Dynamische Stromtarife: Welche Lasten sich verschieben lassen

130 Euro Tagesspreizung 2025: Der Abstand zählt, nicht das Preisniveau

Nach der Auswertung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) lag der durchschnittliche Tagesspread am deutschen Day-Ahead-Markt 2025 bei 130 Euro je Megawattstunde. Der Jahresmittelwert selbst betrug laut Bundesnetzagentur 89,32 Euro je Megawattstunde. Zwischen billigster und teuerster Stunde eines Tages lag im Schnitt also mehr, als der Durchschnittspreis insgesamt wert war. Über den Nutzen dynamischer Tarife entscheidet damit nicht das Preisniveau, sondern der Abstand zwischen den Stunden — und wie viele Kilowattstunden Sie darüber hinwegschieben.

Die klassische Tag-Nacht-Logik greift diesen Abstand nicht mehr ab. Die FfE weist für 2025 ein Verhältnis von Peak- zu Base-Preis von 1,03 aus: Peakload kostete im Jahresmittel 92,3 Euro, Offpeak 87,7 Euro je Megawattstunde — ein Unterschied von rund fünf Prozent. Die Spreizung entsteht heute innerhalb des Tages: mittags bei hoher Solareinspeisung nach unten, morgens und abends nach oben. Wer Lasten pauschal in die Nacht verlegt, greift sie nicht ab.

Die Ausschläge nehmen zu. Die Bundesnetzagentur zählt für 2025 573 von 8.760 Stunden mit negativen Großhandelspreisen nach 457 von 8.784 Stunden im Jahr 2024; in 40 Stunden lag der Preis über 300 Euro je Megawattstunde. Im ersten Halbjahr 2026 meldete Epex Spot 298 negative Stunden — seltener als im Vorjahreszeitraum, aber tiefer: Am 1. Mai 2026 notierte der Markt bei minus 499,99 Euro je Megawattstunde, einen Cent über der damals geltenden Untergrenze. Seit dem Handelstag 28. Mai 2026 liegt der harmonisierte Mindestpreis der europäischen Day-Ahead-Marktkopplung deshalb bei minus 600 Euro je Megawattstunde. Seit dem 1. Oktober 2025 wird die Day-Ahead-Auktion zudem in 96 Viertelstunden statt in 24 Stunden abgerechnet.

Kälte und Kühlhaus: 35 bis 54 Prozent weniger Strombezugskosten im Modell

Kälte bringt den Speicher bereits mit: Kühlgut, Sole und Bauteile halten die Temperatur, wenn der Verdichter aussetzt. Fraunhofer UMSICHT beziffert im Forschungsprojekt FlexKälte den Energiebedarf des deutschen Kältesektors auf 92,7 Terawattstunden, davon 85 Prozent elektrisch. Wer vor dem Preisanstieg gezielt auf die untere Toleranzgrenze vorkühlt, kann den Verdichter in der teuren Stunde stehen lassen, ohne die Temperaturvorgabe zu verletzen.

Die Ergebnisse stammen aus einer mathematischen Betriebsoptimierung mit Ganzjahres-Kältebedarfsprofilen für zehn Beispielstandorte — darunter Kühlhaus, Großbäckerei, Fleischverarbeitung, Supermarkt, Krankenhaus und zwei Rechenzentren. Gegenüber dem Referenzbetrieb sanken die Strombezugskosten um 35 bis 54 Prozent, die CO2-Emissionen um 22 bis 39 Prozent. Gefördert wurde das Vorhaben vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz unter dem Förderkennzeichen 01EI1007, veröffentlicht am 9. Februar 2024. Das sind Modellwerte, keine gemessenen Betriebsergebnisse.

Die Grenze setzt das Produkt, nicht die Technik. Von 73 identifizierten Kälteanwendungen hat das Projekt 27 näher charakterisiert; entscheidend ist jeweils das zulässige Temperaturband und wie lange die Anlage es ohne Nachkühlen hält. Ein Tiefkühllager mit großer Masse überbrückt deutlich mehr als Prozesskälte, die direkt am Produkt hängt. Klären Sie vor jeder Steuerungsfreigabe, welche Abweichung Qualitätssicherung und HACCP-Dokumentation zulässt.

Produktion und Prozesswärme: verschiebbar ist, was einen Puffer hat

Für die Industrie insgesamt hat das Kopernikus-Projekt SynErgie die Potenziale am 4. Mai 2026 neu beziffert: Bei einer Abrufdauer von fünf Minuten liegt die flexibilisierbare Leistung bei bis zu 4,6 Gigawatt Lastreduktion und bis zu 4,0 Gigawatt Lasterhöhung. Die jährlich verschiebbare Energiemenge beträgt dabei bis zu 4,8 Terawattstunden auf der Reduktionsseite. Mit perspektivischen Bivalenztechnologien, die zwischen Strom und Brennstoff wechseln können, steigt sie auf bis zu 14,2 Gigawatt Lastreduktion.

Auf Anlagenebene gilt dasselbe Muster wie bei der Kälte: Verschieben lässt sich, was vor oder hinter dem Prozess einen Puffer hat. Mahlen und Zerkleinern mit Silo dahinter, Trocknen mit Zwischenlager, Elektrolyse mit Produktspeicher. SynErgie weist im Teilprojekt FLEX-Elektrolyse für die Aluminiumelektrolyse eine Lastverschiebung von plus 19 auf minus 14 Megawatt über mehr als zwei Stunden aus. Fehlt das Lager davor oder dahinter, bleibt nur die Verlegung ganzer Schichten — und die kostet Personalzuschläge, statt Strom zu sparen.

Drucklufterzeugung wird dabei regelmäßig überschätzt. Die FfE-Untersuchung zu regionalen Lastmanagementpotenzialen ordnet ihr beim energieflexiblen Technologieeinsatz ausschließlich negatives, aber kein positives Lastmanagementpotenzial zu: Kompressoren lassen sich in der teuren Stunde abschalten, aber in der günstigen Stunde nicht auf Vorrat fahren. Prozesswärme verhält sich umgekehrt: Sitzt ein Pufferspeicher zwischen Erzeuger und Verbraucher, bestimmt dessen Größe, wie viele teure Stunden Sie überbrücken. Die Wirtschaftlichkeit von Strom-zu-Wärme hängt zusätzlich am Gaspreis und an den Vollbenutzungsstunden des Heizstabs.

Flottenladen und Speicher: bis zu 62,5 Prozent weniger Stromkosten in der ISE-Simulation

Ladevorgänge lassen sich vergleichsweise einfach verschieben: Das Fahrzeug hängt in der Standzeit ohnehin am Netz. Fraunhofer ISE hat für die Streck Transportgesellschaft ein Logistikdepot durchgerechnet und die Ergebnisse am 11. Mai 2026 veröffentlicht: 140 Elektro-Lkw im Endausbau, Ladepunkte mit 150 Kilowatt im Nahverkehr und 350 Kilowatt im Fernverkehr, Netzanschluss 2 Megawatt. Grundlage waren 140 Jahressimulationen über sechs Szenarien mit den Werkzeugen NRGISE und OptiCharge.

Das Ergebnis: Mit einer Photovoltaikanlage von rund 2.275 Kilowatt-Peak auf einem Viertel der Dachfläche und einem Speicher von ein bis zwei Megawattstunden lassen sich rund 60 Prozent der Gebäudelast und 77 Prozent der Lademengen aus der eigenen Anlage decken. Die jährlichen Stromkosten sinken gegenüber ungesteuertem Betrieb um bis zu 62,5 Prozent. Für höhere Elektrifizierungsgrade empfiehlt die Studie einen Ausbau auf 2 Megawatt Leistung und 4 Megawattstunden Kapazität.

Der Batteriespeicher wirkt dabei doppelt: Er entkoppelt den Bezugszeitpunkt vom Verbrauchszeitpunkt und schneidet gleichzeitig die Lastspitze am Netzanschluss. Damit deckt er ab, was sich selbst nicht verschieben lässt: Grundlast, Serverbetrieb, durchlaufende Fertigung. Gegenzurechnen ist der Umwandlungsverlust: Die Preisdifferenz zwischen Lade- und Entladestunde muss zuerst den Wirkungsgradverlust und die anteiligen Zyklenkosten decken, bevor sie zum Ertrag wird.

Voraussetzungen und Grenzen: Lastgang, Steuerung und der Jahresleistungspreis

Die Datenbasis entscheidet zuerst. Nach § 55 Absatz 1 Nummer 1 MsbG erfolgt die Messung bei Letztverbrauchern mit mehr als 100.000 Kilowattstunden Jahresstromverbrauch durch eine Zählerstandsgangmessung oder, soweit erforderlich, durch eine viertelstündige registrierende Lastgangmessung. Die früher übliche Fundstelle § 12 StromNZV trägt nicht mehr: Die Stromnetzzugangsverordnung ist mit Ablauf des 31. Dezember 2025 außer Kraft getreten. Wer unter der Schwelle liegt, benötigt ein intelligentes Messsystem: Seit dem 1. Januar 2025 müssen alle Stromlieferanten nach § 41a EnWG mindestens einen dynamischen Tarif anbieten — für Letztverbraucher mit intelligentem Messsystem.

Die Preisobergrenzen dafür regelt § 30 MsbG: seit dem 1. Januar 2025 maximal 220 Euro brutto im Jahr über 50.000 bis 100.000 Kilowattstunden, 190 Euro über 20.000 bis 50.000 und 120 Euro über 6.000 bis 10.000 Kilowattstunden; für Einbau und Betrieb einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt kommen jeweils bis zu 50 Euro brutto hinzu. Ohne automatische Steuerung bleibt die Optimierung Theorie — die Viertelstundenpreise des Folgetags stehen erst am Vortag fest, manuelles Schalten kommt zu spät.

Die erste harte Grenze ist der Leistungspreis im Netzentgelt. Nach § 17 Absatz 2 StromNEV besteht das Netzentgelt leistungsgemessener Entnahmestellen aus einem Jahresleistungspreis in Euro je Kilowatt, multipliziert mit der höchsten im Abrechnungsjahr gemessenen Leistung, zuzüglich eines Arbeitspreises in Cent je Kilowattstunde. Eine einzige neue Lastspitze — etwa durch gleichzeitiges Vorkühlen und Laden in derselben günstigen Viertelstunde — verteuert das gesamte Abrechnungsjahr.

Die zweite Grenze betrifft Betriebe mit individuellem Netzentgelt. Für die atypische Netznutzung nach § 19 Absatz 2 Satz 1 StromNEV verlangt die Festlegung BK4-13-739 der Bundesnetzagentur eine Höchstlastreduktion von 20 Prozent in der Mittelspannung und 30 Prozent in der Niederspannung, mindestens 100 Kilowatt Verlagerung und mindestens 500 Euro Entgeltreduzierung. Fällt eine billige Börsenstunde in das Hochlastzeitfenster Ihres Netzbetreibers, kann die Spotoptimierung diesen Anspruch kosten.