Um dezentral angeschlossene Erzeugungskapazitäten auf eine effiziente Weise in das bestehende Energieversorgungssystem integrieren zu können, sind neue Systemansätze, Geschäftsmodelle und technische Entwicklungen nötig. Einen Baustein dazu stellen virtuelle Kraftwerke dar, die im Bereich der Stromnetze zur Reduzierung von Lastschwankungen einen wichtigen Beitrag leisten können. Allerdings müssen dabei hinsichtlich der dezentralen Erzeugungsanlagen, um bspw. die Präqualifikationsanforderungen für die Teilnahme am Regelenergiemarkt zu erfüllen, teilweise mehrere hundert bis tausende dezentrale Kleinanlagen zusammengekoppelt und zentral gesteuert werden. Derzeit existiert noch kein entsprechender Anlagenpool dieser Größenordnung, der erfolgreich in Betrieb genommen wurde. Für die weitere Diskussion um die Wirtschaftlichkeit von virtuellen Kraftwerken und Speichermöglichkeiten sollten deshalb folgende Überlegungen einbezogen werden: Mit steigendem Einsatz erneuerbarer Energien nimmt der Bedarf an Regelenergie zu. Wir erleben immer stärker den kurzfristigen Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz mit Auswirkungen auf die negative und positive Regelenergie. So kann die Stromerzeugung über dem Verbrauch liegen oder es ist eine Erhöhung des Stromverbrauchs durch das Zuschalten von Verbrauchsanlagen zu verzeichnen. Auch können Kraftwerksausfälle eintreten, der Stromverbrauch über der Erzeugung liegen, Erzeugungsanlagen zugeschaltet werden oder das Abschalten von Verbrauchsanlagen bewirkt einen Lastabwurf. Bereits heute haben wir rund 15.000 MW kurzfristige Leistungsschwankungen erneuerbarer Energien. Bei 80 % Regenerativen im Strommix wird sich dieser Bedarf auf voraussichtlich 60.000 MW erhöhen. Als Regeloptionen bieten sich fossile Kraftwerke, Kraft-Wärme- Kopplung (KWK) und begrenzt auch Blockheizkraftwerke (BHKW) und die Biomasse an. Das heißt, fossile und energieeffiziente Kraftwerke werden noch lange die Hauptlast der Regelenergiebereitstellung für die Energieversorgung tragen, da mit Ausnahme von Wärmespeicherung eine technologisch und wirtschaftlich ausgereifte Speichertechnik erst langfristig verfügbar sein wird.

Die zukünftige Entwicklung des Regelenergiemarktes wird ein wesentlicher Erfolgsparameter für die Energiewende. 

Solange im Markt unklar ist wie die zukünftige Ausgestaltung der Regelenergiebereitstellung und -vergütung aussehen wird, werden keine großen Investitionen z. B. in erforderliche Gaskraftwerkskapazitäten getätigt. Die Entwicklung der Leistungspreise für positive Minutenreserve zeigt die bestehenden Unsicherheiten. Die Leistungspreise sind von 2010 nach 2011 deutlich gefallen (MRL 9,7 auf 3,4 TEUR p.a. / MW). Der Trend hinsichtlich der Mindestangebotsgröße für positive und negative Minutenreserve geht weiter nach unten mit einem Absinken der Mindestleistung ab Juli 2012 von aktuell 10 MW auf 5 MW. Ein weiteres Hemmnis stellen die fehlenden einheitlichen IT- und Kommunikationsstandards dar, die durch erhöhtes Transaktionsaufkommen auch zu substantiellen IT-Aufwänden führen wird. 

Betrachtet man die jeweiligen Bereitstellungskosten der diskutierten Technologien, so bieten bestehende fossile Kraftwerke die günstigsten Konditionen. Diese liegen zurzeit bei einem Gaskraftwerk bei ~ 600 EUR/KW installierter Leistung; bei einem BHKW ~ 1.500 EUR/KW und beim einem Pumpspeicher ~ 600 EUR/KW, hier beträgt die aktuelle Speicherdauer nur 8 Stunden. Zusätzlich stellt sich die Frage: Wie weit reicht das Potenzial von Blockheizkraftwerken aus? Experten sprechen bei einem Einsatz von 100.000 BHWK (mit je 20 kW) von ca. 2.000 MW oder 3 % der erforderlichen Regelkapazität.
Damit wird deutlich, dass konventionelle effiziente Kraftwerke auch weiterhin zur Bereitstellung von Regelenergie benötigt werden bis die Speichertechnik wirtschaftlich und technisch einsatzfähig ist. 

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