Flexibilität entwickelt sich vom Nice-to-have zum Rückgrat eines erneuerbaren Stromsystems. Auf der diesjährigen exnaton KONFERENZ zog sich ein Thema durch nahezu jedes Gespräch: Dynamische Tarife und Flexibilitätsmechanismen werden vom Pilotprojekt zum festen Bestandteil des Energiesystems. Treiber sind der beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien, zunehmende Netzbelastung und neue flexible Lasten wie Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen.
In seiner Keynote zeigte Fabian Stocker, Head of Key Account Management bei exnaton, warum nachfrageseitige Flexibilität heute wichtiger ist denn je, wie unterschiedlich weit Europa bei dynamischen Tarifen ist und was Energieversorgungsunternehmen für die nächsten fünf Jahre wissen müssen. Dieser Artikel fasst die zentralen Erkenntnisse zusammen – von Marktbeobachtungen über technologische Realitäten bis zu strategischen Implikationen für Versorger in ganz Europa.
Europas Energiewende hat sich in den letzten Jahren deutlich beschleunigt. Dänemark deckt mittlerweile mehr als 80 % seines Strombedarfs aus erneuerbaren Quellen, Deutschland hat die 60-%-Schwelle überschritten. Laut dem Energie-Thinktank Ember erzeugte Solarenergie in der EU 2024 erstmals mehr Strom als Kohle – ein Meilenstein für Klimaschutz und Versorgungssicherheit.
Dieser Erfolg bringt jedoch systemseitige Herausforderungen mit sich. Die Solarerzeugung erreicht mittags ihren Höhepunkt; trifft sie auf windreiche Phasen, übersteigt die Erzeugung häufig die Nachfrage. Länder wie Deutschland und das Vereinigte Königreich verzeichnen deshalb Rekordkosten für Abregelung, die jährlich in Milliardenhöhe liegen.
Was sind Abregelungkosten (Curtailment)? Abregelung bedeutet, dass Erzeugungsanlagen ihre Leistung reduzieren oder abschalten müssen, weil das Netz den erzeugten Strom nicht aufnehmen kann. Das ist verschwendete saubere Energie – und entgangener Erlös für die Betreiber:innen.
Gleichzeitig fallen Großhandelspreise in Phasen mit hoher erneuerbarer Erzeugung immer häufiger in den negativen Bereich. Negative Strompreise bedeuten, dass Erzeuger:innen dafür zahlen, Strom einzuspeisen – ein deutliches Signal, dass dem System nachfrageseitige Flexibilität fehlt.
Netzbetreiber und Versorger brauchen daher Instrumente, die Verbrauch in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung verlagern: Netzausbau, Batteriespeicher und dynamische Stromtarife. Unter diesen Werkzeugen sind dynamische Tarife der für Endkund:innen zugänglichste und damit am besten skalierbare Hebel für Demand Side Management.
Die letzten fünf Jahre haben dynamische Tarife von Nischenpilotprojekten zu Mainstream-Marktangeboten in mehreren europäischen Ländern entwickelt. Mehrere Faktoren haben sich zusammengefunden, um diesen Übergang zu beschleunigen:
Dynamische Tarife geben die Veränderung von Großhandelspreisen, Netzauslastung und erneuerbarer Erzeugung als Preissignal an Kund:innen weiter. So entsteht ein wirtschaftlicher Anreiz, flexible Lasten in die günstigsten Stunden zu verschieben.
Beispiel: An einem sonnigen, windigen Nachmittag können die Energiepreise auf wenige Cent pro kWh fallen oder sogar negativ werden. Am selben Abend, wenn die Solarerzeugung wegfällt und Millionen Haushalte gleichzeitig Strom nachfragen, können sie auf 30–40 Cent pro kWh steigen.
Mit der Elektrifizierung wird dieser Unterschied greifbar. Bei typischen Haushaltsstrompreisen von 0,20–0,30 € pro kWh kostet das vollständige Laden einer 60-kWh-Batterie etwa 12–18 €. Wer in günstigen Nachtstunden lädt, senkt diese Kosten deutlich. Versorger profitieren im Gegenzug von geringeren Lastspitzen, besserer Integration erneuerbarer Energien und einer effizienteren Nutzung der Netzinfrastruktur.
Early Adopters schätzen diese erheblichen Einsparungen, während Versorgungsunternehmen von reduzierten Spitzenlasten, verbesserter Integration erneuerbarer Energien und effizienterer Nutzung der Netzinfrastruktur profitieren. Dies schafft ein Win-Win-Szenario, das die Verbreitung auf beiden Seiten des Zählers vorantreibt.
Die Duck Curve (Entenkurve) zeigt die wachsende Lücke zwischen der mittäglichen Solarerzeugung und dem abendlichen Spitzenverbrauch. Erstmals vom California Independent System Operator beschrieben, bildet die Nettonachfrage – Gesamtnachfrage minus erneuerbare Erzeugung – über den Tag eine entenförmige Kurve.
Hauptmerkmale der Duck Curve:
Deutschland verzeichnete 2024 insgesamt 457 Stunden mit negativen Großhandelsstrompreisen, gegenüber 301 Stunden im Jahr 2023. Das spiegelt den starken Ausbau erneuerbarer Energien wider – bei gleichzeitig begrenzter Systemflexibilität.
In Spanien stieg die Zahl der Stunden mit negativen Preisen noch drastischer: von null Stunden im Jahr 2023 auf mindestens 244 Stunden im Jahr 2024 und mehr als 500 Stunden im Jahr 2025, da der schnelle Ausbau von Solar- und Windenergie schneller voranschreitet als der Ausbau von Flexibilitätslösungen.
Analysten betonen, dass Negative Preise sind keine vorübergehende Anomalie, sondern ein strukturelles Ergebnis hoher Anteile erneuerbarer Energien – solange Flexibilität, Speicher und Netzausbau nicht im gleichen Tempo wachsen.
Fabian Stocker merkte an, dass Flexibilitätsmechanismen der primäre Hebel sind, der verhindert, dass der Bauch der Ente noch größer wird. Dynamische Tarife ermöglichen es Kunden, ihren Verbrauch in Momente zu verlagern, in denen reichlich erneuerbarer Strom vorhanden ist, wodurch der Druck auf die Netzinfrastruktur auf natürliche Weise gemildert wird. Im Wesentlichen übersetzen dynamische Tarife die Volatilität erneuerbarer Energien in umsetzbare Preissignale, auf die vernetzte Geräte automatisch reagieren können.
Klassisches Netzmanagement ging von regelbaren Kraftwerken aus – Kohle, Gas, Kernkraft –, die der Nachfrage folgen. In einem wetterabhängigen, erneuerbaren System verschiebt sich der Fokus von angebotsseitiger Flexibilität (Erzeugung anpassen) zu nachfrageseitiger Flexibilität (Verbrauch anpassen). Dynamische Tarife sind das wichtigste Werkzeug, um diese Verschiebung im großen Maßstab zu erreichen.
Eine der wichtigsten Erkenntnisse der Keynote: Dynamische Tarife sind kein standardisiertes Produkt, sondern eine Produktkategorie. Versorger sollten nicht den perfekten Tarif suchen, sondern ein Portfolio aufbauen, das zu unterschiedlichen Kundentypen, Verbrauchsmustern und Flexibilitätsfähigkeiten passt.
Octopus Energy UK bietet derzeit sechzehn verschiedene dynamische Tarifprodukte an, von denen jedes für spezifische Kundensegmente entwickelt wurde.
Scottish Power bietet zehn verschiedene Varianten dynamischer Tarife an, während andere europäische Versorgungsunternehmen rasch ihre eigenen Portfolios entwickeln.
Damit verändert sich auch die Beziehung zwischen Versorger und Kund:innen. Kund:innen kaufen kein Commodity mehr, sondern wählen ein Produkt, das zu ihrem Alltag, ihren Geräten und ihrer Flexibilität passt.
In Deutschland ist diese Vielfalt bereits sichtbar, wenn auch noch in einem frühen Stadium – vor allem wegen des langsamen Rollouts intelligenter Messsysteme (iMSys). Neben der dynamischen Energiekomponente nach §41a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), mit der Versorger Day-Ahead-Großhandelspreise weitergeben, führen Netzbetreiber zeitvariable Netzentgelte nach §14a EnWG ein. So entstehen dynamische Strukturen sowohl bei Energiepreisen als auch bei Netzentgelten.
Was sind Netzentgelte? Netzentgelte oder Netznutzungsentgelte sind die Kosten, die Kunden für die Nutzung der Stromverteilungs- und Übertragungsinfrastruktur zahlen. Diese Entgelte machen typischerweise 20-40% einer Haushaltsstromrechnung aus, abhängig vom Verteilnetzbetreiber und dem Land. Die zeitvariable Gestaltung von Netzentgelten schafft zusätzliche Anreize für Kunden, den Verbrauch während lokaler Netzengpässe zu vermeiden.
Der langsame Smart-Meter-Rollout ist für viele Versorger der größte Bremsklotz: In Deutschland können fast 95 % der Kund:innen noch nicht auf Basis echter 15-Minuten-Intervalldaten abgerechnet werden. Wer auf die volle Smart-Meter-Abdeckung wartet, verschiebt Produktinnovation um Jahre.
SLP-basierte dynamische Tarife lösen diesen Engpass. Die Abrechnungs-Engine verteilt den geschätzten Verbrauch einer Kund:in mithilfe eines Standardlastprofils (SLP) auf einzelne Viertelstunden und bewertet ihn mit den jeweiligen Day-Ahead-Preisen. Sobald echte Zählerstände vorliegen, wird abgeglichen; mit dem Einbau eines iMSys wechselt die Abrechnung automatisch auf gemessene Intervalldaten – ohne neuen Vertrag.
Der individuelle Anreiz zur Lastverschiebung entsteht zwar erst mit Intervallmessung. Doch Versorger sammeln so früh operative Erfahrung, bauen eine Kundenbasis für dynamische Produkte auf und haben die Abrechnungsinfrastruktur bereit, wenn der Rollout aufholt. Elli, die Energiemarke der Volkswagen Group, betreibt nach diesem Prinzip einen einheitlichen Tarif für Kund:innen mit und ohne Smart Meter.
Ein verbreitetes Missverständnis lautet, dynamische Tarife verlangten von Kund:innen, ständig Strompreise zu prüfen und ihr Verhalten manuell anzupassen. Wie Fabian Stocker betonte, skaliert diese verhaltensbasierte Demand Response nicht. Ein kleines Segment engagierter Prosument:innen – vielleicht 2–5 % der Kund:innen – optimiert begeistert von Hand. Der Massenmarkt hält dieses Aufmerksamkeitsniveau jedoch nicht durch, und selbst engagierte Kund:innen lassen nach einigen Monaten nach.
Flexibilität im großen Maßstab entsteht erst, wenn Preissignale direkt an vernetzte Geräte gehen, die automatisch reagieren:
In Norwegen, Schweden und Finnland sind dynamische Tarife seit über einem Jahrzehnt verbreitet, und die Kopplung mit automatisierten Geräten gilt als selbstverständlich. Derselbe Ansatz wird zunehmend in Deutschland, Österreich und der Schweiz möglich – durch den schrittweisen Rollout intelligenter Messsysteme und interoperable Standards wie EEBUS und OpenADR.
„Norwegen zeigt, dass hohe Elektrifizierung und hohe erneuerbare Energien kein Widerspruch sind – sie fördern fossile Brennstoffe, verkaufen sie an andere Märkte und verdienen Geld, doch ihr eigenes System läuft mit fast 100% sauberer Energie und fast alle neuen Autos sind elektrisch. Der Rest Europas sollte einfach nach Norden schauen, anstatt sich in politischer Verwirrung zu verlieren."
– Fabian Stocker
Dynamische Tarife müssen daher nicht primär als Kundenschnittstelle, sondern als Datenschnittstelle verstanden werden. Ihr primärer Wert liegt darin, Automatisierung und Geräteoptimierung zu ermöglichen, nicht manuelle Kundenoptimierung. Dieser konzeptionelle Wandel ist essenziell für Versorgungsunternehmen, die dynamische Tarifprodukte entwickeln und vermarkten – die Zielgruppe ist nicht nur der Kunde, sondern die vernetzten Geräte des Kunden.
Die meisten HEMS sind heute auf die Optimierung des Eigenverbrauchs ausgelegt; nur ein Teil kann Day-Ahead-Großhandelspreise verarbeiten. Für Pilotprojekte mag das genügen. Sobald Tarife mehrschichtig werden, reicht es nicht mehr. Künftige Preissignale vereinen mehrere Komponenten:
Erhält ein Gerät nur den Großhandelspreis, sieht es nur einen Teil der wirtschaftlichen Wahrheit. In einer windreichen Nacht kann der Energiepreis niedrig, das zeitvariable Netzentgelt wegen eines lokalen Engpasses aber hoch sein. Starten dann Tausende E-Autos in einem Quartier gleichzeitig, kann das den Ortsnetztransformator überlasten und Netzschutzmechanismen auslösen.
Die Lösung ist technisch erreichbar: HEMS, Ladelösungen und andere flexible Geräte brauchen ein einheitliches All-in-Preissignal, das alle Kostenkomponenten für diese Kund:in, an diesem Standort und zu diesem Zeitpunkt abbildet. Dafür benötigen Versorger eine Tarif-Engine, die personalisierte Preissignale aus mehreren Datenströmen berechnet und zwischen Abrechnungssystem und Kundengeräten vermittelt.
Der Mittagsbauch der Duck Curve ist nicht nur ein Verbrauchs-, sondern auch ein Einspeiseproblem. Feste Einspeisetarife vergüten jede Kilowattstunde gleich – und belohnen damit Einspeisung gerade dann, wenn das Netz bereits überversorgt ist und die Preise negativ sind.
Ein dynamischer Einspeisetarif koppelt die Vergütung an die Großhandelspreise. In Kombination mit Batteriespeicher und HEMS entsteht ein „Ausschlaf-Effekt“: Die Batterie lädt nicht schon beim ersten PV-Überschuss am Morgen, sondern speist zunächst zu höheren Preisen ein und nimmt den Strom erst zur Mittagsspitze auf, wenn er am wenigsten wert ist.
exnaton hat das für einen repräsentativen deutschen Haushalt mit 10-kWp-PV-Anlage, Heimspeicher, E-Auto und Wärmepumpe modelliert. Allein das Vermeiden von Einspeisung bei negativen Preisen brachte 2025 rund 8 €. Die intelligente Steuerung der Batterie auch auf der Einspeiseseite ergab einen zusätzlichen Vorteil von rund 100 € pro Jahr – ohne neue Hardware.
Für Versorger gilt dasselbe Prinzip wie beim Verbrauch: Das Preissignal muss das Gerät erreichen. Dynamische Einspeisetarife sind damit ein Baustein für Battery-to-Grid- und Vehicle-to-Grid-Produkte und die Grundlage für künftige standortabhängige Flexibilitätsangebote.
Wenn ein vernetztes Gerät nur die Großhandelspreiskomponente erhält, sieht es nur einen Teil der wirtschaftlichen Wahrheit. Ein Kunde kann während einer besonders windigen Nacht sehr niedrige Großhandels-Energiepreise haben, aber gleichzeitig sehr hohe zeitvariable Netzentgelte, weil das lokale Verteilnetz ausgelastet ist. Die Optimierung des Verbrauchs basierend auf diesen unvollständigen Informationen führt zu suboptimalen wirtschaftlichen Ergebnissen für den Kunden und kann sogar lokale Netzprobleme verschärfen.
Konsequenz aus der Praxis:
Stellen Sie sich Tausende von E-Fahrzeugen in einer Nachbarschaft vor, die alle gleichzeitig zu laden beginnen, weil sie ein niedriges Großhandelspreissignal erhalten haben, aber ohne zu berücksichtigen, dass der lokale Transformator bereits nahe der Kapazitätsgrenze ist. Dies könnte Netzschutzmechanismen auslösen, Anlagenschäden verursachen oder zu höheren Netzentgelten für alle Kunden in diesem Gebiet führen.
Wie das konkret aussieht, zeigte Fabian Stocker in einer Live-Demonstration mit echten Geräten und echten Tarifdaten.
Ein HEMS wurde in Sekunden mit der exnaton-Plattform verbunden und erhielt das vollständige Preissignal eines Kundenprofils. Danach verlagerte es den Verbrauch selbstständig in günstige Zeitfenster:
Auch ein Elektrofahrzeug wurde über die Login-Daten des Herstellers verbunden. Die Fahrer:in steckt das Auto ein, legt Abfahrtszeit und Mindestreichweite fest – den Rest übernimmt die Ladesteuerung. Die Technologie existiert heute; die Herausforderungen liegen in Skalierung, Interoperabilität und oft langwierigen regulatorischen Prozessen.
Fabians Fazit: Dynamische Tarife und Flexibilitätsprodukte werden in den nächsten fünf Jahren fester Bestandteil jeder Versorgerstrategie. Sie sind keine Experimente mehr, sondern eine Notwendigkeit, die sich aus Physik und Ökonomie erneuerbarer Stromsysteme ergibt. Fünf Fähigkeiten machen den Unterschied:
Wer abwartet, riskiert, von Neo-Utilities wie Octopus Energy überholt zu werden, die bereits prägen, was Kund:innen von ihrem Energieversorger erwarten. Frühe Anbieter sammeln dagegen operative Erfahrung, binden die flexibelsten und engagiertesten Kundensegmente und positionieren sich als Innovationsführer statt als reine Commodity-Lieferanten.
Vehicle-to-Grid (V2G). Mit bidirektionalem Laden werden E-Autos von flexiblen Lasten zu dezentralen Speichern, die in Hochpreis- oder Engpassphasen Strom zurückspeisen – dynamische Einspeisetarife liefern dafür das Preissignal.
KI-gestützte Optimierung. KI-basierte HEMS und Netzsoftware ermöglichen zunehmend prädiktive, personalisierte Optimierung, die Komfort mit Preis- und Netzsignalen in Einklang bringt.
Energy Sharing und Energiegemeinschaften. [geändert] Lokale Modelle wie Energy Sharing und Energiegemeinschaften gewinnen an Bedeutung; dynamische Tarife und lokale Flexibilitätspreise liefern dafür die Referenzsignale.
Kopplung mit Wärmenetzen. Die koordinierte Steuerung von Wärmepumpen, Wärmespeichern und Netzbetrieb wird zu einem wichtigen Hebel für Flexibilität und Dekarbonisierung.
exnaton unterstützt mehr als 50 Energieversorgungsunternehmen in Deutschland, Österreich, der Schweiz und Luxemburg dabei, dynamische Tarife und Flexibilitätsprodukte schnell einzuführen – als Intelligence Layer auf bestehenden Abrechnungssystemen, ohne Austausch des ERP. Wie Tarifmodelle, Abrechnung und Geräteanbindung im Detail funktionieren, zeigen wir auf unserer Seite zu dynamischen Stromtarifen für Energieversorger. Einen breiteren Marktblick bietet unser Whitepaper „Flexibilität, dynamische Tarife & Energy Sharing: Wie 2025 den Energiemarkt verändert hat – und was 2026 bedeutet“.
Der Übergang zu erneuerbaren Stromsystemen ist in ganz Europa in vollem Gange. Dynamische Tarife und automatisierte Flexibilität sind der skalierbarste Weg, Angebot und Nachfrage in diesem System auszugleichen – auf der Verbrauchs- wie auf der Einspeiseseite. Für Versorger ist die Frage nicht mehr, ob sie dynamische Tarife anbieten, sondern wie schnell sie die Fähigkeiten aufbauen, das wirksam zu tun.
Du planst, dynamische Tarife oder Flexibilitätsprodukte einzuführen? Sprich mit uns – wir zeigen dir, wie das für deine Kundenbasis funktionieren kann.
Negative Preise entstehen, wenn mehr Strom erzeugt als nachgefragt wird – typischerweise mittags bei hoher Solar- und Windeinspeisung. Weil viele Anlagen nicht flexibel abregeln, zahlen Erzeuger:innen dafür, weiter einzuspeisen. In Deutschland gab es 2025 rund 575 solcher Stunden.
Die Duck Curve zeigt die Nettonachfrage – Gesamtverbrauch minus erneuerbare Erzeugung – über den Tag. Sie sinkt mittags stark ab und steigt abends steil an. Je mehr Solarstrom im System ist, desto tiefer der Bauch und desto steiler der Abendanstieg.
Nachfrageseitige Flexibilität heißt, den Stromverbrauch zeitlich an Erzeugung und Netzauslastung anzupassen – etwa E-Autos in günstigen Stunden zu laden oder Wärmepumpen vorzuheizen. Im Massenmarkt gelingt das vor allem automatisiert über HEMS und vernetzte Geräte.
Der Großhandelspreis bildet nur die nationale Marktlage ab. Netzentgelte, Lieferantenaufschläge und lokale Netzengpässe fehlen. Geräte, die nur auf den Börsenpreis reagieren, können deshalb unwirtschaftlich laden und lokale Netze zusätzlich belasten.
Ja. Mit SLP-basierten dynamischen Tarifen starten Versorger schon heute und wechseln automatisch auf Intervallabrechnung, sobald ein intelligentes Messsystem installiert ist. Mehr dazu in unserem Beitrag zu SLP-basierten dynamischen Tarifen
