Stromnetz entlasten – Gebäudemasse als Energiespeicher
Die thermische Masse von Gebäuden kann zusammen mit Wärmepumpen und Gebäudeautomation als Speicher für das Stromnetz dienen und den Netzausbau entlasten. In diesem Fachartikel wird gezeigt, welche technischen Voraussetzungen dafür nötig sind und warum die Gebäudeautomation dabei zur Schlüsseltechnologie wird.
Die Verteilnetzstudie des Bundes beziffert den Investi-tionsbedarf bis 2050 auf rund 75 Milliarden Franken im Netto-Null-Szenario – gut 30 Milliarden mehr als ohne Klimaziel. Die auslegungsrelevante Last in der Niederspannung steigt von heute etwa 24 auf rund 36 GW, wobei Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen mit 17,5 GW knapp die Hälfte beitragen. Dämpfen lässt sich dieser zusätzliche Ausbaubedarf um bis zu 18 Milliarden Franken, indem die Flexibilität im Gebäudebestand genutzt wird: PV mit Batteriespeicher, Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen, Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen mit Wasserspeicher – und die thermische Masse der Gebäude selbst. Das Zusammenspiel dieser Technologien erlaubt es, den Stromverbrauch gezielt zu steuern und elektrische Lasten zeitlich zu verschieben, um das Versorgungsnetz zu stabilisieren – bezeichnet als «Lastmanagement». Ein Beispiel zeigt Abb. 1: der netzdienliche Betrieb einer Wärmepumpe, sofern eine thermische Speicherfähigkeit vorhanden ist und ein netzdienliches Signal – etwa ein dynamischer Strompreis – den Bedarf des lokalen Netzbetreibers abbildet.
Hier steht die thermische Masse des Gebäudes selbst im Fokus: Der Beton ist bereits gebaut und bezahlt und wirkt im Zusammenspiel mit einer strombetriebenen Heiz- oder Kälteanlage als flexibler Grossspeicher für das Netz. Man spricht vom Sektorkopplungspfad «Power-to-Heat» bzw. «Power-to-Cold».
Der Handlungsdruck ist quantifiziert
Netzrelevant wird die Gebäudemasse erst durch die Elektrifizierung der Wärmeerzeugung. Rund 80 Prozent der neu installierten Heizsysteme in der Schweiz sind heute Wärmepumpen, knapp 20 Prozent der Gebäude sind damit beheizt – und in den Netto-Null-Szenarien wird dieser Anteil weiter steigen.
Für das Netz zählt indes nicht die Energie, sondern Leistung und Dauer. Gemäss dem Konsortium «Pathfndr» lässt sich die Wärmepumpenlast bei 0 °C Aussentemperatur 2 bis 10 Stunden unterbrechen, ohne den Komfortbereich zu verlassen; eine durchschnittliche Wärmepumpe verschiebt dabei rund 7 kW, über zwei Stunden also etwa 14 kWh. Die Wirkung entsteht erst im Verbund: Hochgerechnet auf den Kanton Zürich ergäbe dies ein theoretisches Maximum von rund 1,7 GWh verschiebbarer Last. Auf Systemebene beziffert dieselbe Untersuchung die verschiebbare Last aus Wärmepumpen auf rund 5 TWh, mehr als jene der Elektromobilität mit 3 TWh; ihre Nutzung senkt den systemweit erforderlichen Batteriespeicher um etwa 11 Prozent.
Was davon realistisch auf die Gebäudemasse entfällt, hat die Fachhochschule Nordwestschweiz (FHNW) für den Gebäudepark der Stadt Zürich beziffert: 690 MWh Wärme pro Tag, bei einer Jahresarbeitszahl von vier 172 MWh elektrisch oder eine elektrische Dauerleistung von rund 7 MW.
Nutzung und Möglichkeiten
Neben der elektrischen Wärmeerzeugung spielen Bauphysik und Anlagentechnik eine wichtige Rolle für die Nutzbarkeit – nämlich, wie die Masse erreicht wird. Radiatoren laden die Bauteile nur indirekt über die Raumluft: Bis die Wärme in der Masse ankommt, ist die Raumtemperatur bereits an der Komfortgrenze. Fussbodenheizungen aktivieren den Estrich direkt (Abb. 2, links), sind aber in Wohnbauten meist durch die Trittschalldämmung vom tragenden Betonkern entkoppelt. Bei thermisch aktivierten Bauteilsystemen (TABS) liegen die Rohre im Beton selbst (Abb. 2, rechts); die Wärme wird zuerst von der Struktur aufgenommen und verzögert an den Raum abgegeben. Daher kommen praktisch nur Gebäude mit solchen Wärmeabgabesystemen infrage. Bei ihnen macht sich ein Unterbruch von einer Viertelstunde bis zu mehreren Stunden im Raum kaum bemerkbar.
Damit ist der Speicher vorhanden, aber noch nicht bewirtschaftet. Dafür braucht es eine Betriebsweise, welche die Speicherfähigkeit über die Energieeffizienz hinaus auch für die Netzdienlichkeit erschliesst. Zwei Wege führen zum Ziel, und sie unterscheiden sich fundamental: im Aufwand, in der erreichbaren Präzision und darin, wie weit sie erprobt sind.
Hightech: Erprobt im Einzelfall, offen in der Fläche
Der anspruchsvolle Weg verlangt ein Energiemanagementsystem (EMS), vorzugsweise mit einer vorausschauenden Regelung, die anhand mathematischer Optimierung Netzsignal, Anlagenphysik und Komfortband gegeneinander abwägt, statt das Signal nur weiterzureichen. Das heisst: belastbare Messdaten, ein durchgängiges Kommunikations-Framework mit definierten Schnittstellen, mathematische Modelle des Systems und Systemintegratoren, die Anlagentechnik und Kommunikation gleichermassen beherrschen. Erst damit wird aus Flexibilität eine zusagbare Grösse – und das Gebäude zu einem möglichen Bestandteil eines intelligenten Stromnetzes (Smart Grid), in dem Erzeugung, Speicherung und Verbrauch so aufeinander abgestimmt werden, dass sich Leistungsschwankungen ausgleichen.
Der Zugang zum Regelenergiemarkt steht seit 2018 offen: Swissgrid liess damals zu, dass Anlagen ausschliesslich positive oder ausschliesslich negative Sekundärregelleistung anbieten. Seither können auch thermische Lasten teilnehmen. Das grösste Schweizer Vorhaben war Tiko: Das Zürcher Unternehmen verband Elektroheizungen zu einem Netzwerk und verschob auf Anforderung von Swissgrid die Heizzyklen einzelner Teilnehmer; angestrebt waren 70 000 Haushalte mit 70 MW Regelleistung.
Auf der Algorithmikseite wurden im Projekt «OptiControl» (Empa, ETH Zürich) vorausschauende Strategien auf Basis einer modellprädiktiven Regelung für ein Bürogebäude entwickelt, die sich auch zur Berücksichtigung dynamischer Preise erweitern liessen. Das Empa- und ETH-Spin-off Viboo demonstriert die vollständige Kette: von der KI-gestützten Identifikation eines Gebäudemodells über den Regelalgorithmus bis zur Anpassung der Stellgrösse auf der Feldebene im laufenden Betrieb. Die Anwendung liegt bislang bei radiatorbeheizten Bestandsbauten und ist damit für die Netzdienlichkeit nur begrenzt geeignet. Entscheidend ist jedoch nicht die heutige Anwendung, sondern die Kette selbst: Sie ist genau das, was eine netzdienliche Betriebsweise voraussetzt.
Der Einsatz solcher vernetzten Systeme bringt allerdings ein Cybersicherheitsrisiko mit sich; die KBOB-Empfehlung «IKT-Sicherheit in der Gebäudeautomation» gibt dafür den Rahmen vor.
Lowtech: Vorhanden, aber unerprobt für Netzdienlichkeit
Die Wärme braucht im Betonkern mehrere Stunden, bis sie den Raum erreicht, und bei dämmungsabhängigen Auskühlzeiten von über 150 Stunden bewegt sich eine Flexibilität von 15 Minuten bis einer Stunde weit unterhalb der Reaktionszeit des Systems. Eine minutengenaue Regelung ist dafür nicht erforderlich. Wie viel Spielraum zur Verfügung steht, definiert das Komfortband nach SIA 180 von 4 Kelvin. Wie robust diese Flexibilität im Betrieb ist, zeigt eine FHNW-Untersuchung an einem Mehrfamilienhaus in Massivbauweise und einem Standardbürogebäude: Beide Gebäudetypen bestätigen die thermische Masse als wesentlichen Bestandteil der energetischen Flexibilität, doch lässt sie sich im Wohnbau besser nutzen als im Bürobau. Ausschlaggebend sind dort die internen Lasten, deren Wirkung gegenläufig ist: Im Winter verkürzen sie die erforderliche Laufzeit der Wärmepumpe im Heizbetrieb, im Sommer verlängern sie jene im Kühlbetrieb.
Die Bausteine Zeitprogramme, Sollwertverschiebung, Leistungsbegrenzung und Anlagenzustände mit Peripherie existieren also. In vielen Anlagen laufen sie bereits, nur zeitgesteuert statt signalgesteuert. Der Schritt ist damit kein Entwicklungsschritt, sondern ein anderer Auslöser für eine vorhandene Funktion.
Was für beide Wege gilt
Hightech skaliert in die Tiefe, Lowtech in die Breite. Für die Engpässe, die ab 2030 in der Nieder- und Mittelspannung erwartet werden, ist die Breite kurzfristig wertvoller (die Tiefe braucht Zeit, Standards und tragfähige Geschäftsmodelle). Vorausgesetzt sind in beiden Fällen dieselben drei Dinge: ein Gebäude, dessen Wärmeabgabesystem die Struktur direkt aktiviert, eine elektrische Wärmeerzeugung und eine zuverlässige Gebäudeautomation, die unter anderem ein Signal von aussen zuverlässig entgegennimmt und in einen Anlagenzustand umsetzt.
Die Signalfrage ist dabei der eigentlich offene Punkt, denn das Signal kommt von aussen. Marktpreis, lokale Netzsitua‑tion und Systemstabilität können in derselben Viertelstunde in entgegengesetzte Richtungen zeigen: Ein Energiepreis ist ein nationales Signal, ein Netzengpass ist lokal. Ein flächendeckend einheitliches Preissignal synchronisiert deshalb genau jenes Verhalten, welches das Verteilnetz überlastet. Die Schweiz begegnet dem mit zwei getrennten dynamischen Tarifen für Energie und Netznutzung: EKZ führt beide 2026 ein, EWZ startet einen Pilotversuch mit netzlastabhängigem Tarif. Aufgelöst wird der Widerspruch zwischen ihnen aber im Gebäude, nicht beim Netzbetreiber. Für Ausschreibungen folgt daraus eine konkrete Anforderung: Ein Regelsystem muss mindestens zwei Signalquellen entgegennehmen und dokumentiert priorisieren können, mit definiertem Rückfall in den autonomen Betrieb bei einem Kommunikationsausfall.
Forschung und Entwicklungen
Beiden Wegen ist eines gemeinsam: Das träge Verhalten des thermischen Speichers muss in einem mathematischenModell abgebildet sein, das einfach genug für den praktischen Einsatz bleibt, und es braucht eine benutzerfreundliche Auswertung. Genau hier setzt das FHNW-Projekt «TABS@CMU» an.
Am Campus Muttenz betreibt die Hochschule ein Gebäude mit TABS, aufgeteilt in drei Gruppen, die jeweils drei bis fünf Geschosse versorgen. Die heutige Regelung ist typisch für die Schweizer Praxis: Der Sollwert der Vorlauftemperatur wird in einem offenen Regelkreis allein aus der Aussentemperatur über eine Kennlinie berechnet, Heizen und Kühlen schalten anhand voreingestellter Grenzwerte um.
Abb. 3 zeigt beispielhaft den Aufbau einer TABS-Gruppe mit der vorhandenen minimalen Messtechnik wie sie üblich ist, weil sich die Kosten eines Gebäudeautomationsprojekts weitgehend über die Anzahl Datenpunkte bestimmen. Ziel des Projekts ist dementsprechend ein Modell, das die Raumtemperatur aus wenigen betriebsrelevanten Eingangsgrössen berechnet. Es lässt sich in einen KI-gestützten oder optimierungsbasierten Regler einbinden, der daraus den Sollwert der Vorlauftemperatur bestimmt – unter Berücksichtigung von Aussentemperatur, Belegungsgrad, Energiepreisen und Netzzustand. Der Eingriff beschränkt sich damit auf die ohnehin bestehende Sollwertvorgabe; neue Feldgeräte oder Änderungen an der Hydraulik sind nicht erforderlich.
Abb. 4 zeigt erste Ergebnisse des Modells. Es besteht aus zwei gekoppelten Wärmespeichern, dem Betonkern und Raum und wird allein aus Betriebsdaten parametriert: Aussentemperatur, thermische Leistung, Raumhelligkeit und Nutzungszeit. Die Kerntemperatur wird dabei nicht gemessen, sondern mitgerechnet. Geprüft wurde kreuzweise, sodass beide gezeigten Zeitfenster ausserhalb des Identifikationszeitraums liegen. Die simulierte Raumtemperatur weicht mit einem quadratischen Mittel von 0,3 bis 0,4 Kelvin von der gemessenen ab – deutlich weniger als das Komfortband und damit ausreichend für eine Sollwertvorgabe. Bemerkenswert ist weniger die Genauigkeit als die Datenbasis: Alle Eingänge sind in einer üblichen Gebäudeautomation ohnehin vorhanden.
Ergänzt wird die Modellbildung durch eine Visualisierung der Betriebsdaten (Abb. 5). Sie führt Temperaturverläufe, thermische Lastanforderungen, Regelgenauigkeit, Energieverbrauch und Hinweise auf Fehlfunktionen in einer Ansicht zusammen. Der Nutzen liegt in der Kombination: Eine Regelabweichung allein sagt wenig. Zusammen mit Lastanforderung und Aussentemperatur wird erkennbar, ob die Anlage an ihrer Leistungsgrenze arbeitet oder die Kennlinie falsch parametriert ist. Damit richtet sich die Darstellung an Betreiber und Bauherrschaften, denn eine fortschrittliche Regelung wird nur eingesetzt, wenn ihre Wirkung sichtbar ist.
Ausblick
Die nächsten Jahre dürften weniger über die Technik entscheiden als über deren Übersetzung in die Fläche. Dass die Flexibilität im Gebäudebestand für das Energiesystem wertvoll und in relevantem Umfang verfügbar ist, gilt inzwischen als belegt. Offen ist, wie sie erschlossen wird. Vier Entwicklungen zeichnen sich ab.
Das Signal wird konkret und sollte differenziert werden. Mit den ersten dynamischen Netznutzungstarifen erhalten Gebäude ab 2026 einen Anreiz, der die lokale Netzsituation abbildet. Aus Netzsicht dürfte entscheidend sein, dass Steuersignale und Tarife innerhalb eines Versorgungsgebiets zeitlich und räumlich abgestuft werden. Wirken sie flächendeckend gleich, erzeugen sie genau jene Gleichzeitigkeit, die sie vermeiden sollen.
Der regulatorische Rahmen entscheidet über die Breite. Damit Endkundschaft, Betreiber und Aggregatoren investieren, braucht es flexible Rahmenbedingungen: Anspruch auf die nötige Infrastruktur, interoperable Regelungskomponenten sowie Tarife und Marktzugänge, die den Beitrag abgelten. Für die Akzeptanz dürfte zudem die Ausgestaltung der Programme ausschlaggebend sein – Modelle, die Risiko und Komforteinbussen begrenzen und die Kosten spürbar senken, skalieren eher.
Der Gebäudepark wächst in die Rolle hinein. Das Speicherpotenzial hängt unmittelbar an der Verbreitung elektrischer Wärmeerzeugung; jede zusätzliche Wärmepumpe macht eine bisher thermische Last steuerbar. Auch energetische Sanierungen erschliessen Potenzial, das heute brachliegt. Besonders geeignet ist die Kombination aus trägem Wärmeübergabesystem, hoher Speichermasse im Raum und gutem Dämmstandard. Also jene Konstellation, die im Neubau ohnehin entsteht.
Der einfache Weg dürfte zuerst wirken. Freigabefenster über die bestehende Rundsteuerung, Sollwertverschiebungen und Leistungsbegrenzungen kommen ohne neue Hardware aus. Was fehlt, ist die Quantifizierung: wie viel elektrische Leistung tatsächlich verschoben und wie lange sie gehalten wird, und wie sich Gebäude im Verbund verhalten. Parallel gewinnt der Nachweis an Bedeutung, denn wer Flexibilität anbietet, muss sie belegen können. Gebäudemodelle und deren Validierung könnten so von der Forschungsfrage zum Vertragsbestandteil werden. Wer heute Betriebsdaten erhebt und auswertet, schafft dafür die Grundlage.
Gemeinsamer Nenner aller vier Punkte bleibt die Gebäudeautomation: Über alle Energieformen und Geräte abgestimmt, senkt sie Bezugsspitzen und damit die Belastung der Verteilnetze, ohne Komforteinbussen für die Nutzenden. Damit ist sie der Ort, an dem sich das Spannungsfeld zwischen Netzausbaubedarf und empfundenem Komfort auflösen lässt.
Die Gebäudemasse wird deshalb kaum durch ein einzelnes Leitprojekt zur Netzressource, sondern durch viele An-lagen, die eine vorhandene Funktion künftig anders aus-lösen.