Der energieintensive Mittelstand ist kein Randphänomen, sondern die tragende Struktur vieler Wertschöpfungsketten in Deutschland. Laut einer Studie von PwC und Strategy& umfasst dieser Kern rund 7.000 Unternehmen mit mehr als 2 Mio. Beschäftigten und einer jährlichen Wertschöpfung von rund 242 Mrd. €.
1. Ausgangslage: Der „kritische industrielle Kern“ unter Druck
Die aktuelle Lage ist ernüchternd:
- Nur 55 % der energieintensiven Mittelständler halten den Standort Deutschland noch für zukunftsfähig.
- Seit 2018 ist die Produktion in der Chemieindustrie um rund 21 % zurückgegangen, während andere Regionen gleichzeitig wachsen.
Hohe Energie- und Rohstoffkosten, Fachkräftemangel und Bürokratie sind die meistgenannten Treiber dieser Entwicklung. Speziell für mittelständische Unternehmen ist die Lage brisant, weil sie im Gegensatz zu Großkonzernen deutlich weniger Spielraum für Standortverlagerung oder Konzernquerfinanzierung haben.
Die Folge: „Wir überlegen aufzuhören“ ist in vielen Betrieben kein Stimmungsbild mehr, sondern ein realer Entscheidungsprozess.
2. Strompreise, Privilegien und internationale Wettbewerbsfähigkeit
Energie ist längst nicht mehr nur ein Kostenblock, sondern ein entscheidender Standortfaktor.
- Für Industrieunternehmen ohne umfangreiche Entlastungen lagen die modellierten Industriestrompreise 2024 bei rund 16,99 ct/kWh.
- Für Unternehmen mit Vergünstigungen (reduzierte Netzentgelte, Umlagen, Stromsteuer etc.) lag der durchschnittliche Preis bei 10,47 ct/kWh.
- In den USA und China bewegen sich die Industriestrompreise im Bereich von rund 8 ct/kWh.
Damit bestätigt sich das Bild: Der Mittelstand zahlt im Schnitt deutlich höhere Strompreise als privilegierte Großindustrie und steht gleichzeitig im direkten Wettbewerb mit Standorten, die strukturell günstigere Energie haben.
Die aktuelle politische Antwort darauf ist der geplante Industriestrompreis: Die Bundesregierung und die Regierungskoalition haben sich auf einen subventionierten Strompreis von rund 5 ct/kWh für besonders energieintensive Branchen verständigt. Die Entlastung soll befristet (voraussichtlich 2026–2028) gelten und in der Regel nur einen Teil des Verbrauchs abdecken.
Für viele energieintensive KMU gilt: Sie fallen durch dieses Raster oder profitieren nur indirekt. Damit bleibt der Druck, eigene Strategien für Preisstabilität und Resilienz zu entwickeln.
3. Volatile Strommärkte als Chance – oder Risiko
Die Strommärkte haben sich nach der Extremphase 2022/23 etwas beruhigt, aber die Volatilität ist geblieben. Genau darin liegt eine strategische Chance.
Die Bundesnetzagentur berichtet für 2024:
- 457 Stunden mit negativen Großhandelsstrompreisen
- Deutlich weniger Preisspitzen als 2023, aber nach wie vor einzelne Stunden mit sehr hohen Preisen
- Im Dezember 2024 wurden in einer Stunde bis zu 936 €/MWh am Day-Ahead-Markt gehandelt (Dunkelflaute-Situation).
Die Logik dahinter ist einfach, die Umsetzung nicht:
- Negative Preise lohnen sich nur für Unternehmen, die ihre Last flexibel verschieben oder zusätzliche Last zuschalten können (z. B. Wärmepumpen, Speicherladung, flexible Produktionsschritte).
- Extrempreise bedrohen nur Unternehmen, die ungeschützt in diese Stunden hineinfahren (keine Preisabsicherung, keine Lastverschiebung, keine Notfallstrategien).
Volatilität ist damit kein Naturereignis, sondern ein Designparameter im Energiesystem. Wer seine Prozesse, Speicher und Verträge darauf auslegt, kann aus derselben Volatilität Wettbewerbsvorteile ziehen, an der andere scheitern.
4. Politische Rahmenbedingungen: Energiewende bleibt, die Kostenfrage auch
Die Bundesregierung hält an dem Ziel fest, bis 2030 mindestens 80 % des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Energien zu decken.
Das bedeutet:
- Mehr wetterabhängige Einspeisung (Wind, PV)
- Mehr Preisschwankungen an der Börse
- Mehr Bedarf an Flexibilität, Speichern, Abwärmenutzung und effizienter Prozesswärme
Reformen des EEG und des Energieeffizienzgesetzes (EnEfG) sollen dabei gleichzeitig Klimaziele und Investitionssicherheit adressieren. In der Praxis ist die Grenze zwischen sinnvollen Effizienzanforderungen und zusätzlicher Bürokratie allerdings dünn.
Entscheidend ist: Unternehmen brauchen Regelsicherheit und planbare Pfade, nicht jährlich wechselnde Förderlogiken. Die energieintensive KMU-Landschaft kann hier nur bedingt auf „Berlin“ warten. Sie muss parallel eine eigene Energie- und Resilienzstrategie entwickeln.
5. Drei technische Resilienzhebel für energieintensive KMU
5.1 Langfristige Preisstabilität durch Eigenversorgung & PPAs
Power Purchase Agreements (PPAs) und Eigenversorgung aus PV oder Wind sind längst kein Nischenthema mehr:
- PPAs ermöglichen langfristig planbare Strompreise über 5–15 Jahre, passend zum Investitionshorizont neuer Anlagen.
- In Verbindung mit eigener PV und Speichern lässt sich die Exposition gegenüber Spotpreisen deutlich reduzieren.
Beispiel für ein energieintensives KMU mit ca. 20 GWh/a Stromverbrauch:
- Analyse des Lastprofils (15-Minuten-Daten)
- Dimensionierung eines PPAs (z. B. 30–60 % des Jahresverbrauchs)
- Ergänzung um Eigen-PV (Dach und ggf. Freifläche) und Speicher
- Integration in die Finanzierungslogik: Banken sollten PPAs und Einspar-Cashflows als Sicherheiten akzeptieren.
Nutzen: Reduktion der Preisschwankungsrisiken, verbesserte Bankability von Investitionen, klare Kalkulationsbasis für Transformationsprojekte.
5.2 Flexibilisierung: Lastmanagement und Speicher
Um negative Preise nutzen und Preisspitzen meiden zu können, braucht es technische und organisatorische Flexibilität:
- Lastverschiebung nicht kritischer Prozesse (z. B. Vorwärmprozesse, Pufferproduktion, Kälte-/Wärmeerzeugung)
- Nutzung von Batteriespeichern oder thermischen Speichern zur Entkopplung von Strombezug und Prozesslast
- Einbindung dynamischer Stromtarife oder direkter Marktanbindung (z. B. über Dienstleister)
Ein Beispiel:
Kann ein Betrieb 10 % seiner jährlichen 20 GWh Stromlast in Stunden mit im Mittel 50 €/MWh niedrigerem Preis verschieben, ergibt das rechnerisch eine Einsparung von:
2 GWh × 50 €/MWh = 100.000 € pro Jahr
Die tatsächlichen Werte hängen von Prozessrestriktionen und Tarifstruktur ab, aber die Größenordnung verdeutlicht das Potenzial.
5.3 Abwärmenutzung – insbesondere latente Abwärme
Rund 70 % des industriellen Endenergieverbrauchs sind Wärme; davon entfallen etwa zwei Drittel auf Prozesswärme. Gleichzeitig bleiben große Teile dieser Energie als Abwärme ungenutzt.
Studien gehen von bis zu 300 TWh Abwärme pro Jahr in Deutschland aus, wovon nur etwa 30–50 % genutzt werden.
Latente Abwärme (z. B. in feuchter Abluft oder Dampf) ist dabei besonders spannend:
- Beim Phasenwechsel (Kondensation/Verflüssigung oder Schmelzen/Erstarren) wird ein großer Teil der Energie als latente Wärme gespeichert oder abgegeben.
- Latentwärmespeicher mit Phasenwechselmaterialien (PCM) erreichen Speicherdichten von ca. 100–150 kWh/m³ und können Wärme bei nahezu konstanter Temperatur aufnehmen und wieder abgeben.
Typische Einsatzfälle in energieintensiven KMU:
- Rückgewinnung der Kondensationswärme aus Trocknerabluft und Nutzung zur Vorwärmung von Zuluft, Prozesswasser oder Speisewasser
- Nutzung von latent gespeicherter Wärme zur Glättung von Lastspitzen: Laden in Zeiten niedriger Strompreise (Betrieb Wärmepumpe bzw. Wärmepumpe + Latentwärmespeicher), Entladung bei hohen Preisen
- Kombination mit Hochtemperaturwärmepumpen, um niedrigere Abwärmeniveaus auf nutzbares Prozessniveau anzuheben
Effekt: Abwärmenutzung senkt nicht nur den Primärenergiebedarf um teils 10–30 %, sondern erhöht auch die Resilienz gegen Brennstoff- und Strompreisschwankungen.
6. Praktikable Resilienzansätze aus dem Portfolio von Open House of Energy (OHOE)
Damit das Thema nicht im „Man müsste mal“-Status stecken bleibt, braucht es Werkzeuge und Projektstrukturen, die KMU tatsächlich nutzen können. Aus dem Portfolio von Open House of Energy (OHOE) lassen sich drei zentrale Bausteine identifizieren.
6.1 „Plattform Abwärme“: EnEfG-Compliance und technische Datengrundlage
Mit dem Energieeffizienzgesetz (EnEfG) steigen die Anforderungen an die Erfassung und Meldung von Abwärmequellen (§ 17 EnEfG). OHOE stellt hierfür die Online-Lösung „Plattform Abwärme“ bereit, die insbesondere für energieintensive KMU interessant ist.
Funktionen:
- Geführte Erfassung von Abwärmequellen und -senken für Standorte, Anlagen und Medien
- Rechtskonforme Dokumentation und Unterstützung bei der fristgerechten Datenübermittlung an das BAFA
- Integriertes Teilnehmer- und Rollenmanagement, auch für komplexe Standorte und Konzerne
- Unterstützung bei fehlenden Messwerten durch automatisierte, plausible Schätzungen (z. B. auf Basis Nennleistungen, Betriebsstunden, Emissionsdaten)
- Lizenzmodell ab ca. 1.500 € pro Unternehmen, ohne zwingende zusätzliche Beratungsverträge
Mehrwert für Resilienz:
- Erfüllung der gesetzlichen Pflichten mit minimiertem internen Aufwand
- Aufbau einer strukturierten, belastbaren Datengrundlage als Ausgangspunkt für technische Konzepte (Wärmerückgewinnung, Speicher, Wärmepumpen)
- Grundlage für Investitionsentscheidungen und Förderanträge (BAFA, KfW)
6.2 Fallbeispiel Gießerei: Abwärmenutzung als Resilienz-Beschleuniger
Ein Referenzprojekt von OHOE in der Gießerei eines deutschen Fahrzeugherstellers zeigt, wie groß der Hebel sein kann:
- Einsparung: ca. 15 GWh Wärme pro Jahr
- CO₂-Reduktion: rund 3.000 t pro Jahr
Ansatz:
- Detaillierte Datenanalyse innerhalb und außerhalb der Schmelzprozesse
- Identifikation ungenutzter Abwärmepotenziale
- Nutzung von Abwärme für andere Wärmesenken im Werk
- Einsatz von KI-basierten Regelstrategien, um Abwärme zeitlich und temperaturseitig passend zu transformieren und zu verteilen
Die eingesetzten Lösungsmodule reichen von Statusaufnahme über Konzeptentwicklung bis hin zu Engineering und Umsetzungsbegleitung.
Übertragbarkeit:
Solche technologieübergreifenden Ansätze sind nicht auf Gießereien beschränkt. Sie lassen sich typischerweise in Branchen wie:
- Metall- und Stahlverarbeitung
- Glasindustrie
- Papier- und Kartonproduktion
- Chemische Grundstoffindustrie
adaptieren, sofern hinreichend hohe Temperaturniveaus und kontinuierliche Abwärmeströme vorliegen.
6.3 KI-gestütztes Wärmemanagement & digitaler Zwilling
Ein weiteres OHOE-Referenzprojekt adressiert die Optimierung eines Nahwärmenetzes eines Automobilherstellers.
Ergebnis:
- Einsparung von rund 12 GWh Wärme pro Jahr
- Ca. 10 % geringerer Wärmeverbrauch im Nahwärmenetz
Kerntechnologie:
- Aufbau eines digitalen Zwillings des Wärmenetzes
- Training eines KI-Modells auf Basis historischer und Echtzeitdaten
- Prognose von Lasten und Temperaturen, vorausschauende Fahrweise des Netzes
Für energieintensive KMU zeigt dieses Beispiel:
- Resilienz entsteht nicht nur durch Hardware (Wärmetauscher, Speicher, Wärmepumpen), sondern auch durch intelligente Betriebsstrategien.
- Digitale Zwillinge und KI-Regler können insbesondere in komplexen Netzen (Werkdampf, Heißwasser, Nah-/Fernwärme) erhebliche Einsparungen und eine Glättung von Lastspitzen erzeugen.
7. Konkretes Angebot für energieintensive KMU
Auf Basis dieser Bausteine lässt sich ein gezieltes Angebot für energieintensive KMU strukturieren, das weit über „Energieberatung light“ hinausgeht.
7.1 Modul 1: Energie- & Resilienz-Schnellanalyse (4–6 Wochen)
Ziel: Identifikation der größten Hebel für Kostensenkung und Resilienz mit überschaubarem Aufwand.
Inhalte:
- Datensichtung
- Lastgänge Strom (mind. 15-Minuten-Werte, 12–24 Monate)
- Brennstoff- und Wärmedaten (inkl. Prozess-Temperaturniveaus, falls vorhanden)
- Bestehende Verträge (Strom, Gas, Wärme, ggf. PPA)
- Nutzung der Plattform Abwärme
- Strukturierte Erfassung von Abwärmequellen und -senken gemäß EnEfG
- Ableitung eines ersten, belastbaren Abwärme- und Wärmesenken-Registers
- Erste Potenzialabschätzung
- PV-Eigenversorgung & PPA-Fähigkeit
- Lastverschiebungspotenziale (z. B. Ofenfahrweise, Kälteanlagen, Wärmepumpen)
- Abwärmenutzung (inkl. potenzieller Einsatz von Latentwärmespeichern)
Ergebnis: Kurzstudie (z. B. 10–15 Seiten) mit 3–5 priorisierten Maßnahmen, groben Invest- und Einsparschätzungen, Förderhinweisen und Resilienz-Impact.
7.2 Modul 2: Volatilitäts- & Flexibilitätskonzept
Ziel: Technische und vertragliche Gestaltung, um von Preisschwankungen zu profitieren statt unter ihnen zu leiden.
Inhalte:
- Simulation alternativer Strombezugsstrategien (Spotmarkt-Indexierung, dynamische Tarife, PPAs) anhand historischer SMARD-Preise und der spezifischen Lastprofile des Unternehmens
- Ableitung eines Lastmanagement-Konzepts (welche Lasten können wann, wie stark verschoben werden?)
- Konzeption von Speicherlösungen:
- Elektrospeicher (Batterien)
- Thermische Speicher (inkl. Latentwärmespeicher mit PCM in geeigneten Temperaturbereichen)
- Erstellung eines Maßnahmen- und Investitionsfahrplans (inkl. grober Payback-Betrachtung)
Ergebnis: Ein umsetzbares Konzept, wie das Unternehmen negative Preise aktiv nutzt, Preisspitzen meidet und gleichzeitig gesetzliche Anforderungen (z. B. EnEfG) erfüllt.
7.3 Modul 3: Engineering, Umsetzung & Betrieb
Ziel: Maßnahmen nicht nur planen, sondern technisch und organisatorisch im laufenden Betrieb verankern.
Inhalte:
- Detailplanung (Basic/Detail Engineering) für:
- Wärmerückgewinnungssysteme (Wärmetauscher, Abgas-/Abluftsysteme, Kondensation)
- Hochtemperatur-Wärmepumpen und Latentwärmespeicher
- Integration in bestehende Prozess- und Leittechnik
- Auslegung und Integration von digitalem Zwilling und KI-Regelung (z. B. nach Vorbild der OHOE-Referenzprojekte)
- Fördermittelbegleitung (BAFA, KfW, Landesprogramme)
- Monitoring & Optimierung in der Betriebsphase
Ergebnis: Ein schrittweise umgesetztes Paket aus Hardware, Software und Betriebsführung, das Energiekosten senkt, Volatilität abfedert und die Resilienz des Unternehmens gegenüber Markt- und Regulierungsschocks erhöht.
8. Latente Abwärmenutzung: Vom Spezialthema zum Standardbaustein
Latentwärmespeicher werden im industriellen Kontext häufig als „nice to have“ wahrgenommen. Praxis und Forschung zeigen jedoch, dass sie in bestimmten Anwendungen deutliche Vorteile gegenüber reinen Wasserspeichern haben:
- Höhere Energiedichte → kleinere Speicher bei gleicher Kapazität
- Nahezu konstantes Temperaturniveau beim Laden/Entladen → prozessstabile Einbindung
- Gute Kombination mit Wärmepumpen und dynamischem Strombezug
Damit eignen sich Latentwärmespeicher ideal für Unternehmen, die stark schwankende Strompreise nutzen wollen, aber prozessseitig nur geringe Temperaturschwankungen tolerieren können.
9. Hinweis: Praxis-Seminar / Webinar zur latenten Abwärmenutzung
Um den Schritt von der Theorie zur Umsetzung zu erleichtern, bietet Open House of Energy ein Live-Webinar zum Thema Latentwärme an:
„Wie Latentwärme Ihre Energiekosten in der Industrie senkt“
Termin: Donnerstag, 11.12.2025, 14:00 Uhr. (Video-Link zu youtube)
Im Webinar werden u. a. behandelt:
- Identifikation geeigneter Prozesse für latente Abwärmenutzung
- Technische Auslegung von Latentwärmespeichern (PCM)
- Kombinationskonzepte mit Wärmepumpen und dynamischen Stromtarifen
- Praxisbeispiele aus Industrieprojekten des OHOE-Ökosystems
Für energieintensive KMU, die vor der Frage stehen, ob und wo sich Latentwärmespeicher lohnen, ist ein solches Seminar ein effizienter Einstieg, um interne Entscheidungen vorzubereiten.
10. Fazit
Der energieintensive Mittelstand steht unter massivem Druck. Die Zahlen sind klar: sinkende Produktion, hohe Energiepreise, abnehmende Standortattraktivität.
Genauso klar ist aber: Die technischen Lösungen existieren – von PV über PPAs, Lastmanagement und Speicher bis hin zur latenten Abwärmenutzung.
Mit Werkzeugen wie der Plattform Abwärme, KI-gestütztem Wärmemanagement und technologieübergreifenden Projekten lassen sich zweistellige Einsparpotenziale und spürbar höhere Resilienz heben.
Der Unterschied zwischen Unternehmen, die in einigen Jahren noch produzieren, und solchen, die „aufhören“, wird weniger an der Politik festgemacht werden als an der Frage:
Wer schafft es, Energie nicht nur als Kostenfaktor, sondern als strategische Ressource zu behandeln – inklusive Abwärme und Volatilität?
