FLEXIBILITÄT

MiSpeL: Prosumerin steuert Heimspeicher und Wallbox für ihr Elektroauto per App in der Garage

Rabot Energy und die Flexibilitäts-Wette

Fluktuierende Stromerzeugung aus Wind und Solar bedingt, dass die Stromnachfrage flexibler werden muss. Konrad Schürmann suchte dafür geeignete Flexibilitäten zunächst in der Industrie. Heute sieht der Rabot-Manager sie in Garagen und Mietwohnungen.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 14. NOVEMBER 2026 · 7 Min. LESEN

Der größte Stromspeicher vieler Haushalte hat vier Räder und steht die meiste Zeit still. „Die wenigsten kaufen sich gezielt einen Speicher. Die Leute kaufen sich ein Auto, und der Speicher ist sozusagen mit dabei“, sagt Konrad Schürmann rückblickend auf die Jahre 2020 und 2021. Damals war die Preisvolatilität geringer und die Speicherkosten waren höher. Aus diesem Gedanken hat der Hamburger Stromanbieter Rabot Energy 2020 eine Wette gemacht. Schürmann gehört zu denen, die sie abgeschlossen haben. Heute investieren Privat- und Gewerbekunden auch gezielt in Speicherlösungen, um ihre Stromkosten langfristig zu senken und von der Energiewende zu profitieren.

2009 kam der Diplom-Mathematiker über den Gashandel in die Energiewirtschaft. Als Berater half er Stadtwerken, sich aus der Vollversorgung durch RWE, Eon oder Vattenfall zu lösen und selbst an der Strombörse einzukaufen. 2017 wechselte er zu Rabot, das damals noch als Dienstleister arbeitete. Heute kauft er dort als Chief Energy Markets Officer den Strom ein und verantwortet Prognose und Optimierung.

Den Intraday-Markt, an dem Strom bis kurz vor der Lieferung gehandelt wird, hielt das Rabot-Team schon 2017 für den Marktplatz der Flexibilität. Dort handelten aber fast nur Direktvermarkter von Wind- und Solarstrom, die ihre Prognosen korrigierten. Eine Gegenseite fehlte. Studien zur Lastverschiebung in Industriebetrieben endeten an Produktionsplänen, Pausenzeiten und am Betriebsrat. Das russische Gas hielt die Preise so flach, dass sich der Aufwand nicht lohnte, sagt Schürmann.

Mit der Gaskrise rechnete sich die Wette

2020 entschied Rabot, die Flexibilität bei den Haushalten zu suchen. Elektroautos kamen in Deutschland an, die Wärmepumpe würde folgen, der Rollout der Smart Meter sollte endlich beginnen. Über den intelligenten Zähler lassen sich Ladezeiten und Wärmepumpen nach dem Börsenpreis steuern. Zwei Jahre später begann Russland den großangelegten Krieg gegen die Ukraine und stoppte die Gaslieferungen. „Auf einmal wurden Geschäftsmodelle und Technologien lukrativ, die vorher nicht wirtschaftlich abbildbar waren. Auch bei uns“, sagt Schürmann.

Am Ende der Krise war das Produkt marktreif: ein dynamischer Stromtarif, der den Börsenpreis an die Haushalte weitergibt. Wer ihn wählt, trägt das Preisrisiko selbst und spart die Aufschläge, die jeder Lieferant in einen Festpreis einrechnet. Ob der Verbraucherschutz einen Vertrag mit vorher unbekannten Preisen dulden würde, war zunächst offen. 2023 beschloss der Bundestag das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende, seit 2025 muss jeder Stromlieferant dynamische Stromtarife anbieten. „Das hält auch der Gesetzgeber für sinnvoll und macht es sogar zur Pflicht“, sagt Schürmann.

Wer die Geräte steuert, entscheidet bei Rabot der Haushalt selbst. Das Elektroauto lädt über die App zu den günstigsten Stunden, Mieter ohne Solaranlage bekommen mit Rabot Flow einen Speicher für die Steckdose. Steuern darf ebenso ein Energiemanagementsystem im Keller oder ein Bastler mit eigener Software, Rabot sei da „agnostisch“. Kontrolle will das Unternehmen nur dort, wo es einen festen Preis garantiert, etwa für Solarstrom aus dem Heimspeicher. Sonst könnte ein Haushalt zu den teuersten Zeiten Strom ziehen und zu den billigsten einspeisen.

Mit Netzbetreibern und Bundesnetzagentur setzte sich Rabot mit der Frage auseinander, ob Strom, der aus einem Speicher zurück ins Netz fließt, ein zweites Mal Netzentgelte tragen muss. Mit der Festlegung MiSpeL und der Netzentgeltreform AgNes zielt die Behörde heute auf diese Frage. Auch hier habe Rabot das Thema „früh adressiert, bevor es gesetzlich geregelt war“.

Zwischen billigen Mittagsstunden und teuren Abenden liegt ein Preisabstand, der Spread. Von ihm leben Speicher, Wallboxen und Wärmepumpen, die ihren Verbrauch verschieben. Wer wegen hoher Preise gerade in einen Festpreis flüchtet, entkommt den Schwankungen nicht. Lieferanten kaufen den Strom für ihre Festpreise zu einem Stichtag ein und legen die Kosten der Preisspitzen auf alle Kunden um. „Das, was wir heute im dynamischen Tarif erleben, das erleben wir im Fixpreistarif dann im nächsten Jahr“, sagt Schürmann.

Elf Zuschläge gehen an Gas, keiner an Speicher

Als Reserve für mehrere Tage ohne Wind und Sonne hält Schürmann Gaskraftwerke für sinnvoll. Batterien rechnen sich mit vielen Zyklen im Tagesausgleich, für längere Lücken braucht es Gas oder später Wasserstoff. Das Gas hängt am Weltmarkt. Bekommen die Betreiber zusätzlich Geld dafür, dass sie Leistung bereithalten, wird „das teure Kraftwerk noch teurer“.

Knapp zwei Wochen nach dem Gespräch hat die Bundesnetzagentur genau solche Zahlungen vergeben. Alle elf Zuschläge der ersten Kraftwerksausschreibung gingen an Gaskraftwerke, zusammen rund 5.160 Megawatt. Die Betreiber erhalten ab 2031 für 15 Jahre im Schnitt rund 155.300 Euro je Megawatt und Jahr. Zusammen sind das gut 800 Millionen Euro jährlich, bezahlt über eine Umlage auf der Stromrechnung.

Batteriespeicher hatten mitgeboten und hätten sich im Wettbewerb nicht durchsetzen können, erklärte Wirtschaftsministerin Katherina Reiche. Das Gesetz verlangt allerdings, dass eine Anlage zehn Stunden am Stück liefert. Damit ist jeder Batteriespeicher zu teuer, um mitzuhalten.

Die Politik predige mehr Markt und setze ihn bei der Energie außer Kraft, sagt Schürmann. Gaskraftwerk, Batteriespeicher, Elektrolyseur oder gebündelte Flexibilität sollten gegeneinander antreten, die wirtschaftlichste Technologie solle gewinnen. Ein Feind staatlicher Regeln sei er nicht. Problematisch werde es, wenn der Staat Regeln schaffe, damit eine Technologie gewinnt, die sonst verlieren würde.

Er erinnert an die Demontage der Solarindustrie ab 2012. Deutschland war einst Marktführer, jetzt dominieren chinesische Hersteller den Weltmarkt. Laufe es bei Wasserstoff, Wind und Smart Metern ähnlich, „dann verlieren wir dieses Rennen“.

Vor der Bundestagswahl 2021 habe Olaf Scholz im TV-Duell davon gesprochen, Deutschland solle die erste CO₂-freie Industrienation werden, erinnert er sich. Schürmann beriet damals ein Chemieunternehmen und sah, wie die Branche sich darauf einstellte: Wasserstoffprojekte, Stromlieferverträge, Beteiligungen an Offshore-Windparks. Wechseln die Rahmenbedingungen zu oft, entstehe kein Vertrauen. Dann verliere, wer sich auf den verkündeten Plan vorbereitet hat, und gewinne, wer nichts investiert hat.

Jeder Netzbetreiber will sein eigenes Formular

Das Preissignal kommt im Haushalt nur an, wenn Zähler, Speicher und Steuerung angeschlossen sind. Dafür braucht es die Verteilnetzbetreiber, und die haben bislang keinen Grund zur Eile. Zwischen dem, was Gesetzgeber und Behörden wollen, und dem, was in der Praxis ankommt, sieht Schürmann eine „eklatante Lücke“. „Das sind die Mühlen, gegen die wir tagtäglich ankämpfen“, sagt er.

Bei den ersten Speichern, die Rabot anmelden wollte, verlangte der eine Netzbetreiber ein PDF, der andere die Eingabe in sein Portal. Automatisieren lässt sich das kaum. Dieselbe Anmeldung braucht der Mieter, der für 400 Euro einen kleinen Speicher an die Steckdose hängt. Er lädt ihn, wenn Strom im Überfluss da ist, und nimmt dem Netz mit eigenem Geld Arbeit ab. „Aber er wird darin behindert.“

Landwirte, die Großbatteriespeicher aufstellen wollen, warten oft lange auf einen Netzanschluss. „Man hat das Geld, man hat die Technologie, aber man hat nicht die digitale Welt, um das Ganze auch einbinden zu können.“ Vielen, gerade kleineren Netzbetreibern fehlten Personal und digitale Schnittstellen, um solche Prozesse zu automatisieren, sagt Schürmann.

Es gebe aber auch Netzbetreiber, die es gut machten. Seinen eigenen Smart Meter beantragte Schürmann in Berlin, und von der Bestellung über den Einbau bis zur viertelstündlichen Abrechnung lief alles schnell. Das Auto mit dem Speicher steht derweil in der Garage. Ob es Strom aus den billigen Stunden lädt, hängt an einem Zähler und an einem Formular.

QUELLEN

Gespräch von Cleanthinking mit Konrad Schürmann, Chief Energy Markets Officer bei Rabot Energy, 21. Oktober 2026.
Bundesnetzagentur: StromVKG, Ergebnisse der ersten Ausschreibung für Langzeitkapazitäten, 3. November 2026.
Reuters via onvista: Ministerium: Alle Förderzuschläge gingen an Gaskraftwerke, 3. November 2026.