlagen das Ende der Einspeisevergütung vor (Stand Oktober 2026).
Emissionsfaktor von PV-Strom
Treibhausgasemissionen je erzeugter Kilowattstunde über den gesamten Lebenszyklus der Anlage, von der Herstellung bis zur Entsorgung. Für eine aktuelle PV-Anlage in Deutschland sind etwa 30 bis 35 g CO₂-Äquivalente je kWh zu erwarten. Der deutsche Strommix lag 2024 nach Schätzung des Umweltbundesamts bei 427 g CO₂-Äquivalenten je kWh.
Energierücklaufzeit
Zeit, die eine PV-Anlage laufen muss, um die für ihren Lebenszyklus eingesetzte Primärenergie wieder zu erzeugen. Für Anlagen mit marktüblichen monokristallinen Modulen in Deutschland errechnet das Fraunhofer ISE weniger als 1,3 Jahre. Bei einer Lebensdauer von 25 bis 30 Jahren erzeugt eine Anlage damit ein Vielfaches der eingesetzten Energie.
G
Globalstrahlung
Gesamte Sonnenstrahlung auf eine horizontale Fläche, zusammengesetzt aus direkter und diffuser Strahlung. Im Mittel der Jahre 2001 bis 2020 lag sie in Deutschland bei 1102 kWh je m² und Jahr, regional rund 10 % darüber oder darunter, mit leicht steigendem Trend. Sie ist die Ausgangsgröße jeder Ertragsprognose.
H
Herkunftsnachweis
Elektronisches Dokument, das belegt, aus welcher erneuerbaren Quelle eine Megawattstunde Strom stammt. In Deutschland stellt das Umweltbundesamt Herkunftsnachweise im Herkunftsnachweisregister aus, und zwar nur für Strom ohne Zahlung nach dem EEG (Marktprämie, Einspeisevergütung, Mieterstromzuschlag). Wer EEG-Zahlungen erhält, darf keine Herkunftsnachweise weitergeben (Doppelvermarktungsverbot).
Hotspot
Überhitzte Stelle in einer Solarzelle, zum Beispiel durch Zellbruch, Verschattung oder einen Fertigungsfehler. Die betroffene Zelle erzeugt dann keinen Strom mehr, sondern wandelt Strom der übrigen Zellen in Wärme um; liegt brennbares Material in der Nähe, kann ein Hotspot im Extremfall einen Brand auslösen. Thermografie bei der Inspektion macht Hotspots sichtbar.
K
kWp (Kilowatt-Peak)
Nennleistung einer PV-Anlage unter Standard-Testbedingungen. Sie beschreibt die Leistung der Module auf der Gleichstromseite, nicht die maximale Einspeiseleistung. Im Betrieb liegt die Erzeugungsleistung die meiste Zeit unter 70 % der Nennleistung; Erträge werden deshalb je kWp angegeben.
M
Marktstammdatenregister (MaStR)
Register der Bundesnetzagentur für Anlagen der Strom- und Gasversorgung. PV-Anlagen müssen innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme eingetragen werden. Fehlen sowohl die Registrierung als auch die jährliche Meldung an den Netzbetreiber, zahlt der Betreiber 10 Euro je kW installierter Leistung und Monat; nach dem Nachholen sinkt der Betrag rückwirkend auf 2 Euro je kW.
Quelle: § 5 MaStRV · § 52 EEG
Moduldegradation
Allmählicher Leistungsverlust von Solarmodulen im Betrieb. Eine Studie des Fraunhofer ISE an 44 Aufdachanlagen in Deutschland ergab im Mittel rund 0,15 % pro Jahr; 0,5 % pro Jahr gelten in Wirtschaftlichkeitsrechnungen als eher konservative Annahme. Hersteller garantieren üblicherweise höchstens 10 bis 15 % Leistungsverlust über 25 bis 30 Jahre.
Modulwirkungsgrad
Anteil der eingestrahlten Sonnenenergie, den ein Modul unter Standard-Testbedingungen in Strom umwandelt. Aktuelle Siliziummodule erreichen knapp 23 % (2025), das sind rund 230 W je m² Modulfläche. Im Betrieb arbeiten neue Anlagen wegen Temperatur, Schwachlicht und weiterer Verluste mit rund 19 %.
Monitoring
Laufende Erfassung von Erzeugung, Leistung und Störungen einer PV-Anlage, meist über die Wechselrichter oder einen Datenlogger. Abweichungen vom erwarteten Ertrag zeigen Defekte, Verschmutzung oder Abregelung früh an. So lassen sich Ausfallzeiten kurz halten.
Quelle: CUBE CONCEPTS
N
Netzverträglichkeitsprüfung
Prüfung des Netzbetreibers, ob und wo eine neue Erzeugungsanlage an das Netz angeschlossen werden kann. Er muss das Ergebnis unverzüglich mitteilen, spätestens acht Wochen nach Eingang der nötigen Unterlagen, zusammen mit einem Zeitplan für den Anschluss und einem Kostenvoranschlag. Das Ergebnis bestimmt bei Gewerbeanlagen oft die Anschlussebene und damit die Kosten.
Quelle: § 8 EEG
O
Ost-West-Ausrichtung
Belegung, bei der Module paarweise nach Osten und Westen geneigt sind, typisch auf Flachdächern. Sie liefert über den Tag ein breiteres Erzeugungsprofil als eine Südausrichtung und passt damit zu Betrieben, die morgens und nachmittags Strom brauchen. Der Jahresertrag je kWp ist etwas niedriger, dafür lässt sich die Dachfläche dichter belegen.
P
Performance Ratio (PR)
Verhältnis des tatsächlichen Wechselstromertrags zum idealisierten Ertrag aus Einstrahlung und Nennwirkungsgrad der Module, meist über ein Jahr. Neue Anlagen erreichen 80 bis 90 %; darin stecken Verluste durch Temperatur, Verschmutzung, Verschattung, Kabel und Wechselrichter. Die PR eignet sich zum Vergleich von Anlagen an unterschiedlichen Standorten.
Photovoltaik-Contracting
Modell, bei dem ein Contractor die PV-Anlage auf dem Dach eines Unternehmens finanziert, baut, betreibt und besitzt. Das Unternehmen bezieht den Solarstrom über einen Stromliefervertrag zum Festpreis. Bei CUBE CONCEPTS läuft der Vertrag 20 Jahre, Projekte beginnen ab 500 kWp, eine Kaufoption besteht auch während der Laufzeit.
PPA (Power Purchase Agreement)
Langfristiger Stromliefervertrag zwischen Erzeuger und Abnehmer. Beim Onsite-PPA steht die Anlage beim Abnehmer und der Strom fließt ohne öffentliches Netz; beim Offsite-PPA wird er über das Netz und einen Bilanzkreis geliefert. Preis, Laufzeit und Mengen legen die Vertragspartner fest.
R
Redispatch 2.0
Verfahren, mit dem Netzbetreiber seit 1. Oktober 2021 auch Erzeugungsanlagen ab 100 kW regeln, um Netzengpässe zu vermeiden. Erfasst sind zudem alle Anlagen, die der Netzbetreiber jederzeit fernsteuern kann. Für abgeregelte Mengen erhält der Betreiber einen finanziellen Ausgleich.
Quelle: § 13a EnWG
S
Solarspitzengesetz
Bezeichnung für die Änderungen im EEG und Energiewirtschaftsrecht, die seit 25. Februar 2025 für neue Anlagen gelten. Bei negativen Börsenpreisen entfällt die EEG-Zahlung; im Ausgleich verlängert sich der Vergütungszeitraum. Anlagen unter 100 kW sind davon bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems ausgenommen, dürfen bis dahin aber höchstens 60 % ihrer Leistung einspeisen.
Spezifischer Ertrag
Jährliche Stromerzeugung je installiertem Kilowatt-Peak in kWh/kWp. Eine neue, flach nach Süden ausgerichtete Anlage mit 85 % Performance Ratio erreicht in Deutschland ohne Abregelung rund 1080 kWh/kWp; für Dachanlagen rechnen die Übertragungsnetzbetreiber 2026 im Mittel mit 895 Vollbenutzungsstunden nach Abregelung. Ausrichtung, Neigung, Verschattung und Standort bestimmen den Wert.
Standard-Testbedingungen (STC)
Einheitliche Bedingungen, unter denen die Nennleistung von Solarmodulen gemessen wird: 1000 W/m² senkrechte Einstrahlung, 25 °C Modultemperatur und ein genormtes Lichtspektrum (AM 1,5). Im realen Betrieb weichen die Bedingungen meist deutlich ab, deshalb wird der STC-Wirkungsgrad häufig unterschritten.
Steuerbarkeit und Smart-Meter-Gateway
PV-Anlagen außer Steckersolargeräten müssen so ausgestattet sein, dass ein intelligentes Messsystem mit Steuerungseinrichtung eingebaut und die Anlage ferngesteuert werden kann. Bei Anlagen über 7 kW ist der Einbau Pflicht. Bis dahin müssen Anlagen ab 100 kW ihre Ist-Einspeisung abrufbar und ihre Leistung fernsteuerbar reduzierbar machen, Anlagen von 25 bis unter 100 kW ihre Leistung fernsteuerbar reduzierbar.
Stromgestehungskosten (LCOE)
Durchschnittliche Kosten je erzeugter Kilowattstunde über die gesamte Nutzungsdauer, mit Investition, Betrieb und Finanzierung. Für große PV-Dachanlagen über 30 kWp nennt das Fraunhofer ISE 5,7 bis 8,8 ct/kWh in Süddeutschland und 7,8 bis 12,0 ct/kWh in Norddeutschland. Der Vergleich mit dem Strombezugspreis zeigt, wie viel der Eigenverbrauch einspart.
T
Technische Anschlussregeln (VDE-AR-N 4105 und 4110)
Regeln des VDE FNN für den Anschluss von Erzeugungsanlagen an das Stromnetz. VDE-AR-N 4105 gilt für die Niederspannung (aktuelle Fassung 2026-03), VDE-AR-N 4110 für die Mittelspannung von 1 bis 60 kV (Fassung 2023-09). Anlagen ab 135 kW brauchen auch am Niederspannungsnetz Eigenschaften nach VDE-AR-N 4110 mit Einheitenzertifikat.
Quelle: VDE FNN, VDE-AR-N 4110
Temperaturkoeffizient
Kennwert im Moduldatenblatt, der angibt, um wie viel Prozent die Modulleistung je Grad Celsius über 25 °C Modultemperatur sinkt. Auf Dächern werden Module im Sommer deutlich wärmer, deshalb gehört die erhöhte Betriebstemperatur zu den wichtigsten Verlusten, die in die Performance Ratio eingehen. Gute Hinterlüftung senkt die Modultemperatur.
V
Verschattung
Abdeckung von Modulen durch Gebäudeteile, Dachaufbauten, Bäume, Schnee oder Verschmutzung. Weil Zellen und Module in Reihe geschaltet sind, kann schon eine teilweise Verschattung den Ertrag eines ganzen Strangs deutlich senken; Bypass-Dioden und eine passende Stringplanung begrenzen den Verlust. Eine Verschattungsanalyse gehört deshalb zur Planung jeder Dachanlage.
Volleinspeisung und Teileinspeisung
Bei der Volleinspeisung geht der gesamte PV-Strom ins Netz, bei der Teileinspeisung nur der Überschuss nach dem Eigenverbrauch. Volleinspeiser erhalten eine höhere Einspeisevergütung als Teileinspeiser. Eigenverbrauch lohnt umso mehr, je größer der Abstand zwischen Strombezugspreis und Vergütung ist.
W
Wechselrichter
Gerät, das den Gleichstrom der Module in netzkonformen Wechselstrom umwandelt und die Module im Punkt maximaler Leistung hält (MPP-Tracking). Viele Geräte erkennen Lichtbögen und unterbrechen dann den Gleichstrom, bevor ein Brand entsteht. Neue PV-Wechselrichter erreichen Wirkungsgrade um 98 %.
Wiederkehrende Prüfung (DGUV Vorschrift 3)
Regelmäßige Prüfung elektrischer Anlagen auf ihren sicheren Zustand durch eine Elektrofachkraft. Für gewerblich betriebene PV-Anlagen ist sie alle vier Jahre Pflicht. Geprüft werden unter anderem Isolation, Schutzmaßnahmen und Steckverbindungen.
Windlast und Schneelast
Kräfte, die Wind und Schnee auf Module und Unterkonstruktion ausüben, berechnet nach Eurocode 1 (DIN EN 1991-1-4 für Wind, DIN EN 1991-1-3 für Schnee) für den jeweiligen Standort. Zusammen mit dem Eigengewicht der Anlage muss die Dachkonstruktion diese Lasten aufnehmen. Eine Statikprüfung klärt vor der Planung, welche Traglastreserven das Dach hat.
Quelle: DIN EN 1991-1-3 und DIN EN 1991-1-4 (Eurocode 1)
CUBE CONCEPTS GmbH · /wissen/glossar/ · Stand: 26.10.2026
Regulatorik im Überblick
Welche gesetzlichen Fristen gelten bis 2029?
Für BESS-Entscheidungen sind fünf regulatorische Instrumente bis 2029 relevant – mit unterschiedlichen Fristen, unterschiedlichen Wirkungsmechanismen und einem kritischen Verwechslungsrisiko.
Die Tabelle unten gibt einen Überblick. Zwei Punkte sind besonders häufig Gegenstand von Missverständnissen: Erstens ist MiSpeL kein eigenes Netzentgeltinstrument, wirkt aber über gesetzliche Verweise: Nach § 118 Abs. 6 S. 3 EnWG und § 19 Abs. 2 S. 16 StromNEV gelten seine Regeln für zurückgespeiste Strommengen auch bei der Netzentgeltbefreiung und beim Aufschlag für besondere Netznutzung, laut BNetzA bis Ende 2028. Die Privilegien nach § 19 Abs. 2 S. 1 und 2 StromNEV regelt MiSpeL nicht. Zweitens hat BK4-22-089 ausschließlich §19 Abs. 2 Satz 2 (Bandlast) betroffen und ist zum 31.12.2025 ausgelaufen – §19 Abs. 2 Satz 1 (Atypische Netznutzung) ist davon vollständig unabhängig und gilt bis 31.12.2028. Wer diese Unterscheidung nicht kennt, trifft falsche Planungsentscheidungen.
| Instrument | Wirkung | Frist |
|---|---|---|
| §14a EnWG | Zeitvariable Netzentgelte (nur Netzebenen 6 und 7) | Seit 1. April 2025 |
| §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV | Atypische Netznutzung | Bis 31.12.2028 |
| MiSpeL | EEG-Förderung, Umlagen; Netzentgelte über § 118 Abs. 6 | Seit 01.10.2026 |
| §118 Abs. 6 EnWG | 20 J. Befreiung vom Netzentgelt auf den Strombezug, soweit rückgespeist | Investitionsentscheidung vor 1.1.2027 (Entwurf), IBN bis 4. Aug. 2029 |
| AgNes | Neue Netzentgeltsystematik, keine Atypik-Nachfolge (Entwurf 06.08.2026) | Ab 01.01.2029 |
Häufiges Missverständnis: MiSpeL und Netzentgelte
MiSpeL (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) ist keine Netzentgeltreform. Die Festlegung der BNetzA vom 01.10.2026 regelt EEG-Förderung und Umlageprivilegien, wenn Speicher Netz- und EE-Strom gemischt nutzen. Netzentgelte berührt sie dennoch: Über § 118 Abs. 6 S. 3 EnWG gelten ihre Regeln nach Verständnis der BNetzA für die Netzentgeltbefreiung zurückgespeister Strommengen, über § 19 Abs. 2 S. 16 StromNEV für den Aufschlag für besondere Netznutzung, laut BNetzA beides bis Ende 2028. Die atypische Netznutzung und die Bandlast nach § 19 Abs. 2 S. 1 und 2 StromNEV regelt MiSpeL nicht. Ab 2029 entscheidet die AgNes-Festlegung.
§19 Abs. 2 Satz 1 vs. Satz 2: Der Unterschied, der Projektplanungen verändert
§19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV regelt das Bandlast-Privileg: mindestens 7.000 Benutzungsstunden und mehr als 10 GWh pro Jahr. Die BNetzA-Festlegung BK4-22-089 war eine Krisen-Sonderregel nur für Bandlastkunden und ist zum 31.12.2025 ausgelaufen; das Privileg selbst gilt bis 31.12.2028. §19 Abs. 2 Satz 1 regelt die atypische Netznutzung (Hochlastzeitfenster), war von BK4-22-089 nicht berührt und gilt ebenfalls bis 31.12.2028. Ab 2029 sieht der AgNes-Entwurf für beide keine allgemeine Fortführung vor, nur Übergangsregeln für Bestandsfälle bis Ende 2031. Die korrekte Abgrenzung ist Planungsvoraussetzung.
Technologievergleich
Was unterscheidet LFP, ZnBr und NIB – die drei relevanten Speichertechnologien 2026?
Der BESS-Markt bietet 2026 drei technisch ausgereifte Alternativen für stationäre Industriespeicher. Die richtige Wahl hängt vom Nutzungsprofil, der Betriebsstrategie und dem Standortprofil ab – nicht von Herstellerpräferenzen.
Standard 2026 · höchster IRR
LFP – Lithium-Eisenphosphat
Standardtechnologie für Industriespeicher ab 750 kW. Vorteile: niedrige Investitionskosten (laut KPMG zuletzt deutlich gesunken), hohe Zyklenfestigkeit (bis 10.000 Zyklen), thermische Stabilität, breite Verfügbarkeit bei Tier-1-Herstellern aus Europa, Südkorea und China. Nachteile: geringere Energiedichte als NMC, Leistungsabfall bei tiefen Temperaturen unter -10°C. LCOS 110 €/MWh, knapp über ZnBr, aber höchster IRR der Vergleichsrechnung: 10,5 % (KPMG AG, Feb. 2026). Typische Speicherdauer eine bis vier Stunden. LFP ist die erste Wahl für Multi-Use-Betrieb (FCR, aFRR, Peak Shaving) mit täglichen Vollzyklen.
Langzeit-Profil · 4–12 h
ZnBr – Zinkbromid (Flow Battery)
Ausgelegt für Speicherdauern von etwa vier bis zwölf Stunden. Vorteile: Entladetiefe bis 100 %, nur 0,3 % Degradation pro Jahr, bis 20.000 Zyklen, laut KPMG keine Brandrisiken und daher auch in Hallen aufstellbar. Nachteile: niedrigere Energiedichte und AC-AC-Effizienz (81 %), spezifischere Systemintegration, höhere Investition (360 €/kWh). LCOS 104 €/MWh, der niedrigste Wert der KPMG-Vergleichsrechnung. Attraktiv für Eigenverbrauchsoptimierung und Arbitrage-lastige Betriebsstrategien (KPMG AG, Feb. 2026). Für Standorte mit großen Tagesspreads zwischen günstigem Nacht- und teurem Tagstrom geeignet.
Emerging · noch kein Standard 2026
NIB (Natrium-Ionen-Batterie / Na-Ion) – Natrium-Ionen
Emerging-Technologie auf Basis kostengünstiger und abundanter Rohstoffe (kein Lithium, kein Kobalt). Vorteile: Rohstoffe mit hoher weltweiter Verfügbarkeit wie Natrium, Eisen oder Mangan, Entladetiefe bis 100 %. Nachteile: noch kein Serienstandard für Großspeicher 2026, Zyklenlebensdauer noch nicht vollständig feldbelegt, wenige qualifizierte Tier-1-Anbieter. LCOS 127 €/MWh, Degradation 3,0 % pro Jahr (KPMG AG, Feb. 2026, kaum Erfahrungswerte im kommerziellen Betrieb). CUBE CONCEPTS beobachtet NIB – kein Standard-Produkt derzeit.
Die Technologieentscheidung ist eine Funktion der Betriebsstrategie: Ein Speicher für dominante FCR/aFRR-Vermarktung mit 2–3 Vollzyklen täglich braucht andere Anforderungen als ein Arbitrage-Speicher mit einem täglichen Zyklus. CUBE BatterySizer berechnet die optimale Technologie und Kapazität auf Basis Ihres standortspezifischen Lastgangs – herstellerunabhängig und ohne Vorab-Festlegung. Das Ergebnis ist nicht immer LFP. Es ist immer die Technologie, die in Ihrem Lastprofil den niedrigsten Lebenszyklus-LCOS bei der geplanten Betriebsstrategie erzielt. Für Standorte mit hohen Arbitrage-Potenzialen und langen Entladezyklen kann ZnBr die bessere Wahl sein – das ergibt sich aus der Rechnung, nicht aus der Herstellerpräferenz.
Quelle: KPMG AG, Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, Feb. 2026, S. 13–21 · CUBE CONCEPTS Projekterfahrung
Von Begriffen zu Entscheidungen
Wie übersetzt CUBE CONCEPTS Begriffe in konkrete Zahlen für Ihr Unternehmen?
Ein Glossar erklärt Begriffe. CUBE CONCEPTS übersetzt diese Begriffe in eine standortspezifische Open-Book-Kalkulation – auf Basis Ihrer RLM-Lastgangdaten, der aktuellen Regulatorik und den aktuellen Marktpreisen.
Der Unterschied zwischen einem BESS-Projekt, das wirtschaftlich ist, und einem, das es nicht ist, liegt selten am Begriff – er liegt in der Umsetzungsqualität. Die CUBE EfficiencyUnit ist die Steuerungsinfrastruktur, die §19-Atypik-Nachweis, die Abgrenzung rückgespeister Mengen nach §118 und MiSpeL, FCR- und aFRR-Gebotsabgabe und Peak-Shaving-Dispatch in Echtzeit koordiniert. Die Open-Book-Kalkulation ist das Werkzeug, das CFO, Revision und Energieeinkauf dieselbe Datenbasis gibt – vor der Entscheidung, nicht nach der Unterschrift.
Was CUBE CONCEPTS konkret liefert
- Herstellerunabhängige Ausschreibung (mind. 3 Angebote, LCOS-bewertet)
- Open-Book-Kalkulation auf Basis Ihrer Lastgangdaten
- LCOS-Berechnung für LFP und Alternativen
- Drei Erlösszenarien (Basis / Konservativ / Optimistisch)
- IFRS-16-konforme Buchungsstruktur + Off-Balance-Prüfung
- Vollständige Präqualifikation und ÜNB-Kommunikation
- Monatliches Open-Book-Reporting ab IBN
Was andere Anbieter oft nicht liefern
- Transparente Kalkulation vor der Entscheidung
- Standortspezifische LCOS-Berechnung
- Herstellerunabhängige Ausschreibung
- Separate Open-Book-Abrechnung je Anlage
- IFRS-16-Strukturierung durch Wirtschaftsprüfer-Abstimmung
- Vollständige Atypik-Nachweis-Koordination
Die meisten Anbieter verkaufen entweder Hardware oder Strom. CUBE CONCEPTS baut das System dahinter – die Governance-, Betriebs- und Erlösstruktur, die Industrieunternehmen brauchen, um eine BESS-Entscheidung mit Überzeugung zu treffen und zu verantworten.
CUBE CONCEPTS Projekterfahrung · KPMG AG Investment Case, Februar 2026
Referenzen
Realisierte Projekte mit Tier-1-Industrieunternehmen
CUBE CONCEPTS hat über 150 Energieprojekte europaweit realisiert (ausschließlich PV-Bereich). Die Methodik – Open-Book, herstellerunabhängig, lastgangbasiert – ist dieselbe, die jetzt für BESS zum Einsatz kommt.
50 MW / 100 MWh
BESS Tušimice in Bau
200–300 k€
FTM-Brutto-Erlöspotenzial/MW/Jahr (Richtwert)
TI AUTOMOTIVE
MAGNA
VALEO
VOESTALPINE
TENNECO
ITW
Häufige Fragen
Häufige Fragen zu BESS-Begriffen und Regulatorik
Was ist AgNes – und warum ist es ab 2029 relevant?
AgNes (Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom, BNetzA-Verfahren GBK-25-01-1#3) regelt die Netzentgelte ab 1. Januar 2029, wenn die StromNEV und damit §19 Abs. 2 auslaufen. Laut Entwurf vom 06.08.2026 zahlen Industriekunden einen Kapazitätspreis auf eine jährlich bestellte Kapazität; Bezug darüber kostet das 2- bis 3,5-Fache des Arbeitspreises. Für die atypische Netznutzung ist keine Nachfolge vorgesehen. Ein Batteriespeicher kann Bezug über der Bestellkapazität vermeiden und Flexibilität für einen möglichen neuen Sondertatbestand liefern. Die finale Festlegung ist für Ende 2026 geplant.
Ab welcher Größe ist ein Batteriespeicher im C&I-Einsatz wirtschaftlich?
Nach Erfahrung von CUBE CONCEPTS beginnt der wirtschaftliche Einstieg bei rund 750 kW / 1.500 kWh. Für Regelenergie gilt eine Mindestangebotsgröße von 1 MW, kleinere Anlagen werden im Pool vermarktet. CUBE CONCEPTS rechnet mit 200.000–300.000 € Brutto-Markterlösen pro MW und Jahr, unabhängig von einer PV-Anlage; laut ISEA Battery Revenue Index lag das Potenzial eines 2-Stunden-Speichers 2025 bei rund 259.000 €/MW.
Was ist CPFS – und was unterscheidet es von Contracting?
CPFS (CUBE Profit Flex Solution) ist das Drei-Phasen-Betriebsmodell von CUBE CONCEPTS: Phase I Markterlöse (FTM), Phase II Nutzung am Standort (BTM), Phase III beides kombiniert. Contracting ist eine der beiden Vertragsformen: CUBE CONCEPTS investiert (0 € CAPEX), Sie erhalten 25 % der Netto-Markterlöse. Beim Kauf investieren Sie selbst und behalten 100 % der Erlöse.
Was sind FCR und aFRR?
FCR (Frequency Containment Reserve) ist die Primärregelleistung: volle Leistung innerhalb von 30 Sekunden. aFRR (automatische Frequenzwiederherstellungsreserve) ist die Sekundärregelleistung: volle Leistung innerhalb von 5 Minuten. 2025 war aFRR der stärkste Erlöskanal für Batteriespeicher, die aFRR-Leistungserlöse stiegen laut ISEA Battery Revenue Index um 39 %.
Was sind Hochlastzeitfenster (HLZ)?
Hochlastzeitfenster (HLZF) sind Tageszeitfenster, die der Netzbetreiber je Netzebene und Jahreszeit aus seiner Vorjahreslast ermittelt und bis 31. Oktober für das Folgejahr veröffentlicht; sie gelten nur werktags. Für die atypische Netznutzung nach §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV muss die Höchstlast des Kunden in diesen Fenstern deutlich unter seiner Jahreshöchstlast liegen. Batteriespeicher entladen deshalb gezielt in den HLZF.
Was ist LCOS?
Levelized Cost of Storage: diskontierte Gesamtaufwendungen je ausgespeicherter MWh über die Lebensdauer, einschließlich Investition, Betrieb und Degradation. Damit lassen sich Speichertechnologien vergleichen. KPMG-Vergleichsrechnung (Feb. 2026): ZnBr 104 €/MWh, LFP 110 €/MWh, NIB 127 €/MWh. LFP erzielt dort trotz etwas höherem LCOS den höchsten IRR (10,5 %).
Was ist MiSpeL und was hat es mit Netzentgelten zu tun?
MiSpeL ist die Festlegung der Bundesnetzagentur zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, beschlossen am 01.10.2026. Sie ermöglicht simultanen BTM- und FTM-Betrieb, ohne die EEG-Förderung zu verlieren. MiSpeL ist kein eigenes Netzentgeltinstrument, gilt aber über § 118 Abs. 6 S. 3 EnWG nach Verständnis der BNetzA auch für die Netzentgeltbefreiung zurückgespeister Strommengen. Bis 30.09.2027 ist die Anwendung nur im Einverständnis mit Netz- und Messstellenbetreiber möglich.
Was bedeutet Open-Book bei CPFS?
Open-Book bedeutet vollständige Transparenz aller Erlös- und Kostenströme innerhalb der CPFS-Geschäftsbeziehung. Nicht: öffentliche Preisveröffentlichung. Basis für eine nachvollziehbare Buchungsstruktur und Auditierbarkeit.
Warum lohnt sich Peak Shaving auch ohne §19-Atypik?
Das Leistungsentgelt nach §17 StromNEV richtet sich nach der höchsten Viertelstundenleistung im Abrechnungsjahr: Eine einzige ungünstige Viertelstunde bestimmt die Leistungskosten des ganzen Jahres. Der Batteriespeicher kappt diese Spitze automatisch. §19 ist ein zusätzlicher Hebel bis 31.12.2028, nicht die Grundlage; ab 2029 vermeidet der Speicher laut AgNes-Entwurf zudem teuren Bezug über der bestellten Kapazität.
Was ist ein RLM-Zähler?
Registrierende Leistungsmessung: Messverfahren für Letztverbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch (§ 55 MsbG). Liefert 15-Minuten-Lastgangdaten, die Voraussetzung für BESS-Dimensionierung, §19-Atypik-Nachweis und Betriebsoptimierung.
Was regelt §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV?
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV gewährt ein individuelles Netzentgelt bei atypischer Netznutzung: Die Höchstlast des Kunden in den Hochlastzeitfenstern muss um die Erheblichkeitsschwelle (z. B. 20 % in der Mittelspannung) und mindestens 100 kW unter seiner Jahreshöchstlast liegen. Das Entgelt beträgt mindestens 20 % des veröffentlichten Entgelts. Anzeige bis 30. September, Nachweis bis 30. Juni des Folgejahres. Gilt bis 31.12.2028. BK4-22-089 betraf nur die Bandlast (Satz 2).
Was gewährt §118 Abs. 6 EnWG?
§ 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. Für Mengen, die der Speicher am Standort verbraucht, gilt die Befreiung nicht.
Von Begriffen zu Zahlen
Was können Sie mit Ihrem Lastgang in 30 Minuten herausfinden?
CUBE CONCEPTS analysiert Ihren Lastgang und berechnet konkrete Potenziale: §118-Befreiungswert, FTM-Erlöse, Peak-Shaving-Einsparung, §19-Atypik und Kosten der bestellten Kapazität ab 2029. Erste Einschätzung in 30 Minuten, kostenlos, ohne Commitment.
⚠︎ §118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027, Inbetriebnahme bis 4. August 2029.
Welche weiterführenden BESS-Seiten sind empfehlenswert?
Überblick
Batteriespeicher Pillar
Anwendung
Peak Shaving
Anwendung
Regelenergie
Anwendung
Multi-Use-Betrieb
Erlöse
FTM-Erlösquellen
Wirtschaftlichkeit
Kosten & ROI
Modell
CPFS – Drei-Phasen-Modell
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§118 Abs. 6 EnWG: Inbetriebnahme bis 4. August 2029 · BNetzA, AgNes-Festlegungsentwurf GBK-25-01-1#3 vom 06.08.2026: Investitionsentscheidung vor 1. Januar 2027, Netzentgelte ab 2029 · §19 Abs. 2 StromNEV: Atypische Netznutzung und Bandlast bis 31.12.2028 · BNetzA BK4-22-089 / A01: Krisen-Sonderregel Bandlast, ausgelaufen 31.12.2025 · BNetzA, MiSpeL-Festlegung 618-25-02 vom 01.10.2026 · §14a EnWG: Modul 3 seit 1. April 2025 · BNetzA-Monitoringbericht 2025: Netzentgelt Industriekunde 24 GWh · BNetzA/SMARD, 20.08.2026: Netzanschlüsse, negative Preise 2025 · ÜNB, regelleistung.net: Regelreserve, PQ-Bedingungen · KPMG AG: Investment Case Stationärer Batteriespeicher, Februar 2026 · ISEA Battery Revenue Index, RWTH Aachen, Erlöse 2025 · Richtlinie Industriestrompreis vom 27.04.2026, BAnz AT 06.05.2026 B1 · BAFA · EU-Kommission, CISAF Rn. 121–123
CUBE CONCEPTS GmbH · /wissen/glossar/ · Stand: 09.10.2026