Lastganganalyse und Lastspitzenmanagement: So senken Industriebetriebe ihre Stromkosten systematisch

Key Takeaways

• Eine Lastganganalyse auf Basis der 15-Minuten-RLM-Daten ist der notwendige erste Schritt, um Lastspitzen zu identifizieren und Einsparpotenziale zu quantifizieren.
• Der Leistungspreis (€/kW/a) macht einen erheblichen Anteil der Netzentgelte aus. Eine einzelne unkontrollierte Lastspitze kann die Kosten für ein ganzes Jahr bestimmen.
• Peak Shaving mit Batteriespeichern ist die wirksamste Methode zur Lastspitzenkappung ohne Produktionseinschränkung, typischerweise mit mehr als 20 % Netzentgeltersparnis.
• Atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV ermöglicht individuelle Netzentgelte von bis zu 20 % des regulären Satzes (Stand: Juli 2026).
• Die AgNes-Netzentgeltreform ab 2029 ersetzt den Leistungspreis durch ein kapazitätsbasiertes Modell. Flexibilität durch Batteriespeicher wird dadurch noch wichtiger.
• BEO finanziert, installiert und betreibt Batteriespeicher als Owner-Operator, ohne Investition, operativen Aufwand oder Risiko für den Kunden.

Was ist eine Lastganganalyse, und warum ist sie der erste Schritt zu niedrigeren Stromkosten?

Eine Lastganganalyse ist die zeitlich aufgelöste Auswertung des Stromverbrauchs eines Standorts auf Basis von 15-Minuten-Intervallen. Sie zeigt nicht nur, wie viel Energie ein Betrieb verbraucht, sondern vor allem wann und in welcher Höhe Leistungsspitzen auftreten.

Der Unterschied zum reinen Jahresverbrauch ist entscheidend: Zwei Unternehmen mit identischem Jahresverbrauch von 5 GWh können völlig unterschiedliche Lastprofile haben. Ein Betrieb mit gleichmäßiger Bandlast zahlt deutlich geringere Netzentgelte als ein Standort mit einzelnen, kurzen Spitzen. Die Lastganganalyse macht diese Unterschiede sichtbar.

Für Betriebe mit registrierender Leistungsmessung (RLM), die bei einem Jahresverbrauch ab 100.000 kWh vorgeschrieben ist, liegen die nötigen Daten bereits vor. Unternehmen können ihre Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV auf bis zu 20 % des regulären Satzes reduzieren, doch ohne eine gründliche Lastganganalyse bleiben solche Potenziale unsichtbar.

Ein Lastgang beschreibt den zeitlichen Verlauf des Energieverbrauchs und bildet die Grundlage für präzise Verbrauchsanalysen, Lastspitzenmanagement und eine vorausschauende Energieplanung. BEO startet jede Zusammenarbeit deshalb mit einer kostenlosen BEO 360° Potenzialanalyse auf Basis realer RLM-Daten, um genau diese Muster offenzulegen.

Warum sind Lastspitzen so teuer? Leistungspreis, Netzentgelte und die teuerste Viertelstunde des Jahres

Der Leistungspreis (in €/kW/a) richtet sich nach der höchsten gemessenen Leistung im Abrechnungszeitraum. Eine einzelne Lastspitze von nur 15 Minuten kann die Netzentgeltkosten für ein ganzes Jahr bestimmen. Netzentgelte machen je nach Kundengruppe und Spannungsebene zwischen 20 und 30 % des Strompreises aus und sind in den letzten Jahren deutlich gestiegen (Stand: Juli 2026).

Wie der Leistungspreis die Stromrechnung treibt

Der Leistungspreis ist die Vergütung für die maximale Netzkapazität, die ein Betrieb in Anspruch nimmt. Er wird am Jahreshöchstwert der gemessenen Viertelstundenleistung bemessen. Nicht der durchschnittliche Verbrauch zählt, sondern der eine Peak.

Rechenbeispiel: Ein Produktionsbetrieb hat eine übliche Bezugsleistung von 800 kW. Durch das gleichzeitige Anlaufen zweier Kompressoren steigt die Spitze in einer Viertelstunde auf 1.100 kW. Bei einem Leistungspreis von 100 €/kW/a ergibt sich:

• Netzentgelt mit Spitze: 1.100 kW × 100 €/kW/a = 110.000 €/a
• Netzentgelt ohne Spitze: 800 kW × 100 €/kW/a = 80.000 €/a
• Differenz: 30.000 € pro Jahr, verursacht durch eine einzige unkontrollierte Viertelstunde

Es wurde keine einzige Kilowattstunde mehr verbraucht, aber die Jahresrechnung steigt um 30.000 €. Das macht den Leistungspreis zu einem der größten Hebel bei der Optimierung gewerblicher Stromkosten. Steigende Netzkosten durch den Ausbau erneuerbarer Energien und zunehmende Anforderungen an die Netzstabilität verstärken diesen Effekt zusätzlich.

Welche Methoden senken Lastspitzen? Ein Vergleich der Ansätze

Es gibt vier grundlegende Methoden, um Lastspitzen zu reduzieren. Welche Maßnahme am besten passt, hängt vom individuellen Lastprofil, den vorhandenen Anlagen und den Produktionsanforderungen ab.

Lastverschiebung: flexible Verbraucher zeitlich entzerren

Lastverschiebung (auch Demand-Side-Management genannt) bedeutet, energieintensive Prozesse gezielt in Zeiten mit niedrigerem Gesamtverbrauch zu verschieben, um Gleichzeitigkeitsspitzen zu vermeiden.

In der Praxis heißt das: Große Verbraucher wie Druckluftkompressoren, Kühlaggregate, Ladeinfrastruktur für Gabelstapler oder industrielle Trocknungsanlagen werden zeitlich versetzt statt parallel gestartet. Der erste Schritt ist die Lastganganalyse, die offenlegt, wann die Spitzen auftreten und welche Verbraucher sie verursachen.

Lastverschiebung erfordert keine Investition in Hardware, sondern organisatorische Anpassungen. Sie setzt allerdings voraus, dass flexible Verbraucher vorhanden sind und die Produktion zeitliche Spielräume zulässt. Für Betriebe mit starren Fertigungsabläufen ist sie nur eingeschränkt einsetzbar.

Lastabwurf: nicht-kritische Verbraucher bei Spitzenlast abschalten

Beim Lastabwurf werden nicht-produktionskritische Verbraucher bei drohender Lastspitze kurzzeitig abgeschaltet. Typische Kandidaten sind Klimaanlagen, Beleuchtung in Nebenbereichen oder temporär verschiebbare Prozesse.

Ein Energiemanagementsystem (EMS) erkennt drohende Spitzen in Echtzeit und greift automatisch ein. Die Methode ist schnell umsetzbar und erfordert geringe Investitionen, stößt aber an klare Grenzen: Produktionskritische Lasten lassen sich nicht abschalten, ohne den Betrieb zu beeinträchtigen.

Peak Shaving mit Batteriespeichern: Lastspitzen kappen ohne Produktionseinschränkung

Lastspitzenkappung (Peak Shaving) mit Batteriespeichern ist die wirksamste Methode zur Senkung des Leistungspreises, ohne die Produktion einzuschränken. Der Speicher lädt in Schwachlastphasen (z. B. nachts oder am Wochenende) und entlädt bei drohender Spitze, sodass der Netzbezug unter dem kritischen Schwellenwert bleibt.

Rechenbeispiel Peak Shaving: Ein Betrieb mit einer Spitzenleistung von 2.000 kW kappt diese durch einen Batteriespeicher auf 1.500 kW. Bei einem Leistungspreis von 100 €/kW/a ergibt sich:

• Gekappte Lastspitze: 500 kW
• Jährliche Ersparnis: 500 kW × 100 €/kW/a = 50.000 €/a

BEO finanziert, installiert und betreibt den Batteriespeicher als Owner-Operator direkt am Standort des Kunden. Der Kunde investiert nicht, trägt weder Betriebs- noch Erlösrisiko und erhält vertraglich garantierte Einsparungen. Die Ersparnis bei den Netzentgelten liegt typischerweise bei mehr als 20 %. Typische Behind-the-Meter-Kapazitäten (BTM), also Speicher am bestehenden Netzanschluss des Kunden, liegen zwischen 200 und 5.500 kWh.

Der Vorteil gegenüber Lastverschiebung und Lastabwurf: Die Produktion läuft unverändert weiter. Der Speicher arbeitet autonom im Hintergrund.

Eigenerzeugung mit PV oder BHKW

Photovoltaikanlagen (PV) und Blockheizkraftwerke (BHKW) reduzieren den Netzbezug und damit indirekt auch Lastspitzen. Als alleiniges Instrument für Peak Shaving sind sie allerdings nur bedingt geeignet: PV-Erzeugung ist wetterabhängig und stimmt zeitlich oft nicht mit den Lastspitzen überein.

Ein Batteriespeicher macht PV-Überschüsse für gezielte Spitzenkappung nutzbar, indem er mittags erzeugten Solarstrom zwischenspeichert und bei Bedarf abgibt. BEO optimiert bestehende PV-Anlagen und erzielt damit typischerweise 5 bis 10 % zusätzliche Ersparnis auf die Energiekosten.

Vergleich: Wann eignet sich welche Methode?

In der Praxis kombinieren die meisten Betriebe mehrere Ansätze. Lastverschiebung und Lastabwurf sind schnelle erste Maßnahmen. Für nachhaltige und hohe Einsparungen ohne Produktionseinschränkung ist ein Batteriespeicher der zentrale Baustein. BEO kombiniert über sein Energiemanagementsystem (EMS) mehrere Erlös- und Einsparhebel gleichzeitig: Stromeinkaufsoptimierung, Netzentgeltreduktion, Stromhandel und PV-Optimierung.

Atypische Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV

Atypische Netznutzung ist eine gesetzlich verankerte Sonderform der Netznutzung, die Unternehmen mit einem Verbrauchsmuster abseits der allgemeinen Netzspitzen deutlich niedrigere Netzentgelte ermöglicht. Die Netzentgelte lassen sich dabei nach § 19 Abs. 2 StromNEV auf bis zu 20 % des regulären Satzes reduzieren, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind.

Ein Unternehmen nutzt das Stromnetz dann „atypisch", wenn seine Jahreshöchstleistung vorhersehbar außerhalb der vom Netzbetreiber definierten Hochlastzeitfenster liegt. Der volkswirtschaftliche Grundgedanke: Wer Lastspitzen gezielt in netzschwache Zeiten verlagert, entlastet das Stromnetz und wird dafür mit niedrigeren Netzentgelten belohnt.

Voraussetzungen im Überblick (Stand: Juli 2026)

Die Hochlastzeitfenster (HLZ) werden von jedem Netzbetreiber individuell für jede Netz- und Umspannebene veröffentlicht. Sie gelten ausschließlich an Werktagen (Montag bis Freitag). Wochenenden und Feiertage zählen als Nebenzeiten.

Damit ein individuelles Netzentgelt genehmigt wird, muss die Jahreshöchstleistung eines Betriebs erheblich von der maximalen Leistung innerhalb der HLZ abweichen. Die Erheblichkeitsschwelle variiert je nach Spannungsebene: In der Mittelspannung muss die Höchstlast in den HLZ mindestens 20 % unter der Jahreshöchstlast liegen, in der Niederspannung mindestens 30 %. In allen Netz- und Umspannebenen ist eine Mindestverlagerung von 100 kW erforderlich.

BEO steuert Batteriespeicher so, dass die Last gezielt in den Hochlastzeitfenstern des jeweiligen Netzbetreibers gesenkt wird. Das EMS reagiert automatisch auf die individuellen HLZ-Vorgaben und stellt sicher, dass die Erheblichkeitsschwellen eingehalten werden.

Hinweis: Die Regelungen zur atypischen Netznutzung nach § 19 Abs. 2 StromNEV gelten in ihrer jetzigen Form bis zum Auslaufen der StromNEV am 31. Dezember 2028. Für die atypische Netznutzung bleibt die geltende Rabattstruktur laut Bundesnetzagentur übergangsweise erhalten. Über die konkrete Ausgestaltung der Nachfolgeregelungen soll Anfang 2027 entschieden werden (Stand: Juli 2026).

Ausblick: Was ändert die AgNes-Netzentgeltreform ab 2029?

Die bisherige Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) wird aufgrund eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs zum 31. Dezember 2028 außer Kraft gesetzt. Mit dem Verfahren zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) erarbeitet die Bundesnetzagentur die Nachfolge der StromNEV.

Was bedeutet der Systemwechsel für Industriekunden?

Für gewerbliche und industrielle Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch zeichnet sich ein Systemwechsel ab. Das bisherige Leistungspreis-/Arbeitspreismodell soll durch ein kapazitätsbasiertes Modell ersetzt werden, bestehend aus einem Kapazitätspreis sowie differenzierten Arbeitspreisen innerhalb und oberhalb der bestellten Kapazität.

Konkret: Industriekunden buchen vorab eine Bestellkapazität (in kW) und zahlen dafür einen festen Kapazitätspreis (€/kW/a). Wird im Bemessungszeitraum mehr entnommen als vorab bestellt, fällt pro überschrittener kWh ein Preisaufschlag an.

Während heute eine einzige Jahreshöchstlast das Leistungsentgelt bestimmt, zählt unter AgNes die gesamte Struktur des Lastgangs über das Jahr. Unternehmen mit flacher, bandlastähnlicher Abnahme profitieren tendenziell, weil ihre Bestellkapazität nahe an der mittleren Last liegen kann. Lastgänge mit wenigen, kurzen Spitzen erfordern dagegen eine bewusste Abwägung zwischen Kapazitätsbuchung und Mehrkosten durch den Preisaufschlag.

Warum Flexibilität unter AgNes noch wichtiger wird

Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, betonte am 27. Mai 2026: „Wir ermöglichen gewerblichen und industriellen Verbrauchern mehr Flexibilität beim Stromverbrauch. Darin liegen große Chancen, stärker auf niedrige Strompreise zu reagieren."

Ein Batteriespeicher schafft genau diese Flexibilität. Er ermöglicht es, die Bestellkapazität niedrig zu halten und trotzdem kurzfristige Lastspitzen aufzufangen, ohne den teuren Preisaufschlag auszulösen. BEO positioniert seine Kunden damit für beide Welten: die heutige Leistungspreislogik und das kommende Kapazitätsmodell.

Wichtiger Hinweis (Stand: Juli 2026): Die Bundesnetzagentur weist darauf hin, dass sowohl das Verfahren als auch der Meinungsbildungsprozess noch nicht abgeschlossen sind. Entsprechend sind bis zur finalen Konsultation Änderungen möglich. Die formelle Konsultation des Entwurfs zur Rahmenfestlegung AgNes ist für den Sommer 2026 vorgesehen und soll bis Ende des Jahres abgeschlossen werden. Unternehmen sollten die Entwicklung gemeinsam mit ihrem Energiepartner verfolgen und sich frühzeitig auf das neue System vorbereiten.

In fünf Schritten zum systematischen Lastspitzenmanagement

Ein wirksames Lastspitzenmanagement folgt einem strukturierten Prozess. Die fünf Schritte bauen aufeinander auf und bilden einen kontinuierlichen Optimierungskreislauf.

1. Lastgangdaten beschaffen und analysieren. Basis sind die 15-Minuten-RLM-Daten der letzten 12 Monate. Sie zeigen die Höhe, Häufigkeit und zeitliche Verteilung der Lastspitzen. Bei Betrieben mit RLM-Zähler liegen diese Daten beim Netzbetreiber oder Energieversorger vor und können angefordert werden.

2. Lastspitzen-Ursachen identifizieren. Welche Verbraucher verursachen die Spitzen? Typische Treiber sind gleichzeitige Motoranläufe, Schichtwechsel mit parallelem Hochfahren oder saisonale Kühllast. Hier trennt sich die reine Datenauswertung von der Praxis: Es braucht Erfahrung, um aus dem Lastprofil die richtigen Schlüsse zu ziehen.

3. Maßnahmen priorisieren. Auf Basis der Analyse werden die Maßnahmen nach Einsparpotenzial, Umsetzbarkeit und Auswirkung auf die Produktion bewertet. Oft ergibt sich eine Kombination aus organisatorischen Maßnahmen (Lastverschiebung) und technischen Lösungen (Batteriespeicher).

4. Technische Umsetzung. Die gewählten Maßnahmen werden implementiert: Steuerungslogiken im EMS, Installation eines Batteriespeichers, Anpassung von Schaltplänen. Bei einem Batteriespeicher übernimmt BEO als Owner-Operator die gesamte Umsetzung, vom Netzantrag über Genehmigungen und Finanzierung bis zur Inbetriebnahme.

5. Laufendes Monitoring und Optimierung. Lastspitzenmanagement ist kein einmaliges Projekt. Produktionsänderungen, neue Maschinen oder saisonale Effekte verändern das Lastprofil. Ein gutes EMS überwacht den Lastgang in Echtzeit, erkennt neue Muster und passt die Steuerung automatisch an. BEO übernimmt den Betrieb und die laufende Optimierung über die gesamte Vertragslaufzeit.

Häufige Fragen zu Lastganganalyse und Lastspitzenmanagement

Was kostet eine Lastganganalyse?

Die Kosten hängen von der Komplexität des Standorts und der gewählten Auswertungstiefe ab. Energiemanagementsoftware-Anbieter berechnen in der Regel monatliche Lizenzgebühren, die bei wenigen hundert Euro beginnen. BEO bietet die BEO 360° Potenzialanalyse kostenlos an: Auf Basis Ihrer realen RLM-Daten analysiert BEO das vollständige Einsparpotenzial Ihres Standorts, ohne Kosten oder Verpflichtung.

Wie schnell amortisiert sich Peak Shaving?

Bei einem Eigeninvestment hängt die Amortisation vom Leistungspreis, der Häufigkeit und Höhe der Lastspitzen sowie den Speicherkosten ab. Typische Amortisationszeiten liegen bei vier bis sieben Jahren. Beim BEO-Modell entfällt die Frage der Amortisation für den Kunden, da BEO den Speicher finanziert, installiert und betreibt. Sie sparen vom ersten Tag, ohne eigenes Kapital einzusetzen.

Braucht ein Batteriespeicher eine Baugenehmigung?

Das hängt von der Größe, dem Standort und dem Bundesland ab. Containerbasierte Speichersysteme bis zu einer bestimmten Größe sind in vielen Bundesländern genehmigungsfrei. Bei größeren Anlagen oder besonderen Standortbedingungen kann eine Baugenehmigung erforderlich sein. BEO übernimmt das komplette Genehmigungsmanagement, einschließlich Netzanschlussverfahren und Behördenabstimmung.

Kann man Lastspitzenmanagement auch ohne eigene Investition umsetzen?

Ja. BEO finanziert, installiert und betreibt Batteriespeicher als Owner-Operator direkt am Standort des Kunden. Der Kunde stellt nur die Fläche (typischerweise 10 bis 50 m² für Behind-the-Meter-Speicher). Alle Kosten, Genehmigungen und der laufende Betrieb liegen bei BEO. Die Einsparungen sind vertraglich garantiert.

Welche Daten braucht man für eine Potenzialanalyse?

Für eine fundierte Analyse genügen die 15-Minuten-Lastgangdaten (RLM) des letzten Jahres sowie die aktuelle Stromrechnung mit Angaben zu Leistungspreis und Arbeitspreis. Liegt eine PV-Anlage vor, sind auch deren Einspeisedaten hilfreich. BEO bewertet auf dieser Basis alle relevanten Einsparhebel: Lastspitzenkappung, Stromeinkaufsoptimierung, atypische Netznutzung und PV-Optimierung.

Was passiert bei Ausfall des Speichers?

Ein Ausfall des Batteriespeichers hat keine Auswirkung auf die Stromversorgung des Betriebs. Der Speicher optimiert den Netzbezug, ersetzt ihn aber nicht. Bei einem Ausfall bezieht der Betrieb seinen Strom wie gewohnt aus dem Netz. BEO überwacht alle Speicher ferngesteuert rund um die Uhr und kümmert sich um Wartung und Störungsbehebung.

Fazit

Systematisches Lastspitzenmanagement beginnt mit einer fundierten Lastganganalyse und erfordert einen strukturierten, kontinuierlichen Optimierungsprozess. Die Hebel sind klar: Lastverschiebung und Lastabwurf als schnelle organisatorische Maßnahmen, Batteriespeicher für nachhaltige und hohe Einsparungen ohne Produktionseinschränkung.

Der Leistungspreis ist heute einer der größten Kostentreiber für leistungsgemessene Industrie- und Gewerbebetriebe. Mit der kommenden AgNes-Reform ab 2029 wird die Fähigkeit, flexibel auf Netzanforderungen zu reagieren, noch wichtiger. Ein Batteriespeicher schafft diese Flexibilität und positioniert Ihren Standort für beide Welten: die heutige Leistungspreislogik und das neue Kapazitätsmodell.

Wenn Sie wissen möchten, welches Einsparpotenzial an Ihrem Standort besteht, können Sie eine kostenlose BEO 360° Potenzialanalyse anfragen. Auf Basis Ihrer realen RLM-Daten analysiert BEO alle relevanten Hebel und zeigt Ihnen konkret, wie sich Ihre Netzentgelte senken lassen.

Quellen

• Bundesnetzagentur: Individuelle Netzentgelte Strom gemäß § 19 StromNEV (abgerufen Juli 2026)
• Bundesnetzagentur: Pressemitteilung AgNes-Zwischenstand, 27. Mai 2026
• Bundesnetzagentur: AgNes-Verfahren
• Gesetze im Internet: § 19 StromNEV