Die Sonnen GmbH hat im August 2023 angekündigt, Europas größten virtuellen Stromspeicher aufzubauen. Tausende private Energiespeicher werden dabei zu einem einzigen digitalen Kraftwerk zusammengeschaltet. Das Projekt wirft grundsätzliche Fragen auf: Wie verändert sich die Energieinfrastruktur, wenn Privatverbraucher zu aktiven Akteuren im Stromnetz werden? Und ist das Geschäftsmodell tragfähig – oder vor allem ein Marketing-Instrument?
Was ist ein virtuelles Kraftwerk und wie funktioniert es?
Ein virtuelles Kraftwerk ist kein Gebäude, sondern eine Software-Plattform. Sie verbindet dezentrale Energiespeicher und Erzeugungsanlagen zu einem Verbund, der zentral gesteuert wird. Im Fall von Sonnen sind das vor allem Heimspeicher, die mit Photovoltaikanlagen gekoppelt sind. Die Haushalte speichern tagsüber Solarstrom und können ihn auf Abruf ins Netz einspeisen – etwa bei Lastspitzen oder wenn Wind- und Solarenergie knapp sind.
Die Steuerung läuft über ein Energiemanagementsystem, das in Echtzeit Daten von den einzelnen Speichern abruft und bei Bedarf Lade- oder Entladevorgänge auslöst. Der Clou: Die aggregierte Kapazität vieler kleiner Batterien kann dieselben Systemdienstleistungen erbringen wie ein konventionelles Großkraftwerk – etwa Regelleistung zur Netzstabilisierung.
Europas größter virtueller Speicher: Welche Kapazität steht dahinter?
Sonnen hat nach eigenen Angaben mehrere tausend Heimspeicher in Deutschland vernetzt. Jeder Speicher verfügt über eine nutzbare Kapazität zwischen 5 und 15 kWh. Bei 5.000 Speichern mit durchschnittlich 10 kWh ergibt sich eine theoretische Gesamtkapazität von 50 MWh. Zum Vergleich: Ein mittelgroßes Pumpspeicherkraftwerk in den Alpen liefert mehrere GWh. Die Größe des virtuellen Speichers ist also relativ – gemessen an dezentralen Batterieprojekten ist es aber tatsächlich eines der größten in Europa.
Entscheidend ist weniger die Speichermenge als die abrufbare Leistung. Wenn 5.000 Speicher gleichzeitig 2 kW ins Netz einspeisen, ergibt das 10 MW. Diese Leistung reicht aus, um am Regelenergiemarkt teilzunehmen, wo Netzbetreiber kurzfristig Leistung zur Stabilisierung der Netzfrequenz einkaufen.
Warum ist Regelleistung interessant?
Der Strommarkt kennt mehrere Erlösmodelle für Batteriespeicher. Regelleistung – genauer: Primär- und Sekundärregelung – ist besonders lukrativ, weil Netzbetreiber dafür zahlen, dass Kapazität vorgehalten wird. Ein virtuelles Kraftwerk bietet diese Leistung automatisiert an. Der Haushalt merkt davon im Idealfall nichts: Die Batterie lädt und entlädt sich nach Plan, die Eigenversorgung bleibt gewährleistet.
Sonnen vermarktet den Strom über seine Tochter Sonnen eServices, die am Regelenergiemarkt qualifiziert ist. Ein Teil der Erlöse fließt an die Haushalte zurück – entweder als Gutschrift oder in Form einer vergünstigten Stromflatrate. Das Unternehmen selbst behält einen Teil als Provision.
Was bedeutet das für die Energieinfrastruktur?
Virtuelle Kraftwerke gelten als Schlüsselbaustein für die Energiewende. Sie lösen ein strukturelles Problem: Je mehr volatile erneuerbare Energien ins Netz eingespeist werden, desto wichtiger wird Flexibilität. Konventionelle Kraftwerke liefern planbar Strom und Regelleistung. Wenn sie wegfallen, braucht das System Ersatz. Batteriespeicher können diese Lücke füllen – vorausgesetzt, sie sind in ausreichender Zahl vorhanden und vernetzt.
Dezentrale Speicher haben gegenüber Großbatterien einen Vorteil: Sie sind geografisch verteilt und damit weniger anfällig für lokale Netzengpässe. Wenn in Süddeutschland die Sonne scheint und im Norden Windstrom anfällt, können Speicher vor Ort überschüssige Energie aufnehmen und später wieder abgeben. Das entlastet Übertragungsnetze und reduziert den Bedarf an kostenintensiven Netzausbauten.
Privatverbraucher als Systemdienstleister
Für Haushalte ändert sich die Rolle grundlegend. Bislang waren sie passive Stromabnehmer. Mit Photovoltaikanlage und Speicher werden sie zu Prosumern – also Verbrauchern, die selbst Strom erzeugen und speichern. Mit einem virtuellen Kraftwerk geht das weiter: Der Haushalt stellt dem Netz Flexibilität zur Verfügung und wird dafür vergütet.
Das setzt allerdings voraus, dass der Speicher nicht ausschließlich für den Eigenverbrauch optimiert wird. Ein Teil der Kapazität muss für externe Zugriffe reserviert bleiben. Sonnen garantiert nach eigenen Angaben, dass mindestens 20 Prozent der Speicherkapazität für den Haushalt verfügbar bleiben. Der Rest kann vom System abgerufen werden.
Für die Installation ist ein Smart Meter erforderlich, das den Stromfluss in Echtzeit misst und an die Steuerzentrale meldet. In Deutschland ist der Rollout intelligenter Zähler aber nach wie vor schleppend. Das bremst den Ausbau virtueller Kraftwerke.
Ist das Geschäftsmodell tragfähig?
Die Erlöse aus Regelleistung schwanken stark. In Zeiten hoher Netzbelastung sind die Preise attraktiv, bei Überangebot fallen sie. Sonnen hat deshalb ein hybrides Modell entwickelt: Neben Regelleistung vermarktet das Unternehmen den Strom auch direkt – etwa als Stromflatrate für Kunden, die einen Sonnen-Speicher besitzen. Wer sich für die Flatrate entscheidet, zahlt einen festen monatlichen Betrag und bekommt dafür Reststrom aus dem Netz geliefert, wenn die Sonne nicht scheint.
Die Flatrate funktioniert nur, weil Sonnen die Speicher koordiniert: Überschüssiger Strom aus einem Haushalt wird an andere Haushalte im Verbund weitergegeben. Das Unternehmen agiert also als interner Stromhändler. Kritiker merken an, dass die Flatrate für viele Kunden teurer ist als ein günstiger Ökostromtarif am Markt. Sonnen argumentiert mit Zusatznutzen: Autarkie, Netzstabilität und der Beitrag zur Energiewende.
Abhängigkeit von einem Anbieter
Ein Punkt, der bei der Bewertung selten genannt wird: Wer seinen Speicher in ein virtuelles Kraftwerk einbindet, gibt die Kontrolle über einen Teil seiner Anlage ab. Die Steuerung liegt beim Betreiber. Wenn Sonnen seine Geschäftsstrategie ändert oder Insolvenz anmeldet, kann das für die Haushalte Folgen haben. Die Speicher funktionieren zwar weiter, aber Erlösmodelle und Flatrates stehen dann infrage.
Zudem ist die technische Integration nicht herstellerunabhängig. Sonnen vernetzt vor allem eigene Speicher. Wer ein Gerät eines anderen Herstellers – etwa von SolarEdge oder Siemens – installiert hat, kann oft nicht teilnehmen. Das schränkt die Skalierbarkeit ein und führt zu einem Lock-in-Effekt.
Welche Alternativen gibt es?
Virtuelle Kraftwerke sind kein Alleinstellungsmerkmal von Sonnen. Auch andere Anbieter wie Lichtblick in Kooperation mit Viessmann vernetzen dezentrale Anlagen – allerdings mit Fokus auf Wärmepumpen statt Batterien. In der Schweiz gibt es ähnliche Projekte mit Heimspeichern, die an lokale Stadtwerke angebunden sind. In Österreich arbeitet die EVN an einem regionalen virtuellen Kraftwerk.
Ein weiterer Ansatz ist das bidirektionale Laden von Elektroautos. Fahrzeugbatterien haben mit 40 bis 100 kWh deutlich mehr Kapazität als Heimspeicher. Wenn E-Autos zu Hause stehen, könnten sie bei Bedarf Strom ins Netz zurückgeben. Technisch ist das mit Vehicle-to-Grid (V2G) möglich, regulatorisch und abrechnungstechnisch gibt es aber noch offene Fragen. Sonnen hat 2023 Ladestationen vorgestellt, die mit den eigenen Batteriespeichern kommunizieren – ein Schritt in Richtung integrierter Energiesysteme.
Was bringt das Projekt konkret für Installateure?
Für Elektroinstallateure und PV-Fachbetriebe eröffnet das virtuelle Kraftwerk neue Beratungsfelder. Kunden fragen zunehmend nach Speicherlösungen, die nicht nur Eigenverbrauch optimieren, sondern auch Erlöse ermöglichen. Installateure müssen erklären können, wie die Teilnahme an einem virtuellen Kraftwerk funktioniert, welche technischen Voraussetzungen nötig sind und welche Anbieter in der Region aktiv sind.
Die Installation selbst unterscheidet sich kaum von einer Standard-PV-Anlage mit Speicher. Zusätzlich muss aber die Kommunikationsschnittstelle eingerichtet werden – in der Regel über ein Gateway, das den Speicher mit der Cloud-Plattform verbindet. Hier ist Know-how in der Netzwerktechnik gefragt. Ein Smart Meter muss vorhanden und korrekt parametriert sein.
Ein weiteres Geschäftsfeld: Nachrüstung. Viele Bestandsanlagen mit Speicher sind noch nicht vernetzt. Wenn Hersteller nachträglich eine Integration anbieten, braucht es Fachbetriebe, die Firmware-Updates durchführen und die Anbindung testen.
Kritische Einordnung: Meilenstein oder Marketing?
Die Ankündigung von Sonnen ist ambitioniert, aber nicht neu. Virtuelle Kraftwerke aus Heimspeichern gibt es seit Jahren. Was sich geändert hat, ist die Skalierung. Mit mehreren tausend Speichern erreicht Sonnen eine Größenordnung, die am Regelenergiemarkt relevant ist. Das ist ein technischer Erfolg.
Ob das Projekt ein Meilenstein für die Energiewende ist, hängt davon ab, wie breit es ausgerollt wird. Solange nur Sonnen-Kunden teilnehmen können, bleibt die Wirkung begrenzt. Wenn andere Hersteller ähnliche Plattformen aufbauen und Interoperabilität hergestellt wird, könnte daraus tatsächlich eine systemrelevante Infrastruktur entstehen.
Die Frage nach dem Marketing-Anteil ist berechtigt. Sonnen nutzt das virtuelle Kraftwerk intensiv für seine Unternehmenskommunikation. Die Botschaft: Wer einen Sonnen-Speicher kauft, trägt aktiv zur Energiewende bei. Das ist wirksam, verschleiert aber die wirtschaftlichen Interessen des Unternehmens. Die Flatrate und die Erlösteilung sind Geschäftsmodelle, keine gemeinnützigen Projekte.
Für die Energieinfrastruktur ist das Projekt dennoch ein Fortschritt. Es zeigt, dass dezentrale Flexibilität technisch machbar ist und dass Privatverbraucher bereit sind, ihre Anlagen dafür zur Verfügung zu stellen. Wenn die regulatorischen Rahmenbedingungen stimmen – etwa durch Anreize für netzdienliches Verhalten und standardisierte Schnittstellen – könnte die Zahl vernetzter Speicher in den nächsten Jahren stark steigen.
