Netzforum

Das Netzforum ist eine Fachveranstaltung, die sich insbesondere an Verteilnetzbetreiber, Kraftwerksbetreiber und Verbände der Energiewirtschaft, aber auch an die Politik, Behörden und Regulatoren, Verbände und Interessengruppen, Finanzen und Investoren, Hochschulen und Medien richtet. Die Anzahl der Teilnehmenden ist begrenzt – Vorrang haben persönlich eingeladene Gäste.


4. Netzforum 2016

Anfang Dezember hat Swissgrid die Netzsituation und die Energieversorgung für den Winter 2015/16 als angespannt eingeschätzt. Die Energiereserven in der Schweiz waren aufgrund einer Verkettung besonderer Umstände knapp. Zusammen mit Kraftwerksbetreibern und Bilanzgruppenverantwortlichen hat Swissgrid eine Reihe von Massnahmen definiert, um trotz der schwierigen Situation einen diskriminierungsfreien, zuverlässigen und leistungsfähigen Betrieb des Übertragungsnetzes in der Schweiz sicherzustellen.

Die ergriffenen Massnahmen und weitere Faktoren wie die Niederschläge oder das milde Wetter haben in den ersten Wochen des Jahres 2016 für eine leichte Entspannung der Lage gesorgt. Eine länger andauernde Kälteperiode oder der Ausfall eines kritischen Betriebsmittels könnte allerdings wieder zu einer Verschärfung der Situation führen.

Anlässlich des 4. Swissgrid Netzforums am Dienstag 10. Mai 2016 wurden die Wintersituation 2015/16 und die daraus gewonnenen Erkenntnisse diskutiert. Der Dialog stand auch an diesem Anlass im Mittelpunkt.

Liste der Referenten

Mark Balsiger
Border Crossing
Die Dos & Donts der Krisenkommunikation

Bernd Nordieker
Swissgrid AG
Herausforderungen im operativen Netzbetrieb des Winters 2015/2016

Turhan Hilmi Demiray
ETH Zürich
Risikobasierte Methoden zur Bewertung der Versorgungssicherheit in kritischen Netzsituationen

Phyllis Scholl
Baer & Karrer
Verantwortung für die Versorgungssicherheit – ist das StromVG lückenhaft?

Renato Tami
ElCom
Herausforderungen in kritischen Netzsituationen für die Schweizer Stromwirtschaft

Maurice Dierick
Swissgrid AG
Welche Einflüsse hat die Wintersituation 2015/2016 auf das strategische Netz 2025 von Swissgrid?


Fragen und Antworten vom Netzforum 2016

Warum hat die Swissgrid die nötigen Transformatoren in den letzten Jahren nicht gebaut? Sind hier Fehler, bzw. Fehleinschätzungen passiert?

Swissgrid hat das Übertragungsnetz erst im Januar 2013 übernommen. Im «Strategischen Netz 2025» hat Swissgrid das Szenario berücksichtigt, dass die zwei Kernkraftwerke Mühleberg und Beznau mittelfristig wegfallen und an diesen Netzknoten keine Einspeisung ins 220-kV-Netz mehr stattfindet. Deshalb sieht das «Strategische Netz 2025» zusätzliche Transformatoren in Mühleberg und Beznau vor. Der kurzfristige temporäre Ausfall der beiden Blöcke im KKW Beznau in Kombination mit tiefen Seeständen in der Speicherseen und niedrigen Flusswasserkrafterzeugung im letzten Winter, ist in dieser Mittelfristplanung noch nicht berücksichtigt. Für den Transformator in Beznau hat Swissgrid deswegen im Zusammenhang mit der angespannten Energie- und Netzsituation vom letzten Winter eine Repriorisierung vorgenommen. Mit der beschleunigten Beschaffung sowie der geplanten Inbetriebnahme des 380kV/220kV-Kuppeltransformators in Beznau im Winter 2016/2017 wird die Importsituation in einem ersten Schritt punktuell verbessert.

Besonders zu betrachten ist, dass der Transformator in Mühleberg die Spannungsumstellung der Leitung Bassecourt – Mühleberg auf 380kV bedingt. Swissgrid kann und darf keine Transformatoren "auf Vorrat" beschaffen, die dann nicht einsatzfähig sind. Es braucht vor allem Planungssicherheit bei den Bewilligungsverfahren, um stets rechtzeitig ein bedarfsgerechtes Netz vorhalten zu können.

Beim Transformator Beznau kann das Argument von langen Bewilligungszeiten nicht gelten, da es sich nicht um eine Leitung handelt. Wieso forcierte Swissgrid dieses Projekt trotzdem nicht früher?

Bei der Entwicklung des «Strategischen Netzes 2025», welches in die Mehrjahresplanung 2016 eingeflossen ist, wurde in den beiden Szenarien „On Track“ und „Slow Progress“ für 2025 die Ausserbetriebnahme der Kernkraftwerke Beznau und Mühleberg berücksichtigt. Um die wegfallende Einspeisung in die 220-kV-Ebene an diesen Netzknoten zu kompensieren, ist unter anderem die Installation eines 380-/220-kV-Kuppeltransformators in Beznau (Projekt 5 "Beznau – Mettlen") vorgesehen.

Der kurzfristige temporäre Ausfall der beiden Blöcke im KKW Beznau im letzten Winter ist in dieser Mittelfristplanung noch nicht berücksichtigt. Mit der beschleunigten Beschaffung sowie der geplanten Inbetriebnahme des 380kV/220kV-Kuppeltrafos in Beznau im Winter 2016/2017 wird die Importsituation in einem ersten Schritt punktuell verbessert.

Wie werden zukünftige Herausforderungen angegangen? Ist die Swissgrid für eine Umsetzung der Atomausstiegsinitiative gewappnet?

Ein Ausstieg aus der Kernenergie bedeutet kurzfristig die Reduktion der Produktion in der Schweiz. Die fehlende Energie muss zusätzlich importiert und zu den Verbrauchszentren geführt werden. Der Kernenergieausstieg ist nur schrittweise möglich, erfordert eine gute Planung sowie die zeitgleiche Realisierung der notwendigen Ersatzmassnahmen im Netz – wie dies Swissgrid im «Strategischen Netz 2025» aufzeigt. Ein zusätzlicher Import zur Deckung des Energiedefizits im Winter ist mit der derzeit vorhandenen Netzinfrastruktur technisch noch nicht umsetzbar. Werden längerfristig die Produktionsausfälle der Kernkraftwerke durch Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen ersetzt, so müssen wegen dem stochastischen Produktionsmuster die Energie teilweise in Speichern zwischengespeichert werden und der Verbrauch der Endverbraucher nach Möglichkeit zeitlich gesteuert werden können.

Wie hat man in der Vergangenheit das Abschalten von AKW wegen betrieblichen Problemen geplant, wenn schon die Pausen von zwei AKWs solche Probleme gezeigt haben?

In der Vergangenheit war jedes Überlandwerk für die Versorgungssicherheit einer Region zuständig. Swissgrid kann sich nur aus heutiger Sicht zu solchen Situationen äussern. Grundsätzlich muss man  unterscheiden zwischen Abschalten wegen betrieblichen Problemen und Abschalten aufgrund geplanter Wartungs- und Instandhaltungsmassnahmen. Im Falle von betrieblichen Problemen wird der Ausfall zuerst durch den Einsatz von Systemdienstleistungen kompensiert, und nach zwei Stunden Ausfalldauer muss der Ausfall durch Einsatz anderer Kraftwerke oder Beschaffung kompensiert werden. Instandhaltungsmassnahmen werden über die operative Planung von Swissgrid in die Netzplanung eingespielt und werden durch topologische Massnahmen im Netz behoben; oder wie im letzten Winter durch die Entwicklung und den Einsatz von zusätzlichen Systemdienstleistungen.

Welche kurzfristigen Anpassungen hat ein dauerhafter Wegfall von Beznau I und II im strategischen Netz zur Folge?

Keine – der Wegfall von Beznau I und II wurde bereits berücksichtigt durch die geplante Beschaffung eines Transformators. Diese Beschaffung wurde jetzt beschleunigt. Darüber hinaus gehen wir heute davon aus, dass das «Strategische Netz 2025» nach wie vor Gültigkeit hat.

Hat Swissgrid das Risikomodell von Turan Demiray (Netzforschungsstelle ETH Zürich) in der Entwicklung ihrer Netzwerkstrategie 2025 zugrunde gelegt?

Als einer der wenigen Übertragungsnetzbetreiber in Europa hat Swissgrid stündliche Berechnungen (8760h/Jahr) für sämtliche Szenarien durchgerechnet. Zusätzlich wurden Stresstest-Berechnungen (Kaskaden-Risiko) durchgeführt. Darüber hinaus wurden die Ausbaumassnahmen entsprechend dem Gefahrenpotential bei Netzausfällen priorisiert. Dies entspricht im Ansatz dem Modell von Turan Demiray.

Warum werden an der Grenze zu Italien und Deutschland keine Phasenschieber zur Flusskontrolle eingesetzt?

Die Schweiz ist eines der Länder mit den höchsten Transitflüssen in Europa. Das ist durch die geografische Lage zwischen den drei grössten Strom-Produzenten- bzw. Konsumentenstaaten Frankreich, Deutschland und Italien natürlich gegeben. Als Problem zur Flusskontrolle stellt sich allerdings nicht das hohe Transitflussvolumen, sondern die Anbindung mit dem Ausland. Insgesamt gibt es mit Deutschland 12 und mit Italien 12 Grenzleitungen, die allesamt für die Importe und Exporte gebraucht werden. Eine Flusskontrolle würde sich daher nur mit einer nahezu vollständigen Phasenschieber-„Besetzung“ an allen Grenzleitungen realisieren lassen. Von den geografischen Gegebenheiten abgesehen (grosse Phasenschieber brauchen gesamthaft Flächen eines halben Fussballfeldes) ist die Wirtschaftlichkeit und Umsetzbarkeit innerhalb der Schweiz somit sehr fraglich.

Wurden Pläne für HVDC Übertragungsleitungen analysiert?

Swissgrid verfolgt die technologische Entwicklungen genau: es befinden sich einige Leitungsprojekte in Vorstudien, wo diese Technologie gegebenenfalls zum Einsatz kommen kann. Diese Technologie ändert allerdings nichts am Bewilligungsverfahren und ist genauso mit der gleichen Planungsunsicherheit konfrontiert wie konventionelle Wechselstrom-Leitungen. Zudem braucht es zusätzliche Stromrichter-Anlagen für die Gleichstrom-Wechselstrom-Konversion.

An ElCom: Die fast ewig dauernden Bewilligungsverfahren sind volkswirtschaftlich enorm kostentreibend - wie könnte sich die ElCom stärker für die Behebung dieses Umstandes einsetzen, und wo bräuchte sie dabei Unterstützung aus der Politik und aus der Branche?

Renato Tami, Geschäftsführer ElCom:
Ich teile Ihre Sorge um das Problem der langwierigen Bewilligungsverfahren. Die Verfahren werden durch das Bundesamt für Energie (BFE) geführt. Die ElCom ist als Fachbehörde in Bezug auf die Frage der Wirtschaftlichkeit und Effizienz involviert. Das BFE hat mit der Energiestrategie 2050 und der Netzstrategie dem Parlament Vorschläge zur Beschleunigung der Bewilligungsverfahren unterbreitet (z.B. Verkürzung Rechtsmittelweg, Behördenfristen, Auslagerung der Verfahren an Dritte). Die ElCom erhofft sich davon auch eine Beschleunigung der Verfahren. Die ElCom wird mit Nachdruck auf die Realisierung derjenigen Projekte drängen, die für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit prioritär zu behandeln sind (z.Bsp. Bassecourt-Mühleberg oder Rhonetalleitung) und im Rahmen ihrer Kompetenzen, Vorschläge für eine effiziente Verfahrensführung einbringen.

War es ein Problem, den Markt einzuschränken oder ist dies auch in Zukunft als nicht letztes Mittel denkbar?

Die Bewältigung der Winter-Situation sowie der Einsatz von einzelnen Massnahmen richteten sich nach dem Grundsatz der Verhältnismässigkeit. Ziel von Swissgrid war es, die angespannte Energie- und Netzsituation soweit möglich mittels marktbasierten Massnahmen zu bewältigen. Entsprechend wurden marktseitig jene Massnahmen mit Priorität verfolgt, die zu einer Stärkung des Marktes resp. des Preissignals führten. Hierzu zählten beispielsweise die frühzeitige Beschaffung von Regelleistung sowie die Erhöhung der Preisobergrenzen für positive Tertiärregelenergie.

Wo sich eine marktbasierte Lösung nicht vollends umsetzen liess (z.B. für die knotenscharfe Reservierung von Redispatchenergie), wurden die Marktgegebenheiten soweit möglich mitberücksichtigt (z.B. mittels einer marktorientierten Vergütung).

Markteinschränkungen wurden so gering wie möglich gehalten. Entsprechend wurde beispielsweise auf eine frühzeitige Beschränkung der Transite durch die Schweiz verzichtet. Diese Massnahme wurde aber für den möglichen Fall einer Verschärfung der Lage vorbereitet.

Welches sind aus Sicht Swissgrid die wichtigsten Partner, um die Versorgungssicherheit weiter zu entwickeln? Wo sind die Hindernisse aktuell noch am grössten?

Gemäss EnG und StromVG ist die Verantwortung der Versorgungssicherheit auf eine Vielzahl an Akteure verteilt. Die Energieversorgung ist gemäss Art.4 Absatz 2 EnG Sache der Energiewirtschaft. Bund und Kantone sorgen mit geeigneten staatlichen Rahmenbedingungen dafür, dass die Energiewirtschaft diese Aufgabe im Gesamtinteresse optimal erfüllen kann.

Gemäss Art. 8 StromVG ist Swissgrid u.a. für die Bereitstellung eines leistungsfähigen und effizienten Netzes zuständig. Hingegen haben die Verteilnetzbetreiber eine Anschlusspflicht gegenüber allen Endverbraucher innerhalb der Bauzone und ganzjährig bewohnter Liegenschaften und Siedlungen ausserhalb der Bauzone sowie allen Elektrizitätserzeugern. Daneben besteht eine Lieferpflicht gegenüber den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, die auf den Netzzugang verzichten (Art. 5&6 StromVG) und haben die Bilanzgruppen die Verantwortung der ausgeglichene Bilanz (Art. 23 StromVV und Bilanzgruppen-Vertrag. Aus Sicht Swissgrid kann die Weiterentwicklung der Versorgungsicherheit nur in Zusammenarbeit mit allen Partnern vorangetrieben werden.

Eine der elementaren Herausforderungen bzw. Hindernisse stellen dabei die zahlreichen Schnittstellen zwischen den Akteuren und Marktrollen dar. Zu diesem Zweck hat Swissgrid in April die Arbeitsgruppe «Verantwortung Energieversorgung Elektrizität» gegründet.

Frage zu Transparenz im SDL Markt: Tertiärregelleistung (TRL) vs. Sekundärregelleistung (SRL) Markt – wieso ist der Markt für SRL nicht voll transparent? Im Gegensatz zu TRL werden bei SRL nur die bezuschlagten und nicht alle eingereichten Gebote von Swissgrid veröffentlicht. Warum?

Der Markt für Sekundärregelleistung ist weniger liquide als der Markt für Tertiärregelenergie. Um zu vermeiden, dass einzelne Anbieter Marktmacht ausüben können, werden deshalb für SLR nur die zugeschlagenen Angebote veröffentlicht.

Was bedeutet rechtzeitige Beschaffung von SDL? Wenn frühzeitig beschafft würde, hätte die Wintersituation wahrscheinlich vermieden werden können.

Swissgrid beschafft die Regelenergie grundsätzlich kurzfristig auf Basis der Vorwoche. In der Wintersituation 2015/16 hat sich Swissgrid entschieden, aufgrund der angespannten Energie- und Netzsituation eine Mindestmenge der Regelleistungsprodukte Sekundärregelleistung (SRL) und Tertiärregelleistung (TRL) für die Monate Februar bis April 2016 vorzeitig zu beschaffen. Die stufenweise Beschaffung, welche die Wochenprodukte für die Kalenderwochen 5 bis 18 im Jahr 2016 umfasste, wurde in drei Tranchen Mitte Januar, Mitte Februar und Mitte März 2016 durchgeführt.

Die Konstellation der Wintersituation 2015/16 hätte nicht alleinig durch eine frühzeitige Beschaffung Regelenergie verhindert werden können. Swissgrid prüft jedoch auch für die Zukunft, ob durch ein geändertes Beschaffungsmodell die Verfügbarkeit von Regelenergie unter solchen Umständen besser gesichert werden kann.

Wie kann es sich um eine dezentrale Marktwirtschaft handeln, wenn 1 TSO und 2.5 grosse KWBs die kritische Situation lösen?

Die Bewältigung der angespannten Energie- und Netzsituation im Winter 2015/2016 war nicht allein das Ergebnis einer Zusammenarbeit von Swissgrid mit zwei oder drei grossen Kraftwerksbetreibern. Die ergriffenen Massnahmen wurden in Zusammenarbeit mit weiteren Akteuren umgesetzt, insbesondere den benachbarten Übertragungsnetzbetreibern, Partnern aus der Industrie sowie mit den zuständigen Behörden. Der Vertrag zur befristeten Reservierung von Redispatchenergie wurde beispielsweise mit sieben betroffenen Kraftwerksbetreibern abgeschlossen.

Frage an Swissgrid: Wieso wurde der Import vor der Winterkrise 2015 um 1.5 GW zurückgefahren – ElCom scheint es nicht zu wissen?

Ab Oktober 2015 war die Netzsituation angespannt. Die Transformatoren stiessen öfters an ihre Belastungsgrenze. Die Transformatoren mussten deshalb mittels Redispatchmassnahmen im Echtzeitbetrieb entlastet werden. Zusätzlich wurde auch der Import-NTC am Norddach reduziert, mit dem Ziel, die physikalischen Lastflüsse durch die Schweiz und damit die Belastung der Transformatoren zu verringern.

Die Schwankungen der verfügbaren Übertragungskapazität DE → CH erschwert den Stromhandel. Die Unsicherheit im Schweizer Markt steigt an. Setzt man hier als Swissgrid die falschen Anreize?

Swissgrid ist sich der Wichtigkeit der verfügbaren Importkapazitäten für die Stromversorgung bewusst. Aus diesem Grund werden in der Arbeitsgruppe «Verantwortung Versorgungssicherheit Elektrizität» derzeit gemeinsam mit der Branche Vorschläge erarbeitet, wie die Kommunikation von marktrelevanten Informationen wie Nettoimportkapazität und NTC optimiert werden kann. Die tatsächlich verfügbare Grenzkapazität ist aber letztlich immer von einer Vielzahl an nationalen und internationalen Faktoren abhängig, welche sich auch kurzfristig ändern können (z.B. Windeinspeisung). Deshalb sind NTC-Vorhersagen immer mit Unsicherheit behaftet.

Wer trägt die Verantwortung, dass Bilanzgruppenverantwortliche (BGV) ihre Energiegeschäfte abwickeln können?

Es liegt grundsätzlich in der Verantwortung der BGV, ihre Energiegeschäfte abzuwickeln. Für die Abwicklung von Energiegeschäften muss eine ganze Reihe von Komponenten funktionieren. Dazu gehört Beispielsweise das Funktionieren von Handelssystemen, das Verfügbar sein von Kommunikationskanälen, je nach Geschäft auch die «Liquidität» im Grossmarkt, sowie auch die Verfügbarkeit des Bilanzgruppenmanagements bei Swissgrid.

Gute Preise im Herbst können auch in Zukunft vorkommen. Wie stark ist Swissgrid abhängig von den Speicherkraftwerken? Müssen neue Anreize für den Winter geschaffen werden? Stichwort: Vergütung der Wasservorhaltung.

Speicherkraftwerke spielen heute für die Erbringung von Regelenergie für die Schweizer Regelzone eine zentrale Rolle. Dies trifft insbesondere auf die Sekundärregelleistung zu, welche heute fast ausschliesslich von Schweizer Speicherkraftwerken erbracht wird. Die Beschaffung von Primärregelleistung erfolgt im Verbund mit anderen europäischen Übertragungsnetzbetreibern, was zu einer Verbreiterung des Angebots führt. Im Bereich Tertiärregelleistung stehen mit Anbietern anderer Technologien (beispielsweise Notstromaggregaten oder Photovoltaik- oder Windenergie) Alternativen zur Speicherkraft zur Verfügung. Swissgrid untersucht Massnahmen, um mittelfristig auch im Bereich Sekundärregelleistung die heutige Abhängigkeit von Speicherkraftwerken zu vermindern.

Das strategische Netz sieht zusätzliche Importkapazität (insbesondere Kuppeltrafos) im Hinblick auf den mittelfristigen Wegfall von Mühleberg und Beznau vor. Wie sicher ist es, dass dieser zusätzliche Importkapazität auch von Seiten der ausländischen TSOs (insbesondere Deutschland) bereitgestellt werden kann? Dies vor dem Hintergrund, dass die heutigen Transite von Nord- nach Süd-D bereits dort zu Engpässen im deutschen Netz führen?

Es ist richtig, dass bereits heute bei hoher Stromeinspeisung aus Windkraft in Deutschland die Exportflüsse von Deutschland in die Schweiz durch die deutschen Netzbetreiber reduziert werden müssen. Von solchen Situationen abgesehen, ist heutzutage jedoch meistens die Belastung der Transformatoren in der Nordschweiz das limitierende Element für die Festlegung des NTC am Norddach im Winter. Eine Erhöhung der Transformatorenkapazität hilft mit, diesen Engpass zu beseitigen.

Wie wird sich mit der Realisierung des strategischen Netzes 2025 das Netznutzungsentgelt für die Netzebene 1 entwickeln?

Swissgrid versteht sich als wichtige Partnerin der Schweizer Wirtschaft und hat in den vergangenen Monaten und Jahren bereits zahlreiche Massnahmen für eine hohe und gleichzeitig kosteneffiziente Versorgungssicherheit unternommen. Diese Anstrengungen setzen wir kontinuierlich fort um der Schweizer Wirtschaft auch zukünftig bestmögliche Konditionen für Netzkosten und Systemdienstleistungen anbieten zu können.

Der Bericht über das «Strategische Netz 2025» beinhaltet die Netzplanung für die kommenden 10 Jahre und zeigt auf wie zukünftige Versorgungsaufgaben und Abtransporte der Schweizer Produktion sicher und kosteneffizient erfüllt werden können.

Hinzu, basierend auf der langfristigen Tarifpolitik von Swissgrid, konnten die Kosten in den letzten Jahren ungefähr gleichbleibend gehalten werden. Die Beibehaltung der durchschnittlichen Kosten ist nur durch die Optimierung bei der Beschaffung der Systemdienstleistungen gelungen. Die Tarife für die Netznutzung sind u.a. durch Entscheide des Bundesverwaltungsgerichts und des Bundesgerichts bezüglich den anrechenbaren Netznutzungstarifen gestiegen. Als ein durch die ElCom reguliertes Unternehmen unterliegt Swissgrid zudem sehr restriktiven Rahmenbedingungen. So werden insbesondere die von Swissgrid publizierten Tarife von der ElCom kritisch überprüft und freigegeben.

Swissgrid unternimmt wie dargelegt viele Massnahmen, um für die Schweizer Wirtschaft auch weiterhin kosteneffizient und zuverlässig ihre Dienstleistungen erbringen zu können. Die Modernisierung des Übertragungsnetzes ist und bleibt dabei ein Schlüsselfaktor für eine nachhaltige Energiezukunft. Die hierfür notwendigen Investitionen bedingen finanzielle Mittel, was durch eine entsprechend abgestimmte Tarifierung ermöglicht wird.


3. Netzforum 2015

Das dritte Netzforum von Swissgrid ist am Dienstag, 12. Mai 2015 im Verkehrshaus Luzern durchgeführt worden. Im Fokus der Veranstaltung stand das «Netz 2025». Rund 200 Teilnehmende aus der Energie- und Finanzbranche, Politik, Wirtschaft und Wissenschaft informierten sich über die Planung von Swissgrid für die Modernisierung und den Ausbau des Übertragungsnetzes in den nächsten 10 Jahren. Mit interessanten Referaten, spannenden Publikumsfragen und kontroversen Gesprächsrunden wurde das Thema aus verschiedenen Blickwinkeln betrachtet. Den Networking Lunch nutzten die Teilnehmenden für einen regen Austausch und ausführliche Diskussionen untereinander. Umrahmt wurde die Veranstaltung von der Grid Expo. Wie bereits im Jahr 2013 wurde die Veranstaltung von Rolf Schmid, TEAG Advisors AG, moderiert.


2. Netzforum 2013

Das 2. Netzforum stand am 22. November 2013 ganz im Fokus «Chancen und Risiken: Optionen zur Flexibilisierung des Stromversorgungssystems». Rund 150 Experten aus der Energiebranche, Politik und Wirtschaft, aber auch aus dem Finanzbereich, den Grossverbrauchern, der Wissenschaft und den Medien folgten der Einladung nach Luzern. Namhafte Referenten aus der Schweiz und aus den Nachbarstaaten berichteten am Vor- und Nachmittag über die Herausforderungen für einen nachhaltigen und zukunftsfähigen Strommarkt. Die Veranstaltung wurde moderiert von Rolf Schmid, TEAG Advisors AG.

 
1. Netzforum 2012

Das 1. Netzforum fand erstmalig am 4. Dezember 2012 im Hotel Astoria in Luzern statt. Die Veranstaltung stand unter dem Thema: «Stresstest Netze: Neue Anforderungen an die Schweizer Stromnetze».

Eingeladen wurden Experten aus der Energiebranche sowie Vertreter aus Politik und Wirtschaft. Am Vormittag informierten Fachexperten von der Swissgrid zu wichtigen operativen Themen. Der Nachmittag wurde der Strategie Stromnetze, Detailkonzept im Rahmen der Energiestrategie 2050 des Bundes, sowie der Netzentwicklung in Europa gewidmet. Abschliessend fand eine Podiumsdiskussion statt, an welchem Energieexperten aus diversen Bereichen Stellung bezogen.

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Massimo Loreti Kundenbetreuer Massimo Loreti steht Ihnen gerne zur Verfügung.




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VERANSTALTUNGSHINWEIS

Das 5. Netzforum findet am 18. Mai 2017 im
Verkehrshaus Luzern statt

Impressionen vom Netzforum 2016