Unternehmen können Kosten sparen oder sogar zusätzliche Erlöse erwirtschaften, wenn sie ihren Stromverbrauch flexibilisieren. Wie groß das individuelle Potenzial ist, hängt davon ab, über welche technischen Prozesse der jeweilige Betrieb verfügt, und wie stark Unternehmen ihre Abläufe anpassen können. Ebenso spielt aus regulatorischen Gründen die Unternehmensgröße eine Rolle - so ergibt sich ein komplexes Geschäft, in dem spezialisierte Dienstleister helfen.
Ob ein Unternehmen in Sachen Energieflexibilität als wendiger Geländewagen oder als behäbiger Road Train unterwegs ist, entscheidet in Deutschland oft noch die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV). Denn wer mehr als zehn Gigawattstunden (GWh) im Jahr verbraucht, kann nach §19 (2) der StromNEV durch eine Verstetigung seiner Nachfrage von hohen Rabatten bei den Netzentgelten profitieren. Dafür müssen sie mindestens 7.000 Benutzungsstunden im Jahr erreichen; bei über 8.000 Stunden können sie ihre Netzentgelte sogar bis auf zehn Prozent der regulären Beträge senken. Die verbrauchsseitige Flexibilität (Demand-Side Flexibility DSF) beschränkt sich in diesem Fall vor allem auf Peak-Shaving, für das die Unternehmen Lastspitzen kappen, indem sie ihre Anlagen flexibel steuern, Strom selbst erzeugen oder Batteriespeicher nutzen.
Ein Beispiel dafür ist die Innospec Leuna GmbH, ein Hersteller von Spezialchemikalien. Ein großer Stromverbraucher des Unternehmens ist der Kompressor der Polymerisationsanlage, in der Polyethylen hergestellt wird. Die Anlage läuft 7.000 Stunden im Jahr bei voller Auslastung. Für die Firma ist es wichtig, die Leistung des energieintensiven Kompressors konstant unter einer festgelegten Schwelle zu halten, um erhöhte Netzentgelte zu vermeiden.
Dieses Privileg für gleichmäßgen Verbrauch blockiert heute manche Flexibilität. Denn für Unternehmen, die den § 19 nutzen, ist der Weg, Flexibilität im Dienste des Strommarkts anzubieten, in der Regel unattraktiv: "Die Rabatte von mindestens 80 Prozent der Netzentgelte übersteigen die durch Flexibilitätsnutzung für eine optimierte Strombeschaffung möglichen Kosteneinsparungen um ein Vielfaches", erklärt Jakob Schieder-Hestermann von der Deutschen Energie-Agentur, Dena.
„Im Ausland existieren keine solche Anreize für die Bandlast, wie wir sie derzeit noch in Deutschland haben", sagt Paul Kreutzkamp, Leiter der Geschäftsentwicklung Next Kraftwerke, „deswegen haben wir im Ausland viel mehr Großkunden, die ihren Verbrauch flexibilisiert haben." Die „Bandlast-Regelung" wurde einst geschaffen, weil im alten Stromsystem, das von großen Kraftwerken geprägt war, eine möglichst gleichmäßige Abnahme für das Netz von Vorteil war. „Dies ist jedoch in einem von erneuerbaren Energien geprägten Stromsystem nicht mehr der Fall", sagt Schieder-Hestermann. Daher laufe die aktuelle Regelung 2029 aus; die Bundesnetzagentur arbeite an einer Novelle. Künftig soll es keine Rabatte für den reinen Bandlastbezug mehr geben. Mit dem Entwurf eines Gesetzes, das Rabatte bei den Netzentgelten nur noch bei Bereitstellung von Flexibilität gewährt, ist in der ersten Jahreshälfte 2026 zu rechnen.
Künftig kann es sich also für alle Unternehmen lohnen, auf kurzfristige Preissignale an den Spotmärkten zu reagieren, Regelenergie zu vermarkten und bei allen Entscheidungen auch Eigenerzeugung und Speicher optimal einzubinden. Damit wirtschaften sie nicht nur zu ihrem eigenen Vorteil, sondern unterstützen mit ihrer Flexibilität auch das Energiesystem.
Ein Beispiel ist die Firma Ornua Foods Deutschland GmbH. Sie verarbeitet jährlich rund 80.000 t irische Butter für den deutschen und österreichischen Markt. Eine Software optimiert die Last abhängig von einem dynamischen Stromtarif: Betriebszeiten für Kompressoren, Kühlanlagen und Elektrodampferzeugung werden jeweils für die nächsten 24 bis 72 Stunden optimiert und in Echtzeit an Erfordernisse und Marktsignale angepasst. Die Investition habe sich bereits nach 14 Monaten bezahlt gemacht, berichtet das Kompetenzzentrum Energieeffizienz durch Digitalisierung bei der Dena, das solche Beispiele sammelt.
Mit SmartEn gibt es auch einen Verband jener Unternehmen, die Stromnachfrage flexibilisieren. Sein Ziel: „Wir wollen für jedes Unternehmen, jedes Gebäude und jedes Auto Möglichkeiten schaffen, ein zunehmend erneuerbares Energiesystem zu unterstützen.“ Bislang verfügten Industrieunternehmen noch über ungenutztes Potenzial, so der Verband: „Herkömmliche Programme zur Laststeuerung, wie beispielsweise unterbrechbare Systeme, sind veraltet und schöpfen das volle Potenzial intelligenter, marktorientierter Flexibilität nicht aus.“
Eine Studie, die der Verband im September vorstellte, bewertet die Chancen einer flexiblen industriellen Elektrifizierung in fünf Schlüsselsektoren: Stahl und Eisen, Aluminium, Papier, Glas und Zement. Allein diese Betrachtung zeigt schon, wie sehr das Thema branchenspezifisch ist: „Stahl- und Zementanlagen können bereits in den meisten Fällen flexibel betrieben werden; Aluminium-, Papier- und Glasfabriken erfordern zusätzliche Investitionen.“
Für die Flexibilisierung prädestiniert sind vor allem Branchen „mit steuerbaren, kontinuierlichen Prozessen und einer gewissen Pufferfähigkeit“, erläutert SmartEn-Mitglied und Flexibilitätsvermarkter Entelios, also primär Unternehmen, die energieintensive und lagerbare Vorprodukte in gewissem Umfang zeitvariabel herstellen können.
Potenzial bieten darüber hinaus große erneuerbare Erzeugungsanlagen, weil sie sich gut in kurzfristigen Märkten einsetzen lassen. Dasselbe gilt für bestehende Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. Attraktiv seien auch Batterien am Industriestandort, heißt es bei Next Kraftwerke. Denn wenn diese auf dem Gelände, also „behind the meter“, installiert werden, ist die Netzverknüpfung, die bei Batterien heute oft ein Engpass ist, unkritisch. Zudem kann man die Batterien nicht nur vermarkten, sondern auch fürs Peak-Shaving nutzen.
Die Grenze, an der eine Vermarktung von Flexibilität attraktiv zu werden beginnt, beschreibt Entelios: „Für unser Geschäftsmodell mit energieintensiven Industrien und großen Flexibilitätsassets hat sich ein Megawatt (MW) als sinnvoller Richtwert etabliert“, erklärt das Unternehmen. Bei Batteriespeichern prüfe man die Vermarktung ab einer Leistung von mindestens 5 MW, denn die Kosten für Präqualifikation, Mess- und Steuertechnik sowie Marktanbindung seien „weitgehend fix“. Unterhalb dieser Grenzen sei es deshalb „deutlich schwieriger, ein tragfähiges Geschäftsmodell darzustellen, sofern nicht über Pools gebündelt wird“.
Welche Strommärkte handeln Flexibilität?
Die Märkte, die Unternehmen nutzen können, sind
Spotmärkte: Day-ahead, Intraday
Regelenergiemärkte: Primärreserve FCR, Sekundärreserve aFRR, Tertiärreserve mFRR
Welcher Markt ist für wen interessant? Das hänge „sehr stark vom jeweiligen Asset ab“, meint Benjamin Dausch, Marketingleiter bei Entelios – konkret von Reaktionszeit, Einsatzdauer und Verfügbarkeit. „Für schnelle, gut steuerbare Flexibilitäten wie Batteriespeicher oder bestimmte Industrieprozesse sind Regelenergiemärkte (insbesondere aFRR und mFRR) nach wie vor attraktiv.“ Gleichzeitig wachse die Bedeutung von Intraday-Märkten, weil die Volatilität durch erneuerbare Energien zunimmt. Die Primärreserve FCR sei „weiterhin interessant, aber technisch anspruchsvoll und nur für bestimmte Assets sinnvoll“. Ein generelles „Ranking“ der Märkte sei aber schwierig – für die Wirtschaftlichkeit entscheidend sei am Ende das Zusammenspiel des technischen Profils der Flexibilität und des jeweiligen Marktsegments.
Auch aus Sicht von Paul Kreutzkamp ist die Regelenergie derzeit oft noch am attraktivsten, aber das werde sich ändern. „Mittelfristig werden sich die Erlöse dem Day-ahead-Markt annähern. Dieser Markt stellt somit die Baseline für längerfristige Investitionsentscheidungen dar, meint Kreutzkamp. Der Grund: Batterien drängen immer mehr auf die kurzfristigen Märkte und senken dort durch ihr steigendes Angebot an Flexibilität die Preise. Das sieht man bei der österreichischen Verbund AG ähnlich: „In der Primärregelung ist der Einfluss von Großbatteriespeichern auf die Preise bereits seit gut einem halben Jahr deutlich sichtbar, sagt Harald Ott, Leiter Demand Response bei der österreichischen Verbund Energy4Business GmbH.
Wichtig für die Unternehmen: Sie brauchen keinen eigenen Börsenzugang, die Vermarktung der Flexibilität übernehmen Dienstleister. „Wir bieten dem Kunden Zugang zu unserer Vermarktungsplattform an, über die entsprechend der individuellen Kundenbedürfnisse Vorgaben gemacht werden können, die dann über uns im kurzfristigen Energiemarkt gehandelt werden“, erklärt Ott.
Finanziert werden solche Dienstleistung etwa durch das Revenue-Sharing-Model. Im Fall von Next Kraftwerke bekommt der Dienstleister zum Beispiel 20 Prozent der Erlöse aus der Flexibilitätsvermarktung, 80 Prozent gehen an das Unternehmen.
Die Flexibilisierung des Stromverbrauchs wird für Unternehmen zu einem immer wichtigeren wirtschaftlichen Hebel. Beispiele aus der Industrie zeigen, dass intelligente Steuerungstechnik, flexible Prozesse und Speichersysteme nicht nur Kosten senken, sondern auch zusätzliche Erlöse ermöglichen. Mit dem erwarteten regulatorischen Wandel und wachsender Bedeutung kurzfristiger Märkte entsteht ein Umfeld, in dem Flexibilität kein Nischenmodell mehr ist, sondern ein zentraler Bestandteil moderner Energiewirtschaft – und ein Wettbewerbsvorteil für jene Unternehmen, die frühzeitig darauf setzen.