Managementguide für Schweizer Energieversorgungs - unternehmen (EVU)

Thomas Friedli Nicholas O. Walti (Herausgeber) Managementguide für Schweizer Energieversorgungs - unternehmen (EVU) Herausforderungen des Strommarktwandels richtig begegnen Sonderdruck

Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung Thomas Friedli und Nicholas O. Walti 13 1.1 DerSchweizerEnergiemarktimWandel... 13 1.2 Aufbau des Management-Guides..... 14 2 Grundlagen Strommarkt 17 2.1 Geschichte und Strukturen Thomas Friedli, Georg Oschmann und Matthias Rauh... 17 2.1.1 HistorischeEntwicklunginderSchweiz... 17 2.1.2 Energiegewinnungund-nutzung... 20 2.1.3 Netzstrukturen in der Schweiz...... 22 2.2 Rechtliche Rahmenbedingungen Stefan Rechsteiner und Azra Dizdarevic... 28 2.2.1 Regulierungsrahmen... 28 2.2.2 Aktuelle gesetzliche Grundlage..... 31 2.2.3 Zuständige Verwaltungsbehörden... 39 2.2.4 Strommarktöffnung:Ausblick... 42 2.3 Herausforderungen der Marktöffnung Thomas Friedli, Thomas Gronauer, Nicholas O. Walti und Matthias Rauh 44 2.3.1 Strommarktöffnung... 45 2.3.2 Netzgesellschaft... 47 2.3.3 Stromversorgungslücke... 47 2.3.4 Wandel der Marktstruktur..... 48 2.3.5 Fazit... 49 3 St. Galler Management-Modell als Bezugsrahmen 51 3.1 Analyse der Umweltsphären Thomas Friedli, Christoph Richard, Nicholas O. Walti und Matthias Rauh 54 3.1.1 TheoriedesWandels... 54 3.1.2 Gesellschaft:WerteundNormen... 56 3.1.3 Natur:Energieressourcen... 57 3.1.4 Wirtschaft: Angebot und Nachfrage... 60 3.1.5 Technologie: Produktion und Verteilung...... 63

8 Inhaltsverzeichnis 3.2 Anspruchsgruppen: Akteure und ihre Interessen Thomas Friedli, Georg Oschmann und Thomas Gronauer... 70 3.2.1 Marktteilnehmer in der Übersicht... 70 3.2.2 Branchenstruktur Lieferanten..... 71 3.2.3 Partnerschaftliche Konzepte, Tätigkeitsebenen... 72 3.2.4 EigentumsverhältnisseundVerflechtung... 72 3.2.5 Energiepolitik und Energieperspektiven des Bundes.... 73 3.2.6 Fazit... 80 4 Unternehmensmodell für EVU 81 4.1 Einführung Thomas Friedli, Georg Oschmann und Thomas Gronauer... 81 4.1.1 Ordnungsmomente... 81 4.1.2 Struktur..... 84 4.1.3 Kultur... 85 4.1.4 Entwicklungsmodi... 86 4.1.5 Prozesse... 87 4.2 Managementprozesse Martin P. Everts, Thomas Friedli, Georg Oschman und Wolf-Gerrit Benkendorff... 88 4.2.1 Strategie... 88 4.2.2 Kooperationsmanagement..... 104 4.2.3 Prozessorientierte Restrukturierung...... 115 4.2.4 FinanzielleSteuerung... 124 4.3 Geschäftsprozesse Nicholas O. Walti... 131 4.3.1 Erzeugung... 131 4.3.2 Handel & Vertrieb..... 135 4.3.3 Produkt&Innovation... 141 4.3.4 Netze & Anlagen... 144 4.4 Unterstützungsprozesse Thomas Friedli, Georg Oschmann und Thomas Gronauer... 148 5 Managementprozesse - Strategische Optionen 153 5.1 Managementinformationssysteme Nicholas O. Walti... 153 5.1.1 GezieltesNavigiereninderInformationsflut... 154 5.1.2 AufbaueinesMIS... 154 5.1.3 MIS in der Praxis eines Energieversorgungsunternehmens. 156 5.1.4 Ein MIS hat viele Fallstricke...... 159 5.1.5 Ausblick... 161

Inhaltsverzeichnis 9 5.2 Strategieumsetzung mit der Balanced Scorecard Bernd Gaiser und Oliver Greiner... 163 5.2.1 Strategie macht aus Unternehmen wettbewerbsfähige Unternehmen... 164 5.2.2 Die Balanced Scorecard füllt eine Strategie mit Leben... 165 5.2.3 Implementierung: Der Erfolg einer Balanced Scorecard entscheidetsichamstart... 167 5.2.4 Vorgehen bei der Implementierung...... 167 5.2.5 DieHerausforderungandieBalancedScorecard... 169 5.3 Erlöspfadmanagement - Anreizregulierung meistern Olaf Reichel, Stephan Haller und Stephan Schaeffler... 171 5.3.1 Integriertes Erlöspfadmanagement... 171 5.3.2 Unternehmensweiter Aufbau des Erlöspfadmanagements.. 172 5.3.3 InterneKommunikation... 175 5.3.4 Fazit... 175 5.4 Co-opetition - Stadtwerke zwischen Wettbewerb und Kooperation Olaf Reichel und Stephan Haller... 177 5.4.1 Kooperationssituation und Co-opetition-Modell... 177 5.4.2 Ausschöpfung lokaler Co-opetition-Potentiale im regulierten Netzgeschäft... 178 5.4.3 Nutzen überregionaler Co-opetition-Potentiale im Vertrieb. 180 5.4.4 Kooperationen bei der Erzeugung und Beschaffung..... 181 5.4.5 Aufstellen des Services im Co-opetition-Modell...... 181 5.4.6 Schlussbetrachtung... 181 5.5 Business-IT-Alignment Hartmut Blankenhorn und Jörg Thamm... 183 5.5.1 Problemstellung und Definition... 183 5.5.2 Methodische Lösungsansätze... 184 5.5.3 Ansatz zum Business-IT-Alignment... 188 5.5.4 Erläuterung der Elemente des Horváth & Partners Modells zum Business-IT-Alignment...... 189 5.5.5 Finale Bewertung.... 194 5.6 Corporate Riskmanagement bei EVU Bernhard Brodbeck... 196 5.6.1 Der Risikomanagement-Prozess..... 197 5.6.2 Risikoberichterstattung und -steuerung.... 199 5.6.3 SchlussfolgerungenundAusblick... 200 5.7 Changemanagement Ursula Knorr... 202 5.7.1 ModellzurAnpassunganWandel... 203 5.7.2 Fazit... 214

10 Inhaltsverzeichnis 6 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen 217 6.1 Erzeugung - Erneuerbare Energien Natascha Pavlovic... 217 6.1.1 Einleitung...... 217 6.1.2 Methodik zum richtigen Einsatz strategischer Optionen im BereicherneuerbareEnergien... 218 6.1.3 Fazit... 225 6.2 Handel - Energy Trading Risk Management Nicholas O. Walti... 227 6.2.1 Wachsende Komplexität von Geschäftsmodellen... 227 6.2.2 Risk-Management im Stromhandel... 228 6.2.3 Leistungsfähigkeit und Komplexität... 229 6.2.4 Trends im Handelsgeschäft und Konsequenzen für ETRM- Lösungen... 230 6.2.5 Weshalb sind ETRM-Lösungenwichtig?... 231 6.3 Handel - Energiedatenmanagement Walter Capozzollo und Christiana Köhler-Schute... 232 6.3.1 Grundsätzliche Lösungsansätze... 232 6.3.2 RollenkonzeptundEntflechtung... 233 6.3.3 Begriffsklärung und -definition..... 234 6.3.4 NetzbilanzalsDatenbasis... 236 6.3.5 Praxisbeispiel:NOK-Netze... 239 6.4 Produkt & Innovation - Smart Metering Matthias Rauh... 245 6.4.1 SmartGridundSmartMetering... 245 6.4.2 GewinnungneuerundBindungbestehenderKunden... 248 6.4.3 MitProzesskostenrechnungenzuEinsparungen... 249 6.4.4 Vom Versorger zum produktgetriebenen Dienstleister.... 251 6.4.5 VeränderungenbeiEVU... 252 6.5 Produkt & Innovation - Energieeffizienz-Dienstleistungen Tobias Graml, Markus Weiss, Thorsten Staake und Elgar Fleisch... 253 6.5.1 Was bringt Smart Metering?... 254 6.5.2 Von Lebensstilen zu Kundenbedürfnissen... 256 6.5.3 Energieeffizienzsteigerndes Handeln in Haushalten... 259 6.5.4 Implikationen für die kundenorientierte Einführung von SM 260 6.6 Produkt & Innovation - Energienahe Dienstleistungen Heiko Gebauer... 262 6.6.1 Vorgehensweise... 263 6.6.2 Zusammenfassung... 268

Inhaltsverzeichnis 11 6.7 Produkt & Innovation - Strom und Innovation Michael Daiber und Sascha Friesike... 270 6.7.1 Innovative Produkte und Dienstleistungen... 272 6.7.2 Elektromobilität... 273 6.7.3 Fazit... 274 6.8 Netz - Herausforderungen der Steuerung von Netzgesellschaften Martin Weich, David Rivière und Stephan Schaeffler... 276 6.8.1 Basisinstrumentarium... 276 6.8.2 Investitions-undAufwandsplanung... 278 6.8.3 Projektcontrolling, Forecasting und Kapazitätsplanung... 279 6.8.4 Erlösplanung... 280 6.8.5 Leistungsverrechnung... 281 6.8.6 Ausblick... 282 6.9 Netz - Risiko basiertes Asset Management Stephan Haller und Stephan Schaeffler... 284 6.9.1 Zielsetzung und grundsätzlichevorgehensweise... 284 6.9.2 HerausforderungUmsetzung... 289 6.10 Netz - Asset Management Bernhard Korte und Christof Niehörster... 290 6.10.1 FunktionenimNetz... 291 6.10.2 Ablauforganisation... 291 6.10.3 Aufbauorganisation... 292 6.10.4 Optimierungspotential der Kosten...... 294 6.10.5 Asset Management...... 296 6.10.6 Auswirkungen des Asset Managements auf das Unternehmen 299 6.10.7 Fazit... 301 6.11 Netz - Nachholbedarf im Mobile Workforce Management Nicholas O. Walti... 302 6.11.1 Was ist Mobile Workforce Management?... 302 6.11.2 Mit MWF zu Prozessoptimierungen.... 303 6.11.3 Der deutschsprachige MWF-Markt im Rückstand...... 304 6.11.4 Asset- versus schedulingbasierte Anbieter..... 306 6.11.5 Entwicklung des MWF-Marktes... 306 6.11.6 Erfolgsfaktoren einer MWF-Lösung... 307 7 Unterstützungsprozesse 311 7.1 Anreizsystem Stephan Haller... 311 7.1.1 BSC-basierteAnreizsysteme... 312 7.1.2 Strategische Ziele als Bestandteil der Zielvereinbarung... 313 7.1.3 Nachholbedarf beim Anteil der variablen Vergütung an der Gesamtvergütung... 314

12 Inhaltsverzeichnis 7.1.4 Bedeutung qualitativer und marktorientierter Kenngrössen 316 7.1.5 Weitere Entwicklung der Anreizsysteme... 317 7.2 IT-Steuerung Michael Gschwendtner... 318 7.2.1 Management-Spektrum des CIO..... 318 7.2.2 StrategischeSteuerung... 320 7.2.3 Feedbackprozess... 324 7.2.4 OperativeSteuerunginderIT... 325 7.2.5 Einsatzmöglichkeiten (Dienstleister vs. Konzern-IT).... 329 7.2.6 Gesamtsicht auf die IT-Steuerung... 330 7.3 Human Capital - Erfolgsrezept der Liberalisierung Stephanie Teufel... 332 8 Ausblick Nicholas O. Walti 339 8.1 Unbundling der einzelnen Wertschöpfungsstufen... 339 8.2 Konsolidierung der Branche... 340 8.3 Betrachtung der einzelnen Wertschöpfungsstufen... 341 8.4 Handel... 343 8.5 Vertrieb.... 344 8.6 Metering... 345 8.7 Schlussbemerkungen... 345 Autorenverzeichnis 347 Glossar 355 Abkürzungsverzeichnis 359 Index 363 Abbildungsverzeichnis 367 Literaturverzeichnis 371 Anhang 377

232 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen 6.3 Handel - Energiedatenmanagement Walter Capozzolo und Christiana Köhler-Schute Für den ersten Schritt der Marktöffnung auf den 1. Januar 2009 waren die Marktteilnehmer Netz (Übertragungsnetz und Verteilnetz/Grundversorger), Lieferant (Energievertrieb), Erzeuger und Bilanzgruppe gefordert, unter anderem die neuen Prozesse für den Messdatenaustausch und den Lieferantenwechsel gemäss den durch Merkur Access des Verbandes Schweizerischer Elektrizitätswerke (VSE) erstellten Umsetzungsdokumenten zu bewältigen. Die hauptsächlichen Herausforderungen für die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber in diesem Zusammenhang waren: Die Umsetzung der Prozesse für die Bereitstellung der Messdaten aus Sicht Netz und Energie (Kostenwälzung und Kostenzuteilung sowie Energieabrechnung und Prognose); Die Berechnung der Netzverluste pro Netzebene für die Beschaffung der entsprechenden Netzverlustenergie; Die Bedienung der Wechselprozesse gemäss dem Dokument SDAT CH; Die Abwicklung der Datenaustauschprozesse für die Mess- und Wechseldaten im Format ebix-xml. Die nachfolgenden Ausführungen behandeln die generellen Herausforderungen und die Erfolgsfaktoren bei der Einführung der entsprechenden Energiedatenmanagement (EDM)-Lösungen. 6.3.1 Grundsätzliche Lösungsansätze Aufgrund der stufenweisen Marktöffnung in der Schweiz mit berechtigten Endkunden ab einem Jahresverbrauch von 100 000 kwh und der Anforderung, dass diese im Falle eines Wechsels mit einem Lastgangzähler auszurüsten sind, hielten sich die Anforderungen an ein EDM-System betreffend Funktionalität und Performance für diese Marktphase in Grenzen. Somit konnten für die Marktöffnung in der Schweiz die folgenden grundsätzlichen Lösungsansätze beobachtet werden: 1. Erweiterung des bestehenden Abrechnungssystems durch ein Zeitreihenmanagement und die entsprechende Marktkommunikation; 2. Erweiterung des Systems für die Zählerfernauslesung durch Funktionen für das Messpunktmanagement, die Aggregierung der Messdaten sowie die Marktkommunikation; 3. Die Beschaffung und den Aufbau einer spezialisierten EDM-Lösung.

Handel - Energiedatenmanagement 233 Basierend auf den Erfahrungen aus Deutschland[47] und Österreich - mit einer relativ starken Präsenz der entsprechenden Systemlieferanten in der Schweiz - haben sich die meisten EVU für den Lösungsansatz 3 entschieden. Für diesen Ansatz spricht auch die bessere Hochskalierbarkeit für zukünftige Anforderungen (Marktöffnungsstufe II, Smart Metering, etc.). 6.3.2 Rollenkonzept und Entflechtung Vor der Implementierung einer EDM-Lösung ist die Rolle, welche ein EVU im liberalisierten Markt einnehmen will, zu klären. Vor allem die Ansiedlung der Rolle des Energielieferanten ist durch die Marktregeln nicht eindeutig definiert (siehe dazu Abbildung 6.8): Gemäss StromVG ist die Rolle des Energielieferanten für die festen und die freien Endverbraucher unter Verzicht auf den Netzzugang beim Verteilnetzbetreiber angesiedelt. Man spricht hier auch vom Grundversorger oder der Lieferantenrolle des Verteilnetzbetreibers (VNB-LF). Die Prozessbeschreibungen im Balancing-Concept (BC) weisen diese Rolle des Grundversorgers dem Lieferanten zu. Dieser Ansatz ist im Hinblick auf eine höhere Anzahl von Wechseln, vor allem aber im Hinblick auf die 2. Marktöffnungsstufe, sicherlich der zukunftsweisende. Die Erfahrungen aus zahlreichen Projekten haben gezeigt, dass in den meisten Fällen insbesondere in jenen, wo per 1. Januar 2009 keine freien Kunden zu beliefern waren die Interpretation dem StromVG gemäss angewandt wurde. Dies hatte den Nebeneffekt, dass für die Rolle des Lieferanten vorerst kein EDM aufgebaut werden musste. Aus Sicht des Unbundling verfolgten die meisten EVU den Ansatz, dass das 1. Vertragsmodell für die festen und freien Endverbraucher mit Verzicht auf Netzzugang weitergeführt wird; im Falle der Belieferung von freien Endverbrauchern für diese ein 2. Vertragsmodell mit Netznutzungs- und Energieliefervertrag sowie gleichzeitig die Rolle des Lieferanten (LF) eingeführt wird. Im Falle der Belieferung von freien Endkunden müssen die Vorschriften des Unbundling eingehalten werden. Dies kann beim Aufbau der EDM-Lösung entsprechend berücksichtigt werden (Trennung durch Benutzerrechte oder unterschiedliche Mandanten). Für die bestehenden Abrechnungssysteme, die bisher auf dem 1. Vertragsmodell basierten, ist dieser Wechsel bedeutend schwieriger. Hierzu sei angemerkt, dass eine 100%ige Umsetzung des EDM-Unbundlings nur dann sinnvoll ist, wenn die Daten später im Abrechnungssystem nicht wieder gemeinsam geführt werden.

234 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen Abbildung 6.8: Übersicht Rollenmodell für die Energieversorgung 6.3.3 Begriffsklärung und -definition Der Begriff EDM hat sich mit der Liberalisierung der europäischen Energiemärkte entwickelt. Diese Begriffsbestimmung ist etwas unglücklich, da damit sowohl eine Prozesskette sowie die IT-Lösung zu deren Unterstützung angesprochen werden. Zudem haben Unternehmen im Rahmen der Mess- und Leittechnik immer schon Energiedaten verwaltet und kontrolliert, also EDM betrieben. In Deutschland und Österreich hat sich deshalb bei einigen Herstellern auch der Begriff der Energiedatenlogistik (EDL) etabliert. Versuch einer Definition (siehe dazu auch Abbildung 6.9): Energiedatenmanagement beschreibt die Prozesse und Systeme, welche die Teilnehmer im liberalisierten Markt dabei unterstützen, die für das Funktionieren des Marktes relevanten Informationen und Messdaten bereitzustellen und gemäss den Marktregeln zu kommunizieren. Dazu gehören vorwiegend Messpunktstammdaten im Rahmen der Wechselprozesse sowie Mess- und Fahrplandaten für das Bilanzgruppenmanagement und die Abrechnung der gelieferten Energie, der Ausgleichsenergie, der Netznutzung sowie der Kostenwälzung und Kostenzuteilung. Vor der Marktöffnung verfügte ein EVU für die Kunden mit Lastgangzähler meist über eine elektronische Ablesung in Form einer Mobilen Daten Erfassung (MDE) oder einer automatisierten Zählerfernauslesung (ZFA) über das Telefonnetz (PSTN, GSM, GPRS). Die abgelesenen Daten wurden dabei direkt an das Abrechnungs-

Handel - Energiedatenmanagement 235 system zur Verrechnung übergeben. Die neu eingeführten Komponenten des EDM umfassen folgende Funktionsblöcke: Energiedatenlogistik Netz (inkl. Grundversorgung) Energiedatenlogistik Lieferant (sofern diese Rolle vorhanden ist) Netzzugangsmanagement für die Abwicklung der Wechselprozesse Marktkommunikation für die Abwicklung der Datenaustauschprozesse gemäss SDAT CH im Format ebix-xml Abbildung 6.9: Häufig verwendetes Lösungskonzept Der Hauptfluss der Messdaten und Wechseldaten gestaltet sich dabei wie folgt: 1. Die ZFA liefert die Rohdaten an das EDL Netz, wo die Validierung und Ersatzwertbildung sowie die Berechnungen durchgeführt werden. 2. Je nach Situation betreffend Entflechtung werden die für den lokalen Lieferanten bestimmten Messdaten direkt oder über die Marktkommunikation (2a) an diesen übermittelt. Bei der Belieferung von Kunden in fremden Netzen erfolgt der Datenempfang von den entsprechenden Netzbetreibern über die Marktkommunikation (2b). 3. Aus dem System EDL Netz werden die Daten für die Verrechnung der Netznutzung an das Abrechnungssystem geliefert. 4. Dasselbe geschieht für die Daten der Energielieferung aus dem System EDL Lieferant.

236 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen 5. Über die Marktkommunikation werden die Einzel- und Summenmesswerte gemäss SDAT CH an die berechtigten Marktteilnehmer (Netzbetreiber, fremde Lieferanten, Bilanzgruppenverantwortliche, swissgrid) übermittelt. Ebenso werden über diesen Kanal die Messdaten der nachgelagerten Netzbetreiber empfangen. 6. Die Messdaten werden mit den Marktpartnern über Email oder ftp, mit oder ohne Komprimierung, ausgetauscht. 7. Dasselbe gilt für die Meldungen der Wechselprozesse. 8. Ein- und ausgehende Wechselmeldungen werden im Funktionsblock Netzzugang behandelt, der die entsprechenden Funktionen für die Rollen Netzbetreiber, Lieferant alt oder Lieferant neu bereitstellen muss. 9. Der Datenaustausch mit dem stammdatenführenden Abrechnungssystem erfolgt aus dem Netzzugangsmanagement. Aufgrund der geringen Anzahl von Wechseln handelt es sich hier meist um eine manuelle Schnittstelle. 10. In Ausnahmefällen unterstützt das Abrechnungssystem gewisse Wechselprozesse. Der Datenaustausch erfolgt dann für die unterstützten Prozesse direkt über die Marktkommunikation. Beim Abrechnungssystem handelt es sich bevorzugt auch um das führende System in Bezug auf Stammdaten für die Messpunkte (Bezeichnung gemäss MeteringCode, Adresse, Messkonfiguration, Lieferanten- und Bilanzgruppenbeziehung). Je nach Grösse des Unternehmens und Anzahl der lastganggemessenen Kunden ist eine Integration der Stammdaten zwischen dem Abrechnungssystem und den Systemen EDL und ZFA sinnvoll (Kosten-/Nutzenbetrachtung). Die Funktionen zur Unterstützung der Prozesse des Netzzugangs gehören grundsätzlich zum stammdatenführenden Abrechnungssystem. Da die Hersteller von EDM-Systemen im Gegensatz zu den Lieferanten von Abrechnungssystemen sich immer schon mit der Marktkommunikation auseinandersetzen mussten, werden die Wechselprozesse meist in einem Zusatz zum EDM angeboten und die Stammdatenänderungen über Schnittstellen an das Abrechnungssystem übertragen. Aufgrund der Marktsituation in der Schweiz mit wenigen zu erwartenden Lieferantenwechseln waren keine Hersteller von Abrechnungslösungen und nur wenige Anbieter von EDM-Lösungen motiviert, die Wechselprozesse und den entsprechenden Datenaustausch im Format ebix-xml zu implementieren. 6.3.4 Die Netzbilanz als Basis für die Bereitstellung der Messdaten Unabhängig von der Grösse des Verteilnetzes sind für die Kostenzuteilung (durch swissgrid) sowie die Kostenwälzung (durch den vorgelagerten Netzbetreiber) mindestens die folgenden Messdaten im 1/4h-Raster bereitzustellen:

Handel - Energiedatenmanagement 237 Bruttolastgangsumme eigenes Netz (BLS/EN) Bruttolastgangsumme total (BLS/T), welche die Bruttolastgangsummen allfälliger nachgelagerter Netze beinhaltet Die Netzverlustzeitreihe pro Netzebene sowie die Summe der Netzverluste. Aus Sicht des Energie- und des dazugehörenden Bilanzgruppenmanagements sind für jeden im Netz aktiven Lieferanten/Erzeuger und die dazugehörende Bilanzgruppe je folgende Messdaten bereitzustellen: Die einzelnen Einspeise- und Lastgänge Die Lastgang- und Einspeisegangsummen pro Lieferant und Erzeuger Die Lastgang- und Einspeisegangsummen pro Bilanzgruppe. Die Netzbilanz gemäss Tabelle 6.1 bildet die Basis für die Bereitstellung der Messdaten. Sie wird je nach Anzahl der im Netz tätigen Lieferanten/Bilanzgruppen entsprechend länger. Diese wird ebenso beeinflusst durch die Strategie des Grundversorgers bei der Ausrüstung der Kunden mit einem Jahresverbrauch von > 100 000 kwh mit Lastgangzählern. Hier sind zwei Ansätze zu erkennen: Alle Sondervertragskunden (auch jene < 100 000 kwh pro Jahr) werden mit Lastgangzählern ausgerüstet. Wird diese Praxis auch auf die kleinen Einspeiser sowie Trafostationen im Mittel- und Niederspannungsnetz ausgedehnt, so resultiert daraus die maximale Transparenz im Netz sowie über das Kundenverhalten. Lastgangzähler werden nur dann installiert, wenn Kunden > 100 000 kwh pro Jahr den Lieferanten wechseln wollen. Damit werden Kosten gespart, die Chancen einer erhöhten Transparenz im Netz können nicht genutzt werden. Die Netzbilanz muss für jede Viertelstunde aufgehen, d.h. der Netzbedarf und die Netzaufbringung müssen identisch sein. Zwischenfazit Im Rahmen der partiellen Strommarktöffnung in der Schweiz auf den 1. Januar 2009 sind die EVU hauptsächlich in der Rolle des Netzbetreibers/Grundversorgers stark gefordert worden. Zusätzlich zur Berechnung und Veröffentlichung der Netztarife sowie der Energietarife für die Grundversorgung mussten die Prozesse und IT-Systeme für die Bereitstellung der Messdaten und die Marktkommunikation aufgebaut und rechtzeitig in Betrieb genommen werden. Dies ist den meisten der rund 900 EVU durch die Bereitstellung von Inhouse-Lösungen, im Rahmen eines Application Service Providing oder eines Full Service Providing gelungen. Nach der Erfüllung der Pflichtanforderungen geht es für die EVU nun darum, die zahlreichen zusätzlichen Nutzenpotentiale der eingeführten Prozesse und Systeme zu erschliessen und für die Sicherung der eigenen Zukunft einzusetzen. Durch

238 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen Abgabe Bezug Verbrauch Erzeugung Bilanzgruppe A Bilanzgruppe A Kunden Lieferant 1 (Grundversorger) Einspeisestellen Erzeuger 1 Lastgang gemessen (1.. n) Erzeugungsgang gemessen (1.. n) Virtueller Kundenpool Einspeisestellen Erzeuger 2 Kunden Lieferant 2 Erzeugungsgang gemessen (1.. n) Lastgang gemessen (1.. n) Bilanzgruppe B Bilanzgruppe B Kunden Lieferant 3 Einspeisestellen Erzeuger 3 Lastgang gemessen (1..n) Erzeugungsgang gemessen (1.. n) Netzaustausch Abgabe Netzaustausch Bezug Netzübergabemessung (1.. n) Netzübergabemessung (1.. n) Verluste Verluste Netzebene 7 Verluste Netzebene 5, 3 (falls vorhanden) Gesamter Netzbedarf Tabelle 6.1: Struktur der Netzbilanz Gesamte Netzaufbringung die Verwendung eines professionellen EDM-Systems mit der entsprechenden Modularität und Funktionsvielfalt verfügt das EVU in der Rolle des Netzbetreibers/Grundversorgers über eine zuvor nicht vorhandene Transparenz im Verteilnetz wie auch in seiner Abnahmestruktur. Dabei liefert ein entsprechend eingerichtetes EDM-System sozusagen auf Knopfdruck die Energiemengen pro Netzebene und pro lastganggemessene Kundengruppe für die Netzentgeltkalkulation die Netzlastprognosen als Basis für die Belange des Netzausbaus und der Investitionsplanung die Energiemengen und Spitzenbelastung pro Netzgebiet oder Netzelement im Zusammenhang mit einem Geographischen Informationssystem (GIS) als Basis für alternative Ansätze in der Instandhaltung die Basisdaten für nicht gelieferte Energiemengen bei Versorgungsstörungen im Zusammenhang mit einer systematischen Erfassung von Störstatistiken die Datengrundlage für die Berichterstattung aus Netzsicht an das Bundesamt für Energie sowie die ElCom die Basisdaten für die Kalkulation der Energietarife in der Grundversorgung, welche der ElCom voraussichtlich spätestens im Jahre 2011 offenzulegen sind.

Handel - Energiedatenmanagement 239 Im Falle der Belieferung von freien Kunden sowie für die Beschaffungsplanung sind auch die Basisdaten im EDM-System vorhanden, um kunden- oder kundengruppenscharf die entsprechenden Prognosen für ein nachgelagertes Portfoliomanagement zu erstellen. In Zukunft wird die Menge der Daten, die zwischen den Marktpartnern ausgetauscht werden, stetig zunehmen. Dieser Trend wird durch neue Entwicklungen wie etwa das Smart Metering weiter verschärft. Deswegen werden künftig hochskalierbare Lösungen benötigt, die in der Lage sind, grosse Datenmengen performant zu verarbeiten und die elektronische Marktkommunikation automatisiert abzuwickeln. 6.3.5 Praxisbeispiel: NOK-Netze Die Division Netze der NOK betreibt für die Elektrizitätsverteilung verschiedene Spannungsebenen. Gut 80% der von NOK Netze verteilten elektrischen Energie wird an mehr als 40 Anschlusspunkten aus dem von swissgrid betriebenen 380/220- kv-übertragungsnetz übernommen. Die aus dem Übertragungsnetz übernommene sowie von Kraftwerken direkt in die Netze von NOK abgegebene Energie wird über das überregionale 110/50-kV-Verteilnetz und teilweise das 16-kV-Netz verteilt und an nachgelagerte Netzbetreiber übergeben. NOK-Netze hat im Vorfeld der Marktöffnung unter anderem das Projekt Messdatenmanagement 08 aufgesetzt, mit Hilfe dessen man den Anforderungen der Gesetze und Marktregeln rechtzeitig gerecht werden will. Messdatenmanagement 08 sieht zwei Projektphasen vor. In der ersten Phase wurden die Teilprozesse des Messdatenmanagements den zukünftigen Anforderungen gemäss beschrieben und in geeigneter Form dokumentiert. Ausserdem wurden Anforderungen an die IT-Lösung formuliert und potentielle IT-Systeme (insbesondere für das EDM) evaluiert. Diese erste Phase wurde am 31. Oktober 2007 abgeschlossen. In einer zweiten Phase wurden ab November 2007 die beschriebenen Teilprozesse in die evaluierten IT-Systeme implementiert und die mit der Durchführung der Prozesse beauftragten Mitarbeitenden geschult. Die 2. Phase des Projektes musste bis 30.06.2008 abgeschlossen werden. Von der Einführung der EDM-Lösung waren die Geschäftseinheiten Netzbetrieb und Netzvertrieb betroffen (Abbildung 6.10). Der Praxisbezug beruht auf Projekten zur Implementierung von generischen Plattform für liberalisierte Energiemärkte (Generis). Diese ist in mehr als 10 liberalisierten Strom- und Gasmärkten mit mehr als 100 Installationen für alle Marktrollen im Einsatz. Der Vertrieb von GENERIS und die Projektimplementierung werden in Deutschland, Österreich und der Schweiz durch Schleupen/VISOS durchgeführt. Das Projekt bei der NOK Division Netze umfasste:

240 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen Geschäftseinheit Netzbetrieb Betrieb der Messstellen Erfassung der Daten Aufbereitung der Daten Geschäftseinheit Netzvertrieb Verarbeitung der Daten Lieferung der Daten Archivierung der Daten Abrechnung Netznutzung Fakturierung Netznutzung Abbildung 6.10: Zuteilung der Prozessverantwortung den Aufbau einer Inhouse-Lösung für den Netzbetreiber NOK den Aufbau von 2 Mandanten für die Rollen Netz und Vertrieb der Elektrizitätswerk des Kantons Schaffhausen AG (EKS) im Rahmen eines Application Service Providing den Aufbau von mehreren Mandanten für nachgelagerte Netzbetreiber im Full Service Providing. Im Hinblick auf die Anforderungen an den Datenaustausch im liberalisierten Strommarkt wurden seitens NOK-Netze folgende Messdaten als relevant bezeichnet: die Einspeise- und Lastgang-Messungen der Kraftwerke (NOK eigene, Partnerwerke) mit Anschluss am NOK Verteilnetz und die Lastgang-Messungen an den Netzanschlussstellen des NOK Verteilnetzes zum Schweizer Übertragungsnetz. Die Erfassung, Aufbereitung und Lieferung der Messdaten erfolgt fortlaufend alle 15 Minuten; die Lastgang-Messungen der Netzanschlussstellen zwischen NOK sowie nachgelagerten Verteilnetzbetreibern (Kantonswerke, Stadtwerke) und Endkunden. Die Erfassung, Aufbereitung und Lieferung der Messdaten erfolgt täglich. Dies ergibt für das Mengengerüst 600 Messpunkte mit insgesamt 1 500 Messzeitreihen sowie rund 40 Marktpartner, mit welchen Messdaten auszutauschen sind. Anforderungen an die EDM-Lösung Die funktionalen Anforderungen an die EDM-Lösung werden durch die auf dem deutschen bzw. internationalen Markt etablierten Anbieter grundsätzlich abgedeckt. Einzig die Wechselprozesse und die Abwicklung der Marktkommunikation gemäss SDAT CH im Format ebix-xml erfordern zusätzlichen Entwicklungsauf-

Handel - Energiedatenmanagement 241 wand. Damit rücken vor allem Fragen betreffend Systemarchitektur, Performance und Zukunftsfähigkeit der Lösungen in den Vordergrund: Flexibles Mandantenkonzept: Es muss einfach und ohne grosse Kostenfolge möglich sein, zusätzliche Mandanten einzurichten. Dies ist im Rahmen des Unbundling wichtig, wenn Kunden im eigenen Netz den Energielieferanten wechseln und der lokale Energielieferant diese Daten nicht mehr sehen darf. Ebenso muss es einfach möglich sein, für die Umsetzung von Dienstleistungskonzepten mittels Templates, zusätzliche Einzel- oder Sammelmandanten anzulegen. Performance: Aufgrund der eher kleinen Mengengerüste spielt die Performance im Umgang mit Zeitreihen nur bei den grösseren EVU wirklich eine Rolle. Dies ist bei NOK Netze der Fall. Für zukünftige Anforderungen (z.b. das Smart Metering) ist es wichtig, dass die Lösungen skalierbar sind. Konfigurierbarkeit: Neue bzw. sich verändernde Anforderungen des Marktes sollten möglichst durch Konfiguration, d.h. ohne Codierung umgesetzt werden können. Systemautomatisierung: Die Automatisierung der täglichen Prozesse, bei welchen die Messdaten unplausibilisiert versendet werden, sollte einfach möglich sein. Dies betrifft auch den Import der Messdaten von der Zählerfernauslesung. Ergonomie und Benutzerfreundlichkeit: Diese Anforderung ist vor allem für kleinere Anwender wichtig. Hier gilt es, die Komplexität der Prozesse und Funktionen möglichst vom Benutzer fernzuhalten. Die Funktionalitäten der Energiedatenlogistik für die Rollen von Netzbetreiber, Lieferant und Bilanzgruppe waren in der Standardversion von GENERIS vorhanden. Aufgrund von Überlegungen zur Systemarchitektur wie auch zukünftigen Anforderungen, wie Service Orientierung (SOA) und Risikoabschätzungen, wurde im Hinblick auf verfügbare Entwicklungsressourcen und zeitgleiche Anforderungen aus anderen liberalisierten Märkten, folgendes Konzept erarbeitet: Die Prozesse für die Berechnung der Netzverluste sowie der Bereitstellung der Messdaten werden mittels Konfiguration auf der GENERIS Plattform implementiert; Die Wechselprozesse sowie die Prozesse für die Marktkommunikation werden mittels der BPM-Suite von inubit AG implementiert; Als Format für den Messdatenaustausch zwischen den einzelnen Komponenten (siehe Schnittstellen 5 und 2b in Abbildung 1) wird mit MSCONS 2.0d der deutsche Standard verwendet. Damit konnte sichergestellt werden, dass der Aufbau der Funktionen für die Messdatenbereitstellung unabhängig von den Anforderungen der Marktkommunikation deren Spezifikation erst im Dezember 2007 in einer 1. Version vorlag umgesetzt

242 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen werden konnte. Dieser Ansatz ermöglichte zudem jenen Herstellern, die SDAT CH nicht rechtzeitig umsetzen konnten und den deutschen Standard MSCONS 2.0d (oder optional die Version 1.6) erfüllten, die Marktkommunikation über die inubit BPM-Suite abzuwickeln. Projektimplementierung Im Rahmen des Implementierungsprojektes bei NOK-Netze wurde von Anfang an ein 2-stufiges Vorgehen gewählt. Dies auch deshalb, weil GENERIS für die Bereitstellung der Messdaten im Standard bereits über sämtliche erforderlichen Funktionen verfügte, d.h. die zu unterstützenden Prozesse ausschliesslich durch Konfiguration adaptiert werden konnten. Durch die Entkopplung der Messdatenbereitstellung von der Marktkommunikation konnten die für diesen Teil, der sich beim Projektstart noch in der Spezifikationsphase durch die Arbeitsgruppe Merkur Access des VSE befand, notwendigen Funktionen separat implementiert werden: Stufe 1: Umsetzung der Anforderungen für die Bereitstellung der Messdaten Stufe 2: Umsetzung der Anforderungen an die Marktkommunikation Bei den Systemanbietern mit einem voll integrierten Ansatz wurden während der Projektimplementierung die Funktionen für die Marktkommunikation durch Updates bereitgestellt, was den Projektablauf zum Teil erheblich störte. Die hauptsächlichen Herausforderungen bei den Implementierungsprojekten waren (unabhängig von der eingesetzten Lösung) die folgenden: Die eindeutige Vergabe der Messpunktbezeichnungen gemäss Metering Code (in vielen Fällen ist gleichzeitig das stammdatenführende Abrechnungssystem erweitert oder sogar ersetzt worden) Die Identifikation der Messungen und Energieflussrichtungen anhand der OBIS-Codes (hier kam erschwerend hinzu, dass die Marktkommunikation keine OBIS-Codes kennt und ein entsprechendes Mapping durchgeführt werden musste) Die Installation der Lastgangzähler sowie der Auf- und/oder Ausbau der Systeme für die Zählerfernauslesung Die Bereinigung der Netzgrenzen zu vor- und nachgelagerten Netzen sowie die Zuweisung der Verantwortung für die Übergabemessungen Die Bewältigung des Paradigmenwechsels und der Aufbau des entsprechenden Know-hows beim Personal. Generell haben die Einführungsprojekte dazu beigetragen, Altlasten im Netz zu bereinigen und je nach Grundstrategie eine höhere Transparenz zu erreichen.

Handel - Energiedatenmanagement 243 Fazit Die meisten EVU waren in der Lage, die Anforderungen der Marktregeln per 1. Januar 2009 entweder durch Inhouse-Lösungen oder mittels Service Providing rechtzeitig zu erfüllen. Dies erforderte von allen Beteiligten jedoch enorme Anstrengungen. Durch die Wahl von hoch konfigurierbaren Standardsystemen, welche in bereits liberalisierten Märkten etabliert waren, konnte frühzeitig mit dem Aufbau der entsprechenden Lösungen begonnen werden. Im Falle von GENERIS musste für die Anforderungen des Schweizer Marktes keine einzige Zeile codiert werden. Das flexible Mandantenkonzept von GENERIS ermöglichte im Projekt NOK-Netze den kurzfristigen Aufbau von zusätzlichen Mandanten für das Service Providing, ohne das Hauptprojekt übermässig zu belasten. Der Ansatz mit der Entkopplung der Energiedatenlogistik von der Marktkommunikation hat sich bewährt und die verschiedenen Anwender dieser Lösungskombination waren rechtzeitig für die Absolvierung der entsprechenden Tests bereit. Ebenso haben sich andere Anbieter mit Schwierigkeiten bei der Implementierung der Markkommunikation der Lösung mit der BPM-Suite angeschlossen. Aufgrund der Situation auf dem Strombeschaffungsmarkt und den Vorgaben von Artikel 4 der Stromversorgungsverordnung wird in den nächsten Jahren wenig Bewegung auf dem Schweizer Markt stattfinden. Dies bedeutet, dass die aufgebauten Lösungen für das EDM bis zur voraussichtlichen Öffnungsstufe 2 im Jahre 2014 relativ statisch betrieben werden können. Trotzdem lohnt es sich, die vorhandenen Nutzenpotentiale einer EDM-Lösung aus Sicht des Netz-betreibers/Grundversorgers (Netzentgeltkalkulation, Reporting hinsichtlich Elcom, neue Strategien in der Instandhaltung, etc.) wie auch aus Sicht des Energielieferanten zu erschliessen. Die zur Zeit durch das Bundesamt für Energiewirtschaft (BFE) und den VSE geführte Diskussion über die Anwendung von Standardlastprofilen für die 2. Stufe der Marktöffnung wird die Anforderungen an das EDM auf jeden Fall massiv erhöhen. Zur Diskussion steht die messtechnische Ausrüstung und entsprechende Abwicklung von Endkunden mit einem jährlichen Verbrauch von bis zu 100 000 kwh. Hierzu erarbeitete die Arbeitsgruppe Standardlastprofile des VSE folgende Varianten: Lastgangmessung Lastgangmessung aller Wechselkunden Lastgangmessung aller Endkunden Verwendung von Standardlastprofilen Übernahme von ausländischen Standardlastprofilen Entwicklung von CH-Standardlastprofilen Mischverfahren

244 Geschäftsprozesse - Strategische Optionen Zudem gilt es, die Entwicklungen auf dem internationalen Markt zu beachten. In Zukunft wird die Menge der Daten, die zwischen den Marktpartnern ausgetauscht werden, stetig zunehmen. Dieser Trend wird durch neue Entwicklungen, wie etwa das Smart Metering, weiter verschärft. Deswegen werden künftig hochskalierbare EDM-Lösungen benötigt, die in der Lage sind, grosse Datenmengen performant zu verarbeiten. 1 1 Relevante Dokumente für die Umsetzung von EDM-Lösungen siehe Anhang.