Am 16. September 2026 veröffentlichte der Deutsche Energie-Agentur-Dena-Gebäudereport 2026 ein paradoxes Bild: Während Wärmepumpen und Batteriespeicher im Gebäudebestand zunehmen, ist der Zubau von Photovoltaikanlagen im ersten Halbjahr zurückgegangen. Die Meldung allein würde jeder schreiben. Über die eigenen Messwerte und Fälle schreibt niemand sonst.
Was der Report konkret bedeutet für einen Haushalt wie unseres in Kirchseeon? Fünf von sechs PV-Anlagen erreichen den Plan nicht. Genauer: Der Optimierer emhass bekommt als PV-Eingang ausschließlich das SolarEdge-Hauptdach mit 29,5 kWp. Wintergarten, Pavillon, beide Carport-Stränge und die beiden Balkonsysteme laufen in die Anzeige und ins Energie-Dashboard, nicht in die Optimierung. Heute, am 11. September, sind es rund 340 W Abweichung. Nach Carport-Ausbau und Solarblume werden es rund 11 kWp – also mehr als ein Drittel der installierten Leistung, die konzeptionell gar nicht im Steuerungskreis landet.
Dabei hat die eigene Anlage alles, was die Energiewende braucht: 29,5 kWp SolarEdge-Hauptdach, 52,5 kWh Tesla Powerwall als Verbund aus drei Powerwall 3 und einer ersten Generation, vier elektrische Fahrzeuge – Tesla Model S 90D, Model Y Long Range, Model S Plaid und Renault Zoé – zusammen 137,5 kWh Puffer. Wärmepumpe Waterkotte für das Haus, zweite Wärmepumpe für den Pool. Zwei Klimaanlagen im Esszimmer und im Büro Keller. Doch genau diese Fülle an Erzeugungs- und Verbrauchskapazität bleibt im emhass steuerungsrelevanten Kreis weitgehend unsichtbar.
Der Grund ist strukturell, kein technischer Defekt. In der emhass-Konfiguration steht die Zahl der verschiebbaren Lasten auf null. number_of_deferrable_loads: 0. Wärmepumpe mit 7.570 kWh im Jahr und vier Fahrzeuge mit allein heute 19,3 kWh Bedarf erscheinen ausschließlich als unbeeinflussbarer Verbrauch in der Lastprognose. Gesteuert wird dadurch der kleinere Hebel: Auf der einen Seite 47,6 kWh Speicher, auf der anderen die großen Lasten, die nicht in den Plan einbezogen werden.
Fünf von sechs PV-Anlagen erreichen den Plan nicht. Das ist keine Fehlfunktion, sondern eine nie getroffene Entscheidung. Der Optimierer kennt keinen einzigen steuerbaren Verbraucher außerhalb der Batterie. Wärmepumpe und Fahrzeuge erscheinen nur als unbeeinflussbarer Verbrauch.
Der Dena-Report zeigt für 2023 einen erneuerbaren Strommix von rund 52,5 Prozent (brutto) – Wind 27,4 Prozent, Photovoltaik 11,4 Prozent, Kohle 26,1 Prozent, Erdgas 14,0 Prozent. Im Jahr 2024 war Deutschland erstmals seit 2002 Netto-Stromimporteur mit rund 9 TWh Netto-Import. Im Jahr 2024 betrug der Netto-Importsaldo rund 24 TWh, etwa 4 Prozent des Inlandsverbrauchs. Diese Zahlen zeigen das eigentliche Missverhältnis: Der Sektor mit dem größten Fortschritt – der Strom mit rund 20 Prozent Endenergieverbrauch – ist gleichzeitig der mit dem höchsten erneuerbaren Anteil. Die beiden großen Sektoren Wärme und Verkehr hängen fossil getragen mit jeweils rund 17 (2023) beziehungsweise 7 (2023) Prozent erneuerbarem Anteil hinterher.
Was bedeutet das für den Alltag? Nehmen wir den Mittag im Sommer. Letzten Pfingstsonntag wurden 89 Prozent der Tages-PV-Produktion bei negativen Preisen eingespeist. Im Juni 2025 fielen 46 Prozent der gesamten Monats-PV-Produktion in Negativpreis-Stunden. Für 2026 – bei prognostizierter über 135 GW installierter PV – rechnen Marktteilnehmer mit 700 bis 900 Negativstunden. Übersetzt: Mittags ist Solarstrom buchstäblich wertlos. Neuere Anlagen bekommen in diesen Stunden null Vergütung. Wir bauen Erzeugung schneller zu, als der Markt sie aufnehmen kann.
Bei mir in Kirchseeon läuft genau dagegen ein System: 29,5 kWp PV, 52,5 kWh Powerwall, vier EVs – zusammen 137,5 kWh Puffer. emhass rechnet Day-Ahead gegen Tibber-Dynamic-Tarife. Die Logik ist banal: laden, wenn der Preis negativ ist, entladen, wenn er hochschnellt. Die Mittagsspitze, die das Netz kostet, ist mein günstigster Ladeslot. Negative Preise sind kein Systemfehler. Sie sind das Preissignal, Flexibilität zu bauen. Die meisten überhören es noch.
Wer 900 Stunden geschenkten Strom ignoriert – Marktversagen oder Phantasielosigkeit?
Die eigentliche Wertschöpfung der nächsten fünf Jahre liegt nicht in mehr Panelen, sondern in Speicherung, Steuerung und Day-Ahead-Optimierung – also in Software und Batterien, nicht in mehr Panels. Der Dena-Report blendet genau das aus. Er zählt Zubau, nicht Flexibilität. Dabei ist Flexibilität der Faktor, der darüber entscheidet, ob erneuerbare Energie tatsächlich genutzt wird oder als Last ins Netz zurückfließt.
Ein weiterer Wendepunkt rückt in fünf Monaten in greifbare Nähe: Am 4. August 2029 endet die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher. Wer den Bestandsschutz will, muss die Investitionsentscheidung bis Ende dieses Jahres treffen – das sind knapp fünf Monate, und kaum jemand rechnet gerade. Die Bundesnetzagentur hat Ende Mai ihren Zwischenbericht zur Netzentgeltreform vorgelegt: Speicher zahlen künftig einen Kapazitätspreis, aber keinen mengenabhängigen Arbeitspreis. Ihre Funktion als Flexibilitätsanbieter wird anerkannt, nicht bestraft. Und ab 2030 bekommen ausgerechnet Speicher und Elektrolyseure als Erste dynamische Netzentgelte.
Der Unterschied zwischen einem Speicher, der stumpf Eigenverbrauch maximiert, und einem, der netzdienlich fährt, ist Software. Nicht Hardware. Bei mir hängen 52,5 kWh am Netz, 137,5 kWh inklusive der vier EVs. emhass rechnet jede Nacht eine Day-Ahead-Optimierung gegen Tibber-Preise – Mixed-Integer-Solver, Docker-Container, Open Source. Diese Logik ist ab 2029 kein Hobby mehr, sondern die Differenz zwischen Asset und Kostenstelle.
Die Energiewende-Debatte hängt noch an der Erzeugung. Die eigentliche Wertschöpfung der nächsten fünf Jahre liegt in Speicherung, Steuerung und Day-Ahead-Optimierung – also in Software und Batterien, nicht in mehr Panels. Wer über PV-Ausbau redet, ohne über Speicher und Steuerbarkeit zu reden, redet an der eigentlichen Wertschöpfung vorbei.
Fünf von sechs PV-Anlagen erreichen den Plan nicht. Das ist keine Fehlfunktion, sondern eine nie getroffene Entscheidung. Die Energiewende wird nicht an der Dachfläche scheitern, sondern an der Frage, ob wir die Energie bekommen, die wir erzeugen – oder ob wir sie einfach ins Netz speisen, weil wir steuerungsseitig keine andere Option kennen.
Der Dena-Report 2026 ist ein valider Bestandsaufnahme-Bericht. Aber er erzählt nur die Hälfte: Die Hälfte über Erzeugung, die Hälfte über die Fähigkeit, sie zu nutzen. Was nützt die größte PV-Anlage, wenn sie mittags überschüssig ins Netz eingespeist wird, weil der Speicher nicht eingebunden ist und die Fahrzeuge nicht laden? Was nützt die Wärmepumpe, wenn sie nicht in den Steuerungskreis einbezogen wird?
Die Antwort liegt nicht auf dem Dach. Sie liegt in der Software, in der Batterie, in der Entscheidung, Lasten verschiebbar zu machen. 47,6 kWh Speicher, 137,5 kWh Puffer durch vier Fahrzeuge, 7.570 kWh Jahresverbrauch der Wärmepumpe, 19,3 kWh Fahrzeugbedarf heute – das sind die Hebel, die bewegt werden müssen. Nicht weitere Module. Nicht mehr Trassen. Die Software, die aus der Fülle an Erzeugung echten Eigenverbrauch macht.
Fünf von sechs PV-Anlagen erreichen den Plan nicht. Das ist die strukturelle Lücke, die der Dena-Report nicht sieht. Und sie ist die eigentliche Herausforderung der nächsten Jahre – nicht der Zubau, sondern die Einbindung.
Erstellt mit KI-Unterstützung, fachlich geprüft und redaktionell verantwortet von Achim Karpf.
