Lastmanagement: Mehr Ladepunkte und Wärmepumpen am gleichen Hausanschluss

Wer heute eine Photovoltaikanlage, mehrere Ladestationen und eine Wärmepumpe am selben Hausanschluss betreibt, stösst früher oder später an eine Grenze. Nicht weil die Geräte zu viel Strom brauchen, sondern weil sie ihn gleichzeitig brauchen. Der Hausanschluss ist auf eine bestimmte Leistung ausgelegt, und wer diese Grenze überschreitet, riskiert eine Abschaltung durch den Überstromunterbinder oder einen kostspieligen Netzausbau.

Die gute Nachricht: In den meisten Fällen lässt sich eine Netzverstärkung vermeiden. Ein gut geplantes Lastmanagement verteilt die verfügbare Leistung dynamisch auf alle Verbraucher, berücksichtigt die aktuelle PV-Produktion und hält den Hausanschluss dauerhaft im grünen Bereich. Entscheidend sind dabei drei Dinge: klare Prioritäten, die richtigen Messpunkte und eine saubere Schnittstelle zur Gebäudeautomation. Dieser fünfte Teil der Serie zeigt, wie das in der Praxis funktioniert.

Was der Hausanschluss wirklich begrenzt

Der Hausanschluss ist die Verbindung zwischen dem Verteilnetz des Netzbetreibers und der gebäudeinternen Elektroinstallation. Er ist auf eine bestimmte Nennleistung ausgelegt, die sich aus dem Querschnitt der Anschlussleitung und dem Überstromunterbinder ergibt. Dieser Unterbinder schaltet ab, wenn die Leistungsgrenze dauerhaft überschritten wird. Eine Verstärkung des Anschlusses ist möglich, aber sie kostet Zeit und Geld und ist nicht immer kurzfristig realisierbar.

Für Gebäude mit mehreren Ladestationen ist die Situation besonders relevant. Eine einzelne Ladestation mit 11 kW Ladeleistung ist für sich genommen unproblematisch. Fünf solcher Stationen, die gleichzeitig laden, ergeben eine Gleichzeitigkeitslast von bis zu 55 kW. Kommt eine Wärmepumpe mit 10 bis 15 kW elektrischer Aufnahmeleistung dazu, ist ein typischer Hausanschluss für ein Mehrfamilienhaus schnell am Limit. Ohne Steuerung führt das entweder zur Abschaltung oder zur Notwendigkeit einer Netzverstärkung.

Die Lösung liegt nicht im grösseren Anschluss, sondern in der intelligenten Nutzung des vorhandenen. Lastmanagement bedeutet, die gleichzeitige Leistungsaufnahme aller gesteuerten Verbraucher so zu koordinieren, dass die Anschlussgrenze nie überschritten wird. Dazu braucht es Messung, Steuerungslogik und Kommunikation zwischen den Geräten.

Statisches und dynamisches Lastmanagement

Lastmanagement gibt es in zwei grundlegenden Ausprägungen, die sich in Aufwand und Wirkung deutlich unterscheiden.

Beim statischen Lastmanagement wird jedem Ladepunkt ein fixer maximaler Ladestrom zugewiesen. Die Summe aller zugewiesenen Ströme bleibt unter der Anschlussgrenze. Das System ist einfach zu planen und zu betreiben, hat aber einen wesentlichen Nachteil: Die Leistung wird auf alle Ladepunkte aufgeteilt, unabhängig davon, ob sie gerade genutzt werden oder nicht. Wenn von zehn Ladepunkten nur zwei aktiv sind, stehen diesen zwei Punkten trotzdem nur je ein Zehntel der Gesamtleistung zur Verfügung. Das verlangsamt den Ladevorgang unnötig.

Das dynamische Lastmanagement misst die tatsächliche Leistungsaufnahme am Hausanschluss in Echtzeit und verteilt die verbleibende Kapazität auf die aktiven Ladepunkte. Wenn wenig andere Verbraucher aktiv sind, erhalten die Ladestationen mehr Leistung. Wenn die Wärmepumpe anläuft oder andere Grossverbraucher zugeschaltet werden, wird die Ladeleistung entsprechend reduziert. Das Ergebnis: Die Ladepunkte nutzen die verfügbare Kapazität voll aus, ohne die Anschlussgrenze zu überschreiten.

In der Praxis empfehlen wir für Anlagen mit mehr als zwei oder drei Ladepunkten grundsätzlich ein dynamisches System. Der Mehraufwand bei der Planung ist überschaubar, der Nutzen im Betrieb ist erheblich. Statisches Lastmanagement eignet sich vor allem für sehr kleine Anlagen oder als Rückfallebene, wenn die Kommunikation zum Lastmanagementsystem ausfällt.

Prioritäten setzen: Wärme vor Laden?

Eine der wichtigsten Planungsentscheidungen beim Lastmanagement ist die Frage der Prioritäten. Welcher Verbraucher hat Vorrang, wenn die Leistung knapp wird?

Die Antwort ist nicht universell, sondern hängt vom Gebäude und seinen Nutzern ab. In einem Wohngebäude mit Wärmepumpenheizung ist die Wärmeversorgung in der Regel vorrangig. Eine Wärmepumpe, die mitten in der Heizperiode abgeregelt wird, kann je nach Pufferspeichergrösse innerhalb kurzer Zeit zu Komfortproblemen führen. Ladestationen hingegen können in den meisten Fällen verlangsamt oder kurzzeitig unterbrochen werden, ohne dass ein Nutzer unmittelbar davon betroffen ist.

Für die Warmwasserbereitung gilt Ähnliches. Wenn die Wärmepumpe auch für die Warmwasseraufbereitung zuständig ist, sollte diese Funktion im Lastmanagement entsprechend berücksichtigt werden. Legionellenschutzprogramme und Mindesttemperaturen dürfen durch das Lastmanagement nicht unterbunden werden.

Eine typische Prioritätenreihenfolge in einem Wohngebäude sieht so aus: An erster Stelle steht die Grundversorgung des Gebäudes, also Beleuchtung, Lüftung und andere sicherheitsrelevante Verbraucher. An zweiter Stelle folgt die Wärmepumpe mit ihren Mindestanforderungen. An dritter Stelle kommen die Ladestationen, die dynamisch geregelt werden. Wenn PV-Überschuss vorhanden ist, kann die Ladereihenfolge durch eine Überschussladestrategie ergänzt werden.

Diese Prioritäten müssen im Lastmanagementsystem explizit konfiguriert und dokumentiert werden. Sie sind nicht selbstverständlich und nicht immer im Lieferumfang der Ladeinfrastruktur enthalten. Wir empfehlen, die Prioritäten bereits im Lastenheft festzulegen und bei der Abnahme zu überprüfen.

PV-Überschussladen: Solarstrom direkt ins Fahrzeug

Ein besonders attraktiver Anwendungsfall des dynamischen Lastmanagements ist das PV-Überschussladen. Dabei wird die Ladeleistung der Fahrzeuge so geregelt, dass sie möglichst genau dem aktuellen PV-Überschuss entspricht. Strom, der sonst ins Netz eingespeist würde, fliesst direkt in die Fahrzeugbatterien.

Das klingt einfach, ist aber technisch anspruchsvoll. Wechselstromladen (AC) funktioniert in der Schweiz in der Regel mit einphasigem oder dreiphasigem Wechselstrom. Die minimale Ladeleistung einer Ladestation liegt typischerweise bei 6 Ampere pro Phase, was bei einphasigem Laden rund 1,4 kW entspricht. Darunter kann nicht geladen werden. Das bedeutet: Wenn der PV-Überschuss kleiner ist als diese Mindestladeleistung, muss das Lastmanagementsystem entscheiden, ob es gar nicht lädt oder ob es kurzzeitig auch Netzstrom beimischt.

Für das PV-Überschussladen braucht es einen Messwert der aktuellen PV-Produktion und des aktuellen Gesamtverbrauchs am Hausanschluss. Aus der Differenz ergibt sich der Überschuss. Dieser Wert muss in kurzen Zyklen, typischerweise im Sekundenbereich, aktualisiert werden, damit die Regelung auf Wolkendurchzug und wechselnde Lasten reagieren kann.

In Gebäuden mit einem Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) oder einem virtuellen ZEV (vZEV) ist das PV-Überschussladen besonders interessant, weil der Solarstrom direkt den Teilnehmern zugutekommen kann. Mehr zu den Grundlagen des Eigenverbrauchs und der Eigenverbrauchsoptimierung findet sich in Teil 1 der Serie, «Eigenverbrauch statt Einspeisung: Wie sich Solarstrom im Gebäude rechnet».

Messpunkte: Wo gemessen wird, entscheidet alles

Das dynamische Lastmanagement steht und fällt mit der Qualität der Messung. Ein System, das auf falschen oder veralteten Messwerten basiert, regelt falsch. Im besten Fall ist das ineffizient, im schlechtesten Fall führt es zu Überlastungen oder unnötigen Abschaltungen.

Der wichtigste Messpunkt ist der Hausanschluss selbst. Hier muss die aktuelle Wirkleistung, idealerweise phasenweise, in Echtzeit erfasst werden. Dieser Wert ist die Grundlage für alle Regelentscheidungen. Ohne ihn ist kein echtes dynamisches Lastmanagement möglich.

Weitere sinnvolle Messpunkte sind der PV-Wechselrichter (für die aktuelle Einspeiseleistung), die Wärmepumpe (für die aktuelle Aufnahmeleistung) und jede einzelne Ladestation (für die tatsächlich abgerufene Ladeleistung). Je mehr Messpunkte vorhanden sind, desto genauer kann das System regeln und desto besser lassen sich Fehler und Abweichungen erkennen.

Die Messpunkte müssen in der Planung festgelegt und in der Ausführung sorgfältig umgesetzt werden. Wir empfehlen, das Messkonzept gemeinsam mit dem Elektroinstallateur und dem GA-Planer zu entwickeln. Mehr zu Messkonzepten und Messstellenplänen findet sich in unserem Artikel «Vom Messkonzept zum Messstellenplan».

Schnittstellen: OCPP, Modbus und EEBus

Damit das Lastmanagementsystem mit den Ladestationen, der Wärmepumpe und dem PV-Wechselrichter kommunizieren kann, braucht es standardisierte Schnittstellen. In der Praxis begegnen uns vor allem drei Protokolle.

OCPP (Open Charge Point Protocol) ist der Standard für die Kommunikation zwischen Ladestationen und einem Lademanagementsystem. Er wird von der Open Charge Alliance gepflegt und ist heute bei den meisten Ladestationen verfügbar. OCPP ermöglicht es, Ladepunkte fernzusteuern, Ladevorgänge zu starten und zu stoppen, Ladeleistungen zu begrenzen und Messdaten abzurufen. Für das dynamische Lastmanagement ist OCPP die bevorzugte Schnittstelle, weil sie herstellerunabhängig und weit verbreitet ist. Wichtig bei der Planung: Die OCPP-Version und der Funktionsumfang müssen im Lastenheft spezifiziert werden, da nicht alle Implementierungen den gleichen Leistungsumfang bieten.

Modbus ist ein älteres, aber weit verbreitetes Protokoll, das vor allem bei Wechselrichtern, Wärmepumpen und Energiezählern eingesetzt wird. Es ist einfach zu implementieren und robust, hat aber Einschränkungen bei der Skalierbarkeit und der Sicherheit. Für die Anbindung von PV-Wechselrichtern und Energiezählern an das Lastmanagementsystem oder die Gebäudeautomation ist Modbus in der Praxis nach wie vor häufig die erste Wahl.

EEBus ist ein neueres Kommunikationsprotokoll, das speziell für die Interoperabilität zwischen Energiegeräten im Gebäude entwickelt wurde. Es ermöglicht eine direkte Kommunikation zwischen Wärmepumpe und Ladestation, ohne dass ein zentrales Lastmanagementsystem zwingend erforderlich ist. EEBus ist noch nicht so weit verbreitet wie OCPP oder Modbus, gewinnt aber an Bedeutung, insbesondere im Zusammenhang mit SG-Ready-Schnittstellen bei Wärmepumpen.

SG-Ready ist eine einfachere Schnittstelle, die bei vielen Wärmepumpen vorhanden ist. Sie erlaubt es, der Wärmepumpe über digitale Eingänge mitzuteilen, ob Strom günstig verfügbar ist (zum Beispiel bei PV-Überschuss) oder ob sie ihre Leistung reduzieren soll. SG-Ready ist kein vollwertiger Ersatz für eine Modbus- oder EEBus-Anbindung, aber als einfache Ergänzung sinnvoll.

Die Rolle der Gebäudeautomation

Das Lastmanagementsystem kann als eigenständige Lösung betrieben werden oder in die Gebäudeautomation (GA) integriert sein. Beide Ansätze haben ihre Berechtigung, aber die Integration in die GA bietet klare Vorteile.

Eine in die GA eingebundene Lastmanagementlösung kann auf alle relevanten Betriebsdaten des Gebäudes zugreifen: Heizungszustand, Lüftungsbetrieb, Belegung, Zeitprogramme und Energiemessung. Sie kann Prioritäten situationsabhängig anpassen, zum Beispiel die Ladeleistung in der Nacht erhöhen, wenn die Wärmepumpe nicht heizt, oder die Wärmepumpe vorausschauend betreiben, wenn für den Nachmittag hohe PV-Produktion erwartet wird.

Für die Integration in die GA sind klare Schnittstellen entscheidend. Das Lastmanagementsystem muss Sollwerte empfangen und Istwerte liefern können. Die GA muss wissen, welche Leistung aktuell für die Ladestationen verfügbar ist, und das Lastmanagementsystem muss wissen, welche anderen Verbraucher gerade aktiv sind. Diese Kommunikation kann über Modbus, BACnet oder andere Protokolle erfolgen, je nach vorhandener Infrastruktur.

Wir empfehlen, die Schnittstelle zwischen Lastmanagementsystem und GA bereits in der Planungsphase zu definieren und im Lastenheft zu dokumentieren. Eine nachträgliche Integration ist möglich, aber aufwendiger und fehleranfälliger. Wie eine saubere GA-Planung aussieht, beschreibt unser Artikel «Das GA-Lastenheft: Was wirklich drinstehen muss».

Die Gebäudeautomation spielt auch bei der Einbindung in übergeordnete Systeme eine Rolle. Netzbetreiber können künftig Flexibilitätssignale senden, die das Lastmanagementsystem berücksichtigen soll. Das Stromversorgungsgesetz (StromVG) schafft in Art. 17c die Grundlage dafür, dass Netzbetreiber steuerbare Verbraucher im Netz aktivieren können. Die genauen Regelungen zur Flexibilitätsnutzung sind noch in Entwicklung und sollten bei der Planung im Auge behalten werden. Mehr zu diesem Thema folgt in Teil 7 der Serie, «Dynamische Tarife und Netzdienlichkeit: Was Gebäude in Zukunft leisten können».

Steuerung durch den Netzbetreiber: Rundsteuerung und Flexibilität

Netzbetreiber haben in der Schweiz traditionell die Möglichkeit, steuerbare Verbraucher über Rundsteuersignale zu beeinflussen. Diese Technik wird seit Jahrzehnten eingesetzt, vor allem für Boiler und Wärmepumpen, um Lastspitzen im Netz zu glätten. Das Prinzip ist einfach: Der Netzbetreiber sendet ein Signal, das den Verbraucher für eine bestimmte Zeit abschaltet oder in seiner Leistung reduziert.

Für moderne Lastmanagementsysteme ist die Rundsteuerung eine externe Randbedingung, die berücksichtigt werden muss. Wenn der Netzbetreiber die Wärmepumpe abschaltet, muss das Lastmanagementsystem wissen, dass diese Leistung nicht für andere Verbraucher freigegeben werden kann, sondern schlicht nicht verfügbar ist. Umgekehrt kann ein Rundsteuersignal auch als Auslöser für eine erhöhte Ladeleistung genutzt werden, wenn der Netzbetreiber signalisiert, dass gerade viel Strom im Netz vorhanden ist.

Mit dem Mantelerlass, der seit dem 1. Januar 2026 in Kraft ist, werden die Möglichkeiten für Flexibilitätsdienstleistungen erweitert. Gebäude mit steuerbaren Verbrauchern können künftig aktiver am Flexibilitätsmarkt teilnehmen. Die konkreten Anforderungen an die technische Schnittstelle und die vertraglichen Rahmenbedingungen sind je nach Netzbetreiber unterschiedlich. Wir empfehlen, frühzeitig das Gespräch mit dem zuständigen Netzbetreiber zu suchen.

Planung nach SIA 2060: Vorbereitung für das Lastmanagement

Das Merkblatt SIA 2060 «Infrastruktur für Elektrofahrzeuge in Gebäuden» beschreibt Ausbaustufen von der blossen Leerrohrinstallation bis zur vollständig ausgerüsteten Ladestation. Für das Lastmanagement ist bereits in frühen Ausbaustufen Vorsorge zu treffen.

Konkret bedeutet das: Die Kabelwege für die Kommunikationsleitungen zwischen Ladestationen und Lastmanagementsystem müssen von Anfang an eingeplant werden. Ebenso die Messpunkte am Hausanschluss und an den Unterverteilungen. Wer diese Infrastruktur erst nachträglich einbaut, zahlt deutlich mehr und hat oft schlechtere Ergebnisse.

In Teil 4 der Serie, «Ladeinfrastruktur nach SIA 2060: Vom Leerrohr bis zur Ladestation», haben wir die Ausbaustufen und die bauliche Vorbereitung ausführlich beschrieben. Hier ergänzen wir: Die Vorbereitung für das Lastmanagement ist ein eigener Planungsschritt, der nicht im Lieferumfang der Ladeinfrastruktur enthalten ist. Er muss explizit beauftragt und koordiniert werden.

Der rote Faden zu unseren Fachbeiträgen

Wer die Grundlagen des Eigenverbrauchs noch nicht kennt, findet sie in Teil 1 der Serie, «Eigenverbrauch statt Einspeisung: Wie sich Solarstrom im Gebäude rechnet». Die Besonderheiten des Teilens von Solarstrom in Mehrparteiengebäuden beschreibt Teil 2, «ZEV und vZEV: Solarstrom im Mehrparteiengebäude teilen», und die Lokale Elektrizitätsgemeinschaft als Erweiterung auf Quartiersebene behandelt Teil 3, «Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG): Strom im Quartier teilen». Die bauliche Vorbereitung der Ladeinfrastruktur ist Thema von Teil 4, «Ladeinfrastruktur nach SIA 2060: Vom Leerrohr bis zur Ladestation».

In Teil 6 folgt «Batteriespeicher im Gebäude: Wann lohnt er sich wirklich?», der zeigt, wie ein Speicher das Lastmanagement ergänzen kann und wann er tatsächlich einen Mehrwert bringt. Teil 7, «Dynamische Tarife und Netzdienlichkeit: Was Gebäude in Zukunft leisten können», vertieft die Frage der Flexibilitätsnutzung und der Einbindung in Netzdienste. Den Abschluss der Serie bildet Teil 8, «PV, Speicher und Laden in die Gebäudeautomation einbinden», der die Integration aller Komponenten in die GA-Gesamtarchitektur beschreibt.

Für die Planung des Messkonzepts verweisen wir auf unseren Artikel «Vom Messkonzept zum Messstellenplan». Wer das GA-Lastenheft für ein Lastmanagementprojekt erstellen will, findet eine strukturierte Anleitung in «Das GA-Lastenheft: Was wirklich drinstehen muss». Und wer verstehen will, was eine schlecht geplante oder schlecht betriebene GA wirklich kostet, liest «Was schlechte Gebäudeautomation wirklich kostet».

Fazit

Ein dynamisches Lastmanagement ist kein Luxus, sondern eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative zur Netzverstärkung. Es ermöglicht, mehr Ladepunkte und leistungsstarke Wärmepumpen am gleichen Hausanschluss zu betreiben, ohne die Anschlussgrenze zu überschreiten. Entscheidend sind drei Dinge: klare Prioritäten, die bereits im Lastenheft festgelegt werden, präzise Messpunkte am Hausanschluss und an den relevanten Verbrauchern sowie standardisierte Schnittstellen wie OCPP, Modbus und EEBus, die eine herstellerunabhängige Integration ermöglichen.

Die Einbindung in die Gebäudeautomation erhöht den Nutzen erheblich, weil das Lastmanagementsystem dann auf alle Betriebsdaten des Gebäudes zugreifen und situationsabhängig reagieren kann. PV-Überschussladen, vorausschauende Wärmepumpensteuerung und die Berücksichtigung von Netzbetreibersignalen sind nur mit einer sauberen GA-Integration möglich.

Wer heute plant, sollte die Vorbereitung für das Lastmanagement als eigenständigen Planungsschritt behandeln und nicht dem Zufall oder dem Lieferumfang der Ladeinfrastruktur überlassen. Die Kabelwege, Messpunkte und Schnittstellen müssen von Anfang an eingeplant sein. Nachträgliche Ergänzungen sind möglich, aber teurer und oft weniger leistungsfähig.

Sie haben Fragen dazu?

Sie planen eine Ladeinfrastruktur mit Lastmanagement oder möchten wissen, ob Ihr bestehender Hausanschluss für weitere Ladepunkte und eine Wärmepumpe ausreicht? Wir analysieren die Situation, definieren die Prioritäten und begleiten Sie von der Planung bis zur Inbetriebnahme. Nehmen Sie Kontakt auf unter wenget.ch oder info@wenget.ch.

Quellenverzeichnis

• SIA 2060: Infrastruktur für Elektrofahrzeuge in Gebäuden, Schweizerischer Ingenieur- und Architektenverein, Ausgabe 2021
• Stromversorgungsgesetz (StromVG), insbesondere Art. 17c (Flexibilität), aktuelle Fassung gemäss Mantelerlass (Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien, in Kraft seit 1. Januar 2026)
• Open Charge Alliance: OCPP (Open Charge Point Protocol), Spezifikation und Dokumentation unter openchargealliance.org
• Energiegesetz (EnG) und Energieverordnung (EnV), Regelungen zum Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) und virtuellen ZEV (vZEV)
• VSE Handbuch Eigenverbrauch, Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen, aktuelle Ausgabe
• SN EN ISO 52120-1 (SIA 386.111): Energieeffizienz von Gebäuden, Beitrag der Gebäudeautomation und des Gebäudemanagements
• Niederspannungs-Installationsnorm NIN (SN 411000), aktuelle Ausgabe
• Eigene Projekterfahrung der WENGET GmbH aus der Planung und Inbetriebnahme von Lastmanagementsystemen, Ladeinfrastruktur und GA-Integration in der Schweiz