Aktuelle Hotspots der Schweizer Stromwirtschaft

An der Stromtagung der Universität St.Gallen von Ende November 2018 wurden aktuelle Hotspots der Schweizer Stromwirtschaft thematisiert. Die klassischen Themen waren das Stromabkommen und die angespannte Versorgungssicherheit in Bezug auf die Umsetzung der Energiestrategie 2050. Es wurden aber auch neue, mittlerweile sehr relevante Themen wie Datenschutz, Cybersicherheit sowie der adäquate Umgang mit grossen Datenmengen behandelt. Insbesondere kamen künstliche Intelligenz, bzw. Software, unter die Lupe, d.h. wie diese generell bestehende Geschäftsmodelle disruptiv gefährden können. Die Tagung wurde durch eine aktuelle Risikoeinschätzung aufgrund der Systemrelevanz grosser Energieversorger in der Schweiz abgerundet.

Matthias Gisler vom Bundesamt für Energie (BFE) reflektierte die Ziele des StromVG für die Netze und den Strommarkt. Er stellte fest, dass die Branche weiterhin genügend investieren kann – anscheinend auch in die Wasserkraft. Die Strommarktpreise seien seit 2016 gegenüber den letzten zwölf Monaten um 48 % gestiegen  und der Ausblick stimmt weiterhin positiv. Aufgrund verschiedener Szenarien, die die ETH durchspielte, wurde eine sehr robuste Versorgungssicherheit festgestellt. Dies ist möglich dank einem sehr leistungsfähigen Kraftwerkspark und 41 Anbindungen an die Importkapazitäten Europas. Handlungsbedarf bestehe allerdings noch immer bei der Wahlfreiheit in der Energiebeschaffung: 99 % der Endverbraucher können noch immer nicht frei wählen, aus welchen Quellen ihr Energiebedarf gedeckt werden soll. Ebenso gibt es Handlungsbedarf bei der Systemeinbindung erneuerbarer sowie intelligenter Systeme.

Weiterer Handlungsbedarf

Neu soll es eine robuste Grundversorgung mit einem für die Schweiz typischen Strommix geben. Dafür streben die Verantwortlichen ein default Standard-Elektrizitätsprodukt mit einem Mindestanteil erneuerbarer Energie gemäss Energie-Strategie 2050 an. Zudem soll Swissgrid das Winterende, das typischerweise  mit tiefen Speicherständen einher geht, mit einer vom Markt entkoppelten Speicherreserve absichern. Ebenso will man die Netzebene 7 stärker zu einer Plattform für Eigenverbrauchsgemeinschaften wandeln, die Anreize setzt, hohe kostentreibende Leistungsspitzen zu dämpfen. Als Beispiel dient ein bei RePower diesbezüglich bereits implementiertes Modell. Zusätzlich sollen Flexibilitätsmärkte stärker gestützt werden.

Im Zuge der Digitalisierung benötigt die Branche innert nützlicher Frist einen zentralen Data-Hub für Lieferantenwechsel, Fristen, neue Energieprodukte usw. Sollte dies nicht rechtzeitig klappen, würde sich der Bund dieser Aufgabe annehmen.

Die öffentliche Vernehmlassung zum Stromversorgungsgesetz läuft noch bis 31. Januar 2019. Eine Botschaft des Bundes darf für den Herbst 2019 erwartet werden.

Network-Codes immer wichtiger

Simon Steinlin ist für das Eidgenössische Departement für auswärtige Angelegenheiten (EDA) in Belgien tätig. Er öffnet den Blick in Richtung EU und erwähnt die dortige Konsumentenwebsite www.powerinbalance.be. 2019 tritt dort ein Clean-Energy-Package in Kraft. Die grosse gegenseitige Abhängigkeit wird mit den starken physischen Import/Export-Flüssen 2017 illustriert. Rechtlich ist die Schweiz für die EU allerdings (noch) ein weisser Fleck.

Mit dem Stromabkommen, das seit elf Jahren verhandelt wird, sollen die Produktion, Übertragung, Verteilung und der Handel in den EU-Binnenmarkt eingebunden werden, der Verbrauch oder das EU-Umweltrecht zum Strombereich jedoch nicht, da unsere Bestimmungen gleichwertig sind. Ebenso muss ein Übergang für die Vorrang-Langfristverträge gefunden werden. Ein Inkrafttreten sei frühestens 2022 zu erwarten. Eine frühe Teilanwendung für die entsoe Network-Codes und Market-Coupling ist bei guten Verhandlungen von Seite der Schweiz denkbar, z.B. über verbindliche Ziele 2030 für Erneuerbare. Es wäre aber auch denkbar, dass es kein Abkommen geben wird und sich die Rahmenbedingungen für Schweizer Unternehmen dadurch stetig schleichend verschlechtern. Beispielsweise sind Herkunftsnachweise aus Drittländern wie der Schweiz mit dem CEP nur noch anerkannt, wenn es bereits ein EU-Abkommen gibt. Die EU-Wahlen im Fühling mit entsprechend neuen Kommissionen sowie der Brexit vom März 2019 beschäftigen die EU schon sehr bald anderweitig. Deshalb soll das aktuelle Zeitfenster unbedingt noch genutzt werden. Neben Swissgrid werden zunehmend auch Verteilnetz- und Kraftwerkbetreiber Network-Codes berücksichtigen müssen, was bisher eher unterschätzt wurde.

Kann das neue Gesetz die bisher sichere Stromversorgung der Schweiz gefährden?

Prof. Dr. Bernd Schips reflektiert die Energie-Strategie 2050. Er sieht bis 2035 allenfalls in den Wintermonaten ein Gefährdungspotential. Viel relevanter sei, ob die geplanten Szenarien auch tatsächlich so eintreffen werden. Die zunehmende Elektrifizierung werde vermutlich sämtliche Einsparpotentiale mehr als kompensieren: Die Dekarbonisierung von Verkehr und Wärme dürfte den Verbrauch pro Kopf tendenziell deutlich ansteigen lassen und auch zu einem signifikanten Umbau in der Wirtschaft führen – oft sektorverbindend mit gegenseitigen Abhängigkeiten. Insbesondere seien die Ausbauziele bei Biomasse und Geothermie unrealistisch. Bei Sonne und Wind fallen sehr tiefe Leistungsdichten gegenüber Erdöl und Kohle auf (Faktor 10 000), was zu einem sehr hohem Flächenbedarf führe.

Das Ausbauziel «Wind» erfordere laut Schips etwa 800 Anlagen und könne wohl kaum erreicht werden. Zeitweilige Überkapazitäten der Erneuerbaren würden ihr Übriges zu Preiszerfällen beitragen, während Speicherkosten durch hohe Umwandlungsverluste zusätzlich angetrieben würden. Auf Stromimporte und die dazu nötigen Transportkapazitäten könne man sich nicht verlassen. Zudem müsse dazu der Schweizer Strommarkt als Vorbedingung vollständig liberalisiert werden, damit es überhaupt ein Stromabkommen geben könne. Auch in konventionelle Kraftwerke wie Gas würde nicht mehr investiert, da sich ihre Lebensdauer durch den hochdynamischen Kompensationsfahrplan gegenüber Erneuerbaren drastisch verkürze, währenddem das System nach immer mehr zusätzlichen Backup-Kapazitäten rufe. Ökonomisch betrachtet müsste eine drastisch höhere CO2-Besteuerung stattfinden und alle Umwandlungsdruck- und Speicherkosten berücksichtigt werden, damit Erneuerbare eine Chance hätten. Das führe aber zu deutlich höheren Energiepreisen, begleitet von massiven Umverteilungen und auch einer deutlich geschwächten Wirtschaft.

Da künftig Stromimporte nicht mehr wie heute garantiert werden können, müsse man sich mit Gaskraftwerken und Gasspeichern darauf vorbereiten.


Christian Schaffner der ETH Zürich weist auf das Energy Science Center und weitere Punkte hin:

  • Zehn Professuren arbeiten vernetzt und bieten auch einen Lehrgang Energy Science an. Hier wird der Verbrauch inkl. Stromanteil und CO2 quanitfiziert.
  • Querblick: China setzt primär auf PV und Wasserkraft.
  • Studie System Adequacy zeigt, dass solange die Schweiz mit der EU vernetzt und eingebettet ist, eine sehr stabile Situation herrsche, die nur mit Extremszenarien instabil würde.
  • Pilotprojekt Walenstadt: Hier wird die lokale Stromproduktion möglichst lokal verwendet und zwar hochgradig automatisiert.

Datenschutz in digitalen Geschäftsfeldern

Jürg Flückiger des Elektrizitätswerks Davos (EWD) reflektiert den Datenschutz in digitalen Geschäftsmodellen anhand der bereits aufgebauten Geschäftsfelder Smart Home (Fernsteuerung, Wartung, Picket) und Smart Metering. Er zeigt den Unterschied von abgekoppelten Eigenverbrauchsgemeinschaften gegenüber marktgebundenen, integrieren Modellen wie Walenstadt, die das Verteilnetz mit beanspruchen. Zusätzliche Auflagen des Datenschutzgesetzes (DSG), welches etappenweise revidiert wird, bringen bezüglich dem gestärktem Personenschutz gemäss EU weitere Komplexität mit sich. Zwar sind Metering-Protokolle gut definiert, propagieren jedoch deutlich weniger gut in nachgelagerten Abrechnungs- und Kundenportalen. Daher finden sich beim VSE Richtlinien zur Datensicherheit bei intelligenten Messsystemen.

Komplexität reduzieren

Jesko Herre von BKW zeigt, wie Netzbetreiber und das BFE das Messwesen so regulieren, dass die Messstelle einmal täglich Daten liefert. Der Markt brauche jedoch deutlich aktuellere Daten, z.B. im Sekundentakt. Dies könnte aber eine installierte Smart-Haustechnik genauso gut liefern. Wieso also nicht eine Installation einsparen und so die Messdaten liberalisieren – natürlich mit der Datenhoheit beim Kunden? Die Messgeräte sollten hingegen nicht liberalisiert werden, sondern nur die Messdaten. Wichtig dabei sei, dass ausschliesslich manipulationsfreie Daten in die danach sehr robuste Blockchain-Plattform hochgeladen würden.

Immer höhere Ladeströme in der Elektromobilität

Wolfgang Korosek, Leiter IT bei den St. Galllischen Stadtwerken (Strom, Erdgas, Wasser, Telco, decken ca 1 % des Energiverbrauchs der Schweiz), äusserte seine  Gedanken zur Cybersicherheit auf dem Weg in die 3D-Zukunft: Distributed Decarbonized Digital. Er erkennt auch Trends zur Elektromobilität, z.B. lädt Tesla mit 120 kW, Porsche wollte jetzt 2 x 300 kW Ladestation und hatte schlicht das Glück, dass gerade ein MS-Trafo in ihrer Nähe war, sonst hätte das nicht so rasch geklappt. Ausserdem überprüfte er am Beispiel der Fernwärme die potentielle Verwundbarkeit entlang der «Kill Chain».

Beitritt Energie-CERT Schweiz bei SWITCH

Adrian Perrig stellte seine bereits 10-jährige Arbeit an einem attackensicheren Internet vor. Routing-Angriffe auf das heute übliche BGP-Protokoll sollen schon im Design verhindert werden. Beim Update eines Routing-Protokolls bleibt z.B. der MOS Voice Q-Index über Minuten sehr schlecht, bis das System über neue Routing-Tabellen neu konvergiert hat. Heute passiert täglich ein Prefix hijacking. Da werden z.B. Daten des US-Militärs über eine gewisse Zeitspanne via Peking umgerollt. Dies kann abgefangen werden, indem das abgesendete Paket nicht nur die Zieladresse, sondern auch (allowed) Routing-Informationen enthält. Auch Kill-Switch-Angriffspunkte, über die z.B. ein ganzes Land deaktiviert werden kann, müssen reduziert werden, beispielsweise indem ein Ranking von Schlüsselzertifikaten tiefer vertrauenswürdiger Schlüssel überstimmen. Die neue SCION-Architektur bietet dafür in der Control-Plane Pfadinformationen an, welche der Datenpakete als Routing-Informationen mitgegeben werden. Neue Pfade können so innert Sekunden gewählt werden. Der Datentransport ist schneller, über Kryptographie gesichert und braucht 5 % weniger Energie. Nur das Initialpaket benötigt etwas mehr Zeit, um den Pfad zu finden. Dank steuerbarem Routing können also gerade auch SCADA-Netzwerkdaten über sicherere Netzpfade gesendet werden, z.B. eigene Fiber statt WLAN. Dies erlaubt auch während laufenden DDoS-Angriffen einen sicheren Systemsteuerungszugriff (DDoS bereits verhindert «by design»). Auch PCP-Angriffe sind heute noch ein grosses Problem. Danach werden wohl Corefire- und Crossnet-Angriffe eine nächste Generation einläuten. Es ist also vernünftig, einen disruptiven Umstieg auf eine geschützte Architektur vorzunehmen. Dies ist bereits heute über die Nutzung von Mietleitungen der Provider möglich. Die Bandbreite kann probabilistisch garantiert werden, Latenz jedoch nicht, obwohl sie zu einem grossen Teil sehr gut ist. Multipathing sucht auch automatisch ständig eine tiefe Latenz.

Bilanzsummen, Liquiditätsrisiken und Konsequenzen

Prof. Dr. Karl Frauendorfer analysierte die Handelsbilanzen seit dem Strompreis-Tiefpunktsjahr 2015 aus den jeweiligen Geschäftsberichten von BKW, alpiq und axpo. BKW handelte mit der Hälfte ihrer Bilanzsumme, Alpiq mit der Doppelten und axpo etwa mit dem gleichen Volumen. Wirkt sich das auf die Liquiditätsrisiken aus? Handel bedeutet ja immer auch Kostenanteile (bps Basis-points), welche bei abnehmendem Rating (BKW A, Alpiq BBB) zunehmen. Dabei spielt auch die Energiepreis-Volatilität eine Rolle.

Im Handel exponiertes Risikokapital in Bezug zum Eigenkapital zeigt die Risikoexposure 2015-2017:
3 Mrd BKW 90 m abgesenkt auf 2/3
4 Mrd Alpiq 140 m verdoppelt
6,4 Mrd axpo 300 m erhöht

Die Nobelpreisträger Black Scholes Merton empfehlen bei steigenden Preisen den Verkauf von Pumpspeicherkapazität und bei sinkenden Zukauf. Jedoch ist der Preisgap Peak/Base bei Pumpspeicherwerken stark geschrumpft. TransnetBW hat keine eigenen Flexibilitäten und muss ihre Volatilität mit «Versicherungen»  abstützen. Durch den Zuwachs der stochastischen Einspeisung ist die Intraday-Volatilität seit 2008 von rund 70 % auf gut 300 % angestiegen. Die Erlöskomponenten Lauf- vs. Pumpspeicher zeigen klar den Mehrwert von Flexibilität.

Während sich der Asset-Backed-Trader um Füllstände etc. kümmert, antizipiert der Prop-Trader die künftige Preisentwicklung in den Märkten. Er zeigt auf, wie beim Handelsvolumen von CHF 20 Mrd eben Transaktionskosten von CHF 20 Mio. anfallen und somit Prop-Trading eben nur Verluste erwirtschaften kann (und zudem noch quersubventioniert wird über tiefere Preise der Produktion). Eine interessante Aussage, wenn man Rentabilität und die Asset/prop Verhältnisse von 1:4/15/24 beachtet.

 

Hotspots der Stromwirtschaft:
StromVG EU Digitalisierung Cyber Handelsrisiken (Tagungsdokumentation, Web)

Infoblatt: Stromversorgungsgesetz (StromVG), BFE (Web)

Revision des Stromversorgungsgesetzes, Erläuternder Bericht zur Vernehmlassungsvorlage (UVEK)

NetzImpuls 2019 – Make, Pool or Buy? Netz und Energie im Wandel (Tagung)

 

Foto: pixabay.com
Text: Marcel Stöckli, Electrosuisse

 

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