Drei Fragen, einer antwortet

Gemeint ist damit, alle Netzakteure versorgungstechnisch und wirtschaftlich zusammenzuführen. Ein Beispiel: Auf einem Haus produziert eine PV-Anlage Strom. Früher war der Stromfluss eine Einbahnstrasse – Strom floss nur in eine Richtung vom Kraftwerk zum Verbraucher. Heute haben wir Gegenverkehr. Es fliesst auch Strom zurück. Was auf der Strasse zu einer Kollision führen würde, führt beim Netz zu Überlast und abnehmender Netzqualität. Die Netze wurden weder für den bidirektionalen Betrieb noch für den erhöhten Leistungsbedarf gebaut. Darum müssen die Netze mit hohem Aufwand verstärkt oder mittels Verteilnetzautomatisierung nachgerüstet werden. Der Kunde ist heute gleichzeitig Konsument und Produzent. Durch smarte Systeme kann er in Zukunft aktiv am Energiemarkt teilnehmen und beispielsweise dem Nachbarn seinen überschüssigen Strom verkaufen bzw. aktiv an der Regelung des Verteilnetzes mitwirken. 

Die Netze werden im Zuge der Energiestrategie auf 30 bis 40 Jahre hinaus geplant. Die Leitungen und Anlagen müssen den Anforderungen der Zukunft entsprechen – sonst müssten wir ja alle paar Jahre kostspielig die Strasse aufreissen. Messungen liefern den Stand heute, aber wir brauchen Hochrechnungen zum Stromfluss in 40 Jahren. Die Daten, die ein Smart Meter sammelt, dürfen wir nicht einfach so verwenden – Datenschutz. Da kommt die Künstliche Intelligenz (KI) ins Spiel: Mit den synthetischen Profilen können wir Haushalte und Unternehmen abbilden, Wahrscheinlichkeiten berechnen und Szenarien simulieren. Statt alle Messpunkte der AEW abzurufen, können wir die Daten mittels KI generieren. Das steigert unsere Planungseffizienz und liefert Entscheidungsgrundlagen: Braucht es wirklich einen Netzausbau oder können wir es virtuell verstärken? Letzteres bedeutet, das Zusammenspiel aller Netzakteure abzustimmen.

Ganz klassisch bedeutet das, ins Kabelnetz zu investieren und mehr Transformatoren zu errichten. Das ist aber nur ein Teil. Im Zuge der Digitalisierung müssen wir in die Technologie investieren. Wir brauchen mehr Automation, mehr Überwachung, mehr Cybersicherheit. Auf den Schutz unserer Operational Technology, die Technologie, die unsere gesamten Prozesse unterstützt, müssen wir ein besonderes Augenmerk legen. Auch bei intelligenten Netzanlagen muss ins Risikomanagement und in die Sicherheit investiert werden: Bei konventionellen Transformatorenstationen kann der Energieversorger – und nur der Energieversorger – mit einem Knopfdruck vor Ort den Strom abschalten. Bei einer intelligenten Transformatorenstation könnten dies auch Hacker – und die haben bekanntlich keine guten Absichten.

Eine wichtige und zwar in doppelter Hinsicht. Auf Seiten des Verbrauchers optimiert ein Speicher den Eigenverbrauch. Das Netz wird nicht unnötig belastet, wenn der Strom gespeichert wird anstatt ins Netz eingespeist. Noch ist es günstiger, Strom aus dem Netz zu beziehen als aus dem eigenen Speicher. In Zukunft dürften Speicher aber lukrativer werden. Zudem bleibt ein Haushalt – zumindest für ein paar Stunden – autark im Falle eines Blackouts. Auf Seiten der Energieversorger erhöhen Speicher die Versorgungssicherheit. Chemische Grossbatteriespeicher beheben ein energetisches Ungleichgewicht, wenn gerade nicht gleich viel Strom erzeugt werden kann, wie gebraucht wird. Das gilt aber nur im Tagesbetrieb. Für den saisonalen Ausgleich braucht es die grossen Wasserspeicher der Pumpspeicherkraftwerke.

Haupttreiber für Netzüberlastungen im ländlichen Gebiet sind die dezentralen PV-Anlagen. Im Sommer halten wir uns viel draussen auf, brauchen weniger Licht, heizen nicht oder sind in den Ferien. Davon unbeeindruckt produzieren PV-Anlagen aber genau dann am meisten Strom und noch dazu alle gleichzeitig. Wärmepumpen stellen dagegen ein kleines Risiko für das Netz dar. In ihrem Wasserspeicher halten sie warmes Wasser für die Bodenheizung oder für das Brauchwasser bereit. Wann dieses Wasser erwärmt wird, lässt sich steuern – am besten dann, wenn die PV-Anlage fleissig produziert. Auch E-Autos stellen eine geringe Gefahr dar. Es werden nie alle E-Autos gleichzeitig geladen. Zudem laden nicht immer alle eingesteckten Fahrzeuge voll und die Ladeleistung nimmt gegen Ende des Ladeverlaufs ab. Die Erfahrung zeigt, dass etwa 25 Prozent der E-Autos zur selben Zeit laden, davon ausgenommen sind Schnellladestationen. Ausserdem unterscheidet sich die Situation auf dem Land von der in der Stadt. In ländlichen Gebieten gibt es mehr Autos, weil die ÖV-Anbindung schlechter ist. Dafür stehen mehr Dächer für PV-Anlagen zur Verfügung, die den Strom aufbringen können. Da die AEW vor allem die ländlichen Gebiete mit Energie versorgt, stellen wir uns auf diese Situation ein. In der Stadt fehlt es an Flächen für PV-Anlagen, dafür besitzen aber auch viele kein Auto und die Vermieter von Wohnungen sind kaum motiviert, Lademöglichkeiten anzubieten. Der Strom wird in der Stadt viel mehr für den ÖV und das Gewerbe gebraucht. In der Diskussion um die Überlastung des Stromnetzes durch E-Autos wird manchmal das bidirektionale Laden ins Feld geführt. Bei dieser Technologie kann die in der Batterie gespeicherte Energie ins Netz zurückgespeist werden. Viele Hersteller sind noch nicht so weit. Selbst diejenigen, die diese Technologie unterstützen, geben zu: Den Prozess des bidirektionalen Ladens kann man aus Garantiegründen nur begrenzt durchführen, dann wird die Funktion gesperrt. Denn wer möchte schon die Batterie, den teuersten Bestandteil seines E-Autos, ruinieren, um dem Netzbetreiber Strom günstig zurückzugeben? Die fehlenden Geschäftsmodelle, die höheren Wallboxkosten und die marginalen Fortschritte in der Vehicle-to-X-Technologie verhindern aktuell, dass das E-Auto durch das bidirektionale Laden zum Netzakteur wird.