Base Power macht Heimspeicher als virtuelles Kraftwerk zum Versorgergeschäft

Das amerikanische Cleantech-Unternehmen Base Power sammelt in einer bemerkenswerten Wagniskapital-Runde eine Milliarde Dollar ein - bei einer satten Bewertung von 13 Milliarden Dollar. Hinter der Firma steht Zach Dell, Sohn des PC-Milliardärs Michael Dell. Die Idee? Heimspeicher zu virtuellen Kraftwerken bündeln.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 7 Min. Lesezeit LESEN

Rund 25.000 Heimspeicher stehen mittlerweile in Häusern in Texas und Illinois, gesteuert als eine gemeinsame Flotte. Anlass für die Rekordrunde ist der Strombedarf der amerikanischen KI-Rechenzentren, der die Netze unter Druck setzt.

Das Prinzip dahinter heißt Heimspeicher als virtuelles Kraftwerk: viele kleine Batterien, gebündelt und gesteuert wie ein einziges großes. Der Einbau der Batterie kostet die Haushalte einmalig 650 Dollar und zusätzlich eine feste Monatsgebühr. Der Heimspeicher bleibt trotzdem im Besitz von Base Power. Was die Batterie am Strommarkt verdient, behält das Unternehmen.

Investoren bezahlen einen Stromversorger

Die Finanzierungsrunde ist eine Serie-D-Runde über Eigenkapital, keine Projektfinanzierung für Batterien. Angeführt haben sie Wagniskapitalgeber, darunter die Strategic Investment Group von JPMorganChase. Hochkarätige Bestandsinvestoren trugen ebenfalls bei. Im Oktober 2025 lag die Bewertung noch bei vier Milliarden Dollar.

Base Power hält in Texas eine Lizenz als Stromanbieter, einen sogenannten Retail Electric Provider. Vier Erlösschichten liegen übereinander: die Miete für den Speicher, die Marge aus dem Stromverkauf, die Arbitrage am Großhandelsmarkt und Bereitstellungsverträge mit Versorgern. Der Stadtversorger Austin Energy zahlt allein bis zu 4,08 Millionen Dollar im Jahr für 40 Megawatt aus dieser Flotte.

Möglich wird dieses Stapeln durch das Marktdesign in Texas. ERCOT kennt keine Kapazitätszahlungen und lässt den Preis in Knappheitsstunden bis auf 5.000 Dollar je Megawattstunde steigen. Zwischen dem gewöhnlichen Preisniveau und dieser Obergrenze liegt der Wert der Flotte. „Im ganzen Land steigen die Preise, und wir treten als Angebot auf”, sagt Dell.

Ein Pilotprogramm von ERCOT erlaubt es, eine Flotte verteilter Batterien wie eine einzelne Ressource in den Großhandelsmarkt zu bieten. Weil die Teilnahme an die Grenze stieß, hob ERCOT die registrierbare Kapazität am 2. März 2026 von 200 auf 500 Megawatt an. Ein Zieldatum für Profitabilität nennt Mitgründer Justin Lopas nicht.

Allein ist Dell mit dieser Rechnung ohnehin nicht. Tesla und Sunrun steuern Heimspeicher als virtuelles Kraftwerk, zusammen mit Thermostaten und Haushaltsgeräten kommen sie auf über 16 Gigawatt.

Projektentwickler koppeln Solarparks immer öfter mit Speicher

Was Dell für 39 Kilowattstunden im Keller rechnet, rechnen amerikanische Projektentwickler seit Jahren für einige hundert Megawatt auf der Wiese. In den Netzanschluss-Warteschlangen des Landes sind 49 Prozent der wartenden Solarkapazität Hybridprojekte, Solar zusammen mit Speicher gebaut: 376 von 773 Gigawatt.

Der Grund ist derselbe wie bei Base Power, nur eine Größenordnung höher. Der Speicher trennt Erzeugung und Einspeisung: Geladen wird mittags, wenn die Sonne den Preis drückt, eingespeist abends, wenn er steigt. Dazu kommt die Netzrechnung: Ein gemeinsamer Anschlusspunkt, ein Platz in der Warteschlange und dieselbe Trafokapazität sparen Geld und vermeiden Abregelung.

Eine Steuerfrage ist die Kopplung dabei nicht. Seit dem Inflation Reduction Act von 2022 bekommt auch ein alleinstehender Speicher die Förderung. Trotzdem gehen die Quoten weit auseinander. In Kalifornien hängt an 91 Prozent der wartenden Solarkapazität ein Speicher, in Texas an 46 Prozent, anderswo an 10 bis 33 Prozent. Was die Kopplung treibt, ist der Markt vor Ort.

Entsprechend schnell wächst der amerikanische Bestand an großen Batteriespeichern. Im Juni 2026 lag er bei rund 52 Gigawatt Leistung, Ende 2025 waren es 43,6 Gigawatt. Über die vergangenen drei Jahre wuchs er im Schnitt um 70 Prozent pro Jahr.

Kalifornien verdrängt Gas aus der Abendspitze

Wohin diese Kopplung führt, lässt sich im Bundesstaat mit der höchsten Quote besichtigen. Kalifornien kam im August 2026 auf 21.112 Megawatt an Batterieleistung. 2019 waren es weniger als 700 Megawatt.

Von Januar bis Mai 2026 ging die Stromerzeugung aus Gas gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 60 Prozent zurück, Solar legte um 21 Prozent zu. An 82 Prozent der Tage lag Solar vor Gas, in den beiden Jahren davor waren es 21 Prozent der Tage. Die Entladung aus Batterien hat sich seit Anfang 2024 verdreifacht, während die Gaskapazität unverändert bei 29 Gigawatt blieb.

Abends decken Batterien inzwischen routinemäßig 20 Prozent und mehr der systemweiten Nachfrage. Am 16. Mai 2026 fiel der Gasanteil an der Gesamterzeugung auf ein Rekordtief von 3,1 Prozent, im Jahr 2021 lag er nie unter 20 Prozent. Den heißesten August seiner Aufzeichnungsgeschichte überstand Kalifornien ohne Lastabwurf.

Deutschland bezahlt seine Speicher bisher fürs Sparen

An Batterien fehlt es hierzulande nicht. Ende 2025 standen 2,35 Millionen Heimspeicher mit rund 22 Gigawattstunden in deutschen Kellern, der gesamte amerikanische Heimspeicherbestand kam zum gleichen Zeitpunkt auf rund neun Gigawattstunden. Gebaut wurden sie für den Eigenverbrauch. Wer seinen Solarstrom selbst nutzt, spart die Stromrechnung, und ob der Speicher dem Netz abends hilft, spielte für diese Rechnung keine Rolle.

Eine Regel hat das lange festgeschrieben. Ein geförderter Speicher durfte entweder nur Solarstrom oder nur Netzstrom aufnehmen, nie beides. Wer bei negativen Preisen Netzstrom einspeicherte, verlor die Solarvergütung. Die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur soll das zum 1. Oktober 2026 lösen, mit einer Pauschaloption für Anlagen bis 30 Kilowatt ohne minutengenaue Messung.

Auch die zweite Voraussetzung rückt näher. Beim Zählereinbau zieht das Tempo an: 23,3 Prozent der Pflichteinbaufälle hatten Ende 2025 ein intelligentes Messsystem, die gesetzliche Zielquote von 20 Prozent wurde damit übertroffen. Quartal für Quartal kommen mehr dazu, 760.000 Systeme im zweiten Quartal 2025, 941.000 im dritten, 1,1 Millionen im vierten. BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae beziffert, dass rund 90 Prozent der Unternehmen ihre Ziele erreichen oder gut im Plan liegen.

Wo beides zusammenkommt, funktionieren Heimspeicher als virtuelles Kraftwerk auch hier. 1komma5° steuert seit Mai 2026 über die Software Heartbeat AI ein Gigawatt steuerbare Leistung aus über 100.000 Anlagen. Das intelligente Messsystem nennt das Unternehmen als technische Voraussetzung dafür. Enpal hat sein Geschäftsmodell von Miete auf Ratenfinanzierung umgestellt und kam im ersten Halbjahr 2026 auf über 600 Millionen Euro Umsatz bei über 130.000 Kunden.

Am schnellsten wächst der deutsche Speicher aber dort, wo er sich schon heute am Markt rechnet. Im ersten Halbjahr 2026 kamen 5.642 Megawattstunden hinzu, ein Plus von 76 Prozent, die mittlere Speicherdauer neuer Anlagen stieg von 1,7 auf 2,3 Stunden. Getrieben wird das von Großspeichern, denen Paragraf 118 des Energiewirtschaftsgesetzes bis August 2029 die Netzentgelte erlässt. Durch das Land fegt ein Batterie-Tsunami, der genau von der Preisspanne zwischen Mittag und Abend lebt.

Damit rückt für die Heimspeicher zusammen, was bei den Großspeichern längst zusammengehört: die Batterie und der Markt, der sie bezahlt. Offen bleibt die dritte Ebene, die Kopplung am Solarpark. Wie viele deutsche Solarparks künftig von Anfang an mit Speicher gebaut werden, lässt sich derzeit nicht beziffern.

Für seine Wette braucht Zach Dell keine neue Technik. Er braucht einen Markt, auf dem eine Kilowattstunde um 19 Uhr mehr wert ist als um 13 Uhr. Den gibt es in Texas, und in Deutschland gibt es ihn auch. Nur hängen die 2,35 Millionen Batterien in den deutschen Kellern bisher nicht daran.

QUELLEN