SI/502686

Schlussbericht

Ausgangslage Im BFE P+D-Vorgängerprojekt GIASES wurden die technischen Voraussetzungen für die Nutzung von Flexibilitäten im Verteilnetz geschaffen und in einer realen Netzumgebung getestet. Um das volle Potenzial dieser Flexibilitäten für eine sinnvolle Lastverschiebung – und damit eine Reduktion des Netzausbaubedarfs – auszuschöpfen, müssen die Eigentümer bei der Flexibilitätsnutzung aktiv einbezogen werden. Das BFE P+D-Projekt EkoFlex definiert und evaluiert verschiedene Geschäftsmodelle, die genau diesen Einbezug ermöglichen. Ziele Hauptziel war die Demonstration und Umsetzung eines multifaktoriell optimierten Flexibilitätsmanagements. Durch Abgleich der EVU-Interessen mit Kundenakzeptanz und -verhalten sollte der Bedarf an Netzverstärkung so weit wie möglich reduziert werden. Zudem sollten die im Vorgängerprojekt entwickelten Algorithmen für Disaggregation, Vorhersage und Lastverschiebung optimiert und durch einen MLOps-Workflow ergänzt werden. Herangehensweise Der Ansatz kombinierte technische Entwicklung mit sozialwissenschaftlicher Forschung. Qualitative Leitfadeninterviews und eine darauf aufbauende quantitative Befragung untersuchten die Akzeptanz preis- und belohnungsbasierter Demand-Response-Programme. Parallel wurden die Algorithmen zur Disaggregation und Vorhersage von Wärmepumpen und E-Ladestationen weiterentwickelt und über MLflow in einen produktionstauglichen MLOps-Prozess eingebunden. Neue Tarifmodelle – Flex, Flex Plus sowie bestehende Wärmepumpen- und Boilertarife – wurden Anfang 2025 bei den Technischen Betrieben Vilters-Wangs eingeführt und anhand realer Verbrauchsdaten ausgewertet. Wichtigste Ergebnisse Die Befragungen bestätigen eine grundsätzliche Offenheit der Endkunden gegenüber Flexibilitätsprogrammen, sofern der Aufwand gering bleibt und neben finanziellen auch ökologischen Anreizen sowie ein Beitrag zur regionalen Versorgungssicherheit erkennbar sind. Die Verhaltensdaten zeigten jedoch ein klares Intention-Behaviour-Gap: Der neu eingeführte Flex-Tarif führte nur zu einer vernachlässigbaren Verschiebung des Verbrauchs aus den Hochtarifzeiten. Die aktive, automatisierte Ansteuerung von Flexibilitäten erwies sich demgegenüber als deutlich wirkungsvoller. Im technischen Teil wurden die Vorhersagealgorithmen für Wärmepumpen spürbar verbessert und ein neues probabilistisches Modell für E-Ladestationen entwickelt. Die Disaggregation von Wärmepumpen in Einfamilienhäusern bleibt aufgrund fehlender separat gemessener Trainingsdaten anspruchsvoll. Schlussfolgerungen Preisbasierte Instrumente allein reichen nicht aus, um das Flexibilitätspotenzial in Verteilnetzen wirksam zu erschliessen. Einer der grössten Hebel liegt in der direkten, automatisierten Ansteuerung steuerbarer Lasten durch die EVU, ergänzt durch verhaltensorientierte Massnahmen, die den individuellen und kollektiven Mehrwert sichtbar machen. Die Ergebnisse bilden eine belastbare Grundlage für den weiteren Ausbau eines Flexibilitätsmarkts in Schweizer Verteilnetzen und tragen zu den Zielen der Energiestrategie 2050 bei.