HANNOVER / LONDON (IT BOLTWISE) – Enercity und das britische Technologieunternehmen Kraken wollen ein virtuelles Kraftwerk aufbauen, das dezentrale Solaranlagen und Batteriespeicher als einen steuerbaren Verbund bündelt. Ziel ist, erneuerbare Energien deutlich besser ins Stromnetz zu integrieren und die Schwankungen von Wind und Sonne zu glätten. Das Vorhaben verknüpft damit Netztechnik, Vermarktung und ein Software-Backend, das Flexibilität in nahezu Echtzeit verfügbar macht. Branchenexperten erwarten davon vor allem einen schnelleren Systemausgleich, aber auch neue Anforderungen an Datensicherheit und Compliance.
Enercity treibt die nächste Stufe der Energiewende an: Gemeinsam mit dem britischen Technologieunternehmen Kraken soll ein virtuelles Kraftwerk entstehen, das dezentrale Solarsysteme und Batteriespeicher wie eine einzige Erzeugungseinheit koordiniert. Der entscheidende Unterschied zu bisherigen Ansätzen liegt in der softwarebasierten Aggregation mehrerer Einzelanlagen zu einem steuerbaren „Betriebspunkt“ im Netz. Damit rückt eine längst bekannte Systemfrage in den Fokus: Je stärker das Stromsystem auf Wind- und Photovoltaik setzt, desto häufiger müssen Netzbetreiber Angebot und Nachfrage gegenläufig stabil halten. Virtuelle Kraftwerke gelten hierbei als organisatorisch-technischer Hebel, um Flexibilität planbar zu vermarkten.
Technisch funktioniert das Konzept über die Bündelung heterogener Ressourcen, etwa PV-Anlagen auf Dächern, Batteriespeicher in Wohn- und Gewerbegebäuden und perspektivisch weitere Last- und Erzeugungsarten. Im Kern werden Zustände und Leistungsdaten aus den dezentralen Einheiten in eine zentrale Orchestrierung überführt, dort in ein optimiertes Einsatzprofil übersetzt und anschließend in Steuerbefehle für einzelne Anlagen zurückgeführt. Entscheidend ist dabei die Umsetzbarkeit in der Praxis: Die Software muss auf veränderliche Wetterprognosen, lastseitige Schwankungen und technische Randbedingungen der Speicher reagieren. Im Vergleich zu „klassischen“ Einspeise- und Abregelprozessen ermöglicht die virtuelle Bündelung ein fein granulares Schalten zwischen Einspeisung, Laden und Entladen.
Historisch ist das Konzept keineswegs neu. Bereits vor Jahren hat die deutsche Energiewirtschaft mit Next Kraftwerke einen der ersten großen Markttreiber für virtuelle Kraftwerke aufgebaut und damit gezeigt, dass dezentrale Erzeugung und Flexibilitätsbereitstellung in standardisierte Vermarktungsprozesse überführt werden können. Dass Enercity nun erneut einen deutlichen Schritt macht, ordnet sich in eine zweite Phase ein: Während frühe Projekte oft auf Pilotregionen und begrenzte Anlagenzahlen setzten, zielen aktuelle Initiativen stärker auf Skalierung, Automatisierung und Integration in bestehende Systemarchitekturen. Der organisatorische Reifegrad entscheidet dabei, ob virtuelle Kraftwerke nur „zählen“ oder tatsächlich in Netz- und Marktsignale wirksam eingreifen können.
Auf der Marktseite liegt der strategische Reiz in der Kombination aus Technologie und Betrieb. Enercity bringt als Energieversorger und Netz-nahe Instanz die Nähe zu Netzbetrieb und Marktrollen mit, Kraken liefert typischerweise Software- und Betriebsansätze, die aus verteilten Assets verlässliche Flexibilitätsangebote formen sollen. Für Wettbewerber bedeutet das: Virtuelle Kraftwerke werden mehr als ein Vertriebsprodukt, sie entwickeln sich zu einer Infrastrukturkomponente für die Energiewende. Wie aus der Branche berichtet, sieht Jochen Schwill, Gründer und Geschäftsführer des Messstellenbetreibers Spotmy Energy, enormes Potenzial in diesem Ansatz. Er betont, dass sich dieses Potenzial „sehr günstig“ bereitstellen ließe – eine Aussage, die in der Bewertung häufig auf Skaleneffekte und standardisierte Steuer- sowie Abrechnungsprozesse zurückgeführt wird.
Experten erwarten allerdings auch, dass der Nutzen nur dann nachhaltig wird, wenn die technische Umsetzung mit den regulatorischen Rahmenbedingungen zusammenpasst. Virtuelle Kraftwerke greifen zwangsläufig auf Daten aus Mess- und Steuerumgebungen zu, etwa Einspeise- und Ladezustände, prognosebezogene Parameter sowie Metadaten zu Anlagen. Genau hier entstehen neue Sicherheits- und Datenschutzfragen: Systeme müssen Respekt vor den Regeln zum Umgang mit Messdaten wahren, Zugriffskontrollen durchsetzen und die Integrität von Steuerbefehlen absichern, um Fehlsteuerungen oder Manipulationen auszuschließen. Im Unternehmensumfeld wird zudem wichtig, wie sauber die Verantwortlichkeiten zwischen Messstellenbetrieb, Aggregator und Vermarktungsakteuren getrennt sind und wie lückenlos Auditierbarkeit und Logging umgesetzt werden.
Für den Betrieb im Stromnetz ist außerdem die technische Vergleichbarkeit zentral: Nicht jede Batterie ist gleich schnell, nicht jede PV-Anlage liefert die gleichen Datenqualitäten, und nicht jede Einheit lässt sich mit gleicher Granularität steuern. Der Wettbewerb wird daher zunehmend über Orchestrierungsqualität entschieden, etwa durch die Fähigkeit, aus vielen kleinen Signalen eine stabile Gesamtflexibilität abzuleiten. In der Praxis kann das bedeuten, dass unterschiedliche Steuerungsstrategien parallel existieren, während die Optimierung über eine einheitliche Zielgröße läuft, zum Beispiel Netzdienlichkeit oder marktseitige Erlösoptimierung. Im Vergleich zu rein marktbasierten Ansätzen mit starren Fahrplänen verschiebt das dynamische Scheduling den Schwerpunkt auf zuverlässige Echtzeit-Entscheidungen.
Mit Blick auf die künftige Entwicklung deutet das Projekt auf eine stärkere Plattformisierung hin: Virtuelle Kraftwerke werden zunehmend zu „Energy-Software“, die sich über Schnittstellen in bestehende IT- und Betriebslandschaften einhakt. Für Entwickler entsteht dadurch ein wachsender Markt für Messdaten-Integration, Device-Management, Prognosemodelle und regelbasierte Optimierung. Gleichzeitig steigen die Anforderungen an das Operational Model, also Deployment, Monitoring und Incident Response, denn fehlerhafte Steuerung wirkt direkt auf Energieflüsse. Unwahrscheinlich ist, dass sich die Integration rein in einzelne Silos entwickelt; vielmehr braucht es eine wiederverwendbare Architektur, die sowohl Netzbetreiberanforderungen als auch Marktsignale verarbeiten kann.
Regulatorisch bleibt dabei der Druck, Transparenz und Sicherheit systematisch umzusetzen. Je mehr Flexibilität aus Millionen kleiner Einheiten besteht, desto wichtiger werden Datenminimierung, rollenbasierter Zugriff und robuste Verschlüsselung sowohl in der Datenübertragung als auch beim Speichern. Auch die Frage der Modell- und Regelwerksänderungen gewinnt an Bedeutung: Wenn Algorithmen die Steuerung beeinflussen, muss klar sein, wann welche Version aktiv ist und wie sich Änderungen auf Erzeugungs- und Lastprofile auswirken. Für die Energiewende ist das nicht nur Compliance-Thema, sondern auch Qualitätsfaktor, weil Vertrauen in die Stabilität und Vorhersagbarkeit virtueller Kraftwerke eine Voraussetzung für breite Skalierung ist.
Unter dem Strich positioniert sich Enercity mit dem Schulterschluss zu Kraken in einem Bereich, in dem aus Technologie eine echte Systemfunktion wird. Virtuelle Kraftwerke können den Übergang von „Einspeisung nach Plan“ zu „Flexibilität nach Bedarf“ beschleunigen, sofern die Aggregation zuverlässig arbeitet und die Sicherheitsanforderungen mitwachsen. Der Wettbewerb mit etablierten Playern wie Next Kraftwerke wird dabei nicht verschwinden, sondern sich über bessere Orchestrierung, günstigere Betriebsprozesse und tiefere Netzintegration verschärfen. In den nächsten Monaten werden sich Fortschritte besonders daran messen lassen, wie schnell sich das System auf größere Anlagenzahlen ausrollen lässt und wie konsistent die resultierende Flexibilität im Netzalltag verfügbar bleibt.
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