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 €.
CUBE-CONCEPTS-Modellierung an einem realen Industriestandort in Sachsen. 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV-Bestand, 6.795 MWh Jahresverbrauch, Peak Load 1.284 kW, Netzentgelt-Bill ~310k €/Jahr. Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen auf realen Halbstündlich-Lastdaten.
Status quo (StromNEV 2026)
97.200 €
Jahres-Cashflow gesamt
Szenario AgNes netzgeführt
226.500 €
Jahres-Cashflow gesamt
Szenario AgNes preisgeführt
320.100 €
Jahres-Cashflow gesamt
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.
Was bedeuten die drei Konstellationen? Status 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, Investment Case: Stationärer Batteriespeicher, Feb. 2026 (Annahmen)
02 – Was Sie in dieser Seite finden
Vier Tiefen zum Multi-Use-Thema
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
Wie löst die Steuerung drei tägliche Konflikte automatisch?
Multi-Use klingt einfach. In der Praxis treten täglich drei Konflikte auf, die ohne Produktionseingriff und vollautomatisch gelöst werden müssen.
FCR-Bereitschaft vs. Peak-Shaving-Kapazität
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.
Arbitrage-Fenster vs. §19 Abs. 2 Satz 1 HLZ-Compliance
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.
Zyklusschwellenwert: Wann lohnt ein Zyklus nicht?
Wenn die Preisspanne kleiner ist als die anteiligen Zykluskosten (Degradation + OPEX), reduziert der Zyklus die Gesamtmarge. Die CUBE EfficiencyUnit berechnet den Schwellenwert dynamisch und führt nur profitable Zyklen aus. Das ist der Unterschied zwischen Multi-Use-fähig und Multi-Use-optimiert.
Multi-Use-fähig vs. Multi-Use-optimiert
Hardware-Claim
Anlage kann technisch mehrere Betriebsmodi. Manuelle Umschaltung. Keine automatische Konfliktlösung. HLZ-Aktualisierung manuell. FCR und Peak Shaving nicht simultan koordiniert. §19-Compliance hängt von Betreiberentscheidungen ab.
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.
Illustrativer Tagesablauf eines Multi-Use-Batteriespeichers
Niedrige Börsenpreise. Arbitrage-Laden. FCR-Bereitschaft auf 50 % SoC parallel.
Steigende Netzlast. §19-HLZ prüfen. Teilentladung für Peak-Shaving-Bereitschaft.
HLZ-Fenster aktiv. Entladung bei Lastspitzen. §19-Compliance automatisch gesichert.
Bei PV: Eigenverbrauchsoptimierung. Ohne PV: günstige Preisfenster für Nachladen.
Peak Shaving + Arbitrage-Entladung. HLZ gesperrt – §19-Compliance aktiv.
Regelenergie-Bereitschaft. 50 % SoC. §19-Jahresdokumentation läuft.
Illustrativer Tagesablauf – tatsächliche Steuerung ist standortspezifisch und reagiert in Echtzeit auf Markt- und Netzsignale. CUBE EfficiencyUnit übernimmt alle Priorisierungsentscheidungen vollautomatisch.
Steuerungslogik-Check: Wie viel lässt Ihre Anlage heute liegen?
04 – Drei Phasen & Trajektorie
Vom Tag-1-FTM-Betrieb zum vollständigen Multi-Use
Multi-Use ist kein Big-Bang, sondern eine regulierte Eskalation der Monetarisierung. Drei Phasen auf demselben Asset – ohne Hardware-Wechsel.
FTM & BTM kombiniert
FTM: FCR + aFRR + mFRR als Ergänzungskanal + Spotmarkt-Arbitrage über Top-Tier-Aggregator. BTM: Peak Shaving gegen Leistungspreis & §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (bis 31.12.2028). Vollautomatisch, kein Betriebseingriff.
→ FTM-Erlöse 200–300 k€/MW/Jahr + BTM-Hebel
PV-Co-Location addiert
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.
→ Eigenverbrauch + FTM ohne Verlust
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
Regulatorische Trajektorie 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.
| Zeitpunkt | Hebel | Auswirkung auf Multi-Use |
|---|---|---|
| seit 25.02.2025 | Solarspitzengesetz | 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 | Investitionssofortprogramm | 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. |
| Q1 2026 | AgNes-Orientierungspunkte | BNetzA (GBK-25-01-1#3) veröffentlicht Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten (16.01.2026) und Einspeisenetzentgelten (17.02.2026). |
| 16.04.2026 | Industriestrompreis | 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 | EEG-Novelle 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 | AgNes-Festlegungsentwurf | 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 | MiSpeL-Festlegung | 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-IBN-Frist | 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€?
Multi-Use-Erlöse sind nicht der Bruttoerlös. Vermarktungskosten und fixe OPEX müssen abgezogen werden, bevor das Netto-Ergebnis im Investment-Case auftaucht.
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 %
IRR LFP
NPV 2.802 kEUR · höchste IRR
9,5 %
IRR ZnBr
NPV 5.076 kEUR · höchster NPV
110
LCOS LFP €/MWh
Mindestmaßstab pro Zyklus
104
LCOS ZnBr €/MWh
Niedrigster 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.
CAPEX-Bandbreiten 2026
| Anlagengröße | Konfiguration | CAPEX-Bandbreite | €/kWh |
|---|---|---|---|
| 1 MW | 2 MWh, 2-h-Profil | ~500.000 € | ~250 €/kWh |
| 5 MW | 10 MWh, 2-h-Profil | 1,75–2,0 Mio € | 175–200 €/kWh |
| 10 MW | 20 MWh, 2-h-Profil | 3,5–4,0 Mio € | 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. Degressive AfA bis 30 % im ersten Jahr (§7 Abs. 2 EStG) – für alle Unternehmen unabhängig von der Größe. Konkret: bis zum Dreifachen der linearen AfA, maximal 30 % der Anschaffungskosten pro Jahr; in Folgejahren auf den Restbuchwert.
- 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).
Was heißt das für Industriebetriebe? Mittelständler und Großindustrie typischerweise oberhalb der 200.000-€-Gewinngrenze nutzen nur die degressive AfA (30 % im Erstjahr). 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
Welcher Erlösmix passt zu welchem Standortprofil?
Multi-Use ist keine einheitliche Strategie. Was wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt von Netzanschluss, Lastprofil, PV-Anlage und Planungshorizont ab.
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 kommt zuerst – FTM ergänzt.
Freie Netzanschlusskapazität ist die Eintrittskarte in die Regelenergiemärkte. Ohne Lastspitzen-Druck ist FTM sofort der stärkste Hebel. FTM kommt zuerst – BTM folgt in Phase III.
Primär: Peak Shaving (BTM)
§19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (bis 2028) als Hebel · FCR ergänzend ab 1 MW Systemgröße · Anschluss meist Mittelspannung
Primär: aFRR + mFRR + Arbitrage (FTM)
200.000–300.000 €/MW/Jahr FTM-Erlöspotenzial · BTM-Eigenverbrauch in Phase III – freie Anschlusskapazität ist die Eintrittskarte
Primär: Eigenverbrauch + Peak Shaving (BTM)
Seit MiSpeL (Okt. 2026): BTM + FTM kombiniert, Hybrid-Betrieb ohne EEG-Verlust nach § 19 Abs. 3b EEG
BESS als ISP-Reinvestition
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.
| Aspekt | BESS Contracting (CPFS) | BESS Kauf |
|---|---|---|
| CapEx Kunde | 0 € | volle Investition (CAPEX-Backbone) |
| Erlöse Kunde | 25 % der Netto-Markterlöse ab Tag 1 | 100 % aller Erlöse und Einsparungen |
| Erlöse CUBE | 75 % der Netto-Markterlöse | 0 % |
| Bilanz | Off-Balance möglich (Prüfung nach IFRS 16) | On-Balance |
| Vertragsstruktur | Service- und Profit-Share-Vertrag | Kaufvertrag + Wartungsvertrag |
| Reinvestition Industriestrompreis | ✓ anrechenbar: Umsetzung durch Dritte (BAFA-Merkblatt, Kap. 3.5) | ✓ anrechenbar: eigene Anschaffung |
| Hardware-Eigentum | CUBE | Kunde |
Beide Modelle bauen auf demselben Fundament: 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.
Reservierte Anschluss-
kapazität
heute zu 30–50 % ungenutzt
Multi-Use BESS
FTM + BTM auf einem Asset
Erlösstack
200–300 k€/MW/Jahr Brutto
Die meisten Anbieter fragen „Wie viel können Sie investieren?“ oder „Wie groß ist Ihre Dachfläche?“. Wir fragen: Wie viel Ihrer reservierten, bereits bezahlten Netzanschluss-Kapazität liegt heute brach? 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
Drei Punkte, die CUBE CONCEPTS von Hardware-Herstellern und Utility-Scale-Anbietern unterscheiden
Der deutsche BESS-Markt teilt sich grob in zwei Lager: Hardware-Hersteller, die ihre eigene Technik verkaufen, und Utility-Scale-Anbieter, die an Investmentfonds liefern. CUBE CONCEPTS ist beides nicht.
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.
Vollständige Kostentransparenz vor Unterschrift: CAPEX, OPEX, Profit-Share-Logik, Vermarktungskosten. Kein Festpreis ohne Aufschlüsselung. Sie sehen, was Sie kaufen.
Festpreis-Angebote ohne Aufschlüsselung sind im Markt verbreitet.
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
Sechs Hebel, die Multi-Use-Wirtschaftlichkeit 2026/2027 verändern
Multi-Use ist kein Naturgesetz, sondern das Ergebnis aktueller Regulatorik. Diese sechs Hebel sind die wichtigsten – und wirken nicht isoliert, sondern als koordinierte Verschiebung.
§118 Abs. 6 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 Abs. 2 S. 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
Hybrid-Speicher ohne EEG-Verlust
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: §118 Abs. 6 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
CUBE-EfficiencyUnit-Steuerung
Vertikal integrierter Aggregator
BSP-Präqualifikation + Trading-Algorithmen
Multi-Markt parallel
Regelenergie + 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
Was Multi-Use in Bezug auf Sicherheit bedeutet
Multi-Use erhöht die Zyklus-Häufigkeit, aber nicht die Sicherheits-Anforderungen – die sind bei stationären LFP-Speichern technologisch unabhängig vom Betriebsmodus.
Thermische Stabilität
LFP-Zellen (Lithium-Eisenphosphat) sind kobaltfrei und thermisch stabiler als andere Lithium-Ionen-Chemien. Standard für stationäre Industriespeicher.
VdS-zertifizierte Brandschutzkonzepte
Standardisierte Brandbekämpfungssysteme, Überspannungsschutz und Temperaturkontrolle in geschlossenen Containerlösungen mit definierter IP-Schutzklasse.
Normgerechte Netzintegration
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
Im deutschen BESS-Markt werden die Begriffe häufig synonym verwendet. Tatsächlich beschreiben sie unterschiedliche Erlös-Architekturen mit unterschiedlichen wirtschaftlichen Konsequenzen.
Multi-Market
FTM-Vermarktungs-Stack (Front-of-the-Meter)
- Day-Ahead-Handel – Gebote für den Folgetag
- Intraday Continuous – kurzfristige Preisschwankungen, 5-Minuten-Vorlauf
- FCR (Primärregelleistung) – ~0,3 Vollzyklen/Tag
- aFRR + mFRR – Sekundär-/Minutenreserve
- Negative Spotpreise – Lade-Arbitrage in Überschussstunden
Reine FTM-Optimierung – Speicher steht am öffentlichen Netz, vor dem Werkszähler.
Multi-Use
FTM + BTM auf demselben Asset
- Alle Multi-Market-Erlöskanäle – FCR, aFRR, mFRR, Spot, Intraday
- Peak Shaving (BTM) – gegen Leistungspreis
- §19 Atypik / AgNes-Optimierung – Netzentgelt-Reduktion
- Eigenverbrauchsoptimierung – mit oder ohne PV-Anlage
- USV / Inselbetriebsfähigkeit – Versorgungssicherheit
- Co-Location 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 innerhalb von 48 Monaten (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 von 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.
Wie Contracting die Pflicht erfüllt
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
150+ realisierte Energieprojekte europaweit. ~100 MW BESS-Kapazität derzeit in Bau.
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
ITW
In Vorbereitung 2026
Industriestandort Sachsen – 1 MW / 2 MWh BESS, 1.895 kWp PV-Bestand, Multi-Use-Modellierung in drei regulatorischen Konstellationen
Pipeline-Projekt
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
Die zwölf am häufigsten gestellten Fragen zu Multi-Use, Steuerungslogik, Wirtschaftlichkeit und Regulatorik.
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 bedeutet: Hardware unterstützt mehrere Modi technisch. Multi-Use-optimiert bedeutet: Die Steuerung priorisiert Erlöskanäle automatisch, berechnet Zyklusschwellenwerte dynamisch und dokumentiert §19-Compliance ohne manuellen Eingriff. Entscheidend ist die Steuerungslogik, nicht die Hardware.
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 alle Unternehmen. 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
Hinweis zu Inhalten und Stand
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.
