Daniel Dietze
Die Rolle von Haushalten im Energiesystem hat sich in den vergangenen zwei Jahrzehnten grundlegend gewandelt: aus reinen Stromkonsumenten sind zunehmend Prosumer geworden. Sie wurden zu Akteuren, welche selbst Energie erzeugen, speichern, verbrauchen und sogar Systemdienstleistungen bereitstellen. Insbesondere mit dem Ausbau der Photovoltaik (PV), sinkenden Speicherpreisen und digitalen Energiemanagementsystemen wird die dezentrale Erzeugung und Nutzung von Strom zu einem elementaren Baustein der Energiewende. Es sind vor allem private Haushalte, die in die eigene Energiewende investieren und bereit sind, nach dem Hauskauf und etwaiger anderer Anschaffungen das zweit- oder dritthöchste Investment im Leben zu tätigen.
Historische Entwicklung des Prosumer-Konzepts
Das Energiesystem war historisch stark zentralisiert. Strom wurde von großen Kraftwerken der großen Energiekonzernen in die Höchstspannung eingespeist und über mehrere Netzebenen bis zur Niederspannung zu den Endverbrauchern transportiert. Charakteristisch für diese vergangene Zeit war die Entwicklung von Nachtspeicherheizungen. Diese Heizungen sorgten dafür, dass die Last, alias die Stromnachfrage nachts erhöht wurde und Kraftwerke konstant eine Grundlast bedienen können. Das war im alten System sicherlich sinnvoll und hat sich über günstigeren Nachtstrom auf den ersten Blick gelohnt. Mit dem Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 und dessen späteren Modifikationen wurde der Ausbau der Erneuerbaren Energien gefördert und ermöglichte nun auch, dass private Haushalte Strom erzeugen und ins Netz einspeisen konnten. Früher waren die Einspeisevergütungen deutlich höher als heute und haben PV-Pioniere dazu ermutig in dezentrale Erzeugung zu investieren. Im Kontext der degressiven Einspeisevergütung und steigenden Energiekosten kam der Wunsch nach Eigenverbrauch mehr und mehr auf, sodass auch Heimenergiespeicher auf stärkere Nachfrage stießen. Die weitere Elektrifizierung in den Bereichen Wärme und Mobilität brachte Wallboxen und Wärmepumpen in die Haushalte. Eigenverbrauchsmaximierung ist hier das Stichwort. Möglichst viel selbst erzeugter Strom soll eben auch zu Hause verbraucht werden, nachdem die Einspeisevergütung vermehrt zum „Beiwerk“ wurde. Komfort und Einfachheit sind für viele Menschen wichtig, insbesondere bei den dann doch so komplexen Energiethemen. Das Heimenergiemanagementsystem, kurz HEMS, erhielt Einzug und vernetzt die einzelnen Hardwarekomponenten intelligent miteinander. Nicht zuletzt durch regulatorische Änderungen kam neben der Eigenverbrauchsmaximierung zusätzlich der „Marktblick“ hinzu. Als Verbraucher kann ich davon profitieren, wenn die Marktpreise schwanken und ich meine Flexibilität vorausschauend einsetzen kann. Dies in einem abgestimmten Produkt-Ökosystem zu tun, spart Geld und macht oftmals auch viel Spaß.
Regulatorische Änderungen: Solarspitzengesetz und § 14a EnWG
Die jüngsten regulatorischen Reformen zielen darauf ab, die Integration dieser dezentralen Flexibilitäten in das Energiesystem zukunftsfähig zu machen und neue Anreize für netzdienliches Verhalten zu setzen.
Eines der Instrumente hierfür ist das Anfang 2025 in Kraft getretene „Solarspitzengesetz“ (Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse). Dieses Gesetz soll die Einspeisung von PV-Strom systematisch in ein Energiemanagement einbinden und Netzüberlastungen vermeiden, indem PV-Anlagen ohne intelligenten Stromzähler und Steuerbox zunächst nur teilweise mit einer 60%igen Leistungsbegrenzung im Wechselrichter in das Netz einspeisen dürfen. Zu Zeiten negativer Strompreise soll im Zielbild der Vergütungsanspruch entfallen und zeitlich gesehen an die 20-jährige Förderdauer angehangen werden. Intelligenz vor Ort leistet hier Abhilfe.
Ebenfalls hervorzuheben ist der Anfang 2024 in Kraft getretene § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und die netzdienliche Steuerung „steuerbarer Verbrauchseinrichtungen“. Steuerbare Verbrauchseinrichtungen sind bspw. Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeicher mit einer Bezugsleistung ab 4,2 kW in der Niederspannung. Es ist vorgesehen, dass diese Verbrauchseinrichtungen seither so installiert werden, dass der Verteilnetzbetreiber sie im Bedarfsfall zeitlich begrenzt und moduliert regeln kann, beispielsweise bei einer drohenden Netzüberlastung. Haushalte, die diese Anforderungen erfüllen und damit – wenn auch nicht ganz unfreiwillig – die Bereitschaft zum „Dimmen“ mitbringen, profitieren im Gegenzug von reduzierten Netzentgelten. Diese Netzentgeltreduzierung wird in drei Optionen pauschal, prozentual oder zeitvariabel Letztverbrauchern über die gängige Stromabrechnung des Stromlieferanten zugeführt. Bei hohen Netzentgelten fällt die Reduzierung höher aus, bei niedrigen entsprechend niedriger.
Die Implementierung der neuen Regelungen ist technisch anspruchsvoll: sie setzt intelligente Stromzähler voraus, da nur über diese modernen Mess- und Steuerungsgeräte ein Steuersignal des Netzbetreibers ankommt und einen realen Effekt leisten kann. Dynamische Stromtarife nach dem § 41a EnWG haben ebenfalls den intelligenten Stromzähler als Voraussetzung, welche hier aber nur am Rande erwähnt werden sollen.
Dynamische Netzentgelte als Zukunftsfeld
Ein entscheidender Baustein des künftigen Energiemarkts sind dynamische Netzentgelte, die zeit- und lastabhängig gestaltet werden und damit Preissignale in die Haushalte tragen. Dynamische Stromtarife, meist auf Basis einen Day-Ahead-Preises spiegeln Angebot und Nachfrage am Spotmarkt wieder, allerdings nicht die lokale Netzsituation. Seit April 2025 müssen Netzbetreiber entsprechende zeitvariable Netzentgelte für die zuvor genannten steuerbaren Verbrauchseinrichtungen anbieten, welche sich in unterschiedlichen Preisstufen je nach Tageszeit und Netzlast unterscheiden. Diese werden zum Jahresende für die kommenden 12 Monate festgelegt und können daher keine Echtzeit abbilden. Sie sind ein erster wertvoller Schritt hin zu einem Gefühl, dass der „Marktpreis“ nicht immer auch der „Netzpreis“ ist. Durch die Verlagerung von Verbrauch in Zeiten niedriger Netzauslastung können Haushalte und Prosumer ihre Kosten reduzieren und gleichzeitig das Netz entlasten.
Dynamische Netzentgelte hingegen müssen einen Schritt weiter gehen und nahe der Echtzeit die Situation im Netz wiederspiegeln. Sie müssen einen Anreiz für Netzlastmanagement auf Verbrauchsebene geben, indem sie Haushalte motivieren, Verbrauch und Einspeisung zu Zeiten zu verschieben, in denen die Netze weniger belastet sind. Dies kann durch HEMS automatisiert werden, aber auch manuell erfolgen. Die Kombination aus intelligenter Steuerung, variablen (zeitvariabel oder dynamisch) Netzentgelten und der Teilnahme an Marktmechanismen eröffnet Haushalten neue Möglichkeiten, sich aktiv am Energiemarkt zu beteiligen.
Die Rolle von Prosumern im zukünftigen Energiesystem
Mit dem Übergang vom klassischen Prosumer zum sogenannten Flexsumer rückt das Thema Flexibilität in den Vordergrund: Haushalte sollen nicht nur Eigenstrom produzieren und verbrauchen, sondern ihre Erzeugung, Speicherung und Verbrauch zeitlich und mengenmäßig flexibel steuern. In Zukunft könnten Prosumern zudem über Aggregationsplattformen, Flexibilitätsmärkte und Direktvermarktung aktiv zur Netzstabilisierung beitragen. Ein Beispiel liefert dazu der Blick nach Großbritannien, wo über sogenannte „Saving Sessions“ teilweise mehrere Gigawatt Leistung durch Haushalte verschoben werden und das Netz entsprechend entlastet wird. Wenn die Anreize dafür richtig gewählt sind und Haushalte dies ohne großen Komfortverlust nutzen können, finden sich die Einsparungen ebenso auf der Abrechnung wieder. Hier hat Deutschland ein erhebliches Potenzial. Mehr Systemdienlichkeit, weniger Abregelungen und eine bessere Integration der Erneuerbaren Energien.
Die aktuellen rund 20 Gigawattstunden Heimspeicher- und rund 120 Gigawattstunden Elektroauto-Kapazitäten können dafür eine entscheidende Rolle spielen. Über das Jahr verteilt haben wir in Deutschland je nach Saison und Tagesverlauf eine Last zwischen 40 bis 80 Gigawatt im Netz. Bereits heute könnten Heimspeicher sowie die mobilen fahrenden Speicher einen signifikanten Beitrag leisten, sofern die Voraussetzungen und Anreize stimmen.
Herausforderungen, Ausblick und Fazit
Trotz der vielversprechenden Entwicklung stehen dem Markthochlauf intelligenter, dezentraler Energiemanagementsysteme noch Herausforderungen gegenüber: Die flächendeckende Einführung von intelligenten Stromzählern geht nur schleppend voran und nicht alle Anbieter besitzen die technischen Kapazitäten, dynamische Tarife effizient umzusetzen. Dies betrifft ebenso die Akzeptanz bei Endkunden wie die Kompatibilität der Systeme untereinander. Im Vergleich zum fixen Arbeitspreis bringt ein dynamisches Stromprodukt immer mehr Komplexität mit, welches durch ein gut abgestimmtes Ökosystem für Letztverbraucher „einfach gemacht“ wird.
Das zukünftige Energiesystem wird ein dezentrales sein, das flexibel auf volatile erneuerbare Einspeisungen reagiert und gleichzeitig Anreize für effizientes Verbrauchs- und Einspeiseverhalten schafft. In einem solchen System spielen Haushalte nicht mehr nur eine passive Rolle, sondern agieren aktiv, intelligent sowie system- und netzdienlich – ein Paradigmenwechsel, der maßgeblich zur Integration erneuerbarer Energien und zur Stabilisierung der Verteilnetze beitragen kann.