Energiewende - Photovoltaik, intelligente Netztechnologien und ZEV (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch).

Die Energiewende bedeutet in der Regel die Integration eines großen Anteils erneuerbarer Energien in das Stromnetz. Mikronetze wurden vorgeschlagen, um die Schwankungen dieser Energiequellen auszugleichen und gleichzeitig die Komplexität des Datenschutzes und der Steuerung zu bewältigen. In der Schweiz zum Beispiel wurde der regulatorische Rahmen für "Selbstverbrauchergruppen" aufgeweicht, um die Umsetzung solcher Lösungen zu erleichtern. Die Auswirkungen dieser Einsätze auf Marktteilnehmer und etablierte Unternehmen wurden jedoch noch nicht gründlich untersucht.

Wir haben eine Micro-Delphi-Umfrage durchgeführt, um diese Auswirkungen zu untersuchen. Dabei haben wir zwei Benchmark-Geschäftsmodelle für Mikronetze ermittelt. Die etablierten Betreiber könnten sich durch die Einführung von Mikronetze auf die Erbringung von Energiedienstleistungen verlagern und dabei vor allem von Effizienzsteigerungen profitieren, doch stehen sie vor erheblichen regulatorischen Hindernissen. Neue Marktteilnehmer könnten auch Energiedienstleistungen erbringen oder schlüsselfertige Mikrogitterprodukte direkt verkaufen, die mit geringen regulatorischen Hindernissen konfrontiert sind, für die es aber keine beispielhaften Geschäftsmodelle gibt.

Alle Befragten betonten die Ungewissheit in der Branche, wobei die aktive Erforschung von Geschäftsmodellen und Technologien Umwälzungen möglich macht. Um der Bedrohung durch neue Marktteilnehmer zuvorzukommen, könnten die etablierten Unternehmen zu einem System übergehen, das auf hierarchischen Smart-Grid-Architekturen basiert: Neben der technischen Umsetzung eines solchen Smart Grids sollten Vorschriften und Märkte für die Koordinierung von Mikronetzen in Privatbesitz angepasst werden, um sowohl für die Eigentümer als auch für das Gesamtsystem einen größeren Nutzen zu erzielen.

Die wichtigsten Triebkräfte für die derzeitige Energiepolitik sind die Verringerung der Treibhausgasemissionen und die Erhöhung der Energieunabhängigkeit, um die Endlichkeit und ungleiche Verteilung der fossilen Brennstoffe und der nuklearen Ressourcen zu bewältigen. Infolgedessen konzentriert sich die Energiepolitik in der Regel auf den Energiemix: Ziele werden in Bezug auf den Primärenergieverbrauch, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung oder die Verringerung der CO2-Emissionen festgelegt. Politische Maßnahmen erfolgen im Wesentlichen in Form einer direkten Unterstützung für erneuerbare Energiequellen und Energieeffizienz.

Im Stromsektor stößt dieser Ansatz in mehreren Regionen der Welt an seine Grenzen. Einerseits stellen die intermittierende Natur und die mangelnde Trägheit von Wind- und Solarenergie eine wachsende Herausforderung für den Betrieb konventioneller Netze dar, und es sind zusätzliche Investitionen erforderlich, um diese Schwankungen auszugleichen. Andererseits haben mehrere Elektrizitätsunternehmen, z. B. in Deutschland, schwere Krisen durchgemacht, die auf den Rückgang des Strommarktpreises zurückzuführen sind, der u. a. durch den massiven Ausbau der erneuerbaren Energien und die damit verbundene Verringerung der Nettonachfrage ausgelöst wurde, was zu gestrandeten Vermögenswerten, häufig Spitzenlastkraftwerken, geführt hat, was wiederum den Ausgleich des Systems erschwert.

Um diese Herausforderungen zu bewältigen, wurden intelligente Netztechnologien entwickelt. Sie ermöglichen es, die Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen über große geografische Gebiete hinweg zu bündeln und so ihre Integration in den normalen Netzbetrieb zu erleichtern. Sie ermöglichen auch kurzfristige Märkte und eröffnen den Versorgungsunternehmen neue Einnahmequellen durch den Betrieb von Spitzenkapazitäten.

Bislang wurden intelligente Netze hauptsächlich in großem Maßstab von den Übertragungsnetzbetreibern implementiert. Dieser Ansatz lässt jedoch die wirtschaftlichen und betrieblichen Herausforderungen unberücksichtigt, denen sich die Verteilernetzbetreiber angesichts der zunehmenden Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen in das Niederspannungsnetz und des wachsenden Eigenverbrauchs der Endverbraucher (Prosumer) gegenübersehen.

Die Verstärkung des Netzes durch die Verlegung von mehr Stromleitungen, d. h. die Verkupferung von Regionen, stellt immer die Lösung für die technische Herausforderung dar, die durch die intermittierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien entsteht. Eine solche große Infrastruktur ist jedoch oft nicht die optimale wirtschaftliche Option und stößt auf zunehmenden öffentlichen Widerstand. Darüber hinaus weisen zentralisierte intelligente Netze eine starke Interdependenz zwischen dem Stromnetz, den Kommunikationsnetzen und den Märkten auf, die sich gerade wegen dieser Interdependenz als anfällige Architektur erwiesen hat, zumal sich Ausfälle über große Netze ausbreiten.

Infolgedessen haben sich neue Ansätze für die Netzarchitektur herausgebildet, bei denen die Steuerung und Kontrolle des Elektrizitätssystems von der Übertragungs- auf die Verteilungsebene verlagert wird. Ein beispielhaftes Projekt in dieser Hinsicht ist das 2011 in Dänemark ins Leben gerufene Cell Controller Pilot Project, bei dem eine Schnittstelle getestet wurde, die die Anforderungen für den Betrieb von Netz-"Zellen" koordiniert. Parallel dazu bieten mehrere Akteure (z. B. Unternehmen der Energietechnik und der Hausautomatisierung) den Endverbrauchern jetzt " Mikronetz"-Produkte an, die die Steuerung von Haus- oder Unternehmensnetzen ermöglichen.

Solche Mikronetze werden zunehmend als Antwort auf die oben genannten Probleme betrachtet, da sie (a) in der Lage sind, die Schwankungen der erneuerbaren Energiequellen lokal zu managen, ohne dass groß angelegte Smart Grids erforderlich sind, (b) von einer guten öffentlichen Akzeptanz profitieren und (c) die Schaffung lokaler Märkte ermöglichen, die neue Einnahmequellen für die DSOs schaffen und gleichzeitig die Preisunsicherheit und Netzinstabilität verringern können.

In der Schweiz wurde das Potenzial dieser Lösungen von der Regulierungsbehörde in ihrer 2016 erfolgten Revision des Energiegesetzes anerkannt, die 2017 in einer öffentlichen Abstimmung angenommen wurde und "Selbstverbrauchergruppen" ermöglicht, d. h. die Möglichkeit für Immobilien-/Anlagenbesitzer, sich zusammenzuschließen und ihren Stromverbrauch/ihre Stromerzeugung nach dem Einspeisepunkt zu optimieren: sprich ZEV (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch).

Dieses Gesetz wurde durch ein Handbuch für den Einsatz solcher Lösungen ergänzt, in dem das Potenzial dieses Systems für die Integration von Solarstrom hervorgehoben wird. Diese Rahmenbedingungen haben mehrere Pilotprojekte ausgelöst, bei denen Blockchain-Technologien zum Einsatz kommen. Diese Projekte sind für das Land umso wichtiger, als die Schweiz eine ehrgeizige "Energiestrategie 2050" verfolgt, die vorsieht, die CO2-Emissionen bis 2030 um 50 % gegenüber dem Basisjahr 1990 zu senken und gleichzeitig aus der Kernenergie auszusteigen, die derzeit fast 40 % des nationalen Strombedarfs deckt.

In Georges Schaer's Video wird das Thema Energiewende in der Schweiz bewusst ein wenig kritisch angegangen. Es gibt viele Kritikpunkte und welche sind das? Welche Ziele sollen erreicht werden? Welche Projekte sollten angegangen werden? Georges Schaer diskutiert Fragen zur Netztstabilität mit erneuerbaren Energien, zur Energiestrategie 2050 und wie die Schweiz ihre Ziele erreichen könnte.

Dezentralisierung.

Die Dezentralisierung der Energieerzeugung hat Widerstand bei den etablierten Unternehmen ausgelöst, wie empirische Beobachtungen zeigen. Dies hat beispielsweise dazu geführt, dass verschiedene Verteilernetzbetreiber im Rahmen der früheren Gesetzgebung neue "Eigenverbrauchsgemeinschaften" eingerichtet haben, die für sie (die Verteilernetzbetreiber) "relevanter» sind.

Die Rolle von Mikronetzen und allgemeiner von dezentralen Netzmanagementtechnologien für die Schweizer Energiewende bleibt daher ungewiss. Es stellen sich folgende Fragen: Welchen Wert haben Mikronetze für die verschiedenen Interessengruppen (z.B. Endverbraucher)? Unter welchen Bedingungen kann dieses Nutzenversprechen einen Business Case darstellen und für welche Akteure? Welche Hindernisse gibt es für die Einführung von Mikronetzen? Könnten politische Maßnahmen ergriffen werden, um Anreize für die Einführung von Mikronetzen zu schaffen und/oder ihre Hindernisse zu verringern?

Das Stromnetz steht aufgrund der raschen Verbreitung subventionierter intermittierender und dezentraler erneuerbarer Energiequellen unter zunehmendem Druck. Groß angelegte intelligente Netze wurden als Lösung für diese Herausforderung vorgeschlagen, aber es wurden Bedenken hinsichtlich ihrer Zuverlässigkeit, Sicherheit und sozialen Akzeptanz geäußert. Daher werden Mikronetze zunehmend als wertvolle Alternative betrachtet.

Nutzenversprechen und Hindernisse für den Einsatz von Mikronetzen im Schweizer Markt können identifiziert werden. Unter anderem ist es so, dass Mikronetze es Technologieanbietern und neuen Unternehmen ermöglichen, in den Bereich der Energiedienstleistungen einzutreten, der derzeit aufgrund der für die Bereitstellung solcher Dienstleistungen erforderlichen Netzinfrastruktur ein natürliches Monopol darstellt. Neue Marktteilnehmer, die kein Verteilernetz besitzen, könnten dennoch die lokale Energiebeschaffung und die Nachhaltigkeitsmerkmale von Mikronetzen nutzen, um attraktive "schlüsselfertige" Produkte oder "All-in-One"-Pauschalangebote für Energiedienstleistungen zu schaffen. Solche Dienstleistungen könnten entweder direkt von den Endverbrauchern oder möglicherweise von Dritten (z. B. Gebäudeeigentümern) erworben werden, die sie dann an die Endverbraucher weiterverkaufen würden.

Da die Kosten für Strom aus erneuerbaren Energiequellen sinken, liegen die Strompreise im Einzelhandel schon lange über den Kosten für lokal erzeugten Strom, was Anreize für den Eigenverbrauch schafft. Dies wird natürlich zur Einrichtung von Mikronetzen auf der Ebene der Endverbraucher führen, die das Verteilernetz nur dann nutzen würden, wenn es unbedingt erforderlich ist, was die Einnahmen der Verteilernetzbetreiber schmälern würde.

Diese Bedrohung steht unmittelbar bevor, da die aktive Forschung im Bereich der Mikronetze-Technologien die Haupthindernisse für die Einführung von Mikronetzen, nämlich die Investitionskosten und das mangelnde Interesse der Endverbraucher, verringern würde. Mikronetze werden daher in den kommenden Jahren einfacher zu installieren und für die Endnutzer zunehmend rentabel sein. Darüber hinaus sind die Beteiligten der Ansicht, dass der derzeitige regulatorische Kontext für Mikronetze günstig ist und dies noch mehr der Fall sein dürfte, wenn der Strommarkt vollständig liberalisiert wird, was in den kommenden Jahren zu erwarten ist (eine Gesetzesrevision wird derzeit diskutiert).

Dies könnte den Einsatz zahlreicher "behind the meter"-Mikronetze auf der Ebene einzelner Gebäude, Gebäudegruppen oder Industrieanlagen auslösen. Dieser Appetit auf Mikronetze ist bereits in Ländern zu beobachten, in denen die Netzversorgung weniger zuverlässig ist und die Verbraucher mehr Eigeninitiative zeigen als in der Schweiz, wie beispielsweise in den USA.

Obwohl sie eine Bedrohung darstellen, könnten Mikronetze auch eine Chance für Verteilernetzbetreiber sein. Der Aufschub von Investitionen in den Netzausbau und in Erzeugungskapazitäten sowie die durch Mikronetze ermöglichte Steigerung der betrieblichen Effizienz Geschäftsmöglichkeiten für etablierte Stromversorger bieten auch Chancen.

Die Entwicklung des Geschäftsmodells vom kWh-Verkauf hin zum Verkauf von Energiedienstleistungen würde es ermöglichen, die Kontrolle über die angeschlossenen Geräte und die damit verbundene Flexibilität zu erlangen, um den Netzausgleich auf der Verteilungsebene durchzuführen. Ein weiterer Vorteil wäre, dass die Verteilernetzbetreiber dadurch in die Lage versetzt würden, ihre derzeitigen Kunden im Hinblick auf die vollständige Marktliberalisierung an sich zu binden, wodurch die Position der etablierten Unternehmen gefestigt und gleichzeitig die Effizienz des bestehenden Systems verbessert würde.

Während jedoch neue Marktteilnehmer und Endverbraucher bei der Einführung von Mikronetzen in der Schweiz auf niedrige regulatorische Hürden stoßen, sind die etablierten Unternehmen im Gegenteil durch einschränkende Vorschriften und öffentliche Aufträge gebunden, die sie daran hindern, Mikronetz-Lösungen problemlos einzuführen. Diese Vorschriften lassen sich nur schwer ändern, da die Verteilernetzbetreiber eine Monopolstellung innehaben und das bestehende Netz sehr zuverlässig ist und erschwinglichen Strom liefert, wie es die Schweizer Verfassung verlangt. Infolgedessen besteht für den Regulierer kein Anreiz, ein günstigeres regulatorisches Umfeld zu schaffen, da es nicht zu seinem Auftrag gehört, den Anteil der erneuerbaren Energien im Mix zu erhöhen.

Die Sicherstellung eines Regulierungsrahmens, der gleiche Wettbewerbsbedingungen bietet, in denen Endverbraucher, neue Marktteilnehmer und etablierte Unternehmen gleichermaßen Anreize für die Entwicklung von Mikronetzen haben, ist von entscheidender Bedeutung, um einen groß angelegten Einsatz von dezentraler erneuerbarer Elektrizität zu gewährleisten und das Risiko großer Netzstörungen aufgrund des zunehmenden finanziellen Drucks auf die Verteilnetzbetreiber zu verringern.

Für die Verteilernetzbetreiber bedeutet dies, dass sie sich vom Verkauf von Kilowattstunden auf Energiedienstleistungen umstellen müssen, was einen grundlegenden Wandel ihres Geschäftsmodells darstellt, der nicht über Nacht erfolgen kann. Daher muss in Abstimmung mit allen Beteiligten ein Regulierungsrahmen für die Einbindung von dem Verteilernetz nachgelagerten Mikronetzen geschaffen werden, der sowohl eine Win-Win-Synergie zwischen diesen beiden Netzebenen als auch eine allmähliche Entwicklung der Geschäftsmodelle der etablierten Unternehmen ermöglichen würde.

Die hierarchische Smart-Grid-Architektur, die bereits für einige technische Implementierungen vorgeschlagen wurde, wird an Wert gewinnen, wenn sie durch die Berücksichtigung der Interaktionen zwischen den beteiligten Akteuren und der Marktstruktur ergänzt wird. Dieses umfassendere Konzept des Mikronetzes bietet einen Rahmen, der besser geeignet ist, um nicht nur technische Implementierungen, sondern auch energiepolitische Maßnahmen auszurichten. In dieser erweiterten Konfiguration würden Mikronetze (auf der Ebene großer Endverbraucher - Genossenschaften, Industriegelände) mit größeren Mini-Netzen (auf der Ebene von Gemeinden oder Verteilnetzbetreibern) verbunden. Diese Kleinstnetze würden die Flexibilität und die Eigenproduktion aller angeschlossenen Kleinstnetze nutzen, um sowohl Energie als auch Hilfsdienste für das übergeordnete Netz zu liefern, und damit neue Einnahmequellen für diese Betreiber erschließen. Dies sollte die erwarteten Verluste beim reinen kWh-Verkauf aufgrund der steigenden Zahl von Prosumern ausgleichen.

Das vorgeschlagene hierarchische Smart-Grid-System ist eine Mischform zwischen einem landesweiten zentralisierten Smart-Grid-System und einem verstreuten Micro-Grid-System. Ersteres ist das derzeit am meisten untersuchte Szenario, bei dem die Schwankungen der erneuerbaren Energien durch das zentrale Management von Erzeugern und Lasten in großen Gebieten ausgeglichen werden. Letzteres ist ein Szenario, bei dem private Akteure einseitig Mikronetze einrichten würden, um ihre wirtschaftliche und technische Abhängigkeit vom Netz so weit wie möglich zu verringern. Das hierarchische Mikronetzsystem könnte in vielen Fällen die bestmögliche Gesamteffizienz und -zuverlässigkeit des Netzes darstellen und dabei wohl eine flexiblere und sicherere Struktur bieten als die beiden anderen. Es ebnet auch den Weg für eine bessere Beteiligung der Bürger an der Energiewende, indem es sie näher an die Entscheidungsebene heranführt.

Die Entwicklung des derzeitigen Netzes hin zu dem vorgeschlagenen hierarchischen Smart-Grid-System erfordert noch weitere Forschungen zu den Perspektiven von Mikronetzen, die über die technisch-wirtschaftliche Machbarkeit hinausgehen. Diese würden darin bestehen, die Fähigkeit der Schweizer Regionen zur Energieautarkie angesichts der bestehenden Infrastruktur, der Entwicklung der Energieverbrauchsprofile und der lokalen Potenziale für erneuerbare Energien konkret zu bewerten.

Eine Modellierung des hierarchischen Systems unter Berücksichtigung der bestehenden Last- und Produktionsprofile könnte dann auf regionaler Ebene durchgeführt und getestet werden, um einen Fahrplan für eine landesweite Umsetzung zu entwerfen. Die geografischen Gebiete mit der höchsten Autarkie könnten zunächst in Pilot- Mikronetze umgewandelt werden, um den Mehrwert von Mikronetzen in Bezug auf die Systemzuverlässigkeit, die Versorgungssicherheit und den wirtschaftlichen Nutzen für die verschiedenen Akteure zu quantifizieren. Die Modellierung der Mikronetze müsste dann verfeinert werden.

Schließlich könnten die Ergebnisse der Schweiz auch auf andere Länder übertragen werden, insbesondere auf die EU und die USA. So könnte beispielsweise ein stärker standardisierter Fragebogen ausgearbeitet und unter den Akteuren auf internationaler Ebene eingeführt werden, um den Einfluss verschiedener Faktoren auf den Ausbau von Mikronetzen zu ermitteln und zu bewerten. Obwohl der Regulierungsrahmen und die Struktur des Elektrizitätssektors länderspezifisch sind, sind die aufgezeigten Trends in Bezug auf die technische Entwicklung, das Produktdesign und die Notwendigkeit, erneuerbare Energiequellen einzusetzen, global, was ähnliche hierarchische Smart-Grid-Systeme in anderen Ländern und auf transnationaler Ebene erforderlich machen könnte.