Multi-Use-Batteriespeicher: Mehr Zyklen ≠ mehr Erlös. Es entscheidet die Steuerungslogik.
Drei Erlöskanäle parallel auf einer Hardware: FTM-Vermarktung an Regelenergie und Spotmarkt, BTM-Optimierung gegen Lastspitzen und Netzentgelte, Co-Location und Eigenverbrauch nach MiSpeL (seit Oktober 2026). Multi-Use-fähig ist die Hardware. Multi-Use-optimiert ist die Steuerung. Der Unterschied liegt im EMS, nicht in der Zelle.
01 – Reale Modellierung
320.100 € Cashflow im Szenario „AgNes preisgeführt“ – 1,5 Jahre Payback. Status quo: 97.200 €.
Modélisation du concept CUBE sur un site industriel réel en Saxe. 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV existant, 6.795 MWh de consommation annuelle, charge de pointe 1.284 kW, facture de frais de réseau ~310k €/an. Modélisation selon trois constellations réglementaires sur la base de données de charge réelles par demi-heure.
Statut quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Flux de trésorerie annuel total
Szenario AgNes netzgeführt
226.500 €
Flux de trésorerie annuel total
Szenario AgNes preisgeführt
320.100 €
Flux de trésorerie annuel total
Die regulatorische Konstellation bestimmt den Hebel, Multi-Use macht ihn nutzbar. Faktor 3,3 zwischen unterer und oberer Grenze – bei identischer Hardware, identischer Steuerung, demselben Standort.
Que signifient les trois constellations ? Statut quo (StromNEV 2026): heutige Regelung mit §19 Atypik, gültig bis 31.12.2028. Die beiden AgNes-Szenarien bilden die Modelle B (netzgeführt: Speicher folgt Netzauslastungs-Signalen) und A (preisgeführt: Speicher folgt Spotmarktpreisen) aus dem BNetzA-Diskussionspapier vom 24.09.2025 ab. Der Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 sieht stattdessen einen Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität, keine Nachfolge der atypischen Netznutzung und Rabatte nur gegen systemdienliche Flexibilität vor. Die Szenarien zeigen daher eine Bandbreite; CUBE CONCEPTS rechnet sie mit der finalen Festlegung (geplant Ende 2026) neu.
Quellenangabe: CUBE-CONCEPTS-Lastgangmodellierung April 2026 · BNetzA-Diskussionspapier 24.09.2025 (Modell A/B) · BNetzA-Orientierungspunkte Speichernetzentgelte 16.01.2026 und Einspeisenetzentgelte 17.02.2026 (AgNes, GBK-25-01-1#3) · BNetzA, AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 · KPMG AG, Étude de cas : Réseau de stockage de batteries, février 2026 (Annahmen)
02 – Was Sie in dieser Seite finden
Quatre profondeurs sur le thème multi-usage
Die Multi-Use-Frage hat vier sinnvolle Einstiegspunkte – je nachdem, ob Sie die Steuerungs-Mechanik verstehen, die Wirtschaftlichkeit nachvollziehen, die regulatorischen Hebel kennen oder die Geschäftsmodelle vergleichen wollen.
Wie löst die EMS-Steuerung drei tägliche Konflikte automatisch – FCR vs. Peak Shaving, Arbitrage vs. §19, Zyklusschwellenwert.
Wasserfall-Brücke: 200–300 k€ FTM-Brutto − OPEX = 145–245 k€ Netto/MW. KPMG-Vergleichsrechnung 10 MW: LFP 10,5 % IRR / 2.802 kEUR NPV, ZnBr 9,5 % IRR / 5.076 kEUR NPV. Investitionssofortprogramm: 30 % degressive AfA für alle, dazu 40 % Sonder-AfA bei Gewinn bis 200.000 €.
§118 Abs. 6 EnWG, §19 StromNEV/AgNes, MiSpeL, EEG-Novelle 2027, Solarspitzengesetz, §11c EnWG (Speicher = überragendes öffentliches Interesse), Outdoor-Privileg §35 BauGB.
0 € CapEx im Contracting mit 25 % Profit-Share an Kunden – oder volle Investition mit 100 % Erlösen im Kauf.
03 – Steuerungslogik
Comment le contrôleur résout-il automatiquement trois conflits quotidiens ?
Multi-Use semble simple. Dans la pratique, trois conflits surgissent quotidiennement et doivent être résolus sans intervention de la production et de manière entièrement automatique.
Capacité de stabilisation de la centrale électrique raccordée au réseau vs. capacité de lissage de la demande
FCR erfordert dauerhaft ~50 % SoC – das bindet Kapazität, die für Peak Shaving nicht verfügbar ist. Die CUBE EfficiencyUnit priorisiert stündlich auf Basis von HLZ-Fenstern, Lastprognose und Marktpreis. FCR verursacht nur ~0,3 Vollzyklen/Tag – geringe Degradation bei signifikantem Erlösbeitrag.
Fenêtre d'arbitrage vs. § 19 al. 2 phrase 1 de la conformité HLZ
Günstige Ladephasen kollidieren mit den Hochlastzeitfenstern (HLZF) des Netzbetreibers. Die §19-Atypik setzt voraus, dass die Höchstlast in den HLZF deutlich unter der Jahreshöchstlast liegt; Laden aus dem Netz während der HLZF gefährdet diese Bedingung. Die CUBE EfficiencyUnit kennt alle HLZ-Fenster und sperrt Ladevorgänge automatisch. Nachweis direkt exportierbar. Deadline: 30. Juni des Folgejahres.
Seuil de cycle : Quand un cycle ne vaut-il pas la peine ?
Si la fourchette de prix est inférieure aux coûts proportionnels du cycle (dégradation + OPEX), le cycle réduit la marge globale. Le CUBE EfficiencyUnit calcule le seuil de manière dynamique et n'exécute que les cycles rentables. C'est là toute la différence entre une solution « multi-usage » et une solution « optimisée pour le multi-usage ».
Polyvalent vs. Optimisé pour un usage multiple
Revendication matérielle
Le système permet techniquement plusieurs modes de fonctionnement. Commutation manuelle. Pas de résolution automatique des conflits. Mise à jour de la HLZ manuelle. FCR et écrêtage des pointes (peak shaving) non coordonnés simultanément. La conformité au §19 dépend des décisions de l'exploitant.
CUBE EfficiencyUnit
Automatische Echtzeit-Priorisierung aller Erlöskanäle. HLZ-Fenster täglich aktualisiert. Zyklusschwellenwert dynamisch berechnet. FCR-SoC-Haltepunkt + Peak-Shaving-Kapazität simultan. §19-Compliance automatisch dokumentiert. Ab 2029: Steuerung auf die bestellte Kapazität nach AgNes auf derselben Plattform.
Exemple d'une journée type pour une batterie multi-usage
Prix boursiers bas. Magasin d'arbitrage. Disponibilité FCR sur 50 SoC % en parallèle.
Charge de réseau croissante. Vérifier §19-HLZ. Décharge partielle pour la préparation à l'écrêtage des pointes.
Fenêtre HLZ active. Décharge lors des pics de charge. Conformité §19 assurée automatiquement.
Avec PV : optimisation de l'autoconsommation. Sans PV : fenêtres de prix avantageuses pour la recharge.
Peak Shaving + Arbitrage-Entladung. HLZ gesperrt – §19-Compliance aktiv.
Disponibilité de l'énergie de réglage. 50 % SoC. Documentation annuelle au titre de l'article 19 en cours.
Illustrativer Tagesablauf – tatsächliche Steuerung ist standortspezifisch und reagiert in Echtzeit auf Markt- und Netzsignale. CUBE EfficiencyUnit übernimmt alle Priorisierungsentscheidungen vollautomatisch.
Contrôle de la logique de commande : Quelle est la valeur de ce que votre installation laisse en suspens aujourd'hui ?
04 – Drei Phasen & Trajektorie
Du fonctionnement FTM dès le premier jour à une utilisation multiple complète
Multi-Use ist kein Big-Bang, sondern eine regulierte Eskalation der Monetarisierung. Drei Phasen auf demselben Asset – ohne Hardware-Wechsel.
FTM & BTM combinés
FtM : FCR + aFRR + mFRR comme canal complémentaire + arbitrage sur le marché au comptant via un agrégateur de premier plan. BtM : Écrêtement des pointes (Peak Shaving) contre la tarification de la puissance et §19 al. 2 phrase 1 StromNEV (jusqu'au 31/12/2028). Entièrement automatique, sans intervention opérationnelle.
→ Revenus FTM 200–300 k€/MW/an + effet de levier BTM
PV-Co-Location ajouté
Mit MiSpeL: Hybrid-Speicher (PV + Netz) ohne Verlust der EEG-Förderung nach § 19 Abs. 3b EEG. PV-Standorte können erstmals Arbitrage und EEG-Einspeisung kombinieren, ohne das bisherige Entweder-oder.
→ Autoconsommation + FTM sans perte
Neue Netzentgeltsystematik
Die StromNEV läuft am 31.12.2028 aus, AgNes ersetzt sie. Laut Entwurf vom 06.08.2026 zahlen Industriekunden einen Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität, Bezug darüber kostet das 2- bis 3,5-Fache des Arbeitspreises. Co-Location-Speicher zahlen ein gemeinsames Entgelt mit der Anlage; aus dem Netz bezogene und zurückgespeiste Mengen sind bei messtechnischer Abgrenzung vom Arbeitspreis befreit.
→ Speicher hält den Bezug unter der bestellten Kapazität
Trajectoire réglementaire 2025–2029
Die regulatorischen Veränderungen 2025–2029 wirken nicht isoliert, sondern als Verschiebung von der Einspeisung zum Eigenverbrauch. Die meisten Hebel stärken Multi-Use; das Ende der atypischen Netznutzung 2028 verlagert den BTM-Hebel von den Hochlastzeitfenstern zur bestellten Kapazität.
| moment | Hebel | Impact sur le multi-usage |
|---|---|---|
| seit 25.02.2025 | Loi sur les crêtes solaires | Neue PV-Anlagen erhalten bei negativen Preisen keine EEG-Vergütung; 2025 gab es 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen. PV-Standorte sichern ihre Wirtschaftlichkeit mit Speicher. |
| 18.07.2025 | Programme d'investissement immédiat | BGBl. 2025 I Nr. 161: degressive AfA bis 30 % (§7 Abs. 2 EStG) für alle Unternehmen, für Anschaffungen vom 1.7.2025 bis 31.12.2027; kombinierbar mit der bestehenden Sonder-AfA nach §7g Abs. 5 EStG (bis 40 %) bei Vorjahresgewinn bis 200.000 €. |
| 23.12.2025 | EnWG- und BauGB-Novelle | §11c EnWG: Energiespeicheranlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse. §35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB privilegieren Batteriespeicher im Außenbereich: im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen EE-Anlage oder ab 4 MW höchstens 200 m von einer Umspannanlage bzw. einem Kraftwerk ab 50 MW. Seit Dezember 2025 gilt die §118-Befreiung auch bei teilweiser Rückspeisung. |
| T1 2026 | AgNes-Orientierungspunkte | BNetzA (GBK-25-01-1#3) veröffentlicht Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten (16.01.2026) und Einspeisenetzentgelten (17.02.2026). |
| 16.04.2026 | Prix de l'électricité industrielle | EU-Genehmigung (SA.120495). Berechtigt: Branchen der KUEBLL-Teilliste 1, nach BMWE 91 Sektoren und Teilsektoren. Mindestens 50 % des gewährten Betrags binnen 48 Monaten reinvestieren, Energiespeicher ausdrücklich genannt. 10 % Bonus, wenn 80 % der Verpflichtung in Nachfrageflexibilität fließen. |
| 29.07.2026 | Loi EEG 2027 | Kabinettsbeschluss, BT-Drs. 21/7867: Direktvermarktungspflicht für Neuanlagen (stufenweise), dauerhafte Einspeisebegrenzung auf 50 % für Gebäude-PV unter 100 kW, zweiseitige Differenzverträge ab 100 kW. Noch nicht beschlossen, geplant ab 1.1.2027. Eigenverbrauch mit Speicher gewinnt an Wert. |
| 06.08.2026 | Projet de réglementation AgNes | Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität, keine Nachfolge der Atypik. Neue netzgekoppelte Speicher zahlen ab 2029 ein Kapazitätsentgelt (BNetzA-Schätzung 4–7 €/kW und Jahr), keinen Arbeitspreis. §118-Befreiung für neue Projekte nur bei Investitionsentscheidung vor Bekanntgabe der Festlegung. |
| 01.10.2026 | Spécification MiSpeL | Hybrid-Speicher (EEG- und Netzstrom) ohne Verlust der EEG-Förderung nach § 19 Abs. 3b EEG; bis 30.09.2027 im Einverständnis mit Netz- und Messstellenbetreiber. |
| 31.12.2026 | §118-Stichtag (Entwurf) | Letzter Tag für die endgültige Investitionsentscheidung, um die 20-jährige Befreiung nach §118 Abs. 6 EnWG zu sichern; Bekanntgabe der AgNes-Festlegung geplant zum 1.1.2027. |
| 01.01.2029 | AgNes-Start | StromNEV ist außer Kraft, die neue Netzentgeltsystematik gilt. Übergangsrabatte für Bestandsnutzer bis Ende 2031 (Entwurf). |
| 04.08.2029 | §118-Délai-IBN | Letzter Inbetriebnahmetag für die 20-jährige Befreiung von den Netzentgelten auf den Strombezug, soweit zurückgespeist wird (§118 Abs. 6 EnWG). |
Quellenangabe: BNetzA, AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 · BNetzA-Orientierungspunkte 16.01.2026 und 17.02.2026 · BNetzA/SMARD, 20.08.2026 · BGBl. 2025 I Nr. 161 · §11c EnWG · §35 BauGB · BT-Drs. 21/7867 · BMWE, Pressemitteilung 16.04.2026 · BNetzA, MiSpeL-Festlegung
05 – Investment-Case
Wie wird aus 200–300 k€ Bruttoerlös ein FTM-Netto von 145–245 k€?
Les revenus multi-usages ne sont pas les revenus bruts. Les coûts de commercialisation et les dépenses d'exploitation fixes doivent être déduits avant que le résultat net n'apparaisse dans le cas d'investissement.
FTM-Bruttoerlös 200–300 k€/MW/Jahr und OPEX von rund 55 k€/MW/Jahr inklusive Vermarktung: Richtwerte von CUBE CONCEPTS für Multi-Use-FTM (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage). Zum Vergleich: Laut ISEA Battery Revenue Index lag das marktübergreifende Erlöspotenzial eines 2-Stunden-Speichers 2025 bei rund 259.000 €/MW (2024: rund 309.000 €/MW). Konkrete Erlöse hängen stark von Standort, Vermarkter und Marktphase ab; standortspezifische Modellierung erforderlich. Quelle: ISEA Battery Revenue Index, via pv magazine 23.01.2026.
KPMG-Vergleichsrechnung – Stationärer Batteriespeicher
Annahmen der vereinfachten Vergleichsrechnung: 10 MW BESS, 4-h-Profil (40 MWh), 2 Vollzyklen/Tag, 140 €/MWh Verkauf, 30 €/MWh Einkauf, 10 % Vermarktungskosten, WACC 6 % (real), Investition 250 €/kWh (LFP), 360 €/kWh (ZnBr), 275 €/kWh (NIB), Lebensdauer 14, 25 bzw. 10 Jahre. Gegenüberstellung der drei Fokustechnologien.
10,5 %
BPL LFP
VAN 2 802 k€ · TRI la plus élevée
9,5 %
IRR ZnBr
NPV 5.076 kEUR · höchster NPV
110
LCOS LFP €/MWh
Étalon minimal par cycle
104
LCOS ZnBr €/MWh
Le plus bas LCOS
Quellenangabe: KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, „Investment Case: Stationärer Batteriespeicher“, Februar 2026 (Abb. 5, 7, 9 und 10, S. 18–21). LFP: NPV 2.802 kEUR, IRR 10,5 %. ZnBr: NPV 5.076 kEUR, IRR 9,5 %. NIB (Natrium-Ionen-Batterie): NPV 601 kEUR, IRR 7,2 %. Projektbezogene Werte (unlevered) einer vereinfachten Vergleichsrechnung; konkrete Projekte können deutlich abweichen.
Bandes CAPEX 2026
| Taille de l'installation | Configuration | Étendue des dépenses d'investissement | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, profil sur 2 h | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, profil 2h | 1,75 à 2,0 Mio € | 175–200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, profil 2h | 3,5–4,0 millions d'€ | 175–200 €/kWh |
Richtwerte CUBE CONCEPTS (Projekterfahrung 2025/2026), schlüsselfertig, indikativ. Zum Vergleich: Die KPMG-Vergleichsrechnung setzt für LFP 250 €/kWh an (10 MW / 40 MWh).
Investitionssofortprogramm – steuerliche Hebel 2025–2027
Für BESS-Anschaffungen zwischen 1.7.2025 und 31.12.2027 gilt die degressive AfA aus dem Investitionssofortprogramm. Sie ist mit der bestehenden Sonder-AfA nach §7g EStG kombinierbar, deren Anwendungsbereich enger ist:
- 1. Amortissement dégressif jusqu'à 30 % im ersten Jahr (§7 Abs. 2 EStG) – pour toutes les entreprises quelle que soit leur taille. Concrètement : jusqu'à trois fois l'amortissement linéaire, avec un plafond de 30 % du coût d'acquisition par an ; les années suivantes, sur la valeur comptable résiduelle.
- 2. Sonder-AfA §7g Abs. 5 EStG bis 40 % verteilt auf bis zu 5 Jahre – nur für Betriebe mit Vorjahresgewinn bis 200.000 € (einheitliche Gewinngrenze seit dem JStG 2020, §7g Abs. 6 Nr. 1 EStG).
Qu'est-ce que cela signifie pour les entreprises industrielles ? Les entreprises de taille moyenne et la grande industrie, généralement au-delà du seuil de bénéfice de 200 000 €, utilisent uniquement l'amortissement dégressif (30 % la première année). Die Kombination zu 70 % Erstjahresabzug greift nur, wenn der Betrieb die Gewinngrenze einhält. Steuerliche Einzelfallprüfung empfohlen.
BESS qualifiziert als bewegliches Wirtschaftsgut des Anlagevermögens. Quellenangabe: Bundesgesetzblatt (BGBl.) 2025 I Nr. 161 vom 18.07.2025; §7 Abs. 2 EStG; §7g Abs. 5 i. V. m. Abs. 6 EStG. Die Angaben dienen der Information; keine Steuerberatung. Mehr zum Investitionssofortprogramm (Beitrag zu PV-Anlagen) →
06 – Standortprofile
Quel mix de revenus correspond à quel profil de site ?
Le Multi-Use n'est pas une stratégie uniforme. Ce qui est économiquement judicieux dépend de la connexion au réseau, du profil de charge, de l'installation PV et de l'horizon de planification.
Das Leistungsentgelt richtet sich nach der höchsten Viertelstunde im Abrechnungsjahr: Eine einzige Spitze bestimmt die Leistungskosten des ganzen Jahres. Jedes an der Lastspitze eingesparte Kilowatt hat unmittelbaren, messbaren Wert. BTM passe d'abord – FTM ergänzt.
La capacité de connexion réseau libre est la clé d'entrée sur les marchés de la réserve. Sans pression de pointe de charge, le FTM est immédiatement le levier le plus puissant. FTM d'abord – BTM folgt in Phase III.
Primaire : écrêtage de pointe (BTM)
§ 19 al. 2 phrase 1 de l'ordonnance allemande sur les tarifs d'utilisation des réseaux électriques (StromNEV) (jusqu'en 2028) comme levier · FCR (réserve de fréquence) en complément à partir d'une taille de système de 1 MW · Raccordement principalement en moyenne tension
Primaires : aFRR + mFRR + Arbitrage (FTM)
200.000–300.000 €/MW/Jahr FTM-Erlöspotenzial · BTM-Eigenverbrauch in Phase III – freie Anschlusskapazität ist die Eintrittskarte
Principal : Autoconsommation + écrêtage de pointe (BTM)
Seit MiSpeL (Okt. 2026): BTM + FTM kombiniert, Hybrid-Betrieb ohne EEG-Verlust nach § 19 Abs. 3b EEG
BESS en réinvestissement FIP
Reinvestitionspflicht beim Industriestrompreis: Energiespeicher anrechenbar, Umsetzung und Finanzierung durch Dritte zulässig, also auch im Contracting
07 – Geschäftsmodelle
Kauf vs. Contracting – eine Entscheidung über Investitionsstil und Erlösverteilung
Beide Modelle sind beim Industriestrompreis als Investition in Energiespeicher anrechenbar; laut BAFA darf ein Dritter die Maßnahme auch finanzieren. Was sich unterscheidet, ist die Vertragsstruktur – nicht die Technik.
| Aspect | BESS Contracting (CPFS) | BESS Achat |
|---|---|---|
| Dépenses d'investissement client | 0 € | Investissement en capital (CAPEX-Backbone) |
| Libérer le client | 25 % des recettes nettes du marché à compter du premier jour | 100 % de l'ensemble des recettes et des économies |
| Délirez CUBE | 75 % des produits nets de la vente | 0 % |
| Bilan | Off-Balance möglich (Prüfung nach IFRS 16) | Bilan |
| Structure contractuelle | Contrat de prestation de services et de partage des bénéfices | Contrat d'achat + contrat de maintenance |
| Reinvestition Industriestrompreis | ✓ anrechenbar: Umsetzung durch Dritte (BAFA-Merkblatt, Kap. 3.5) | ✓ anrechenbar: eigene Anschaffung |
| Propriété du matériel | CUBE | Client |
Les deux modèles reposent sur le même fondement : herstellerunabhängige Hardware-Wahl, identische CUBE-Open-Book-Kalkulation, identische Steuerungs-Phasenlogik. Was sich unterscheidet, ist die Vertragsstruktur – nicht die Technik. Beide Modelle sind beim Industriestrompreis als Reinvestition in Energiespeicher anrechenbar.
08 – Wie Multi-Use im Geschäftsmodell ankommt
Multi-Use beginnt nicht beim Speicher – sondern bei der ungenutzten Netzanschluss-Reserve.
Jeder Industriestandort zahlt für reservierte Anschlussleistung – Leistungspreis, Grundgebühr, Netzentgelt. Nach Erfahrung von CUBE CONCEPTS nutzen die meisten Standorte nur 30–50 % davon. CPFS macht aus dieser stillen Reserve einen Erlöskanal – ohne Eigeninvestition, ohne Hardware-Risiko, mit 25 % Profit-Share an den Kunden ab Tag 1.
Connexion réservée
capacité
aujourd'hui, 30 à 50 % inutilisés
Système de stockage d'énergie polyvalent
FTM + BTM sur un actif
Pile de trésorerie
200 à 300 k€/MW/an brut
Die meisten Anbieter fragen „Wie viel können Sie investieren?“ oder „Wie groß ist Ihre Dachfläche?“. Wir fragen: Quelle part de votre capacité de réseau réservée et déjà payée est inutilisée aujourd'hui ? Multi-Use-Speicher nutzen genau diese stille Reserve, ohne neue Anschlussleistung beantragen zu müssen. Das ist ein echter Vorteil: 2025 wurden im Verteilnetz nur 8 % der Anschlussbegehren für Batteriespeicher zugesagt (BNetzA/SMARD).
09 – Was uns unterscheidet
Trois points qui différencient CUBE CONCEPTS des fabricants de matériel et des fournisseurs à l'échelle utilitaire
Le marché allemand des BESS se divise grossièrement en deux camps : les fabricants de matériel qui vendent leur propre technologie et les fournisseurs à l'échelle des services publics qui livrent à des fonds d'investissement. CUBE CONCEPTS ne fait partie d'aucun des deux.
Wir schreiben für jedes Projekt aus – mind. 3 Vergleichsangebote. Kein proprietäres System, keine Hersteller-Lock-in. Die Hardware-Auswahl folgt dem Lastgang, nicht dem Kataloglager.
Hardware-Hersteller verkaufen ihre eigene Technik – das ist deren Geschäftsmodell.
Transparence totale des coûts avant la signature : CAPEX, OPEX, logique de partage des bénéfices, coûts de marketing. Pas de prix fixe sans ventilation. Vous voyez ce que vous achetez.
Les offres à prix fixe sans ventilation des coûts sont courantes sur le marché.
CPFS Contracting für C&I-Kunden: keine Eigeninvestition, kein Hardware-Risiko, 25 % der Netto-Markterlöse ab Tag 1 an den Kunden – CUBE 75 %. Beim Industriestrompreis ist der Speicher als Reinvestition anrechenbar, auch wenn CUBE ihn finanziert.
Utility-Scale-Anbieter verkaufen typischerweise an Investmentfonds – nicht an Industriebetriebe.
Auf Basis von 150+ realisierten Energieprojekten europaweit (bisher PV). Industriestrompreis: Richtlinie vom 27.04.2026 · BAFA-Merkblatt Dekarbonisierungsmaßnahmen, Kap. 3.5 · CISAF Rn. 121–122.
10 – Regulatorische Hebel 2026/2027
Six leviers pour transformer la rentabilité multi-usages en 2026/2027
Multi-Use ist kein Naturgesetz, sondern das Ergebnis aktueller Regulatorik. Diese sechs Hebel sind die wichtigsten – und wirken nicht isoliert, sondern als koordinierte Verschiebung.
Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG)
Befreiung für rückgespeisten Strom
20 Jahre Befreiung von den Netzentgelten auf den Strombezug, soweit zurückgespeist wird; seit Dezember 2025 auch bei teilweiser Rückspeisung. Inbetriebnahme bis 4. August 2029, laut AgNes-Entwurf Investitionsentscheidung vor dem 1. Januar 2027.
§ 19 al. 2 phr. 1 StromNEV / AgNes
Atypik-Privileg → AgNes 2029
Bis 31.12.2028: Rabatt bis 80 %, wenn die Höchstlast in den Hochlastzeitfenstern deutlich unter der Jahreshöchstlast liegt. Ab 01.01.2029 laut AgNes-Entwurf: keine Nachfolge der Atypik, Kapazitätspreis auf die bestellte Kapazität, Bezug darüber zum 2- bis 3,5-fachen Arbeitspreis. Rabatte nur noch gegen systemdienliche Flexibilität, etwa mit Speicher.
MiSpeL seit Oktober 2026
Stockage hybride sans perte EEG
Marktintegration von Speichern und Ladepunkten: Simultaner EEG-Betrieb und FTM-Vermarktung ohne Verlust der EEG-Förderung nach § 19 Abs. 3b EEG. PV-Standorte können erstmals Arbitrage und EEG-Einspeisung kombinieren.
EEG-Novelle 2027 (Regierungsentwurf)
Direktvermarktung für Neuanlagen
Laut BT-Drs. 21/7867: Direktvermarktungspflicht für Neuanlagen (stufenweise), dauerhafte Einspeisebegrenzung auf 50 % für Gebäude-PV unter 100 kW, zweiseitige Differenzverträge ab 100 kW. Noch nicht beschlossen, geplant ab 1.1.2027. Mit Speicher lässt sich mehr PV-Strom selbst nutzen statt begrenzt einzuspeisen.
Industriestrompreis (genehmigt 16.04.2026)
Reinvestitionspflicht
Mindestens 50 % des gewährten Betrags binnen 48 Monaten in Maßnahmen zur Senkung der Stromsystemkosten; Energiespeicher ausdrücklich genannt. Berechtigt: KUEBLL-Teilliste 1, nach BMWE 91 Sektoren und Teilsektoren. Ein Dritter darf die Maßnahme umsetzen und finanzieren, BESS Contracting ist damit ohne Kunden-CapEx möglich.
EnWG- und BauGB-Novelle Dez. 2025
§ 11c EnWG + § 35 BauGB
§11c EnWG seit 23.12.2025: Energiespeicheranlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse und haben Vorrang in der Schutzgüterabwägung. §35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB: Batteriespeicher im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen EE-Anlage sind im Außenbereich privilegiert, Nr. 12 regelt größere Speicher nahe Umspannanlagen.
Quellenangabe: Article 118, paragraphe 6, de la loi sur le réseau énergétique (EnWG) · §19 Abs. 2 StromNEV · BNetzA, AgNes-Festlegungsentwurf vom 06.08.2026 · BNetzA, MiSpeL-Festlegung · BT-Drs. 21/7867 · Richtlinie Industriestrompreis vom 27.04.2026 · §11c EnWG · §35 BauGB
11 – Wer am Markt vermarktet
Multi-Use-FTM-Vermarktung läuft über präqualifizierte Regelreserveanbieter
Regelenergie dürfen nur Anbieter liefern, die bei den Übertragungsnetzbetreibern präqualifiziert sind (Balance Service Provider, BSP). Industriespeicher werden deshalb in der Regel über einen solchen Anbieter vermarktet, der zugleich am Spotmarkt handelt.
Industrie-BESS
Commande CUBE-EfficiencyUnit
Agrégateur à intégration verticale
BSP-Präqualifikation + Trading-Algorithmen
Multi-Marque en parallèle
Régulation + EPEX-Spot
Laut Anbieterliste der Übertragungsnetzbetreiber (Stand 08.07.2026) sind in Deutschland 44 Unternehmen für Regelreserve präqualifiziert. Top-Tier-Aggregatoren betreiben eigene Trading-Algorithmen, sind selbst präqualifiziert (statt über Vermittler zu gehen) und vermarkten parallel an Day-Ahead, Intraday-Continuous und Regelenergiemärkten. Diese vertikale Integration entscheidet über die Erlös-Differenz: Wer eigene Software hat, eigenen Datenstack betreibt und direkt an die Übertragungsnetzbetreiber angebunden ist, erreicht Outperformance gegenüber durchschnittlichen Marktteilnehmern.
Der CUBE-CONCEPTS-Standard fordert einen vertikal integrierten Aggregator mit BSP-Präqualifikation, eigenen Trading-Algorithmen und nachweisbarer Multi-Market-Optimierung. Eine reine Hardware-Vertriebsstruktur ohne Präqualifikation oder ohne eigene Trading-Software erreicht diese Tiefe nicht.
Quellenangabe: Übertragungsnetzbetreiber, regelleistung.net: Anbieterliste Regelreserve (Stand 08.07.2026) und PQ-Bedingungen nach EU-Leitlinie SO GL
12 – Sicherheit & Brandschutz
Ce que signifie "Multi-Usage" en matière de sécurité
Multi-Use erhöht die Zyklus-Häufigkeit, aber nicht die Sicherheits-Anforderungen – die sind bei stationären LFP-Speichern technologisch unabhängig vom Betriebsmodus.
Stabilité thermique
Les cellules LFP (lithium-fer-phosphate) sont sans cobalt et plus stables thermiquement que d'autres chimies lithium-ion. Standard pour le stockage industriel stationnaire.
Concepts de protection incendie certifiés VdS
Systèmes de lutte contre l'incendie standardisés, protection contre les surtensions et contrôle de la température dans des solutions de conteneurs fermés avec classe de protection IP définie.
Intégration au réseau conforme aux normes
VDE-AR-N 4110/4120 (Mittel-/Hochspannung), IEC 62933-5-2 (Sicherheit von Batteriespeichersystemen), redundante BMS-Architektur, Blitzschutz IEC 62305.
Die Multi-Use-Steuerung wirkt sich nicht auf Sicherheits-Hardware aus – BMS, Brandmelde- und Löschsysteme sind unabhängig vom Betriebsmodus. Eine FCR-Anlage und eine Multi-Use-Anlage haben dieselben Sicherheits-Anforderungen.
13 – Begriffsklärung
Multi-Use ist nicht Multi-Market – warum die Unterscheidung wirtschaftlich entscheidend ist
Sur le marché allemand des BESS (systèmes de stockage d'énergie par batterie), les termes sont souvent utilisés de manière interchangeable. En réalité, ils décrivent des architectures de revenus différentes avec des conséquences économiques distinctes.
Multi-marché
Pile de commercialisation FTM (Front-of-the-Meter)
- Négociation du jour au lendemain – Gebote für den Folgetag
- Intraday continu – kurzfristige Preisschwankungen, 5-Minuten-Vorlauf
- PFR (Puissance de fréquenceregler) – ~0,3 Vollzyklen/Tag
- aFRR + mFRR – Sekundär-/Minutenreserve
- Prix spot négatifs – Lade-Arbitrage in Überschussstunden
Reine FTM-Optimierung – Speicher steht am öffentlichen Netz, vor dem Werkszähler.
Multi-usage
FTM + BTM sur le même actif
- Tous les canaux de revenus multi-marchés – FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intraday
- Réduction de la demande de pointe (BTM) – gegen Leistungspreis
- §19 Atypik / AgNes-Optimierung – Netzentgelt-Reduktion
- Optimisation de la consommation propre – mit oder ohne PV-Anlage
- Capacité de fonctionnement autonome / hors réseau – Versorgungssicherheit
- Colocation ab MiSpeL – PV + BESS ohne EEG-Verlust
Multi-Market PLUS BTM-Anwendungen auf derselben Anlage – das ist der wirtschaftliche Kern von Multi-Use.
Multi-Market ist also eine Teilmenge von Multi-Use. Wer einen reinen Multi-Market-Speicher betreibt, lässt den BTM-Hebel ungenutzt – Peak Shaving, §19/AgNes-Optimierung und Eigenverbrauch sind dort nicht eingerechnet. Die Differenz zwischen Multi-Market und Multi-Use ist genau der BTM-Stack: signifikant für Industriestandorte mit Lastspitzen, regulatorischem Netzentgelt-Hebel oder PV-Bestand.
14 – Industriestrompreis 2026
Industriestrompreis: Wie Unternehmen die Reinvestitionspflicht mit einem Batteriespeicher erfüllen
Die EU-Kommission hat den Industriestrompreis am 16.04.2026 genehmigt (SA.120495). Die Entlastung ist an eine Reinvestitionspflicht nach dem EU-Beihilferahmen CISAF gekoppelt: Mindestens 50 % des gewährten Betrags fließen in Maßnahmen, die die Kosten des Stromsystems senken, Energiespeicher ausdrücklich eingeschlossen.
Berechtigung – KUEBLL-Teilliste 1
Leistungsberechtigt sind Abnahmestellen in Deutschland in Wirtschaftszweigen mit erheblichem Verlagerungsrisiko (Teilliste 1 des Anhangs I der KUEBLL), nach BMWE 91 Sektoren und Teilsektoren mit potenziell rund 9.500 Unternehmen, etwa aus Stahl, Chemie, Aluminium, Papier und Glas. Weitere Sektoren können nach einer Entscheidung der EU-Kommission hinzukommen.
Berechnung – 50 % auf 50 %
Gefördert wird die Hälfte des anrechenbaren Verbrauchs einer Abnahmestelle. Der Differenzpreis beträgt grundsätzlich 50 % des Referenzpreises (Durchschnitt des EEX-Jahresfutures Base aus dem Vorjahr); der verbleibende Preis darf den Zielpreis von 5 ct/kWh nicht unterschreiten. Für 2026: Referenzpreis 8,744 ct/kWh, Differenzpreis 3,744 ct/kWh, mit Bonus rund 4,1 ct/kWh. Abrechnungsjahre 2026 bis 2028; Antrag für 2026 rückwirkend 2027 beim BAFA (Frist 31. März 2027), Auszahlung im Folgejahr.
Reinvestitionspflicht – mindestens 50 %
Mindestens 50 % des gewährten Betrags sind dans les 48 mois (technisch begründet bis 72) zu investieren: in erneuerbare Erzeugung (auch neue PPAs), Energieeffizienz, nachfrageseitige Flexibilität (u. a. Energiespeicher, Elektrifizierung, Elektrolyseure, Lastmanagement) oder Netzinfrastruktur. Die Maßnahmen müssen in Deutschland liegen und dürfen keine andere Beihilfe erhalten. „Investitionen in Energiespeicher“ nennt die Richtlinie ausdrücklich.
Flexibilitäts-Bonus – +10 %
Wer sich bei Antragstellung verpflichtet, mindestens 80 % seiner Investitionsverpflichtung in nachfrageseitige Flexibilität zu investieren, erhält einen Bonus de 10 % des Basis-Leistungsbetrags. Zusätzlich sind 75 % dieses Bonus in Dekarbonisierungsmaßnahmen zu investieren. Ein Batteriespeicher zählt zur Flexibilität: Als Beispiel nennt das BAFA einen Stromspeicher, der Lastspitzen reduziert, den PV-Eigenverbrauch optimiert oder Preisunterschiede am Spotmarkt nutzt.
Comment Contracting s'acquitte de sa mission
Im BESS Contracting trägt CUBE CONCEPTS die volle Investition. Das ist zulässig: Laut Richtlinie und BAFA-Merkblatt darf ein Dritter die Maßnahme umsetzen, „nicht nur in gegenständlicher, sondern auch in finanzieller Hinsicht“. Die Maßnahme muss nicht an der beantragten Abnahmestelle liegen, wohl aber in Deutschland. Der Antragsteller bleibt für die Umsetzung verantwortlich und reicht die Nachweise und Einwilligungen des Dritten ein. Auf Antrag bestätigt das BAFA vorab, dass eine Maßnahme anrechenbar ist.
Quellenangabe: Richtlinie Industriestrompreis vom 27.04.2026, BAnz AT 06.05.2026 B1, Nr. 3.1, 4.1, 4.4, 5.1, 5.3 · BAFA-Merkblatt Dekarbonisierungsmaßnahmen, Stand 04.08.2026, Kap. 3.4–3.5 · BAFA, Industriestrompreis · BMWE, Pressemitteilung 16.04.2026 · EU-Kommission, CISAF Rn. 121–123 · KUEBLL Anhang I, Teilliste 1
15 – Referenzen
Plus de 150 projets énergétiques réalisés en Europe. ~100 MW de capacité BESS actuellement en construction.
Ausgewählte Industrieunternehmen, für die CUBE CONCEPTS Energieprojekte realisiert hat, bisher im PV-Bereich. Batteriespeicher mit rund 100 MW befinden sich derzeit in Bau.
TI Automotive
Magna
Valeo
Voestalpine
Tenneco
Interview
En préparation 2026
Industriestandort Sachsen – 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV-Bestand, Multi-Use-Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen
Projet de pipeline
Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH (WAHLER) – BESS Contracting in Vorbereitung
PV-Anlage in Betrieb seit Sommer 2025. Industriespeicher im Contracting-Modell als dritter Schritt der Nachhaltigkeitsstrategie. Hersteller hochwertiger Thermostat- und Temperaturregeltechnik. Geschäftsführer Holger Kiebel: „Batteriespeicher sind der logische nächste Schritt.“
16 – Häufige Fragen
Multi-Use BESS – Antworten für Entscheider
Les douze questions les plus fréquentes concernant le multi-usage, la logique de contrôle, la rentabilité et la réglementation.
Die Kosten je Zyklus ergeben sich aus Investition, Degradation und Betrieb je ausgespeicherter MWh; als Richtgröße dient der LCOS, für LFP 110 €/MWh in der KPMG-Vergleichsrechnung (Feb. 2026), bei 2,1 % Kapazitätsverlust pro Jahr. Ein Arbitrage-Zyklus lohnt sich nur, wenn der Spread über diesen anteiligen Kosten liegt; die CUBE EfficiencyUnit führt ihn nur bei positiver Marge aus. FCR wird überwiegend für die Bereitschaft vergütet und verursacht nur rund 0,3 Zyklen pro Tag.
CUBE CONCEPTS rechnet mit 200.000–300.000 € Brutto-Erlöspotenzial pro MW und Jahr aus FCR, aFRR, mFRR und Arbitrage, vor rund 55.000 € OPEX. Laut ISEA Battery Revenue Index lag das marktübergreifende Potenzial eines 2-Stunden-Speichers 2025 bei rund 259.000 €/MW, 16 % unter 2024. Eine PV-Anlage ist dafür nicht erforderlich.
§ 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.
Ja – sofern die Steuerung §19-konform ist. Die CUBE EfficiencyUnit hält FCR-SoC (~50 %) und sperrt Ladevorgänge während HLZ-Fenstern automatisch. Beide Erlösquellen laufen simultan ohne manuellen Eingriff.
Seit der MiSpeL-Festlegung vom 01.10.2026 sind EEG-Betrieb und FTM-Vermarktung über denselben Speicher kombinierbar, ohne die EEG-Förderung zu verlieren. PV-Standorte können erstmals Arbitrage und EEG-Einspeisung kombinieren, ohne das bisherige Entweder-oder. Bis 30.09.2027 ist dafür das Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber nötig.
Die CUBE EfficiencyUnit protokolliert jeden Ladevorgang und HLZ-relevanten Zeitraum mit Zeitstempel. Der Jahresnachweis (Deadline: 30. Juni des Folgejahres) ist direkt exportierbar und revisionssicher archiviert – kein manueller Nachweis erforderlich.
Multi-Use-fähig signifie : le matériel prend en charge plusieurs modes techniquement. Multi-Use-optimisé signifie : la commande priorise automatiquement les canaux de revenus, calcule dynamiquement les seuils de cycle et documente la conformité au §19 sans intervention manuelle. La logique de contrôle est déterminante, pas le matériel.
Ja. FTM-Multi-Use (FCR, aFRR, mFRR, Arbitrage) ist vollständig PV-unabhängig. 200.000–300.000 € FTM-Erlöspotenzial pro MW/Jahr entstehen ausschließlich durch Marktarbitrage und Regelenergie – ohne jede Eigenerzeugung.
Laut AgNes-Entwurf (BNetzA, GBK-25-01-1#3) zahlen Industriekunden ab 2029 einen Kapazitätspreis auf eine jährlich bestellte Kapazität; Bezug darüber kostet das 2- bis 3,5-Fache des Arbeitspreises, die Hochlastzeitfenster der Atypik entfallen. Die CUBE EfficiencyUnit hält den Netzbezug unter der bestellten Kapazität und kann Flexibilität für einen möglichen neuen Sondertatbestand liefern, ohne neue Hardware und ohne neuen Vertrag.
LCOS (Levelized Cost of Storage) sind die diskontierten Gesamtkosten je ausgespeicherter MWh über die Lebensdauer: für LFP 110 €/MWh, für ZnBr 104 €/MWh (KPMG AG, Feb. 2026). Für Multi-Use ist der LCOS der Mindestmaßstab je Zyklus: Ein Arbitragezyklus lohnt sich nur, wenn der Spread darüber liegt. FCR wird dagegen überwiegend für die Bereitschaft vergütet.
Das Investitionssofortprogramm (BGBl. 2025 I Nr. 161 vom 18.07.2025) ermöglicht für Anschaffungen vom 1.7.2025 bis 31.12.2027 eine degressive AfA bis 30 % im ersten Jahr (§7 Abs. 2 EStG) für toutes les entreprises. Kombinierbar ist die bestehende Sonder-AfA nach §7g Abs. 5 EStG (bis 40 % verteilt auf bis zu 5 Jahre), beschränkt auf Betriebe mit Vorjahresgewinn bis 200.000 €. Erst beide kombiniert ergeben den oft zitierten 70-%-Erstjahresabzug – für mittelständische und große Industriebetriebe oberhalb der Gewinngrenze gilt allein die 30-%-AfA. BESS qualifiziert als bewegliches Wirtschaftsgut des Anlagevermögens. Steuerliche Einzelfallprüfung empfohlen. Mehr dazu: Investitionssofortprogramm (Beitrag zu PV-Anlagen) →
Zwei Hebel gelten seit 23.12.2025: (1) Nach §11c EnWG liegen Errichtung und Betrieb von Energiespeicheranlagen im überragenden öffentlichen Interesse und haben in der Schutzgüterabwägung Vorrang; für Stromspeicher galt das schon seit 2023. (2) §35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB privilegieren Batteriespeicher im Außenbereich: im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen EE-Anlage (Nr. 11) oder ab 4 MW höchstens 200 m von einer Umspannanlage bzw. einem Kraftwerk ab 50 MW (Nr. 12). Hinweis: Energy Sharing nach §42c EnWG (seit 01.06.2026) steht Unternehmen nur als KMU offen, nicht der Großindustrie.
17 – Nächster Schritt
Multi-Use-Potenzial analysieren – standortspezifisch
Übermitteln Sie Ihren Lastgang. CUBE CONCEPTS berechnet BTM- und FTM-Potenziale getrennt – auf Basis aktueller Marktdaten und des AgNes-Festlegungsentwurfs vom 06.08.2026. Open-Book-Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen, kostenlos, kein Commitment.
Lastgang einsenden – kostenlose Potenzialanalyse →Ohne rechtzeitige Investitionsentscheidung gilt für neue Speicher ab 2029 das neue Entgeltsystem (AgNes-Entwurf) · rechnerisch 17.000–25.000 € Brutto-Markterlöse pro Monat und MW
Note sur le contenu et la localisation
Stand: 09.10.2026. AgNes-Angaben nach dem Festlegungsentwurf vom 06.08.2026; die finale Festlegung ist für Ende 2026 geplant. Alle regulatorischen Angaben (CISAF, KUEBLL, AgNes, MiSpeL, §118 EnWG, EEG-Novelle 2027, Investitionssofortprogramm) basieren auf veröffentlichten Quellen zum Zeitpunkt der Erstellung; Festlegungen, Rechtsverordnungen und EU-Notifizierungen können sich ändern. Steuerliche Aussagen sind keine Steuerberatung – Einzelfallprüfung durch einen Steuerberater erforderlich. Wirtschaftlichkeitsangaben (FTM-Erlöse, IRR, NPV, Payback) sind Marktbenchmarks bzw. KPMG-Vergleichsrechnungen und keine garantierten Renditen. Standortspezifische Modellierung erforderlich.