Die Energiewende wartet nicht auf Hardware-Zyklen. Und Cyberangriffe auch nicht.

Als wir vor zwei Jahren mit der Entwicklung des Gen3 Hybrid-Inverters begannen, stellten wir uns eine entscheidende Frage: Was passiert mit einem Gerät, das 20 Jahre im Keller hängen soll, wenn sich die Spielregeln alle 12 Monate ändern?

Die Antwort hat unser gesamtes Produktkonzept geprägt.

Der Elefant im Raum: Berlin und die Frage nach der Resilienz

45.000 Haushalte. 4 Tage ohne Strom. Minusgrade.

Der Brandanschlag auf das Berliner Stromnetz Anfang Januar 2026 hat uns einmal mehr vor Augen geführt, wie fragil unsere Infrastruktur ist. Ein gezielter Angriff auf eine Kabelbrücke über den Teltowkanal – und zehntausende Menschen stehen im Dunkeln. Die Ringleitung hatte keinen weiteren unabhängigen Einspeisepunkt. Keine Redundanz, keine Alternative, kein Plan B.

Was hat das mit Hybrid-Invertern zu tun? Alles.

Denn während wir über physische Netz Resilienz diskutieren, baut sich parallel eine zweite Bedrohung auf: Cyberangriffe auf unsere dezentrale Energieinfrastruktur.

Die unsichtbare Bedrohung: 195 Gigawatt unter fremder Kontrolle

Im Januar 2025 warnte das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) öffentlich: Ein Großteil der deutschen Wechselrichter ist nicht ausreichend gegen externe Manipulation geschützt.

Die Fakten sind ernüchternd:

• 70% der in Europa installierten Wechselrichter stammen laut SolarPower Europe von chinesischen Herstellern
• Updates und Fernwartung laufen über Hersteller-Clouds – mit vollem Fernzugriff auf die Geräte
• Im November 2024 deaktivierte ein Hersteller aus Fernost Wechselrichter in den USA, UK und Pakistan über das Internet

Noch alarmierender: IT-Sicherheitsforscher von Bitdefender demonstrierten im August 2024, dass sie über Schwachstellen in der Solarman-Plattform Zugriff auf Wechselrichter mit einer Gesamtleistung von 195 Gigawatt hätten erlangen können – 20% der weltweiten Solarproduktion. Ihr Statement: “Wir hätten ohne Probleme ein Dashboard bauen können, um alle Wechselrichter auf einmal abzuschalten.”

Das BSI bringt es auf den Punkt: Die Internetverbindung der Wechselrichter ist die Schwachstelle.

Aber genau diese Verbindung brauchen wir – für Wetterprognosen, Börsenstrompreise, dynamische Tarife, §14a-Steuerung. Die Lösung kann nicht “offline gehen” heißen.

Die regulatorische Lawine rollt

Wer heute einen Hybrid-Inverter kauft, erwirbt ein Gerät, das sich in einer völlig anderen energiewirtschaftlichen Landschaft bewähren muss als der, für die es entwickelt wurde. Ein Blick auf die Änderungen allein der letzten 18 Monate:

§14a EnWG (seit 01.01.2024): Steuerbare Verbrauchseinrichtungen über 4,2 kW – also Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeicher – sind verpflichtend vom Netzbetreiber steuerbar. Der Basisbezug von 4,2 kW bleibt garantiert, aber der Inverter muss die Steuersignale verstehen und umsetzen können.

Dynamische Stromtarife (seit 01.01.2025): Alle Stromanbieter müssen variable Tarife anbieten. Der Börsenstrompreis ändert sich jetzt nicht mehr stündlich, sondern seit Oktober 2025 im 15-Minuten-Takt. Ein Inverter ohne entsprechende Schnittstellen kann diese Preissignale nicht nutzen.

Modul 3 – zeitvariable Netzentgelte (seit 01.04.2025): Hochtarif, Standardtarif, Niedertarif – je nach Tageszeit unterschiedliche Netzentgelte. Wer clever lädt und speichert, spart. Wer das nicht kann, zahlt drauf.

Smart Meter Rollout (bis 2032): Die Infrastruktur wird gerade erst aufgebaut. Nur etwa 3% der Haushalte haben bisher ein Smart Meter. Was passiert, wenn dein Inverter die CLS-Schnittstelle des Smart Meter Gateway nicht unterstützt?

Und das ist erst der Anfang.

Was noch kommt: Redispatch 3.0 und die Prosumer-Integration

Das Projekt Redispatch 3.0 (BMWK-gefördert, Abschluss Ende 2025) arbeitet daran, auch Kleinstanlagen im Niederspannungsbereich – also genau unsere Heimspeicher – für das Engpassmanagement nutzbar zu machen.

Die Idee: Anstatt bei Netzengpässen einfach PV-Anlagen abzuregeln, sollen lokale Verbraucher wie E-Autos und Batteriespeicher die überschüssige Energie aufnehmen. Eine VDE SPEC 90032 ist bereits in der Kommentierungsphase.

Das bedeutet: Dein Inverter muss künftig nicht nur mit dem Stromnetz kommunizieren, sondern auch mit Netzbetreibern, Aggregatoren und möglicherweise virtuellen Kraftwerken – über standardisierte Protokolle, die heute noch gar nicht finalisiert sind.

Ein Inverter von 2024 ohne Update-Fähigkeit? Wird das nicht können.

Das Problem der starren Firmware

Die meisten Hybrid-Inverter auf dem Markt folgen einer einfachen Logik:

1. PV-Ertrag zuerst in die Batterie
2. Eigenverbrauch maximieren
3. Überschuss einspeisen

Das war 2020 eine gute Strategie. In einer Welt mit dynamischen Stromtarifen, zeitvariablen Netzentgelten und Redispatch-Anforderungen ist sie ein Relikt.

Konkretes Beispiel: An einem sonnigen Sonntag im Mai 2026 liegt der Börsenstrompreis mittags bei -5 ct/kWh (ja, negativ). Dein Inverter lädt trotzdem die Batterie statt ins Netz einzuspeisen, weil er es nicht anders kann. Die theoretischen Einnahmen: verschenkt.

Noch schlimmer: Die Bundesnetzagentur diskutiert bereits, ob Einspeiser bei negativen Preisen künftig zahlen müssen statt Geld zu bekommen. Wenn dein Inverter nicht flexibel reagieren kann, wird Stromproduktion zum Verlustgeschäft.

Unsere Antwort: Software-definierte Hardware mit Security by Design

Bei der Entwicklung des Gen3 haben wir von Anfang an auf updatefähige Architektur und Cybersecurity gesetzt:

Sichere Architektur:

• Dual-Core MCU mit separater Kommunikationseinheit: Die Leistungselektronik läuft isoliert, während Kommunikation und Optimierung unabhängig aktualisiert werden können. Ein kompromittiertes Update kann die Kernfunktion nicht zerstören.
• Kein Cloud-Zwang: Steuerung über lokale Schnittstellen möglich. Der Weg über das Smart Meter Gateway (§14a) ist sicherer als direkte Hersteller-Clouds – genau wie das BSI empfiehlt.
• Ende-zu-Ende-Verschlüsselung: Jede Kommunikation ist verschlüsselt. Keine Klartextübertragung von Befehlen oder Daten.
• Sichere Update-Mechanismen: Signierte Firmware, Zwei-Faktor-Authentifizierung, Rollback-Fähigkeit bei fehlerhaften Updates.

Zukunftsfähigkeit:

• Offene Protokoll-Stacks: SunSpec, Modbus, CAN-Bus – und Platz für künftige Standards. Die VDE SPEC 90032 für Redispatch 3.0 können wir implementieren, sobald sie finalisiert ist.
• OTA-Update-Fähigkeit: Neue Tarifmodelle, geänderte Netzanforderungen, Sicherheitspatches – alles per Software-Update nachrüstbar.
• KI-gestützte Optimierung: Die Entscheidung “Batterie laden oder einspeisen?” trifft ein Algorithmus, der Wetterprognosen, Börsenstrompreise und Haushaltsverbrauch in Echtzeit abwägt. Und der wird kontinuierlich besser.

Compliance-ready:

Der EU Cyber Resilience Act (CRA) verbietet ab Dezember 2027 den Verkauf von Geräten mit bekannten Sicherheitslücken. NIS2 fordert Zwei-Faktor-Authentifizierung und dokumentierte Security-Konzepte. Wer heute Hardware ohne Update-Fähigkeit verkauft, verkauft Geräte, die in zwei Jahren nicht mehr verkehrsfähig wären.

Die eigentliche Frage

Ein Hybrid-Inverter mit 20 Jahren Lebensdauer durchläuft mindestens vier bis fünf grundlegende regulatorische Epochen – und wahrscheinlich Dutzende kritische Sicherheitsupdates.

Berlin hat uns gezeigt, wie schnell physische Infrastruktur versagen kann. Der nächste große Ausfall könnte digital kommen – nicht durch einen Bagger, sondern durch eine Codezeile.

Die Frage ist nicht, ob sich die Anforderungen ändern – sondern nur, wie schnell. Und ob deine Hardware mithalten kann.

Was sind eure Erfahrungen? Habt ihr schon Inverter im Betrieb, die mit den neuen §14a-Anforderungen Probleme haben? Oder macht ihr euch Gedanken über die Cybersecurity eurer PV-Anlage?

Werner Böhme entwickelt bei awb-it GmbH das Gen3 Hybrid Storage System – einen 10-15kW Hybrid-Inverter mit KI-gestütztem Energiemanagement und Security-by-Design. Marktstart: Q2/2026.

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