Was kostet ein Industriespeicher – und was bringt er?
CAPEX, LCOS, IRR und Amortisation – alle Kennzahlen offen, alle Annahmen nachvollziehbar. Open-Book-Kalkulation auf Basis Ihres Lastgangs. Kein Commitment.
LFP clé en main
KPMG SA, février 2026
KPMG-Vergleichsrechnung
Richtwert CUBE CONCEPTS
CUBE apporte son soutien financier
§118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027 · Inbetriebnahme bis 4. August 2029
01 – Kostenstruktur
Qu'est-ce que le CAPEX et l'OPEX d'un système de stockage industriel ?
La plupart des fournisseurs vendent soit du matériel, soit de l'électricité. CUBE CONCEPTS construit le système qui se cache derrière.
Les coûts globaux d'un système de stockage industriel sont composés de coûts d'investissement uniques (CAPEX) et de coûts d'exploitation courants (OPEX). Cette distinction est importante pour la prise de décision concernant les modèles, la comptabilisation des bilans et la comptabilité économique.
CAPEX – Einmalige Investitionskosten
- ✓BESS-Matériel (Batterie, onduleur, conteneur)
- ✓Raccordement au réseau et demande de raccordement au réseau
- ✓Planification, Ingénierie, Approbation
- ✓Installation et mise en service
- ✓CUBE EfficiencyUnit (système de commande)
- ✓Préalisation pour les marchés de l'énergie réglementée
OPEX – Laufende Betriebskosten
- ✓Maintenance et inspection
- ✓Gestion des opérations et suivi
- ✓Connexion au marché et soumission d'offres
- ✓Assurance
- ✓Gestion des dégradations
- ✓Reporting et documentation
Valeurs indicatives actuelles du CAPEX pour 2025/2026
Die Investitionsaufwendungen für Speichersysteme sind zuletzt deutlich zurückgegangen, was die Wirtschaftlichkeit verbessert hat (KPMG, Feb. 2026). Größere Systeme profitieren zusätzlich von Skaleneffekten.
| Taille | Valeur indicative CAPEX (clé en main) | GIK est kWh |
|---|---|---|
| 750 kW / 1 500 kWh | ~375.000 € | ~250 €/kWh |
| 1 MW / 2 MWh | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW / 10 MWh | ~2.000.000 € | ~200 €/kWh |
| 10 MW / 40 MWh | ~7.000.000 € | ~175 €/kWh |
* Richtwerte CUBE CONCEPTS (Projekterfahrung 2025/2026): rund 250 €/kWh bis etwa 2 MWh, ab 5 MWh durch Skaleneffekte 175–200 €/kWh. Die KPMG-Vergleichsrechnung (Feb. 2026) setzt für LFP 250 €/kWh an. Alle Werte indikativ – herstellerunabhängige Ausschreibung mit mind. 3 Angeboten, LCOS-bewertet.
Le CAPEX ne dit rien de l’économie. Le CUBE BatterySizer calcule le CUE, l’IRR et l’amortissement en fonction de votre charge réelle.
Envoyer le dernier lot →02 – LCOS
Was ist LCOS – und warum ist er der zentrale Vergleichsindikator?
LCOS (Levelized Cost of Storage) fasst alle Kosten eines Speichers über seine Lebensdauer zusammen und bezieht sie auf jede ausgespeicherte MWh. Damit lassen sich Technologien fair vergleichen.
Valeur de référence LCOS
110 €/MWh
LFP-Batteriespeicher · KPMG AG, fev. 2026
Der entscheidende Vergleichsmaßstab – nicht der Kaufpreis.
LCOS-Formel : LCOS = Barwert aller Aufwendungen über die Lebensdauer (Investition, Betrieb, Ladestrom) ÷ Barwert der ausgespeisten Energiemengen. Entscheidende Einflussgrößen: Vollzyklen, Degradation (LFP: 2,1 %/Jahr), Lebensdauer (LFP: 14 Jahre), Effizienz und Kapitalkosten (WACC).
Comparaison technologique par KPMG AG, février 2026
| Indicateur clé | LFP Standard | ZnBr | NIB (Batterie à ions de sodium) |
|---|---|---|---|
| LCOS (EUR / MWh) | 110 | 104 | 127 |
| TIR | 10,5 % | 9,5 % | 7,2 % |
| VAN (Cas de référence, kEUR) | 2.802 | 5.076 | 601 |
| Degradation / Jahr | 2,1 % | 0,3 % | 3,0 % |
| Durée de vie | 14 ans | 25 ans | 10 ans |
| Efficacité AC-AC | 87 % | 81 % | 85 % |
| Investition (€/kWh) | 250 | 360 | 275 |
* KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026. S. 15–21. Referenzfall: 10 MW / 40 MWh, 2 VZ/Tag, WACC 6 % (real), projektbezogen (unlevered). Indikativ.
LFP – Lithium-Eisenphosphat
Höchster IRR der KPMG-Vergleichsrechnung (10,5 %) bei einem LCOS knapp über ZnBr. Hohe Zyklenfestigkeit (bis 10.000 Zyklen laut KPMG/Herstellerangaben), niedrige Degradation (2,1 %/Jahr), thermisch stabil. Standardtechnologie für Industriespeicher ab 750 kW.
ZnBr – Zinkbromid
Niedrigster LCOS der Vergleichsrechnung (104 €/MWh), ausgelegt auf vier bis zwölf Stunden. Laut KPMG keine Brandrisiken, Aufstellung auch in Hallen möglich. Niedrigste Degradation (0,3 %/Jahr), höchster NPV. Für Arbitrage und Eigenverbrauch attraktiv.
NIB (Natrium-Ionen-Batterie) – Beobachtungsstatus
Emerging-Technologie, derzeit LCOS 127 €/MWh; laut KPMG könnte sie mittelfristig ein ähnliches Profil wie LFP erreichen. 2026 noch kein Standardprodukt für Industriegroßspeicher. CUBE CONCEPTS beobachtet Marktentwicklung aktiv und bewertet in der herstellerunabhängigen Ausschreibung mit mind. 3 Angeboten, LCOS-bewertet.
03 – ROI & Amortisation
Wann rechnet sich ein Industriespeicher – und was sagt KPMG dazu?
KPMG hat im Februar 2026 einen Investment Case für stationäre Großbatteriespeicher veröffentlicht. In der vereinfachten Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, reine Arbitrage, WACC 6 %) erzielen alle drei Technologien einen positiven Kapitalwert; LFP erreicht den höchsten IRR.
10,5 %
TIR
LFP · KPMG-Vergleichsrechnung 10 MW
2.802
VAN en k€
Referenzfall LFP 10 MW
2–4
Années d'amortissement
Richtwert CUBE CONCEPTS, Multi-Use 1 MW
Werthebel 1 – FTM-Markt
200.000–300.000 €
FTM-Bruttoerlöse / MW / Jahr · Richtwert CUBE CONCEPTS
FCR + aFRR + Spotarbitrage, mFRR als Ergänzungskanal. aFRR war 2025 der stärkste Kanal, die aFRR-Leistungserlöse stiegen um 39 % (ISEA Battery Revenue Index). FTM-Erlöse amortisieren das System.
FTM-Netto après déduction d'OPEX
145.000–245.000 €
Revenus nets du marché / MW / an après OPEX
FTM-Brutto (200k–300k) minus OPEX (55.000 €/Jahr/MW) = Netto-Markterlöse. Im BESS Contracting: Ihr Anteil = 25 % = rund 36.000–61.000 €/MW/Jahr. Im Kauf: 100 % bei Ihnen.
Werthebel 2 – BTM: Energiekosten senken
Peak Shaving – senkt das Leistungsentgelt durch Kappung von Lastspitzen. §19 Abs. 2 Satz 1 Atypik – Netzentgeltreduktion bis 31.12.2028 (letzte Antragsfrist: 30. September 2028). AgNES à partir du 01.01.2029 – laut Entwurf Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität, Bezug darüber zum 2- bis 3,5-fachen Arbeitspreis; der Speicher hält den Bezug darunter (BNetzA, GBK-25-01-1#3). Optimisation de la consommation propre bei bestehender PV (seit MiSpeL, Okt. 2026: FTM+BTM simultan). Nicht separat quantifiziert – standortabhängig, im BatterySizer modelliert.
Netzentgelt-Vorteil §118 – Investitionsentscheidung vor 1.1.2027 (Entwurf), IBN bis 4.8.2029
20 ans d'exonération des frais de réseau
Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG): Befreiung vom Netzentgelt auf den Strombezug, soweit der Strom zurückgespeist wird – ein Kostenvorteil, kein Markterlös. Laut AgNes-Entwurf nur bei Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung (geplant 1. Januar 2027); ohne Befreiung zahlen neue Speicher ab 2029 ein Kapazitätsentgelt (BNetzA-Schätzung 4–7 €/kW und Jahr). Planung bei Bestandsanschluss: 6–12 Monate. Neue Anschlüsse sind der Engpass: 2025 wurden im Verteilnetz nur 8 % der Anschlussbegehren für Batteriespeicher zugesagt (BNetzA/SMARD).
20 ans
Investitionsentscheidung vor 1.1.2027 (Entwurf), IBN bis 4.8.2029
0 ans
Stichtag verpasst – kein Vorteil, ab 2029 neues Speicherentgelt
Praxisbeispiel – anonymisiert
Les coûts de retard quantifiés : un stockage industriel de 1 MW
échappant par mois
wenn der Stichtag verpasst wird
avec un retard de 1 an
* CUBE CONCEPTS, anonymisiertes C&I-Praxisbeispiel (Bruttoerlös rund 240.000 €/MW/Jahr) · §118: AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026
§118: Investitionsentscheidung laut AgNes-Entwurf vor dem 1. Januar 2027 – Planung braucht 6–12 Monate. Wir berechnen Ihren Zeitplan jetzt.
Consulter le calendrier →04 – Modelle & CAPEX-Optionen
Quel modèle correspond à votre stratégie d'investissement ?
Ihre Modellentscheidung treffen Sie nach der Open-Book-Kalkulation – nicht vorher. CUBE CONCEPTS empfiehlt kein Modell vorab: Die richtige Wahl ergibt sich aus Ihren Zahlen.
| Critère | BESS Contracting → | BESS Achat → |
|---|---|---|
| CAPEX | 0 € – CUBE trägt Investment vollständig | Einmalige Investition (GIK ~250 €/kWh) |
| Bilan | Off-Balance möglich · Prüfung nach IFRS 16 | On-Balance · Activation comme actif financier |
| Contrôle des bénéfices | Open-Book · 25 % Profit-Share auf Netto-Markterlöse nach OPEX | 100 % FTM-Erlöse + BTM-Einsparungen beim Eigentümer |
| Propriété | CUBE CONCEPTS – Übergang nach Amortisation möglich | À partir de l'IBN chez le vendeur |
| Exploitation FTM | CUBE EfficiencyUnit entièrement automatique | CUBE comme partenaire optionnel d'exploitation et de maintenance |
| ISP-Reinvestition | ✅ anrechenbar: Umsetzung durch Dritte (BAFA-Merkblatt, Kap. 3.5) | ✅ anrechenbar: eigene Investition |
| Rentabilité | Jahreszufluss FTM: rund 36.000–61.000 €/MW (25 % netto) zzgl. 100 % BTM-Einsparungen – IRR nicht anwendbar (CAPEX = 0) | Amortisation 2–4 Jahre (Richtwert CUBE CONCEPTS) · KPMG-Referenz LFP 10 MW: IRR 10,5 %, NPV 2.802 kEUR |
BESS Contracting – 0 € CAPEX für Sie →
Sie stellen Fläche und Netzanschluss – CUBE CONCEPTS trägt Investment, Installation und Betrieb vollständig. Ihr FTM-Anteil: 25 % der Netto-Markterlöse nach OPEX = rund 36.000–61.000 €/MW/Jahr. BTM-Einsparungen (Peak Shaving, §19, AgNes) gehören zu 100 % Ihnen – werden nicht geteilt. Kein CAPEX, Off-Balance möglich (Prüfung nach IFRS 16).
BESS Kauf – volle Rendite bei Ihnen →
Sie investieren einmalig – alle FTM-Erlöse und BTM-Einsparungen gehören Ihnen ab IBN. Amortisation 2–4 Jahre (Richtwert CUBE CONCEPTS); KPMG-Referenz für LFP: IRR 10,5 %, NPV 2.802 kEUR. Herstellerunabhängig, mind. 3 Angebote, LCOS-bewertet.
✅ Beide Modelle beim Industriestrompreis als Reinvestition anrechenbar – auch BESS Contracting (0 € CAPEX)
Die Richtlinie Industriestrompreis nennt „Investitionen in Energiespeicher“ ausdrücklich (Nr. 4.1, gestützt auf CISAF Rn. 121–122). Beim BESS Kauf investieren Sie selbst; im BESS Contracting setzt CUBE CONCEPTS die Maßnahme als Dritter um und finanziert sie. Das ist laut BAFA zulässig, „nicht nur in gegenständlicher, sondern auch in finanzieller Hinsicht“; verantwortlich bleibt der Antragsteller.
Keine Option ist per se besser. Ihre richtige Wahl ergibt sich aus Ihrer Kalkulation – kostenlos, transparent, ohne Commitment.
Démarrer la calculatrice ouverte →05 – Industriestrompreis
BESS als Gegenleistung für den Industriestrompreis – was bedeutet das konkret?
Der Industriestrompreis (Abrechnungsjahre 2026–2028) entlastet Unternehmen aus Branchen der KUEBLL-Teilliste 1 auf 50 % ihres Verbrauchs; 2026 um 3,744 ct/kWh, mit Flexibilitäts-Bonus rund 4,1 ct/kWh. Die Bedingung: Mindestens 50 % des gewährten Betrags fließen binnen 48 Monaten in Maßnahmen, die die Stromsystemkosten senken.
Basisgegenleistung – 50 % Reinvestition
Die Richtlinie nennt „Investitionen in Energiespeicher“ ausdrücklich. Auch im BESS Contracting ohne CAPEX beim Beihilfeempfänger ist die Maßnahme anrechenbar: Laut BAFA darf ein Dritter sie umsetzen, „nicht nur in gegenständlicher, sondern auch in finanzieller Hinsicht“.
Flexibilitätsbonus – +10 % Beihilfe
Wer sich verpflichtet, mindestens 80 % der Investitionsverpflichtung in nachfrageseitige Flexibilität zu investieren, erhält 10 % Bonus auf den Basis-Leistungsbetrag; 75 % des Bonus sind zusätzlich in Dekarbonisierung zu investieren. Ein Batteriespeicher zählt zur Flexibilität, laut BAFA etwa zur Reduktion von Lastspitzen oder zur Nutzung von Preisunterschieden am Spotmarkt.
Wichtig: Die Maßnahmen dürfen auch Dritte umsetzen und finanzieren, etwa Contracting-Anbieter oder Energiedienstleister; verantwortlich bleibt der Antragsteller (Richtlinie Nr. 4.1, BAFA-Merkblatt Dekarbonisierungsmaßnahmen, Kap. 3.5). Auf Antrag bestätigt das BAFA vorab, ob eine Maßnahme anrechenbar ist. Die vollständige ISP-Analyse finden Sie auf Les batteries de stockage comme contrepartie de l'ISP →
Quellen: Richtlinie Industriestrompreis vom 27.04.2026 (BAnz AT 06.05.2026 B1) · BAFA · CISAF Rn. 121–123 · KUEBLL (Commission européenne)
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* Richtwert CUBE CONCEPTS (brutto) · Bilder: Symbolbilder
Toutes référence →FAQ
Questions fréquentes concernant les coûts de BESS, les LCOS et le retour sur investissement
Die Investitionskosten eines Industriespeichers (ab 750 kW / 1.500 kWh) variieren je nach Technologie, Kapazität, Standort und Integrationsaufwand. Richtwert: GIK ~250 €/kWh schlüsselfertig für Systeme bis etwa 2 MWh (CUBE CONCEPTS; die KPMG-Vergleichsrechnung setzt für LFP ebenfalls 250 €/kWh an). Mit dem BESS Contracting: 0 € Eigeninvestition – CUBE trägt CAPEX und OPEX. Profit-Share: 25 % der Netto-Markterlöse nach OPEX. Die exakten Kosten ermittelt der CUBE BatterySizer auf Basis Ihres Lastprofils in einer Open-Book-Kalkulation.
LCOS (Levelized Cost of Storage) sind die diskontierten Gesamtkosten je ausgespeicherter MWh über die gesamte Lebensdauer, einschließlich Investition, Betrieb und Degradation. Er ermöglicht den fairen Vergleich zwischen Technologien (LFP, ZnBr, NIB) und Betriebsstrategien. KPMG-Vergleichsrechnung (Feb. 2026): ZnBr 104 €/MWh, LFP 110 €/MWh, NIB (Natrium-Ionen-Batterie) 127 €/MWh.
Die Amortisationsdauer hängt von Erlösstruktur, Betriebsstrategie und Finanzierungsmodell ab. Für den Kauf im Multi-Use-Betrieb rechnet CUBE CONCEPTS mit 2–4 Jahren statisch. In der KPMG-Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, reine Arbitrage, Feb. 2026) erreicht LFP einen IRR von 10,5 % und einen NPV von 2.802 kEUR; die diskontierten Zahlungsströme werden nach neun bis zehn Jahren positiv. Die §118-Befreiung verbessert die Wirtschaftlichkeit, setzt laut AgNes-Entwurf aber eine Investitionsentscheidung vor dem 1. Januar 2027 und die Inbetriebnahme bis 4. August 2029 voraus.
KPMG AG hat im Februar 2026 den Investment Case „Stationärer Batteriespeicher“ veröffentlicht. Er vergleicht Lithium-Eisenphosphat (LFP), Zink-Bromid (ZnBr) und Natrium-Ionen (NIB) technisch und wirtschaftlich. In der vereinfachten Vergleichsrechnung (10 MW / 40 MWh, zwei Vollzyklen pro Tag, WACC 6 %) erzielen alle drei einen positiven Kapitalwert: LFP mit dem höchsten IRR (10,5 %), ZnBr mit dem niedrigsten LCOS (104 €/MWh) und dem höchsten NPV (5.076 kEUR). Für Unsicherheiten empfiehlt KPMG Bandbreiten, etwa per Monte-Carlo-Simulation. Quelle: KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026.
§ 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. Die Befreiung ist ein Kostenvorteil, kein Markterlös, und verbessert die Rendite über 20 Jahre; ohne sie zahlen neue Speicher ab 2029 ein Kapazitätsentgelt (BNetzA-Schätzung 4–7 €/kW und Jahr).
CAPEX: einmalige Investition (Hardware, Netzanschluss, Installation, Präqualifikation). OPEX: laufend (Wartung, Monitoring, Versicherung, Marktanbindung) – Richtwert CUBE CONCEPTS ~55.000 €/Jahr/MW inkl. Vermarktung. Im BESS Contracting trägt CUBE CONCEPTS beides vollständig. Im Kauf-Modell: CUBE bleibt optionaler O&M-Partner.
In der KPMG-Vergleichsrechnung (Feb. 2026) hat ZnBr den niedrigsten LCOS: 104 €/MWh, bei höchstem NPV (5.076 kEUR). LFP folgt mit 110 €/MWh, erzielt aber den höchsten IRR (10,5 %). NIB (Natrium-Ionen-Batterie) liegt bei 127 €/MWh und ist im Beobachtungsstatus. CUBE CONCEPTS bewertet alle Optionen in der herstellerunabhängigen Ausschreibung mit mind. 3 Angeboten, LCOS-bewertet.
LFP-Degradation: 2,1 %/Jahr (KPMG AG, Feb. 2026). Dieser Wert wird explizit in LCOS und IRR eingepreist. Bei 2,1 % pro Jahr sinkt die Kapazität rechnerisch nach rund zehn Jahren auf etwa 80 %; das Lebensende ist laut KPMG typischerweise bei rund 70 % erreicht, für LFP nach etwa 14 Jahren bei zwei Vollzyklen pro Tag. Das beeinflusst die LCOS-Berechnung erheblich. Die Open-Book-Kalkulation zeigt den Degradationspfad über die gesamte Laufzeit – transparent, vor Vertragsabschluss.
Ja – FTM-Erlöse (200.000–300.000 €/MW/Jahr brutto) und BTM-Einsparungen (Peak Shaving, §19 Abs. 2 Satz 1 bis 31.12.2028 (letzte Antragsfrist: 30. September 2028), AgNes ab 01.01.2029) tragen allein. §118 verbessert die Wirtschaftlichkeit deutlich, ist aber keine Voraussetzung dafür. Die exakte Rechnung liefert die Open-Book-Kalkulation auf Basis Ihres Lastgangs.
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Stand: 09.10.2026. AgNes-Angaben nach dem Festlegungsentwurf; die finale Festlegung ist für Ende 2026 geplant.
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