Die Partnerschaft von Furo und Luox Energy verbindet modernste Energiemanagement-Software mit viertelstündlichen Markttarifen und eröffnet damit neue Erlös-Stacking-Möglichkeiten für Batteriespeicher im Gewerbe- und Industriesektor. Durch die Kombination von prognosebasierter Speicherplanung, dynamischen Strombezugs- und Einspeisetarifen sowie dem rechtlichen Rahmen der MiSpeL-Festlegung können Betreiber ihre Anlagen nicht mehr nur für Lastspitzenkappung oder Eigenverbrauch nutzen, sondern mehrere wirtschaftliche Aufgaben gleichzeitig ausführen.
Regulatorischer Rahmen für Mischspeicher – MiSpeL
Bislang führte das Laden von Gewerbespeichern mit Netzstrom (Graustrom) zum Verlust der EEG-Förderung für den zwischengespeicherten Solarstrom, weil das Ausschließlichkeitsprinzip nach § 19 Abs. 3a EEG galt. Das Festlegungsverfahren MiSpeL (Marktintegration von Speichern und Ladepunkten) der Bundesnetzagentur schafft mit der Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG) auf 15-Minuten-Basis die rechtssichere Grundlage für den parallelen Bezug günstigen Netzstroms und eigener PV-Einspeisung.
- Inkrafttreten der MiSpeL-Festlegung: 01.10.2026 (geplanter Wirkungszeitpunkt für Mischstromspeicher).
- Bilanzierungsintervall für Grün-/Graustromabgrenzung: 15 Minuten ab dem Jahr 2025.
Die neue Abgrenzungsoption ermöglicht es Betreibern ab Herbst 2026, Grün- und Graustrommengen anhand viertelstündlicher Messwerte exakt zu trennen und den Speicher rechtssicher für Markt- und Netzdienstleistungen zu öffnen.
Marktpotenzial im C&I-Segment
Während der Markt für Heimspeicher nach dem Boom eine Konsolidierungsphase durchläuft, gewinnt das Gewerbe- und Industriesegment (C&I) durch sinkende Anschaffungskosten und zunehmende Preisspreizungen am Spotmarkt stark an Dynamik. Die Zahlen belegen ein wachsendes wirtschaftliches Umfeld:
- Umsatzvolumen Gewerbe- und Industriespeicher in Deutschland (2025): 1,2 Mrd. EUR (BVES-Branchenanalyse).
- Gesamtumsatz der deutschen Batteriespeicherbranche (2025): 15,2 Mrd. EUR (BVES).
- Neu installierte C&I-Batteriespeicherkapazität (30-1.000 kW) 2025: 243 MWh (RWTH Aachen, Battery Charts).
- Neu installierte C&I-Batterieleistung 2025: 124 MW (RWTH Aachen, Battery Charts).
Diese Kennzahlen zeigen, dass das Segment bereits ein Milliarden-Umsatzvolumen erreicht hat und weiter stark ausgebaut wird – ein ideales Umfeld für die Einführung von Multi-Use-Optimierungslösungen.
Technische Umsetzung: Furo-Plattform und Luox-Tarife
Furo bietet eine durchgängige Plattform für die Speicherplanung, -optimierung und -steuerung. Sie deckt den gesamten Lebenszyklus einer Batteriespeicheranlage ab – von der Auslegung über die Prognose von Lastspitzen, Eigenproduktion und Strompreisen bis hin zur operativen Steuerung. Die Optimierung erfolgt entweder eigenständig oder als Ergänzung zu bestehenden Energiemanagementsystemen.
Luox Energy stellt die zeitvariablen Stromprodukte bereit:
- LUOX Dynamisch RLM: Koppelt den Strombezug von Gewerbe- und Industriekunden an viertelstündliche Börsenstrompreise. So können niedrige Preisphasen für den Netzbezug des Speichers genutzt werden.
- LUOX Direktvermarktung: Vermarktet eingespeisten Strom ebenfalls auf Basis viertelstündlicher Börsenpreise. Der optimale Einspeisezeitpunkt wird durch die Furo-Optimierung auf Basis von Preis-, Erzeugungs- und Lastprognosen bestimmt.
Durch die Kombination beider Komponenten kann in jeder Viertelstunde entschieden werden, ob der Speicher Energie aus dem Netz bezieht, Eigenproduktion speichert, Lastspitzen kappen oder Flexibilität an der Strombörse bereitstellt.
Viertelstündliche Optimierung in Pilotprojekten
Die Zusammenarbeit wird in ausgewählten Pilotprojekten getestet. Ziel ist es, die realen Betriebsabläufe zu beobachten und zu prüfen, wie die Fahrpläne auf die viertelstündlichen Preise der Luox-Produkte abgestimmt werden können. Dabei stehen folgende Fragen im Fokus:
- Wie lassen sich Lastspitzenkappung, Eigenverbrauchsmaximierung und Markt-Arbitrage im Tagesbetrieb gegeneinander abwägen?
- Welche zusätzlichen Erlöse entstehen durch die Vermarktung freier Kapazitäten?
- Wie beeinflussen die optimierten Fahrpläne die Jahreshöchstlast und mögliche Netzentgelt-Nachzahlungen?
Erfahrungen aus den Pilotprojekten fließen in die Weiterentwicklung zukünftiger Speicherlösungen ein und bilden die Basis für gemeinsame Vertriebs- und Kommunikationsformate.
Herausforderungen und Risiken beim Multi-Use-Betrieb
Der Multi-Use-Ansatz eröffnet zwar neue Erlösquellen, bringt jedoch auch Zielkonflikte und technische Risiken mit sich:
- Zielkonflikt zwischen Netzentgeltreduktion (§ 19 Abs. 2 StromNEV) und Börsenpreis-Arbitrage: Kurzfristige Marktreaktionen können zu unerwarteten Jahreshöchstlasten führen, die die Netzentgelte erhöhen und Handelsgewinne übersteigen.
- Erhöhte Zyklenzahl und beschleunigte Batteriealterung (Degradation): Der Wechsel von reinem Eigenverbrauch zu hochfrequentem Multi-Use-Betrieb erhöht die Vollzyklen pro Jahr. Dies muss bei Zellgarantien und den Grenzkosten der Speicherung (LCOS) berücksichtigt werden.
Häufige Fragen zur Multi-Use-Optimierung
Was bedeutet “Multi-Use” bei gewerblichen Batteriespeichern?
Multi-Use beschreibt den parallelen Betrieb eines Speichers für mehrere wirtschaftliche Zwecke, wie die Reduktion teurer Leistungsspitzen (Peak Shaving), die Erhöhung des Solarstrom-Eigenverbrauchs und die Arbitrage an der Strombörse.
Warum war das Beladen mit Börsenstrom für PV-Gewerbespeicher bisher problematisch?
Nach alter EEG-Rechtslage ging bei der Aufnahme von Netzstrom (Graustrom) der Anspruch auf die Einspeisevergütung bzw. Marktprämie für den gespeicherten Solarstrom verloren. Die MiSpeL-Festlegung schafft ein rechnerisches Abgrenzungsmodell im 15-Minuten-Takt, das dieses Problem löst.
Fazit
Die Kombination von Furo-Software und den viertelstündlichen Markttarifen von Luox Energy schafft eine rechtssichere und ökonomisch attraktive Basis für die Multi-Use-Optimierung von Gewerbe- und Industriebatteriespeichern. Der regulatorische Rahmen der MiSpeL-Festlegung, das wachsende Marktvolumen im C&I-Segment und die Möglichkeit, in Echtzeit zwischen Peak Shaving, Eigenverbrauchsmaximierung und Börsen-Arbitrage zu wechseln, bilden einen starken Wirtschaftlichkeitstreiber. Pilotprojekte werden zeigen, wie sich die theoretischen Erlös-Stacks in der Praxis realisieren lassen, während gleichzeitig Risiken wie Zielkonflikte bei Netzentgelten und erhöhte Batteriedegradation aktiv gemanagt werden müssen. Insgesamt eröffnet die Lösung neue Erlösströme, stärkt die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern und unterstützt die Energiewende durch eine flexiblere Integration von erneuerbarem Strom.
