• Verteilnetzmodell
    • GenĂŒgend Produktion aus erneuerbaren Energien ist machbar – mit genĂŒgend Zeit und Geld – und mit Sicht auf die Jahresbilanz.
    • Die wahre Herausforderung ist die zeit- und ortsgerechte VerfĂŒgbarkeit: Strom muss zur richtigen Zeit am richtigen Ort verfĂŒgbar sein.
    • Der örtliche Abgleich erfolgt ĂŒber das Stromnetz. Wie bisher werden das die Verteilnetzbetreiber kĂŒnftig sicherstellen.
    • Die Verantwortung fĂŒr die zeitgerechte VerfĂŒgbarkeit ist mit dem heutigen Marktdesign unklar. Der Netzbetreiber ist als Grundversorger involviert.
    • Der zeitliche Abgleich, insbesondere die saisonale Speicherung, ist nicht gelöst. Die Verantwortung dafĂŒr muss geklĂ€rt, Lösungen mĂŒssen erarbeitet werden.
    • Die Energiestrategie muss ganzheitlich angepackt werden. Die Teildiskussion «genĂŒgend Zubau in der Jahresbilanz» genĂŒgt nicht.

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  • Speicher und Netznutzung
    • Dezentrale Speicher können den Endverbrauch optimieren und den kurzzeitigen Abgleich von Produktion und Verbrauch unterstĂŒtzen.
    • Endverbraucher mit dezentralen Speichern beanspruchen das Verteilnetz bei Be-zug und RĂŒckspeisung – je nach Betriebsart – mehr oder weniger stark.
    • Geeignete Netznutzungstarife geben Endverbrauchern mit Speicher die Anreize, sich netzdienlich zu verhalten.
    • Netzeinspeisung und Netzbezug nach Vorgaben des Netzbetreibers können als netzdienliche FlexibilitĂ€t entschĂ€digt werden.
    • Der saisonale Abgleich – die grösste Herausforderung der sicheren Stromversorgung mit erneuerbaren Energien – wird mit dezentralen Speichern nicht gelöst.
    • Eine Befreiung von Netznutzungsentgelten oder deren RĂŒckerstattung wirkt kontraproduktiv. Der Speicherbetrieb wird dann anderweitig optimiert.

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  • PV-Einspeiselimitierung
    • PV-Anlagen speisen typischerweise gleichzeitig ins Netz ein. Die maximale Produktion erreichen sie allerdings nur ĂŒber eine kurze Zeitdauer im Jahr.
    • Das Verteilnetz muss auf diese Produktionsspitzen ausgelegt werden.
    • Mit einer sinnvollen Limitierung der PV-Einspeiseleistung kann der kostspielige Netzausbau beschrĂ€nkt und das Fördersystem effizienter gestaltet werden.
    • Die Limitierung der PV-Einspeiseleistung verursacht einen nur geringen Energieverlust der Produzenten. Eigenverbrauch vermeidet ihn gĂ€nzlich.
    • Damit erlaubt die Limitierung der PV-Einspeiseleistung bei gleicher NetzkapazitĂ€t die Aufnahme von wesentlich mehr Energie im Verteilnetz.

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  • Liberalisierung Messwesen

    Das Bundesgesetz ĂŒber eine sichere Versorgung mit erneuerbaren Energien ist anspruchsvoll, sowohl fĂŒr Netzbetreiber als auch fĂŒr deren Kunden. Die sichere Versorgung mit erneuerbaren Energien ist ein Muss. Diesem Ziel sollte eine hohe PrioritĂ€t zugeordnet werden. Umso mehr erstaunt es, dass im Gesetz Massnahmen vorgeschlagen werden, welche zwar nichts zur Zielerreichung beitragen, aber die bereits ohnehin schwierige Aufgabe zusĂ€tzlich erschweren.

    Der VSGS lehnt die Liberalisierung des Messwesens aus folgenden GrĂŒnden ab:

    • Die KomplexitĂ€t der Prozesse und der administrative Aufwand wĂŒrden zunehmen, die Prozesssicherheit und damit die DatenqualitĂ€t hingegen abnehmen.
    • Die Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben zur EinfĂŒhrung der intelligenten Messsysteme wĂ€re problematisch.

    Das vom VSGS erarbeitete Whitepaper zeigt die zu erfĂŒllenden Aufgaben des Messwesens auf und erlĂ€utert, dass und warum die Verantwortung dafĂŒr beim Netzbetreiber bleiben sollte. Eine Liberalisierung des Messwesens, wie vom Bundesrat verabschiedet, wĂ€re vor allem eine Massnahme ohne grossen Nutzen, die unnötige Mehrkosten fĂŒr die Allgemeinheit verursachen wĂŒrde. Sie wĂŒrde den laufenden Smart-Meter Rollout gefĂ€hrden, und damit einen wichtigen Baustein auf dem Weg zu einer Stromversorgung mit erneuerbaren Energien.

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  • Netzintegration von E-MobilitĂ€t
    • Die ElektromobilitĂ€t nimmt Fahrt auf. Die zugehörigen Ladeprozesse erzeugen im Verteilnetz Leistungsspitzen und bedingen einen Netzausbau.
    • Der Netzausbau kann beschrĂ€nkt werden, wenn Elektrofahrzeuge nicht «so schnell wie möglich», sondern nur «so schnell wie nötig» geladen werden.
    • Das setzt die Bereitschaft der Nutzerinnen und Nutzer voraus, ihr Ladeverhalten anzupassen.
    • FĂŒr ein intelligentes Lademanagement ist neben den technischen Voraussetzungen die Zustimmung der Nutzerinnen und Nutzer nötig.
    • Die richtigen tariflichen Anreize motivieren die Nutzerinnen und Nutzer, ihr Verbrauchsverhalten anzupassen oder einem Lademanagement zuzustimmen.

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  • Tarifierung Netze

    Die Netztarifierung hat im Wesentlichen zwei Funktionen:

    • Verursachergerechte Kostenallokation an die Verbraucher
    • Anreize fĂŒr netzdienliches Verbrauchsverhalten

    Bisher waren als Messgrösse fĂŒr die Tarifierung der grossen Mehrheit der Endkunden nur die bezogene Menge in kWh gemĂ€ss ZĂ€hlerablesung ĂŒber eine grössere Zeitperiode verfĂŒgbar. Mit Smart Metern stehen neu viertelstĂŒndliche Verbrauchswerte zur VerfĂŒgung. Diese Messwerte sind eine wesentlich verursachergerechtere Bemessungsgrundlage fĂŒr die Beanspruchung des Netzes. Mit neuen Tarifmodellen auf Basis solcher LastgĂ€nge lassen sich sinnvollere Anreize fĂŒr das Verbrauchsverhalten setzen. Sie bilden somit den wichtigsten SchlĂŒssel eines Smart Grids und erlauben, den Kunden besser einzubinden. Energieeffizienz sollte nicht via Netztarife angestrebt werden.

  • Umverteilungseffekte aufgrund Eigenverbrauch
    • Eigenverbrauchsregelung ist eine Förderung der PV-Produktion durch Umverteilung von Netznutzungskosten ohne Reduktion der Netzkosten.
    • Diese zusĂ€tzliche Förderung betrĂ€gt ĂŒber die Lebensdauer von 25 Jahren gerechnet 500–750 CHF pro kW installierte Leistung.
    • Die Zusatzsubventionierung ist nicht transparent und ohne geplantes Auslaufen. Eine Ausweitung der Möglichkeiten des Eigenverbrauches (diverse ZEV-Modelle) vergrössert den Effekt zusĂ€tzlich.
    • Durch Leistungstarife reduziert sich die Quersubventionierung proportional.

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