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Die Prosumer-Plattform hat sich bislang vor allem mit Privathaushalten beschäftigt – einem Drittel des deutschen Nettostromverbrauchs. Doch ein weiteres Drittel entfällt auf kleine und mittlere Unternehmen (KMU) und den Gewerbe-, Handels- und Dienstleistungssektor (GHD), deren Flexibilitätspotenziale bisher kaum erschlossen sind.
Beitrag Nr. 14 der Veröffentlichungs-Reihe der Anbieter der Prosumer-Plattform Initiative.
Die Prosumer-Plattform hat sich bislang vor allem mit Privathaushalten beschäftigt – einem Drittel des deutschen Nettostromverbrauchs. Doch ein weiteres Drittel entfällt auf kleine und mittlere Unternehmen (KMU) und den Gewerbe-, Handels- und Dienstleistungssektor (GHD), deren Flexibilitätspotenziale bisher kaum erschlossen sind.
Verschiedene aktuelle Erhebungen – darunter eine McKinsey-Umfrage unter 400 Unternehmen sowie die Ergebnisse des Kopernikus-Projekts SynErgie – beziffern das kurzfristig mobilisierbare Flexibilitätspotenzial der deutschen Industrie auf mehrere Gigawatt.
Ein zentraler Hebel zur Erschließung dieses Potenzials sind gewerbliche Batteriespeicher (C&I-Speicher), deren Markt laut BSW-Solar 2025 um 30 % gewachsen ist. Doch ein Speicher allein ist nur ein Teil der Gleichung: Erst durch die Kombination mit einem intelligenten Energiemanagementsystem (EMS), das sowohl Batteriespeicher als auch bestehende betriebliche Flexibilitäten – Kälteanlagen, Kompressoren, Ladesäulen – anbindet, steuerbar macht und poolt, entsteht das volle wirtschaftliche Potenzial.
Dabei lassen sich zwei Wertschöpfungsebenen unterscheiden: die Behind-the-Meter-Optimierung (Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung, Netzentgeltreduktion) und die Front-of-the-Meter-Vermarktung (Spot-Markt, Regelenergie). Dieser Beitrag zeigt, wo KMU heute stehen, welche regulatorischen Entwicklungen – insbesondere die MiSpeL-Festlegung – neue Möglichkeiten eröffnen und welche Rolle Stadtwerke als zentrale Enabler übernehmen können.
Der deutsche Nettostromverbrauch verteilt sich etwa zu gleichen Teilen auf drei Segmente: Privathaushalte, Großindustrie und den GHD-Sektor einschließlich kleiner und mittlerer Industrieunternehmen. Während die Flexibilisierung im Privatkundenbereich – etwa durch HEMS und dynamische Tarife – zunehmend an Fahrt aufnimmt, bleibt das KMU-Segment bislang weitgehend unbeachtet.
Laut einer McKinsey-Umfrage aus dem Frühjahr 2025 weist gerade der GHD-Sektor mit rund 20 % das höchste Flexibilisierungspotenzial bezogen auf die Spitzenlast auf. Auch das Kopernikus-Projekt SynErgie des Fraunhofer IPA kommt bei 23 untersuchten Industrieprozessen auf ein Lastverschiebungspotenzial von bis zu 5 GW (kurzzeitig) bzw. 3,3 GW (über 15 Minuten) – allein durch Anpassung bestehender Produktionsprozesse.
Die Herausforderung liegt nicht im Potenzial selbst, sondern in seiner Erschließung: KMU sind heterogen, ihre Energieinfrastruktur ist selten digitalisiert und der einzelne Standort verfügt oft über zu wenig Flexibilität, um allein marktfähig zu sein. Als zentrale Hemmnisse nennen Unternehmen die operative Komplexität der Umstellung (53 %), regulatorische Unsicherheit (49 %) sowie fehlendes Know-how (41 %). Fehlende monetäre Anreize rangieren mit nur 23 % überraschend weit hinten.
Der Markt für gewerbliche und industrielle Batteriespeicher entwickelt sich rasant. Laut BSW-Solar wurden 2025 rund 0,7 GWh an neuen Gewerbespeichern installiert – ein Plus von 30 % gegenüber dem Vorjahr. Im Marktstammdatenregister sind für 2025 über 1.400 neue Systeme im Leistungsbereich 30–1.000 kW verzeichnet. Insgesamt hat sich die deutsche Batteriespeicherkapazität in fünf Jahren auf über 25 GWh verfünffacht. Gleichzeitig sinken die Batteriepreise weiter, was die Wirtschaftlichkeit von Speicherprojekten im Gewerbe spürbar verbessert.
Wichtig ist dabei die Einordnung: Ein Batteriespeicher ist ein mächtiger, aber investitionsintensiver Hebel. Er ermöglicht Anwendungsfälle wie Lastspitzenkappung, Spot-Markt-Arbitrage oder die Teilnahme an Regelenergie-Märkten, die ohne Speicher nicht möglich wären.
Daneben existieren jedoch in fast jedem KMU bereits vorhandene, investitionsfreie Flexibilitäten – etwa in Kälteanlagen, Druckluftkompressoren, Lüftungssystemen, Wärmepumpen oder Ladevorgängen.
Der eigentliche Mehrwert eines modernen EMS besteht darin, sowohl den Speicher als auch diese bestehenden betrieblichen Flexibilitäten in eine einheitliche Steuerungslogik einzubinden, zu optimieren und für verschiedene Vermarktungswege verfügbar zu machen.
Bei der wirtschaftlichen Nutzung von Flexibilität ist eine klare Unterscheidung zwischen zwei Wertschöpfungsebenen entscheidend:
Die BtM-Optimierung findet hinter dem Netzanschlusspunkt statt und zielt darauf ab, die Energiekosten eines Unternehmens durch intelligente Steuerung zu senken – ohne dass Strom am externen Markt gehandelt wird. Die wichtigsten Hebel:
Lastspitzenkappung (Peak-Shaving): Die maximale Viertelstundenleistung bestimmt die leistungsabhängigen Netzentgelte. Durch gezielte Batterieentladung oder Lastreduktion in Spitzenmomenten lassen sich diese Kosten signifikant senken.
Atypische Netznutzung (§19 StromNEV): Lastreduktion in Hochlastzeitfenstern ermöglicht Rückerstattungen von bis zu 80 % der individuellen Netzentgelte.
PV-Eigenverbrauchsmaximierung: Zwischenspeicherung von Solarüberschüssen in Batterie oder thermischen Puffern reduziert Netzbezug und erhöht die Eigenstromquote.
Demand-Side Management: Zeitliche Verschiebung von Kälte-, Druckluft- oder Ladezyklen in günstigere Preiszeitfenster – oft ohne Investitionsbedarf.
Diese Maßnahmen sind heute bereits Stand der Technik und bilden die Basis für schnelle Amortisationszeiten. Im Praxisbeispiel eines mittelständischen Spritzgussunternehmens in Bayern (ca. 2 GWh Jahresverbrauch, 130 Mitarbeitende) führte die Kombination aus Batteriespeicher, PV-Anlage (202 kWp) und Multi-Use-EMS zu einer Senkung der Spitzenlast um 163 kW und einer jährlichen Gesamtersparnis von 45.000 €. Das führt zu einer Speicher-Amortisation von ca. 2,5 Jahren und einer EMS-Amortisation von unter einem Jahr.
Die FtM-Vermarktung geht einen Schritt weiter: Hier werden Flexibilitäten aktiv an den Energiemärkten gehandelt, um zusätzliche Erlöse zu generieren. Die relevanten Märkte sind:
Spot-Markt (Day-Ahead & Intraday): Strom wird zu günstigen Zeitpunkten (z.B. bei negativen Preisen) aus dem Netz bezogen und bei hohen Preisen wieder abgegeben. Die zunehmende Volatilität – 2024 wurden Preisspitzen von über 500 EUR/MWh verzeichnet – macht diese Arbitrage immer lukrativer.
Regelenergie (FCR, aFRR, mFRR): Batteriespeicher eignen sich durch ihre schnelle Reaktionsfähigkeit ideal für die Bereitstellung von Frequenzregelung. Hier liegen signifikante Erlöspotenziale, die einzelne KMU jedoch aufgrund von Mindestleistungen (typisch ≥1 MW) und Präqualifikationsanforderungen nicht alleine erschließen können.
Redispatch / Systemdienstleistungen: Zunehmend können auch dezentrale Speicher und steuerbare Lasten netzdienliche Funktionen übernehmen, etwa zur Engpassbewirtschaftung im Verteilnetz.
Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit ist die Cross-Market-Optimierung: Ein intelligentes EMS entscheidet in Echtzeit, ob Flexibilität für BtM-Zwecke (z.B. eine drohende Lastspitze abzufangen) oder für FtM-Erlöse (z.B. Regelenergie oder Intraday-Arbitrage) eingesetzt wird. Erst diese dynamische Aufteilung zwischen den Nutzungsarten ermöglicht die volle Wertschöpfung – sowohl aus dem Speicher als auch aus bestehenden Prozessflexibilitäten.
Ein zentrales regulatorisches Hindernis für die FtM-Vermarktung von Gewerbespeichern war bislang die Ausschließlichkeitsoption (§19 Abs. 3a EEG): Sobald ein Batteriespeicher neben PV-Strom auch Netzstrom aufnahm, ging die EEG-Förderfähigkeit für die gesamte Einspeisung verloren. Das machte Arbitrage-Geschäfte und flexible Marktbeteiligung für Co-Location-Systeme (PV + Speicher am gemeinsamen Netzanschlusspunkt) praktisch unmöglich.
Die Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL), deren Verfahren die Bundesnetzagentur im Juli 2025 eröffnet hat und das bis Mitte 2026 abgeschlossen sein soll, ändert dies grundlegend. Erstmals wird ein Mischstrombetrieb ermöglicht: Speicher dürfen künftig gleichzeitig EE-Strom und Netzstrom aufnehmen, ohne die Förderfähigkeit des erneuerbaren Anteils zu verlieren. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) fordert ein unverzügliches Inkrafttreten, da jede Verzögerung die Risiken von Stromspitzen erhöht und Flexibilitätspotenziale weiter ungenutzt lässt.
Für KMU mit Gewerbespeichern bedeutet MiSpeL konkret: Sie können ihren Speicher künftig preisoptimiert am Spot-Markt betreiben und gleichzeitig die EEG-Vergütung für PV-Einspeisung behalten. Der Batteriespeicher wird damit endgültig vom reinen Hardware-Projekt zum EMS-Projekt – denn nur mit automatisierter Steuerung lassen sich die MiSpeL-Vorgaben zur bilanziellen Zuordnung und die Cross-Market-Logik in der Praxis umsetzen.
Das einzelne KMU verfügt typischerweise über 30 bis 100 kW steuerbare Leistung – zu wenig für eine eigenständige Vermarktung am Regelenergiemarkt, wo Präqualifikationsanforderungen im MW-Bereich gelten. Die Aggregation über eine gemeinsame Plattform löst dieses Problem: Aus 100 Standorten mit je 50 kW wird ein virtueller 5-MW-Pool, der als relevanter Marktakteur auftreten kann und funktional vergleichbar mit einem Batteriegroßspeicher ist, aber mit deutlich geringeren Investitionskosten pro Kilowatt.
Hochrechnung: Nimmt man das oben beschriebene Praxisbeispiel als repräsentativ an, erzielt ein Aggregationspool von 100 vergleichbaren KMU-Standorten allein aus BtM-Optimierung jährliche Gesamteinsparungen von über 4,5 Mio. €. Hinzu kommen die wachsenden FtM-Erlöse aus Spot-Markt-Arbitrage und Regelenergie, die erst durch die Bündelung möglich werden und deren Wert mit zunehmender Marktvolatilität weiter steigt.
Für Stadtwerke liegt in der Erschließung von KMU-Flexibilität eine doppelte Chance: einerseits als neues Geschäftsfeld und Differenzierungsmerkmal, andererseits als netzdienliche Ressource. Laut der McKinsey-Umfrage sehen 72 % der Unternehmen mit identifiziertem Flexibilitätspotenzial ihren Energieversorger als zentralen Umsetzungspartner, weit vor spezialisierten Dienstleistern und Netzbetreibern. Auch die EVU-Umfrage der m3 management consulting im Rahmen der Prosumer-Plattform bestätigt: 93 % der befragten Stadtwerke planen innerhalb der nächsten zwei Jahre Prosumer-Technologien anzubieten.
Der Einstieg kann niedrigschwellig erfolgen: Softwaregestützte Analysewerkzeuge ermöglichen es, aus einem Stromlastgang innerhalb weniger Minuten eine fundierte Potenzialanalyse zu erstellen inklusive wirtschaftlicher Bewertung von PV, Speicher, Lastoptimierung und Fördermitteln. Für Stadtwerke bietet ein solcher datenbasierter Vertriebsansatz die Möglichkeit, das heterogene KMU-Segment skalierbar zu adressieren.
Ein Beispiel bietet das clever.EMS von cleverwatt: ein herstellerunabhängiges, Multi-Use-fähiges Energiemanagementsystem, das speziell auf KMU zugeschnitten ist. Es bindet verschiedene Verbraucher und Erzeuger (Batteriespeicher, Kälteanlagen, Druckluftkompressoren, Ladesysteme, PV-Anlagen) über offene Schnittstellen (Modbus, APIs) an und optimiert sie simultan über alle BtM- und FtM-Anwendungsfälle hinweg. Die vorgelagerte Analysesoftware (clever.Report) dient Stadtwerken als Vertriebstool, um KMU-Kunden datenbasiert von Optimierungsmaßnahmen zu überzeugen.
Die wirtschaftliche Nutzung industrieller Flexibilitäten durch Aggregation und digitale Optimierung wird in wachsender Zahl von Praxisanwendungen erfolgreich umgesetzt. Das Potenzial ist erheblich: Die verschiedenen Studien identifizieren zusammen mehrere GW mobilisierbarer Nachfrageflexibilität in der deutschen Industrie. Nachfrageflexibilität kann die Versorgungssicherheit stärken und den zeitlichen Druck im Kraftwerkszubau verringern.
Gewerbespeicher sind dabei ein zentraler Katalysator mit einem boomenden Markt (+30 % Zubau 2025, Gesamtkapazität über 25 GWh in Deutschland) und weiter sinkenden Batteriepreisen. Mit der MiSpeL-Regelung, die ab Mitte 2026 in Kraft treten soll, fallen die letzten regulatorischen Hürden für den Mischstrombetrieb und die volle Marktintegration von Speichern. Der Batteriespeicher wird dadurch zum FtM-fähigen Flexibilitätsasset – vorausgesetzt, ein leistungsfähiges EMS stellt die notwendige Steuerungslogik und bilanzielle Zuordnung sicher.
Entscheidend ist aber: Flexibilität im KMU beschränkt sich nicht auf den Speicher. Die größte Hebelwirkung entsteht, wenn sowohl Batteriespeicher als auch bestehende betriebliche Flexibilitäten (Kälte, Druckluft, Laden, Lüftung) in eine gemeinsame Steuerungsplattform eingebunden und für BtM-Optimierung wie FtM-Vermarktung nutzbar gemacht werden. Stadtwerke, die sich heute als Enabler dieses Marktes positionieren, erschließen nicht nur ein neues Geschäftsfeld, sondern schaffen gleichzeitig netzdienliche Kapazität für die Energiewende.
Handlungsempfehlungen: Früh mit Pilotprojekten starten, auf offene Schnittstellen und herstellerunabhängige Systeme setzen, MiSpeL-fähige EMS-Lösungen evaluieren und verfügbare Fördermittel konsequent nutzen.
cleverwatt GmbH wurde 2024 gegründet und hat seinen Sitz in München. Das Unternehmen entwickelt ein KI-basiertes Energiemanagementsystem, das speziell auf KMUs zugeschnitten ist. Mit über 70 Kunden, einem verwalteten Stromportfolio von 350 GWh und einer durchschnittlichen Kostenreduktion von 17 % bietet cleverwatt ein umfassendes Dienstleistungspaket von der Potenzialanalyse (clever.Report) über die intelligente Steuerung (clever.EMS) bis zur Strombeschaffung und (Energie-) Beratung.
