B E T Suisse Newsletter 01/2021



Geschätzte Kunden, Partner und Freunde der B E T Suisse

Leider ermöglicht es uns die aktuelle Pandemie-Lage immer noch nicht, mit Ihnen den persönlichen Austausch vor Ort fortzusetzen, der vor ziemlich genau einem Jahr abrupt unterbrochen wurde. Statt in gemeinsamen Workshops, auf Konferenzen oder zu anderen Anlässen sich persönlich zu treffen, haben wir alle gelernt, den größten Teil der Kommunikation in die digitale Welt zu verlagern. Und wir alle waren doch überrascht, wie reibungslos das funktioniert hat. So konnte nicht nur das operative Geschäft ohne wesentliche Einschränkungen fortgeführt werden. Auch hielten Sie nicht inne, neue Herausforderungen anzugehen und sich mit der Zukunft zu beschäftigen. Wir freuen uns, dass wir viele von Ihnen auf diesem Weg weiterhin auch „aus der Distanz“ begleiten dürfen.

Wir haben die Zwischenzeit an unseren Schreibtischen im Homeoffice auch genutzt, um losgelöst vom operativen Beratungsgeschäft die aktuellen Trends und anstehenden Herausforderungen zu analysieren. Die Ergebnisse hat B E T in der Studie „Das EVU 2030- Wie sieht die Organisation der Zukunft aus?“ zusammengefasst. Sie beschreibt nicht nur zukünftige Anforderungen und Herausforderungen, sondern skizziert auch thesenbasiert, wie die Organisation im EVU der Zukunft und die spezifische Ausgestaltung einzelner Geschäftsfelder aussehen kann. Wir laden Sie herzlich ein, diese Thesen mit uns im begleitenden Webinar zu diskutieren, das wir auch für Schweizer EVU im Juli anbieten.Wir freuen uns auf Ihre Sicht des EVU 2030.

Dieser erste BET Suisse Newsletter 2021 gibt Ihnen neben den zukünftigen Herausforderungen auch ein Update zu politischen und regulatorischen Entwicklungen, die Sie als Schweizer EVU unbedingt im Blick behalten sollten.

Wir wünschen Ihnen viel Vergnügen bei der Lektüre unseres Newsletters und stehen Ihnen zur vertiefenden Diskussion des einen oder anderen Themas gerne zur Verfügung.

Mit freundlichen Grüßen

Ihr Dr. Alexander Kox

Verwaltungsratspräsident
B E T Suisse AG


Das Webinar zur Studie: Das EVU 2030 - Wie sieht die Organisation der Zukunft aus?

Von Dr. Christiane Michulitz | Corinna Semling

Die BET-Studie: Das EVU 2030 – Wie sieht die Organisation der Zukunft aus?

Das große Stadtwerke-Sterben bleibt aus. Das BET-Zukunftsbild eines EVU zeigt digitale, klimaneutrale Unternehmen, die sich ihrer Wertschöpfung und dem Wert der Mitarbeiter*innen voll bewusst sind.

BET veröffentlichte am 9. Februar 2021 eine thesenbasierte Zukunftsstudie. Diese stellt die Frage, wie sich ein lebendiges Bild eines EVU im Jahre 2030 beschreiben lässt. In Expertengesprächen und strukturierten Interviews wurden Zukunftsthesen gewälzt, differenziert und ausgearbeitet. BET beschreibt für fünf Funktionen in EVU die Veränderungsintensität in den kommenden zehn Jahren. Diese Tiefbohrungen in die Fachwelt stehen exemplarisch für die hohe Gesamtdynamik. Denn eins wird mit der Studie klar: Der Wandel betrifft so gut wie alle Geschäftsfelder.

Mit Erscheinen der Studie möchten wir Ihnen gerne die Ergebnisse vorstellen.

Am Donnerstag, 8. Juli 2021 von 10:00 Uhr bis 11:30 Uhr laden wir Sie zur Diskussion unseres Bildes vom EVU 2030 ein.

In unserem kostenlosen Webinar erfahren Sie,

  • wie wir vorgegangen sind,
  • wie die Zukunft des EVU im Jahre 2030 aussehen kann,
  • was es heißt, sich als Organisation digital, klimaneutral und wertschätzend aufzustellen und
  • wie Sie die Reife Ihres EVU einordnen und sich auf die Zukunftsaufgaben vorbereiten können.

Seien Sie dabei und melden Sie sich an!

Information und Anmeldung


Herausforderung Flexibilitätsmanagement

Von Ulrich Rosen | Dr. Wolfgang Zander

Die Schweizer Energiestrategie sieht einen massiven Umbau des Stromversorgungssystems mit erheblichen Auswirkungen auf die Sektoren Mobilität und Wärme vor. Die Dezentralisierung und Digitalisierung der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette führen damit zu neuen Herausforderungen, gerade auch in den Verteilnetzen.

Neben einem erheblichen Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen werden auf der einen Seite zunehmend flexible Lasten (Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge neben den bereits heute vorhandenen Elektroboilern) in Kombination mit Marktpreis-/Tarifanreizen das Niederspannungsnetz zukünftig stark belasten und ggf. Netzengpässe auslösen. Diese flexiblen Lasten bieten auf der anderen Seite den Vertrieben Chancen in Form von zeitvariablen bzw. dynamischen Stromtarifen und neuen digitalen Geschäftsmodellen. Durch Nutzung der über den Rollout absehbar flächendeckend verfügbaren intelligenten Messsysteme können Synergien für die Messung, Abrechnung und Steuerung für Netzbetreiber und Vertrieb entstehen.

Für Energieversorgungsunternehmen stellt sich damit die strategische Frage, mit welcher Steuerungstechnik und über welche Kommunikationswege das Management von Flexibilitäten zukünftig erfolgen soll: weitere Nutzung der vielfach vorhandenen Tonfrequenz- oder Funkrundsteuertechnik, Erweiterung der intelligenten Messsysteme um Steuerungsfunktionen, Ausbau der Netzleit-/Fernwirktechnik oder Auslagerung der Steuerung an einen Dienstleister?

Sollen flexible Lasten gezielt zur Vermeidung von Netzengpässen gesteuert werden, muss aber auch der aktuelle Netzzustand in den einzelnen Netzsträngen besser erfasst werden. Durch zusätzliche Messtechnik in Netzstationen und durch Nutzung der intelligenten Messsysteme beim Endkunden können drohende Netzengpässe frühzeitig erkannt und damit entweder über Netzausbau oder intelligente Steuerung flexibler Lasten Gegenmassnahmen eingeleitet werden.

Die folgenden Grundsatzfragen müssen sich daher fast alle Energieversorger stellen:

  • Sind in meinem Netz, insbesondere im Niederspannungsnetz, durch die Zunahme flexibler Lasten und dezentraler Einspeisungen zukünftig Netzengpässe zu erwarten oder sind dort genügend Leistungsreserven vorhanden?
  • Wie ändern sich die vertrieblichen und netzseitigen Steuerungsanforderungen bei einem erheblichen lokalen Ausbau von dezentralen Erzeugungs- und steuerbaren Verbrauchsanlagen?
  • Welche Auswirkungen haben innovative Geschäftsmodelle und IoT-Anwendungen im privaten und öffentlichen Raum auf die Auswahl der Kommunikationswege und Steuerungsbedarfe (Echtzeitdaten, Bandbreite)?
  • Sind einfache Ein-/Aus-Befehle und Gruppensteuerung ausreichend oder ist zukünftig eine stufenweise/-lose Einzelsteuerung erforderlich?
  • Wie zeitkritisch ist die Versendung von Steuerungsvorgaben? Sind zuverlässige Steuerungsrückmeldungen erforderlich und müssen die Kommunikationswege und die beteiligten Komponenten schwarzfallfest sein?
  • Welche einzelne oder zu kombinierende Steuerungstechnik kommt dafür in Frage und ist zukunftsfähig?

Gerne unterstützen wir Sie bei entsprechenden Fragestellungen, technischen Konzepten und Netzsimulationsrechnungen zur Feststellung der „lokalen Betroffenheit“ im Verteilnetz.


Entschädigung auf der Zielgeraden

Von Micha Ries

Die Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom hat im Februar 2021 über die Entschädigung für den im Jahr 2013 erfolgten Verkauf der im Besitz der Axpo befindlichen Übertragungsnetzanlagen an den Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid entschieden. Soweit keine Einwände mehr erfolgen, rechnet man mit einer Nachvergütung von rund CHF 100 Mio. für Axpo.

Bereits seit Anfang 2013 ist Swissgrid Eigentümerin des schweizerischen Übertragungsnetzes. Die Übertragung der gemäss StromVG enteigneten Netzanteile von Axpo und CKW wurde seinerzeit nur zu vorläufigen Werten durchgeführt, denn die Bewertung der Anlagen war alles andere als einfach. Die nun jüngst erlassene Verfügung der ElCom legt die restlichen, bisher noch unbekannten, regulatorischen Werte der einzelnen Assets zum 31.12.2012 fest, woraus sich sodann die endgültige Entschädigung ergibt.

Aber auch Alpiq hatte Anfang 2013 ihre Anteile am Schweizer Übertragungsnetz an Swissgrid überschrieben und nur einen vorläufigen Wert erstattet bekommen. Neben den regulatorischen Werten der Assets standen bei Alpiq noch zusätzlich Deckungsdifferenzen zur Disposition, die nun abschliessend geklärt werden konnten. Anders als im Falle Axpo wird die Entschädigung für die Netzanlagen von Alpiq noch im Laufe des Jahres durch ein unabhängiges Büro bewertet werden.

Swissgrid als Backbone der Schweizer Stromversorgung

Swissgrid ist Eigentümerin des Schweizer Übertragungsnetzes und betreibt die über 6‘700 Kilometer langen Transportnetze mit einer Spannung von 380 kV bzw. 220 kV. Zusätzlich stehen zu den Netzlängen auch 147 Schaltanlagen, 12‘000 Masten und weitere relevante Betriebsmittel im Besitz der Swissgrid. Das Unternehmen entstand durch die umstrittene Strommarktliberalisierung und wurde 2005 von den grossen schweizerischen Stromverbundunternehmen gegründet. Seit 2006 koordinierte Swissgrid sodann das bis zu diesem Zeitpunkt aus acht Regelzonen bestehende Übertragungsnetz (380 kV/220 kV) der Schweiz. Mit der Umstellung von acht auf eine gesamtschweizerische Regelzone 2009 übernahm Swissgrid den Betrieb des gesamten 6‘700 Kilometer langen Höchstspannungsnetzes. Gemäss dem Stromversorgungsgesetz hatten seinerzeit alle Elektrizitätsunternehmen mit Besitztum am Übertragungsnetz die Pflicht zur Überführung der Anlagen an die Swissgrid. Das Höchstspannungsnetz sollte von einer nationalen Netzgesellschaft mit Schweizer Mehrheitsbeteiligung betrieben werden. Fünf Jahre nach Inkrafttreten des StromVG ging sodann das Eigentum an den Höchstspannungsnetzen an Swissgrid über.

Nach 8-jährigem Ringen können die Bilanzen der Beteiligten nun wohl zum Jahresende bereinigt werden, womit einer der ersten Schritte in einen liberalisierten Strommarkt abgeschlossen wäre.


Die Schweiz legt die Netzrenditen für 2022 fest

Von Micha Ries

Die Netzkosten sind eine immer grösser werdende Komponente des Strompreises. Sie setzen sich zusammen aus den Kapitalkosten (CAPEX) und den Betriebskosten (OPEX) des Netzes, wobei in den Kapitalkosten eine kalkulatorische Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals enthalten ist. Für das Kapital, das in den vorhandenen Stromnetzen steckt oder das in neue Stromnetze investiert werden soll, hat der Kapitalgeber Anspruch auf eine Verzinsung. Diese wird in vielen Ländern Europas mit einem durchschnittlichen kalkulatorischen Kapitalkostensatz festgesetzt, dem sogenannten WACC (Weighted Average Cost of Capital). So auch beispielsweise in Skandinavien, der Benelux oder in der Schweiz.

Hier hat das Eidgenössische Departement (Ministerium) für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) den WACC, den durchschnittlichen Kapitalkostensatz für Investitionen ins Stromnetz, für das Tarifjahr 2022 zum sechsten Mal in Folge auf 3,83 % festgelegt. Dies bedeutet, die Schweizer Stromnetzbetreiber dürfen seit 2017 mit einer festgelegten Rendite rechnen und planen.

Wo liegt der Unterschied zu den europäischen Nachbarn?

Der WACC in den Niederlanden liegt für 2021 bei 2,8 % für Neuinvestitionen. Grossbritannien gewährte seinen Netzbetreibern 6,69 % (WACC für 2019), in Schweden waren es 5,14 % im gleichen Zeitraum (jeweils nach Steuern).

Die Deutsche Bundesnetzagentur hatte die Verzinsung für Netzinvestitionen in der 3. Regulierungs-periode (Strom: 2019 – 2023; Gas: 2018 – 2022) noch mit 5,64 % (n. St.)festgelegt und hierzu auch eine höchstrichterliche Bestätigung erhalten. Die Prognosen für die 4. Regulierungsperiode ab 2023/2024 hingegen lassen bei geschätzten 3,65 % – 3,89 % (n. St.) nahezu eine Halbierung der Gewinnerwartung der Netzbetreiber in Deutschland befürchten. In Kombination mit dem analog abgeschmolzenen EK-II-Zinssatz für überschiessendes Eigenkapital liegt Deutschland damit gut unterhalb der Verzinsungsmöglichkeiten des Schweizer Nachbarn.

Der geschätzte Ansatz in Deutschland wird von der österreichischen Regulierungsbehörde e-control bestätigt. In Österreich dürfen die Netzbetreiber mit einer Rendite in Höhe von 3,66 % (n. St.) in der 4. Regulierungsperiode (2019 – 2023) rechnen.

Bausteine in der Schweiz und das Ergebnis daraus

Der Schweizer WACC besteht aus einem Eigenkapitalkostensatz und einem Fremdkapitalsatz.

Der Eigenkapitalkostensatz ergibt sich durch die folgende Formel:

  • Risikoloser Zinssatz + levered Beta * Marktrisikoprämie

Hieraus ergibt sich ein Eigenkapitalkostensatz von 6,96 %.

Der Fremdkapitalsatz in der Höhe von 1,75 % resultiert aus der Addition des risikolosen Zinssatzes von 0,5 % und des Risikozuschlages inklusive der Emissions- und Beschaffungskosten von 1,25 %.

Der WACC ergibt sich sodann aus der Addition des mit 40 % gewichteten Eigenkapitalkostensatzes von 6,96 % und des mit 60 % gewichteten Fremdkapitalkostensatzes von 1,75 %. Es resultiert ein auf zwei Kommastellen gerundeter WACC (Gesamtkapitalkostensatz) in Höhe von 3,83 %.

Allerdings meldet das BFE (Bundesamt für Energie), dass aktuell eine Überprüfung der Berechnungs-methode des WACC stattfindet und die Ergebnisse bereits bis Mitte 2021 zu erwarten sind.


Die Rolle der Gasnetze in einer dekarbonisierten Energie-Welt

Von Micha Ries

Energiestrategie 2050. Das theoretische Ziel ist langfristig die Schaffung einer kohlenstofffreien Wirtschaft. Das Thema ist zwar nicht mehr ganz so jung, aber es nimmt unter anderem auch in der Schweiz an Fahrt auf.

So berichtet das Bundesamt für Energie (BFE) vor kurzem über ein Dialog-Projekt, in dem rund 15 Vertreter und Vertreterinnen der betroffenen Stakeholder versucht haben, Fragen zu definieren und Antworten zu finden. Die Ergebnisse decken sich zu einem guten Teil mit den Erkenntnissen, die wir auch in Deutschland bereits gewonnen haben.

Die Zeichen im Gasnetz stehen auf „Veränderung“. Dies betrifft beispielsweise die Mengen. In den letzten Jahren ist ein spürbarer Rückgang der Gasnachfrage im Bereich der Haushalts- und Wärmekunden zu verzeichnen. Das liegt einerseits an stark geförderter, energetischer Gebäudesanierung gepaart mit immer effizienter arbeitenden Anlagen und Heizungsaggregaten. Aber auch ein Technologiewechsel hin zu elektrischen Wärmepumpen, Geothermie und anderen Alternativen ist zumindest im Wärmesektor zu verzeichnen.

Da das heutige Gasverteilnetz in der Schweiz zu einem hohen Anteil insbesondere für Raumwärme genutzt wird, diskutieren wir in der Tat bereits über die Zukunft dieser Netze. Alternative Technologien sind im Vormarsch und oftmals werden Gasnetze für die Erschliessung von Neubaugebieten oder Quartieren schon gar nicht mehr in die Planung mit einbezogen.

Fragen nach möglichen Rückbauverpflichtungen sind darüber hinaus zu vernehmen. Doch es macht keinen Sinn, ein Gasnetz von rd. 18.000 km Länge, welches über Jahrzehnte für viel Geld unter die Erde gebracht wurde und über etwa. 400.000 Ausspeisepunkte verfügt, nun wieder – wenn auch nur teilweise – für noch einmal viel Geld zurückzubauen. Aber ist das bereits die Antwort?

Auf die Rohrleitungen kommen neue, wichtige Rollen zu

Gasnetze können in einer CO2-neutralen Welt alternative, neue Rollen übernehmen. In dem Moment, in dem sich Städte und Gemeinden die Frage nach einer langfristigen, strategischen Positionierung zur künftigen Energieversorgung stellen, kommt auch das Thema „Wasserstoff“ auf die Agenda. Neben vielen technologischen Fragen dreht sich die Diskussion insbesondere um den Transport sowie die Möglichkeit der Nutzung von vorhandener Infrastruktur bis hin zu möglichen Regulierungsfragen. Das bestehende Erdgasnetz und ein gegebenenfalls künftiges, teilweise sich hieraus entwickelndes Wasserstoffnetz könnten idealerweise als Einheit einer künftigen, öffentlichen Gasversorgung eingestuft und bewertet werden. Im Bereich Prozessgas wie auch im Verkehrssektor, im Logistikbereich oder im öffentlichen Personenverkehr gibt es vielversprechende Ansätze und positive Erfahrungen mit der Wasserstofftechnologie.

Will man grüne Gase wie Wasserstoff als festen Bestandteil der künftigen Energieversorgung etablieren, so braucht es ähnlich wie bei erneuerbarem Strom einen verlässlichen Rahmen. Es muss zudem Einigkeit über ein politisches H2-Ziel geschaffen werden. Sodann sprechen wir sicherlich auch über die Instrumente, wie zum Beispiel eine mögliche Quote als Marktinstrument. Mit Blick auf die Netzinfrastruktur steht einer physischen Beimischungsquote nicht viel im Weg. 20 Prozent sind nach Auswertung aller Vorkenntnisse technisch machbar. Perspektivisch könnte die gesamte Gasnetzinfrastruktur „H2-ready“ gemacht werden – langfristig. Das bedeutet aber auch heute bereits, die Erkenntnis und die Bereitschaft, diesen neuen Weg zu gehen. Für die Branche kann dies einmal zur Überlebensfrage werden.

Die Erdgasnetze sind zum Teil bereits bezahlt ein gutes Argument auch aus Konsumentensicht

Der Neubau einer parallelen Infrastruktur wird gegenüber einer Umrüstung und Umwidmung vorhandener Strukturen derzeit mit fast der dreifachen Höhe an Investitionskosten beziffert. Neben technologischen Fragestellungen bedarf es eben auch der Überlegung nach einer tragbaren Finanzierung. Langfristig ist die Nutzung vorhandener Erdgasnetze also auch aus Nutzersicht zu favorisieren. Ein Technologieabgleich wird erforderlich, denn aktuell geht die Erdgasnachfrage im Haushalts- und Wärmemarkt zwar zurück, in der Industrie hingegen könnte die Nachfrage europaweit sogar nach oben gehen, weil zum Beispiel Industrieprozesse von Kohle auf Gas umgestellt werden.

Innerhalb der Schweiz wird im Bereich der Gasnetze eine Differenzierung stattfinden. Es wird Methannetze geben, die unterschiedliche Anteile von Wasserstoff enthalten. Daneben bestehen sicherlich künftig auch reine Wasserstoffnetze sowie Insellösungen, die auf Wasserstoff oder Methan basieren. Unterirdische Speicher könnten die aus überschüssigem Sommerstrom produzierten Gase saisonal speichern und in Zeiten von grosser Nachfrage wieder zur Verfügung stellen. Peak Shaving (Spitzenkappung) auf der Einspeiseseite wird obsolet. Erneuerbarer Strom könnte vollständig geerntet und Überschüsse gespeichert werden.

Weitere Informationen finden Sie auch hier:

Spartenübergreifende Planung und Betriebsweise von Verteilnetzen

Wasserstoff im Gasverteilnetz

 


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