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Shared Connection: Flexibilitätsvermarktung am gemeinsamen Netzanschluss

Ein Netzanschluss ist oft der limitierende Faktor für neue Energieprojekte.

Bei einer Shared Connection – einem gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt – teilen sich mehrere Energiesysteme denselben Netzanschluss: zum Beispiel eine PV-Anlage, ein Batteriespeicher und Verbraucher am Standort. Normalerweise wäre die Gesamtleistung dieser Systeme höher als die verfügbare Netzanschlusskapazität. Genau hier setzt die intelligente Steuerung von TESVOLT Energy an. Sie regelt den Batteriespeicher dynamisch so, dass der Netzanschluss jederzeit innerhalb der erlaubten Grenzen bleibt — automatisch und im Hintergrund.

Für Betreiber heißt das:

  • mehr Wirtschaftlichkeit aus bestehender Infrastruktur
  • zusätzliche Erlöse durch Energiehandel
  • bessere Auslastung des Netzanschlusses
  • weniger technische und regulatorische Komplexität

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Shared Connection einfach erklärt: ein Beispiel

Der Netzverknüpfungspunkt (NVP) erlaubt maximal 300 kVA Leistung — sowohl beim Einspeisen ins Netz als auch beim Strombezug aus dem Netz.

Am Standort gibt es: eine PV-Anlage mit 200 kW, einen Batteriespeicher (BESS) mit 180 kW und eigenem Zähler sowie einen Verbraucher mit 150 kW Leistung.

Problem 1: Einspeisung ins Netz

Wenn die PV-Anlage viel Strom produziert und der Speicher gleichzeitig entlädt, kann die zulässige Netzanschlussleistung überschritten werden.

200 kW (PV) +
180 kW (BESS)
= 380 kW

Damit würde die erlaubte Grenze von 300 kVA überschritten.

Problem 2: Strombezug aus dem Netz

Auch beim Laden des Speichers kann ein Problem entstehen. Wenn die Verbraucher 150 kW benötigen und der Speicher gleichzeitig lädt:

150 kW (Verbrauch) +
180 kW (BESS-Ladung)
= 330 kW

Auch das liegt über der erlaubten Netzanschlussleistung von 300 kVA.

Die Lösung liegt in einer intelligenten Bewirtschaftung des verfügbaren Leistungsbandes – getrennt nach Einspeise- und Bezugsrichtung.

TESVOLT Energy nutzt Wetter- und Erzeugungsprognosen, um vorherzusagen, wie viel Netzkapazität die PV-Anlage benötigen wird. Der Batteriespeicher nutzt automatisch nur die freie Kapazität, die gerade verfügbar ist.

viel Sonne → PV bekommt Priorität
wenig Sonne → Speicher kann mehr Leistung nutzen

Dadurch bleibt der Netzanschluss jederzeit innerhalb der erlaubten Grenzen.

Keine zusätzliche Komplexität für den Kunden

Die technische Steuerung übernimmt TESVOLT Energy vollständig im Hintergrund:

  • PV-Prognosen
  • dynamische Leistungsgrenzen
  • Netzbetreiber-Konformität
  • EMS-Integration
  • Vermarktungslogik

Für den Betreiber bleibt es einfach:

  • ein Vertrag
  • ein Reporting
  • ein Dashboard
  • ein Ansprechpartner

Wann eignet sich eine Shared Connection?

  • PV-Erzeugungsanlage und Batteriespeicher an einem gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt
  • Die Summe der installierten Leistungen übersteigt die NVP-Kapazität
  • Am Standort werden hinter anderen Zählern Verbrauchseinrichtungen oder weitere Speicher betrieben
  • Der Speicher verfügt über einen eigenen Zähler und soll front-of-meter an den Strommärkten vermarktet werden (nicht nur Eigenverbrauchsoptimierung)

FAQs: Häufig gestellte Fragen

Wird die PV-Anlage durch die Shared Connection in der Direktvermarktung eingeschränkt?

Nein – die PV-Einspeisung hat Vorrang. Die PV-Prognose bestimmt, wie viel Netzkapazität für den BESS übrig bleibt. Die BESS-Einspeisung wird darauf basierend dynamisch runter geregelt, nicht umgekehrt. Sollte eine andere Priorisierung gewünscht sein (z.B. BESS-Vorrang), ist das projektspezifisch einstellbar.

Was passiert, wenn die PV-Prognose falsch liegt?

Das EMS prüft in Echtzeit die tatsächlichen Werte am NVP gegen die Hüllkurven. Bei Abweichungen wird die verfügbare BESS-Leistung automatisch nach unten korrigiert und eine entsprechende Rückmeldung an die Aggregationsplattform gesendet. So ist sichergestellt, dass die Anschlussgrenze nie überschritten wird.

Können auch Verbraucher dynamisch berücksichtigt werden – nicht nur statisch?

Aktuell arbeitet TESVOLT Energy mit einem statischen Offset für Verbraucher in Bezugsrichtung. Eine dynamische Berücksichtigung (z.B. über Lastprognosen) ist eine mögliche Weiterentwicklung, vereinfacht aber nicht den Kern des Produkts: Die statische Variante ist robust, nachweisbar gegenüber dem Netzbetreiber und für die allermeisten Standorte ausreichend.

Worin unterscheidet sich die Shared Connection vom Stand-Alone-Produkt?

Aus Kundensicht: fast gar nicht. Vertrag, Reporting und Abrechnung sind identisch. Der Unterschied liegt ausschließlich in der internen Komplexität, die TESVOLT Energy managed: dynamische Hüllkurven, PV-Prognose-Integration und statische Bezugsreservierung. Der Kunde profitiert vom gleichen Multi-Trader-Setup und der gleichen Transparen

Welche Daten benötigt TESVOLT Energy für die Shared Connection?
  • Für die PV-Prognose: AC/DC-Leistung der PV-Anlage, Ausrichtung, Neigungswinkel, Standort, ggf. spezifischer Jahresertrag und Einspeiseprofil.
  • Für die Verbraucher: statische Bezugsleistung (Reservierung).
  • Für den NVP: Anschlusswirkleistung, ggf. netzbetreiberspezifische Hüllkurven
Was ist den Unterschied zwischen Shared Connection und Co-Location

Shared Connection vs. Grünstromspeicher in der klassischen Co-Location
Auf den ersten Blick ähneln sich die Konzepte – in beiden Fällen stehen PV und BESS am selben Standort. Der entscheidende Unterschied liegt jedoch in der Vermarktungslogik und den Freiheitsgraden des Speichers:

Der Grünstromspeicher in der klassischen Co-Location ist ein EEG-Speicher: Er darf ausschließlich aus der PV-Anlage (bzw. anderen EE-Anlagen) laden. Netzbezug zum Laden ist regulatorisch ausgeschlossen oder stark eingeschränkt. Die Handelsfreiheit ist damit fundamental begrenzt: Laden nur bei PV-Produktion → keine Nacht-Spreads, niedrigere Zyklenzahl, aufwändige EEG-Nachweispflicht. Der Speicher ist primär PV-Erlös-Optimierer – kein eigenständiges Flexibilitätsasset.

Der Front-Of-the-Meter-Speicher in der Shared Connection ist ein voll flexibler Graustromspeicher: Er darf jederzeit aus dem Netz laden und einspeisen. Die einzige Einschränkung ergibt sich aus der begrenzten Netzkapazität am gemeinsamen NVP – nicht aus regulatorischen Einschränkungen des Speicherbetriebs. Daraus resultieren volle Handelsfreiheit (Day-Ahead, Intraday, perspektivisch Regelleistung), Multi-Trader-Vermarktung und kein EEG-Nachweisregime für den Speicherbetrieb.

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