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Die Eisengießerei ACO Guss in Kaiserslautern schmelzt nicht mehr nach Schichtplan, sondern nach Börsenpreis. Jeden frühen Nachmittag prüft Geschäftsführer Stefan Weber die Day-Ahead-Preise für den Folgetag. Übersteigt der Spotpreis 30 Cent pro Kilowattstunde, stellt er die Induktionsöfen auf Warmhalten. Das ist kein Notfallmodus. Es ist das neue Standardverfahren.
Schwankungen auf historischem Niveau
Was ACO Guss antreibt, sind extreme Preisbewegungen am Großhandelsmarkt. An einem einzelnen Tag im August 2026 lagen die Spotmarktpreise zwischen null und knapp 50 Cent pro Kilowattstunde, reiner Beschaffungspreis ohne Netzentgelte, Umlagen und Steuern. Laut Bundesnetzagentur war der Börsenstrom 2025 in 573 Stunden negativ, so oft wie nie zuvor. In diesem Sommer hat sich die Volatilität weiter verschärft: wochenlange Hitze, hohe Solareinspeisung mittags, fehlende Grundlast abends.
Der Mechanismus dahinter ist das Merit-Order-Prinzip. Das teuerste Kraftwerk, das gerade noch gebraucht wird, setzt den Preis für alle. Wind- und Solaranlagen speisen zum Grenzpreis nahe null ein. Bei starker Einspeisung verdrängen sie Gaskraftwerke aus dem Markt, der Preis bricht weg. Fehlt die erneuerbare Energie, springen fossile Anlagen ein. Ihr Gaspreis gilt dann für jede gehandelte Kilowattstunde.
Produktionsplanung als Energiemanagement
ACO Guss beschäftigt 370 Mitarbeiter und hat eine Anschlussleistung von 15 Megawatt. Die Induktionsöfen, mit denen das Unternehmen elektrisch schmilzt, lassen sich kurzfristig unterbrechen. Das unterscheidet sie von Kupolöfen, die mit Koks betrieben werden und nicht flexibel abschaltbar sind.
Diesen technischen Vorteil nutzt Weber systematisch. Im Sommer legt das Werk stromintensive Prozesse in die Mittagsstunden, wenn Solarstrom den Preis drückt. Im Winter ist das Muster umgekehrt. Preisspitzen am Abend, wenn Photovoltaik ausfällt und die Nachfrage steigt, werden durch Produktionspausen abgefedert.
Nicht jeder Prozess lässt sich so steuern. Die Stranggießanlage, mit der ACO nach eigenen Angaben in Deutschland Marktführer ist, läuft kontinuierlich. Ein Stopp bedeutet den Verlust der Tagesproduktion einschließlich der Kokille. Dieser Teil der Fertigung ist preisunelastisch. Das Personal kostet auch während der Pausen sein volles Gehalt. Und das Warmhalten der Öfen verbraucht ebenfalls Strom.
Verwaltungsaufwand als unterschätzte Belastung
Was in der Darstellung nach Optimierung klingt, hat für viele Betriebe eine andere Seite. Die tägliche Beobachtung des Spotmarkts bindet Managementkapazität. Die Kalkulation von Aufträgen wird schwieriger, weil der Energiekostenanteil variiert. Festpreisverträge für Kunden lassen sich kaum noch seriös über längere Laufzeiten abschließen, wenn der Energieblock unberechenbar bleibt.
Für Betriebe ohne dediziertes Energiemanagement ist das eine strukturelle Benachteiligung. Wer keine 15 Megawatt abnimmt und keinen Geschäftsführer hat, der täglich den Spotmarkt prüft, kann diese Flexibilitätsgewinne nicht realisieren. Kleinere Mittelständler sind an Jahresverträge oder einfache Beschaffungsprodukte gebunden, die die Spotmarktvolatilität nur mit Verzögerung und geglättet weitergeben.
Neue Anbieter, neue Instrumente
Die extremen Preisunterschiede zwischen Mittags- und Abendstunden haben ein Geschäftsfeld für industrielle Batteriespeicher geöffnet. Wer Strom bei negativen oder sehr niedrigen Preisen einlagert und abends zurückspeist, erzielt rechnerisch erhebliche Spreads. Anbieter von gewerblichen Großspeichern verzeichnen entsprechend steigende Nachfrage. Die Bundesnetzagentur sieht im Ausbau stationärer Batteriespeicher eine Voraussetzung für die Netzstabilität bei weiter wachsender erneuerbarer Einspeisung.
Auf der Regulierungsseite hat die Bundesregierung 2026 ein Entlastungspaket von 6,5 Milliarden Euro aufgelegt, das unter anderem die Netzentgelte für Übertragungsnetze subventioniert. Für Industriebetriebe, die direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, ergibt sich daraus laut Schätzungen eine Entlastung von rund 1,5 Cent pro Kilowattstunde brutto. Für Haushalte fällt der Effekt geringer aus.
Fazit
Die Preisstruktur am Strommarkt hat sich strukturell verändert. Ein einmal jährlich verhandelter Festpreis deckt die Realität nicht mehr ab. Für energieintensive Betriebe mit flexiblen Prozessen entstehen Einsparpotenziale. Für Unternehmen ohne Flexibilität oder ohne Ressourcen für aktives Energiemanagement steigt der Verwaltungsaufwand, ohne dass ein Gegengewinn entsteht. Wer Produktionsprozesse in den nächsten Jahren investiv plant, sollte die Frage der Lastverlagerbarkeit frühzeitig einbeziehen. Die Volatilität wird mit wachsender erneuerbarer Einspeisung nicht abnehmen.
