Frage:
Wie können wir mithilfe von Daten und Steuersystemen die Netze optimieren?

Erarbeitete Massnahme:

Massnahme 1.1: Zielbild für Datenerhebung, -nutzung und -austausch

Die relevanten Use-Cases wie Netzplanung, Balancing oder Eigenverbrauchsoptimierung werden beschrieben, einschliesslich  der notwendigen Verlaufs- und Stammdaten sowie der verwendeten Schnittstellen, Formate und Kommunikationswege. Es wird geprüft, welche Daten verfügbar sind, beschafft werden können und publiziert werden dürfen (Datenschutz vs. Open Data). Dabei werden Ownership, physischer und digitaler Layer sowie eine Stakeholder-Analyse zur Identifikation unterstützender und hinderlicher Akteure berücksichtigt.

Frage:
Wie können wir die Erneuerbaren, Speicher und Verbraucher sinnvoll in das Netz integrieren?

Erarbeitete Massnahmen:

Massnahme 2.1: Nationale Plattform für lokale Flexibilität

Aufbau einer nationalen Plattform für Flexibilität, wo alle Besitzer und Besitzerinnen von Speichern, PV-Anlagen etc. ihre Anlage lokal anbieten können. Verteilnetzbetreiber können über die Plattform lokal Flexibilität zur Netzentlastung einkaufen.

Massnahme 2.2: Batterie als anrechenbare Netzwerkkomponenten zulassen

Die bestehende Stromversorgungsverordnung wird angepasst, damit Batteriespeicher als anrechenbare Netzkomponenten gelten. Das bedeutet:

• Netzbatterien als zentrales Element des nationalen Flexibilitätsmarkts, indem sie lokale Speicher- und Ausgleichsfunktion übernehmen.

• Sie liefern zudem lokale Flexibilität, welche eine bessere Ausnutzung des bestehenden Netzes ermöglicht.

• Netzbetreiber können Batteriespeicher in ihre Netzinvestitionen einrechnen, => Weniger Investitionen in Kupfer oder Transformatoren

• Vorsehen, dass Verluste oder Gewinne auf die anrechenbaren Netzkosten aufgeteilt werden (=> Tendenziell eher Gewinne …)

• Vor jedem physischen Netzausbau wird geprüft, ob eine Batterie als kosteneffizientere und flexiblere Alternative dienen kann

• «Batterie vor Kupfer»-Prinzip.

Frage:

Wie können wir netzdienliches, systemdienliches und marktdienliches Verhalten belohnen?

Erarbeitete Massnahmen:

Massnahme 3.1: Aktives Leistungsmanagement einfordern und vergüten

In Anlehnung an die Konzepte FlexPV, Top40 & «BFH Modell»:

Anpassung EnG Art. 15, evtl. nur StromVG

Abnahme- und Vergütungspflicht wird aufgeweicht: Wenn der VNB die zu einspeisen gewünschte Energie nicht abnimmt (aus Gründen der Verhinderung des Netzausbaus) hat er 50% davon gemäss Mindestentschädigung zu entschädigen. Dies sind anrechenbare Netzkosten.

 Zur Klärung: Wenn ein PV-Anlagenbetreiber einspeisen möchte und dadurch einen Netzausbau nötig machen würde, kann der Netzbetreiber den Ausbau ablehnen und stattdessen eine Entschädigung bezahlen.

Massnahme 3.2: Netzsimulationsstudie dynamische Netznutzungstarife

Dank einer Netzsimulation sollen die zu erwartenden Effekte verschiedener Anreize abschätzbar werden. Die Studie könnte durch das Parlament beauftragt oder von den Verbänden initiiert werden. Zu klärende Fragen:

• Was ist der Effekt verschiedener Anreize auf die lokale Netzleistung?

• Gibt es eine Korrelation zwischen Markt- und Netzdienlichkeit? Sind marktdienliche und netzdienliche Anreize deckungsgleich? Reicht die Einführung von marktbasierten Anreizen?

• Welche zusätzlichen Anreize sind nötig? Braucht es Anreize bei der Einspeisung?

• Was wär der Effekt der vorgeschlagenen Massnahme «Anreize für Zubau und Anreize für Betrieb von PV-Anlagen entkoppeln»

Massnahme 3.3: Anreize für Zubau PVA von Anreizen für Betrieb entkoppeln

Der Zubau von Photovoltaikanlagen (PVA) wird gemäss den strategischen Zielen des Energiegesetzes (EnG) über Kapazitätsbeiträge im Rahmen der Einmalvergütung (EiV) gefördert. Der laufende Betrieb der Anlagen wird ausschliesslich über die Erlöse am Strommarkt, insbesondere über die Spotmarktpreise, vergütet. Die Ausrichtung der Einmalvergütung wird dabei an spezifische Bedingungen – etwa an Kriterien der Netzdienlichkeit oder weitere systemdienliche Anforderungen – geknüpft, um einen marktdienlichen und effizienten Betrieb sicherzustellen.

Frage:

Wie können wir sicherstellen, dass die Netzinfrastruktur mit dem Ausbau der Erneuerbaren Schritt halten kann?

Erarbeitete Massnahmen:

Massnahme 4.1: Dynamische und intelligente Ziel-Verteilnetzplanung 

In Anlehnung an die swissgrid Zielnetzplanung, soll eine bottom-up Planung der Verteilnetze erstellt werden, welche die Planungen auf Gemeinde-, Kanton- und nationaler Ebene sowie Unterschiede zwischen urbanen, agglomerierten und ländlichen Gebieten in Netzplanungen übersetzt. Die Zielnetzplanung soll von den Verteilnetzbetreibern selbst erstellt werden, unterstützt durch klare Vorgaben und Regeln auf Verordnungsebene. Intelligenz und Flexibilität, etwa durch Speicherlösungen, sowie die Integration von Wärmenetzen sollen damit frühzeitig in die Planung einbezogen werden. Die Pläne sollen iterativ und in regelmässiger Kadenz überarbeitet werden, um den sich verändernden Bedingungen gerecht zu werden. Durch einen Wettbewerb der Ideen werden innovative Lösungen gefördert und die effizienteste Netzentwicklung sichergestellt. Voraussetzung dafür ist, dass der Bund klare Annahmen bezüglich Ausbau der Erneuerbaren, Speicher und Elektromobilität publiziert.

Massnahme 4.2: Kampagne: “Ohne Netz kein Strom”

Eine grossangelegte Kampagne, die möglichst viele Stakeholder einbindet – von Politik und Öffentlichkeit bis hin zu Schulen. Die Kampagne nutzt sowohl klassische Mittel wie Plakate als auch moderne Kanäle wie Videos und Social Media, um die wichtigsten Zusammenhänge und Abwägungen verständlich zu vermitteln. Dabei wird der Schwung aus dem Policy Sprint aufgegriffen und aktiv mit den teilnehmenden Akteuren weitergearbeitet, um Bewusstsein, Akzeptanz und Engagement für die Energiewende nachhaltig zu stärken.

Frage:
Wie können wir die Finanzierung und Tragbarkeit künftiger Investitionen sichern?

Erarbeitete Massnahmen:

Massnahme 5.1: Sicherstellung der Investition für Netzverstärkungen für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende

Netzausbau resp. Netzverstärkungen treten hauptsächlich in ländlichen Verteilnetzen auf. Viele grosse Dächer sind auf dem Land. Die Normkosten für Netzverstärkungen sollen durch den Steuerzahler (Bund) finanziert werden. Dafür muss die Netzausschluss-Pflicht geklärt und die Formel für aktuelle Pauschale für Netzverstärkung intelligent geändert werden.

Massnahme 5.2: Public Private Partnership zur Finanzierung der Verteilnetze

Mit dieser Massnahme sollen Gefässe geschaffen werden, die Kapitalflüsse in die Netzinfrastruktur durch die Verteilnetzbetreiber ermöglichen und gleichzeitig die Skalierung von Investitionen für institutionelle Investoren wie Pensionskassen erleichtern. Optional könnten Bund, Kantone und Gemeinden in diese Strukturen eingebunden werden, um die Finanzierung weiter abzustützen und die Zusammenarbeit zwischen öffentlichen und privaten Akteuren zu stärken. So wird sichergestellt, dass notwendige Investitionen in den Netzausbau verlässlich, nachhaltig und breit getragen erfolgen.

Massnahme 5.3: Interaktiver Kostenplaner für mehr Transparenz

Mit der Massnahme soll die Kostenverteilung im gesamten Stromsystem systematisch erhoben und transparent gemacht werden. Dabei sollen sämtliche Kosten- und Finanzflüsse sichtbar gemacht und bestehende Zielkonflikte zwischen verschiedenen Akteuren aufgezeigt werden. Auf dieser Basis können fundierte Lösungen für die Netzkostentragung und -verteilung erarbeitet werden.