Stand-alone oder Behind-the-Meter: Welches Speichermodell passt?

Die zwei Grundmodelle und ihr jeweiliger Erlöshebel

Ein Behind-the-Meter-Speicher steht hinter Ihrem Netzanschlusspunkt und arbeitet gegen Ihren Strombezug. Sein Wert je entnommener Kilowattstunde entspricht dem vermiedenen Strombezug. Laut BDEW-Strompreisanalyse (Stand Januar 2026) zahlen kleine bis mittlere Industriebetriebe bei Neuabschlüssen 2026 rund 16,0 ct/kWh, ein Rückgang um 1,6 ct/kWh gegenüber dem Vorjahr (u.a. durch den Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten). Mittelgroße Industrie (20-70 Mio. kWh/a) lag 2025 bei 15,9 ct/kWh, große Industrie (70-150 Mio. kWh/a) bei 14,4 ct/kWh.

Ein Stand-alone-Speicher hängt netzorientiert am Markt: Er lädt günstig und entlädt teuer (Arbitrage) oder vermarktet Regelenergie. Sein Erlöshebel ist der Preis-Spread, nicht Ihr Bezugspreis. Der durchschnittliche tägliche Spread am Day-Ahead-Markt lag 2025 bei rund 130 Euro/MWh; der mittlere Spread stieg von 6 ct/kWh (2020) auf 11,7 ct/kWh (2025), Prognosen sehen 15-20 ct/kWh bis 2030 (Marktwerte und Prognose, schwankend, keine Anlageberatung). Seit Oktober 2025 wird der Börsenpreis im 15-Minuten-Takt ermittelt, was Intraday-Ausschläge verstärkt. Der durchschnittliche EPEX-Spot-Day-Ahead-Preis (Baseload Deutschland) lag im März 2026 bei rund 99 Euro/MWh bzw. ~9,9 ct/kWh (Marktwert, schwankend).

Wann Behind-the-Meter rechnet: Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung

Zwei Hebel begründen den Behind-the-Meter-Case. Erstens der PV-Eigenverbrauch: Die Einspeisevergütung 2026 liegt nur noch bei etwa 7,8 bis 12 ct/kWh, mit einer beschlossenen weiteren Absenkung zum 1. August 2026. Eigenverbrauchter Gewerbestrom ist dagegen rund 16-31 ct/kWh wert. Diese Differenz ist der wirtschaftliche Grund, PV-Überschuss zu speichern statt einzuspeisen.

Zweitens die Lastspitzenkappung (Peak Shaving): Bei Industriekunden mit registrierender Leistungsmessung setzt sich das Netzentgelt aus Arbeitspreis (ct/kWh) und Leistungspreis (Euro/kW) zusammen. Der Leistungspreis wird einmal jährlich anhand des höchsten 15-Minuten-Mittelwerts der Jahreshöchstlast bestimmt (illustrativ ~54,60 Euro/kW/Jahr, netzbetreiberabhängig). Ein Behind-the-Meter-Speicher, der diese eine Lastspitze kappt, senkt das Netzentgelt für das gesamte Jahr.

Der Einwand: Sinkt Ihr Strompreis, schrumpft der Eigenverbrauchsvorteil. Der seit 2026 staatlich subventionierte Industriestrompreis (etwa 5 ct/kWh für bis zu 2.000 besonders energieintensive Unternehmen) verschiebt die Rechnung. Wer zu 5 ct/kWh bezieht, hat einen geringeren vermiedenen Bezug pro kWh, womit die Stand-alone-Vermarktung relativ attraktiver wird.

Netzentgeltprivilegien: §118 EnWG, AgNes und atypische Netznutzung

Das stärkste Argument für netzorientierte Stand-alone-Speicher ist die Netzentgeltbefreiung nach §118 Abs. 6 EnWG (geltendes Recht): Speicher, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 4. August 2011 (also bis zum 4. August 2029) in Betrieb gehen, sind 20 Jahre ab Inbetriebnahme von den Netzentgelten für den Bezug der zu speichernden Energie befreit. Bedingung ist, dass Strom aus dem Netz entnommen, gespeichert und zeitversetzt wieder in dasselbe Netz eingespeist wird.

Diese Befreiung ist regulatorisch unsicher. Die Bundesnetzagentur stellt sie grundsätzlich in Frage, eine auch rückwirkende Beendigung für bereits in Betrieb befindliche Anlagen ist nicht ausgeschlossen (Orientierungspapier vom 16. Januar 2026, in regulatorischer Diskussion). Für netzorientierte Stand-alone-Speicher, deren Wirtschaftlichkeit stark an der Befreiung hängt, ist das das zentrale Investitionsrisiko.

Geplant ist über die Netzentgeltreform AgNes ein moderater Kapazitätspreis für Speicherbetreiber analog zu Erzeugungsanlagen: genannt werden 4 bis 7 Euro/kW/Jahr, keine Arbeitspreise (BNetzA-Hintergrundpapier vom 27.05.2026, Rechtsstand Entwurf/Konsultation). Die Entgelterhebung für Bestandsspeicher soll erst nach Auslaufen der §118-Abs.-6-Sonderregelung greifen; Heimspeicher in der Niederspannung bleiben ausgenommen. Zeitplan: förmliche Konsultation Sommer 2026, Erlass der Rahmenfestlegung Ende 2026 angestrebt, Folgefestlegungen 2027, dynamische Netzentgelte für Speicherbetreiber frühestens 2030, möglichst bis 2033.

Für Behind-the-Meter-Betrieb mit Lastmanagement bleibt die atypische Netznutzung nach §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV relevant: Wer seinen Bezug in den vom Netzbetreiber definierten Hochlastzeitfenstern vorhersehbar erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast nach unten abweichen lässt, erhält ein individuell reduziertes Netzentgelt (mindestens 20 Prozent des veröffentlichten Entgelts, ohne feste Staffel). Davon zu unterscheiden ist das Bandlast-/Intensivnutzungsprivileg nach §19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV: Es greift bei mindestens 10 GWh Jahresentnahme und gestaffelt nach Benutzungsstunden mit einem reduzierten Entgelt von 20 Prozent (ab 7.000 Stunden), 15 Prozent (ab 7.500 Stunden) oder 10 Prozent (ab 8.000 Stunden). Dieses Bandlastprivileg soll im Zuge der Reform für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031 verlängert und nicht auf Neukunden ausgeweitet werden; die geltende StromNEV läuft Ende 2028 aus, konkrete Folgeregelungen für Industriekunden sollen Anfang 2027 entschieden werden.

Markt, Kosten und Netzanschluss: Was die Modellwahl zusätzlich treibt

Der Stand-alone-Arbitrage-Case stützt sich auf zunehmende Preisvolatilität. 2025 erreichten die negativen Strompreis-Stunden einen Rekord; je nach Marktgebiet und Erfassung werden rund 465 bis 573 Stunden genannt, nach 457 Stunden 2024. Der Durchschnitt der Negativpreise lag 2025 bei rund -12,76 Euro/MWh, mit einem Ausreißer am 11. Mai 2025 bis -250 Euro/MWh (Marktwerte, schwankend). Solche Stunden sind der Ladevorteil netzorientierter Speicher.

Der Markt wächst entsprechend: Im Q1 2026 gingen rund 2,2 GWh Kapazität und 1,2 GW Leistung neu in Betrieb, plus 38 Prozent gegenüber Q1 2025 (Battery Charts / ISEA RWTH Aachen auf Basis Marktstammdatenregister, Stand 30.04.2026). Großspeicher legten mit ~1,0 GWh (45 Prozent Anteil) um 119 Prozent zu, Gewerbespeicher mit 0,163 GWh um 58 Prozent. Der Gesamtbestand liegt bei rund 27,8 GWh auf etwa 2,5 Mio. Systemen.

Für Stand-alone-Projekte ist der Netzanschluss der Engpass. Ende 2025 waren rund 2,4 GW / 3,2 GWh Großbatteriespeicher in Betrieb, weitere ~5,0 GW / 10,4 GWh in Planung, fast 9 GWh im Marktstammdatenregister vorregistriert. Den Übertragungsnetzbetreibern lagen bis Ende 2024 rund 650 Netzanschlussanfragen mit zusammen 226 GW vor, von denen nur ein Bruchteil realisiert wird.

Auf der Kostenseite lagen die Systeminvestitionen (Stand Januar 2026) bei rund 270 bis 365 Euro pro kWh nutzbarer Kapazität (Marktpreis, schwankend, niedrige Belegsicherheit), bei Utility-Scale-Großspeichern typischerweise niedriger als bei Heim- und Gewerbespeichern. Behind-the-Meter braucht keinen eigenen Netzanschluss und nutzt einen kalkulierbaren, bestehenden Erlöshebel; Stand-alone bietet höhere, aber stärker schwankende und regulatorisch unsichere Erlöse.