Musk will, dass Nutzer Strom für KI-Datenzentren bereitstellen – steht das virtuelle Kraftwerk vor dem Durchbruch?
Am 24. Juni stieg der Aktienkurs des US-amerikanischen Wohn-Solarunternehmens Sunrun innerhalb von 90 Minuten nach Börsenöffnung um 31 % an, und das Handelsvolumen erreichte 52,6 Millionen Aktien – fast 5 Mal so viel wie der durchschnittliche Tagesumsatz der letzten drei Monate.
Auslöser für diesen Kursanstieg war kein Geschäftsbericht, keine einzelne Bestellung – sondern ein Rahmenvertrag, der noch keine Stromabnahmeverträge unterzeichnet hat.
Sunrun kündigte gemeinsam mit Tesla und Renew Home an, dass die drei Parteien mehr als 16 GW dezentrale flexible Kapazität zusammenfassen und diese an Betreiber von KI-Rechenzentren sowie Energieversorger verkaufen werden.
16 GW entsprechen etwa der installierten Leistung von 12 Kernkraftwerken mit einer Kapazität von je einer Million Kilowatt. Doch diese Kapazität stammt aus keinem einzigen Kraftwerk. Sie verteilt sich auf Millionen von normalen Haushalten im ganzen Land – Photovoltaik-Module auf Dächern, Tesla Powerwall-Heimbatterien, intelligente Thermostate und sogar noch laufende Cybertrucks.
Virtuelle Kraftwerke sind in den USA bereits seit mehreren Jahren in Betrieb. Bisher waren ihre Kunden jedoch immer Energieversorger und Netzbetreiber.
Diesmal ist der Käufer ein anderer: der weltweit dringendste, finanzkräftigste und am wenigsten geduldige Kunde – KI-Rechenzentren.
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Analyse der 16 GW
Um dieses Geschäft zu verstehen, muss man zuerst klar aufschlüsseln, was jede der drei beteiligten Parteien einbringt.
Sunrun ist der größte Anbieter von Heimsolaranlagen in den USA. Bis zum ersten Quartal 2026 wurden insgesamt mehr als 251.000 Solar-Speicher-Systeme installiert, mit einer vernetzten Speicherkapazität von 4,3 GWh und mehr als 1,1 Millionen Haushaltskunden.
Das Unternehmen betreibt einige der größten virtuellen Kraftwerksprojekte für Heimbatterien in Kalifornien, Texas, Neuengland und Puerto Rico. Der Geschäftsbericht des ersten Quartals zeigt, dass 73 % der Neukunden sich für eine Speicherlösung entschieden haben – vor einem Jahr lag dieser Wert noch bei 69 %.
Tesla trägt in diesem Vertrag mit der vorhandenen Anzahl von Powerwall-Geräten und der Fähigkeit zum Fahrzeug-Netz-Integration (V2G) bei.
Im Februar 2026 startete Tesla in den Versorgungsgebieten von CenterPoint Energy und Oncor in Texas das Projekt „Powershare Grid Support“ für den Cybertruck. Besitzer können in Spitzenzeiten des Netzes den überschüssigen Strom aus der 123-kWh-Batterie des Cybertrucks zurück ins Netz einspeisen, um Guthaben auf ihrer Stromrechnung zu erhalten.
Im April wurde diese Funktion auf das Versorgungsgebiet von PG&E in Kalifornien ausgeweitet. Es ist das erste Projekt in den USA zur Fahrzeug-Netz-Integration, das auf Wechselstrom basiert – die Hardwarekosten sind deutlich niedriger als bei den Gleichstromlösungen von Ford und General Motors.
Renew Home ist die Partei, die den Lesern am wenigsten bekannt ist, aber über die größte Kapazität verfügt. Es entstand aus der intelligenten Thermostat-Dienstleistung Nest Renew von Google Nest und dem kalifornischen Start-up für Nachfragesteuerung OhmConnect.
Im Mai 2024 fusionierten die beiden Unternehmen, wurden von dem verbundenen Fonds von Alphabet, Sidewalk Infrastructure Partners, kontrolliert und mit 100 Millionen US-Dollar ausgestattet.
Das fusionierte Unternehmen Renew Home verwaltet mehr als 8 Millionen intelligente Thermostate und verbundene Geräte und unterhält Partnerschaften mit über 100 Energieversorgern. In Texas arbeitet es mit NRG Energy zusammen und hat bereits eine flexible Kapazität in der Größenordnung von 1 GW zusammengefasst.
Zusammengenommen geben die drei Parteien an, dass die „flexible Kapazität über 16 GW“ beträgt. Auf der zugehörigen Infografik steht 16,8 GW – aber diese Zahl muss genauer betrachtet werden.
Paul Dickson, Präsident von Sunrun, bestätigte in einem Interview mit dem US-Energiemedium Heatmap News, dass etwa 60 % der 16 GW aus dem Thermostat-Netzwerk von Renew Home stammen. Analysten schätzen, dass die steuerbare Batteriekapazität etwa 4 GW beträgt.
Beide haben im Energiesystem völlig unterschiedliche Bedeutungen: Batterien können Strom ins Netz einspeisen – das ist „Energieerzeugung“. Thermostate senken in Spitzenzeiten die Temperatur von Klimaanlagen um einige Grad und halten dies einige Stunden lang aufrecht – das ist „weniger Stromverbrauch“.
Ersteres wird als steuerbare Kapazität bezeichnet, Letzteres als Nachfragesteuerung. Für Rechenzentren, die 24 Stunden am Tag und 7 Tage die Woche ununterbrochen betrieben werden müssen, unterscheiden sich die Einsatzmöglichkeiten dieser beiden Ressourcen stark.
Auch der kommerzielle Fortschritt muss klar betrachtet werden. Der offizielle Name dieses Rahmenvertrags lautet „Capacity-as-a-Solution Framework“ – Kapazität als Dienst. Zum Zeitpunkt der Ankündigung hat noch kein einziges Technologieunternehmen einen Stromabnahmevertrag unterzeichnet; die Kapazität wird nach dem Prinzip „Wer zuerst kommt, mahlt zuerst“ vergeben.
In der „Rechenzentrums-Gasse“ von Virginia geben die drei Parteien an, dass eine Kapazität von 300 MW sofort bereitgestellt werden kann, die bis 2030 auf 500 MW ansteigen soll.
Die Reaktion an der Wall Street ist geteilt. Barclays ist der Meinung, dass dies neue Einnahmequellen für wiederkehrende Erträge eröffnet – Sunrun könnte sich von einem „Installateur“ zu einer „Netzwerkplattform“ entwickeln. UBS behält die Kaufempfehlung bei, senkt aber das Kursziel von 23 auf 20 US-Dollar.
GLJ Research behält die Verkaufsempfehlung bei, mit einem Kursziel von 4,63 US-Dollar, und ist der Ansicht, dass diese Erzählung teilweise „für den Kursverlauf entworfen“ wurde. Wells Fargo sagt offen aus, dass kein sprunghafter Anstieg der Einnahmen aus virtuellen Kraftwerken erwartet wird.
16 GW ist die Gesamtzahl aus der Öffentlichkeitsarbeit, 4 GW die von Netzingenieuren anerkannte steuerbare Kapazität, 0 die Anzahl der derzeit unterzeichneten Verträge. Welche dieser drei Zahlen wichtiger ist, hängt davon ab, worauf man achtet – der Kapitalmarkt achtet auf die Veränderung der Erzählung, das Energiesystem auf die zuverlässige Kapazität, und die Speicherbranche sollte darauf achten, wie sich die Kundenstruktur von virtuellen Kraftwerken verändert.
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Die Kunden virtueller Kraftwerke haben sich verändert
Tesla betreibt seit mehreren Jahren virtuelle Kraftwerke (VPP) in Kalifornien. Im Jahr 2024 zahlte das Tesla Powerwall VPP den teilnehmenden Nutzern in Kalifornien eine Steuerungsvergütung von fast 10 Millionen US-Dollar.
Im Juli 2025 lieferte das kalifornische VPP in einem Steuerungsvorgang mehr als 535 MW Kapazität an das Netz. Sunrun betreibt in Kalifornien das größte virtuelle Kraftwerk für Heimbatterien in den USA und hat in Puerto Rico gemeinsam mit Tesla ein automatisches Registrierungssystem für VPP vorangetrieben.
Bisher waren jedoch alle „Kunden“ dieser VPP immer dieselbe Art von Einrichtung: Energieversorger und regionale Netzbetreiber (RTO/ISO).
VPP verdienen Geld mit dem Markträumungspreis auf dem Kapazitätsmarkt oder mit Subventionen aus Projekten zur Nachfragesteuerung – im Grunde genommen Einnahmen aus Hilfsdiensten des Energiesystems.
Mit diesem 16-GW-Rahmenvertrag wurde etwas getan, was in der VPP-Branche noch nie zuvor geschehen ist: Der Hauptkäufer wurde von Netzbetreibern zu Betreibern von Rechenzentren gewechselt.
Warum kaufen Rechenzentren Strom? Das Problem liegt nicht in fehlenden Kraftwerken, sondern in der langen Warteliste für die Netzanbindung.
Das größte regionale Netz der USA, PJM, erstreckt sich über 13 Bundesstaaten und den District of Columbia und versorgt mehr als 65 Millionen Menschen. Der von PJM verwaltete Norden von Virginia wird als „Rechenzentrums-Gasse“ bezeichnet – eine der Regionen mit der weltweit höchsten Dichte an Rechenzentrums-Kapazität.
Anfang 2026 stapelten sich in der Warteschlange für die Netzanbindung bei PJM Projekte mit einer Wartezeit von mehreren Jahren. Die Genehmigungs- und Bauzeiten für neue Übertragungsleitungen und Gaskraftwerke übersteigen bei weitem die Geschwindigkeit der Expansion der KI-Rechenleistung.
Das Rohstoff-Forschungsteam von Goldman Sachs gab in einem Bericht vom Mai 2026 die neueste Prognose ab: Der Stromverbrauch der US-Rechenzentren wird 2025 bei 31 GW liegen, 2026 auf 41 GW ansteigen und 2027 auf 66 GW springen.
Nach Berechnungen dieses Berichts wird 2027 die jährliche neu installierte Kapazität von Rechenzentren in einem der drei Energiemärkte – dem mittleren Atlantik, Texas und dem zentralen Kontinent – die gesamte nationale Kapazität von 2025 übersteigen.
Die Vorteile dezentraler Ressourcen werden in diesem Moment sehr konkret: Keine Warteschlange für die Netzanbindung, keine neuen Übertragungsleitungen erforderlich, keine Landbeschaffung, keine Wasserentnahme oder Umweltprüfung – die Bereitstellung kann innerhalb weniger Monate abgeschlossen werden.
Der in der Ankündigung der drei Parteien wiederholt betonte Satz „in months, not years“ zielt genau auf dieses Problem ab.
Ein früherer Vergleichsfall hilft, die Realität dieser Richtung einzuschätzen.
Am 2. Juni – drei Wochen vor der Ankündigung von Tesla/Sunrun – unterzeichnete Google einen dreijährigen „Bring Your Own Capacity“-Vertrag mit dem VPP-Betreiber Voltus. Jährlich werden bis zu 100 MW dezentrale Ressourcen zusammengefasst, um in der PJM-Region ein von Google finanziertes virtuelles Kraftwerk zu schaffen. Teilnehmende Nutzer erhalten eine Vergütung von Voltus, und Google bekommt zertifizierte Kapazitätsguthaben.
Es ist der erste unterzeichnete kommerzielle Vertrag in der Geschichte der USA, bei dem ein Technologieunternehmen direkt ein virtuelles Kraftwerk finanziert. Dana Guernsey, CEO von Voltus, bezeichnete es in der Ankündigung als „Vorlage, die große Lastkunden nachahmen können“. Michael Terrell, Leiter für globale fortschrittliche Energie bei Google, positionierte es als „Teil des Werkzeugsatzes zur Beschleunigung des Aufbaus eines flexiblen Energiesystems“.
Der 16-GW-Rahmen von Tesla/Sunrun ist 160 Mal größer als der von Google und Voltus. Aber Google und Voltus haben einen unterzeichneten Vertrag, eine dreijährige Bindungsfrist und einen klaren Zeitplan für die Kapazitätslieferung (Kapazitätsjahr 2027), während Tesla/Sunrun bisher nur einen Rahmenvertrag hat.
Der entscheidende Faktor dafür, ob VPP tatsächlich in das Stromversorgungssystem von Rechenzentren aufgenommen werden können, liegt jedoch nicht in diesen beiden Geschäften selbst – sondern in der Gestaltung der Regeln von PJM.
Im Januar 2026 startete das Board von PJM die „Reliability Backstop Procurement“ (Notfallbeschaffung für Zuverlässigkeit) und schlug vor, einmalig etwa 14,9 GW neue Kapazität zu beschaffen, um den durch Rechenzentren verursachten Lastanstieg zu bewältigen.
Das im April veröffentlichte Konzept gliedert sich in zwei Phasen: In der ersten Phase (von September 2026 bis März 2027) führen Rechenzentren und Energieerzeuger bilaterale Vertragsverhandlungen. In der zweiten Phase organisiert PJM