Was ist der Unterschied zwischen LCOS und dem Anschaffungspreis?

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

Warum sind FTM-Erlöse nicht garantiert?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Batteriespeicher Wirtschaftlichkeit

Batteriespeicher Erlöse — BTM senkt Kosten, FTM erzeugt Erlöse

La mayoría de los proveedores venden hardware o electricidad. CUBE CONCEPTS construye el sistema detrás.

200.000–300.000 €

Potencial de beneficios de FTM / MW / año

KPMG AG, febrero de 2026

110 €/MWh

LCOS LFP-System

KPMG AG, febrero de 2026

2–4 años

Typischer ROI Kauf

KPMG AG, febrero de 2026

§118 - Fecha límite: 4 de agosto de 2029 — 1.218 Días restantes

Zwei Erlösquellen

Zwei Erlösquellen — die meisten sehen nur eine

BTM — Kosten senken

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

FTM — Erlöse erzeugen

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

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

Kein Entweder-oder — Multi-Use kombiniert beide Erlösquellen gleichzeitig.

Business Case

Fünf Faktoren bestimmen Ihren Business Case

Das ist relevant für Sie, wenn Sie ≥ 500 kW Netzanschluss haben (BTM) oder ≥ 1 MW für FTM-Direktzugang (Pooling ab 750 kW) — und den vollständigen Erlösmix verstehen wollen, bevor Sie entscheiden.

Conexión a la red

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

C-Rate

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

Zona de regulación

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

Regulatorio

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

BTM/FTM-Split

Wie viel Kapazität nach BTM-Abdeckung (Peak Shaving, §19) noch für FTM-Vermarktung verfügbar ist, bestimmt den Erlösmix.

Ejemplo práctico

1 MW Industriespeicher im Multi-Use-Betrieb — konkret

Basis: 1.000 kW / 2.000 kWh LFP-System. Quelle: KPMG AG, Investment Case BESS, Feb. 2026.

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

Kauf — Rendite-Kennzahlen

TIR

2–4 años

TIR

10,5 %

GIK

~ 250 €/kWh

Contracting — Einstiegspunkt

CAPEX Eigentümer

0 €

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

Quelle: KPMG AG, Investment Case stationäre Batteriespeicher, Feb. 2026 · Alle Angaben ohne Gewähr · Standortspezifische Kalkulation auf Basis Ihres Lastgangs.

Technologievergleich

Welche Batterietechnologie — und warum LFP?

LCOS (Levelized Cost of Storage) ist der richtige Maßstab — nicht der Anschaffungspreis. Er berücksichtigt Investitionskosten, Lebensdauer, Degradation und Effizienz.

Parameter	LFP ✓	ZnBr	NIB *
LCOS (€/MWh)	110	104	127
Degradation / Jahr	2,1 %	0,3 %	3,0 %
Vida útil	14 años	25 años	10 años
AC-AC-Effizienz	87 %	81 %	85 %

LFP dominiert C&I — kürzeste Amortisation, höchste Kapitaleffizienz.

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

Regulatorische Fenster

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

Mediados de 2026

MiSPeL — PV + FTM kombinierbar

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

31.12.2028

§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV läuft aus

Atypische Netznutzung — letzter Antragstermin 30. September 2028.

01.01.2029

AgNes ersetzt §19

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

4 de agosto de 2029

§118 IBN-Deadline — nicht verlängerbar

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

Opportunitätskosten Verzögerung: ~16.000–25.000 €/Monat bei 1 MW · Quelle: § 118 Apartado 6 de la Ley de Energía

Contracting vs. Kauf

Contracting oder Kauf — was ist wirtschaftlich besser?

Beide Modelle haben Zugang zu denselben Erlösquellen. Der Unterschied liegt im Kapitaleinsatz und in der Erlösbeteiligung.

Contratación

✓ 0 € CAPEX — keine Eigeninvestition
✓ Off-Balance möglich (Bilanzierung je Vertragsstruktur zu prüfen)
✓ 25 % Profit-Share auf Netto-Markterlöse nach OPEX
✓ CUBE CONCEPTS betreibt und vermarktet vollständig
✓ Kaufoption vertraglich verankert

Beispiel 1 MW

~ 41.250 € / Jahr

Comprar

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

Beispiel 1 MW

165.000 € / Jahr

“Unsere Open-Book-Kalkulation ist keine Verhandlungsposition — sie ist die Grundlage, auf der Partnerschaft funktioniert.”

3 Szenarien: Basis / Konservativ / Optimistisch — alle offen vor Ihrer Festlegung.

Herstellerunabhängig: mind. 3 Angebote · LCOS-bewertet · kein Vendor-Lock-in. Beide Modelle.

Primera orientación

Welche Perspektive trifft auf Sie zu?

Cuatro áreas de responsabilidad, cada una con una perspectiva diferente sobre el mismo caso de negocio.

Sie verantworten Investitionsentscheidungen & Bilanzklarheit

IRR 10,5 %, Off-Balance möglich (geprüft je Vertragsstruktur), CAPEX-Entlastung durch Contracting — oder volle Kontrolle beim Kauf. Open-Book vor Ihrer Entscheidung.

Sie verantworten Nachhaltigkeitsziele & CSRD-Berichterstattung

BESS als messbare Scope-2-Reduktion. Industriestrompreis-Gegenleistung nach CISAF Rn. 121. Auditierbare ESRS-E1-Datenpunkte standardmäßig.

Sie verantworten Betriebssicherheit & Anlagentechnik

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

Sie verantworten Energiebeschaffung & Strombezugskosten

Peak Shaving senkt den Leistungspreis. §19 + §118 reduzieren Netzentgelt. FTM erzeugt aktive Erlöse. Alles aus einer Anlage.

Objeciones comunes

Häufige Einwände — direkte Antworten

“Die Zahlen klingen gut — aber gelten die auch für unseren Standort?”

Standortspezifisch — deshalb: Lastganganalyse zuerst. Unsere Open-Book-Kalkulation zeigt Ihre Zahlen, nicht Benchmarks. CUBE BatterySizer berechnet auf Basis Ihres Lastgangs 250+ Betriebsvarianten.

“Wir haben schon Angebote von anderen Anbietern.”

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

“Der Markt für Regelenergie könnte sich verändern.”

Multi-Use-Strategie diversifiziert: FCR, aFRR, mFRR, Spotarbitrage, Peak Shaving, §19. Kein Einzel-Kanal-Risiko. Fällt ein Kanal weg, optimiert CUBE EfficiencyUnit automatisch auf die verbleibenden Erlöskanäle.

Referencias

Tier-1-Industrieunternehmen — realisiert europaweit

Más de 150 proyectos fotovoltaicos realizados, despliegues multisitio en toda Europa. Ahora, almacenamiento de baterías, sobre la misma base, con la misma exigencia.

Magna Valeo Tenneco ITW voestalpine

Proyectos de energía en toda Europa

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