Gebäude als Netzdienstleister: Erkenntnisse aus zwei Schweizer Pilotprojekten

Der wachsende Bedarf an Flexibilität auf Verteilnetzebene

Das Verteilnetz wurde für ein weitgehend vorhersehbares Muster ausgelegt: Zentrale Erzeugung versorgt einen Verbrauch, der innerhalb bekannter, berechenbarer Grenzen schwankt. Die Realität sieht heute schon anders aus und Erzeugung und Verbrauch werden sich auch in den kommenden Jahren weiter verändern. Lokale Solarerzeugung, Wärmepumpen, Batterien und das Laden von Elektrofahrzeugen (EV) erzeugen Last- und Einspeisespitzen, die grösser und schwerer vorhersehbar sind als jene, für die das Netz ausgelegt wurde – eine Folge der Volatilität erneuerbarer Energien. Die Schweizer Regulierung reagiert bereits auf diesen Wandel. Eine neue Flexibilitätsregulierung, die seit 2026 in Kraft ist, gibt Lieferanten und Verbrauchern neue Möglichkeiten, Flexibilität vermehrt zum Nutzen des Netzes einzusetzen [1].

Auch europaweit ist die zunehmende Netzüberlastung längst kein Randphänomen mehr. Eine im Mai 2025 veröffentlichte Studie von Beyond Fossil Fuels, E3G, Ember und IEEFA zeigt, dass Netzkapazitätsengpässe allein in sieben europäischen Ländern im Jahr 2024 zu geschätzten 7,2 Milliarden Euro an abgeregelter erneuerbarer Energie führten, während rund 1'700 GW an Erneuerbaren-Projekten weiterhin auf einen Netzanschluss warten [2].

Der Netzausbau ist eine mögliche Antwort, aber kapitalintensiv und langsam im Vergleich zum Tempo, in dem dezentrale Anlagen installiert werden. Der ergänzende Hebel ist die nachfrageseitige Flexibilität. Gebäude und EV-Ladestationen verschieben den Zeitpunkt, zu dem sie Strom beziehen oder einspeisen. So bedient die bestehende Netzkapazität mehr Nachfrage, ohne dass lokale Engpässe entstehen. Das senkt zugleich den Investitionsbedarf für die Netzinfrastruktur [3,4].

Drei Rollen koordinieren: Netzbetreiber, Gebäudebetreiber, Orchestrator

Um nachfrageseitige Flexibilität in der Praxis nutzbar zu machen, müssen drei Parteien miteinander verbunden werden:

• Netzbetreiber wissen, wo und wann lokale Engpässe auftreten.
• Gebäude- und Flottenbetreiber verfügen über die dezentralen Energieressourcen, wie Batterien, EV-Ladestationen, Wärmepumpen und Solaranlagen. Zugleich verantworten sie den Komfort und das Serviceniveau, das ihre eigenen Nutzerinnen und Nutzer erwarten.
• Dazwischen liegt eine Orchestrierungsebene. Sie prognostiziert die Nachfrage, optimiert den lokalen Einsatz der Anlagen und übersetzt die Anfrage eines Netzbetreibers in eine Steuerungsmassnahme. Anschliessend meldet sie ein überprüfbares Signal zurück, auf das sich der Netzbetreiber verlassen kann.

Den Nachweis für das optimierte Zusammenspiel dieser drei Rollen sollten die beiden folgenden Pilotprojekte erbringen: das eine von kuafu mit Energie 360° und Smart Energy Link, das andere von kuafu mit Energie 360°, ewz und SmartGridReady. Sie gingen zwei Fragen nach. Erstens: Können die Energieressourcen eines Gebäudebetreibers auf Netztarife reagieren, ohne den Service für die Nutzerinnen und Nutzer zu beeinträchtigen? Zweitens: Lässt sich die daraus resultierende Flexibilität einem Netzbetreiber in Echtzeit melden und von diesem begrenzen, um Engpässe zu bewältigen?

Erkenntnisse aus der Praxis

Im ersten Pilotprojekt, einer Zusammenarbeit zwischen kuafu, Energie 360° und Smart Energy Link, wurden zwei Standorte genutzt. Bei der Wohnüberbauung Arrivo in Kloten wurde eine 40-kW-/80-kWh-Batterie in Kombination mit einer 120-kWp-Solaranlage mit der prädiktiven Steuerung von kuafu betrieben. Ziel war es, über einen Testzeitraum von Juni bis September 2025 den Eigenverbrauch zu optimieren und Lastspitzen zu glätten. Smart Energy Link stellte die Gateways bereit, über die kuafu mit den Anlagen im Gebäude kommunizierte, und lieferte Echtzeitdaten zur Energiebilanz, zum Verbrauch und zur Produktion des Standorts. Zudem stellte das Unternehmen sicher, dass ein Kommunikationsausfall den Netzanschluss nicht überlasten konnte.

Abbildung 1 zeigt den resultierenden Betrieb an einem einzelnen, repräsentativen Tag. Die prädiktive Steuerung von kuafu prognostiziert das Lastprofil des Standorts (rote Kurve, obere Abbildung), einschliesslich der abendlichen Spitzenlast. Sobald Solarstrom verfügbar ist, lädt sie die Batterie schon früher am Tag vor (orange Linie) und maximiert so den Eigenverbrauch. Konventionelle Spitzenlastregler stützen sich in der Regel auf einen fest vorkonfigurierten Schwellenwert. Die Steuerung von kuafu prognostiziert die Spitze hingegen im Voraus und steuert die Entladung der Batterie automatisch, was den Netzbezug reduziert. Im Vergleich zur Standard-Benchmark-Steuerung verbesserte dies die Kostenreduktion im Testzeitraum um 72%.

Am zweiten Standort, dem Hauptsitz von Energie 360° in Zürich, wird die betriebseigene Flotte mit 55 EV-Ladestationen unter einem zweistufigen E-Mobilitätstarif betrieben (Rp 25.05/kWh Hochtarif, Rp 5.65/kWh Niedertarif). Dieselbe prädiktive Steuerung wurde über einen Testzeitraum von August bis September 2025 auf die Ladepläne angewendet, damit diese auf Netztarife reagieren. Abbildung 2 unten zeigt den resultierenden Betrieb über eine einzelne, repräsentative Woche. Anstatt die Nachfrage pauschal zu drosseln, verschiebt die Steuerung einzelne Ladevorgänge aus den Hochtarifstunden heraus, während der Ladebedarf aller Nutzerinnen und Nutzer vollständig gedeckt bleibt. Im Vergleich zum regelbasierten Benchmark (blaue Balken) reduzierte der von kuafu vorgegebene Ladeplan (rote Balken) die Ladekosten in der gezeigten Testwoche um 11%. Zum Zeitpunkt des Tests verfügte dieser Standort weder über eine eigene Solaranlage noch über einen dynamischen Tarif, sondern über einen fixen zweistufigen Tarif. Mit einer eigenen PV-Anlage und einem 15-minütigen dynamischen Tarif würde dieselbe prädiktive Steuerung deutlich höhere Einsparungen erzielen. Das entscheidende Ergebnis ist, dass die Ladeerfahrung der Nutzerinnen und Nutzer dabei nicht beeinträchtigt wurde.

Beide Ergebnisse betreffen die Seite des Gebäudebetreibers. Prädiktive Steuerung kann Kosten senken, ohne das Serviceniveau für die Nutzerinnen und Nutzer zu verringern.

Den Kreis schliessen mit einem Netzbetreiber: das Flex2gether-Pilotprojekt

Das zweite Pilotprojekt war eine Zusammenarbeit zwischen kuafu als Orchestrierungsplattform, ewz als Netzbetreiber und Energie 360° als Anlagenbetreiberin, konkret für die E-Mobilitätsanlagen an ihrem Hauptsitz. Ziel war es, das erste SmartGridReady-Funktionsprofil für eine Orchestrierungsplattform wie kuafu zu definieren und in einer realen Umgebung zu testen, damit der Netzbetreiber lokale Flexibilität beschaffen kann. Denn ein Flexibilitätssignal nützt einem Netzbetreiber nur, wenn zwei Bedingungen erfüllt sind: Es muss unter realen Betriebsbedingungen verlässlich sein und es muss in einem Format ausgetauscht werden, das die Systeme des Netzbetreibers verarbeiten können.

Der Testaufbau war wie folgt: ewz übermittelte jeweils am Vortag ein Leistungslimit auf Standortebene. kuafu steuerte daraufhin die Ladelast der EV-Ladestationen so, dass dieses Limit eingehalten wurde, ohne den Ladebedarf der Nutzerinnen und Nutzer einzuschränken. Da eine solche Schnittstelle zwischen Orchestrator und Netzbetreiber zuvor noch nie getestet worden war, entwickelte kuafu gemeinsam mit SmartGridReady ein wiederverwendbares Funktionsprofil. Es legt fest, welche Datenpunkte zwischen beiden Seiten ausgetauscht werden, und ermöglicht so die Beschaffung und Bereitstellung nachfrageseitiger Flexibilität.

Der Test lief über fünf Werktage. Abbildung 3 zeigt das Ergebnis unter einer fixen Obergrenze von 80 kW, die ewz jeweils am Vortag mitteilte (rote Linie). Ohne Steuerung hätte das eigene Ladeprofil des Standorts dieses Limit während geschätzten 420 Minuten und 72,7 kWh überschritten. Unter der aktiven Steuerung durch kuafu sank die Überschreitung auf 45 Minuten und 3,3 kWh, also um rund 90% der Zeit und 95% der Energie. Die rot schattierte Fläche zeigt die Last, die kuafu im Vergleich zur unkontrollierten Baseline verschoben hat. Die grün schattierte Fläche zeigt dieselbe Energie, die freigegeben wird, sobald wieder Kapazität verfügbar ist. Der Standort versorgte die Nutzerinnen und Nutzer dabei weiterhin mit 2'044 kWh über 112 Ladevorgänge.

Was die Pilotprojekte zeigen und wie es weitergeht

Gemeinsam schliessen die beiden Pilotprojekte den eingangs beschriebenen Kreis. Die Pilotprojekte bei Arrivo Kloten und am Hauptsitz von Energie 360° zeigen, dass die eigenen Energieressourcen eines Gebäudebetreibers zur Senkung der Energiekosten optimiert werden können, ohne den Service für die Nutzerinnen und Nutzer zu beeinträchtigen. Das Flex2gether-Pilotprojekt zeigt, dass der Verbrauch verschoben werden kann, um die Netzlast zu reduzieren. Ausgelöst wurde die Verschiebung durch ein Leistungslimit, das ewz jeweils einen Tag im Voraus mitteilte. Die Plattform von kuafu setzte dieses Limit in Echtzeit durch, und zwar über eine standardisierte Schnittstelle statt über eine massgeschneiderte Einzellösung.

Der nächste relevante Schritt für kuafu ist die Skalierung von einem einzelnen Standort auf ein Portfolio und von einem Netzbetreiber auf mehrere. Daneben steht die kommerzielle und regulatorische Frage, wie ein Gebäude- oder Anlagenbetreiber, der diesen Service erbringt, dafür entschädigt werden sollte. Die Schweizer Netzstrategie hat dafür bereits einen Namen: Gemäss dem NOVA-Prinzip (Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau), verankert in den Mehrjahresplanungspflichten nach Art. 8 des Stromversorgungsgesetzes (StromVG), ist nachfrageseitige Flexibilität kein Zusatz zur Netzplanung, sondern der erste Hebel, auf den Netzbetreiber zurückgreifen sollen, bevor eine physische Netzverstärkung oder ein Netzausbau in Betracht gezogen wird [5].

Die beiden Pilotprojekte zeigen konkret, was Optimierung und Orchestrierung auf der Ebene eines einzelnen Gebäudes und eines einzelnen Netzengpasses leisten können, und wie sich damit bestehende Netzkapazität besser nutzen lässt ohne teuren Ausbau. Daraus leitet sich der eigene Anspruch von kuafu ab: nachfrageseitige Flexibilität aus dezentralen Energieressourcen soll für Schweizer Netzbetreiber zum festen Bestandteil der Netzplanung werden. Die Gebäude, die diese Flexibilität bereitstellen, sollen faire Partner in diesem Austausch sein, nicht blosse Verursacher von Engpässen.