Veröffentlicht am:
Growth Lead Germany (Powernaut)
Es ist allgemein bekannt, dass Deutschland eines der größten Pools an privaten Energie-Assets in Europa aufbaut und dies für den Netzbetrieb von Versorgungsunternehmen und alle anderen Beteiligten relevant wird. Der Einsatz flexibler Anlagen im Wohn- und Industriebereich beschleunigt sich in einem Tempo, das vor fünf Jahren noch unmöglich schien.
Beitrag Nr. 12 der Veröffentlichungs-Reihe der Anbieter der Prosumer-Plattform Initiative.
Es ist allgemein bekannt, dass Deutschland eines der größten Pools an privaten Energie-Assets in Europa aufbaut und dies für den Netzbetrieb von Versorgungsunternehmen und alle anderen Beteiligten relevant wird. Der Einsatz flexibler Anlagen im Wohn- und Industriebereich beschleunigt sich in einem Tempo, das vor fünf Jahren noch unmöglich schien.
Deutschland beendete das Jahr 2025 mit etwa 117 GW installierter Solarkapazität.
Dabei führt Bayern die Zuwächse deutlich an und die Mischung zwischen Dach- und Freiflächenanlagen ist über das Jahr hinweg in etwa ausgeglichen.
Batterien
Bis Mitte 2025 wies das nationale Register etwa 22,1 GWh nutzbare Speicherkapazität aus. Bis zum Jahresende stieg diese auf 25,5 GWh mit rund 2.200.000 Einheiten. Im Bereich der Großspeicher übertraf die Leistung 2 GW, was einen bedeutenden Fortschritt beim Ausbau im Versorgungsbereich kennzeichnet.
In Deutschland installierte Batteriesysteme (Ende 2025)
Die Zulassungen von batterieelektrischen Fahrzeugen erreichten etwa 545.142 Einheiten im Jahr 2025, was etwa 19 % der Neuzulassungen entsprach. Die Installationen von Wärmepumpen zeigten weiterhin ein Wachstum, mit Prognosen von 260.000 Einheiten für 2025, obwohl dies aufgrund politischer Unsicherheiten einen Rückgang im Vergleich zu früheren Jahren darstellt.
Viele Haushalte konzentrieren sich auf den Eigenverbrauch. Erfahrungswerte zeigen, dass Haushaltsbatterien in der Regel aufgeladen werden, sobald Solarstrom erzeugt wird, und entladen werden, um einen Strombezug zu vermeiden, unabhängig von Preissignalen. Dieses Verhalten reduziert die durchschnittliche Nachfrage, verstärkt aber die Variabilität über Tage und Jahreszeiten hinweg. . Die vielen Stunden mit negativen Preisen in der ersten Hälfte des Jahres 2025 spiegeln dieses Muster wider. Die Schlussfolgerung ist klar: Der Zugang zu Flexibilität existiert auf dem Papier, aber die Koordination scheitert, es sei denn, Programme berücksichtigen die realen Präferenzen der Haushalte
Wie jetzt unter §14a festgelegt, müssen steuerbare Lasten über 4,2 kW (Wärmepumpen, E-Ladesäulen
und Heimspeicher, die ab Januar 2024 installiert wurden) während Netzengpässen die Fernsteuerung durch Verteilnetzbetreiber akzeptieren, wobei die Leistung auf einen Mindestwert von 4,2 kW reduziert werden kann.
Im Gegenzug wählen Haushalte zwischen einer jährlichen pauschalen Netzentgeltreduzierung (€110 -€190), einer 60%igen Reduzierung der volumenabhängigen Gebühren für separat gemessene Geräte
oder zeitvariablen Tarifen in Kombination mit der pauschalen Reduzierung unter Modul 3, die ab April 2025 verfügbar ist.
| Modul | Vorteil | Voraussetzung |
|---|---|---|
| Modul 1 | Pauschale Reduzierung €110 bis €190/Jahr | Gerät als steuerbar registriert |
| Modul 2 | 60% Reduzierung der volumenabhängigen Netzentgelte | Separater Messpunkt |
| Modul 3 | Zeitvariable Netzentgelte plus Modul 1 | Smart Meter, gültig ab April 2025 |
Es ist auch klar, dass aus Sicht der Regulierungsbehörde die sofortige Anbindung sauberer Energietechnologien eine gesellschaftliche Priorität ist; Netzengpässe im Niederspannungsbereich können durch das neue Steuerungsrahmenwerk verwaltet werden, während die Infrastruktur nachzieht.
Eine effektive Koordination verteilter Anlagen erfordert Einblicke in den Verbrauch und die Erzeugung der Haushalte in nahezu Echtzeit. Deutschlands Smart-Meter-Rollout hinkt den meisten europäischen Nachbarn weit hinterher. Nach Daten der Bundesnetzagentur, analysiert von FfE München, liegt die Smart-Meter-Durchdringung über alle Messpunkte hinweg weiterhin bei unter 3%.
Bis März 2025 hatten grundzuständige Messstellenbetreiber insgesamt etwa 700.000 intelligente Messsysteme nur für die verpflichtenden Fälle installiert. Freiwillige Installationen beschleunigen sich, wobei private Messstellenbetreiber einen Großteil des jüngsten Wachstums vorantreiben.
Smart-Meter-Durchdringung über alle deutschen Messpunkte hinweg (Q1 2025)
Der langsame Rollout schafft praktische Herausforderungen für Programme zur Flexibilität von Privathaushalten. Ohne Smart Meter müssen Aggregatoren auf Proxy-Telemetrie von Wechselrichterherstellern, Sub-Metering von P1-Dongles und Prognosemodelle zurückgreifen, um den Haushaltszustand in Echtzeit abzuschätzen. Und Unternehmen beginnen damit, Software-Architekturen für Ungewissheit statt Präzision zu entwerfen und entwickeln ihre Geschäftsmodelle entsprechend.
Zwei Akteure prägen den Bereich der Flexibilität in Privathaushalten:
Sie verkaufen und installieren die Hardware, das Steuerungssystem und die Kundenschnittstelle. Sie wachsen schnell und halten die Kunden innerhalb ihres eigenen Systems.
Sie verbinden sich mit vielen Marken und vielen Anbietern, um die Beziehung zu den Stadtwerken zu schützen und mit Geräten zu arbeiten, die bereits in den Haushalten vorhanden sind.
Große Front-of-the-Meter-Akteure verfolgen Großhandels- und Bilanzkreispositionen, aber dies löst das Problem auf Haushaltsebene nicht. Es zeigt lediglich, dass Portfolios im Systemmaßstab wachsen, während die Haushalts-Assets größtenteils ungenutzt bleiben.
Während Deutschland seinen Regulierungsrahmen entwickelt, testen benachbarte Märkte bereits die Flexibilität von Wohngebäuden in großem Maßstab. Große Versorgungsunternehmen in den Benelux-Ländern haben in den letzten Jahren mit Powernaut an diesem Thema gearbeitet. Ein kürzlich durchgeführtes Programm eines belgischen Versorgungsunternehmens gemeinsam mit Powernaut (in der zweiten Hälfte des Jahres 2025) bietet konkrete Betriebsdaten darüber, was funktioniert, was fehlschlägt und wo die eigentlichen Einschränkungen liegen. Der Schwerpunkt des Programms lag auf der Einspeisungsbegrenzung von Photovoltaikanlagen und der Batteriesteuerung für das Lastmanagement in einem Pool von Wohngebäuden.
Powernaut, als Flexibilitätspartner des belgischen Versorgungsunternehmens, ermöglichte die Cloud-to-Cloud-Steuerung von PV-Anlagen in Privathaushalten ohne zusätzliche Hardware. Das Programm richtete sich an Tausende von Kunden des belgischen Versorgungsunternehmens mit PV-Anlagen und Net2Grid-Dongles, die mit ihren P1-Zählern verbunden sind. Zwei verschiedene Vergütungsmodelle liefern einzigartige Einblicke in die Preissensitivität von Privatkunden. Zu den unterstützten Wechselrichtern gehören Marken von SMA, Huawei, SolarEdge, Solis und Enphase.
Von Tausenden kontaktierten Kunden reagierten mehrere Hundert positiv, was einer Teilnahmequote von etwa 7,2 % entspricht. Die Preissensitivität war stark ausgeprägt. Eine Verdoppelung des Anreizes (gezahlte Euros für die Teilnahme am Programm) erhöhte die Bereitschaft zur Teilnahme um etwa 40 %. Diese Zahlen ergaben sich trotz eines komplexen Onboarding-Prozesses, bei dem Kunden mehrere Plattformen navigieren und sich beim Cloud-Dienst ihres Wechselrichterherstellers authentifizieren mussten.
Teilnahmequote der Kunden
Liefergenauigkeit des PV-Pools
Die Einführung des Programms zeigt, dass die Komplexität des Onboardings und nicht die Zurückhaltung der Kunden das Haupthindernis für die Flexibilität von Privathaushalten ist. Von einigen Hundert interessierten Kunden schlossen nur 77 den vollständigen Onboarding-Prozess erfolgreich ab. Die Analyse der Abbrüche offenbart einige Herausforderungen, mit denen die Branche konfrontiert ist und die wir lösen:
Dazu gehören die lokale drahtlose Konnektivität, schwer abrufbare Kunden-Anmeldedaten und OEMs, die Cloud-Steuerung (noch) nicht unterstützen. 53% der Kunden schieden aufgrund der letzten beiden Gründe aus. Unter Kunden mit gültigen Anmeldedaten und unterstützter Hardware näherte sich der Onboarding-Erfolg auf fast 100 %.
Durch das umfassende Vorausfüllen von Kundendaten konnten wir die Conversion-Rate verdoppeln. Das Hinzufügen weiterer OEM-Optionen wie Growatt, Goodwe und SolaX zur Liste der unterstützten Marken erhöhte die mögliche Teilnahmequote um weitere 15 %. Und die Verbesserung der Abläufe zur Wiederherstellung von Anmeldedaten für Marken wie SMA und Huawei steigerte die Conversion um weitere 150 % bis 300 %.
Das Handelsteam aktivierte den PV-Pool für Privathaushalte in Zeiten niedriger Ausgleichsenergiepreise. Dabei wurde der Eigenverbrauch der Haushalte stets geschützt, sodass nur exportierter Solarstrom abgeregelt wurde. Der PV-Pool lieferte den Großteil der angeforderten Flexibilität, dabei wurden 1,21 MWh bereitgestellt, verglichen mit 1,54 MWh angeforderter Leistung. Die Leistung konzentrierte sich auf wenige Ereignisse, da etwa 80% des Wertes aus etwa 2% der Betriebszeiträume stammten. Prognosefehler minderten die Erträge in einem signifikanten Anteil dieser Ereignisse, was die Notwendigkeit noch präziserer Ausgleichssignale und weiter verbesserter Prognosen unterstreicht.
Wenn dieselben Bedingungen auf einen größeren Pool von über 10.000 Haushalten angewendet werden, wird das jährliche Potenzial deutlich. Der Großteil dieses Wertes würde aus einer begrenzten Anzahl von Stunden mit sehr niedrigen Preisen stammen.
Stadtwerke nehmen eine besondere Position im deutschen Energiesystem ein. Sie pflegen lokale Kundenbeziehungen, betreiben die Verteil-Infrastruktur und tragen regulatorische Verpflichtungen, die nationale Händler und vertikal integrierte HEMS-Anbieter nicht teilen. Diese Position schafft sowohl Chancen als auch Verantwortung bei der Gestaltung von Flex-Programmen für Privathaushalte.
Die Kontrollhierarchie muss respektiert werden. Nach §14a behält der Verteilnetzbetreiber (VNB) die höchste Kontrollbefugnis während Netzengpässen. Jeder Aggregator oder VPP-Betreiber muss seine Steuerungslogik so konzipieren, dass sie zurücktritt, wenn Signale des VNB eintreffen. Dies ist nicht nur eine Frage der Einhaltung von Vorschriften; es spiegelt die regulatorische Vereinbarung wider, die Haushalten selbst während Eingriffen eine minimale Stromversorgung garantiert.
Stadtwerke, die sowohl Versorgungs- als auch Verteilfunktionen innehaben, können die Kontrollhierarchie natürlicher integrieren als externe Aggregatoren.
Autonomie der Haushalte beibehalten. Der belgische Rollout hat gezeigt, dass der Schutz des Eigenverbrauchs technisch machbar ist und so das Vertrauen der Kunden stärkt. Haushalte, die an Flex-Programmen teilnehmen, sollten eine sinnvolle Kontrolle über ihre Anlagen behalten, wobei die VPP-Teilnahme auf überschüssige Erzeugung oder zeitlich begrenzte Batterienutzung beschränkt ist. Ein vorgeschlagener Ansatz reserviert 20 bis 30 % der Batteriekapazität außerhalb der Kontrolle des Aggregators, um sicherzustellen, dass Haushalte nie das Gefühl haben, ihre Anlagen werden zwangsgesteuert.
Um die Akzeptanz bei den Kunden zu erhöhen, sollten 20-30% der Kapazitäten immer für die Haushalte reserviert bleiben
Lokale Vorteile betonen. Privatkunden reagieren eher auf die Entlastung von Engpässen in ihrer eigenen Umgebung als auf eine abstrakte Systembilanzierung. Pilotprojekte, die Ergebnisse auf Nachbarschaftsebene, eine reduzierte Transformatorenbelastung oder eine aufgeschobene lokale Netzinvestition betonen, können Teilnehmer gewinnen, die rein finanzielle Anreize möglicherweise ignorieren.
Stadtwerke besitzen das lokale Wissen, um die Verbindung zwischen finanziellen Anreizen und Netzunterstützung auf Nachbarschaftsebene glaubwürdig darzustellen.
Wir steigen nicht in die Hardware-Installation ein. Wir lernen, wie echte Haushalte zu koordinieren sind. Das Gesetz erlaubt diese Art von Steuerung. Die Zählerausstattung ist derzeit uneinheitlich, aber beherrschbar. Negative Preise und steigender Redispatch zeigen die Notwendigkeit lokaler Maßnahmen. Wir müssen jetzt mit Pilotprojekten starten, um den Wert zu testen, andernfalls laufen wir Gefahr, gegenüber neuen Akteuren ins Hintertreffen zu geraten.
Powernaut bietet den VPP-Workspace (virtuelles Kraftwerk), der unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) ermöglicht, zu Händlern (Merchant) zu werden.
Führende Erzeuger und Händler verlassen sich auf Powernaut, um ihre Portfolios in Multi-Markt-Einnahmequellen zu verwandeln und ihre internen Handelsstrategien mit einer makellosen VPP-Umsetzung zu verbinden.
References
Bundesnetzagentur (2026a): Renewable energy expansion figures – Installed solar capacity update.
Bundesnetzagentur (2026b): Bavaria leads solar additions – press release.
Bundesnetzagentur (2023): §14a EnWG: Controllable consumption devices regulation.
Clean Energy Wire (2026a): Germany’s renewable electricity capacity rise driven by solar.
Clean Energy Wire (2025a): Battery storage growth in 2025.
Clean Energy Wire (2025b): Forecasts for heat pump installations.
Deutschland.de (2025): Electric vehicle registrations in 2025.
Electrive (2026): EV market share and Dataforce analysis for 2025.
ESS‑News (2025): German battery storage reaches 22.1 GWh mid‑2025.
ESS‑News (2026): Germany sets energy storage record in 2025.
FFE München (2025a): German smart meter rollout progress.
FFE München (2025b): Smart meter rollout quota requirements.
Montel Energy (2025): Battery storage markets and policy outlook 2025.
PV Magazine (2025): Negative price hours in Germany’s day‑ahead market.
Oxera (2025): Redispatch costs and German grid tariff reform.
ESIG (2025): Module 3 time‑variable tariffs under §14a
Powernaut Pilot Program in Belgium
