BTM- und FTM-Speicher im Vergleich: Unterschiede, Anwendungen und Regulatorik für Industrieunternehmen
Ob ein Batteriespeicher Ihre Energiekosten senkt oder Erlöse am Strommarkt erzielt, hängt wesentlich von einer Entscheidung ab: Steht er hinter dem Zähler Ihres Unternehmens oder davor? Diese Unterscheidung zwischen BTM (Behind the Meter) und FTM (Front of the Meter) bestimmt nicht nur die technische Einbindung, sondern auch die regulatorischen Rahmenbedingungen, die Netzentgeltbehandlung und das gesamte Geschäftsmodell Ihres Speicherprojekts.
Für Industrieunternehmen mit registrierender Leistungsmessung (RLM), also einer viertelstündlichen Erfassung der Lastspitzen, ist die Frage „BTM oder FTM?" die erste strategische Weichenstellung. Dieser Artikel erklärt beide Konzepte, ordnet die aktuelle Regulatorik ein und zeigt, wann welcher Speichertyp die bessere Wahl ist.
Das Wichtigste auf einen Blick
- BTM-Speicher (Behind the Meter) stehen hinter dem Zähler und senken Energiekosten am Standort durch Lastspitzenkappung, Eigenverbrauchsoptimierung und Stromeinkaufsoptimierung.
- FTM-Speicher (Front of the Meter) verfügen über einen eigenen Netzanschluss und erzielen Erlöse an Energiemärkten durch Regelenergie, Spotmarktarbitrage und Direktvermarktung.
- Die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG läuft am 4. August 2029 aus. Für Projekte mit finaler Investitionsentscheidung vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung gilt Vertrauensschutz.
- Die AgNes-Reform (Stand: Mai 2026) sieht ab 2029 einen moderaten Kapazitätspreis von ca. 4 bis 7 €/kW/a für neue Speicher vor, aber keinen Arbeitspreis.
- Beide Speichertypen lassen sich an einem Standort kombinieren. BEO bietet mit BESS 1 (BTM) und BESS 2 (FTM) beide Bausteine als Owner-Operator an, ohne Investition oder operativen Aufwand für den Kunden.
Was bedeuten BTM und FTM bei Batteriespeichern?
BTM (Behind the Meter) bezeichnet Batteriespeicher, die hinter dem Netzanschlusspunkt eines Unternehmens installiert sind und den Stromverbrauch direkt am Standort beeinflussen. FTM (Front of the Meter) bezeichnet Speicher mit eigenem Netzanschluss, die als eigenständige Anlage direkt am öffentlichen Stromnetz agieren.
Der Stromzähler am Netzanschlusspunkt ist der Referenzpunkt dieser Unterscheidung. Alles, was auf der Kundenseite des Zählers steht, ist „behind the meter". Alles auf der Netzseite ist „front of the meter". Was auf den ersten Blick wie eine rein technische Beschreibung klingt, ist im professionellen BESS-Markt (Battery Energy Storage System, also das vollständige Batteriespeichersystem) die zentrale Einordnung, denn die Position im Netz bestimmt, welche Erlösquellen zugänglich sind, welche regulatorischen Anforderungen gelten und wie die Netzentgelte berechnet werden.
BEO bildet diese Trennlinie mit zwei konkreten Produktbausteinen ab: BESS 1 ist ein BTM-Speicher mit typischer Kapazität von 200 bis 5.500 kWh am bestehenden Netzanschluss des Kunden. BESS 2 ist ein FTM-Großspeicher mit eigenem Mittelspannungs-Netzanschluss und typischer Kapazität von 3.000 bis 20.000 kWh. Beide Bausteine lassen sich flexibel an einem Standort kombinieren.
BTM- und FTM-Speicher im direkten Vergleich
Die folgende Tabelle stellt die wesentlichen Unterschiede zwischen BTM- und FTM-Speichern für Industrie- und Gewerbeunternehmen gegenüber:
BTM-Speicher sind auf Kostenoptimierung am Standort ausgelegt, FTM-Speicher auf Erlöse an den Energiemärkten. In der Praxis ergänzen sich beide Ansätze, weil sie unterschiedliche Werthebel bedienen.
Typische Anwendungsfälle: Welcher Speichertyp für welchen Zweck?
BTM-Anwendungen: Kosten senken am eigenen Standort
BTM-Speicher reduzieren die Energiekosten eines Unternehmens über drei zentrale Hebel: Lastspitzenkappung, Eigenverbrauchsoptimierung und Stromeinkaufsoptimierung. Der gemeinsame Nenner: Der Speicher verändert das Lastprofil des Standorts, sodass weniger aus dem Netz bezogen oder der Bezug in günstigere Zeitfenster verschoben wird.
Lastspitzenkappung (Peak Shaving) ist für viele Industrieunternehmen der stärkste Hebel. Der Leistungspreis, also die Komponente der Netzentgelte, die sich nach der höchsten gemessenen Viertelstundenleistung richtet (angegeben in €/kW/a), bestraft jede einzelne Lastspitze für die gesamte Abrechnungsperiode. Ein Speicher kann diese Spitzen abfangen, indem er kurzfristig Energie bereitstellt, statt sie aus dem Netz zu beziehen. Die Netzentgeltreduktion durch Lastspitzenkappung und atypische Netznutzung (die gezielte Lastverlagerung aus den Hochlastzeitfenstern des Netzbetreibers gemäß § 19 Abs. 2 StromNEV) liegt typischerweise bei mehr als 20 % Ersparnis beim Netzentgelt.
Eigenverbrauchsoptimierung wird relevant, wenn am Standort eine PV-Anlage vorhanden ist. Der Speicher nimmt überschüssigen Solarstrom auf und stellt ihn später bereit, statt ihn zu geringer Vergütung einzuspeisen. Das erhöht den Eigenverbrauch und damit den Autarkiegrad (den Anteil des selbst erzeugten und genutzten Stroms am Gesamtverbrauch). Typischerweise liegt der Einspareffekt bei 5 bis 10 %.
Stromeinkaufsoptimierung nutzt Preisunterschiede im Tagesverlauf: Der Speicher lädt bei niedrigen oder negativen Spotpreisen (zum Beispiel mittags bei hoher PV-Einspeisung) und entlädt bei Preisspitzen (typisch morgens und abends). Der Einspareffekt liegt typischerweise bei mehr als 10 %.
FTM-Anwendungen: Erlöse am Strommarkt erzielen
FTM-Speicher agieren als eigenständige Marktakteure und erzielen Erlöse durch die Teilnahme an Energiemärkten. Da sie über einen eigenen Netzanschluss verfügen, sind sie regulatorisch einfacher in die Marktprozesse zu integrieren als BTM-Speicher.
Regelenergie (die Bereitstellung von Systemdienstleistungen zur Stabilisierung der Netzfrequenz) umfasst drei Produkte: FCR (Frequency Containment Reserve, primäre Regelleistung), aFRR (automatische Frequenzwiederherstellungsreserve) und mFRR (manuelle Frequenzwiederherstellungsreserve). Batteriespeicher eignen sich durch ihre schnelle Reaktionszeit besonders für FCR und aFRR.
Spotmarktarbitrage nutzt Preisdifferenzen am Day-Ahead- und Intraday-Markt: Der Speicher kauft Strom in Stunden mit niedrigen Preisen und verkauft ihn in Stunden mit hohen Preisen. Die zunehmende Preisvolatilität am deutschen Strommarkt macht dieses Geschäftsmodell attraktiver. Im ersten Halbjahr 2026 verzeichnete der Day-Ahead-Markt 298 Stunden mit negativen Strompreisen. Gleichzeitig lag der durchschnittliche Börsenpreis bei 99 €/MWh, was auf erhebliche Preisspreads hindeutet.
Direktvermarktung ermöglicht es, Speicherkapazitäten über Aggregatoren oder virtuelle Kraftwerke (die Bündelung dezentraler Anlagen zur gemeinsamen Vermarktung) an verschiedenen Märkten gleichzeitig einzusetzen.
BEO betreibt mit BESS 2 FTM-Großspeicher, die primär für Stromhandel und Regelenergie ausgelegt sind. Durch die Integration in ein virtuelles Kraftwerk bündelt BEO Speicherkapazitäten standortübergreifend und erzielt so zusätzliche Erlöse.
Regulatorischer Rahmen: Netzentgelte, EnWG und die AgNes-Reform
Stand: Juli 2026. Der regulatorische Rahmen befindet sich im Umbruch. Alle Angaben geben den aktuellen Zwischenstand wieder; Änderungen durch den AgNes-Festlegungsentwurf sind möglich.
Die regulatorischen Rahmenbedingungen unterscheiden sich für BTM- und FTM-Speicher erheblich und verändern sich gerade grundlegend.
Aktuelle Lage: Batteriespeicher profitieren derzeit von der Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG, einem Schutzmechanismus gegen die Doppelbelastung mit Netzentgelten beim Laden und Entladen. Diese Befreiung gilt für Speicher, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 4. August 2011 in Betrieb genommen werden, also bis zum 4. August 2029. Für BTM-Speicher ist zusätzlich § 19 Abs. 2 StromNEV relevant, der individuelle Netzentgelte bei atypischer Netznutzung oder bei hoher Jahresbenutzungsdauer (Bandlast) ermöglicht.
AgNes-Reform: Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 27. Mai 2026 ihren vorläufigen Zwischenstand zur Rahmenfestlegung der allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vorgestellt. Diese Reform löst die StromNEV zum 31. Dezember 2028 ab und tritt am 1. Januar 2029 in Kraft. Die formelle Konsultation des Festlegungsentwurfs ist für den Sommer 2026 vorgesehen, die finale Festlegung für Ende 2026.
Für Batteriespeicher bedeutet das konkret:
Neue Speicher sollen künftig einen begrenzten jährlichen Kapazitätspreis von voraussichtlich 4 bis 7 €/kW/a zahlen, um sich an der Netzfinanzierung zu beteiligen. Ein Arbeitspreis wird nicht erhoben. Bestehende Speicher genießen Vertrauensschutz: Wer vor Inkrafttreten der Festlegung eine finale Investitionsentscheidung trifft und den Speicher bis zum 4. August 2029 in Betrieb nimmt, behält die bisherige Netzentgeltbefreiung.
Für die Sonderentgelte der Industrie (Bandlast und atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV) werden in der AgNes-Rahmenfestlegung Übergangsvorschriften getroffen. Die bestehende Bandlastregelung wird für Bestandskunden bis zum 31. Dezember 2031 verlängert. Für die atypische Netznutzung bleibt die geltende Rabattstruktur übergangsweise erhalten.
Für Industrieunternehmen hat das eine klare Implikation: Wer über einen Batteriespeicher nachdenkt, sollte die Vertrauensschutz-Fristen im Blick behalten. BEO übernimmt als Owner-Operator (Eigentümer und Betreiber der Anlage) das regulatorische Management: Netzanschlussverfahren, Genehmigungen und die laufende Anpassung an den sich ändernden Rechtsrahmen liegen bei BEO, nicht beim Kunden.
Hinweis: Die genannten regulatorischen Parameter geben den Arbeitsstand der BNetzA wieder und sind nicht abschließend festgelegt. Für die Bewertung der individuellen Auswirkungen empfiehlt sich eine Einzelfallprüfung durch fachkundige Berater.
BTM und FTM kombinieren: Ein Speicher oder zwei?
Für Industrieunternehmen, die sowohl Kosten senken als auch am Strommarkt partizipieren wollen, stellt sich die Praxisfrage: Reicht ein Speicher für beides, oder braucht es zwei separate Systeme?
Die hybride Nutzung eines Speichers für BTM- und FTM-Zwecke klingt wirtschaftlich attraktiv. In der Praxis ist sie mit erheblichem Steuerungsaufwand und zusätzlichen Anforderungen verbunden.
EMS-Anforderungen: Ein leistungsfähiges Energiemanagementsystem (EMS) muss Mehrfachnutzungen in Echtzeit koordinieren, ohne die lokale Versorgungssicherheit oder die Peak-Shaving-Strategie zu gefährden. Es muss gleichzeitig den Eigenverbrauch optimieren, Lastspitzen überwachen und Marktpreissignale verarbeiten.
Bilanzkreismanagement: Bei BTM-Speichern teilt sich der Speicher den Netzanschluss mit anderen Verbrauchern. Das erfordert eine exakte Messung und Trennung von Eigenverbrauch und Markteinspeisung. Ein Bilanzkreisverantwortlicher muss die komplexe Fahrplanverantwortung übernehmen, was in der Praxis eine hohe Hürde darstellt.
Die pragmatische Lösung: In vielen Fällen ist ein separater FTM-Speicher die einfachere Variante. Er ist technisch klar abgegrenzt, regulatorisch leichter in die Marktprozesse integrierbar und für Regelenergiemärkte einfacher zu präqualifizieren.
BEO bietet beide Bausteine (BESS 1 als BTM und BESS 2 als FTM) flexibel kombinierbar an einem Standort an. Das EMS von BEO koordiniert die Mehrfachnutzungen in Echtzeit. Der Kunde stellt nur die Fläche bereit; Finanzierung, Installation und Betrieb übernimmt BEO als Owner-Operator.
Marktentwicklung: Warum BTM und FTM für Industrieunternehmen jetzt relevant werden
Der deutsche Batteriespeichermarkt wächst dynamisch. Im ersten Quartal 2026 wurden mehr als 2 GWh neue Speicherkapazität in Betrieb genommen, ein Plus von rund 67 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der Gesamtbestand stationärer Batteriespeicher in Deutschland wuchs damit auf rund 28 GWh. Treiber sind vor allem Großspeicher mit einer Einzelkapazität von mehr als 1 MWh, deren Zubau sich gegenüber dem Vorjahr nahezu vervierfacht hat.
Auch im Gewerbesegment (20 kWh bis 1 MWh) stieg die neu installierte Speicherkapazität um rund 42 % auf etwa 0,16 GWh. Dieser Trend hat strukturelle Gründe: steigende Netzentgelte, zunehmende Preisvolatilität am Strommarkt und der regulatorische Umbruch durch die AgNes-Reform schaffen wirtschaftliche Anreize für Batteriespeicher in der Industrie.
Die Preisvolatilität am Day-Ahead-Markt mit 298 Stunden negativer Strompreise allein im ersten Halbjahr 2026 macht Arbitrage-Strategien attraktiver. Gleichzeitig steigen die Netzentgelte, was den Wert von Peak Shaving durch BTM-Speicher erhöht.
Mehr als 100 Unternehmen aus Logistik, Automotive, Chemie, Glas- und Metallverarbeitung vertrauen bereits auf BEO. Das Modell ohne eigene Investition (BEO finanziert, installiert und betreibt den Speicher) senkt die Einstiegshürde für Industrieunternehmen, die von diesen Marktentwicklungen profitieren wollen.
Häufige Fragen zu BTM- und FTM-Speichern
Was bedeutet Behind the Meter (BTM)?
Behind the Meter bezeichnet Energiesysteme, die hinter dem Netzanschlusspunkt eines Unternehmens installiert sind. Sie beeinflussen den Stromverbrauch direkt am Standort und ermöglichen Anwendungen wie Lastspitzenkappung, Eigenverbrauchsoptimierung und Stromeinkaufsoptimierung.
Können BTM-Speicher auch am Strommarkt teilnehmen?
Ja, unter bestimmten Voraussetzungen. Ein BTM-Speicher kann über einen separaten Bilanzkreis auch Regelenergie oder Spotmarktarbitrage betreiben. Die Anforderungen an Messung, Bilanzkreismanagement und EMS-Steuerung sind allerdings deutlich höher als bei einem dedizierten FTM-Speicher. In vielen Fällen ist ein separater FTM-Speicher die pragmatischere Lösung.
Welche Genehmigungen braucht ein FTM-Speicher?
FTM-Speicher benötigen eine Registrierung im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur, ein Netzanschlussverfahren nach EnWG und je nach Kapazität eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung nach BImSchG. BEO übernimmt als Owner-Operator das gesamte Genehmigungsmanagement.
Ab wann lohnt sich ein Batteriespeicher für mein Unternehmen?
Ob und welcher Speichertyp sich lohnt, hängt vom individuellen Lastgang (dem zeitlichen Verlauf des Stromverbrauchs), den Netzentgeltstrukturen und den verfügbaren Flächen Ihres Standorts ab. BEO bewertet das in der kostenlosen 360° Potenzialanalyse auf Basis Ihrer realen RLM-Daten.
Fazit: BTM oder FTM, die richtige Wahl für Ihren Standort
Die Wahl zwischen BTM und FTM ist keine Entweder-oder-Entscheidung. BTM-Speicher senken die Energiekosten am Standort, FTM-Speicher generieren Erlöse am Strommarkt. Welcher Ansatz den größten Hebel bietet, hängt vom individuellen Lastprofil, den Einsparzielen und der verfügbaren Fläche ab.
Entscheidend ist: Die regulatorischen Fristen, insbesondere der Vertrauensschutz bei Netzentgelten bis 2029, machen eine zeitnahe Bewertung sinnvoll. BEO analysiert in der kostenlosen BEO 360° Potenzialanalyse auf Basis Ihres realen Lastgangs, welche Kombination aus BTM und FTM den größten Effekt für Ihren Standort erzielt, und übernimmt als Owner-Operator Finanzierung, Installation und Betrieb.
Quellen
- Bundesnetzagentur: Aktuelle Überlegungen zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom, 27. Mai 2026
- Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar): Rekordzubau bei Batteriespeichern, Mai 2026
- ZFK: Negative Strompreise 2026: Eine Übersicht, Juli 2026
- Gesetze im Internet: § 118 EnWG
- Rödl & Partner: Bundesnetzagentur konkretisiert Netzentgeltreform AgNes, Juni 2026
