Stromnetz-Engpass: HTGF und Vireo prüfen, wo Startups helfen können

Wo können Startups das europäische Stromnetz tatsächlich voranbringen, und wo nicht? Diese Frage beantworten der High-Tech Gründerfonds (HTGF) und die Berliner Venture-Capital-Gesellschaft Vireo Ventures in ihrer gemeinsamen Investmentthese „The European Grid Deep Dive“. Laut HTGF erschien sie 2026. Deutschland dient als Referenzfall, weil es dort den größten und am stärksten ausgelasteten Netzmarkt Europas gibt.

Der Ausgangspunkt: Europa elektrifiziert viele Bereiche und baut die Stromerzeugung um Wind und Solar um. Der Engpass liege inzwischen nicht mehr bei der Erzeugung, sondern im Netz. Erneuerbare seien die günstigste Quelle für neuen Strom. Schwierig sei jetzt, sie anzuschließen, auszugleichen und zu schützen. Die Autoren prüfen jedes Netzsegment mit einer Leitfrage: Lösen venture-finanzierte Startups das Problem, oder übernehmen es etablierte Unternehmen, Infrastrukturkapital oder die Politik? Drei Tests gehören dazu. Ist der Schmerz real, beziffert und heute schon bezahlt? Wer ist der Kunde, und wie lang ist der Weg zum ersten Umsatz? Können Startups Renditen im Venture-Maßstab erzielen, oder fließt der Wert an Konzerne, Anlagenbesitzer oder das regulierte Monopol? Manche Urteile fallen laut These klar negativ aus.

Die Ergebnisse der fünf Teile

Beim Messwesen heißt es, Smart Meter seien nötig, aber nicht ausreichend. Datenzugang, steuerbare Geräte, Zugang für Aggregatoren und Kundenverträge seien getrennte Hürden. Die Messtechnik selbst sei reguliert und margenschwach. Chancen lägen dagegen in der Anwendungsebene, die der Rollout freischaltet. Die meisten Umspannwerke unterhalb der Hochspannung bleiben laut These unüberwacht. Eine neue 380-kV-Leitung braucht viele Jahre, etwa sieben davon entfallen auf Planung und Genehmigung. Genehmigungssoftware gehöre zu den wertvollsten Ansätzen.

Bei Netzsichtbarkeit und Planung setzen die Autoren auf Software, die ein messbares Netzergebnis verbessert, etwa mehr Aufnahmekapazität, aufgeschobenen Ausbau, geringere Verluste, kürzere Ausfälle oder schnellere Anschlüsse. Ein typischer großer Verteilnetzbetreiber betreibe rund 200 Altsysteme ohne gemeinsame Sicht. Der Weg für Startups führe über Verteilnetzbetreiber (DSOs). Deutschland habe vier Übertragungsnetzbetreiber mit starker eigener Baukompetenz und etwa 870 Verteilnetzbetreiber, die unterhalb des Umspannwerks wenig Einblick haben. Diese seien fragmentierter, weniger digitalisiert und stärker durch neue Lasten wie Wärmepumpen, Batterien und E-Autos gefordert. Damit bieten sie den offeneren Einstieg.

Bei der Flexibilität sehen die Autoren tägliche Preisspannen von 200 €/MWh. Sie reihen sechs Segmente nach Überzeugung: Industrie-Demand-Response und Speicher hinter dem Zähler, gewerbliches Demand Response, thermische Flexibilität, private Flexibilität, V2G-Flottenflexibilität und intelligentes Laden sowie virtuelle Kraftwerke und Aggregation. Industrie und Gewerbe haben die höchste kurzfristige Überzeugung, die Einsparrechnung funktioniere schon heute ohne Reform der Netzentgelte. Bei Wärme liege die Chance in Steuerungssoftware für Wärmepumpen, Kessel und Speicher, nicht im Besitz der Anlagen. V2G solle dagegen dort starten, wo Batterien ohnehin stehen, etwa bei Depotflotten. Private und horizontale VPP-Plattformen seien weitgehend vergeben. Der eigentliche Burggraben liege in der Aggregationsinfrastruktur, nicht im Marktzugang.

Beim Thema Cybersicherheit betreffe der Schutz nun auch Erzeugungsparks und Gerätehersteller, unter NIS2, Cyber Resilience Act und KRITIS. Als stärkster Ansatz gilt ein unterbrechungsfreies Sicherheitsmanagement für verteilte Energieflotten.

Der Vertrieb an Netzbetreiber dauert laut These 6 bis 36 Monate vom ersten Treffen bis zum unterschriebenen Pilot. Versorger planen jährlich, meist im dritten oder vierten Quartal, ein verpasstes Budgetfenster kann einen Deal um ein Jahr verzögern. Empfohlen werden ein Einstieg über unkritische Abläufe, eine Preisgestaltung als Investitionsausgabe, der Start bei mittelgroßen DSOs und Piloten mit Umstiegsperspektive. Industriestandorte, Flotten und unabhängige Stromerzeuger entscheiden schneller.

Grundlage sind mehr als 25 strukturierte Referenzgespräche, unter anderem mit Amprion, Axpo, Encevo, THÜGA, Rhebo, Envelio, EcoPhi, Inframind, EDP Ventures, FEV Ventures und Move Energy. Zwei Quellen liegen nach dem Datenstichtag: die MiSpeL-Festlegung der BNetzA und deren Smart-Meter-Rollout-Umfrage vom 21. September 2026.

Auf einen Blick

• Veröffentlichung: 2026
• Autoren: Vireo und High-Tech Gründerfonds (HTGF)
• Vortragsanfragen für Konferenzen, Gründer- und Investorenevents oder interne Sessions richten Interessierte mit Datum, Format und Publikum an die Autoren
• Gründer können dem HTGF ein Pitchdeck schicken

Hintergrund

Demand Response, auch Laststeuerung oder Demand-Side-Management genannt, bezeichnet laut Wikipedia die Steuerung der Nachfrage nach netzgebundenen Dienstleistungen bei Abnehmern in Industrie, Gewerbe und Privathaushalten. Als Anreize dienen häufig finanzielle Vorteile wie spezielle Tarife.

Flexibilitätsanbieter können laut Wikipedia Privathaushalte, Gewerbegebäude und Fabriken sein. In der einfachsten Form senken sie ihre Energiekosten, indem sie den Verbrauch an Preisschwankungen der Energy-only-Märkte anpassen.

Aggregatoren helfen Unternehmen als externe Dienstleister, Flexibilitätspotenziale zu erkennen und zu nutzen. Sie können die Aktivierung automatisieren und nehmen an Strommärkten teil, um die Flexibilität zu vermarkten. Außerdem können sie Absicherungslösungen anbieten, die die Einnahmen stabilisieren.

Beim Smart-Meter-Gateway verweist Wikipedia auf eine HAN-Schnittstelle, über die sich steuerbare Geräte oder Energieerzeuger anschließen lassen. Über eine CLS-Schnittstelle lassen sich sowohl steuerbare Stromerzeuger, etwa Solaranlagen oder Batteriespeicher, als auch abschaltbare Verbraucher wie Ladepunkte aus der Ferne ansprechen.

Eigene Einschätzung

Reizvoll an der These ist, dass sie ausdrücklich auch Absagen erteilt. Gründer im Netzgeschäft sollten die Vertriebszyklen ernst nehmen und Liquidität entsprechend planen. Offen bleibt, wie belastbar die Urteile sind, solange die Gespräche vor allem mit Marktteilnehmern liefen und die Autoren selbst investieren.