Dynamische Tarife und Netzdienlichkeit: Was Gebäude in Zukunft leisten können

Strom hat nicht zu jeder Stunde denselben Wert. Das war schon immer so, aber lange hat es die meisten Gebäudebetreiber kaum betroffen. Ein Einheitstarif, eine Jahresabrechnung, fertig. Das ändert sich. Mit dem revidierten Stromversorgungsgesetz, neuen Messsystemen und einer wachsenden Zahl variabler Tarifmodelle rückt die Frage in den Vordergrund, wann ein Gebäude Strom bezieht, wann es ihn einspeist und wann es einfach wartet.

Dieser siebte Teil der Serie «Solarstrom nutzen: Eigenverbrauch, Gemeinschaften und Laden» zeigt, was zeitvariable Tarife für den Betrieb von Wärmepumpen, Batteriespeichern und Ladestationen bedeuten, welche Anforderungen das an die Gebäudeautomation stellt und was heute schon vorbereitet werden sollte, auch wenn die Tarifmodelle noch nicht überall verfügbar sind.

Was sich im Strommarkt verändert

Die Schweiz hat mit dem Mantelerlass, der am 9. Juni 2024 an der Volksabstimmung angenommen wurde und dessen Bestimmungen schrittweise in Kraft treten, den Rahmen für eine stärker marktorientierte Stromversorgung gesetzt. Das revidierte Stromversorgungsgesetz (StromVG) und die dazugehörige Verordnung (StromVV) schaffen unter anderem die Grundlage für eine vollständige Marktöffnung und für neue Tarifmodelle, die Flexibilität belohnen sollen.

Konkret bedeutet das: Netzbetreiber können zeitvariable Netznutzungstarife einführen, bei denen die Kosten für den Netzbezug je nach Tageszeit, Wochentag oder Netzauslastung variieren. Parallel dazu entwickeln sich auf der Energieseite variable Strompreisprodukte, die sich an Marktpreisen orientieren. Beide Entwicklungen zusammen erzeugen einen Anreiz, den Strombezug zeitlich zu verschieben: weg von teuren Spitzenstunden, hin zu Zeiten mit günstigem Strom und geringer Netzbelastung.

Wie weit diese Modelle in der Schweiz bereits verbreitet sind, hängt stark vom jeweiligen Netzbetreiber ab. Die ElCom begleitet die Entwicklung regulatorisch, und die Netzbetreiber entscheiden im Rahmen der gesetzlichen Vorgaben, welche Tarifmodelle sie anbieten. Wer wissen möchte, was beim eigenen Netzbetreiber heute verfügbar ist, muss direkt nachfragen. Allgemeingültige Aussagen zu konkreten Tarifstufen oder Preisunterschieden lassen sich hier nicht machen.

Was sich aber bereits heute sagen lässt: Die Richtung ist klar. Intelligente Messsysteme (Smart Meter) sind Voraussetzung für zeitvariable Tarife, und deren Einführung schreitet voran. Wer heute eine Anlage plant oder saniert, sollte die Schnittstellen für eine tarifgesteuerte Betriebsweise vorbereiten, auch wenn die Tarifmodelle am eigenen Standort noch nicht verfügbar sind.

Was Netzdienlichkeit bedeutet und warum sie wichtig wird

Netzdienlichkeit ist kein Marketingbegriff. Er beschreibt die Fähigkeit eines Gebäudes oder einer Anlage, den eigenen Strombezug so zu gestalten, dass das Netz entlastet wird. Das kann bedeuten, eine Wärmepumpe in einer Stunde mit hoher Netzlast abzuschalten, einen Batteriespeicher zu einem Zeitpunkt zu laden, an dem viel Solarstrom im Netz vorhanden ist, oder eine Ladestation zu drosseln, wenn der Hausanschluss an seine Grenzen stösst.

Das Netz hat keine unbegrenzte Kapazität. Mit zunehmender Elektrifizierung von Wärme und Mobilität steigen die Lastspitzen, und der Ausbau des Netzes ist teuer und langsam. Flexible Lasten im Gebäude können einen Teil dieser Spitzen abfedern, wenn sie koordiniert gesteuert werden. Genau das ist der Kern der Netzdienlichkeit: nicht weniger Strom verbrauchen, sondern ihn besser verteilen.

Für Betreiber ist das zunächst eine technische Frage. Welche Geräte im Gebäude sind flexibel steuerbar? Welche Lasten lassen sich verschieben, ohne den Komfort zu beeinträchtigen? Und welche Schnittstellen braucht es, damit die Gebäudeautomation auf ein externes Signal reagieren kann? Erst wenn diese Fragen beantwortet sind, kann ein Gebäude tatsächlich netzdienlich betrieben werden.

Die VSE-Branchendokumente beschreiben verschiedene Flexibilitätsprodukte und Mechanismen, über die Netzbetreiber mit Verbrauchern interagieren können. Die genauen Ausgestaltungen variieren, aber das Grundprinzip ist überall gleich: Ein Signal kommt von aussen, das Gebäude reagiert, und der Betreiber profitiert entweder über einen günstigeren Tarif oder über eine direkte Vergütung.

Welche Lasten im Gebäude flexibel sind

Nicht jede Last im Gebäude lässt sich beliebig verschieben. Es gibt einen klaren Unterschied zwischen Lasten, die zeitlich flexibel sind, und solchen, die sofort bedient werden müssen.

Wärmepumpen und Heizung

Wärmepumpen gehören zu den interessantesten flexiblen Lasten im Gebäude. Sie haben eine hohe elektrische Leistungsaufnahme, und die Wärme, die sie erzeugen, lässt sich im Gebäude und in Pufferspeichern speichern. Das bedeutet: Eine Wärmepumpe kann zu einem günstigen Zeitpunkt mehr Wärme erzeugen als gerade benötigt wird, und diese Wärme steht später zur Verfügung, ohne dass die Pumpe laufen muss.

Die Schnittstelle dafür ist in vielen Wärmepumpen bereits vorhanden: SG-Ready ist ein einfaches Signal, das der Wärmepumpe mitteilt, ob sie normal, reduziert, erhöht oder gesperrt betreiben soll. Vier Zustände, zwei Eingänge, kein komplexes Protokoll. Wer eine Wärmepumpe mit SG-Ready-Eingang hat, kann sie bereits heute in eine tarifgesteuerte Betriebsweise einbinden, sofern die übergeordnete Steuerung das Signal liefert.

Für komplexere Anlagen mit mehreren Wärmepumpen, Pufferspeichern und Heizkreisen braucht es mehr. Hier kommt die Gebäudeautomation ins Spiel, die Sollwerte, Betriebsmodi und Sperrzeiten koordiniert und dabei sowohl den Komfort als auch die Energiekosten im Blick behält.

Batteriespeicher

Ein Batteriespeicher ist von Natur aus flexibel. Er kann laden, wenn Strom günstig ist, und entladen, wenn er teuer ist oder wenn der Eigenverbrauch von Solarstrom maximiert werden soll. In Teil 6 dieser Serie, «Batteriespeicher im Gebäude: Wann lohnt er sich wirklich?», haben wir die wirtschaftlichen Aspekte ausführlich behandelt. Hier geht es um die Steuerungslogik.

Ein Speicher, der nur auf den aktuellen Solarertrag reagiert, nutzt sein Potenzial nicht vollständig. Ein Speicher, der zusätzlich Tarifinformationen verarbeitet, kann entscheiden, ob er jetzt laden oder auf eine günstigere Stunde warten soll. Das erfordert eine Steuerung, die Tarifsignale empfangen und verarbeiten kann, und eine Schnittstelle zum Speichersystem, die mehr als nur Ein/Aus kennt.

Ladestationen für Elektrofahrzeuge

Ladestationen sind besonders interessante flexible Lasten, weil die meisten Fahrzeuge über Stunden an der Station hängen, aber nur einen Bruchteil dieser Zeit tatsächlich Leistung benötigen. Ein Fahrzeug, das um 18 Uhr angesteckt wird und bis 7 Uhr morgens Zeit hat, muss nicht sofort mit voller Leistung laden. Die Steuerung kann den Ladevorgang in die günstigsten Stunden verschieben, solange das Fahrzeug zum gewünschten Zeitpunkt voll ist.

OCPP (Open Charge Point Protocol) ist der Standard, über den Ladestationen mit einem übergeordneten Lastmanagementsystem kommunizieren. Wer Ladestationen mit OCPP-Unterstützung einsetzt, kann sie in eine tarifgesteuerte Betriebsweise einbinden. Die Grundlagen zur Ladeinfrastruktur und zum Lastmanagement haben wir in Teil 4 («Ladeinfrastruktur nach SIA 2060: Vom Leerrohr bis zur Ladestation») und Teil 5 («Lastmanagement: Mehr Ladepunkte und Wärmepumpen am gleichen Hausanschluss») dieser Serie beschrieben.

Was die Gebäudeautomation leisten muss

Wenn Strom zu verschiedenen Zeiten unterschiedlich kostet, wird die Gebäudeautomation zum Energiemanager. Das ist keine Metapher, sondern eine technische Anforderung. Die GA muss Tarifsignale empfangen, sie interpretieren und daraus Steuerbefehle für die angeschlossenen Systeme ableiten, ohne den Komfort zu beeinträchtigen und ohne die Grenzen des Hausanschlusses zu überschreiten.

Das setzt mehrere Dinge voraus. Erstens braucht es eine Kommunikationsschnittstelle nach aussen, über die Tarifsignale oder Netzsignale empfangen werden können. Das kann ein einfaches digitales Signal sein (wie SG-Ready), eine Modbus-Verbindung, eine API-Anbindung an ein Energiemanagementsystem oder in Zukunft möglicherweise EEBus, ein Protokoll, das speziell für die Kommunikation zwischen Energiegeräten entwickelt wurde.

Zweitens braucht es eine Logik in der GA, die entscheidet, wie auf ein Signal reagiert wird. Diese Logik muss Prioritäten kennen: Was ist wichtiger, die Raumtemperatur oder der günstige Tarif? Wie lange darf eine Wärmepumpe gesperrt bleiben? Wie viel Ladekapazität muss für ein Fahrzeug reserviert werden, das in zwei Stunden abfahren muss? Diese Fragen lassen sich nicht pauschal beantworten, sie müssen für jedes Gebäude individuell konfiguriert werden.

Drittens braucht es Messdaten. Eine tarifgesteuerte Betriebsweise ohne gutes Monitoring ist blind. Wer nicht weiss, wie viel Strom wann verbraucht wird, kann nicht sinnvoll optimieren. Das Messkonzept ist deshalb kein nachgelagertes Thema, sondern Teil der Planung. Wir haben das in unseren Artikeln «Energiemonitoring: mehr als Zählerablesung, was man wirklich ablesen sollte» und «Vom Messkonzept zum Messstellenplan» ausführlich behandelt.

Die Norm SN EN ISO 52120-1 (SIA 386.111) beschreibt, wie die Gebäudeautomation zur Energieeffizienz beiträgt, und definiert GA-Effizienzklassen. Eine Anlage, die auf zeitvariable Tarife reagieren kann, erfüllt Anforderungen der höheren Effizienzklassen. Das ist kein Selbstzweck, sondern ein Hinweis darauf, dass die Norm diese Funktionalität als relevant einstuft.

Prognose und Optimierung: Mehr als Reaktion

Eine rein reaktive Steuerung, die auf ein Signal wartet und dann handelt, ist ein erster Schritt. Besser ist eine vorausschauende Steuerung, die auf Basis von Prognosen entscheidet. Wetterdaten, Solarertragsprognosen, Lastprofile und Tarifinformationen können kombiniert werden, um den Betrieb eines Gebäudes über mehrere Stunden oder einen ganzen Tag zu optimieren.

Ein vereinfachtes Beispiel, das nur das Prinzip illustriert: Wenn die Prognose für den nächsten Morgen viel Solarertrag zeigt, kann die Steuerung entscheiden, die Wärmepumpe in der Nacht weniger zu betreiben und stattdessen am Morgen mit günstigem Solarstrom zu heizen. Wenn gleichzeitig ein niedriger Netztarif in der Nacht verfügbar ist, muss die Steuerung abwägen, welche Option günstiger ist. Das ist keine triviale Aufgabe, und sie erfordert eine Steuerungslogik, die über einfache Zeitprogramme hinausgeht.

Solche Optimierungsansätze werden heute von spezialisierten Energiemanagementsystemen (EMS) übernommen, die als übergeordnete Schicht über der Gebäudeautomation arbeiten. Sie kommunizieren mit der GA über standardisierte Schnittstellen und geben Sollwerte oder Betriebsmodi vor. Die GA setzt diese um und sorgt für den sicheren Betrieb der Anlagen.

Wichtig ist dabei: Ein EMS ersetzt die GA nicht. Es ergänzt sie. Die GA bleibt verantwortlich für die Regelung, die Sicherheitsfunktionen und die Kommunikation mit den Feldgeräten. Das EMS übernimmt die übergeordnete Optimierung. Diese Arbeitsteilung muss bei der Planung klar definiert werden, sonst entstehen Konflikte zwischen den Systemen.

Anforderungen an Messung und Kommunikation

Zeitvariable Tarife setzen voraus, dass der Verbrauch zeitaufgelöst gemessen wird. Ein Jahresverbrauch reicht nicht mehr. Es braucht Viertelstunden- oder Stundenwerte, die dem Netzbetreiber zur Verfügung stehen und die auch intern für die Steuerung genutzt werden können.

Smart Meter sind die Voraussetzung dafür. In der Schweiz schreitet deren Einführung voran, aber der Stand variiert je nach Netzbetreiber und Region. Wer noch keinen Smart Meter hat, sollte beim Netzbetreiber nachfragen, wann die Umrüstung geplant ist und welche Tarifmodelle danach verfügbar sein werden.

Auf der Gebäudeseite braucht es zusätzlich eine interne Messinfrastruktur, die den Verbrauch der einzelnen Lasten erfasst. Nur wer weiss, wie viel die Wärmepumpe, der Speicher und die Ladestationen jeweils verbrauchen, kann die Steuerung sinnvoll konfigurieren und den Erfolg der Optimierung nachweisen. Das ist auch aus Sicht der Betriebsoptimierungspflicht relevant, die wir in unserem Artikel «Betriebsoptimierungspflicht: Was Eigentümer und Facility Manager beachten müssen» beschrieben haben.

Die Kommunikation zwischen den Systemen folgt verschiedenen Standards. Modbus ist weit verbreitet und wird von vielen Wärmepumpen, Speichern und Wechselrichtern unterstützt. OCPP ist der Standard für Ladestationen. BACnet ist der Standard für die Gebäudeautomation. Ein gut geplantes System definiert, welches Protokoll auf welcher Ebene verwendet wird und wie die Übergänge zwischen den Ebenen gestaltet sind.

Was heute schon vorbereitet werden sollte

Die Tarifmodelle sind noch nicht überall verfügbar, aber die technischen Voraussetzungen lassen sich heute schaffen. Wer eine Anlage neu plant oder saniert, sollte folgende Punkte berücksichtigen:

Schnittstellen vorsehen. Wärmepumpen mit SG-Ready-Eingang wählen, Speicher und Wechselrichter mit offenen Kommunikationsschnittstellen (Modbus, Sunspec) beschaffen, Ladestationen mit OCPP-Unterstützung einsetzen. Diese Entscheidungen fallen bei der Beschaffung, nicht nachträglich.

Messinfrastruktur planen. Ein Messkonzept, das den Verbrauch der einzelnen Lasten erfasst, ist Grundlage für jede spätere Optimierung. Unterzähler für Wärmepumpe, Speicher und Ladeinfrastruktur sind keine Luxus, sondern Voraussetzung.

GA-Logik vorbereiten. Die Steuerungslogik für eine tarifgesteuerte Betriebsweise muss geplant und dokumentiert werden. Das umfasst Prioritäten, Sperrzeiten, Mindestlaufzeiten und die Schnittstellen zu einem übergeordneten EMS, falls eines geplant ist.

Netzbetreiber einbeziehen. Welche Tarifmodelle sind heute verfügbar? Wann kommt der Smart Meter? Gibt es Förderprogramme für flexible Lasten? Diese Fragen sollten frühzeitig geklärt werden, damit die Planung auf die tatsächlichen Möglichkeiten ausgerichtet ist.

Dokumentation sicherstellen. Eine tarifgesteuerte Anlage ist komplex. Wer die Logik nicht dokumentiert, hat beim nächsten Wechsel des Betriebspersonals oder des Dienstleisters ein Problem. Die Dokumentation gehört zur Anlage, nicht zum Projekt.

Ein vereinfachtes Rechenbeispiel zur Illustration des Prinzips: Wenn eine Wärmepumpe mit einer Leistungsaufnahme von 5 kW täglich vier Stunden in eine günstigere Tarifzone verschoben werden kann, ergibt das 20 kWh pro Tag, die zu einem anderen Tarif bezogen werden. Wie gross der finanzielle Effekt ist, hängt vom konkreten Tarifmodell ab, das der Netzbetreiber anbietet. Das Beispiel zeigt nur die Grössenordnung der verschiebbaren Energie, nicht einen garantierten Spareffekt.

Der rote Faden zu unseren Fachbeiträgen

Dieser Artikel baut auf mehreren früheren Teilen dieser Serie auf. Die Grundlagen zum Eigenverbrauch und zur wirtschaftlichen Einordnung finden Sie in Teil 1, «Eigenverbrauch statt Einspeisung: Wie sich Solarstrom im Gebäude rechnet». Die Möglichkeiten zur Gemeinschaftsnutzung von Solarstrom, also ZEV, vZEV und LEG, behandeln Teil 2 («ZEV und vZEV: Solarstrom im Mehrparteiengebäude teilen») und Teil 3 («Lokale Elektrizitätsgemeinschaft (LEG): Strom im Quartier teilen»). Ladeinfrastruktur und Lastmanagement sind Thema von Teil 4 und Teil 5. Die wirtschaftliche Beurteilung von Batteriespeichern behandelt Teil 6. Wie PV, Speicher und Laden in die Gebäudeautomation eingebunden werden, zeigt abschliessend Teil 8, «PV, Speicher und Laden in die Gebäudeautomation einbinden».

Zum Thema Energiemonitoring und Messkonzept empfehlen wir unsere Artikel «Energiemonitoring: mehr als Zählerablesung, was man wirklich ablesen sollte», «Vom Messkonzept zum Messstellenplan» und «Datenqualität im Monitoring: warum falsche Zähler falsche Entscheide erzeugen». Die Betriebsoptimierungspflicht und die Anforderungen der Norm SN EN ISO 52120-1 behandeln wir in «Betriebsoptimierungspflicht: Was Eigentümer und Facility Manager beachten müssen» und «ISO 52120: Gebäudeautomation messbar bewerten». Wer verstehen möchte, was eine gut geplante GA grundsätzlich leisten kann, findet den Einstieg in unserer Serie «GA verstehen», insbesondere in Teil 2, «GA verstehen, Teil 2: Was steuert die GA, und was regelt sie?».

Fazit

Zeitvariable Tarife und Netzdienlichkeit sind keine fernen Zukunftsthemen. Die rechtlichen Grundlagen sind mit dem revidierten StromVG geschaffen, die technischen Standards existieren, und die ersten Tarifmodelle sind bei einzelnen Netzbetreibern bereits verfügbar. Was noch fehlt, ist in vielen Gebäuden die technische Vorbereitung.

Wärmepumpen, Batteriespeicher und Ladestationen sind die zentralen flexiblen Lasten im Gebäude. Sie alle lassen sich tarifgesteuert betreiben, wenn die richtigen Schnittstellen vorhanden sind und die Gebäudeautomation die nötige Logik mitbringt. Wer heute bei der Beschaffung und Planung auf offene Kommunikationsstandards achtet, ein durchdachtes Messkonzept umsetzt und die Steuerungslogik dokumentiert, ist für die Tarifmodelle von morgen vorbereitet.

Die Gebäudeautomation wird dabei zum Energiemanager. Nicht weil das ein schönes Bild ist, sondern weil keine andere Systemebene die nötige Koordination zwischen Wärmepumpe, Speicher, Ladestation und externem Signal leisten kann. Das erfordert Planung, Fachkenntnis und eine klare Vorstellung davon, was das Gebäude leisten soll, heute und in zehn Jahren.

Sie haben Fragen dazu?

Sie planen eine Anlage mit Wärmepumpe, Speicher oder Ladeinfrastruktur und möchten wissen, wie Sie die Schnittstellen für zeitvariable Tarife vorbereiten? Oder Sie betreiben bereits eine Anlage und fragen sich, was heute schon möglich ist? Wir besprechen das gerne mit Ihnen und zeigen, welche Massnahmen in Ihrer Situation sinnvoll sind. Schreiben Sie uns unter info@wenget.ch oder besuchen Sie wenget.ch.

Quellenverzeichnis

• Bundesgesetz über die Stromversorgung (StromVG) in der Fassung ab 1. Januar 2026, insbesondere Bestimmungen zu Marktöffnung, Flexibilität und Netznutzungstarifen
• Stromversorgungsverordnung (StromVV) in der Fassung ab 1. Januar 2026
• Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien (Mantelerlass), angenommen an der Volksabstimmung vom 9. Juni 2024
• Bundesgesetz über die Energieversorgung (Energiegesetz, EnG) und Energieverordnung (EnV), Bestimmungen zum Zusammenschluss zum Eigenverbrauch
• ElCom (Eidgenössische Elektrizitätskommission): Regulatorische Grundlagen zu Messung und Tarifmodellen, www.elcom.admin.ch
• VSE (Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen): Branchendokumente zu Eigenverbrauch, Flexibilität und Messkonzepten, inkl. Handbuch Eigenverbrauch, www.strom.ch
• Swissolar: Grundlagen zur Photovoltaik und zum Eigenverbrauch, www.swissolar.ch
• SN EN ISO 52120-1 (SIA 386.111): Energieeffizienz von Gebäuden, Beitrag der Gebäudeautomation und des Gebäudemanagements
• SIA 2060: Infrastruktur für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
• SN 411000 (NIN): Niederspannungs-Installationsnorm
• OCPP (Open Charge Point Protocol): Open Charge Alliance, www.openchargealliance.org
• Eigene Projekterfahrung der WENGET GmbH aus GA-Planung, Energieberatung und Betriebsoptimierung von Liegenschaften mit PV, Speicher und Ladeinfrastruktur