ENERGIEWENDE · ELEKTROMOBILITÄT · 5. JUNI 2026
KI-generiertDas virtuelle Kraftwerk und die Macht der Flexibilität
enercity und der Octopus-Ableger Kraken bauen in Hannover ein virtuelles Kraftwerk. Was nach Technik klingt, ist eine strategische Weichenstellung. Im Stromnetz der Zukunft zählt nicht mehr, wer Kraftwerke besitzt, sondern wer ihre Flexibilität orchestriert.
Ende Mai stand auf einem Betriebshof in Hannover eine Flotte elektrischer Kleinbusse still und verdiente trotzdem Geld. Zwölf VW ID. Buzz aus dem eigenen Fuhrpark von enercity speisten über bidirektionale Ladepunkte Strom zurück ins Netz und an die Börse. In rund 53 Stunden bündelte der Versorger so 0,1 Megawatt, führte 145 Handelsgeschäfte aus und erlöste einen niedrigen dreistelligen Betrag.
Der Betrag ist klein, die Botschaft ist groß. Zum ersten Mal hat ein deutscher Versorger eine Gewerbeflotte im realen Börsenbetrieb wie einen wandernden Speicher eingesetzt. Wenige Tage später, am 5. Juni, folgte die Ankündigung, die das Bild vervollständigt: enercity und das britische Technologieunternehmen Kraken bauen gemeinsam ein virtuelles Kraftwerk auf.
Beide Meldungen gehören zusammen, und sie erzählen eine Geschichte, die über Hannover hinausreicht. Es geht um die Frage, was im künftigen Stromsystem eigentlich wertvoll ist. Die Antwort lautet immer seltener Kapazität und immer öfter Flexibilität, also die Fähigkeit, Erzeugung und Verbrauch im richtigen Moment zu verschieben.
Koordination schlägt Kapazität
Ein virtuelles Kraftwerk besitzt keine Turbinen und keinen Schornstein. Es verschaltet tausende dezentrale Anlagen, Solardächer, Batteriespeicher, Wärmepumpen, steuerbare Verbraucher, über eine Software zu einem Verbund aus gesicherter Leistung, der am Strommarkt auftritt wie ein einziges Großkraftwerk. Erzeugung und Flexibilität werden gebündelt vermarktet, in Echtzeit, je nach Marktlage.
WISSEN
Was ist ein virtuelles Kraftwerk?
Ein virtuelles Kraftwerk verschaltet viele dezentrale Anlagen wie Solardächer, Batteriespeicher, Wärmepumpen und steuerbare Verbraucher per Software zu einem Verbund. Dieser Verbund tritt am Strommarkt auf wie ein einzelnes Großkraftwerk und vermarktet Erzeugung und Flexibilität gebündelt. Ein zentrales Leitsystem steuert die Anlagen in Echtzeit nach Marktpreisen und Netzlage. So lassen sich schwankende Wind- und Solarstrommengen besser ins Netz integrieren.
Kraken bringt in die Partnerschaft eine Plattform ein, die diesen Maßstab beherrscht. Das KI-gesteuerte System des Octopus-Ablegers koordiniert nach eigenen Angaben über 500.000 Geräte mit zusammen 2 Gigawatt Leistung und gilt als eines der größten virtuellen Kraftwerke für Privathaushalte weltweit. Charlotte Johnson, bei Kraken für den Bereich Flexibilität verantwortlich, bringt die Logik dahinter auf den Punkt: Die Herausforderung liege „nicht in der Kapazität, sondern in der Koordination”.
Genau hier setzt enercity an. Jean Baptiste Cornefert, Bereichsleiter Trading und Energy Markets, beschreibt das virtuelle Kraftwerk als ein System, das in Echtzeit entscheidet, ob Strom direkt vermarktet, in Batterien zwischengespeichert oder per Power-to-Heat in Wärme verwandelt wird. Es sei „das Herzstück der Sektorenkopplung”. Der Versorger betreibt sein virtuelles Kraftwerk bereits seit 2016 und verweist auf 25 Jahre Erfahrung im Energiehandel. Neu ist die digitale Schicht, die Kraken darüberlegt.
Das Zauberwort der Chefin
Wer mit Aurélie Alemany spricht, hört ein Wort besonders oft. Die enercity-Vorstandsvorsitzende, zuvor Geschäftsführerin beim Speicherhersteller Senec, nennt es im energate-Podcast unumwunden: „Ein Kernwort ist Flexibilität.” Es ist die Klammer um alles, was der Versorger gerade aufbaut. Über Flexibilität, sagt sie, lasse sich der teure Überbau des Netzes begrenzen und ließen sich die Systemkosten senken.
Die Mobilität ist dabei der jüngste Hebel. Im März unterzeichneten enercity und Volkswagen Nutzfahrzeuge eine Kooperation, um 75 elektrische ID. Buzz Cargo über bidirektionale Wallboxen und ein virtuelles Kraftwerk in die Energiemärkte einzubinden. Der Börsenlauf von Ende Mai war der Praxistest. Alemany sieht darin mehr als ein Pilotprojekt, sie will Mobilität und Energiesystem „zusammen denken”.
WISSEN
Was ist Vehicle-to-Grid?
Vehicle-to-Grid (V2G) bezeichnet das bidirektionale Laden von Elektroautos. Strom fließt nicht nur in die Fahrzeugbatterie, sondern bei Bedarf auch zurück ins Netz. Das Auto wird damit zum mobilen Speicher, der günstig lädt und teuer zurückspeist. In Deutschland ist V2G seit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes vom 13. November 2025 wirtschaftlich möglich, weil die doppelte Belastung von rückgespeistem Strom mit Netzentgelten entfällt. Alle Details zu Technik, Recht und Wirtschaftlichkeit von V2G finden Sie in unserem Wissensbeitrag.
Dass aus dem Versuch ein Geschäft werden kann, verdankt sich dieser Weichenstellung in Berlin. Die Netzentgelt-Befreiung gilt ab dem 1. Januar 2026, ab April folgen vereinfachte Prozessregeln, die das bidirektionale Laden ohne zweiten Zähler ermöglichen. Eine Fraunhofer-Studie veranschlagt für Haushalte, die Photovoltaik, Speicher und bidirektionales Laden kombinieren, bis zu 700 Euro Ersparnis im Jahr. Den breiten Markthochlauf erwarten Fachleute ab 2028.
Eine Bremse bleibt. Der Smart-Meter-Rollout hat in Deutschland erst einen kleinen einstelligen Prozentsatz der Anschlüsse erreicht, weit hinter Ländern wie den Niederlanden oder Dänemark. Auch das benennt Alemany im Podcast als Voraussetzung für jede Form von Flexibilität.
Sichtbar wird die neue Logik längst an der Ladesäule. Gemeinsam mit dem Partner ev-pay bietet enercity am Cityring in Hannover an zwölf Schnellladestationen dynamische Ad-hoc-Preise, die sich stündlich an den Day-Ahead-Preisen der Börse orientieren und zwischen 37 und 67 Cent je Kilowattstunde schwanken, bundesweit die erste eichrechtskonforme Lösung dieser Art.
Alemany verweist im energate-Podcast selbst darauf, dass Hannover viele Ladesäulen habe, an denen es bereits dynamische Tarife gebe. Tatsächlich teilen sich in der Stadt nach enercity-Berechnung nur 8,6 Elektroautos einen öffentlichen Ladepunkt, der beste Wert unter den deutschen Großstädten.
Wem die Flexibilität gehört
Wenn Flexibilität zur eigentlichen Währung wird, dann stellt sich die Machtfrage neu. Wer kontrolliert die Schwärme aus Autos, Speichern und Wärmepumpen? Im Markt haben sich dafür drei Lager herausgebildet, die mit sehr unterschiedlichen Geschäftsmodellen antreten.
Das erste Lager kauft die Pioniere. Der Ölkonzern Shell übernahm 2021 Next Kraftwerke aus Köln, das Hendrik Sämisch und Jochen Schwill bereits 2009 gegründet hatten und das mit über 13.000 Anlagen und mehr als 10.000 Megawatt zu den größten virtuellen Kraftwerken Europas zählt. Schon 2019 hatte sich Shell den Heimspeicher-Spezialisten Sonnen gesichert. Flexibilität wird hier zum Vermögenswert im Portfolio eines fossilen Konzerns.
Das zweite Lager verkauft die Plattform. Kraken, hervorgegangen aus dem britischen Versorger Octopus Energy, lizenziert seine Software an Energieunternehmen in Europa und darüber hinaus, von E.ON über EDF bis Tokyo Gas. Auf dieser Schicht entstehen Endkundenprodukte wie das Vehicle-to-Grid-Angebot von Octopus, der Tarif ResidentialFlex von E.ON Next oder das Power-Pack-Bundle, mit dem Octopus und BYD in Großbritannien einen geleasten Elektrowagen samt bidirektionalem Lader und Gratis-Heimladen zusammenschnüren. Kraken liefert das Betriebssystem, die Marken bauen ihre Angebote darauf.
Das dritte Lager vermarktet die Flexibilität als reiner Dienstleister. The Mobility House aus München bündelt seit Jahren Fahrzeugbatterien zu virtuellen Kraftwerken und startete 2024 in Frankreich mit Renault und Mobilize das erste kommerzielle Vehicle-to-Grid-Produkt für Endkundinnen und Endkunden. 2026 folgen Umsetzungen mit Mercedes-Benz und Toyota in Deutschland. Das Unternehmen besitzt weder Kraftwerke noch Endkunden, es übersetzt Markt- und Netzsignale in Ladeentscheidungen.
enercity sitzt zwischen diesen Lagern und macht beides selbst. Der Versorger besitzt Erzeugung und Kundenbeziehungen wie ein klassisches Stadtwerk, betreibt seit Jahren ein eigenes virtuelles Kraftwerk und tritt zugleich als Aggregator und Flexibilitätsdienstleister auf. Kraken holt er sich nicht als Ersatz, sondern als Beschleuniger der digitalen Schicht.
Das ist bemerkenswert, weil Kraken der deutschen Versorgerlandschaft sonst gern technologischen Stillstand bescheinigt. Umso überraschender klingt, dass ausgerechnet die enercity-Chefin diesen Befund teilt. Die Energiebranche, sagt Alemany im Podcast, sei „besonders nicht gut in der Digitalisierung”, und genau das müsse sich jetzt ändern. Die Partnerschaft mit Kraken ist die Konsequenz aus dieser Selbsterkenntnis.
Der Vorteil der kurzen Wege
Was Hannover von vielen anderen Standorten unterscheidet, ist die enge Verzahnung von Versorger und Stadt. Die öffentliche Ladeinfrastruktur entsteht seit 2018 auf Basis einer Konzessionsvereinbarung zwischen enercity und der Stadt Hannover, deren grüner Oberbürgermeister Belit Onay die E-Mobilität früh zur Chefsache machte. Diese Nähe verkürzt Entscheidungswege, die anderswo in Gremien versanden.
Alemany beschreibt die regionale Verankerung im Podcast als persönlichen Gewinn. Politik und Industrie könnten hier eng zusammenarbeiten und gemeinsam Verantwortung tragen, das habe sie in dieser Form von früheren Stationen nicht gekannt. Zugleich nennt sie sich und ihr Haus offensiv Frontrunner. Die Haltung dahinter ist riskant, denn sie verlangt Vorleistung in einem regulatorisch noch unfertigen Markt.
Diese Vorleistung ist der eigentliche Kern. Viele Stadtwerke scheuen dynamische Netzentgelte und Flexibilitätsmodelle, weil sie kurzfristig Ergebnis kosten. Alemany dreht das Argument um: „Das Geld wird anders verdient, perspektivisch, und das möchte ich jetzt gestalten und nicht später.” Sie wettet darauf, dass ein volatiles Erneuerbaren-System ohne Flexibilität unbezahlbar bleibt.
Damit landet die Debatte genau dort, wo die Bundespolitik gerade ringt. Während in Berlin über neue Gaskraftwerke und eine längere Brücke für fossile Heizungen gestritten wird, verschiebt sich die eigentliche Lösung in die Fläche, in Millionen kleiner Speicher und steuerbarer Lasten. Für die gefürchtete Dunkelflaute braucht es weiterhin gesicherte Leistung, aber jede Kilowattstunde Flexibilität senkt die Menge an Reservekraftwerken, die teuer vorgehalten werden muss.
QUELLEN
- enercity (5. Juni 2026): Pressemitteilung „Virtuelles Kraftwerk: enercity und Kraken erschließen gemeinsam das volle Potenzial des intelligenten Stromnetzes”.
- Handelsblatt (4. Juni 2026): enercity will Erneuerbare zu einem Großkraftwerk bündeln.
- energate-Podcast „Irgendwas mit Energie” (Juni 2026): Interview mit Aurélie Alemany, enercity.
- electrive (29. Mai 2026): V2G im Realbetrieb: enercity vermarktet Strom aus E-Auto-Batterien an der Börse.
- pv magazine (17. Juli 2025): Kraken bündelt zwei Gigawatt private Flexibilitäten in virtuellem Kraftwerk.
- solarserver (14. November 2025): EnWG-Novelle: Bundestag macht den Weg für bidirektionales Laden frei.
- pv magazine (19. August 2025): enercity testet dynamische Strompreise an Schnellladesäulen in Hannover.
Hannover liefert dafür den Anschauungsunterricht. Ein kommunaler Versorger, eine kooperative Stadt, eine dichte Ladeinfrastruktur, dynamische Preise an der Säule, ein eigenes virtuelles Kraftwerk und nun die Plattform eines globalen Technologieanbieters. Die zwölf stillstehenden Kleinbusse, die an der Börse Geld verdienten, sind kein Kuriosum. Sie sind ein Vorgeschmack auf das Kraftwerk, das keine Kohle mehr braucht.
TRANSPARENZHINWEIS
In eigener Sache: Aurélie Alemany war Geschäftsführerin der Senec GmbH, für die der Autor zeitweise als freier Kommunikationsberater tätig war. Diese frühere berufliche Nähe legen wir offen, die Bewertung in diesem Beitrag erfolgt unabhängig davon.
