Die Evolution der Geschäftsmodelle im Energiemarkt: Trends erkennen, Timing verstehen, Transformation gestalten

Gemeinsam mit exnaton haben wir an einem Trendbarometer für Deutschland gearbeitet. Wir haben uns die Frage gestellt: Wohin entwickeln sich die Geschäftsmodelle? Welche Modelle skalieren – und wann ist der Markt reif dafür?

exnaton bringt dabei eine besondere Perspektive ein: Als Softwareunternehmen, das die Abwicklung innovativer Energieprodukte begleitet, sieht man früh, was sich in der Praxis bewährt und was nicht. Wer die Abrechnung macht, sieht den Markt – nicht in der Theorie, sondern in laufenden Tarifen, Zählpunkten und Kundenverhalten.

Das Commodity-Volumengeschäft schrumpft weiter

Bevor wir auf das Trendbarometer mit seinen Produktkategorien eingehen, lohnt der Blick auf die Ausgangslage: Warum verliert die klassische Vollversorgung an Substanz – und warum ist dieser Trend strukturell? Ein paar Datenpunkte verdeutlichen den Trend in Deutschland. 

Der SLP-Stromabsatz sank trotz wachsender Elektrifizierung von 150,6 TWh (2023) auf 147,6 TWh (2024), ein Minus von 3 TWh (BNetzA, Monitoringbericht 2025). Im selben Zeitraum wuchs der PV-Eigenverbrauch der Haushalte von 8,2 TWh auf 12,3 TWh – ein Plus von gut 4 TWh (Fraunhofer ISE, Dez. 2025). Die Rechnung zeigt: Der durch E-Autos (9 % der Haushalte, KfW-Energiewendebarometer 2025) und Wärmepumpen (8 % der Haushalte) zusätzlich entstehende Strombedarf wird im SLP-Segment bereits heute durch den Zuwachs an Eigenerzeugung überkompensiert. Mit anderen Worten: Selbst eine wachsende Elektrifizierung verhindert den Rückgang der Vollversorgung nicht – sie verschiebt das Volumen lediglich in Richtung Eigenverbrauch.

Bereits jeder sechste Haushalt erzeugt Strom selbst, jede zweite PV-Anlage wird inzwischen mit Speicher kombiniert – vor zwei Jahren war es erst jede vierte (KfW-Energiewendebarometer 2025). 2025 beschleunigte sich der Trend weiter: Der PV-Eigenverbrauch stieg auf 16,9 TWh (+37 %); damit deckten Haushalte rund 19 Prozent ihrer gesamten PV-Erzeugung selbst, statt sie einzuspeisen (Fraunhofer ISE, Dez. 2025 & Jan. 2026).

Im B2B-Segment ist noch viel Potenzial zu heben. Den installierten 77 GW Gebäude-PV in Deutschland (BNetzA/MaStR, Feb. 2026) stehen rund 330 GW unerschlossenes Potenzial gegenüber, davon allein 36 GW auf Logistik- und Industriedächern (Garbe, 2024; Agora/greenventory, 2023). Anschaulich wird das auf Gewerbedächern: Vier von fünf Hallendächern sind bisher ohne PV (Fraunhofer IIS/BVL, 2025).

Nach unserer Einschätzung verliert die Vollversorgung (C1) zunehmend an Marktanteil und wird langsam und schleichend zur Nischenform. Die Reststromversorgung (C2) wird zur dominanten Commodity-Versorgungsform.

Drei Kräfte treiben diese Entwicklung: (1) die zunehmende Preisvolatilität an den Strommärkten, (2) die regulatorischen Impulse des neuen Marktdesigns sowie (3) eine wachsende Kundennachfrage nach Unabhängigkeit und Energiekostenoptimierung. Mit dem Rollout der intelligenten Messsysteme und der strukturellen Etablierung von Energiegemeinschaften wächst zudem die erreichbare Zielgruppe kontinuierlich an. War früher Energieeffizienz der einzige Hebel zur Kostenreduktion, werden künftig Produkte, die Flexibilität belohnen, die Nachfrage treiben – spätestens wenn das Wissen um das Einsparpotenzial im Mainstream ankommt.

Und dieses Potenzial ist erheblich – je nach Kundensegment unterschiedlich groß. Laut PwC-Studie „Zukunft der Energieversorger“ (2025) ist der günstigste Gesamtpreis für 71 % der Haushalte das wichtigste Kriterium – 85 % zeigen grundsätzliche Bereitschaft, ihr Verbrauchsverhalten für Kosteneinsparungen anzupassen. Wie groß der Hebel im Einzelfall ist, zeigen zwei unabhängige Berechnungen für unterschiedlich ausgestattete Haushalte: Die BCG-Studie „Energy Management Systems“ (2025) beziffert das Potenzial für Haushalte mit Wärmepumpe, Batteriespeicher und E-Auto auf 350 bis 450 Euro pro Jahr allein durch dynamische Tarifoptimierung – mit fortgeschrittener Marktintegration könnte sich dieser Wert zwei- bis dreifach erhöhen. Die Simulationsrechnungen von exnaton (Juni 2026) bestätigen die BCG-Studie: Wer nur seinen Bezug optimiert, spart rund 110 bis 510 Euro jährlich. Wer zusätzlich zeitvariable Netzentgelte nutzt, kommt auf bis zu 860 Euro. Und wer als Prosumer auch die Einspeisung dynamisch vermarktet, kann bis zu 1.300 Euro pro Jahr erreichen. Wer Interesse an der Kalkulation und den getroffenen Annahmen hat, kann sich gerne direkt an die Experten von exnaton wenden.

Die Potenziale für Endkunden sind beachtlich, das Angebot an Produkten (noch) überschaubar. Für das Produktmanagement von Energieversorgern ergeben sich zwei Grundsatzfragen, die sie sich selbst stellen sollten:

1. Welche Produkte bieten wir Kunden ohne Eigenerzeugung an?
2. Wie sichern wir die Reststromversorgung bei Kunden mit eigener Erzeugung, Speicher oder steuerbaren Verbrauchseinrichtungen?

Um eine Strategie abzuleiten, die über die regulatorische Pflicht hinausgeht, lohnt der Blick zurück: Welche Geschäftsmodelle haben im deutschen Energiemarkt bislang skaliert – und welche nicht?

Was die Geschichte lehrt: Muster der Skalierung im
Energiemarkt

Nach unseren Erfahrungen aus über 30 Jahren in der Energiewirtschaft ergeben sich aus der Marktentwicklung seit der Liberalisierung wiederkehrende Muster. Vier sind für die Einordnung neuer Geschäftsmodelle besonders relevant:

1. Digitale Infrastruktur ist Voraussetzung. Sie entscheidet darüber, ob ein Geschäftsmodell in die Breite skaliert.
2. Workarounds haben eine wirtschaftliche Grenze. Sie sind als Brücke möglich, wenn sie Komplexität aus dem Prozess nehmen oder das Volumen den Aufwand rechtfertigt.
3. Regulatorische Rahmenbedingungen müssen in digitale Prozesse gegossen werden. Erst wenn Prozessabläufe über Unternehmensgrenzen hinweg standardisiert und digitalisiert sind, können sich Massenprozesse etablieren.
4. Geschäftsmodelle reifen vom Großkunden zum Haushalt. Neue Modelle starten oft bei Industriekunden, weil der Business Case aufgrund der Volumina früh trägt. Der Druck, die hohe Komplexität von Großkundengeschäften beherrschbar zu machen, treibt die Weiterentwicklung der IT. Über den Mittelstand werden Prozesse standardisiert und Kosten gesenkt, bis das Modell schließlich in der Breite der Haushaltskunden skaliert.

Wie diese Muster entstanden sind, zeigt ein Blick auf die Marktentwicklung seit 1998: In zwei der drei sich überlagernden Transformationsphasen haben wir einige Geschäftsmodelle nach Skalierung und Nische eingeordnet (vgl. Abbildung 2). Diese Phasen werden im Folgenden chronologisch skizziert.

Die Liberalisierung ab 1998 schuf neue Spielräume – Lieferantenwechsel waren theoretisch möglich, in der Praxis fehlte jedoch der Prozessrahmen. Welche Geschäftsmodelle haben skaliert? Ein kurzer Überblick:
Im B2B-Segment waren zu Beginn der Marktliberalisierung Bündelkundenmodelle
in aller Munde; die Aggregation von Abnahmemengen war ein beliebtes Instrument, um neue Kunden zu gewinnen. Sobald die Bündelkundenstruktur in den IT-Systemen abgebildet und abgerechnet werden konnte, etablierte sich dies als eines der ersten erfolgreichen innovativen Geschäftsmodelle.

In der Zeit, in der Datenaustauschprozesse noch nicht zuverlässig funktionierten, waren insbesondere Großkunden umkämpft – die hohen Wechselkosten ließen sich durch deren Volumen kompensieren. Ein gutes Feld, um sich im Wettbewerb zu beweisen. Unabhängige Energiebroker brachten zusätzlichen Wettbewerb auf den Großhandelsmarkt; der Wettlauf um Trading-Kompetenz war entbrannt – IT wurde zum entscheidenden Enabler. Nach Einführung der Standardlastprofile und der Datenaustauschprozesse (GPKE) nach 2005 begann die Direktbelieferung von Gewerbe- und später Haushaltskunden zu skalieren. Mit zunehmender Digitalisierung der Prozessabläufe etablierten sich Online-Abschluss und Direktvertrieb als eigenständige Kanäle – Discountstrom skalierte nach anfänglichen Anlaufschwierigkeiten. Begünstigt durch den klaren Förderrahmen des EEG wurden Ökostromtarife als Differenzierungsmerkmal gegenüber dem reinen Preiswettbewerb erkannt. Mit Einführung des Marktprämienmodells entstand ein neues B2B-Geschäftsfeld: Die Direktvermarktung erneuerbarer Energien entwickelte sich Schritt für Schritt zu einem Massengeschäft mit spezialisierten Dienstleistern. Die Projektentwicklung für große Solaranlagen erreichte dabei die nächste Stufe der Professionalisierung. Im B2C-Segment wuchs – mit der Erkenntnis, dass Eigenerzeugung rentabel ist – schrittweise das Non-Commodity-Geschäft. Zum klassischen Stromvertrieb wurden neue digitale Kompetenzen für Vertrieb und Lieferung von Hardware – PV Anlagen, Speicher, Wallboxen – hinzugefügt. Die Evolution des Energieversorgers zum Systemanbieter setzte sich fort. Der Wettbewerb sortierte: Wer frühzeitig in Fähigkeiten und Skalierung investierte, konnte profitieren. Wer den Aufbau der notwendigen Kompetenzen zu zögerlich anging oder die kritische Masse nicht erreichte, zieht sich aus diesem Segment heute wieder zurück.

Was hat nicht skaliert? Smart-Home-Energie, Demand-Side-Management und virtuelle Kraftwerke blieben Nischenmodelle. Der gemeinsame Nenner: fehlende intelligente Messtechnik als digitales Fundament – ohne sie sind zeitvariable Produkte bisher nicht wirtschaftlich abzuwickeln. Viele Pioniere mussten erkennen, dass ohne funktionierende Rahmenbedingungen der Aufbau skalierungsfähiger Geschäftsmodelle wirtschaftlich kaum tragbar ist – unabhängig von der Qualität der Idee und dem Willen zur Umsetzung.

Das Timing der Markteinführung ist dabei mindestens so entscheidend wie die Qualität des Produkts selbst. Viele Modelle, die heute skalieren, haben in einer früheren Phase nicht funktioniert – nicht weil die Idee falsch war, sondern weil die Infrastruktur, Digitalisierung fehlte oder die Kundennachfrage noch nicht reif war.

Im Marktmodell 3.0 befinden sich erneut viele Produkte in der Pipeline – wie dynamische Tarife, Energy Sharing, V2G – die auf das richtige Timing warten. Andere nehmen gerade einen erneuten Anlauf. Eine entscheidende Frage für deren Markterfolg lautet: Wann sind die Rahmenbedingungen für Skalierung gegeben?

Der regulatorische Rahmen für neue Geschäftsmodelle

In den Jahren 2023 und 2024 wurden fünf regulatorische Bausteine verabschiedet, die in ihrer Kombination das Marktdesign fundamental verändern: Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende treibt den Rollout intelligenter Messsysteme als Datenfundament voran, § 14a EnWG integriert steuerbare Verbrauchseinrichtungen als aktive Netzbausteine, § 41a EnWG macht dynamische Tarife zur Pflicht, § 42b EnWG senkt gegenüber dem klassischen Mieterstrom die Hürden zur gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung, und § 42c EnWG schafft den Rahmen für Energy Sharing im Verteilnetz.

Einzeln betrachtet ist jeder dieser Schritte inkrementell. In der Kombination entsteht ein Rahmenwerk, das neue Geschäftsmodelle nicht nur ermöglicht, sondern das klassische Commodity-Geschäft strukturell weiter unter Druck setzt – und die Verschiebung von der Vollversorgung zur Reststromversorgung weiter beschleunigt.

Drei Entwicklungen verstärken diese Wirkung zusätzlich: (1) Die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, Energy Sharing und der iMSys-Rollout vergrößern die erreichbare Zielgruppe. (2) Bei Industriekunden erhöhen ESG-Druck und Wirtschaftlichkeit die Attraktivität von Investitionen in erneuerbare Energien. (3) Flexibilität gewinnt an Bedeutung – sie könnte zur wirksamsten Stellschraube zur Reduktion von Systemkosten werden, braucht aber Produkte, die Kunden entsprechende Anreize bieten, ihren Verbrauch aktiv anzupassen.

Die regulatorischen Eckpunkte sind gesetzt – die Erweiterung der Produktpalette, der Abrechnungsprozesse und der IT-Fähigkeiten ist die logische Konsequenz. Wer die Impulse einzeln bewertet, unterschätzt ihre kombinierte Wirkung. Die Umsetzung geht nicht von heute auf morgen; es braucht einen strukturierten Plan für die schrittweise Weiterentwicklung im Unternehmen.

Das Trendbarometer für Produktinnovationen im Energiemarkt

Um die notwendigen Fähigkeiten strukturiert aufzubauen, braucht es eine Roadmap – eine, die die aktuelle IT-Landschaft und die vorhandenen Kompetenzen als Ausgangspunkt nimmt und mit einem klaren Blick auf die Marktentwicklung verbindet. Es geht darum, einen Weg zu skizzieren, der zum Unternehmen passt und die Transformation zum Flexibilitätsanbieter optimal unterstützt.

Als Unterstützungswerkzeug haben wir ein Trendbarometer entwickelt, welches als Leitfaden für die Diskussion dienen soll. Welche Produkte haben Skalierungspotenzial? Wann ist der Markt reif dafür? Welche Produkte sind im eigenen Unternehmen – strategisch und technisch – umsetzbar? Und welche Fähigkeiten fehlen uns kurz-, mittel- und langfristig?

Die Beantwortung dieser Fragen schafft ein gemeinsames Verständnis im Unternehmen – und genau das ist die Voraussetzung für eine Business- und IT-Roadmap, die nicht nur auf dem Papier funktioniert, sondern auch erfolgreich umgesetzt werden kann.

Im Trendbarometer haben wir fünf Produktkategorien definiert und ihnen insgesamt 25 Produktbausteine zugeordnet. Ein Produktbaustein beschreibt die kleinste eigenständige Einheit eines Produkts – er kann für sich allein ein Produkt ergeben oder durch Kombination mit anderen Bausteinen zu differenzierteren Angeboten weiterentwickelt werden.

Die fünf Produktkategorien decken das Spektrum des neuen Energiemarktdesigns ab. Commodity Tariffs bilden mit Voll- und Reststromversorgung die bekannte Basis. Strukturierte Verträge umfassen sieben Bausteine, die strukturierte Direktlieferverträge zwischen Erzeugern und Abnehmern in verschiedenen Ausgestaltungen abbilden – von Termingeschäften bis hin zu komplexen PPA-Konstrukten. Dynamic Tariffs bündeln vier Bausteine für echtzeitbasierte Tarife, die Marktsignale direkt an den Endkunden weitergeben. Flexumer Tariffs adressieren mit vier Bausteinen Kunden mit eigener Erzeugung, Speicher oder steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und verbinden Bezug und Einspeisung in einem integrierten Produkt. Energy Sharing schließt die Übersicht mit acht Bausteinen ab – von Multi-Site-B2B-Sharing bis zur regulierten Gemeinschaftsversorgung nach § 42c EnWG.

Das Barometer zeigt in den vier dargestellten Produktkategorien unterschiedliche Wachstumsprofile mit jeweils eigenen Zeithorizonten. Die einzelnen Produktbausteine zeigen dabei ein abgestuftes Potenzial: In jeder Kategorie gibt es Bausteine, die bereits heute Skalierungspotenzial mitbringen, andere brauchen noch Zeit. Die Einschätzungen je Kategorie:

Strukturierte Produkte bleiben das Rückgrat der B2B-Energieversorgung – auf hohem Niveau, allerdings mit strukturellem Wandel: Einfache Pay-as-produced-Tranchen verlieren an Relevanz, strukturierte Varianten mit Preisabsicherung gewinnen. Der Markt reift, und Komplexität wird zum Unterscheidungsmerkmal: Wer maßgeschneiderte PPA-Strukturen anbieten kann, sichert sich eine starke Position im B2B-Segment.

Dynamic Tariffs stehen am Anfang ihrer Entwicklung – von der regulatorischen Pflichteinführung hin zu lokalen Echtzeit-Tarifen. Heute haben erst 5,5 % aller Messlokationen einen iMSys-Zähler (BNetzA, 2025). Bis 2032 wird die installierte Basis deutlich wachsen: Allein aus Pflichteinbaufällen über 6.000 kWh, § 14a-Verbrauchseinrichtungen (Wallboxen, Wärmepumpen) und PV-Anlagen ergibt sich eine Zielgröße von 25–30 Millionen Messlokationen – rund 50 % des Gesamtbestands. Mit wachsender iMSys-Verbreitung – realistisch ab 2028/29 – und steigender Preisvolatilität ist signifikantes Wachstum bei dynamischen Tarifen zu erwarten. Die Fähigkeit, dynamische Tarife zu managen, wird damit zur Kernkompetenz, auf der viele weitere Produkte in den anderen Kategorien aufbauen.

Flexumer Tariffs werden mit der Etablierung von HEMS, dem schrittweisen Wegfall der EEG-Einspeisevergütung für Bestandsanlagen, zunehmender Preisvolatilität und wachsender E-Mobilität in der Fläche stark zulegen. Flexumer Tariffs sind dabei nicht nur ein eigenständiges Wachstumsfeld – ihre Prinzipien werden als Grundlage in andere Produktkategorien einfließen und dort die Produktlogik prägen.

Energy Sharing bietet langfristig das größte Wachstumspotenzial. Der Grund liegt in der einzigartigen Kombination von Wertversprechen: Energy Sharing verbindet Kostenreduktion für Verbraucher mit einer – bei entsprechender Marktreife – höheren Vergütung für Einspeiser gegenüber dem Börsenwert, stärkt die regionale Kundenbindung und erschließt damit eine kontinuierlich wachsende Zielgruppe. Es bietet sich als Antwort an für Anlagenbetreiber, deren Altanlagen aus der Förderung laufen, und für Neuanlagen, die ab 2027 voraussichtlich keine feste EEG-Vergütung mehr bekommen. Die Evolution wird schrittweise verlaufen: von einfachen SLP-Communities über Multi-Site-B2B-Lösungen bis hin zu komplexen kommunalen Versorgungsgemeinschaften nach § 42c EnWG.

Dem Trendbarometer liegen 25 Produktbausteine mit jeweils eigenen Umsetzungsvoraussetzungen, Timings und Abhängigkeiten zugrunde. Wer das eigene Bild der Marktentwicklung schärfen und mit der individuellen Unternehmenssituation verknüpfen möchte, ist eingeladen, den Austausch mit uns zu suchen.

Den eigenen Weg zum Flexibilitätsanbieter gestalten

Kein Energieversorger wird dieselbe Transformation durchlaufen wie ein anderer. Ausgangslage, Systemlandschaft, Kundenbasis, Fähigkeiten und strategische Prioritäten sind zu unterschiedlich. Was alle verbindet: Die Geschwindigkeit und Richtung der Transformation hängen maßgeblich davon ab, wie gut ein Unternehmen Flexibilität managen kann – auf der Einkaufsseite, im Bilanzkreis und in der Abrechnung.

Die zentrale Frage ist dabei nicht ob, sondern wie ein EVU seine bestehende Systemlandschaft am effizientesten in eine Flexibilitätsplattform weiterentwickeln kann. Das Herz einer solchen Plattform besteht aus drei Bereichen, die zusammenwirken müssen: ein flexibler Energieeinkauf, der Marktpreissignale effizient verarbeitet; eine flexible Bilanzkreisbewirtschaftung, die dezentrale Erzeugung und steuerbare Lasten in Echtzeit integriert; und eine flexible Abrechnung, die dynamische und komplexe Produkte wirtschaftlich abwickeln kann – einschließlich der Erzeugung lokaler Preissignale, die Kunden gezielt zur Flexibilisierung ihres Verbrauchs einladen. Fehlt einer dieser drei Bereiche, bleibt der Kern der Plattform unvollständig – und das Produktportfolio im Wettbewerb entsprechend begrenzt.

Der Aufbau dieser Fähigkeiten muss kein Parallelprojekt zur laufenden IT-Transformation sein. Im Gegenteil: Die klügste Strategie ist es, die schrittweise Entwicklung der Flexibilitätsplattform in bestehende Projekte und Vorhaben zu integrieren. Das spart Zeit und Kosten, schafft Synergien – und bringt neue Umsatzpotenziale früher zum Tragen.

Die Transformation zum Flexibilitätsanbieter ist komplex, aber sie lässt sich strukturiert angehen. Wer eine Roadmap entwickeln möchte, die zur eigenen Systemlandschaft und Geschäftsstrategie passt, ist eingeladen, gemeinsam mit uns den nächsten Schritt zu gehen.

Dr. Liliane Ableitner | Co-Founder & CEO  | exnaton – liliane@exnaton.com 

Klaus Lohnert | Chief Strategist  | freEnergy Consulting GmbH – klaus@fre.energy