Strompreisdynamik im Gebäude: Für welche Bestände es sich lohnt
Wärmepumpen im Bestand kosten mehr Betriebsstrom als kalkuliert. Strompreisdynamik verspricht, genau diese Lücke zu schließen, doch ob sich das für Ihr Portfolio rechnet, entscheiden die Anlagen- und Messvoraussetzungen Ihres jeweiligen Objekts, nicht der Tarif allein.
Vier Faktoren entscheiden über den praktischen Nutzen von Strompreisdynamik:
- Der ausnutzbare Tages-Spread liegt aktuell bei rund 13 Cent/kWh und markiert die Obergrenze, nicht die realisierbare Ersparnis.
- Kandidaten sind Wärmepumpen- und Hybridobjekte mit ausreichendem Pufferspeicher; reine Gas- oder Fernwärmebestände fallen heraus.
- Ende 2025 waren erst 5,5 % aller Zählpunkte in Deutschland smart-meter-fähig, der eigentliche Flaschenhals in den meisten Portfolios.
- In vermieteten Objekten fließt die Stromersparnis seit Wegfall des Wärmepumpenprivilegs über die Heizkostenabrechnung an den Mieter; der Eigentümer-Business-Case hängt von umlagefähigen Betriebskosten ab.
Was Strompreisdynamik im Heizbetrieb wirklich bedeutet
Strompreisdynamik bezeichnet den Betrieb einer Wärmepumpe entlang der stündlich oder viertelstündlich schwankenden Preise am Strommarkt, statt entlang eines festen Arbeitspreises. Die Grundlage bildet der Day-Ahead-Markt: Bis 12 Uhr mittags reichen Erzeuger und Lieferanten ihre Gebote für den Folgetag ein, danach ermittelt die Strombörse EPEX Spot per Auktion den Preis für jede einzelne Viertelstunde des kommenden Tages. Seit Oktober 2025 laufen diese Auktionen in 15-Minuten-Intervallen statt in Stundenblöcken, wodurch sich Preisspitzen für die Feinsteuerung einer Wärmepumpe schärfer abgrenzen lassen.
Wie groß ist die Preisspanne, die sich daraus tatsächlich ausnutzen lässt? Der durchschnittliche tägliche Spread am deutschen Day-Ahead-Markt lag 2025 bei rund 13 Cent pro Kilowattstunde – dem Unterschied zwischen der teuersten und der günstigsten Stunde eines durchschnittlichen Tages. Das ist eine allgemeine Marktkennzahl, keine wärmepumpenspezifische Auswertung. Sie markiert die Obergrenze des Hebels, nicht die real erzielbare Ersparnis, die durch Pufferkapazität, Steuerungsintervall und Fixkostenanteile im Tarif geschmälert wird.
Innerhalb eines Tages folgt der Preis einem wiederkehrenden Muster, das sich mit typischen Nutzungsprofilen im Gebäudebetrieb überlagert:
- Mittagstal gegen 13 bis 15 Uhr, wenn Photovoltaik-Einspeisung den Preis drückt und sich Wärme günstig vorproduzieren lässt.
- Morgenspitze zwischen 8 und 9 Uhr, ausgelöst durch den Anlauf von Industrie und Haushalten.
- Abendspitze zwischen 17 und 18 Uhr, wenn Heiz- und Kochlast zusammenfallen.
Genau in diesem Muster liegt die Übersetzung in verschiebbaren Heizbetrieb. Eine Wärmepumpe mit Pufferspeicher kann im Mittagstal Wärme erzeugen und speichern, statt in der teuren Abendspitze zu laufen. Verstärkt wird dieser Effekt durch einen Trend, der die Preisdynamik strukturell zunehmen lässt: Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen ist von 211 im Jahr 2019 auf über 500 im Jahr 2025 gestiegen. Dies ist ein direktes Resultat des wachsenden Anteils erneuerbarer Erzeugung.
Day-Ahead-Markt: Tägliche Auktion an der Strombörse, an der Erzeuger und Lieferanten für jede Viertelstunde des Folgetages Preise bilden. Dynamische Stromtarife bilden diese Preise zeitversetzt und mit einem Aufschlag des Lieferanten direkt an den Endkunden weiter.
Für welche Bestände sich Strompreisdynamik lohnt (und für welche nicht)
Nicht jedes Objekt mit Wärmepumpe ist automatisch ein Kandidat. Entscheidend ist die Kombination aus Erzeugertyp, Speicherkapazität und thermischer Trägheit. Erst diese drei Faktoren bestimmen, ob Lastverschiebung technisch möglich ist.
| Anlagen- und Gebäudetyp | Einordnung | Begründung |
|---|---|---|
| Wärmepumpe mit ausreichendem Pufferspeicher | Klarer Kandidat | Puffer erlaubt Vorproduktion in günstigen Stunden, ohne Komfortverlust |
| Hybridanlage (Wärmepumpe + Gas/Fernwärme) mit PV | Klarer Kandidat | Zusätzliche Flexibilität durch Eigenstrom und Zuheizer als Rückfallebene |
| Wärmepumpe ohne oder mit sehr kleinem Puffer | Grenzfall | Lastverschiebung nur in engem Zeitfenster möglich, Nachrüstung meist nötig |
| Stromdirektheizung (Nachtspeicher, Infrarot) | Grenzfall | Hoher Stromanteil, aber oft geringe Steuerbarkeit der Bestandstechnik |
| Reine Gasheizung ohne elektrische Erzeugung | Kein Fall | Kein steuerbarer Stromverbrauch in der Wärmeerzeugung vorhanden |
| Fernwärme ohne eigene Erzeugung | Kein Fall | Preisbildung liegt beim Wärmenetzbetreiber, nicht am Strommarkt |
Strompreisdynamik verschiebt Stromlast in der Wärmeerzeugung. Ohne eigenen, steuerbaren Stromverbrauch gibt es nichts zu verschieben. Bei Gas- und Fernwärmebeständen ist das korrektes Priorisieren: Das Budget landet auf den Objekten, wo der Hebel tatsächlich greift.
Wie groß ist die Einsparung an einem Beispielobjekt wirklich?
Rechnen wir ein Beispiel durch: Ein Mehrfamilienhaus bezieht rund 40.000 kWh jährlich für seine Wärmepumpe. Bei einem Spread von 13 Cent/kWh und einem realistisch nutzbaren Anteil von etwa einem Drittel dieser Spanne ergibt sich ein Einsparpotenzial von rund 1.700 Euro pro Jahr. Das ist eine Modellrechnung mit runden Annahmen, keine unabhängige Studie zur Strompreisdynamik bei Wärmepumpen.
Eine solche Auswertung, die die Ersparnis isoliert auf die Strombezugskosten herunterbricht, ist öffentlich nicht dokumentiert.
Wichtig ist die Bezugsgröße: Die Einsparung bemisst sich an den Strombezugskosten der Wärmeerzeugung, nicht an den Gesamtenergiekosten des Gebäudes. Das deckt sich mit der Logik der Heizkostenverordnung, die bei Wärmepumpen ebenfalls nur den Stromverbrauch als abrechenbare Kosten ansetzt, nicht die gesamte erzeugte Wärme. Die Umweltwärme selbst ist kostenlos.
Ein Anhaltspunkt aus der Praxis liefert die Pilotphase von Gewobag und KUGU zwischen Oktober 2024 und März 2025: In zehn Objekten wurden zunächst rund 260.000 kWh Energie und mehr als 18.000 Euro Energiekosten eingespart.
Eine detailliertere Auswertung derselben zehn Objekte über 1.055 Heiztage kam auf 313.039 kWh und 21.915 Euro bei durchschnittlich 23 Prozent Einsparung. Die Differenz zwischen beiden Methoden zeigt, wie stark das Messfenster und die Berechnungslogik das Ergebnis beeinflussen. Belastbar kommunizieren heißt: eine Bandbreite nennen, nicht eine geschönte Einzelzahl.
Voraussetzungen: Was vor dem Pilotprojekt stehen muss
Bevor Sie ein Pilotprojekt aufsetzen, sollte Ihr technisches Team fünf Punkte klären. Seit dem 1. Januar 2025 ist jeder Stromlieferant verpflichtet, Kunden mit intelligentem Messsystem einen dynamischen Tarif nach § 41a EnWG anzubieten. Der Tarif ist also flächendeckend verfügbar.
Der eigentliche Engpass liegt woanders: Bis Ende 2025 waren nur 5,5 Prozent der rund 56,5 Millionen Zählpunkte in Deutschland mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet. Ohne Smart Meter gibt es keinen dynamischen Tarif und damit keinen Business Case.
Zweite Voraussetzung ist die Steuerbarkeit nach § 14a EnWG. Wärmepumpen über 4,2 kW müssen dem Netzbetreiber eine temporäre Steuerung ermöglichen. Im Gegenzug gibt es ein reduziertes Netzentgelt in drei Modulen: Modul 1 ist ein Pauschalrabatt, Modul 2 ein prozentualer Rabatt, Modul 3 ein zeitvariables Netzentgelt mit Smart-Meter-Voraussetzung.
Wer Strompreisdynamik nutzen will, braucht ohnehin die Smart-Meter-Infrastruktur, Modul 3 lässt sich also meist mitnehmen.
Zur Komfort- und Legionellenschutz-Sorge: Eine komplette Abschaltung ist nach § 14a EnWG nicht zulässig. Erlaubt ist ausschließlich kurzzeitige Leistungsreduzierung (Dimmen), wobei mindestens 4,2 kW Leistung pro Anschluss dauerhaft erhalten bleiben. Die Legionellenschaltung lässt sich damit weiterhin einplanen.
Die Checkliste für Ihr technisches Team vor dem Piloten:
- Ist ein intelligentes Messsystem an der Wärmepumpe verbaut oder für das Rollout vorgesehen?
- Bietet der Stromlieferant einen dynamischen Tarif nach § 41a EnWG an, und wurde er beauftragt?
- Wurde ein § 14a-Modul gewählt, idealerweise Modul 3 bei vorhandenem Smart Meter?
- Ist der Pufferspeicher groß genug, um mehrstündige Lastverschiebung ohne Komfortverlust abzudecken?
- Existiert eine digitale Schnittstelle zur Anlagenregelung, über die eine Steuerungssoftware Sollwerte setzen kann?
Wem die Ersparnis zufließt: Mieter, Eigentümer und Contracting-Modelle
Diese Frage entscheidet in der Praxis öfter über ein Projekt als die technische Machbarkeit. Seit der Reform der Heizkostenverordnung zum 1. Oktober 2024 entfällt das Wärmepumpenprivileg: Der Stromverbrauch muss verbrauchsabhängig auf die Mieter umgelegt werden. In vermieteten Objekten mit Zentral-Wärmepumpe landet die eingesparte Kilowattstunde also über die Heizkostenabrechnung beim Mieter, nicht in der Kasse des Eigentümers.
| Konstellation | Wer trägt die Kosten | Wer profitiert von der Einsparung |
|---|---|---|
| Eigenversorgung, Zentral-Wärmepumpe | Eigentümer (Investition), Mieter (Stromkosten über Heizkostenabrechnung) | Mieter, da Einsparung verbrauchsabhängig weitergegeben wird |
| Wärmecontracting / Wärmelieferung | Contractor investiert, Mieter zahlt Wärmepreis | Primär Mieter, da Heizkostenverordnung anwendbar bleibt und die Umstellung nicht teurer werden darf |
| Betriebskosten-Umlage für Steuerungssoftware (§ 7 HeizkostenV) | Anteilig umlagefähig auf Mieter, Anschaffung beim Eigentümer | Eigentümer über tragfähigeren Business Case, Mieter über niedrigere Heizkosten |
Beim Wärmecontracting bleibt die Heizkostenverordnung uneingeschränkt anwendbar: Mindestens die Hälfte der Kosten muss verbrauchsabhängig abgerechnet werden, und die Umstellung darf für Mieter nicht teurer werden. Der Hebel für den Business Case liegt in § 7 Abs. 2 Heizkostenverordnung: Wiederkehrende Kosten für Bedienung, Überwachung und Prüfung der Heizungsanlage sind als Betriebskosten umlagefähig. Die laufenden Kosten einer Steuerungs- und Optimierungslösung lassen sich damit teilweise auf die Betriebskostenabrechnung legen.
Wird die verbrauchsabhängige Abrechnung nicht korrekt umgesetzt, drohen zusätzlich Kürzungsrechte: Mieter dürfen ihren Heizkostenanteil pauschal um 15 Prozent kürzen, wenn keine vorschriftsgemäße verbrauchsabhängige Abrechnung erfolgt. Saubere Abrechnungsprozesse schützen damit sowohl die rechtliche Position als auch die Ertragsseite des Eigentümers.
Vom Screening zum Rollout: der Weg für Ihr Portfolio
Welche Daten vorab fehlen könnten und welche Fragen ein Rollout-Partner beantworten sollte, zeigt der Beitrag Wärmepumpe im Mehrfamilienhaus: Welche Daten vorab fehlen. Der pragmatischste Einstieg ist ein Nachmittag mit der Ampel-Logik aus Abschnitt zwei, angewendet auf die eigenen Bestandsdaten: Anlagentyp, Pufferspeichergröße und Messkonzept reichen, um jedes Objekt in Grün, Gelb oder Rot einzusortieren. Grün bedeutet klarer Kandidat, Gelb bedeutet bedingt geeignet, wenn Smart Meter oder Puffer noch nachgerüstet werden, Rot bedeutet kein Fall in absehbarer Zeit. Diese Sortierung ersetzt drei Vertriebsgespräche, weil sie auf Daten läuft, die Sie bereits im Haus haben. Einen vertieften Blick auf Hebel und Einsparpotenzial im laufenden Betrieb liefert der Beitrag Heizungsoptimierung im Bestand: Hebel, Kosten, Einsparpotenzial.
Nach dem Screening folgt ein Pilotprojekt, keine Portfolioumstellung. Üblich ist ein Testfeld aus 5 bis 10 Gebäuden über eine Heizperiode von etwa 3 bis 6 Monaten, mit dem Ziel einer nachweisbaren Mindesteinsparung (bei KUGU vertraglich mit 12 Prozent hinterlegt). Erst nach diesem Nachweis folgt die Entscheidung zur Ausweitung: Bei Gewobag führte das von zunächst zehn Pilotobjekten zu einem Rollout auf inzwischen über 300 Objekte im Portfolio.
An dieser Stelle setzt EOS Strompreisdynamik an, ein Modus innerhalb von KUGU EOS, dem Energie-Optimierungssystem des Unternehmens. Er verknüpft Wärmebedarf, prognostizierte Börsenstrompreise, Wärmepumpe, Pufferspeicher sowie (wo vorhanden) Photovoltaik und Batteriespeicher. Die Gewichtung zwischen Energieeffizienz und Stromkosten lässt sich je nach Zielsetzung einstellen.
Grundlage ist ein digitaler Gebäudezwilling in drei Schritten: Erfassung der Stammdaten, mehrtägige Messung von Vorlauf-, Rücklauftemperatur und Volumenstrom, anschließend KI-gestützte Kalibrierung. Dadurch lässt sich die Steuerung ohne Sanierung umsetzen.
KUGU EOS erreicht im Kundenschnitt eine Einsparung von über 20 Prozent bei Energie, Kosten und CO₂ bei einer vertraglich zugesicherten Mindesteinsparung von 12 Prozent (Heizenergie im Vorjahresvergleich, witterungsbereinigt). Das ist eine ehrliche Option neben GreenFusion, Techem oder anderen Energiedienstleistern, wobei die Wahl auf dem zuvor entwickelten Kriterienraster basieren sollte, nicht auf dem überzeugendsten Verkaufsgespräch.
Zwei Fehler tauchen am häufigsten auf: ein zu klein dimensionierter Pufferspeicher, der Lastverschiebung unmöglich macht, und ein dynamischer Tarif mit hohem Fixkostenanteil, der den Preisvorteil aufzehrt. Beides lässt sich im Screening vorab abfangen.
Der nächste Schritt: Screening vor Vertragsschluss
Die eigentliche Weichenstellung liegt im ehrlichen Screening des Bestehenden, nicht im Verhandeln des besten Tarifs. Wer die Ampel-Logik konsequent auf sein Portfolio anwendet, hat nach einem Nachmittag mehr Klarheit als nach drei Vertriebsgesprächen.
Der konkrete nächste Schritt: Stellen Sie für 20 bis 30 Objekte Anlagentyp, Pufferspeichergröße und Messkonzept zusammen und bringen Sie diese Liste in ein Erstgespräch mit KUGU oder einem anderen Energiedienstleister wie GreenFusion oder Techem. Damit lässt sich entscheiden, welche Objekte pilotreif sind.
FAQ
Wie oft sollte ein Objekt nach dem ersten Screening erneut geprüft werden?
Ein jährlicher Rhythmus, angelehnt an die Heizperiode, hat sich als praktikabel erwiesen. Zwischen zwei Prüfungen ändern sich häufig Rahmenbedingungen wie Smart-Meter-Einbau, Pufferspeicher-Nachrüstung oder ein neuer Tarifvertrag, die ein Objekt von Gelb auf Grün heben können. Wer stattdessen nur einmalig screent, verpasst Cluster, die erst durch Infrastrukturmaßnahmen an anderer Stelle im Portfolio pilotreif werden.
Beeinflusst die Wahl des Netzbetreibers, wie gut sich Strompreisdynamik im Objekt umsetzen lässt?
Direkten Einfluss auf den Strompreis selbst hat der Netzbetreiber nicht, da dieser über die Börse gebildet wird. Er entscheidet jedoch über Tempo und Modulwahl beim § 14a-Anschluss sowie über den Rollout-Fortschritt bei intelligenten Messsystemen in der jeweiligen Region. In Gebieten mit fortgeschrittenem Smart-Meter-Ausbau lässt sich ein Pilotprojekt entsprechend schneller technisch umsetzen als in Regionen mit geringerer Ausbauquote.
Wie wirkt sich Strompreisdynamik auf die Lebensdauer der Wärmepumpe aus?
Häufigeres Takten durch Lastverschiebung erhöht die Zahl der Ein- und Ausschaltvorgänge, moderne Wärmepumpen sind darauf jedoch ausgelegt und die Regelungen halten Mindestlaufzeiten ein. Ein ausreichend dimensionierter Pufferspeicher reduziert zusätzliches Takten, weil er längere Lauf- statt vieler kurzer Zyklen ermöglicht. Belastbare Langzeitdaten speziell zur Lebensdauer unter Strompreissteuerung sind öffentlich noch nicht dokumentiert.
Wie unterscheidet sich Strompreisdynamik von der Netzentgeltreduzierung nach § 14a?
Beide Hebel setzen an unterschiedlichen Stellen an und schließen sich nicht aus. Die Netzentgeltreduzierung nach § 14a senkt einen fixen Bestandteil der Stromkosten als Gegenleistung für die Steuerbarkeit der Anlage, unabhängig vom tatsächlichen Marktpreisverlauf. Strompreisdynamik nutzt genau diese Steuerbarkeit zusätzlich aus, um Lastspitzen im Day-Ahead-Preis gezielt zu meiden, weshalb sich beide Effekte in der Praxis meist kombinieren lassen.
Was übernimmt ein Anbieter wie KUGU, und was muss weiterhin der Wartungsdienstleister vor Ort leisten?
Die Plattform übernimmt Datenerfassung, Kalibrierung des digitalen Gebäudezwillings und die automatisierte Steuerung der Heizungsanlage auf Basis von Wetter-, Verbrauchs- und Preisdaten. Wartung, Reparatur und die physische Instandhaltung der Anlage bleiben weiterhin Aufgabe des Heizungs- und Wartungsdienstleisters vor Ort; die Software ersetzt keinen Techniker.
Lässt sich die CO₂-Einsparung aus Strompreisdynamik separat im ESG-Reporting ausweisen?
Eine isolierte, unabhängig geprüfte Aufschlüsselung nur für den Strompreisdynamik-Anteil liegt öffentlich nicht vor. Nachweisbar sind dagegen die CO₂-Einsparungen der digitalen Heizungsoptimierung insgesamt, wie sie etwa aus dem Vorjahresvergleich witterungsbereinigter Verbrauchsdaten hervorgehen; diese Werte lassen sich in ein portfolioweites ESG-Reporting einspeisen.
