Die Schweizer stellen weitere Weichen für den Wettbewerb: Die Gründung der Swissgrid zum kommenden Jahreswechsel und die Aktivitäten zur Öffnung des Strommarktes zeigen, dass die Alpenrepublik ihre Rolle als Stromdrehscheibe im europäischen Netz behaupten will. Eine Infrastruktur, um Handelsgeschäfte effektiv abzuwickeln und ein flexibles Bilanzmanagement zu betreiben, ist dazu Voraussetzung.

Bekannt sind die Schweizer für ihre Neutralität, ihre Berge oder zum Beispiel ihre Schokolade. Doch was zum Beispiel ist der „Stern von Laufenburg“? Nur Energieexperten wissen, dass dies eine weitere Besonderheit der Schweiz ist, die seit Jahrzehnten für ganz Europa Bedeutung hat. Die Strahlen dieses Sterns werden von den Höchstspannungsleitungen aufgespannt, die von Deutschland und Frankreich kommen und ihre Verlängerung Richtung Süden finden.

An diesem Knotenpunkt, der nicht nur aus der Vogelperspektive durch seine Ausmaße beeindruckt, sitzt die ETRANS AG. Die Gesellschaft ist eine unabhängige Koordinationsstelle für das schweizerische Höchstspannungsnetz und Dienstleister für Aufgaben des europäischen Netzbetriebes. Sie managt die heimischen Übertragungsnetze und stellt sicher, dass in- und ausländische Marktteilnehmer diese störungsfrei nutzen können. Zudem wacht die ETRANS über die Balance von Produktion, Im- und Export sowie Verbrauch im südlichen Teil des UCTE-Netzes. Im Zuge der Liberalisierung werden die Aktivitäten der ETRANS ab 2005 in den neu zu gründenden Schweizer Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid integriert.

Die Rahmenbedingungen werden immer komplexer

Den Überblick über das Höchstspannungsnetz behalten die Dispatcher der ETRANS anhand von Wandprojektionen, überdimensionalen Schaubildern, die sich bis zur Decke erstrecken, und Computerdisplays. Technik aus drei Jahrzehnten steht zur Verfügung, um vertragliche und physikalische Flüsse im Blick zu halten und unbemerkt von der Öffentlichkeit zu verwalten. Nach außen sichtbar wird die Aufgabe der Leitwarte nur, wenn es in Ausnahmefällen nicht klappt, Verbrauch, Produktions- und Übertragungskapazitäten in Übereinstimmung zu bringen.

„Die Rahmenbedingungen werden komplexer“, stellt Dr. Karl Imhof, Geschäftsführer der 70 Mitarbeiter zählenden ETRANS, fest. „Der Netzausbau hält mit der intensiveren Nutzung der Leitungen nicht mehr Schritt.“ Dem trägt die ETRANS durch noch intensivere Überwachung, detaillierte Geschäftsprozesse und leistungsfähige Werkzeuge Rechnung. Vor allem die Kapazitäten nach Italien müssen intensiver bewirtschaftet werden, doch auch die stetige Zunahme der Handelsaktivitäten ist eine Herausforderung.

Software ist der Schlüssel zu mehr Flexibilität im Netzbetrieb

Den steigenden Anforderungen an die sieben Schweizer Übertragungsnetzbetreiber und an die ETRANS, die Handelsaktivitäten schneller und flexibler abzuwickeln, ist nur mit geeigneter Software zu begegnen. Die Lösung: ET3000 der Delta Energy Solution AG in Basel. Die neueste Version der Software ist seit einigen Monaten erfolgreich im Test und ist nun nach Beendigung des Parallelbetriebs als alleinige Lösung für das Bilanz- und Fahrplanmanagement bei der ETRANS zuständig. Sie ermöglicht es jetzt, viele Prozesse weitgehend automatisiert zu bearbeiten, natürlich unter Einhaltung der ESS-Standards (ETSO Scheduling System), der die Kommunikationsregeln in Europas Strommarkt auf Basis des XML-Formats (Extensible Markup Language) definiert.

Dass Delta Energy den Auftrag erhielt, liegt unter anderem an den guten Erfahrungen in der Vergangenheit: Mit ihrem Zähler- und Fahrplanmanagement, das bei der ETRANS seit knapp zwei Jahren im Einsatz ist, hat die Basler Softwareschmiede der ETRANS ihre Lösungskompetenz bewiesen. So war es ein leichter Schritt, den IT- und Energiespezialisten auch das Umsetzen des Bilanzmanagements anzuvertrauen. Außerdem sprachen die positiven Erfahrungen der ETRANS-Aktionäre für Delta Energy: Zwei der sieben Übertragungsnetzbetreiber hatten schon deren Produkte im Einsatz.

Doch die Verantwortlichen der ETRANS wollten sicher gehen, das Beste einzukaufen. Vor der Auftragserteilung haben sie Alternativen erwogen. Zum Zeitpunkt der Softwaresuche im Jahr 2002 war jedoch kein anderer Hersteller in der Lage, die gewünschten Funktionen mit Standardkomponenten abzudecken.

Branchen-Know-how spiegelt sich in der Software wider

Dr. Karl Imhof nennt weitere Aspekte, die für Delta Energy Solution sprachen: „Die Firma ist mit den schweizerischen Besonderheiten vertraut, hat aber auch Erfahrungen in liberalisierten Ländern wie Deutschland. Und mit seinen rund 30 Mitarbeitern ist das Unternehmen flexibel genug, um schnell auf Wünsche zu reagieren. Dass Delta Energy auch noch in der Nähe ist, kam uns sehr entgegen.“ Laufenburg ist von Basel gut eine halbe Autostunde entfernt. So konnten die Softwareentwickler vieles vor Ort mit dem Team der ETRANS diskutieren und dort auch direkt umsetzen.

Die meisten Regeln im Schweizer Strommarkt ähneln denen in Deutschland, aber es gibt einige nationale Besonderheiten. Zu diesen Besonderheiten zählt mitunter die hohe Spontaneität beim innerschweizerischen Handelsgeschäft. Alfred Hofmann, Projektmanager bei der Delta Energy, nennt ein Beispiel, das die Komplikationen deutlich macht: „In der Schweiz können Händler ihre landesinternen Geschäfte asynchron buchen. So entsteht eine Lücke zwischen Buchung und der passenden Gegenbuchung, die das Überwachen des Zeitfensters bis zu sechs Stunden notwenig macht. Auf solche Aspekte mussten wir bei der Erweiterung der Software natürlich Rücksicht nehmen.“ Bei diesem so genannten Intraday-Geschäft erfolgen viele Buchungen buchstäblich in den letzten Minuten - eine Besonderheit, die es ermöglicht, die flexiblen Wasserkraftwerke der Schweiz optimal zu vermarkten.

Dispatcher haben den laufenden und den Folgetag im Blick

Zu den 15 Mitarbeitern der ETRANS, die mit ET3000 arbeiten, gehören auch die Dispatcher - die Wächter des Netzes - denen bei der Kontrolle der Buchung eine eigens für sie angefertigte Bildschirmmaske hilft. Hofmann nennt sie daher „Dispatcher Screen“. Urs Ziegler, Projektleiter bei ETRANS: „Auf zwei Monitoren haben die Mitarbeiter der Leitstelle die Möglichkeit, das gemeldete Fahrpläne für den laufenden (Intraday) und Folgetag (Dayahead) zu verfolgen. Wir haben also eine eigens für uns gestaltete Bedienoberfläche – im Hintergrund arbeitet aber Standardsoftware“, erläutert er. „Uns war es sehr wichtig, dass wir keine Sonderlösung erhalten, sondern dass die Regeln des deutschen, schweizerischen und auch des österreichischen Marktes in einem durchgängig konzipierten Produkt abgebildet werden.“

Delta Energy war diese Anforderung nur recht, sagt Hofmann: „Indem wir die Marktgegebenheiten im Kern der Software einarbeiten, können Änderungen bei den Marktregeln in ein Software Release einfließen.“ Das erleichtert das Austesten neuer Versionen und kommt so allen Kunden zugute. So kann sich jeder ET3000-Anwender darauf verlassen, eine funktionierende und aktuelle Lösung zu haben. Belgische Netzbetreiber könnten ihr Energiedatenmanagement ebenso mit der Lösung realisieren wie ihre deutschen oder schweizerischen Kollegen.

Trotz der Standardisierung ergibt sich bei jedem Projekt ein gewisser Aufwand für das Customizing, wie die Softwareleute die kundenspezifischen Anpassungen nennen. Etwa durch das Anlegen neuer Bedienoberflächen wie den Dispatcher Screen oder die Programmierung neuer Schnittstellen. ETRANS-Mann Ziegler weiß die Arbeit der Baseler Programmierer zu schätzen: „Viele Änderungen ergaben sich erst im Laufe der Integration.“ Ohne einen motivierten Lieferanten wäre das vom Zeitrahmen eng gesteckte Projekt sicher nicht zeitgerecht fertig geworden, meint er. „Und uns war auch das eingebrachte Branchen-Know-how wichtig. Nicht jeder Softwareanbieter kennt die Gegebenheiten in der Energiewirtschaft und weiß die Anforderungen unserer Branche so konkret umzusetzen.“

Neue Releases erleichtern das Abbilden neuer Regeln

Hofmann und seine Kollegen wissen, dass trotz des operativen Betriebs von ET3000 bei der ETRANS die Arbeit für Delta Energy noch nicht beendet ist: „Der Schweizer Strommarkt entwickelt sich weiter. Viele Regeln, die wir nun in Code gegossen haben, können sich in kommenden Jahren wieder ändern.“ Unter anderem die geplante Marktöffnung in 2007 könnte neue Anforderungen mit sich bringen. Dann dürfen gemäß dem vorliegenden Gesetzesentwurf Stromkunden mit über 100.000 kWh/a ihren Lieferanten frei wählen. Frühestens fünf Jahre später sollen auch Klein- und Haushaltskunden vom Wettbewerb profitieren können.

Imhof: „Außer der schrittweisen Marktöffnung erwarten wir auch eine Konsolidierung der Regelzonen. Mit der Software steht uns beziehungsweise der kommenden Swissgrid ein Instrument zur Verfügung, das uns das Bilanzkreis- und Fahrplanmanagement deutlich erleichtert und Fehlerquellen minimiert. Und dank der Kenntnisse aus liberalisierten Märkten wie Deutschland rüstet uns die Software auch für Aufgaben wie den freien Handel.“

Ralf Dunker

exklusiv für BWK, erschienen in Ausgabe September 2004 (siehe PDF)

Dateien:

DES_BWK_09_04_S_38-39.pdf