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Kartesische Logik oder Fuzzy-Logik?

Wed, 29 May 2013 00:00:00 +0200

Die Themen dieses Bulletins (Energieübertragung und -verteilung, Smart Grid) bieten sich an, einmal Überlegungen allgemeinerer Art anzustellen: Bewegt sich unsere westliche Gesellschaft nicht seit etwa 10 Jahren weg von einer kartesischen Logik und hin zu einer Fuzzy-Logik? Beispiele:

In Energietransportnetzen werden Stromleitungen immer häufiger bekämpft wegen des Eingriffs in die Landschaft, der gesundheitlichen Auswirkungen auf den Menschen, des Schutzes der Fauna und weiterer gerechtfertigter und ungerechtfertigter Gründe. Es ist jedoch zu erwarten, dass die erdverlegten Kabel, die die Gegner heute fordern, schon morgen von denselben Personen abgelehnt werden, unter dem Vorwand, dass ein Tunnel mit isolierten Leitungen (gasisolierte Rohrleiter, GIL) eine noch bessere Alternative wäre. Wer wird es wagen, dem Konsumenten die Endabrechnung vorzulegen?

Die Gegner erhoffen sich wahre Wunder von Smart Grids: Energieeinsparungen, die die Abschaffung des Stromtransportnetzes ermöglichen, ja sogar die Abschaltung der Atomkraftwerke ohne deren teilweisen Ersatz durch Gaskraftwerke. Und doch wird der Elektrizitätsausgleich fortbestehen: Die Alpen-Kantone sollten weiterhin Energie aus Wasserkraft an die anderen Kantone liefern.

Die Öffnung des Strommarktes hat zu Gleichungen geführt, die die Tarife für Strom aus dem Stromnetz an Parameter binden, wie beispielsweise den Wacc (gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten, weighted average cost of capital) und den historischen oder den synthetischen Wert des Netzes – das alles unter den zahlreichen und ziemlich komplizierten Kontrollen durch die Elektrizitätskommission ElCom. Freilich gehorchen die Elektronen dem Kirchhoff’schen Gesetz, wenn sie ihren Weg vom Produzenten zum Konsumenten wählen. Dennoch sollte sich dieses – aus dem Blickwinkel eines externen Finanzbeobachters gesehen – unscharfe Tarifierungsverfahren in den nächsten 20 Jahren nicht vielleicht doch ändern? Hat man sich offen gestanden nicht zu weit von der guten buchhalterischen Gepflogenheit entfernt, die vom Umsatz minus Kosten über ein EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen) geht, um zu einer Dividendenausschüttung zu gelangen? Wir sollten es wagen, diese Frage zu stellen, auch wenn diese selbst etwas unscharf ist!

«Intelligent wohnen» ist alltagstauglich

Wed, 22 May 2013 00:00:00 +0200

Fachleute unterschiedlichster Disziplinen nutzten die Gelegeneit, die vielfältigen Aspekte eines «Smart Home» kritisch zu beleuchten. Das Programm war in drei Themenblöcke gegliedert: Praxis, Zukunft und Nutzen. Die gleichzeitige Ausstellung bot weitere Gelegenheit für eingehende Diskussionen.

Während der Fachtagung kam deutlich zum Ausdruck, dass die Technik reif ist zur Umsetzung. Es scheint kaum ein Bedürfnis zu geben, das nicht abgedeckt werden könnte. Die Fragen aus dem Plenum und die angeregten Gespräche während der Pausen zeigten jedoch eines sehr deutlich auf: Damit die Technik optimal eingesetzt und genutzt werden kann, bedarf es zusätzlicher Informationen und Weiterbildung aller Beteiligten.

Potenzial wird (noch)  nicht ausgeschöpft

Beispiele von Bauherren legten dar, dass oftmals ein Bedürfnis nach technikgestütztem Komfort bestehe, dies jedoch während der Planungsphase kaum berücksichtigt werde. Käufer seien vorhanden, aber man nehme sie noch nicht wirklich wahr.

Damit die Vorteile eines «Smart Home» auch genutzt werden können, braucht es eine gut umgesetzte Inbetriebnahme. Eine einfache Bedienung und Angaben wie beispielsweise Informationen über den aktuellen Energieverbrauch erhöhen den Nutzen und steigern den Wert der Immobilie.

Wohnkomfort und Dienstleistung kombinieren

Wohnkomfort und Dienstleistungen können ideal kombiniert werden, indem die gewonnenen Daten beispielsweise auch dem Sicherheitsmanagement oder der Energieeffizienz dienen. Ein Ziel wäre, dass das «Wohnen 2030» so viel Komfort biete, wie heute ein normales Auto, meinte Birgid Eberhardt, Beratung AAL aus Deutschland.

Egal ob Neu- oder Altbau, Smart- Home-Technik lässt sich einfach und problemlos umsetzen – zu einem «vernünftigen» Preis, wie Albert Lehmann, Praktiker aus dem Elektrobereich, betont. Auch bestehende Bauten lassen sich mit angemessenem technischem Aufwand intelligenter nutzen. Der Kunde sei bereit, Geld auszugeben, wenn der Gegenwert stimmt, bestätigte Peter Fuchs der Fuchs AG aus seinen Erfahrungen. Die Sensibilisierung bezüglich Energieeffizienz nimmt bei den Kunden spürbar zu.

Aus der Round-Table-Diskussion ging hervor, dass auf den Baustellen oftmals zu wenig Fachwissen über Smart-Home-Installationen vorhanden ist. Allerdings müssten nicht alle Mitarbeitenden eines Betriebs umfassendes Wissen über solche Installationen besitzen – man könnte vermehrt vernetzt und sachorientiert zusammenarbeiten und so das benötige Know-how sinnvoll nutzen. Es gelte, sich zu überlegen, welche Bereiche man als Elektrodienstleister abdecken möchte. Teilaufgaben könnten ausgelagert werden, um sich auf eigene Stärken zu konzentrieren. Handwerker müssten vermehrt zu handwerklichen Kundenberatern werden, wenn Unternehmen künftig bestehen wollten. Davon ist Albert Lehmann der Lehmann Elektro AG überzeugt.

Kommunikation im  Projekt verbessern

Eine zentrale Frage, ob sich Smart-Home-Lösungen etablieren können, wird sein, ob es gelingt, die Disziplinen zu koordinieren und die Kommunikation während eines Bauvorhabens zu verbessern. Ebenso müsste vermehrt auf die Nachbetreuung geachtet werden, um Kunden «echten» Service zu bieten. Ein versierter Systemintegrator könnte für die ideale Umsetzung sorgen, damit das Smart-Home-Potenzial künftig auch ausgeschöpft wird. Bernadette Kohler

Subventionen für erneuerbare Energien in Deutschland

Tue, 21 May 2013 00:00:00 +0200

Im Januar 2012 trat in Deutschland eine Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in Kraft. Die wichtigste Neuerung war dabei die Einführung des Marktprämienmodells, mit dem Produzenten von erneuerbaren Energien ihren Strom direkt an der Börse vermarkten können. Dabei wird die Differenz des Marktpreises zur festen EEG-Einspeisevergütung als ein Bestandteil der Marktprämie vom Übertragungsnetzbetreiber erstattet (EEG-Ausgleich). Zusätzlich erhält der Produzent eine Managementprämie, welche den Zeit- und Kostenaufwand kompensieren soll, der durch die direkte Vermarktung des Stroms an der Börse entsteht. Ebenso wie die feste EEG-Einspeisevergütung wird die Marktprämie über die EEG-Umlage finanziert, die von den Endverbrauchern in Deutschland per Aufschlag auf die Stromrechnung entrichtet wird. Ziel des Marktprämienmodells ist es, Anreize zu geben, den Anlagenbetrieb am Markt auszurichten, indem beispielsweise die Prognosegüte erhöht oder der Intraday-Markt vermehrt genutzt wird. Das Marktprämienmodell stellt eine grundsätzliche Änderung in der Subvention von erneuerbaren Energien in Deutschland dar, indem erstmals Strom aus erneuerbaren Quellen subventioniert wird, der direkt an der Börse vermarktet wird. Im Folgenden wird aufgezeigt, inwieweit das Marktprämienmodell vom deutschen Energiemarkt angenommen wurde. Ausserdem werden neue Geschäftsmodelle vorgestellt, die durch die stark gestiegene Direktvermarktung erneuerbarer Energien entstanden sind, und mögliche Entwicklungen der marktorientierten Subvention von erneuerbaren Energien in Deutschland werden aufgezeigt.

Nutzung des Marktprämienmodells 2012

Das Marktprämienmodell erfreute sich im Jahr 2012 grosser Beliebtheit bei Produzenten von erneuerbaren Energien. Bereits im Januar 2012, dem ersten möglichen Nutzungsmonat des Förderungsmodells, nutzten Anlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 19 460 MW das Marktprämienmodell [1]. Bis zum Dezember 2012 ist die Nutzung kontinuierlich auf 28 540 MW angestiegen; dies entspricht einer Kapazität von ca. 41 % aller Anlagen in Deutschland, die das EEG nutzen [2]. Ca. 1 % nutzen sonstige Formen der Direktvermarktung; dies sind insbesondere Anlagen im Besitz von Elektrizitätsunternehmen, die durch eine Direktvermarktung die EEG-Umlage verringern und so ihren Kunden günstigeren Strom anbieten können. Die übrigen 58 % der Anlagen nutzen weiterhin die fixe EEG-Einspeisevergütung.

Die Inanspruchnahme des Marktprämienmodells unterscheidet sich deutlich je Erzeugungstechnologie, wie in Bild 1 ersichtlich. Insbesondere im Bereich der Windkraft findet das Modell hohe Akzeptanz. Im Januar 2012 wurden gut 12 000 MW Windenergie onshore und 48 MW offshore über das Marktprämienmodell abgewickelt. Bis Ende 2012 hatte sich die installierte Onshore-Windleistung in diesem Fördermodell auf 23 929 MW verdoppelt und im Offshore-Bereich auf 248 MW verfünffacht. Biomasse- und Solaranlagen erlebten ebenfalls hohe Wechselraten und wiesen Ende 2012 jeweils mehr als 1900 MW installierte Leistung im Marktprämienmodell auf. Bei der Fotovoltaik repräsentiert dies aber lediglich ca. 6 % der in Deutschland installierten Leistung, im Vergleich zu ca. 35 % bei Biomasseanlagen und ca. 82 % bei Windkraftanlagen on- und offshore.

Diese Unterschiede je Erzeugungstechnologie sind in der durchschnittlichen Anlagengrösse und der jeweiligen Eigentümerstruktur begründet. Die Leistung je Messpunkt ist bei Fotovoltaikanlagen meist niedriger als bei Windparks oder Biomasseanlagen, wodurch eine Direktvermarktung für Fotovoltaikanlagen aufgrund hoher Fixkostenanteile unattraktiv ist. Windkraft- und Biomasseanlagen befinden sich ausserdem vermehrt im Besitz von Energieversorgungs- und sonstigen Unternehmen, die entweder über die notwendigen Kompetenzen im Bereich Portfoliomanagement und Handel verfügen oder diese leicht zukaufen können. Fotovoltaikanlagen sind dagegen meist im Besitz von Privatpersonen, die nicht über diese Kompetenzen verfügen und keinen Zugang zu entsprechenden Dienstleistern haben.

Neue Geschäftsmodelle

Im Gegensatz zur festen EEG-Einspeisevergütung stellt das Marktprämienmodell neue Anforderungen an Produzenten von erneuerbaren Energien: Sie müssen am Grosshandelsmarkt agieren und somit Funktionen wie Portfolio-, Bilanzkreis-, Energiedaten- und Assetmanagement sowie Prognose abdecken. Dies kann entweder intern oder über Dienstleister erfolgen. Die entstehenden zusätzlichen Kosten (Bild 2) sollen im Marktprämienmodell durch die Managementprämie abgedeckt werden, die der Kompensation des zusätzlichen Zeit- und Kostenaufwands sowie des Risikos (aufgrund des Prognosefehlers) durch die Direktvermarktung dient.

Fixkosten der Direktvermarktung betreffen IT-Systeme, Personal, Zugang zum Spot- und Intradaymarkt sowie Prognosedaten. Gemäss Schätzungen von The Advisory House müssen Erstwechsler in das Marktprämienmodell mit einmaligen Investitions- bzw. Projektkosten von rund 2–2,5 Mio. € kalkulieren, wenn sie die zusätzlich erforderlichen Funktionen intern abdecken wollen. Jährliche Fixkosten, also Aufwände, die unabhängig von den vermarkteten Strommengen anfallen, liegen bei rund 1,5–2 Mio. €; der Grossteil entfällt hierbei mit über 70 % auf Personalkosten. Diese Zahlen zeigen, dass ein eigener Aufbau von Kompetenzen und notwendiger Infrastruktur nur für grosse Anlagenbetreiber empfehlenswert ist.

Variable Kosten der Direktvermarktung betreffen zu 75–95 % den Ausgleich von Prognosefehlern; übrige Anteile sind variable Kostenanteile der mehrheitlichen Fixkosten, beispielsweise mengenabhängige Kosten des Marktzugangs und IT-Betriebskosten. Die Kosten für den Prognosefehlerausgleich hängen in erster Linie von der vermarkteten Strommenge, der Steuerbarkeit der Anlagen sowie der Prognosequalität ab und stellen im Gesamtvergleich den grössten Kostenblock dar.

Seit Einführung des Marktprämienmodells sind mehrere Dienstleister aktiv geworden, die Produzenten von erneuerbaren Energien eine teilweise oder vollständige Übernahme der durch die Direktvermarktung zusätzlich erforderlichen Funktionen anbieten. Aktuell kann davon ausgegangen werden, dass die Anzahl der Direktvermarktungsdienstleister in Deutschland im hohen zweistelligen Bereich liegt, wobei die Bandbreite der Anbieter von etablierten Energieversorgungsunternehmen bis hin zu kleinen, spezialisierten Marktneulingen reicht. Die Differenzierung für Dienstleistungsanbieter in diesem Bereich ist schwierig; Daten für Wind- und Wetterprognose werden meist von spezialisierten Firmen zugekauft, Ausgleichsenergiekosten über den Markt bestimmt. Der einzelne Dienstleister kann sich somit nur im Bereich der Erzeugungsprognose je Anlage von den Mitbewerbern abheben. Kleinere Dienstleister konzentrieren sich häufig auf Kernkompetenzen – zum Beispiel Portfolio-, Energiedaten- und/oder Assetmanagement –, während standardisierte Leistungen wie Bilanzkreismanagement oder Zugang zum Grosshandelsmarkt von Energieversorgungsunternehmen zugekauft werden. Die häufigste Form der Zusammenarbeit zwischen Direktvermarktungsdienstleister und Produzent erneuerbarer Energie ist die sogenannte «Vollstromvermarktung»: Die Prozesse zur Vermarktung des erzeugten Stroms werden vollständig durch den Dienstleister abgedeckt, der auch das Risiko für die Abdeckung der Prognoseabweichungen übernimmt. Der Produzent hat somit ein «Rundum-sorglos-Paket»; der Dienstleister erhält hierfür einen fixen Anteil der Managementprämie.

Änderung des Marktprämienmodells 2013

Wesentlich zur Attraktivität des Marktprämienmodells im Jahr 2012 beigetragen haben die hohen Managementprämien für Windenergie- und Fotovoltaikanlagen, welche die Zusatzaufwände seitens der Anlagebetreiber mehr als kompensiert haben. Das Bundeskabinett hat deswegen im September 2012 zusätzlich zur bereits vorgesehenen schrittweisen Reduktion der Managementprämien von 1,20 ct/kWh 2012 auf 0,70 ct/kWh ab 2015 eine weitere Reduktion um 0,35 ct/kWh beschlossen, die seit Januar 2013 gilt [3]. Die Reduktion für fernsteuerbare Anlagen fällt dabei um 0,10 ct/kWh geringer aus als für nicht fernsteuerbare Anlagen. Damit werden Anreize gesetzt, sowohl bestehende als auch neue Anlagen rascher mit Fernsteuertechnik auszustatten und somit eine gezielte, bedarfsorientierte Steuerung der Anlagen zu ermöglichen. Es kann davon ausgegangen werden, dass sich die Direktvermarktung per Marktprämienmodell für nicht steuerbare Anlagen kurz- bis mittelfristig nicht mehr lohnen wird.

Trotz der Kürzung der Managementprämie wird ein weiterer Anstieg in der Nutzung des Marktprämienmodells erwartet. Gemäss einer Studie, die von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern in Auftrag gegeben wurde [4], werden im Jahr 2013 die meisten Windparks (100 % der Offshore- und 84 % der Onshore-Windparks) sowie ca. zwei Drittel der Wasser-, Gas- und Biomassekraftwerke das Marktprämienmodell für sich nutzen. Für Fotovoltaik und Geothermie werden hingegen geringere Nutzungsraten erwartet: Höchstens 8 % der Fotovoltaikanlagen und wahrscheinlich keine der Geothermieanlagen werden sich im Jahr 2013 für das Marktprämienmodell entscheiden. Die Nutzung des Marktprämienmodells im Januar 2013 scheint diesen Prognosen recht zu geben: Die Gesamtleistung von Anlagen, die das Marktprämienmodell nutzen, stieg von 28 540 MW im Dezember 2012 auf 28 834 MW im Januar 2013: Damit scheint sich der Trend einer stetig wachsenden Nutzung des Marktprämienmodells fortzusetzen, auch wenn bei Windkraftanlagen onshore ein geringer Rückgang zu verzeichnen ist (von 23 929 MW auf 23 626 MW) [1].

Die Kürzung der Managementprämie stellt Direktvermarktungsdienstleister vor Herausforderungen: Konnten sie bisher den Produzenten bis zu 50 % der Managementprämie als Erlös abgeben, kann davon ausgegangen werden, dass dieser Anteil bereits 2014 auf einen geringen einstelligen Prozentsatz reduziert werden muss, um dem Dienstleister die Deckung der Kosten auch weiterhin zu ermöglichen.

Ausblick: Weitere Entwicklungen

Seit Herbst 2012 wird in Deutschland eine grundlegende Änderung der Subventionsmechanismen im Bereich erneuerbare Energien diskutiert. Ausgangspunkt dieser Diskussion war die Ankündigung der Erhöhung der EEG-Umlage von 3,59 ct/kWh im Jahr 2012 auf 5,28 ct/kWh im Jahr 2013. Im Gegensatz zu Annahmen aus dem Jahr 2011, dass die Einführung des Marktprämienmodells zu einem starken Anstieg der EEG-Umlage führen würde, waren jedoch andere Treiber für diese Erhöhung ausschlaggebend: so zum Beispiel eine Unterdeckung des EEG-Kontos im Jahr 2012, welche u.a. durch einen verstärkten Zubau der erneuerbaren Energien und eine unerwartet hohe Anzahl von Sonnenstunden entstanden ist (Einmaleffekt). Weitere Treiber waren der Rückgang von Börsenstrompreisen, womit die Übertragungsnetzbetreiber geringere Vermarktungserlöse für den Strom aus erneuerbaren Quellen erzielen konnten, sowie die Befreiung stromintensiver Unternehmen von der EEG-Umlage, wodurch sich die Kosten auf eine geringere Anzahl von Endverbrauchern verteilen [5].

Um einer weiteren Steigerung der EEG-Umlage vorzubeugen oder gar eine Senkung zu erreichen, wird von politischer Seite eine Neuregelung des EEG diskutiert. In einem Verfahrensvorschlag von Bundesumweltminister Peter Altmaier [6] wird eine Vorgabe von zeitlichen und quantitativen Zielen favorisiert, um die absehbare deutliche Übererreichung von Zubauzielen zu verhindern. Neben Versorgungssicherheit, Technologieoffenheit und Planungssicherheit heisst es insbesondere, dass sich das neue EEG auf marktwirtschaftliche Prinzipien stützen soll: Der Bundesumweltminister nennt explizit eine Ausweitung der Marktprämie als mögliche Ausgestaltung, um eine höhere Marktorientierung des EEG zu erreichen.

Von anderen politischen Akteuren wurde zusätzlich die Einführung eines Quoten- oder Bonusmodells ins Spiel gebracht. Im Quotenmodell wird von Energieversorgungsunternehmen ein Mindestanteil (Quote) an erneuerbaren Energien im Strommix in Produktion und Verbrauch gefordert, andernfalls droht die Bezahlung von Pönalen. Beispiele für die Nutzung eines Quotenmodells finden sich in Grossbritannien, Polen oder Schweden. Das Bonusmodell sieht hingegen analog zum Marktprämienmodell eine Förderung von Strom aus erneuerbaren Quellen über staatlich definierte Boni vor, welche die Produzenten von erneuerbaren Energien zusätzlich zum Marktpreis erhalten. Die Summe von Bonus und Marktpreis soll ein festgelegtes Maximum nicht überschreiten; dieses Maximum wird vom Staat festgelegt und variiert je nach Energiequelle und Anschlussjahr einer Anlage. Anwendung findet das Bonusmodell heute beispielsweise in Dänemark oder Finnland. Es ist aktuell noch völlig unklar, wie genau eine mögliche Neugestaltung des EEG aussehen könnte.

Fazit

Das Marktprämienmodell hat im ersten Jahr seiner Nutzung hohen Zuspruch in Deutschland erfahren. Auswirkungen auf die EEG-Umlage waren minimal. Die starke Erhöhung der EEG-Umlage im Jahr 2013 hat jedoch gezeigt, dass das deutsche EEG in seiner jetzigen Ausgestaltung die Marktintegration erneuerbarer Energien vernachlässigt und zu vermeidbaren Mehrkosten führt [6]. Eine Abkehr von Einspeisevorrang und hohen, garantierten Einspeisevergütungen wird deswegen zunehmend wahrscheinlicher. Zum jetzigen Zeitpunkt erscheint sowohl eine Ausweitung des Marktprämienmodells als auch die Einführung von einem Quoten- oder Bonusmodell möglich. Über diese Änderungen wird voraussichtlich nach der Bundestagswahl im Herbst 2013 entschieden. Eines erscheint jedoch als sicher: Die neuen Geschäftsmodelle, welche durch das Marktprämienmodell entstehen, werden auch nach einer Änderung der deutschen Subventionsmechanismen Bestand haben.

Referenzen

[1] Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: www.eeg-kwk.net.

[2] Bundesnetzagentur: Bundesweite Kraftwerksliste aller Netz- und Umspannebenen vom 12.12.2012.

[3] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Pressemitteilung 113/12 vom 29.8.2012 – Bundeskabinett beschliesst Absenkung der Managementprämie im EEG.

[4] R2B Energy Consulting GmbH (2012): Jahresprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG geförderten Kraftwerken für das Kalenderjahr 2013. http://www.eeg-kwk.net/de/file/r2b_EEG_Prognose_2013_20121012.pdf.

[5] Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: Pressemitteilung zur EEG-Umlage vom 15.10.2012.

[6] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Verfahrensvorschlag zur Neuregelung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) von Bundesumweltminister Peter Altmaier.

Angaben zu den Autoren

Irina Munz ist Unternehmensberaterin bei The Advisory House. Ihre Beratungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Strategie und Transformationsmanagement, erneuerbare Erzeugung und Netz.

The Advisory House AG, 8002 Zürich irina.munz@advisoryhouse.com

Dr. Anna Paltauf ist Unternehmensberaterin bei The Advisory House. Ihre Beratungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Strategie und Prozessoptimierung sowie Portfoliomanagement für Energieversorger und Industriekunden.

anna.paltauf@advisoryhouse.com

Götz Walter ist Unternehmensberater bei The Advisory House. Seine Beratungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Steuerung, Reporting und erneuerbare Energien. Er promoviert am Lehrstuhl Sozialpsychologie der Universität Zürich zum Thema «EE-Kraftwerksprojekte: Dimensionen von Akzeptanz und Opposition».

goetz.walter@advisoryhouse.com

VSE heisst neue Mitarbeitende herzlich willkommen

Tue, 21 May 2013 00:00:00 +0200

Sabine Bertuchoz

Sabine Bertuchoz est actuellement cheffe de projet marketing pour la Suisse romande. Après une licence en droit et un certificat HEC en marketing communication, elle a notamment travaillé dans la gestion de projets et la communication pour diverses sociétés telles que: Bulgari, McDonald’s, Nespresso et Stryker.

Mustafa Dikbas

Mustafa Dikbas ist seit dem 18. März dieses Jahres als Kommunikationsexperte mit Fokus Online-Redaktion beim VSE tätig. Er arbeitete bereits während seines Studiums der Medien- und Kommunikationswissenschaften an der Universität Freiburg als Redaktor bei der Berner Zeitung und später als Online-Blattmacher. Zuletzt war er in verschiedenen Positionen bei der BKW FMB AG tätig.

Katrin Lindenberger

Katrin Lindenberger betreut seit dem 1. Februar dieses Jahres das Competence Center Energieeffizienz. Zuvor war die Mathematikerin in der Pharma- und Chemiebranche tätig, wo sie für die Bearbeitung statistischer Fragestellungen und für die Modellierung der Exposition von Mensch und Umwelt gegenüber Chemikalien zuständig war.

Uschi Müller

Uschi Müller betreut seit dem 1. Dezember 2012 das VSE-Mitgliederwesen. Die gelernte Kauffrau arbeitete zuvor als Assistentin in verschiedenen Abteilungen bei der Axpo Trading AG (ehemals EGL AG) und als Sachbearbeiterin im Versicherungswesen.

Céline Reymond

Céline Reymond a débuté en janvier son activité à l’AES à Lausanne en tant que spécialiste Communication et Affaires publiques. Titulaire d’un master ès Lettres, elle a occupé plusieurs postes en communication externe et relations médias dans l’horlogerie et le domaine de la santé.

VSE

Ein Internet für Roboter

Fri, 17 May 2013 00:00:00 +0200

Wissenschaftler von 5 europäischen Universitäten haben eine Cloud-Computing-Plattform für Roboter entwickelt. Das Ganze funktioniert ähnlich wie Wikipedia mit dem Unterschied, dass nicht Menschen die Plattform nutzen, um etwas Neues zu lernen oder neu erworbenes Wissen zu teilen, sondern Roboter. Sie klinken sich in die Online-Datenbank «RoboEarth» ein, wo sie sich Wissen zu täglichen Aufgaben oder Alltagsobjekten aneignen, vertiefen und miteinander teilen können. Doch Wissen allein genügt nicht für intelligentes Verhalten. Damit die Roboter das erworbene Wissen auch anwenden können, haben die Forscher «RoboEarth» um eine Cloud-Processing-Plattform erweitert, die es Robotern erlaubt, komplexe Handlungenabläufe und Aufgaben zu lösen. Schneller, leichter und intelligenter

«Unsere Idee ist, die riesige Rechenleistung grosser Daten-und Rechenzentren, wie sie zum Beispiel Google oder Amazon nutzen, einzelnen Robotern zur Verfügung zu stellen», erklärt Markus Waibel, Senior Scientist an der ETH Zürich und Projekt-Manager von «RoboEarth». So können schnellere, leichtere und intelligentere Roboter entwickelt werden, weil nur noch ein Bruchteil der Berechnungen in der Maschine selbst ablaufen muss und die Entwickler auf einen Grossteil der schweren und teuren Hardware verzichten können. Mit einer einfachen Antenne ausgerüstet, können Roboter über WLAN das gesammelte Wissen der Roboter-Gemeinde anzapfen. Damit «RoboEarth» funktioniert, müssen sich die Roboter untereinander austauschen können. Markus Waibel und seine Kollegen am Institut für Dynamische Systeme und Regelungstechnik entwickeln die Lernalgorithmen für das Projekt. Diese ermöglichen Robotern einfache Aufgaben – wie beispielsweise das Öffnen einer Türe – selbst zu lernen. Die Wissenschaftler nutzen aber auch statistische Methoden, um den Robotern beizubringen, aus der grossen Datenmenge generell gültige Muster herauszufiltern, die dann als Vorlage für neue Aufgaben dienen können. Robotikwelt mit 3000 Algorithmen Besonders interessant ist die Cloud-Computing-Plattform für mobile Roboter wie Drohnen oder autonome Fahrzeuge, die viel Rechenleistung benötigen, um an einem bestimmten Ort navigieren zu können. Doch Waibel sieht auch Anwendungsmöglichkeiten für Service- oder Fabrikroboter, die sich in einem menschlichen Umfeld zurechtfinden müssen. RoboEarth offen für alle Mit der «RoboEarth-Cloud-Engine» wurde nun erstmals eine Open-Access-Plattform geschaffen. So können Entwickler über die Cloud zum Beispiel auf die über 3000 Algorithmen, die im Rahmen des Roboterbetriebssystems ROS zur Verfügung stehen, zugreifen und sie ohne Modifikation auch dort verarbeiten. Datenaustausch bringt aber nicht nur Vorteile, sondern birgt auch Risiken. Insbesondere wenn Roboter in Umfeldern mit sensitiven Daten, zum Beispiel in privaten Firmen oder in Krankenhäusern, eingesetzt werden sollen. Die Entwickler von «RoboEarth» haben sich deshalb auch Gedanken über den Datenschutz gemacht. Innerhalb der Plattform sind die Benutzer frei, einzelne Bereiche mit einem Passwortschutz zu versehen – also eine Art Intranet innerhalb der Cloud zu bilden. (Ko)

Studie belegt wirtschaftliche Bedeutung erneuerbarer Energien

Thu, 16 May 2013 00:00:00 +0200

Im Auftrag des Bundesamts für Energie (Forschungsprogramm Energie-Wirtschaft-Gesellschaft) haben die Büros Rütter+Partner, Ernst Basler + Partner und das Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung die Studie «Volkswirtschaftliche Bedeutung erneuerbarer Energien in der Schweiz» erarbeitet. Sie haben darin die wirtschaftliche Bedeutung erneuerbarer Energien in der Schweiz ermittelt, insbesondere deren Beitrag zum Bruttoinlandprodukt, zur Beschäftigung und zu den Exporten. Neben der direkten wirtschaftlichen Bedeutung wurden auch die indirekten Effekte ermittelt, welche die Branche bei anderen Unternehmen auslöst. Bruttowertschöpfung und Beschäftigung Die direkte Bruttowertschöpfung der Schweizer EE-Branche lag 2010 bei 4,8 Mrd. Franken. Diese Leistung wurde von 22 800 Beschäftigten (Vollzeitstellen) erbracht. Der Anteil der Branche entspricht damit 0.9% des Bruttoinlandprodukts (BIP) der Schweiz und 0.6% der Gesamtbeschäftigung. Unter Einbezug der vorgelagerten Zulieferbranchen sind rund 1.5% des BIP und 1.2% der Beschäftigten an der Nutzung erneuerbarer Energien beteiligt. Bezüglich des Beschäftigungsanteils liegt die Schweiz damit in der Spitzengruppe der europäischen Länder. Ausgaben und Exporte 2010 betrugen in der Schweiz die gesamten Ausgaben für den Bau und den Betrieb von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien 7,3 Mrd. Franken. Davon entfielen 3 Mrd. Franken auf Neubau und Ersatz bestehender Anlagen, 3,8 Mrd. Franken auf den Betrieb der Anlagen, insbesondere der Wasserkraftwerke sowie 0,5 Mrd. Franken auf Holz in Holzfeuerungen. Vom Total dieser Ausgaben (7,3 Mrd. Franken) fielen 2,5 Mrd. Franken als direkte Wertschöpfung bei den Anlagenbetreibern an. Die restlichen 4,8 Mrd. Franken umfassen Güter und Dienstleistungen für Bau und Betrieb der Anlagen. Davon wiederum wurde der überwiegende Teil (3,1 Mrd. Franken) von der Schweizer EE-Branche bereitgestellt. Dazu kommen Vorleistungen aus der übrigen Schweizer Volkswirtschaft, wie z.B. Bank- und Versicherungsdienstleistungen in der Höhe von 0,6 Mrd. Franken. Der Rest (1,1 Mrd.Franken) wird aus dem Ausland importiert, beispielsweise Windenergieanlagen und ein Grossteil der im Inland verwendeten Solarmodule. Andererseits exportierten Schweizer EE-Unternehmen Produkte und Dienstleistungen im Wert von 3,2 Mrd. Franken. Künftige Entwicklung in zwei Szenarien Die zukünftige Entwicklung der EE-Branche hängt sowohl von der Entwicklung des Binnen- und Weltmarkts als auch von den energiepolitischen Entscheidungen auf nationaler und globaler Ebene ab. Aussagen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien und deren wirtschaftlicher Bedeutung sind deshalb mit Unsicherheiten verbunden. Die in der vorliegenden Studie betrachteten zwei Szenarien zeigen daher lediglich mögliche Entwicklungen auf. Die zwei Szenarien stützen sich für die nationalen Entwicklungen auf die Energieperspektiven 2050 des Bundesamtes für Energie (Stand September 2012) und für die globalen Trends auf den World Energy Outlook der Internationalen Energieagentur IEA. Das Baseline-Szenario («Weiter wie bisher») orientiert sich an den bereits beschlossenen und in Kraft gesetzten energiepolitischen Massnahmen. Das Ausbau-Szenario orientiert sich am Massnahmenpaket der Energiestrategie 2050. Die Ergebnisse der Modellrechnungen zeigen die Bruttoeffekte und sind nicht als Nettowirkungen einer Förderung erneuerbarer Energien zu verstehen. Dazu müssten zusätzlich die negativen Effekte aus der Verdrängung konventioneller Energien und gesamtwirtschaftliche Kreislauf- und Innovationseffekte berücksichtigt werden. Im Ausbau-Szenario steigt die Wertschöpfung bis 2020 auf 6,4 Mrd. Franken oder 1.1% des BIP, die Beschäftigung auf 29 000 Vollzeitstellen oder 0.7% der Gesamtbeschäftigung. Die jährlichen Wachstumsraten liegen bei 2.9% für die Wertschöpfung und 2.5% für die Beschäftigung. Bezieht man die indirekten Effekte mit ein, so erhöht sich die mit erneuerbaren Energien verbundene Bruttowertschöpfung auf 10,6 Mrd. Franken (1.8% des BIP) und die Beschäftigung auf 57 000 Vollzeitstellen. Im Baseline-Szenario, das von konservativen Annahmen zum Ausbau erneuerbarer Energien ausgeht, fällt das Wachstum kleiner aus. Die Wertschöpfung steigt auf 5,7 Mrd. Franken oder 1% des BIP, die Beschäftigung auf 25 500 Vollzeitstellen oder 0.6% der Gesamtbeschäftigung. Unter Einbezug der indirekten Effekte liegt die Bruttowertschöpfung bei 9,3 Mrd. Franken (1.6% des BIP) und die Beschäftigung bei 50 000 Vollzeitstellen. (Ko) Studie «Volkswirtschaftliche Bedeutung erneuerbarer Energien in der Schweiz»

Molekularer Informationsspeicher mit Spin

Wed, 15 May 2013 00:00:00 +0200

Ein Petabyte entspricht 1000 Terabyte, bzw. 1 Mio. Gigabyte. Den Wissenschaftlern gelang es, Informationen, die im Spin eines Elektrons gespeichert sind, bei Raumtemperatur in einem organischen Molekül zu speichern und auszulesen. Elementarteilchen, viele Atomkerne sowie Atome mit bestimmten Elektronenkonfigurationen besitzen einen sogenannten Spin, der die Rotation um die eigene Achse bezeichnet. Dies ermöglicht eine alternative Form der elektronischen Datenverarbeitung, die «Spinelektronik». Die Wissenschaftler entwickelten ein spezielles Molekül, das in ihrem elektronischen Bauelement als Speicher diente: Sie fügten unmagnetische Kohlenstoffatome, die in drei Benzolringen miteinander verbunden waren, zu einer Einheit zusammen. Mithilfe einer chemischen Spin-Injektion fügten sie ein ungepaartes Elektron hinzu, das einen Spin trägt. Dieses kann genutzt werden, um Informationen «0» und «1» zu speichern, indem der Spin des Elektrons nach oben oder nach unten zeigt. Darüber hinaus gelang es den Forschern mithilfe einer magnetischen Referenzelektrode, die gespeicherten Informationen bei Raumtemperatur wieder auszulesen.

«Die Spinspeicherung auf einem organischen Material und das erfolgreiche Auslesen bei Raumtemperatur bedeuten einen Durchbruch in der organischen Spinelektronik», so der Göttinger Physiker Prof. Dr. Markus Münzenberg. «Auf flexiblen Plastikbauteilen installierte Spinelektronik kennt man bereits von organischen LEDs, die in Displays, Fernsehbildschirmen und Smartphones eingesetzt werden. Unsere nun entwickelten Moleküleinheiten haben ein ähnliches Potenzial.» (Ko)

Japan und Deutschland kooperieren im Bereich Smart Cities

Wed, 15 May 2013 00:00:00 +0200

«Japan hat durch das Erdbeben und den nachfolgenden Tsunami gerade bei der Stromversorgung schwere Beeinträchtigungen bei den Stromnetzen hinnehmen müssen. Zudem wurden in Folge der Naturkatastrophe alle Atomkraftwerke vom Netz genommen. Deutschlands Netzinfrastruktur für den Transport und die Verteilung von Elektrizität ist zwar intakt, muss aber durch den Verzicht auf Atomenergie und den rasanten Ausbau der regenerativen Energiequellen komplett überarbeitet werden - deshalb ist die Lage in beiden Ländern ähnlich», konstatiert Michael Teigeler, Mitglied der Geschäftsführung der VDE-Normungsorganisation DKE. Ausserdem müssen bestehende deutsche und japanische Städte behutsam und im Einklang mit vorhandenen Strukturen weiter entwickelt werden, im Gegensatz zu China und den Golfstaaten, die komplett neue Städte vom Reissbrett planen und umsetzen. Dies ist eine weitere wichtige Gemeinsamkeit bei der Realisierung von Smart Cities.

Energiewende und alternde Bevölkerung

Japan will von Deutschland lernen und die Erfahrungen nutzen, die Deutschland gerade mit der Energiewende macht. Mit seinen 200 Mio. Einwohnern setzt das Land zunehmend auf Photovoltaik und Windkraft. Vergleichbar mit Deutschland verfügt Japan im Bereich Energie über wenig eigene Rohstoffe. Beide Länder müssen die Probleme einer alternden Bevölkerung bewältigen.

Deutsch-japanische Expertengruppe zum Thema Smart City

Übereinstimmung gibt es auch beim Thema Sicherheit: sowohl im Sinne von Ausfall- und Funktionssicherheit, aber auch im Sinne einer Gefahrenabwehr gegen Eingriffe von aussen. So ist ein Erfolg der Smart Cities nur möglich, wenn die Akzeptanz der Bevölkerung vorhanden ist. Diese ist aber nur erreichbar, wenn sich eine durchgängige Sicherheit in den Versorgungsnetzen, aber auch bei der Interoperabilität von Geräten und Systemen realisieren lässt. «Jetzt wollen wir die strategischen Allianzen mit Japan in konkrete Normungsprojekte giessen», betont Thomas Sentko, Normungsexperte im VDE. Partner für die Fachleute von VDE|DKE sind Vertreter des Japanese Industrial Standards Committee (JISC), das die zentrale Rolle bei den Standardisierungsaktivitäten in Japan spielt. «Dabei wollen wir mit einer System Evaluation Group ein brandneues Werkzeug der IEC nutzen», so Sentko. Diese Gruppe soll die notwendigen Massnahmen eruieren und die Arbeit eines Systemkomitees vorbereiten. In Vorbereitung dieser Aktivitäten wurde im Februar 2013 eine gemeinsame deutsch-japanische Expertengruppe zum Thema Smart City eingerichtet.

Mess- und skalierbar

Die «Intelligenz» von Smart Cities soll messbar und skalierbar werden.

Smart Cities sind ausgesprochen komplexe Gebilde, die die Bündelung verschiedenster Gewerke notwendig machen. Im Einzelnen zählen dazu Kommunikations- und Energietechnik, Verkehrstechnik und Transport, Wasser- und Abwasserversorgung, Safety und Security, Automatisierung und Gebäudetechnik sowie Nachhaltigkeit und Umwelttechnik. «All diese «Zutaten» zu beherrschen, wird eine echte Herausforderung», betont Teigeler. In der Normung werden insbesondere Kriterien benötigt, um die Smart City messbar und skalierbar zu machen. «Dabei wollen wir aber Tendenzen entgegenwirken, die vor allem aus dem angelsächsischen Raum kommen und die derartige Bewertungsgrundlagen über Berater und Zertifizierungsgesellschaften etablieren wollen», sagt Sentko.

Intensive Arbeiten in allen Bereichen

Die Akteure aus Japan und Deutschland haben einen endgültigen Vorschlag für eine Roadmap zur Evaluation Group inzwischen beim Standardisation Management Board (SMB) der IEC eingereicht. Darüber wird im Juni entschieden. Derweil arbeiten die Partner bereits intensiv an Energiespeichern. Dabei geht es um die gesamte Palette der Speicherungsmöglichkeiten - von grosstechnischen Varianten wie Pumpspeicherkraftwerken bis hin zu kleinen Batteriesystemen für einzelne Haushalte. Eine weitere Möglichkeit zur Vertiefung der deutsch-japanischen Zusammenarbeit im Bereich Smart Cities ergibt sich noch im Laufe des Jahres 2013: Am 24. und 25. September richtet der VDE in Berlin das World Smart Grid Forum aus. Dabei werden Smart Cities, ihre Randbedingungen und ihre Auswirkungen einen breiten Raum einnehmen. (Ko)

Offene Fragen im Smart Metering

Tue, 14 May 2013 00:00:00 +0200

Die Frage, die sich bei Smart Metern als Erstes stellt, ist, welchen Nutzen die erfassten Daten mit sich bringen. Laut einer vom Bundesamt für Energie (BFE) beauftragten Studie [1] ist dieser sowohl auf ökonomischer wie auch auf ökologischer Seite erkennbar. Den Nutzen für die Netzdimensionierung von EVUs  und ein kleiner, aber nennenswerter Energiesparertrag sind konkrete Beispiele davon. Die Energiestrategie 2050 sieht verpflichtende Effizienzziele für EVUs vor. Die Smart Meter wären für diese Ziele klar von Nutzen.

Der Datenschutz im Smart-Metering-Bereich wird medial häufig thematisiert. Die Meinung dazu ist meist einstimmig: Mit der Datenflut gilt es sorgfältig umzugehen. Denn die erhobenen Verbrauchsinformationen sagen einiges über das persönliche Verhalten in den eigenen vier Wänden aus. Um welche Zeit man zu Hause ist oder wie oft gekocht wird, sind nur zwei Beispiele.

Rekonstruktion des Kundenverhaltens

Das Labor für IT-Sicherheit der FH Münster hat untersucht, was die Smart Meter mit einer Echtzeiterfassung alles noch preisgeben können – mit überraschendem Ergebnis: Es konnte nicht nur genau rekonstruiert werden, wann der Wasserkocher, die Mikrowelle oder der Fernseher benutzt wurde, sondern auch, welcher Film geschaut wurde, denn der Stromverbrauch steigt bei hellen Szenen leicht an. Da die Forscher das Hell-Dunkel-Profil des Testfilms kannten, konnten sie exakt erkennen, um welche Zeit dieser angeschaut wurde. Filmproduzenten könnten sich für eine solche Technik interessieren, um zu erkennen, wer zu Hause Raubkopien von Kinofilmen schaut. Zu diesem Zweck müssten natürlich alle Hell-Dunkel-Profile von Filmen oder auch jegliche Leistungswerte von Toastern, Wasserkochern usw. abrufbar sein, was enorme Rechenleistungen erfordern würde [2]. Eine Angst vor solchen Überwachungsmassnahmen erübrigt sich in der Schweiz, denn Echtzeitdaten dürfen bei uns nicht erfasst werden. Gewisse Vorteile hätte die Echtzeitdatenerfassung auch für die Endkunden und EVUs. Für viele Vorteile reicht die viertelstündliche Erfassung in der Schweiz aber völlig aus.

Unterschied im  Schweizer Datenschutz

Verschlüsselungen können die Zählerdaten vor einem unbefugten Zugriff schützen. Durch sehr hohe Sicherheitsstandards sollen den Kunden die Bedenken genommen werden, dass Einbrecher Zugriff auf persönliche Daten haben könnten. Viele Menschen geben heutzutage private Daten im Internet von sich preis – beispielsweise Statusnachrichten und Fotos auf Facebook oder Twitter. Trotz dieser Tatsache, oder gerade deswegen, hat der Smart-Metering-Datenschutz bei allen Akteuren eine hohe Priorität.

Wo liegt die Grenze zwischen dem rekonstruierbaren persönlichen Verhalten und notwendigen Daten für den Betrieb im EVU? Wem gehören die gesammelten Elektrizitäts-, Wasser-, Wärme- oder Gasdaten? Zu diesen Fragen muss das Datenschutzgesetz Antworten liefern.

Bisher ist es so geregelt, dass die erhobenen Daten gemäss der Schweizer Datenschutzgesetzgebung (DSG) den sogenannten Personendaten entsprechen. Damit haben die Zählerdaten den Vorgaben dieser Gesetzgebung zu genügen. In der Schweiz ist die momentane Situation komplex. Es gilt, zwischen privaten und kantonalen EVUs zu unterscheiden. Die privaten EVUs sollen sich klar an nachfolgende Punkte halten. Wird einem dieser Punkte zuwidergehandelt, kann von der zuständigen Stelle ein Weiterzug ans Bundesverwaltungsgericht geprüft werden. Die zuständige Stelle ist der Eidgenössische Datenschutz- und Öffentlichkeitsbeauftragte (Edöb). Bei den kantonalen EVUs gelten nicht die Empfehlungen des eidgenössischen Beauftragten, sondern jene des kantonalen Datenschutzbeauftragten. Auf diese 26 verschiedenen Empfehlungen soll hier nicht weiter eingegangen werden. Künftig kann aber von einer Erleichterung dieser Empfehlungen ausgegangen werden. Nach einer Medienmitteilung der Uvek soll das revidierte StromVG ab dem 1. Januar 2015 in Kraft treten. In einem im Oktober 2012 mit dem Autor geführten Gespräch hat der Edöb ausgedrückt, dass geänderte Anforderungen an das Messwesen im StromVG enthalten sein sollen.

Empfehlungen des Edöb

Seit 2001 ist Hanspeter Thür der Eidgenössische Datenschutz- und Öffentlichkeitsbeauftragte (Edöb). Zu seinen Aufgaben gehören die Aufsicht und Beratung der Bundesorgane und Privatpersonen sowie die Information der Öffentlichkeit. Folgendes wird im Smart-Metering-Bereich, im Einklang mit dem DSG, empfohlen [3]:

Eigentümer der Daten ist der Netznutzer, der andere Parteien zur Einsichtnahme bestimmen kann.

Es gilt, die betroffenen Personen umfassend und verständlich über den Zweck der Datenerhebung, den Umfang der Datenbearbeitung und die Weitergabe von Daten an Dritte zu informieren. Für das Massengeschäft genügt eine entsprechende Regelung in den AGB.

Die Erhebung von nicht abrechnungsrelevanten Daten soll vertraglich geregelt werden.

Anstelle detaillierter Haushaltsdaten sollen anonyme zusammengefasste Daten verwendet werden.

Die Daten sollen verschlüsselt und protokolliert übertragen werden.

Auf Echtzeitdaten sollen die Marktakteure keinen Zugriff haben.

Die Daten müssen vor Verlust, Diebstahl, unerlaubtem Zugriff, Bekanntgabe, Verwendung oder Modifizierung geschützt werden.

Weitere technische Empfehlungen gibt es bisher nicht. Es wird darauf hingewiesen, dass mit gewissen Anforderungen auch Bedingungen an die Sicherheitsinfrastruktur der EVUs gestellt werden. Dazu gehört zum Beispiel die Art der Datenverschlüsselung. Da dies eine teurere Infrastruktur nach sich ziehen kann und diese Kosten an die Endkonsumenten weiterverrechnet werden, muss der Nutzen klar überprüft werden und ersichtlich sein. Die Datenschützer in Europa machen darauf aufmerksam, dass die Möglichkeiten der Smart Meter stärker genützt werden können, sofern die ausdrückliche Zustimmung der Endkunden vorliegt. Die Nutzung von Echtzeitdaten könnte dann möglich sein. Eine wichtige Voraussetzung ist aber eine genaue und transparente Informationspolitik des EVU gegenüber dem Kunden. Eine gesetzliche Regelung, die es verbietet, Endkunden mit finanziellen Anreizen zu einer Zustimmung zu nötigen, besteht bereits heute.

Zugang zum Zähler

Sowohl der Edöb als auch die Branchendokumente des VSE stellen fest, dass der Netznutzer Eigentümer der Daten ist. Vielen Privatpersonen ist aber nicht bewusst, dass ihnen ihre Zählerdaten gehören. In einigen Schweizer Häusern, insbesondere bei Wohnblöcken, besteht meist nicht einmal die Möglichkeit, sich Zugang zum Zähler zu verschaffen. Einige befinden sich in einem geschlossenen Einbauschrank, andere in einem separaten Technikraum. Wie soll ein Endkunde dann die Richtigkeit seiner Rechnung überprüfen können? Laut den Deutschschweizer Werkvorschriften müssen diese Orte, auf Begehren des Netznutzers, jederzeit verfügbar sein: «Vor jeder Messeinrichtung muss ein Bezüger-Überstromunterbrecher montiert werden. (…) Die Zugänglichkeit zum Bezüger-Überstromunterbrecher muss für den Installationsinhaber, den Stromkunden und den VNB jederzeit gewährleistet sein.»

Das bedeutet, dass jeder Liegenschaftseigentümer den Kunden den Raum mit den Stromzählern zugänglich machen muss. Die Messeinrichtungen sollen ausdrücklich an leicht zugänglichen Stellen angebracht werden. Ob der Zähler in einem mit Fahrrädern verstellten Raum «leicht erreichbar» ist, sei dahingestellt. Ein geschlossener Raum ist dies mit Sicherheit nicht.

Kunden, welche Zugang zum Zähler wünschen, wird empfohlen, diesen Wunsch der zuständigen Stelle – meist der Hausverwaltung – zu melden. Dabei kann auf den erwähnten Artikel in den Werkvorschriften hingewiesen werden. Eine Vorlage dazu kann über das Schweizer Energieeffizienzportal www.munx.ch heruntergeladen werden. Diese Vorlage ist aber zurzeit nur für alle Kunden im Repower-Netzgebiet beziehbar. Folgender Hinweis ist noch interessant: Falls sich die Hausverwaltung trotzdem weigert und der Kunde diesen Briefwechsel nachweist, prüft Repower im eigenen Netzgebiet die unentgeltliche Installation eines Smart Meters. Somit können Endkunden erstmals selbst dafür sorgen, dass bei ihnen kostenlos ein Smart Meter installiert wird, der die Messwerte automatisch zu munx.ch übermittelt.

Datenmenge

Etwas, was neben dem Datenschutz oft vergessen geht, ist die Menge an Daten, die durch die Smart Meter stark gewachsen ist und weiter wächst. Es gibt verschiedene Methoden, die Nutzung dieser Daten zu optimieren – beispielsweise eine grössere IT-Infrastruktur oder die Verringerung von redundanten Daten (im Zähler, der Zentrale …). Die IT-Infrastruktur ist kostspielig und betrifft das sogenannte Back-Office, das in Zukunft immer wichtiger zu werden scheint. Ob man seine Daten an Hosting-Dienstleister outsourcen möchte oder lieber selber verwalten will, hängt vom jeweiligen EVU ab. Schliesslich sollte auch die Frage gestellt werden, welche Lösung langfristig die wirtschaftlichste ist.

Weitere Fragen betreffen das Archivieren. Welche Daten müssen aus rechtlichen Gründen vom EVU gespeichert bleiben, und in welchem Format muss die Archivierung durchgeführt werden? Oder welche Daten müssen aus Datenschutzgründen auf jeden Fall wieder gelöscht werden? Diese Datenvernichtung sollte natürlich auch nachverfolgt und dokumentiert werden.

Bisher geschah die auf den Zählerständen basierende Abrechnung maximal einmal pro Monat. Die verbrauchte Energie, meist in Hoch- und Niedertarif, sowie die Leistungswerte der Endkunden reichten dafür aus. Dies führte zu rund 36 wichtigen Kennwerten. Auch wenn noch weitere Werte mitgesandt wurden, gab es selten mehr als 100 Werte pro Jahr. Mit dem gegenwärtigen Übergang zu den 15-Minuten-Werten und den anderen Zählerfunktionen werden 1000-mal mehr Informationen vorhanden sein. Sind wir auf diese vorbereitet?

Datenhandling

Das Volumen der verfügbaren Speicher stieg in den letzten Jahren massiv an. Beim «Datenhandling» kommt die momentane Speicherkapazität an ihre Grenzen. Damit sind einerseits einfache Prozesse wie die Quartals- oder Jahresprofilerzeugung aus viertelstündlichen Messwerten gemeint und andererseits neue Smart-Meter-Funktionen. Diese werden insbesondere von Meter-to-Management-Firmen (MDM) entwickelt. MDM steht für eine Smart-Metering-Software, die für langfristige Datenspeicherung von Ablesedaten verantwortlich ist. Sie ist das Bindeglied zwischen den intelligenten Zählern und dem Back-Office. Für die gespeicherten Daten gibt es speziell entwickelte Datenbanken, welche die Verarbeitung vereinfachen sollen. Bei MDM geht es auch um die Bereitstellung von verschiedenen Schnittstellen zur Nutzung der Daten (z.B. ein Webportal).

Diese neuen Funktionen sind zum Beispiel die Ausfalllokalisierung, die Sabotagesicherung oder das Ein- und Ausschalten von Verbrauchern, welches der Zähler anhand von erfassten Leistungsschwellwerten einer Fotovoltaikanlage ausführt. Einige Funktionen werden von den EVUs stark beobachtet und nachgefragt. Andere, wie die Sabotagesicherung, die sofort meldet, wenn ein Zähler manipuliert wird, weniger, denn die Schweiz hat mit sabotierten Zählern im Vergleich mit anderen Ländern kaum Probleme.

Grundsätzlicher Ansatz

Je nach Parametrierung der Zähler messen die aktuellen Smart Meter die Wirkenergie in zwei Richtungen (Bezug und Abgabe) sowie weitere elektrische Grössen. Smart-Metering-Experten machen oft die Erfahrung, dass ein grosser Unterschied zwischen dem «Bekommen der richtigen Daten» und dem «Wissen, was mit ihnen zu tun ist» besteht. Es stellt sich die Frage, ob die Smart Meter auch für Letzteres zuständig sein sollen. Soll das Datenhandling alleine vom Zähler ausgehen? Reicht es nicht schon aus, wenn der intelligente Zähler alles erfasst und dann an eine entsprechende Stelle kommuniziert? Zum Beispiel an ein sogenanntes Gateway, welches die Funktionen selbst ausführt. Besonders bei grösseren Zählerparks sprechen zwei Punkte für ein solches Vorgehen.

Punkt 1 – Protokollvielfalt

Viele Gerätehersteller arbeiteten seit Beginn mit eigenen Protokollen, und es kommen heute unterschiedliche Wireless-Technologien zum Einsatz. Einige setzten auf Protokoll-Stacks wie Zigbee oder Wireless-M-Bus. In abgelegenen Gebieten wird GPRS verwendet, für Ballungsgebiete PLC oder UMTS. Zudem gibt es noch proprietäre Mesh-Netze. Jedes Protokoll hat seine Vor- und Nachteile. GPRS oder UMTS sind beispielsweise wegen der Netzabdeckung beliebt. Für einen mit Batterie betriebenen Wärmezähler ist der Stromverbrauch dieser Technologie aber zurzeit zu hoch. Auf einem Gateway könnte man einmal und standardisiert pro Zählerpark die Fähigkeit, mit all diesen Protokollen zu kommunizieren, programmieren.

Punkt 2 – Konzentrierte Intelligenz

In der Schweiz existieren zurzeit rund 5 Mio. Stromzähler – ohne die Wasser-, Wärmezähler usw. dabei zu berücksichtigen. Wie oben beschrieben, muss bei einem Zählerpark neue Intelligenz zum Datenhandling nur einmal auf das Gateway neu installiert werden. Updates auf jedem einzelnen Zähler erübrigen sich so.

Verschiedene Zählerhersteller haben diese zwei Punkte erkannt und haben die verwendeten Protokolle geöffnet, um ihnen Paroli bieten zu können. Zudem probieren sie deren Vorteile auch in Massen-Rollouts aus.

Ausblick

Ob bei EVUs, in politischen Parteien oder bei Zählerherstellern – zurzeit wird meistens die Anzahl der intelligenten Zähler im Gemeindegebiet oder bei den jeweiligen Unternehmen verglichen. Viel wichtiger als die Quantität wird aber in Zukunft die Qualität der Geräte sein. Es ist erkennbar, dass sich die Messsysteme für EVUs noch stark weiterentwickeln werden. IT-Unternehmen wie IBM, Oracle oder SAP werden sich an der Einwicklung ebenso beteiligen wie Telekom-Firmen wie Swisscom oder Orange. Zukunftsideen sind gefragt. Funktioniert das künftige Stromnetz vielleicht bald ähnlich wie das Internet? Heute identifizieren Router eingehende Datenpakete und stellen die Weichen, um sie weiterzuschicken. Die Router des Stromnetzes sollen anstelle von Datenpaketen die Energie weiterleiten. Jedem Verbraucher und jedem Erzeuger könnte eine eindeutige Adresse zugeordnet werden.

Und wie weiss die Wärmepumpe zukünftig, zu welcher Zeit die Windenergieanlagen am meisten Strom produzieren respektive wann der Strom gerade günstig ist und zum Vorteil des Verbrauchers bezogen werden kann?

Noch viele Fragen sind zur Smart-Metering-Thematik offen. Interessierte werden die Entwicklungen weiter verfolgen. Wie bereits angetönt, werden die intelligenten Zähler für die Energiestrategie 2050 wichtig sein. Privatpersonen können auch mit ihrem EVU in Kontakt treten, um sich bezüglich dessen Zielen und Plänen zu diesem Thema zu informieren. Viele EVUs sind bereits an Pilotprojekten oder führen schon weitere Schritte aus.

Referenzen

[1] http://www.admin.ch/aktuell/00089/index.html?lang=de&msg-id=44806

[2] http://www.its.fh-muenster.de/greveler/pubs/smartmeter_sep11_v06.pdf

[3] http://www.edoeb.admin.ch/themen/00794/00819/01713/index.html?lang=de

Angaben zum Autor

Salah Boukhaoua unterstützt und berät Kunden der SWiBi. Seit 2008 in der Energiewirtschaft tätig, hat es ihn Anfang 2012 zum M2C-Dienstleister im Churer Rheintal gezogen.

SWiBi AG, 7302 Landquart, salah.boukhaoua@swibi.ch

Solaranlage Walensee: Positives Signal der ENHK für Testanlage

Mon, 13 May 2013 09:12:00 +0200

Die EKZ und die SAK planen am Walensee den Bau der grössten Solaranlage der Schweiz. Aufgrund der ausgezeichneten Lage des Steinbruchs Schnür erwarten die beiden Energieversorger sehr gute Erträge. Der Standort im Steinbruch verspricht vor allem im Frühjahr, Herbst und Winter überdurchschnittliche Erträge – zu Jahreszeiten, bei denen Solaranlagen auf Dächern nur wenig Energie produzieren. Dies ist ein bedeutender Vorteil für die Anlage am Walensee. Testanlage als Grundlage
Um die Erträge genauer zu berechnen, wollen die EKZ und die SAK zuerst eine Testanlage bauen, bei der alle Aspekte näher untersucht werden sollen. Um die Parteien vom Projekt zu überzeugen, führten die EKZ und die SAK für die ENHK, das Amt für Raumentwicklung und Geoinformation (AREG) und die beiden Umweltverbände Besichtigungen im Steinbruch Schnür durch. Aufgrund des ENHK-Gutachtens haben die beiden Umweltverbände ihre Einsprachen gegen die Testanlage zurückgezogen. Die EKZ und die SAK warten nun auf den Entscheid des Kantons bezüglich der Baubewilligung. Beim eingereichten Baugesuch handelt es sich um eine temporäre Testanlage, die während maximal 5 Jahren in Betrieb sein wird. Die Testanlage wird etwa 80 m² gross und bringt eine Leistung von 6 Kilowattpeak. Im Vorprojekt wird nun abgeklärt, ob im Steinbruch in der Nähe von Quinten am Walensee eine Photovoltaik-Anlage mit einer Leistung von 15 MW realisiert werden könnte. Dies entspricht in etwa der gleichen Leistung, die mit Photovoltaikanlagen auf rund 5000 Dächern von Einfamilienhäusern produziert werden kann. (Ko)