Deutschlands Industrie nutzt die Flexibilität der Stromnachfrage bisher unzureichend. Großbetriebe verfügen laut Untersuchungen über erhebliche Potenziale, ihren Verbrauch an schwankende Marktpreise anzupassen. Dieses Potenzial bleibt jedoch weitgehend ungenutzt. Das stellt eine Herausforderung für die Energiewende dar und kann für die Unternehmen wirtschaftliche Nachteile mit sich bringen.

Eine Untersuchung von McKinsey, deren Details dem Handelsblatt vorliegen, dokumentiert diese Umsetzungslücke. Demnach prüft nur ein Drittel der befragten Unternehmen aktiv, ob sich günstige oder negative Strompreise durch eine gezielte Verschiebung der Stromabnahme nutzen lassen. Alexander Weiss, Senior Partner und Energieexperte bei McKinsey, spricht von einer „Umsetzungslücke“.

Die Studie führt diese auf physikalische Grenzen, organisatorische Hürden und wirtschaftliche Unsicherheit zurück.

Flexibilität als Dreh- und Angelpunkt der Energiewende

Der Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere Wind- und Solarstrom, erhöht die Volatilität der Stromerzeugung. Diese Schwankungen machen flexible Verbraucher wichtig, um das System zu stabilisieren und Zeiten niedriger Strompreise zu nutzen. Im Jahr 2025 traten negative Strompreise in Deutschland und den Nachbarländern in rund sechs Prozent der Stunden auf.

Solche Preissignale deuten auf fehlende zeitliche, räumliche oder vertragliche Flexibilität hin. Sie schmälern die Erlöse unflexibler Erzeuger und erhöhen den Wert von Speichern und steuerbaren Verbrauchern.

Ende 2025 waren in der EU rund 406 Gigawatt (GW) Solarleistung installiert. Solarstrom deckte etwa 13 Prozent des europäischen Stromverbrauchs ab. SolarPower Europe prognostiziert für 2030 rund 718 GW installierte Solarleistung.

Damit würde das politische Ziel von 750 GW nicht erreicht. Parallel dazu steigt der Bedarf an Flexibilität zur Integration dieser volatilen Erzeugung. Europa fehlt es nach Einschätzung von Branchenkennern nicht an preiswerter Solartechnik, sondern an intelligent koordinierter Flexibilität, um den erzeugten Strom effizient zu nutzen und zu speichern.

Batteriespeicher und intelligente Lösungen

Großbatteriespeicher werden zunehmend als zweite Säule des Stromsystems betrachtet. Sie dienen der Verschiebung von Solarstrom, der Bereitstellung von Regelenergie, der Reduzierung von Lastspitzen, der Stabilisierung lokaler Netze und der effizienteren Ausnutzung von Netzanschlüssen. Im Jahr 2026 verfügt Deutschland über Batteriespeicher mit einer Leistung von 2,7 GW und einer Kapazität von 4,1 GWh.

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) prognostizieren bis 2040 für große Speicher eine Leistung von 84,1 bis 102,4 GW und eine Kapazität von 168,2 bis 204,8 GWh.

Anbieter wie Furo und LUOX Energy bieten kombinierte Lösungen an, um gewerbliche und industrielle Batteriespeicher wirtschaftlich in den Strommarkt zu integrieren. Am 3. September 2026 starteten sie eine Kooperation, die Speicherplanung, -optimierung und -steuerung mit zeitvariablen Stromprodukten verbindet.

LUOX Energy ist die Endkundenmarke der Lumenaza GmbH. Zu den angebotenen Produkten gehören LUOX Dynamisch RLM und LUOX Direktvermarktung. Dr.

Christian Chudoba, Geschäftsführer der Lumenaza GmbH, betont: „Bei der Planung und Nutzung von gewerblichen Batteriespeichern sollten das eigene Energiemanagement, der Netzbezug und die Einspeisung zusammen gedacht werden.“ Lena Voß, Gründerin von Furo, ergänzt: „Ein Gewerbespeicher verdient sein Geld nicht in der Planung, sondern in jeder einzelnen Viertelstunde des Betriebs.“

Modellierungen weisen auf ein ökonomisches Potenzial hin: Im Juli 2026 lagen die monatlichen Erlöse für Batteriespeicher laut Enervis-Index bei etwa 16.950 Euro je Megawatt. Das waren rund 40 Prozent mehr als im Vorjahresmonat. Der Zwölfmonatsdurchschnitt liegt bei etwa 155.000 Euro je Megawatt und Jahr.

Herausforderungen und offene Fragen

Trotz der wirtschaftlichen und systemischen Relevanz bleiben Hürden bestehen. Die McKinsey-Studie nennt eine „Umsetzungslücke“, deren Ursachen vielschichtig sind. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisiert den Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) der ÜNB.

Der BEE bemängelt, dass der NEP das technische und wirtschaftliche Flexibilitätspotenzial im Bereich des Demand Side Managements (DSM) erheblich unterschätzt. Überdies blendet er neue Modelle wie die industrielle Direktbelieferung aus. Weiter kritisiert der BEE, dass der NEP ab 2037 eine Stagnation bei Großbatteriespeichern unterstellt.

Dies stimme nach Ansicht des Verbands nicht mit der Studienlage und den sinkenden Kosten überein. Folglich würden Batteriespeicher nicht ausreichend als netzdienliche Alternative zum Netzausbau und zur Reduktion von Redispatch in die Kostenoptimierung einbezogen. Im NEP-Entwurf wird außerdem eine Reduktion der Biomasse-Stromerzeugung um 80 Prozent bis 2045 angenommen.

Der BEE hält diese Annahme für fachlich nicht nachvollziehbar und sieht sie im Widerspruch zu anderen Bedarfsprojektionen.

Ausblick: Drängende Anpassungen in der Infrastrukturplanung

Die unzureichende Nutzung industrieller Flexibilitätspotenziale bleibt eine zentrale Herausforderung für die weitere Integration erneuerbarer Energien in Deutschland. Technologieanbieter wie Furo und LUOX Energy bieten bereits Lösungen zur Integration von Speichern und flexiblen Verbräuchen an. Die kritischen Anmerkungen des BEE zum NEP-Entwurf legen nahe, Prognosen für Speicher und flexible Lasten zu überprüfen und ihr Potenzial für die Systemstabilisierung stärker zu berücksichtigen.

In den kommenden Monaten wird sich zeigen, ob Politik und Netzbetreiber diese Hinweise aufnehmen und wie die Überarbeitung des NEP die Rahmenbedingungen für die industrielle Teilnahme am Strommarkt verändert. Die Diskussion um die zukünftige Infrastrukturplanung wird darüber entscheiden, wie effizient Deutschland seine Energiewende vorantreibt und die Kosten für Stromverbraucher stabilisiert.