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March 13, 2026
Die Wartezeit für einen neuen Netzanschluss war früher eine Formalität. Heute ist es in einigen der am weitesten entwickelten Volkswirtschaften der Welt eine mehrjährige Barriere oder eine völlige Unmöglichkeit. Flexible Interconnection ist die Antwort der Branche. Hier erfahren Sie, was funktioniert, was nicht, und was die USA von Europa und Australien lernen können.
Die Netzinfrastruktur wurde nie für das konzipiert, was wir heute von ihr erwarten. Jahrzehntealte Verteilernetze müssen Millionen von Ladegeräten für Elektrofahrzeuge, PV auf dem Dach, Wärmepumpen und gewerbliche Lasten aufnehmen, oft alles auf einmal.
Die traditionelle Lösung besteht darin, Stromnetze auszubauen. Neue Kabel verlegen. Umspannwerke aufrüsten. Das dauert 5 bis 10 Jahre und kostet Milliarden.
Aber Elektrifizierung kann nicht warten. Elektro-Lkw, Busse und Ladeinfrastruktur sind bereit und verfügbar. Die Gesamtbetriebskosten für Elektrofahrzeuge sind in einigen Ländern bereits günstiger als Diesel oder Benzin.
Weltweit sind Flotten bereit, in zukunftssichere Anlagen zu investieren, werden jedoch durch überlastete Stromnetze blockiert. Aber jahrelang darauf zu warten, Standorte in Betrieb zu nehmen, oder für Netzausbauten zu bezahlen, ist keine Option.
Flexible Interconnection ist die Antwort: Kunden akzeptieren dynamische Limits und erhalten schneller und günstiger einen Netzanschluss. Der Netzbetreiber erhält einen Hebel, den er betätigen kann, wenn das System unter Druck steht. Jeder gewinnt, solange die Grenzwerte vorhersehbar, durchsetzbar und fair sind.
Das ist die Theorie. Die Umsetzung ist von Land zu Land sehr unterschiedlich. Und die Unterschiede sind aufschlussreich.
Schauen wir uns die 5 führenden Programme aus den USA, Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden und Australien genauer an.
Live seit 2023
FlexConnect ist das sichtbarste flexible Netzanschlussprogramm in den USA. Im Rahmen von FlexConnect können Gewerbe- und Industriekunden (Flottendepots, Logistikeinrichtungen, Verkehrsunternehmen) einen schnelleren und kostengünstigeren Netzanschluss erhalten. Im Gegenzug erhalten sie dynamischer Lastgrenzen über IEEE 2030.5 CSIP.
Die Grenzwerte können sich täglich oder in Echtzeit ändern. Bei Nichteinhaltung besteht die Gefahr, dass die gesamte Verbindung unterbrochen wird.
Was FlexConnect bemerkenswert macht, ist seine Protokollspezifität. IEEE 2030.5 CSIP ist ein ausgereifter, cybersicherer Standard, der für die Kommunikation zwischen Versorgungsunternehmen und Kunden entwickelt wurde. Mit der Einführung dieses Standards hat PG&E eine klare technische Anforderung geschaffen, die Energiemanagementsysteme erfüllen müssen.
Der Engpass bei der Flottenelektrifizierung ist nicht die Hardware. Es ist Software-Interoperabilität.
Dr.-Ing. Jonas Schlund, CPO bei Ampcontrol beim das Erreichen der IEEE 2030.5 CSIP-Zertifizierung
Die Einschränkung von FlexConnect liegt in seiner Fragmentierung: Es handelt sich um das Programm eines einzelnen Verteilnetzbetreibers (VNB). Ein Flottenbetreiber mit Depots in mehreren Bundesstaaten sieht sich auch heute noch mit fragmentierten Rahmenbedingungen konfrontiert. PG&E hat in der Vergangenheit jedoch Präzedenzfälle geschaffen, denen andere US-Versorgungsunternehmen folgen.
Live seit 2024
Deutschland verfolgt einen grundlegend anderen Ansatz: Es hat ein Flexible Netzanschlüsse zum Gesetz gemacht. §14a des Energiewirtschaftsgesetzes verpflichtet jeden VNB, Kunden, die zulassen, dass steuerbare Lasten über 4,2 kW bei Netzstressereignissen gedrosselt werden, reduzierte Netzentgelte anzubieten. Das ist kein Opt-In. Jedes Asset an Niederspannungsanschlüssen in Deutschland unterliegt dem Gesetz. Für Last-Mile-Van-Flotten in der Niederspannung ist §14a real und relevant.
Der Vorteil eines gesetzlichen Mandats ist die Standardisierung: Jeder deutsche VNB arbeitet nach den gleichen Regeln, was die Einhaltung der Vorschriften für nationale Betreiber erheblich vereinfacht. Die Einschränkung besteht darin, dass das Gesetz die Strombegrenzung zentral definiert und nicht zulässt, dass lokale Netzbedingungen zu individuelleren Reaktionen führen.
Große Flottendepots (Lastwagen oder Busse, die mit 150 kW oder mehr laden) sitzen an der Mittelspannung wodurch sie nicht in den Geltungsbereich von §14a fallen. Die deutschen Rahmenbedingungen für größere Depots greifen nur auf der Erzeugungsseite. Für jeden Standort mit Solar- oder Speicheranlagen über 135 kW in der Mittelspannung ist laut VDE-AR-N 4110 ein zertifizierter EZA-Regler nötig. Der EZA-Regler ist ein Netzanschlussregler, der die Wirk- und Blindleistungssollwerte des VNB in Echtzeit ausführt.
Die praktische Implikation ist, dass der EZA-Regler und das Energiemanagement harmonieren müssen. Wenn der VNB den Solarexport einschränkt, während das Ladesystem unter Berücksichtigung von Annahmen nach Eigenverbrauch optimiert wird, arbeiten die beiden Systeme gegeneinander. Ein einheitliches Energiemanagement, wie das von Ampcontrol, verhindert diesen Konflikt.
Live seit 2023
Der britische Ansatz zum flexiblen Netzanschluss basiert auf einer Kombination von Aktives Netzmanagement (ANM) -Systemen, die von VNBs betrieben werden. Es ist ein Netzanschluss Abkommen, in dem das Risiko von dynamischen Limits einem schnelleren und günstigeren Zugang zum Stromnetz entgegensteht, sehr ähnlich wie FlexConnect. VNBs können den Stromfluss aus der Ferne steuern und die Kapazität so anpassen, dass sichere Betriebsparameter eingehalten werden.
Für kommerzielle Flotten-Depots, die über Nacht laden, können VNBs zu unterschiedlichen Zeiten unterschiedliche Importkapazitäten anbieten. Dadurch werden über Nacht, wenn die Netznachfrage gering ist, größere Kapazitäten freigeschaltet, während die Nutzung tagsüber eingeschränkt wird. Dieser Ansatz entspricht dem, was FlexConnect in den USA macht, wird jedoch nicht über ein standardisiertes Protokoll, sondern über bilaterale VNB-Abkommen umgesetzt.
ANM gibt es schon länger, aber die kommerziellen Anwendung beschleunigt sich seit April 2023 erheblich. Durch die Ofgem Reform fallen die vorgelagerten Ausbaukosten für Endkunden weg. Die VNB finanzieren nun größtenteils den Netzausbau, der für neue Netzanschlüsse erforderlich ist, was für viele Betreiber zu einer drastischen Senkung der Projektkosten geführt hat. Fleet News meldete den Fall einer kommerziellen Flotte, bei der die Verbindungskosten infolgedessen von 640.000 GBP auf 130.000 GBP fielen.
Die Limitierung des britischen Rechtsrahmens ist wieder die Fragmentierung: Jeder der sechs VNB betreibt sein eigenes ANM-System mit eigenen Prozessen, technischen Anforderungen und Kapazitätsdaten. Es gibt keine nationale Plattform, die gleichwertig mit GOPACS (siehe Abschnitt unten) ist, kein standardisiertes Protokoll wie IEEE 2030,5 und keine zentrale Anlaufstelle für einen Flottenbetreiber mit mehreren Standorten.
Skalierung seit 2022
Die Niederlande haben ein Problem, das die Netzprobleme aller anderen Länder überschaubar erscheinen lässt: In einigen Regionen sind neue Verbindungen einfach nicht verfügbar. Nicht nur langsam. Nicht verfügbar. Das niederländische Stromnetz hat die größte Überlastung in Europa, was auf die außergewöhnlich schnelle Einführung von Solar- und Elektrofahrzeugen in einem kleinen, dicht besiedelten Land zurückzuführen ist.
Die Antwort, Congestiemanagement, wird von den VNBs Liander, Enexis und Stedin geleitet. Flexibilität wird vor Ort gehandelt, um Kapazitäten in ausgelasteten Gebieten freizusetzen. In zunehmendem Maße werden große neue Verbindungen zur Teilnahme verpflichtet, statt nur dazu aufgefordert.
Der Mechanismus läuft durch GOPACS, eine gemeinsame Plattform, die von allen niederländischen Netzbetreibern betrieben wird. Wenn ein VNB eine Überlastung in einem bestimmten Gebiet prognostiziert, veröffentlicht er eine Anfrage auf GOPACS, in der das Zeitfenster, die Region und die benötigte Kapazität angegeben sind. Besitzer flexibler Anlagen oder Aggregatoren reagieren mit Preis-/Volumenangeboten. GOPACS gleicht die Angebote ab und kompensiert die kostengünstigsten Lösungen.
Die Teilnehmer können im Voraus vereinbarte Verträge zur Kapazitätsbegrenzung abschließen, um vorhersehbare Umsätze zu erzielen. Oder im Intra-Day Redispatch anbieten, um noch besser zu wirtschaften. Eine große kontrollierbare Ladelast ist genau die Art von Anlage, die dafür in Frage kommt. Dadurch sind die niederländischen Flottendepots gut positioniert, um die Flexibilität, die sie bereits aus betrieblichen Gründen verwalten, auch zu monetarisieren.
Die Niederlande sind auf unangenehmste Weise ein Ausblick darauf, wohin sich andere Märkte entwickeln werden. Die Überlastung ist so akut, dass der Netzzugang zu einem Wettbewerbsvorteil und somit Flexibilität ist ein Geschäftsvorteil geworden ist. Industriekunden, die Flexibilität bereitstellen haben einen Vorteil Verbindungen überhaupt zu bekommen.
Pionierarbeit seit 2021
Dynamic Operating Envelopes (DOEs) sind das technisch fortgeschritteneste Konzept weltweit, und sie kommen aus Australien.
Die Kernidee: Anstatt eine netz- oder zonenweite Lastbegrenzung anzuwenden, erhält jeder Standort seinen eigenen individuellen Import- und Exportbereich in Echtzeit. Dieser wird anhand der tatsächlichen lokalen Netzbedingungen dynamisch berechnet wird. Ein Standort in einem wenig ausgelasteten Feeder erhält einen großzügigen Bereich. Ein Standort am Ende eines bereits belasteten Feeders wird enger bemessen. Die Grenzwerte ändern sich kontinuierlich, je nachdem, was das Netz zu jedem Zeitpunkt am Standort tatsächlich benötigt.
Ausgrid und SA Power Networks entwickeln DOEs seit etwa 2021. DOEs nutzen die verfügbare Netzkapazität bestmöglich, ohne Anlagen mit ausreichender Kapazität zu stark einzuschränken. Sie geben den Kunden ein genaueres Signal darüber, wo und wann Flexibilität tatsächlich erforderlich ist. Und sie ermöglichen eine Zukunft, in der der Netzzugang dynamisch berechnet und zugewiesen wird, statt statisch erlaubt zu werden.
Die Einschränkung ist technische Komplexität. Australien profitiert von einem relativ jungen Netzmanagement-Ökosystem, das es einfacher gemacht hat, ehrgeizige technische Ansätze zu verfolgen. Die Implementierung von DOEs in großem Maßstab erfordert jedoch Datenpipelines in Echtzeit, eine fortschrittliche Netzmodellierung und eine Softwareinfrastruktur, über die die meisten Versorgungsunternehmen noch nicht verfügen.
DOEs repräsentieren den logischen Fortschritt dessen, was FlexConnect heute macht. Sie zu verstehen bedeutet zu verstehen, wohin sich diese Branche entwickelt.
Notwendigkeit bzw. technischer Ehrgeiz haben die beiden Länder vorangetrieben. Die Niederlande musste ausgeklügelte lokale Flexibilitätsmärkte aufbauen, da die Netzanschlüsse nicht mehr verfügbar waren. Australien hatte das institutionelle Interesse, ein individualisiertes Netzmanagement in Echtzeit zu verfolgen, als andere noch in simplem Lastabwurf dachten. Die USA, Deutschland und Großbritannien führen ernsthafte Programme durch. Aber auf einem niedrigeren Niveau an Raffinesse.
Alle fünf Programme unterscheiden sich stark in Mechanismus, Signal Timing, Protokollen und Kundenwert.
In führenden Programmen tauchen jedoch mehrere Designelemente konsistent auf. Folgendes funktioniert gut:
Klare technische Protokolle. Die Programme die gut funktionieren haben definiert wie das Versorgungsunternehmen mit den Geräten des Kunden kommuniziert. IEEE 2030.5 in den USA, spezifische Kommunikationsanforderungen in Deutschland.
Echte Konsequenzen bei Nichteinhaltung. Flexibilitätsprogramme ohne Griff werden optional. Das Curtailment Risiko von FlexConnect, die obligatorische Teilnahme in Deutschland, die Auswirkungen auf den Zugang der Niederlande: All dies schafft einen echten Anreiz, die Vorschriften einzuhalten.
Berechenbarkeit für Kunden. Insbesondere Flottenbetreiber können Ladevorgänge nicht nach undefinierten Regeln durchführen. Die Programme, die kommerziell an Bedeutung gewinnen, haben klare Regeln wie Grenzwerte festgelegt werden, wie oft im Voraus angekündigt wird und was passiert, wenn sie sich ändern.
Vergütung oder Zugangswert. Ob durch reduzierte Netzentgelte (Deutschland) oder schnellere Verbindungen (USA, Großbritannien) oder einen Zugang, der sonst nicht verfügbar ist (Niederlande): Kunden nehmen teil, wenn etwas für sie drin ist.
Freiwillige Programme ohne Nachfrage. Flexibilitätsprogramme, die ausschließlich auf freiwilliger Teilnahme beruhen, haben Schwierigkeiten, die Liquidität aufzubauen, die sie für ihr Funktionieren benötigen. Ohne eine kritische Masse an teilnehmenden Anlagen können sich Netzbetreiber nicht auf den Mechanismus verlassen.
Protokollfragmentierung. Die USA sind das deutlichste Beispiel: Jedes Versorgungsunternehmen legt seine eigenen Kommunikationsanforderungen und Compliance-Rahmenbedingungen fest. Das bedeutet, dass ein Flottenbetreiber, der sich über mehrere Gebiete erstreckt, in jedem Depot mit einem anderen technischen und rechtlichen System konfrontiert ist. Das ist ein echtes Hindernis für die Skalierung der Elektrifizierung kommerzieller Flotten, und es bedarf eines Industriestandards, um das aufzulösen.
Eine Einheitsgröße für alle. Eine pauschale, in einer gesamten Zone angewandte Limitierung ignoriert die Realität, dass die Netzkapazität von Einspeisung zu Einspeisung und Transformator zu Transformator variiert. Der australische DOE-Ansatz ist komplexer, aber genauer. Und Genauigkeit ist wichtig, wenn man versucht, das Beste aus der vorhandenen Infrastruktur herauszuholen.
Ampcontrol ist eine Softwareplatfrom fürs Energiemanagement und Laden von Elektrofahrzeugen Ampcontrol ist für IEEE 2030.5 CSIP zertifiziert und für den Betrieb im Rahmen dynamischer Netzprogramme wie PG&E FlexConnect, §14a EnWG, ANM, Congestiemanagement oder DOEs konzipiert.
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Ampcontrol ist eine Cloud-basierte Software, die sich nahtlos mit Ladenetzwerken, Fahrzeugen, Flottensystemen und anderen Softwaresystemen verbindet. Keine Hardware erforderlich, nur eine einmalige Integration.
