IOSG: Paradigmenwechsel bei der Leistungsflexibilität: Von Makro-Assets zu einer verteilten Intelligenzschicht

Originaltitel: „IOSG-Wochenbericht | Paradigmenwechsel bei der Leistungsflexibilität: Von Makro-Assets zu einer verteilten Intelligenzschicht #317"

Originalautor: Benji Siem, IOSG Ventures

Einleitung

Diese Forschung begann mit einer einfachen Beobachtung: Das Stromsystem wird aufgefordert, eine Aufgabe zu erfüllen, für die es nie konzipiert wurde.

Mit der beschleunigenden Durchdringung erneuerbarer Energien, dem umfassenden Fortschritt der Elektrifizierung und dem Anstieg der nachfragegetriebenen Nachfrage nach Rechenzentren erodiert die traditionelle Methode, „mehr Erzeugungs- und Übertragungsanlagen zu bauen, um Spitzenlasten zu bewältigen“. Die Zyklen des Infrastrukturaufbaus sind zu lang, die Netzanmeldungen sind stark überlastet und die Kapitalintensität bleibt hoch.

In diesem Zusammenhang hat sich die Flexibilität – die Fähigkeit, Angebot und Nachfrage in Echtzeit dynamisch anzupassen – von einer unterstützenden Funktion zu einer tragenden Säule der Netzzuverlässigkeit entwickelt. Was einst hauptsächlich auf die Flexibilitätsversorgung von großen Industriekunden und Spitzenlastkraftwerken angewiesen war, wandelt sich in einen komplexen, mehrschichtigen Markt, in dem verteilte Energiequellen (DERs), Softwareplattformen und Aggregat-Konsortien Millionen von Vermögenswerten koordinieren, um das Systemgleichgewicht aufrechtzuerhalten.

Wir stehen an einem strukturellen Wendepunkt. Die Gewinner dieser Transformation werden nicht die Akteure sein, die die Produktionsanlagen kontrollieren, sondern diejenigen, die die Konnektivitäts- und Orchestrierungsschichten aufbauen und die Flexibilität in großem Maßstab freisetzen. Neue, krypto-native Koordinationsmodelle und tokenbasierte Anreizmechanismen könnten diese Verschiebung weiter beschleunigen, indem sie dezentralisierte Teilnahme, transparente Abrechnung und globale Liquidität von Flexibilitätsdienstleistungen ermöglichen.

Wie in diesem Artikel dargelegt, ist Flexibilität nicht länger nur eine technische Fähigkeit; sie entwickelt sich zu einer aufstrebenden wirtschaftlichen Infrastruktur – indem sie neue Wertpools durch Einnahmen aus Kapazitätsmärkten, Nebenleistungen, Bedarfsreaktionen und lokalen Märkten schafft und die Art und Weise, wie Energie gehandelt, verwaltet und monetarisiert wird, neu gestaltet.

Schlüsselaspekte

Der Markt für Leistungsflexibilität befindet sich an einem Wendepunkt. Die zunehmende Nutzung erneuerbarer Energien, die wachsende Nachfrage nach Rechenzentren und regulatorische Anreize schaffen ein strukturelles Angebot-Nachfrage-Ungleichgewicht für Flexibilitätsdienstleistungen.

Die Nachfrage nach Energie für KI und Anwendungsentwicklung übertrifft schnell die verfügbare Versorgungskapazität des Netzes, Wichtige treibende Faktoren sind:

Der weltweite Stromverbrauch von Rechenzentren wird sich bis 2030 voraussichtlich auf etwa 945 TWh verdoppeln, was leicht über dem derzeitigen Gesamtestromverbrauch von Japan liegt. KI ist der Haupttreiber dieses Wachstums, während die Nachfrage nach anderen digitalen Dienstleistungen weiter steigt. Es ist erwähnenswert, dass ein Mangel an Flexibilität auch ein einschränkender Faktor für das KI-Wachstum sein könnte.

Der Strommarkt benötigt dringend operative Effizienz und Flexibilität, um Risiken zu mindern. Im Kontext der rückständigen Infrastrukturentwicklung haben die Nachfrage nach und die Notwendigkeit von Flexibilitätsdienstleistungen erheblich zugenommen.

· Die Netze vieler Regionen stehen bereits unter erheblichem Druck: Es wird geschätzt, dass etwa 20 % der geplanten Rechenzentrumsprojekte aufgrund von Kapazitätsrisiken verzögert werden könnten.

· In den Vereinigten Staaten stehen derzeit etwa 10.300 Energieprojekte mit einer Gesamtleistung von 2.300 GW – das entspricht dem Doppelten der derzeit installierten Gesamtleistungskapazität des Landes – in der Warteschlange für die Netzanschlusse, da es für die Netzbetreiber schwierig ist, die Netzüberlastung zu bewältigen.

Eine Zwischenschicht, die Infrastruktur aggregiert und verbindet, wird als größter Gewinner hervorgehen. Es baut eine kritische Brücke zwischen der Angebotsseite (Nutzer mit ungenutzter Kapazität) und der Nachfrageseite (belastete Netzbetreiber).

Eine plattformzentrierte Plattform, die verteilte Energiequellen (DERs) aggregiert und optimiert, wird einen unverhältnismäßig großen Wertanteil erhalten, da der Markt von rund 98,2 Milliarden Dollar im Jahr 2025 auf rund 293,6 Milliarden Dollar im Jahr 2034 expandiert (2025-2034 CAGR von 12,94 %).

Flexibilitätsmarktübersicht

Was ist Flexibilität auf dem Energiemarkt?

Im Stromsystem bedeutet Flexibilität = die Fähigkeit, die Erzeugung und/oder die Nachfrage schnell an Signale (wie Strompreise, Netzüberlastung, Frequenz usw.) anzupassen, um das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage aufrechtzuerhalten und Stromausfälle zu vermeiden.

Historisch gesehen stammt die Flexibilität fast ausschließlich von flexiblen Erzeugungseinheiten (Gaspik-Kraftwerke, Wasserkraft). Mit der zunehmenden Verbreitung erneuerbarer Energien und der Elektrifizierung beziehen die Netzbetreiber die Flexibilität nun auch aus folgenden Quellen:

· Demand Response: Last, die reduziert oder zeitlich verschoben werden kann

· Energiespeicherung: Batterien, Elektrofahrzeuge, Wärmespeicherung

· Dezentrale Erzeugung: Solaranlagen auf dem Dach, kleine KWK-Anlagen usw.

Der „Flexibilitätsmarkt“ ist ein Markt und eine Vertragsaggregation, auf dem Flexibilität gekauft und verkauft wird.

einschließlich Großhandelsmärkten, Ausgleichs-/Hilfsdienstleistungsprodukten, Kapazitätsmärkten und lokalen Flexibilitätsplattformen der lokalen Netzbetreiber (DSO). Aggregatoren fungieren als Vermittler und bieten eine Plattform für Netzbetreiber, um Flexibilität von Endverbrauchern zu beziehen, was eine entscheidende Infrastrukturkomponente darstellt (weitere Details finden Sie im Abschnitt „Handel und Preisgestaltung von Flexibilität“). Die Abrechnung erfolgt durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), der dem Aggregator Gebühren zahlt, der dann die Kunden nach Abzug einer Provision bezahlt.

Die Bereitstellung von Flexibilität erfolgt auf zwei Arten:

· Implizite Flexibilität: Wird automatisch durch ein statisches Preissignal erreicht, wie z. B. die zeitabhängige Strompreisgestaltung. Zum Beispiel verzögert eine intelligente EV-Ladestation das Laden automatisch auf Stoßzeiten mit niedrigeren Preisen. Preissignale steuern das Verhalten.

· Explizite Flexibilität: Beinhaltet eine aktive Reaktion auf spezifische Anfragen von Netzbetreibern. Diese Aktionen sind absichtlich und werden über eine Marktplatzplattform für direkte Entschädigung koordiniert.

Detailliertes Beispiel

· Schritt 1: Kundenanmeldung

Ein Aggregator (z. B. CPower) schließt einen Vertrag mit einem Fertigungsunternehmen, installiert Überwachungseinrichtungen (intelligente Messgeräte, Steuerungen) und integriert sie in sein Gebäudemanagementsystem. Der Kunde erklärt sich bereit, eine 2 MW-Last auf Aufforderung zu reduzieren.

· Schritt 2: Anmeldung beim Netzbetreiber

Der Aggregator registriert diese 2 MW (zusammen mit Tausenden anderer Standorte) als „Nachfrageantwortsressource“ bei der ISO. Der Aggregator muss nachweisen, dass die Ressource tatsächlich liefern kann, einschließlich Basisberechnungen, Messvereinbarungen und manchmal Testversand.

· Schritt 3: Markteinführung

Der Aggregator bietet die aggregierte Kapazität auf verschiedenen Märkten an:

· Kapazitätsmarkt (jährlich/mehrjährig): „Ich verpflichte mich, 500 MW während des Sommerspitzenverbrauchs verfügbar zu halten.“

· Energiemarkt für den Folgetag: „Ich kann morgen von 16:00-20:00 Uhr 200 MW Last reduzieren.“

· Echtzeit-Support-Service: „Ich kann innerhalb von 10 Minuten auf Frequenzabweichungen reagieren“

· Schritt Vier: Zeitplanung

Wenn das Netz Flexibilität erfordert, sendet der TSO ein Signal an den Aggregator. Die Softwareplattform des Aggregators ergreift dann Maßnahmen: Sie benachrichtigt registrierte Kunden (per SMS, E-Mail, automatisierte Steuersignale); aktiviert vorprogrammierte Lastreduzierungen (wie das Anheben von Temperaturschwellen, das Dimmen von Beleuchtung, das Pausieren von Industrieprozessen); überwacht die Leistung in Echtzeit.

· Schritt Fünf: Abrechnung

Nachdem die Veranstaltung abgeschlossen ist, misst der ISO den Unterschied zwischen der tatsächlichen Lieferung und der zugesagten Kapazität, und der Fondfluss erfolgt wie folgt: ISO → Aggregator → Kunde (abzüglich Aggregator-Provision).

Schlüsselfiguren

Exchange — Marktplattform

Flexible Handelsplätze, auf denen diese Plattformen Käufer (DSO/TSO) mit Verkäufern (Aggregatoren, DER-Eigentümer) zusammenbringen. Schnelle Frequenzreservemärkte bieten ebenfalls eine weitere Handelsplattform.

· Repräsentative Projekte

EPEX SPOT, Nord Pool, Piclo Flex, NODES, GOPACS, Enera

· Geschäftsmodell

Abrechnungskosten (in der Regel 0,5-2 % des Transaktionsbetrags oder 0,01-0,05 €/MWh)

Marktzugangsgebühren/Mitgliedschaftsgebühren (Teilnehmerjahresgebühren)

Einige Plattformen funktionieren als regulierte Versorgungsdienste (Kosten werden über Netzpreise zurückgewonnen), während andere kommerziell betrieben werden.

· Preisgestaltung

· Die Plattformen legen keine Preise fest, sondern erleichtern die Preisfindung durch Auktionen (Zahlung über Gebot oder einheitliche Abrechnung)

· Die Preise für das Engpassmanagement auf lokalen Flexibilitätsplattformen (Piclo, NODES) liegen in der Regel bei 50-200 €/MWh

· Die Großhandelspreise für die Netzregelenergie können bei Engpässen auf über 1.000 €/MWh ansteigen

· Die Preise auf klassischen Großhandelsmärkten (wie EPEX) können negativ sein, was dem Effekt entspricht, Flexibilität auf einem speziellen Flexibilitätsmarkt aktiv zu beschaffen.

Aggregator / Virtuelles Kraftwerk (VPP)

Ein Betreiber eines flexiblen Anlagenpools, dessen Einnahmen davon abhängen, Aufträge zu gewinnen und Lasten/Speicher korrekt zu steuern.

· Vertretene Unternehmen

Enel X, CPower, Voltus, Next Kraftwerke, Flexitricity, Limejump

· Geschäftsmodell

· Umsatzbeteiligung mit Anlagenbesitzern: Der Aggregator behält 20-50 % des Marktumsatzes ein, der Rest wird an die Kunden ausgezahlt

· Anmeldefunktion oder monatliche SaaS-Gebühr für Anlagenbesitzer

· Leistungsbonus möglich bei Überschreitung der Nutzungsverteilungsziele

· Preisgestaltung

· Kapazitätszahlung: 30-150 $/kW·Jahr (variiert je nach Markt und Produkt)

· Energiezahlung: Weiterleitung des Marktpreises (abzüglich des Gewinnanteils des Aggregators)

· Typische Kundenvorteile: Gewerbeliegenschaften (C&I) 50-200 $/kW·Jahr, Wohngebäudebatterie 100-400 $/Jahr

· Dezentrales Energiemanagement-System (DERMS) / Optimierungssoftware

· Software zur Prognose, Steuerung, Angebotsabgabe und Einhaltung von Vorschriften, die als intelligente Schicht des gesamten Systems dient. Kann in Aggregator-Plattformen eingebettet werden.

· Vertretene Unternehmen

AutoGrid (Uplight), Enbala (Generac), Opus One, Smarter Grid Solutions, GE GridOS, Siemens EnergyIP

· Geschäftsmodell

· SaaS-Lizenz auf Unternehmensebene: Jahresvertrag basierend auf verwalteten MW oder kontrollierter Vermögensmenge

· Implementierungs-/Integrationskosten: Einmalige Projektaufwandspauschale für Netzbetriebsaufwendungen (500.000 USD - 5 Mio. USD+)

· Verwaltbarer Dienst: Leistungsgerechte laufende Optimierung als Dienstleistung

· Preisgestaltung

· Softwarelizenzen liegen in der Regel zwischen 2 und 10 USD/kW·Jahr (variiert je nach Funktionalität und Umfang)

· Der Gesamtvertragswert für große DERMS-Bereitstellungen von Versorgungsunternehmen kann 5-20 Millionen Dollar (über 5 Jahre) übersteigen.

· Einige Anbieter bieten Umsatzbeteiligungsmodelle an (5-15 % des zusätzlichen Werts).

Vermögensbesitzer

Physische Anbieter: Elektrofahrzeuge, Batterien, Thermostate, Wärmepumpen, industrielle Lasten usw.

Grid Buyer

Käufer: Flexibilität bei der Beschaffung, um Engpässe, das Gleichgewicht und Spitzenlasten für Versorgungsunternehmen und Netzbetreiber, einschließlich DSOs, TSOs, Lieferanten und kommunaler Versorgungsunternehmen, zu bewältigen.

· Repräsentative Einheiten

PJM, CAISO, National Grid ESO, TenneT, UK Power Networks, E.ON, Con Edison

· Geschäftsmodelle

· Regulierten Einheiten, Kosten, die von den Nutzern über Netzpreise oder Kapazitätsentgelte zurückgewonnen werden

· Beschaffung, wenn Flexibilität günstiger ist als alternative Infrastrukturlösungen („Nicht-Kabel-Alternativen“)

· Einige vertikal integrierte Versorgungsunternehmen betreiben interne DR-Projekte und outsourcen den Rest an Aggregatoren

· Beschaffungspreise

· Kapazitätsbeschaffung: 20-330 $/MW·Tag (PJM 2026-27 Auktion erreichte 329 $/MW·Tag)

· Zusatzdienstleistungen: 5-50 $/MW·Stunde (Frequenzreaktion, Bereitschaftsreserve)

· DSO Lokale Flexibilität: 50-300 €/MWh (in der Regel auf Basis von Pay-as-Bid versteigert)

· Faustregel: Flexibilität muss billiger sein als Netzverstärkung (Ziel: ca. 30-40 % Einsparungen)

· Abbildung 1: Mechanismusübersicht

1. Verteilnetzbetreiber (DSO): Ein Unternehmen, das das lokale Stromnetz (Verteilungsleitungen, Umspannwerke) verwaltet und für die Lieferung von Strom von den Hauptübertragungsleitungen zu Haushalten und Unternehmen verantwortlich ist.

2. Übertragungsnetzbetreiber (TSO): Eine Schlüsselentität, die das Hochspannungsnetz (Strom- und Gasleitungen) verwaltet und instand hält, ist für den Transport von Energie von den Produzenten über lange Distanzen zu lokalen Vertriebsunternehmen oder großen Verbrauchern verantwortlich.

Schätzung der Teilnehmerumsätze

Branchenstatus

Das Stromsystem steht vor einem strukturellen Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage bei der Produktionskapazität und der Netzinfrastruktur. Dieser Widerspruch spiegelt sich in zwei miteinander verbundenen Problemen wider: einem beispiellosen Rückstand in den Warteschlangen für Netzverknüpfungen und einem Anstieg der Nachfrage durch Elektrifizierung und Rechenzentren.

Warteschlange für Netzanschlüsse

Bis Ende 2024 suchen allein in den USA über 2.300 GW an Erzeugungs- und Speicherkapazitäten nach einem Netzanschluss – das Doppelte der bestehenden installierten Leistung von 1.280 GW. Dieser Rückstand ist zu einem großen Engpass für den Einsatz sauberer Energie geworden.

Nachfrageseitige Belastungen

· Rechenzentren: Die weltweite Stromnachfrage wird sich bis 2030 voraussichtlich auf 1.000-1.200 TWh verdoppeln (das entspricht dem gesamten Stromverbrauch von Japan).

· PJM-Kapazitätsmarkt: Die Preise steigen von 28,92 $/MW·Tag (2024-25) auf 329,17 $/MW·Tag (2026-27), eine mehr als zehnfache Steigerung, die hauptsächlich durch die Verpflichtungen der Rechenzentren angetrieben wird.

Die 5-Jahres-Nachfrageprognose der US-Netzplaner verdoppelt sich fast; KI-Rechenzentren benötigen eine Verfügbarkeit von 99,999 % und einen massiven Stromverbrauch.

· Kosten für den Netzausbau: Die EU benötigt bis 2040 Investitionen in Höhe von 7,3 Billionen € in die Verteilung und 4,77 Billionen € in die Übertragung; Flexibilität kann 30-40 % Kosteneinsparungen im Vergleich zum Ausbau der Infrastruktur bieten.

Flexibilität im Handel und bei der Preisgestaltung

Netzbetreiber (wie PJM, ERCOT, CAISO usw., ISO/RTOs) müssen Angebot und Nachfrage in Echtzeit ausgleichen, können jedoch nicht direkt mit Millionen verteilter Anlagen (Thermostate, Batterien, industrielle Lasten) kommunizieren. Daher fungieren Aggregatoren als Vermittler.

Der von uns analysierte Aggregator (Enel X, CPower, Voltus) befindet sich zwischen zwei Parteien:

1. Netzbetreiber/Versorger, der flexible Kapazitäten benötigt

2. Endverbraucher mit flexiblem Last- oder Anlagenprofil

Der Aggregator bündelt Tausende kleiner dezentraler Ressourcen zu einem einzigen „virtuellen Kraftwerk“, um am Großhandelsmarkt wie ein traditionelles Kraftwerk zu bieten.

Abrechnungsmechanismus

Im Gegensatz zur Stromerzeugung (gemessen in MWh-Ausgang) wird die Nachfrageflexibilität in MWh nicht verbrauchten Stroms gemessen. Dies erfordert die Festlegung einer „Basislinie“ – die Menge an Elektrizität, die ein Kunde ohne DR-Ereignis verbraucht hätte. Zu den gängigen Methoden für die Basislinie gehören:

· 10-von-10-Regel: Der durchschnittliche Verbrauch der letzten 10 ähnlichen Tage zur gleichen Zeit wird berücksichtigt.

· Wetternormalisierung: Anpassung der Basislinie basierend auf Temperaturunterschieden.

· Ex-ante/Intra-event-Messung: Vergleich des Verbrauchs vor und während der Veranstaltung.

Beispiel für die Abrechnung:

Der Aggregator vergütet dem Kunden dann gemäß dem Vertrag (in der Regel 50-80% der Gesamteinnahmen), wobei der Restbetrag die Einnahmen des Aggregators darstellen.

Flexibilität wird durch verschiedene Marktmechanismen monetarisiert, die jeweils unterschiedliche Zeitrahmen, Produktarten und Preisstrukturen aufweisen. Anbieter können in mehreren Märkten „Umsatzstapelung“ betreiben, um die Rendite ihrer Vermögenswerte zu maximieren.

Darüber hinaus Energiegemeinschaften — lokalisierte Bürger- und Kleinunternehmensgenossenschaften, die durch die EU-Politik gestärkt werden — entwickeln sich zu einer bedeutenden Kraft in der Flexibilitätszusammenführung. In der EU gibt es etwa 9.000 solcher Gemeinschaften, die rund 1,5 Millionen Teilnehmer repräsentieren.

· Durch die Bündelung von hinterm Zähler liegenden Anlagen (wie PV, Batterien und steuerbare Lasten)können diese Gemeinschaften die Skalierungs- und Koordinationsbarrieren überwinden, die in der Regel verhindern, dass einzelne Haushalte auf mehrere Einnahmequellen aus Flexibilität zugreifen können.

· Dies steht in direktem Einklang mit Forschungsergebnissen: Flexibilitätsanbieter können Werte über Kapazitätsmärkte, Nebenleistungen, Energiearbitrage, Nachfragesteuerung und lokale DSO-Märkte „stapeln“. Energiegemeinschaften haben organisatorische und betriebliche Rahmenbedingungen geschaffen, die für eine zuverlässige Marktenteilnahme erforderlich sind. Sie verwandeln dezentrale dezentrale Einspeisung in ein koordiniertes Portfolio, demokratisieren die Flexibilitätserlöse und unterstützen ein dekarbonisiertes und widerstandsfähiges Netz.

Warum Flexibilität wichtig ist

Flexibilitätsdienstleistungen bieten eine schnellere und kostengünstigere Alternative zum Bau neuer Erzeugungs- und Übertragungsanlagen. Die Bereitstellung Die Geschwindigkeit eines Virtuellen Kraftwerks entspricht der Kundenakquise – es gibt keine Warteschlangen für den Netzanschluss. Die Brattle Group schätzt, dass die Spitzenlastreduktionskapazität eines Virtuellen Kraftwerks 40-60 % günstiger ist als bei Gaskraftwerken oder Batteriespeichern im Versorgungsbereich. ENTSO-E schätzt, dass allein in der EU Flexibilität 50 Milliarden Euro an jährlichen Produktionskosten einsparen kann.

Für Netzbetreiber: Echtzeit-Ausgleich von Angebot und Nachfrage; Reduzierung der Abhängigkeit von teuren Spitzenlastkraftwerken und Netzausbau; Verbesserung der Integration erneuerbarer Energien; Erhöhung der Netzstabilität bei extremen Wetterereignissen.

Für Vermögenswertbesitzer: Neue Einnahmequellen aus bestehenden Vermögenswerten (Batterien, Elektrofahrzeuge, HLK, industrielle Lasten) erschließen; das Stapeln mehrerer Dienstleistungen kann die Renditen um 30-50% steigern; minimale betriebliche Störungen.

Für Verbraucher: Senkung der Stromrechnungen durch Anreize zur Nachfragesteuerung; Vermeidung von Kosten für Infrastrukturinvestitionen durch Aufschub; Verbesserung der Zuverlässigkeit und Reduzierung von Ausfällen.

Für den Energiewandel: Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien ohne Einschränkung von Wind- und Solarenergie; Bereitstellung von Dekarbonisierungsdienstleistungen im Netz (Ersetzung von Gaskraftwerken zur Spitzenlast); Beschleunigung des Einsatzes im Vergleich zu alternativen Lösungen mit infrastrukturellen Einschränkungen.

Strukturelle Rückenwinde

1. Regulatorischer Antrieb: FERC-Verordnungen 2222/2223 (USA), EU-Netzcode für die Bedarfsreaktion (2027), UK BSC P483 ermöglicht die Teilnahme von 345.000 Haushalten. Mehr als 45 Länder weltweit führen Flexibilitätsmärkte ein.

2. Grid Investment Wave: US-Versorgungsunternehmen erwarten bis 2029 Investitionen in Höhe von 1,1 Billionen Dollar in das Netz. Die EU benötigt bis 2040 7,3 Billionen Euro für die Verteilung und 4,77 Billionen Euro für die Modernisierung der Übertragung. Flexibilität bietet eine kostengünstigere Lösung.

3. Anfrage nach Rechenzentren: Der weltweite Stromverbrauch von Rechenzentren wird sich bis 2030 auf 1.000-1.200 TWh verdoppeln. Die Kapazitätspreise von PJM werden voraussichtlich um das Zehnfache steigen (2024→2027), was sowohl die Nachfrage nach Flexibilität (Netzbelastung) als auch das Angebot steigern wird.

4. DER-Stacking: 4 Millionen+ US-Haushalts-PV-Anlagen; 240.000+ Hausbatterien; 1 Million+ EV-Verkäufe bis 2023. Kritische Masse erreicht, die Aggregatoren und die DER-Wirtschaft stärkt.

Wichtige Risiken im Auge behalten

Überangebot nach 2030: Investitionen in groß angelegte Batteriespeicher könnten die Flexibilitätsmarktmargen unter Druck setzen. Wiederbelebung der Pumpspeicherkraftwerke auf einigen Märkten.

Cybersicherheit: Millionen verteilter Vermögenswerte erweitern die Angriffsfläche. Das EU-Künstlichen-Intelligenz-Gesetz stuft den Netzbetrieb als „hochriskant“ ein. NFPA 855 erhöht die Kosten für städtische Batteriespeicher um 15-25 %.

Aggregator-Geschäftsmodell

Einnahmequellen

1. Kapazitätszahlungen ($/MW·Jahr oder $/MW·Tag): Der größte und vorhersehbarste Einnahmefluss. Kunden werden für die Verfügbarkeit entschädigt, auch wenn sie nie abgerufen werden. Beispiel: Die PJM-Kapazitätspreise erreichten bei den Auktionen 2026-27 329 $/MW·Tag.

2. Energiezahlungen ($/MWh): Zahlung für tatsächliche Lastreduzierungen während Veranstaltungen. Volatiler, abhängig von der Absendehäufigkeit und den Marktpreisen.

3. Hilfsdienstleistungen ($/MW + $/MWh): Frequenzregelung, Bereitschaftsreserve usw. Höherer Wert, aber eine schnellere Reaktion erforderlich (Sekunden bis Minuten). Voltus war Vorreiter beim Zugang zu diesen Produkten mit höherem Gewinnmargen.

Kostenstruktur

Beispiel für ein Einheitenökonomisches Modell (C&I-Kunde)

Umsatzstapelung: Wie Aggregatoren den Wert maximieren

Die ausgereiftesten Aggregatoren „stapeln“ mehrere Einnahmequellen aus demselben Vermögenswert:

Beispiel: 10 MW Industrielaist in PJM

Deshalb betonen Enel's DER.OS und Tesla's Autobidder die "koordinierte Optimierung" -ihre KI bestimmt in jedem Moment, an welchen Märkten teilgenommen werden soll, um die Gesamtrendite zu maximieren.

Aggregator Layer Key Players Deep Dive

Enel X – Weltmarktführer

· Unternehmensübersicht

Enel X ist die Einheit für Demand Response und dezentrale Energieversorgung der Enel-Gruppe, eines der weltweit größten Versorgungsunternehmen (mit einem Jahresumsatz von über 860 Milliarden €). Das Unternehmen hat seine Wurzeln in EnerNOC, einem Pionier auf dem Gebiet des Demand Response, der 2001 gegründet und 2017 von Enel übernommen wurde. Heute betreibt Enel X das weltweit größte kommerzielle und industrielle virtuelle Kraftwerk mit über 9 GW Demand-Response-Kapazität in 18 Ländern und mehr als 110 aktiven Projekten.

· Maßstab und Abdeckung

· Globale Kapazität: 9+ GW im Management (Q1 2025), Ziel: 13 GW

· Nordamerika: ~5 GW, Abdeckung von über 10.000 Standorten in 31 US-Bundesstaaten und 2 kanadischen Provinzen

· Projekte: 80+ Demand Response-Projekte, 30+ Versorgungsunternehmen-Partnerschaften (11 exklusive bilaterale Vereinbarungen)

· Kundenzahlungen: Fast 20 Milliarden Dollar wurden seit 2011 an DR-Teilnehmer verteilt

· Technologieinvestitionen: Über 200 Millionen Dollar wurden in die Plattformentwicklung investiert

· Strategische Partnerschaften

Im September 2024 ging Enel X eine Partnerschaft mit Google ein, um 1 GW flexible Last aus Rechenzentren zu bündeln – das weltweit größte UnternehmensvPP. Diese Zusammenarbeit zeigt die Integration des Wachstums der Nachfrage nach Rechenzentren mit dem Angebot an Flexibilität: Sie ermöglicht es einem großen Anbieter von Cloud-Diensten, die Belastung des Netzes zu erhöhen und gleichzeitig als wichtiger Anbieter von nachfrageseitiger Flexibilität durch seine USV-Batterien und seine Möglichkeiten zur Lastverschiebung zu fungieren.

· Technologieplattform: DER.OS

Die DER.OS-Plattform von Enel X nutzt eine durch maschinelles Lernen gesteuerte Planungsoptimierung, die laut internen Audits die Rentabilität im Vergleich zu regelbasierten Strategien um 12 % steigern kann. Die Plattform streamt Daten von über 16.000 Unternehmensstandorten und betreibt ein 24/7/365-Netzwerkbetriebszentrum für Echtzeit-Dispečermanagement und -Überwachung.

· Kernkunden: Gewerbliche und industrielle Einrichtungen

Dies sind große Stromverbraucher mit unterbrechbaren Lasten – Prozesse, die vorübergehend ohne erhebliche Unterbrechungen reduziert werden können:

· Wichtige Erkenntnisse

Diese Kunden besitzen bereits das „Vermögen“ (ihre Leistungslast). Enel X hilft ihnen lediglich dabei, die Flexibilität zu monetarisieren, von der sie nicht wussten, dass sie sie hatten. Enel X ist klar auf der Nachfrageseite positioniert und asset-light, baut keine Erzeugungsanlagen und besitzt keine. Die Reduzierung der Nachfrage im Netz entspricht der Zugabe von Angebot.

· Tieferes Verständnis der Google-Partnerschaft

Der Google-Deal vom September 2024 ist bemerkenswert da es das traditionelle Modell stört:

· Traditionelles Modell: Enel X rekrutiert Einrichtungen → Aggregiert in VPP → Verkauft an das Netz

· Google-Modell: Google-Rechenzentren werden zu flexiblen Vermögenswerten → Enel X betreibt VPP → Netzbetreiber kauft Flexibilität

Google-Rechenzentren verfügen über groß angelegte USV-Batteriespeicher (in der Regel für die Sicherung verwendet), flexible Kühllasten und eine gewisse Flexibilität bei der Arbeitslastplanung. Google verbraucht die Netzflexibilität nicht mehr, sondern bietet sie an – Enel X ist die Orchestrierungsebene. Dies ist eine praktische Umsetzung des Arguments „Rechenzentrum als Netzvermögenswert“.

· Aufschlüsselung des Erlösmodells

· Wettbewerbsposition

· Stärken: Größte globale Reichweite, tiefe Beziehungen zu Versorgungsunternehmen, integriertes Ökosystem für saubere Energie (11 GW erneuerbar + 1 GW Speicher), ausgereifte Plattform, finanzielle Unterstützung durch die Enel-Gruppe

· Schwächen: Traditionelles Unternehmensvertriebsmodell, langsamere Innovationszyklen im Vergleich zu reinen Startups, höhere Gemeinkosten

· Strategie: Fokus auf das C&I-Segment, Integration erneuerbarer Energien im Großkraftwerksbereich, Partnerschaften für Flexibilität in Rechenzentren

Voltus – Software-First Challenger

· Unternehmensübersicht

Voltus wurde 2016 von den ehemaligen EnerNOC-Managern Gregg Dixon und Matt Plante gegründet und positioniert sich als technologieorientierte Alternative zu traditionellen Anbietern von Demand Response. Das Argument des Unternehmens ist, dass überlegene Software und eine breitere Marktpräsenz Skalierungsnachteile überwinden können. Seit September 2025 belegt Voltus im North America VPP-Bericht von Wood Mackenzie zum dritten Mal in Folge den ersten Platz in Bezug auf die verwaltete GW-Kapazität.

· Umfang und Finanzierung

· Kapazität: 7,5+ GW verwaltete Kapazität (Stand September 2025), ein deutlicher Anstieg von 2 GW im Jahr 2021

· Marktabdeckung: Aktiv auf allen 9 US-Großhandelsstrommärkten und in Kanada - geografisch die breiteste Abdeckung unter den reinen Aggregatoren

· Finanzierung: Gesamte Finanzierung in Höhe von 121 Millionen Dollar (Investoren sind Equinor Ventures, Activate Capital, Prelude Ventures)

· SPAC-Versuch: Im Dezember 2021 wurde eine SPAC-Fusion in Höhe von 1,3 Milliarden Dollar (bewertet auf 1,3 Milliarden Dollar) angekündigt, die Transaktion wurde nicht abgeschlossen

· Differenzierungsstrategie

· Voltus unterscheidet sich in drei Dimensionen:

(1) Pionierarbeit in der Innovation – Das Unternehmen war ein Pionier bei der Erschließung von Betriebsreserveprojekten bei mehreren Netzbetreibern;

(2) Breiteste Marktabdeckung – Aktiv in Projekten, die Wettbewerber aufgrund der Komplexität vermeiden;

(3) DER-Partnerschaften – Kein Wettbewerb mit Geräteherstellern, sondern Partnerschaften mit OEMs wie Resideo und Carrier, um ihre Installationsbasis in ein VPP zu integrieren.

· Fokus auf Rechenzentren

Im Jahr 2025 brachte Voltus das Produkt Bring Your Own Capacity (BYOC) auf den Markt, das speziell für Rechenzentren und Hyperscale-Cloud-Anbieter entwickelt wurde. BYOC ermöglicht es Entwicklern von Rechenzentren, VPP-gesteuerte Netzflexibilität neben der Projektentwicklung einzusetzen und Kapazitätsbedarf durch die Beschaffung von Flexibilität aus dem verteilten Netzwerk von Voltus auszugleichen, um die Elektrifizierungsphasen zu verkürzen. Zu den Partnern gehört Cloverleaf Infrastructure.

· Kernkunden: C&I-Anlagen (ähnlich wie Enel X)

· OEM-Partnerschaft

· Warum das OEM-Modell wichtig ist

Der Cost per Customer Acquisition (CAC) ist die größte Ausgabe des Anbieters. Durch die OEM-Partnerschaft:

· OEM verwaltet Kundenbeziehungen

· Voltus bietet Software und Marktzugang

· Der Umsatz wird zwischen OEM, Voltus und Endkunden aufgeteilt

· CAC ist deutlich niedriger als bei direktem Unternehmensvertrieb

Unterschiedliche Umsatzquellen: Voltus vs Enel X

· Enel X: Primär Kapazitätsmarkt

· Vorhersehbar (jährliche Auktionen)

· Geringerer $/kW, aber in großem Maßstab

· Erfordert große MW-Verpflichtungen

· Voltus: Aktive Durchführung von Nebenleistungsprojekten, die von Wettbewerbern vermieden werden

· Warum Nebenleistungen?

Höhere $/kW (2-3x Kapazitätsmarkt); weniger Wettbewerber (Komplexität als Barriere); erfordert ausgefeilte Software (Stärke von Voltus); erfordert jedoch eine schnellere Reaktionsfähigkeit der Vermögenswerte.

· Wettbewerbsposition

· Stärken: Technologische Ausgereiftheit, breiteste Marktdeckung, regulatorischer Einfluss (ehemaliger FERC-Vorsitzender Jon Wellinghoff als Chief Regulatory Officer), OEM-Partnerschaftsstrategie, Positionierung im Rechenzentrum

· Schwächen: Kleinere Größenordnung als Enel X, fehlende Vermögensbasis im Versorgungskonsens, durch Risikokapital geförderte Ausgaben, Scheitern des SPAC

· Strategie: Monetarisierung durch Dritte DER, Nebenleistungen, Vorreitervorteil, Partnerschaften mit Rechenzentren

Bewertungskriterien für VPP/Aggregator-Investitionen

EU vs US-Markt

Mit robusten unterstützenden Vorschriften und einer stark vernetzten Infrastruktur hat die EU im Vergleich zu den USA die Führung bei der Ausweitung der Flexibilität des Gesamtsystems übernommen. Eurelectric stellt fest, dass der liberalisierte EU-Markt die gemeinsame Teilnahme von Produzenten und Verbrauchern effektiv gefördert hat und die Flexibilitätsversorgung kontinuierlich verbessert hat;

In der Zwischenzeit hat die weit verbreitete Einführung von intelligenten Messgeräten die Implementierung von zeitvariablen Preisen vorangetrieben und damit die Grundlage für die Lastmanagementreaktion geschaffen.

· Marktgestaltung: Liberalisierte Marktmechanismen fördern die aktive Teilnahme sowohl auf Angebots- als auch auf Nachfrageseite, wobei intelligente Messgeräte zeitvariable Preise für Lastverschiebungen ermöglichen.

· Verbundene Netze: Die robusten grenzüberschreitenden Zusammenschaltungen der EU haben die Häufigkeit und Dauer von Ausfällen erheblich reduziert und den industriellen Nutzern eine stabile und zuverlässige Stromversorgung ermöglicht.

Die USA verfügen über ein erhebliches ungenutztes Flexibilitätspotenzial auf Kundenseite, wobei Studien zeigen, dass großflächige Lastreduzierungen (z. B. 100 GW) mit minimalen Auswirkungen auf die Kunden erreicht werden können.

· Fokus auf den Rand des Stromnetzes: Die rasche Verbreitung dezentraler Energiequellen (DERs) hat ein flexibles Management am „Rand des Stromnetzes“ für US-Versorgungsunternehmen zunehmend kritisch gemacht.

„Die inhärente Zerbrechlichkeit des Stromnetzes erfordert, dass wir jede Anlagenverbindung mit Vorsicht behandeln, um sicherzustellen, dass die zuverlässige Versorgung mit der prognostizierten Nachfrage übereinstimmt. Das schnelle Wachstum intermittierender Energiequellen (instabile Versorgung) synchronisiert mit der Elektrifizierungs-Welle (spitzenmäßige Nachfrage) stellt das Stromsystem vor große Herausforderungen.“ ——a16z

Fazit

Bisher wurde die Flexibilität überwiegend durch „Makro-Flexibilitäten“ vorangetrieben – große, industriestandar­disierte Anlagen (>200 kW), die auf Übertragungs- oder Hochspannungsverteilungsniveau angeschlossen sind. Diese Anlagen sind aufgrund ihrer einfachen Identifizierung, Vertragsgestaltung und Disposition attraktiv. Dieses Modell stößt jedoch an strukturelle Grenzen.

Makro-Flexibilitäten reichen nicht mehr aus, was zu Energieknappheit und Kaskadierungsproblemen wie Verzögerungen bei der Netzanschlussstelle führt. Dies erhöht die Anfälligkeit des Systems und wird zu einem kritischen Engpass für das KI-getriebene Lastwachstum.

Daher, die nächste unvermeidbare Grenze: Mikro-Flexibilitäten. Dies bezieht sich auf kleine, hinter dem Zähler befindliche Anlagen im Bereich von 1-10 kW, die an das Mittel- und Niederspannungsnetz angeschlossen sind, einschließlich EV-Ladegeräte, Wärmepumpen, HLK-Systeme, Batterien und Haushaltsgeräte. Diese Anlagen stellen in der Summe eine Kapazität dar, die um mehrere Größenordnungen größer ist als Makroquellen, aber erheblich schwerer zugänglich.

Die aktuellen Ansätze zur Nutzung dieser Flexibilität haben bisher einen erheblichen Wert unberücksichtigt gelassen. Schaffung einer Möglichkeit für Flexibilitätsbesitzer, diese Lücke zu schließen und am Ökosystem teilzunehmen. Ein Aggregator, der unabhängig von Anbietern oder Gerätemarken direkt die kritische Masse erreicht, kann einen starken Multiplikatoreffekt erzeugen. Sobald Benutzer horizontal aggregiert sind, werden Energieunternehmen und OEMs wirtschaftlich motiviert, aktiv teilzunehmen, anstatt zu versuchen, Kundenbeziehungen von Anfang an zu kontrollieren.

Ich glaube, dass DePIN im Kern all dessen die größte Chance hat, diesen Bereich zu revolutionieren und langfristigen Wert durch verschlüsselungsnahe Infrastruktur und Anreizmechanismen zu schaffen. Durch die Erhöhung der Kapazität und die Erschließung neuer Wege zur Nutzung der Flexibilität wird dieser Nischenbereich den aktuellen Strommarkt innovieren und es der KI ermöglichen, die Welt unter uneingeschränkten Bedingungen kontinuierlich umzugestalten.

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