Virtuelle Kraftwerke: Wie dezentrale Energie das Netz stabilisieren

Erneuerbare Energie kommt heute zunehmend dezentral: Solar‑Dächer, kleine Windparks, Batteriespeicher und immer mehr Elektroautos sind verteilt im Netz. Wenn Sie Ihr Smartphone laden, merken Sie davon nichts; trotzdem beeinflusst jede Einspeisung und jeder Verbrauch den Spannungsverlauf und die Sicherheit des Stromnetzes. Netzbetreiber müssen deshalb kurzfristig ausgleichen oder Leitungen entlasten. Hier setzen virtuelle Kraftwerke an: Sie fassen viele einzelne Ressourcen zusammen, so dass sie sich ähnlich wie ein großes Kraftwerk steuern lassen. Das reduziert ungeplante Eingriffe, schafft Vermarktungsmöglichkeiten für kleine Anlagen und hilft, Netzkosten zu senken.

Ein virtuelles Kraftwerk ist ein digitales System, das dezentrale Energie-Erzeuger, Speicher und flexible Verbraucher vernetzt und zentral steuert. “Aggregieren” bedeutet hier: Viele einzelne Einheiten werden logisch zusammengefasst und können als eine steuerbare Einheit am Energiemarkt oder für Systemdienstleistungen auftreten. Das Leitsystem sammelt Messdaten, erstellt Prognosen für Erzeugung und Bedarf, berechnet Handels- und Steuerentscheidungen und sendet Steuerbefehle an die angeschlossenen Anlagen.

Virtuelle Kraftwerke verwandeln viele einzelne Geräte in ein planbares Bündel, das Märkte und Netze bedienen kann.

Technisch beruht das auf drei Bausteinen: Kommunikation (Datenübertragung und Fernsteuerung), Prognose-Software (Wetter, Verbrauch, Marktpreise) und einer Optimierungs-Engine, die Handel und Netzanforderungen abwägt. Für Regelenergie und Redispatch muss das System hohe Verfügbarkeit und Antwortzeiten liefern; dafür werden oft standardisierte Schnittstellen und zertifizierte Geräte verwendet.

Die folgende Tabelle fasst typische Merkmale zusammen.

Virtuelle Kraftwerke treten dort in Aktion, wo viele kleine Anlagen zusammenkommen. Ein Beispiel: Mehrere Photovoltaik‑Anlagen auf Wohnhäusern, zusammen mit Batteriespeichern und einem steuerbaren Wärmepumpenpark, werden zu einer Einheit vernetzt. Abhängig vom Marktpreis oder vom Bedarf des Netzbetreibers drosselt oder erhöht das System Leistung, speichert Überschuss oder speist Strom ein. So können Belastungsspitzen im Verteilnetz geglättet werden.

In Deutschland betreiben Anbieter solche Pools schon im großem Stil. Ein Anbieter meldete Ende 2024 mehr als 15 000 vernetzte Einheiten mit rund 15.500 MW aggregierter Leistung und handelte im Jahr 2024 etwa 15,1 TWh Strom. Solche Größenordnungen zeigen, wie viel Wirkung dezentrale Koordination haben kann, besonders wenn Speicher und Ladepunkte von Elektrofahrzeugen eingebunden werden.

Für Netzbetreiber sind virtuelle Kraftwerke zudem ein Werkzeug für Redispatch und Regelenergie. Der Redispatch‑Mechanismus in Deutschland wurde ausgeweitet (Redispatch 2.0) und führte 2022 zu einem abgeregelten Volumen von rund 32.772 GWh; die damit verbundenen Kosten lagen bei etwa 4,2 Mrd. €. Aggregierte Flexibilität kann hier helfen, Eingriffe zu reduzieren und Kosten zu dämpfen, weil dezentrale Leistung einfacher und schneller angeboten werden kann als große, konventionelle Kraftwerke.

Für Privathaushalte bedeutet das oft neue Einnahmequellen: Besitzer von PV‑Anlagen oder Batteriespeichern können über Aggregatoren Einnahmen erzielen, indem sie Überschuss einspeisen oder Speicher zeitlich verschieben. Gleichzeitig erfordert die Teilnahme Anmeldung, Mess‑ und Steuertechnik sowie Verträge, die Vergütung und Verfügbarkeit regeln.

Virtuelle Kraftwerke bieten mehrere Chancen: Sie erhöhen die nutzbare Flexibilität, ermöglichen besseren Stromeinsatz von Erneuerbaren und können Netzausbau verzögern oder kostengünstiger machen. Vor allem die Kombination aus Batterien und intelligentem Lademanagement bei Elektroautos verspricht große Effekte: Studien weisen darauf hin, dass bidirektionales Laden den Bedarf an stationären Speichern deutlich reduzieren kann.

Gleichzeitig bestehen Risiken und Grenzen. Erstens: Technische Interoperabilität. Viele Geräte sprechen unterschiedliche Protokolle; ohne offene Standards bleibt Integration aufwändig. Zweitens: Netztechnische Grenzen. In manchen Verteilnetzen können zu viele gleichzeitige Einspeisungen lokale Spannung Probleme verursachen, die nicht allein durch Steuerung gelöst werden können. Drittens: Markt‑ und Regulierungsfragen. Regeln für Vermarktung, Reservebereitstellung und Verantwortung bei Ausfällen müssen klar sein. Die Bundesnetzagentur hat in ihren Berichten gezeigt, dass Systemdienstleistungen und Momentanreserve künftig stärker marktgestützt beschafft werden sollen; das schafft Chancen für aggregierte Anbieter, stellt sie aber auch regulatorisch auf die Probe.

Ein weiterer Punkt ist Datenschutz und Sicherheit: Fernsteuerung erfordert Telemetrie und ständige Verbindung. Betreiber müssen Datenzugriff, Nutzerrechte und Cyberabwehr sorgfältig regeln. Für Verbraucher ist wichtig zu wissen, welche Daten gesammelt werden und wann Anlagen fern gesteuert werden dürfen.

In der mittelfristigen Perspektive können virtuelle Kraftwerke zu einem festen Teil des Energiesystems werden. Szenarien gehen davon aus, dass vernetzte Speicher, intelligente Ladeinfrastruktur für Elektroautos und flexible Industrie‑Lasten zusammen einen deutlich höheren Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten als einzelne Anlagen allein. Forschungseinrichtungen zeigen, dass diese Flexibilität Netzausbaubedarf senken und Betriebskosten reduzieren kann.

Für Städte bedeutet das: gezieltes Fördern von Ladesäulen mit bidirektionaler Technik, Anreize für Quartierspeicher und rechtliche Klarheit zur Vermarktung von lokal erzeugtem Strom. Haushalte sollten bei Neuanschaffungen künftig auf smarte Schnittstellen und Zertifizierungen achten, damit Beteiligung an Aggregationsmodellen möglich bleibt. Betreiber und Kommunen können gemeinsam Pilotprojekte starten, um lokale Effekte zu messen und Geschäftsmodelle zu erproben.

Ein realistischer Fahrplan wäre schrittweise: zunächst mehr Pilotprojekte und standardisierte Schnittstellen, dann breitere Marktintegration für Regelenergie und Redispatch, schließlich skalierte Anbieter, die gebietsweise eine spürbare Entlastung für Verteilnetze liefern. Die genaue Wirkung hängt von technischen Standards, regulatorischen Rahmenbedingungen und Investitionen in Mess‑ und Kommunikationstechnik ab.

Virtuelle Kraftwerke bündeln dezentrale Energiequellen zu steuerbaren Einheiten, die Märkte bedienen und Netze stabilisieren können. In Deutschland laufen bereits große Pools, die zeigen, welches Potenzial darin steckt: bessere Nutzung erneuerbarer Erzeugung, zusätzliche Einnahmen für Anlagenbetreiber und verminderte Belastung für Netzinfrastruktur. Der Erfolg hängt von klaren Regeln, offenen Schnittstellen und verlässlicher Technik ab. Wo diese Voraussetzungen erfüllt sind, können virtuelle Kraftwerke einen wichtigen Beitrag zur sicheren, kosteneffizienten Integration der erneuerbaren Energie liefern.