Geschätzte Kunden, Partner und Freunde der B E T Suisse

die Infektionszahlen gehen nun auch in der Schweiz, Deutschland und Österreich stark zurück und die Hoffnung auf ein wenig mehr Normalität steigt. Auf Seiten unserer Kunden nehmen wir langsam wieder ein verstärktes Interesse an Präsenzterminen wahr und pünktlich zum 01. Juni konnten wir bereits unser erstes Vor-Ort-Seminar in Zürich durchführen. 
Diese Entwicklung ist sehr erfreulichuch wenn sie noch wie eine kleine Pflanze reift und pfleglich und verantwortungsvoll zu behandeln ist. Wir werden doch vermutlich noch über einen langen Zeitraum angepasst und besonnen agieren – im privaten Umfeld ebenso wie im Geschäftsleben.

Gegen Ende des letzten Jahres gehörte noch die Umsetzung der Energiestrategie 2050, der Streit um die Öffnung des Strommarktes und natürlich die Vernehmlassung und Diskussion zum GasVG zu unseren Sorgen. Dies hat sich nun spätestens seit Mitte Mai schlagartig geändert. Ein neues, bereits lang diskutiertes Thema beschäftigt uns nun intensiv, denn nach dem Scheitern der Verhandlungen über ein institutionelles Abkommen mit der EU ist der dringend benötigte Abschluss eines Stromabkommens in weite Ferne gerückt. Die Schweiz sollte, nicht zuletzt auch in ihrer Funktion als mitteleuropäische Stromdrehscheibe, in die Markt- und Solidaritätsmechanismen der EU eingebunden werden, doch nun werden stattdessen die Befürchtung von Stromengpässen und auch von nicht ausreichender Netzinfrastruktur in der Schweiz lauter. 

Die Folgen für die Versorgungssicherheit werden unterschiedlich kommentiert, denn die Schweiz ist bereits seit Jahren im Winter auf Stromimporte angewiesen. 
Die Schweizer Energiestrategie 2050 (ES 2050) sieht ab 2035 Importe in Höhe von über 17 % aus den Nachbarländern als wesentlichen Bestandteil der Stromversorgung vor. Doch bereits ab 2025 müssen die Nachbarländer rund 70 % (gefixt im Clean Energy Package der EU) der grenzüberschreitenden Stromkapazitäten für den innereuropäischen Handel reservieren. Aktuell lässt der Bund bereits weitere, künftige Importmöglichkeiten prüfen. Doch ohne besagtes Stromabkommen bleiben die dringend benötigten Importe wohl weitgehend ungesichert.
Zudem scheint die EU vorzuhaben, die nationale Netzgesellschaft Swissgrid von der Regelenergie-Plattform Trans European Replacement Reserve Exchange (Terre) entfernt zu lassen, was sodann weitere, nicht absehbare Folgen für die Schweizer Netzsicherheit mit sich bringen würde.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien kommt gleichzeitig nur langsam voran und als Option wird bereits der Einsatz von Gaskraftwerken diskutiert. Dem stehen jedoch heute bereits die ambitionierten Klimaziele (ES 2050) der Schweiz entgegen. 
Es gibt also viel zu tun, zu untersuchen und zu entscheiden. Die Schweizer Energiewirtschaft muss Strategien festlegen und Weichen stellen. Hierbei steht die BET Suisse AG den Unternehmen weiterhin mit Rat, Tat und erprobten, innovativen Ideen zur Seite.

Wir freuen uns, wenn für Sie das eine oder andere Thema von Interesse und Relevanz wäre und stehen gerne bei Rückfragen oder Anregungen zu Ihrer Verfügung. 

Wir wünschen Ihnen viel Vergügen bei der Lektüre unseres Newsletters.

Ihr Dr. Alexander Kox

Verwaltungsratspräsident
B E T Suisse AG

Von Dr. Alexander Kox | Christian Domann

Schweizer Gasmarkt im Umbruch

Der Schweizer Erdgasmarkt befindet sich im Umbruch. Von einem weitestgehend monopolistischen Markt ausgehend schreitet die faktische Marktöffnung in schnellen Schritten voran. Während in der Vergangenheit lediglich Industrieunternehmen ab einer bestimmten Grössenordnung ihren Lieferanten frei wählen durften, nahm die Liberalisierung in der jüngeren Vergangenheit an Fahrt auf.

Zunächst hat die Regierung im Oktober 2019 den Entwurf eines Gasversorgungsgesetzes vorgelegt, welcher eine Teilöffnung des Schweizer Marktes vorsieht. Während Kunden ab einer jährlichen Abnahme von über 100 MWh künftig den Anbieter frei wählen sollen dürfen, hätten jedoch insbesondere Haushaltskunden weiter keine freie Wahl des Lieferanten. Dennoch wären immerhin 70 % der gesamten Erdgasnachfrage für Dritte zugänglich. Ein Inkrafttreten des Gasversorgungsgesetzes wurde von vielen Marktteilnehmern für voraussichtlich 2024 erwartet.

Diesen fortschreitenden Bestrebungen hin zu einem teilliberalisierten Markt hielten die Schweizer Wettbewerbskommission (Weko) allerdings nicht davon ab, im vergangenen Jahr über die Beschwerde zweier Luzerner Gasversorger zu entscheiden. Diese hatten einem Drittlieferanten den Zugang zu ihrem Netz verweigert. Daraufhin entscheid die Weko, dass das Verhalten der beiden Luzerner Gasversorger einen potenziellen Konkurrenten vom Markteinritt abgehalten habe und somit der Wettbewerb um Grosskunden behindert worden sei. Im Rahmen einer einvernehmlichen Einigung zwischen den Parteien wurde dann eine Marktmodell entwickelt, welches eine vollständige Liberalisierung möglich macht.

Der Weko Entscheid strahlt nun auf den gesamten Schweizer Erdgasmarkt aus und sorgt für zunehmend Unsicherheit über die zukünftige Ausgestaltung des zukünftigen Marktdesigns. Es scheint aber klar, dass die Marktöffnung unaufhaltbar ist, unklar bleiben lediglich Ausmass und Zeit.

Welcher Handlungsbedarf besteht dadurch in Beschaffung und Risikomanagement?

BET erwartet mit der fortschreitenden Marktöffnung des Schweizer Gasmarkte sich ändernde Rahmenbedingungen für die Beschaffung von Erdgas und damit erhöhte Anforderungen an das Risikomanagement. Während aktuell Beschaffungsrisiken wie Preis- und Währungsrisiko weitestgehend an Kunden durch kurze Preisanpassungsfristen weitergegeben werden können, wird bei fortschreitender Marktöffnung eine «scharfe Bepreisung» für alle Kundensegmente an Gewicht gewinnen. Wie Erfahrungen aus bereits liberalisierten Märkten zeigen, werden Kunden vermehrt Festpreisverträge bzw. Verträge mit indizierten Preisen verlangen.
Um im steigenden Wettbewerb im Gasvertrieb bestehen zu können, gewinnt dadurch für Versorger eine konkurrenzfähige Bepreisung an Bedeutung. Dies bedeutet nicht zwangsweise der billigste Anbieter sein zu müssen. Überschreitet der Preisabstand zu den direkten Wettbewerbern jedoch eine «Trigger-Schwelle», so veranlasst dies den Kunden, sich mit Alternativangeboten zu beschäftigen und es droht der Kundenverlust. Um im Gasvertrieb konkurrenzfähige Preise anbieten zu können, sollte in der Beschaffung daher eine robuste Strategie gewählt werden, die bei einer Vielzahl von möglichen Marktszenarien die Wettbewerbsfähigkeit sicherstellt. Ausserdem sollten Beschaffungsrisiken über einen längeren Zeitraum verteilt werden. Hierfür ist dann auch ein vorausschauendes Risikomanagement mit der Möglichkeit zum Gegensteuern essenzielle Grundlage.

Wie kann das eigene Risikomanagement fit für die Zukunft gemacht werden?

BET empfiehlt Gasversorgungsunternehmen, sich schon frühzeitig auf die sich ändernden Rahmenbedingungen durch die fortschreitende Marktöffnung im Schweizer Gasmarkt vorzubereiten. Neben einer Überprüfung der Beschaffungsstrategie empfiehlt es sich hier insbesondere, das Risikomanagement schrittweise auf die zukünftigen Anforderungen anzupassen.
Risikomanagement muss dabei so verstanden werden, dass nicht jedwedes Risiko in jedem Falle vermieden wird. Vielmehr müssen zwangsläufig Risiken bewusst eingegangen werden. Die Risiken müssen jedoch im Rahmen eines verantwortungsvollen Risikomanagements überwacht werden, um sich bietende Chancen auch nutzen zu können und so erfolgreich im Gasvertrieb tätig sein zu können. Gleichzeitig sollten die einzugehenden Risiken sich aber auch an der grundsätzlichen Risikoneigung des Unternehmens orientieren.
Ausgehend vom Status quo sollte daher geprüft werden, welche konzeptionellen Anpassungen an das Risikomanagement notwendig sind, um den zukünftigen Anforderungen gerecht zu werden. Die BET Beratungserfahrung zeigt, dass hier insbesondere die Ausgestaltung einer geeigneten Value at Risk Steuerung, die Weiterentwicklung des Couterparty Risikomanagements sowie die Absicherung des Währungsrisikos wichtige Bausteine in einem zukunftsorientiertem Risikomanagement sind. Bei einem gut aufgestelltem Risikomanagement kann die Marktöffnung sogar mehr Chance als Risiko sein.
Zuletzt konnte BET die Energie 360° im Frühjahr 2021 bei der konzeptionellen Überprüfung des Risikomanagements für die Gasbeschaffung erfolgreich unterstützen. Im Rahmen des Projektes wurden, aufbauend auf einer soliden Basis eines etablierten Risikomanagement-Konzeptes, zukünftig relevante Verbesserungspotenziale identifiziert und priorisiert. «Das Projekt mit BET hat uns sehr geholfen, die notwendigen Handlungsfelder für die marktgerechte Weiterentwicklung unseres Risikomanagements zu identifizieren und priorisieren. Damit sehen wir uns für die Herausforderungen der Marktöffnung gut aufgestellt und wollen deren Chancen aktiv nutzen», so Christophe Wicht, Leiter Gaswirtschaft der Energie 360°.
Gerne unterstützen wir auch Sie bei ähnlichen Fragestellungen rund um die weiterwachsenden Herausforderungen für Beschaffung und Risikomanagement im sich öffnenden Energiemarkt.
 

Zurück zur Übersicht

Von Dr. Andreas Nolde

Die massive Veränderung der Versorgungsaufgabe durch Erneuerbare Energien und neue Verbraucher sowie der Trend zur Digitalisierung der Energiewirtschaft hält unverändert an. Neue Marktakteure positionieren sich mit neuen Geschäftsmodellen und Kundenprodukten. Alle diese Entwicklungen und Aktivitäten haben unmittelbare Auswirkungen auf das Netz, welches das physische Bindeglied zwischen den Akteuren darstellt. Während die Notwendigkeit der Weiterentwicklung der Netze zu einem Smart Grid bekannt ist und der Weg in die Zukunft der smarten Netze durch das BFE in der Smart Grid Roadmap bereits 2015 beschrieben wurde, stellen sich viele Netzbetreiber immer noch die Frage, ob es gerade jetzt notwendig ist und wie die eigenen individuellen Schritte zu einem Smart Grid aussehen. Auch hat man häufig noch kein klares Bild von den neuen Fähigkeiten, digitalisierten Prozessen und neuen (Kunden-)Produkten, die auf den Informationen aus dem smarten Netz aufsetzen. Wie können also die theoretisch beschriebenen Ziele in der Praxis umgesetzt werden?

Bei der Frage «Warum jetzt?» schwingt häufig im Hinterkopf ein bisschen «Ich habe doch momentan kein Problem!» mit. Die Aktivitäten heute vermeiden aber die Probleme von morgen. Und auch ohne direkte Probleme möchte man vielleicht nicht hinter der Entwicklung der Branche zurückfallen. Das Smart Grid entsteht jedoch nicht über Nacht. Und ohne die Mess- und Steuerungstechnik im Netz fehlen die Daten und Informationen für die darüberliegenden Smart Grid Funktionalitäten (vergl. auch BFE Smart Grid Roadmap) und digitalisierten Prozesse bis hin zum Kundenprodukt.

Nutzen identifizieren

Im ersten Schritt ist also zu klären, welchen konkreten Nutzen Sie als Netzbetreiber/Energieversorger mit der Digitalisierung in Zukunft erreichen wollen und was dafür erforderlich ist. Dabei spielt die Entwicklung der individuellen Versorgungsaufgabe und die damit verbundenen zukünftigen Anforderungen eine wichtige aber nicht die einzige Rolle. Auch Verbesserungen bei Instandhaltung oder Störungsbeseitigung können ein Ziel darstellen. Die für die Weiterentwicklung notwendigen Daten und Informationen werden dann in Anforderungen an die Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit des Netzes überführt. Dies wiederum gibt ihnen den Rahmen für neue smarte Standardbetriebsmittel und die technische Ausstattung mit smarten Komponenten vor.

Wie sieht der Neubau einer Anlage aus? Was kann ich im Bestand nachrüsten? Wie lassen sich die Smart Meter Daten nutzen?

Diese smarte Technik muss dann im Asset Management in die technische und wirtschaftliche Planung integriert werden. Neben der bestmöglichen Synergie bei Erneuerungsmassnahmen kann es abhängig vom Zeithorizont auch zur Notwendigkeit aktiver Programme zur Ausbringung der Mess- und Steuerungstechnik kommen. Alle diese kurz skizzierten Schritte erfordern Zeit in der Planung, bei der operativen Umsetzung und nicht zuletzt bei der Mitnahme der Mitarbeiter im Unternehmen, wodurch sich die Frage nach dem «Warum jetzt?» sehr schnell beantworten lässt.

Zurück zur Übersicht
 

Von Dr. Christiane Michulitz

EVU 2030 – auch das Schweizer Webinar war mit 40 Teilnehmer*innen erfolgreich

Dass EVU vorhandene Kompetenzen weiter entwickeln müssen, um das Kerngeschäft mit einem Netzwerk aus Partnern professionell beherrschen zu können, haben Dr. Christiane Michulitz, Corinna Semling und Mirja Hammer in einer Reihe von Webinaren an eine breite Öffentlichkeit getragen.

Im Februar 2021 wurde die BET-Studie EVU 2030 veröffentlicht. Der Erfolg war überwältigend. In der Diskussion mit unseren über 300 Webinar-Teilnehmer*innen sind die Autorinnen immer wieder gefragt worden, was denn der wichtigste Rat zur Ausrichtung von Versorgungsunternehmen auf die Zukunft ist. In Kürze: Es ist die Konzentration auf die Kernprozesse. Die Unternehmen brauchen einen klaren Blick für ihr Organisationskapital, d. h. ihre spezifische Mischung aus Humankapital und vorhandenen Strukturen. Die Kunst ist eine saubere Selbsteinschätzung. Und unternehmerisches Geschick, um darauf basierend das zu tun, was das Unternehmen kann und das sein zu lassen, was es nicht kann. Neben dem recht abstrakten Hinweis, die Strategie am Reifegrad des Unternehmens auszurichten, ist das der wichtigste Punkt. 

Das EVU 2030 ist digital, klimaneutral und wertschätzend. 

Bricht man das zentrale Bild eines Versorgungsunternehmens im Jahre 2030 auf die operativen Anforderungen herunter, reduziert es sich auf das Maximum. BET rät den Unternehmen zu einer Bestandsaufnahme ihrer Geschäftsfelder durch Aufnahme von Mitarbeiterkapazitäten, Qualifikationen und Altersstrukturen mit allen Eigen- und Fremdleistungen. Die Transparenz von Kompetenzen, Prozessen, IT-Systemen und damit verbundenen Kosten und Erlösen ermöglicht eine kritische Betrachtung dessen, was im Mittelpunkt der Organisation stehen muss. Alle Kernprozesse sowohl der traditionellen als auch der neuen Geschäftsfelder werden einer differenzierten Bewertung unterzogen: Was gehört heute und was gehört zukünftig zum Geschäft? Was ist auslagerbar? Und welche Standardprozesse, die dauerhaft selbst abgewickelt werden sollen, lassen sich wie digitalisieren? Wie wird das, was heute getan wird, in Zukunft Wert schöpfend sein?

Die Kultur eines EVU 2030 ist Wert schätzend und wertschätzend.

Die qualitative Skala zur Organisationsentwicklung bilden Klimaneutralität und Wertschätzung. Der Begriff Wertschätzung wurde zum zentralen Attribut, weil dieser als Teekesselchen sowohl auf den monetären Zweck von EVU als auch auf deren kulturelle Pflicht verweist. Versorgungsunternehmen sind ihrer Mission nach dem Gemeinwohl verpflichtet. Egal welche Kultur das Unternehmen prägt:  Der politische und gesellschaftliche Auftrag zur Daseinsvorsorge wirkt auf das Engagement und die Identifikation der Menschen mit ihrem Unternehmen. In dem Mass, in dem die EVU-Kultur wertschätzend ist, nutzt sie ihr natürliches Alleinstellungsmerkmal. 

In den kommenden Jahren wird ein weiterer sinnstiftender Aspekt hinzukommen. EVU sind gefordert, sich an die Spitze der Klimaschutzbewegung zu setzen. Einerseits wird – auch bei steigendem Stromabsatz – CO2-Neutralität in allen Geschäftsfeldern politisch gefordert sein. Andererseits wird eine nachhaltige Positionierung des Unternehmens zunehmend zum zentralen Merkmal eines attraktiven Arbeitgebers. Im demographischen Wandel, dessen Effekte wir in Europa täglich unmittelbar erleben, wird die Gewinnung von qualifizierten Kräften zum Bottle Neck für das Humankapital. Wenn nicht EVU in der Lage sind, durch ein ökologisches Arbeitgeberimage talentierte Arbeitnehmer*innen zu gewinnen, wer dann? 

Das EVU 2030 ist an der Spitze der Bewegung.

Das Organisationskapital eines EVU 2030 besteht aus einer klugen Mischung aus hoch digitalisiertem tradierten Kerngeschäft (z. B. Erzeugung, Netzbetrieb, Vertrieb), innovativen Produkten (z. B. klimaneutrale regionale Bündelprodukte), einem assoziierten Dienstleistungsnetzwerk und Menschen, die in einer wertschätzenden Kultur das Versorgungsgeschäft entwickeln, steuern und überwachen.
 

Möchten Sie die Studie erhalten oder sich zum nächsten kostenlosen Webinar anmelden?

Studie bestellen und/oder zum Webinar am 8. Juli 2021 anmelden

Zurück zur Übersicht

Von Micha Ries

Zur erfolgreichen Umsetzung der Energiestrategie 2050 (ES 2050) werden dezentrale Einspeiser immer wichtiger, um die Energieversorgung der Zukunft mit CO2-neutralen Energien zu gewährleisten. Die Ergebnisse einer Untersuchung der Schweizer Aufsichtsbehörde ElCom haben nun für Klarheit bei der Frage der richtigen Höhe der Vergütung für dezentral erzeugten und ins Netz eingespiesenen Ökostrom. 

In ihrem jüngsten Newsletter von Mai 2021 konkretisiert die ElCom somit nochmals die Abnahme- und Vergütungspflicht für Elektrizität aus erneuerbaren Energien. In einem strittigen Verfahren ging es um die Rückliefervergütung für rückgespiesenen Strom von unabhängigen Produzenten auf dem Gebiet des Netzbetreibers.

Gemäss Artikel 15 Absatz 3 Buchstabe a des Energiegesetzes vom 30. September 2016 (EnG; SR 730.0) richtet sich die Vergütung (also bereits seit 2016) nach den vermiedenen Kosten des Netzbetreibers für die Beschaffung gleichwertiger Elektrizität. Die Energieverordnung vom 1. November 2017 (EnV; SR 730.01) konkretisiert in Artikel 12 Absatz 1, dass es sich dabei um die Kosten des Netzbetreibers für den Bezug gleichwertiger Elektrizität bei Dritten sowie die Gestehungskosten der eigenen Produktionsanlagen handelt. 

Die ElCom hält gemäss ihrer Meldung insbesondere aufgrund der deutschen Sprachfassung des zitierten Artikel 15 Absatz 3 Buchstabe a EnG fest, dass die Berücksichtigung der Gestehungskosten bei der Bemessung der Rückliefervergütung dem Willen des Gesetzgebers entspricht. Anders als noch zum alten Recht (Verfügung 220-00007 vom 19. April 2016) ist somit nicht mehr lediglich der Einkaufspreis für Graustrom zu vergüten. 

Somit konkretisiert die ElCom, dass sich die Vergütungshöhe für rückgespiesenen Strom nach den vermiedenen Kosten des Netzbetreibers für den Bezug von gleichwertiger Energie bei Dritten sowie nach den Gestehungskosten der eigenen Produktionsanlagen zu richten hat. Allfällige vermiedene Netznutzungskosten (wegen geringeren Bezugs aus dem Vorliegernetz) sind für die Vergütung im Übrigen ebenfalls nicht relevant. 

Gemäss den jüngsten Konkretisierungen des StromVG müssen die den erzeugten Ökostrom auf-nehmenden Netzbetreiber ihre grundversorgten Kunden wiederum mit in der Schweiz produziertem Ökostrom beliefern. Insoweit schliesst sich das System gewissermassen, was einen Pluspunkt für die Bilanzierung und die Verwendung des Ökostroms gleichermassen ausmacht.

Zurück zur Übersicht

Von Micha Ries

Wie die ElCom mitteilt, ist im Juni 2021 die neue Strompreiswebseite der Behörde online gegangen. Neben den bisherigen Funktionen hält der Auftritt einige Neuerungen bereit, wie zum Beispiel zahlreiche zusätzliche Vergleichs- und Suchoptionen. Auf der neuen Seite, die man unter der Adresse 

www.strompreis.elcom.admin.ch

erreichen kann, werden nicht nur Preise verglichen, sondern auch Tarifteile, ausgesuchte Gemeinden oder Jahre. Die Rohdaten werden in Zukunft zudem als csv-Datei über die Strompreiswebseite abrufbar sein. Abrufbare Details sind neben den Gesamtpreisen also auch Bestandteile wie die Netznutzung, Energie, Abgaben an das Gemeinwesen oder die Förderabgaben (KEV). 
Im Schatten der anstehenden Marktöffnung werden Portale dieser Art zu wichtigen Informationsquellen für Stromkunden und Händler gleichermassen.
 

Zurück zur Übersicht

Von Dr. Wolfgang Zander | Dr. Denis vom Stein

BET-Studie für das BFE veröffentlicht

BET hat die Grössenordnung des Demand-Side-Management (DSM) Potenzials (Flexibilität auf der Nachfrageseite) für den Stromsektor der Schweiz im Auftrag des BFE abgeschätzt. Das heutige verlässlich technisch nutzbare Potenzial beträgt ca. 1.1 bis 2.6 GW und hängt unter anderem von der Jahres- und Tageszeit ab. Unter Berücksichtigung von sozio-ökonomischen Faktoren verbleibt ein Potenzial von 0.6 bis 1 GW. 

Zukünftig ist zu erwarten, dass die Potenziale durch die zunehmende Zahl von flexiblen Verbrauchern wie Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen steigen werden. Gleichzeitig wird auch die systemische Bedeutung der Nutzung dieser Flexibilitäten auf der Nachfrageseite aufgrund wegfallender Bandenergie der Kernkraft und zusätzlicher volatiler Stromerzeugung auf Basis dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien steigen. Auch aufgrund der nun offiziell gescheiterten Verhandlungen des EU-Schweiz Stromabkommens wird die nationale Erschliessung von Flexibilitäten an Bedeutung und Relevanz für den Schweizer Markt, nicht zuletzt aus Gründen der Versorgungssicherheit, gewinnen.

DSM-Potenziale nutzbar machen

Der Nutzung dieser DSM-Potenziale in der Schweiz stehen jedoch unterschiedliche Hemmnisse im Wege. Diese erstrecken sich von soziotechnischen Aspekten wie fehlenden Daten zur Erschliessung von Potenzialen, über technische Hemmnisse, wie z. B. eine fehlende Standardisierung bei der Kommunikationstechnik, bis hin zu oftmals noch unzureichenden ökonomischen Anreizen für die Erschliessung und den Einsatz der Flexibilitäten. Letzteres ist auch auf rechtliche und regulatorische Hemmnisse zurückzuführen, u. a. aufgrund unzureichender Möglichkeiten für dynamisierte zeitvariable Netzentgelte, differenzierte Netzentgelte für (n-1)-sichere und ungesicherte Netznutzung.
Um DSM-Potenziale besser nutzbar zu machen, sollen und müssen Hürden und Hemmnisse abgebaut werden. Erste Schritte sind bereits in den Eckpunkten für das Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien bspw. durch die vollständige Marktöffnung, eine Flexibilitätsregulierung, verursachergerechtere Netztarifierung, regulatorische Sandbox für Pilotprojekte sowie dem nationalen Datahub angelegt. Das UVEK plant dem Bundesrat die entsprechende Botschaft zum Bundesgesetz Ende Juni vorzulegen. Damit öffnet sich ein neues Marktsegment für die Erschliessung von Flexibilitäten auf der Nachfrageseite. 

Die Gestaltung eines Geschäftsmodells

Entsprechend gilt es jetzt für die erfolgreiche Gestaltung eines Geschäftsmodells aus dieser Entwicklung die richtigen Fragen zu stellen und zu beantworten:

• Wie kann eine effiziente Aggregation kleiner dezentraler Anlagen und die wirtschaftliche Vermarktung der Flexibilität vor dem Hintergrund der anstehenden systemischen und regulatorischen Veränderungen erfolgen? 
• Welche Kanäle (z. B. ID-Markt oder Regelleistungsmarkt, Eigenverbrauchsoptimierung, Reduktion der Spitzenlast aufgrund steigender Leistungskomponenten in der Netztarifierung oder netzentlastende Systemdienstleistung) werden dabei im Fokus stehen?
• Welche Möglichkeiten bestehen zukünftig zur Einbindung dieser Flexibilitäten in die Netzbetriebsführung und Netzplanung, um Netzausbau einzusparen oder zu verzögern?
• Wie erfolgt der sichere Daten- und Informationsaustausch? Wie kann dies in die Digitalisierungsstrategie und insbesondere den Rollout von intelligenten Messsystemen Ihres Unternehmens eingebettet werden?
• Wann sollten Aggregatoren mit dem Erschliessen dieser Flexibilitäten beginnen? Sind Pilotprojekte zum Aufbau von Erfahrung und Know-how bereits in Ihrer Projektpipeline?

Wir erarbeiten gerne mit Ihnen gemeinsam die Antworten auf diese exemplarischen Fragen, um die für Sie passende Rolle bei der Erschliessung der Potenziale vor dem Hintergrund der umfassenden Veränderungen im Schweizer Strommarkt zu erarbeiten. Sprechen Sie uns gerne unverbindlich für einen ersten Austausch an.

Zurück zur Übersicht

Von Micha Ries | Max Sondermann

Nach über einem Jahr Pause können seit Juni Präsenztermine und Workshops in der Schweiz langsam wieder anlaufen. So konnte die BET-Suisse AG in Zusammenarbeit mit der LHI Lighthouse Institute AG aus Kreuzlingen am 01. und 02. Juni 2021 interessierten Teilnehmern in der Reihe «Branchenwissen Strom» die Grundlagen und Rahmenbedingungen der Stromwirtschaft näherbringen. Der Start gelang Corona-konform mit Maske und Abstand, aber mit viel Interesse der Teilnehmer an den energiewirtschaftlichen Zusammenhängen und abschliessendem Zertifikat in angenehmen Seminarräumen eines Züricher Hotels.

Die BET- Experten hatten in ihrer Vortragsreihe sämtliche Wertschöpfungsstufen der Schweizer Energiewirtschaft aufbereitet. Von den Erzeugungstechnologien über die Handelsplätze, den möglichen Beschaffungsstrategien bis hin zum Netzbetrieb und dem Endkundengeschäft der «freien» und der «gefangenen» Kunden konnte ein Einblick in den Energiemarkt von heute und insbesondere ein Ausblick in die nahe Zukunft vermittelt werden. Dabei wurden auch die Schweizer Besonderheiten, beispielsweise der nationalen Übertragungsnetzgesellschaft Swissgrid, oder aber auch der heimischen Wasserkraft erläutert. 

BET-Seminare bieten neben Basiswissen auch immer einen Blick in die aktuellen Entwicklungen der Branche. So wurde ein Blick in den Stand der Sunshine-Regulierung geworfen und thematisiert, wie weit die Energiestrategie 2050 vorangekommen ist und zum Status der Verhandlungen um ein Strommarktabkommen mit der europäischen Union berichtet. Die Referenten diskutierten zudem Fragestellungen nach der Zukunft der Schweizer Stromversorgung unter dem Eindruck der anstehenden Revisionen im Netzbereich, die zur Verhinderung von künftigen Netzengpässen und zur Abwendung möglicher Blackout Gefahren nötig sind. 

Der Intensivkurs Branchenwissen Strom richtet sich an Neu- und Quereinsteiger in die Strom- wirtschaft sowie Führungskräfte aus Unternehmen, deren Tagesgeschäft durch energiewirtschaftliche Fragen tangiert wird. Insbesondere sind Mitarbeitende aus Energieversorgungsunternehmen und Stadtwerken angesprochen, die sich einen Überblick über die Strombranche verschaffen und ihr Wissen auf den neuesten Stand bringen möchten. 
Soweit es die Situation zulässt, wird die BET-Suisse AG im Normalbetrieb wieder an zwei Terminen im Jahr ihre Seminare zum Branchenwissen anbieten und durchführen können. 

Zurück zur Übersicht