Energieflexibilität in der dampfintensiven Industrie: was sie wert ist, und was sich am Zugang geändert hat

Das Stromsystem hat sich strukturell verändert. Mit wachsendem Anteil von Wind- und Solarstrom schwanken die Börsenpreise innerhalb eines Tages erheblich: 2025 gab es 573 Stunden mit negativen Preisen, 2024 Spitzen bis 936 €/MWh – teilweise innerhalb derselben Woche. Für Industriebetriebe mit hohem Energiebedarf entsteht daraus ein wirtschaftliches Potenzial: Wer seinen Verbrauch zeitlich verschieben kann, kauft Strom, wenn er günstig ist, und weicht auf andere Energieträger aus, wenn er teuer ist.

Abb. 1 · Die Preisstruktur ist die Ertragsquelle. Innerhalb eines Tages liegen negative Preise und hohe Spitzen nebeneinander. Wer Verbrauch verschieben kann, verdient an dieser Spreizung – nicht am Durchschnittspreis.

Dampfintensive Werke – etwa Papierfabriken, Zuckerfabriken, Molkereien oder Chemiestandorte – sind dafür besonders geeignet. Eine Dampfversorgung mit Kraft-Wärme-Kopplung, Elektrodenkessel und Dampfspeicher kann zwischen Strom und Gas wechseln und Wärme zwischenspeichern, ohne dass die Produktionsmenge sinkt.

In der Praxis wird dieses Potenzial bislang selten gehoben, und zwar aus drei Gründen. Erstens ist der Wert schwer zu beziffern: Er hängt stark vom jeweiligen Preisjahr ab – in der Studie schwankte die erzielbare Flexibilitätsprämie derselben Anlage zwischen 2015 und 2025 um mehr als den Faktor 100. Eine einmal gerechnete Zahl veraltet daher schnell. Zweitens ist die Rechnung komplex: Energiepreise, Produktionsplanung, Liefertermine und Netzentgelte greifen ineinander. Wird nur ein Teil davon betrachtet, kann ein einzelner Kostenbestandteil – etwa der Leistungspreis auf neue Lastspitzen – den gesamten wirtschaftlichen Vorteil aufzehren. Drittens war die werksspezifische Modellierung bisher teuer: typischerweise ein mehrmonatiges Projekt mit sechsstelligen Kosten, dessen Preisannahmen bei Abschluss bereits zu altern begannen.

Hinzu kommt ein regulatorischer Faktor: Das Netzentgeltsystem wird bis 2029 umgebaut. Die heutige Begünstigung gleichmäßigen Strombezugs (Bandlastprivileg) läuft für Bestandskunden bis Ende 2031 aus; ab 2029 sind Kapazitätspreise mit bestellter Leistung vorgesehen. Wer seine Lastspitzen dann aktiv steuern kann, kann weniger Kapazität bestellen und erschließt damit einen zusätzlichen Kostenvorteil.

Abb. 2 · Zwei Entgeltregime bis zur Amortisation. Eine heute getroffene Flexibilitätsentscheidung durchläuft das heutige und das kommende Entgeltsystem – und das kommende honoriert Flexibilität stärker.

Die Studie untersucht die Eigenoptimierung eines einzelnen Werks gegen den Day-Ahead-Strommarkt, mit Netzentgelten und Lieferterminen im Modell. Der Ansatz beruht auf drei Bausteinen.

Digitaler Zwilling der Anlage. Ein Simulationsmodell bildet die Physik der Fabrik ab: Dampf- und Strombilanzen, Speicher, Anfahrzeiten, Mindestlaufzeiten, Sortenwechsel und das Auftragsbuch mit Lieferterminen. Das Modell lässt keine physikalisch unmöglichen Fahrweisen zu – Ergebnisse können also nicht dadurch entstehen, dass ein Rechenmodell die Realität umgeht.

Mathematische Optimierung statt einfacher Regeln. Untersucht wurden vier Steuerungsstrategien im Vergleich: eine preisunabhängige Basisfahrweise (Status quo), zwei regelbasierte Strategien („bei billigem Strom mehr produzieren") sowie ein Optimierungsverfahren, das Energieeinkauf, Produktionsreihenfolge, Speichernutzung und Netzentgelte gemeinsam in einer Zielfunktion plant. Liefertermine sind dabei harte Nebenbedingungen: Verzug ist im Verfahren ausgeschlossen, nicht nur unwahrscheinlich.

Automatisierte Modellarbeit. Der bislang teuerste Teil solcher Projekte – die Übersetzung der realen Anlage in ein Optimierungsmodell, dessen Kalibrierung und laufende Prüfung – wird weitgehend durch KI-gestützte (agentische) Werkzeuge übernommen. Ein automatisierter Prüfrahmen testet das Modell fortlaufend gegen ökonomische Plausibilitätskriterien; in dieser Studie hat er fünf Modellfehler gefunden, die klassischen Softwaretests entgangen wären. Damit wird ein erstes werksspezifisches Modell in Wochen statt Monaten erreichbar.

Abb. 3 · Kein IT-Projekt. Ausgangspunkt sind Daten, die das Energiemanagement bereits besitzt. Der Optimierer plant und begründet; die Entscheidung bleibt im Werk.

Für den Betrieb ist ein Vorschlagsmodus vorgesehen: Der Optimierer plant und begründet Fahrpläne in Betriebssprache, die Freigabe verbleibt beim Personal. Es sind weder ein IT-Projekt noch Schreibzugriffe auf das Leitsystem erforderlich.

Grundlage sind Rückrechnungen (Backtests) über sechs reale Marktjahre (2015, 2018, 2022–2025, Preisdaten der Bundesnetzagentur), jeweils mit zeitgemäßen Gas- und CO₂-Preisen. Vier Befunde tragen die Studie.

Der Wert hängt an der Preisstruktur, nicht am Preisniveau

Von 2018 auf 2025 hat sich das durchschnittliche Preisniveau etwa verdoppelt, die erzielbare Prämie jedoch verelffacht. Entscheidend sind negative Preisstunden und die Spreizung zwischen billigen und teuren Stunden – und diese Struktur ist seit 2022 der Normalfall, kein Ausnahmezustand.

Abb. 4 · Preisniveau ×2, Prämie ×11. Wer den Wert von Flexibilität aus einem alten Referenzjahr ableitet, misst vor allem, welches Jahr er erwischt hat. Die Prämie der 2015er-Rechnung ist statistisch nicht von null unterscheidbar – die der 2025er-Rechnung siebenstellig.

Einfache Regeln genügen nicht

Die regelbasierten Strategien erreichten in guten Jahren nur 17 bis 60 % der Optimierer-Prämie und lagen in preislich flachen Jahren sogar hinter dem Status quo. Besonders deutlich wird das unter Berücksichtigung des Leistungspreises: Eine Regel, die Lastspitzen ignoriert, verlor rund 192 T€ pro Woche gegenüber der Basisfahrweise; selbst mit einem Spitzenlast-Schutz blieb sie im Minus. Erst die gemeinsame Optimierung aller Größen erzielte ein positives Ergebnis.

Abb. 5 · Teiloptimierung kann teurer sein als Nichtstun. Wird der Leistungspreis nicht mitgeplant, zehrt er den Spotmarkt-Vorteil mehr als auf. Die praktische Konsequenz: Energieeinkauf, Produktion und Netzentgelte gehören in eine Rechnung.

Der wirtschaftliche Kern und sein Korridor

Für die Modellanlage erzielte der Optimierer im regulierten Jahr 2024 einen Mehrertrag von 1,8 bis 2,3 Mio € pro Jahr gegenüber der Status-quo-Fahrweise – bei vollständiger Berücksichtigung von Leistungspreis und Netzentgeltregeln. Mit zusätzlichen, in der Studie nicht im Detail gerechneten Ertragsquellen (Intraday-Handel, Regelenergie, atypische Netznutzung) ergibt sich für eine Bestandsanlage mit hohem Spotmarkt-Anteil eine Bandbreite von etwa 2,5 bis 3,5 Mio € pro Jahr. Muss ein Elektrodenkessel erst gebaut werden, verbleiben nach Abzug der Investitionskosten etwa 1,2 bis 1,8 Mio € pro Jahr – die Amortisation läge damit unter drei Jahren.

Abb. 6 · Eine Bandbreite mit Bedingungen, keine Punktzahl. Der Korridor hängt von Anlagenzuschnitt, Beschaffungsstruktur und Preisjahr ab; die offenen Unsicherheiten sind in der Studie ausgewiesen.

Die Liefertreue blieb vollständig gewahrt

In allen 23 gerechneten Optimierer-Wochen fielen keinerlei Konventionalstrafen an. Flexibilität und Termintreue schließen sich in diesem Ansatz nicht aus – Liefertermine sind im Verfahren harte Nebenbedingungen, keine weichen Ziele.

Die Studie ist eine Simulationsstudie einer Modellanlage; alle Beträge sind illustrativ und keine Zusicherung. Die Ergebnisse werden bewusst als Bandbreiten mit ausgewiesenen Unsicherheiten dargestellt: Wo ein Wert statistisch nicht von null unterscheidbar ist – etwa die Prämie im flachen Preisjahr 2015 – wird das offengelegt. Die Stichprobe der Optimierer-Wochen ist begrenzt; einzelne Fragen, etwa die genaue Wirkung eines Industriestrompreis-Deckels auf die Prämie, bleiben ausdrücklich offen. Verschleißkosten durch häufigeres An- und Abfahren sind als Abzugsposten geschätzt, aber noch nicht detailliert modelliert.

Die übertragbare Kernaussage lautet daher nicht „jedes Werk verdient X", sondern: Das Potenzial ist für dampfintensive Werke typischerweise siebenstellig pro Jahr, es hängt stark von Anlagenkonfiguration, Beschaffungsstruktur und Preisjahr ab – und es lässt sich heute mit vertretbarem Aufwand werksspezifisch beziffern.

Drei Aussagen tragen die Studie: Energieflexibilität ist für dampfintensive Werke ein siebenstelliger jährlicher Ertragshebel. Die Regulatorik macht ihre Beherrschung bis 2029 zusätzlich wertvoll, weil steuerbare Lastspitzen dann direkt bewirtschaftbar werden. Und die Einstiegshürde ist gesunken: Was früher ein mehrmonatiges Beratungsprojekt war, ist durch automatisierte Modellierung in Wochen erreichbar.

Quellen: Preisdaten Bundesnetzagentur | SMARD.de (DL-DE/BY-2.0); Regulatorik: öffentliche AgNeS-Verfahrensdokumente der BNetzA, Stand 08/2026.