BOSTON / LONDON (IT BOLTWISE) – Eversource nutzt mit ConnectedSolutions Anreize, um private Smart-Home-Thermostate und Heimspeicher während Spitzenlasten steuerbar zu machen. Die Utility verspricht dabei eine Entlastung des Netzes und will zugleich teure Infrastruktur-Upgrades in den Lastspitzen hinauszögern. Teilnehmer können je nach Bundesland über Kapazitäts- und Leistungszahlungen bei Batterien sowie Bonus- und Event-Credits bei Thermostaten profitieren. Für Kunden bleibt die Steuerung laut Programmregeln begrenzt und grundsätzlich abwählbar, während Eversource die Wirkung über Ereignis- und Leistungsdaten nachweist.
Wenn ein Smart-Thermostat an einem schwülen Augustnachmittag die Klimaanlage minimal zurückfährt, passiert das für Bewohner meist ohne spürbaren Komfortverlust. Genau diese „Unsichtbarkeit“ ist der Kern von Eversources ConnectedSolutions: Ein Nachfrage-Management-Programm, das Haushalte und Unternehmen im Netzgebiet von New England dazu motiviert, während ausgewählter Peak-Events Energie anders zu nutzen. Laut Programmkonzept werden Thermostate und Heimbatterien so angesteuert, dass entweder der Verbrauch sinkt oder gespeicherte Energie gezielt abgegeben wird. Im Gegenzug erhalten Kunden finanzielle Vorteile, die in den Bundesstaaten unterschiedlich ausgestaltet sind.
Technisch betrachtet ist ConnectedSolutions ein klassisches Zusammenspiel aus Distributed Energy Resources und Demand-Response-Orchestrierung. Eversource koppelt teilnehmende Geräte über eine Kombination aus sicheren Schnittstellen, Geräte-Integrationen und einem Demand-Response-Backend: Wenn ein Event ausgelöst wird, verschickt das System Steuerungsimpulse an die registrierten Komponenten. Die Umsetzung erfolgt innerhalb zuvor definierter Komfort- oder Backup-Grenzen, etwa indem die Kühlregelung nur für wenige Stunden in einem engen Temperaturkorridor angepasst wird. Auf der Batterieseite bedeutet das: Die Utility kann während der definierten Zeitspanne Entladung anstoßen und dabei die bereitgestellte „Enrolled“-Kapazität mit der tatsächlich abgerufenen Leistung vergleichen.
Für die technische Vergleichsperspektive lohnt sich der Blick auf die Alternative „Netzverstärkung statt Kundenflexibilität“. In vielen Netzausbauplänen konkurrieren zwei Hebel: große Netzinfrastruktur (zusätzliche Trassen, Trafo-Kapazität) oder die Nutzung von Flexibilität auf der Kundenseite. ConnectedSolutions positioniert sich klar als erster Ansatz, aber mit dem üblichen zweiten Schritt: kurzfristige Peak-Glättung, um den Investitionsbedarf in teure Spitzenmomente zu reduzieren. Wettbewerber verfolgen ähnliche Logiken, nur mit anderen Anbieterketten: In der Praxis sind in den USA Programme großer Utilities wie Duke Energy oder National Grid häufig stärker auf regionale Partner-Ökosysteme und eigene Integrationsplattformen zugeschnitten. Der Vorteil des Utility-Ansatzes: Regulatorisch ist Demand Response in mehreren Staaten bereits als Baustein zur Zuverlässigkeit akzeptiert.
Auch marktseitig ordnet sich ConnectedSolutions in eine größere Verschiebung ein: Während Solar- und Windanteile steigen, wird die Steuerbarkeit von Lastprofilen immer wertvoller. Eversource argumentiert, dass die Kombination aus verteilten Batterien und Lastverschiebung den Bedarf an teuren „Peaker“-Kraftwerken reduziert und damit sowohl Emissionen im Peak als auch das Systemrisiko senken kann. Branchenbeobachter betonen zudem, dass die Wirtschaftlichkeit stark von Event-Frequenz, Wetterlage und Verfügbarkeit der Hardware abhängt. In einem kürzlichen Analystenfokus wird regelmäßig hervorgehoben, dass der Weg zu Skalierung weniger an der Teilnahmequote scheitert als an der Qualität der Datenflüsse und an klaren Regeln zur Komfortsicherheit.
Für Kunden ist die Vergütung der reale Anreizhebel. Bei Batterien setzt Eversource typischerweise auf performancebasierte Zahlungen: Es gibt Zahlungen pro Kilowatt „enrolled capacity“ und zusätzliche Vergütungen für die tatsächlich während Events gelieferte Energie (Kilowattstunden). Bei Thermostaten sind oft ein einmaliger Einstieg sowie kleinere Credits bei reduzierter Kühlleistung in Peak-Zeiten üblich. Aus Nutzersicht ist die Wirkung häufig in der Haustechnik „begrenzt“: Der Kompressor taktet seltener, die Raumtemperatur bleibt in einem tolerierbaren Bereich, und in der Regel sinkt das Geräusch des Außengeräts. Genau deshalb wirken die Events für viele Haushalte weniger wie ein Eingriff als wie ein normaler Betriebszustand mit späterer Abrechnung.
Regulatorik und Datenschutz sind dabei nicht Beiwerk, sondern Teil der technischen Lieferkette. Demand-Response-Programme laufen in staatlichen Rahmenwerken, die Kostenerstattung und Leistungsziele definieren. Gleichzeitig verlangt der Umgang mit Nutzungs- und Geräteleistungsdaten eine belastbare Compliance-Praxis: Eversource muss Ereignisberechtigungen nachhalten, Opt-out-Entscheidungen technisch umsetzen und die Wirksamkeit messen, ohne dabei unnötig umfangreiche personenbezogene Daten zu verarbeiten. Der entscheidende Punkt für Unternehmen und Betreiber lautet: Die Schnittstellenlogik muss auditierbar sein, inklusive Nachweis, wann ein Event ausgelöst wurde, welche Befehle übermittelt wurden und wie die Anlage darauf reagierte. Diese Transparenz wird langfristig auch für neue Förderlogiken und strengere Datenschutzaufsichten relevant.
Für die Zukunft lässt sich ein klarer Entwicklungspfad ableiten: ConnectedSolutions wird weniger „ein einzelnes Programm“ sein, sondern ein wiederverwendbares Flexibilitätsmuster im Portfolio regulierter Netzbetreiber. Mit zunehmender Elektrifizierung durch Wärmepumpen, steigender EV-Durchdringung und wachsendem Rechenzentrumsbedarf verschieben sich die Engpässe weiter in die Verteilnetze und in die heißen Laststunden. Für Entwickler und Systemintegratoren entsteht daraus eine konkrete Chancenlandschaft: Wer Device-Integration, Ereignisorchestrierung und sichere Telemetrie zuverlässig anbietet, reduziert Projektlaufzeiten und erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass Flexibilitätsverträge auch bei wechselhaften Wetterlagen funktionieren. Eversource positioniert ConnectedSolutions als Teil dieser Roadmap und testet damit ein Modell, das in den nächsten Jahren voraussichtlich standardisierter und stärker in regionale Grid-Planung eingebettet wird.
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