MÜNCHEN / LONDON (IT BOLTWISE) – Wenn Deutschland den Rückstand beim Smart-Meter-Rollout aufholt, könnten Haushalte einen Teil ihres Stromverbrauchs in günstigere Tageszeiten verlagern. Eine Berechnung von E.ON und einer Forschungsstelle beziffert das theoretische Einsparpotenzial für dieses Jahr auf bis zu 1,65 Milliarden Euro. Voraussetzung ist, dass Verbraucher den tagesabhängigen Börsenstrompreis auch praktisch nutzen können. In Mietwohnungen scheitert die Flexibilität häufig an Tarifen mit fixem Preis pro Kilowattstunde.

Der wirtschaftliche Hebel klingt erst mal einfach: Strom ist im Tagesverlauf an der Börse nicht überall gleich teuer. Genau diese Schwankungen könnten Haushalte nutzen, indem sie große Verbraucher wie Waschmaschine, Trockner oder Geschirrspüler dann einschalten, wenn der Preis niedriger ist. Dass daraus in der Realität noch kein massenhafter Effekt geworden ist, hängt vor allem an der Mess- und Anreiztechnik. Denn in vielen Haushalten werden weiterhin analoge Stromzähler eingesetzt, die zwar den Gesamtverbrauch erfassen, aber nicht die Tageszeit sichtbar machen, auf die sich der Preisunterschied bezieht.
In einer Berechnung, die sich auf flexiblen Stromverbrauch für dieses Jahr bezieht, veranschlagen E.ON und eine Forschungsstelle für Energiewirtschaft ein theoretisches Einsparpotenzial von bis zu 1,65 Milliarden Euro für Hausbesitzer und Mieter. Entscheidend ist dabei nicht, dass Energie „irgendwie“ billiger wird, sondern dass sich Lasten zeitlich verschieben lassen. Hintergrund dafür ist, dass der Börsenstrompreis typischerweise früh morgens und früh abends sowie in Teilen des Tagesverlaufs teurer ausfällt, während die Mittagszeit und die Nacht günstigere Preise zeigen. Serafin von Roon, Geschäftsführer der Forschungsstelle, bringt das inhaltlich auf den Punkt: „Teuer sind früher Morgen und früher Abend, Mittagszeit und die Nacht günstiger“.
Technisch betrachtet geht es um den Anteil des Verbrauchs, der nicht fest an eine bestimmte Uhrzeit gebunden ist. Für die Studie wird dieser Anteil für deutsche Haushalte so bestimmt, dass in diesem Jahr 18,3 Terawattstunden verschiebbar wären, das entspricht 18,3 Milliarden Kilowattstunden. Bis 2031 könnte das potenzielle Volumen auf 34 Terawattstunden anwachsen. Dabei spielt vor allem die Entwicklung der erneuerbaren Energien eine Rolle, weil zusätzliche Einspeisemengen und deren Tagesmuster die Preisbildung am Strommarkt stärker prägen und damit mehr Gelegenheiten für Lastverschiebungen schaffen.
Der praktische Unterschied zwischen Eigentümern und Mietern zeigt sich besonders deutlich in der Frage, ob es finanzielle Anreize gibt. Hausbesitzern mit Photovoltaik-Anlage auf dem Dach und Batteriespeicher im Keller fällt es vergleichsweise leicht, den Verbrauch zu flexibilisieren, weil sie ohnehin lokal produzieren und zwischenspeichern können. Mieter haben dagegen oft weniger Stellhebel: Selbst wenn Geräte grundsätzlich zeitversetzbar wären, fehlt häufig der wirtschaftliche Impuls, weil Tarife in der Regel einen fixen Preis pro Kilowattstunde vorsehen. Dann bleibt das Opt-in in Richtung „billige Stunden“ abstrakt, denn eine Verschiebung wirkt sich nicht direkt auf die Rechnung aus.
Hinzu kommt die Infrastrukturseite. Zwar besteht in Deutschland inzwischen grundsätzlich die Pflicht zum Austausch gegen digitale Zähler, aber der Rollout läuft schrittweise und nicht überall gleichzeitig. Die Koalition peilt laut Bericht an, den Austausch bis 2030 weitgehend abzuschließen. Im Vergleich zu anderen Ländern wird das Tempo dabei als langsam eingeordnet, unter anderem mit Blick auf Italien, die Niederlande, Skandinavien und das Vereinigte Königreich, die bereits seit Jahren mit Smart Meter ausgestattet sind. Für den Haushalt bedeutet das: Solange die Messbarkeit des tagesgenauen Verbrauchs fehlt, können Tarifsysteme und Automatisierungslogik wie „Preisfenster nutzen“ kaum zuverlässig funktionieren.
Für den Markt und die Betreiber ist das Thema zugleich ein Signal, dass die Digitalisierung im Energiesystem nicht nur Abrechnung betrifft, sondern die Flexibilisierung erst messbar und steuerbar macht. In der Breite entsteht so ein Zusammenspiel aus Daten (Smart-Meter-Messwerte), Geschäftsmodellen (tarifliche Anreize) und technischen Verbraucherprofilen (wann Maschinen tatsächlich eingeschaltet werden können). Unternehmen und Dienstleister, die in diesem Umfeld Lösungen für Energiemanagement, Laststeuerung oder dynamische Tarife anbieten, gewinnen dadurch Planbarkeit: Je näher der Rollout an ein flächendeckendes Niveau kommt, desto besser lassen sich Einsparpotenziale aus Studien in konkrete Nutzererlebnisse übertragen. Genau an dieser Schnittstelle wird aus theoretischer Flexibilität eine echte Kostensenkung – oder eben nicht, wenn Messung und Preissignale weiterhin nicht zusammenkommen.
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