Disruption konkret

Es fängt harmlos an – und ändert dann eine ganze Branche. Wer den Umstieg von der alten Vinylschallplatte zur CD erlebte, empfand das schon damals als etwas ganz Großes. Aber etwas noch viel Größeres erwuchs daraus 15 Jahre später – die Vermarktungswege der Musikindustrie änderten sich fundamental. CDs mussten genauso über den Ladentisch geschoben werden wie die Vinyl-Schallplatte. Die Digitalisierung erlaubte dann aber den Wechsel zum Online-Streaming, was jeder Musikverlag mit einem kleinen technischen Schritt hätte erreichen können. Doch das Geschäft machen jetzt Apple und Co. „So hole ich die Zuhörer bei meinen Vorträgen immer ab“, sagt Horst Neunaber, der bei SAP im Bereich strategische Innovation arbeitet.

Eigentlich geht es ihm nicht um Musik, sondern um Energie. Und da ist es ihm zu wenig, was er hört. „Wir haben Kontakt zu 3.000 Versorgern“, sagt er. „Viele haben keine Vorstellung, was aus der Digitalisierung erwachsen könnte.“

Die Partner von Enera treten an, das zu ändern. 75 Unternehmen, Institute und Stadtwerke bewerben sich damit unter Führung des norddeutschen Energieunternehmens EWE beim Bundeswirtschaftsministerium für das Förderprogramm „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“. Der Umfang ist beeindruckend. Bei einem Zuschlag sollen 200 Millionen Euro in vier Jahren ausgegeben werden. Das Ministerium hat 80 Millionen Fördergelder für mindestens zwei Projekte vorgesehen. Der nicht geförderte Teil wird von den Partnern in Enera aufgebracht. Einer der Hauptsponsoren ist SAP. „Wir wollen unter Beweis stellen und zeigen, dass es eine neue Energy Experience mit neuen interessanten Services für den Endkunden gibt“, sagt Neunaber. Es gibt ja bereits etliche Start-ups, die losrennen, wenn sie die Möglichkeit dazu bekommen.

Am Anfang des Projekts stand ein Konsultationspapier des Bundeswirtschaftsministeriums im September 2013. Auf 20 Seiten legten die Experten aus dem Ministerium die Herausforderungen der Energiewirtschaft dar. EWE konsultierte 150 mögliche Partner, darunter Forschungsinstitute, Stadtwerke und Unternehmen. Am Ende blieben 75 übrig, darunter 40 aus der Wirtschaft. „Spannenderweise waren viele Unternehmen dabei, die nicht aus der klassischen Energiewirtschaft kommen“, sagt EWE-Projektmanager Ulf Brommelmeier.

Über eineinhalb Jahre haben die Beteiligten rund 60 sogenannte Use-Cases entwickelt. Das sind Ausarbeitungen zu Anwendungen der Digitalisierung und deren Umsetzung. Grundlage sind bis zu 40.000 Messpunkte in dem Modellnetzgebiet, das die Landkreise Aurich, Wittmund, Friesland und die Städte Emden und Lingen umfasst. Dort leben 390.000 Menschen in 200.000 Haushalten. Bereits heute speisen die Windkraft- und Photovoltaikanlagen 70 Prozent mehr Energie ein, als dort verbraucht wird. Es gibt ländliche Bereiche mit einem Überschuss in der Erzeugung und städtische Zonen mit hoher Last. Im Februar 2015 folgte vom Bundeswirtschaftsministerium die Ausschreibung des Vorhabens, im Mai die Bewerbung von Enera. Die Entscheidung soll noch dieses Jahr fallen.

Das Verteilnetz mit regionalen Orderbüchern stabilisieren

Ein zentraler Bestandteil von Enera ist eine Datenplattform. Sie wird gespeist mit Prognose-, Verbrauchs-, Erzeugungs-, Netzzustands- und Marktdaten und soll erlauben, diese miteinander zu verschränken und nutzbar zu machen. „Wir möchten bei Enera das Zusammenspiel der Marktteilnehmer ausprobieren und demonstrieren“, sagt Rolf Apel aus der Siemens Energy Management Division. Die IT-Architektur wurde von EWE, SAP, Siemens und Ernst & Young, die auch Partner im Enera-Konsortium sind, zusammen entwickelt. Jens Külper, Executive Director Power & Utilities bei Ernst & Young, will damit auch die Möglichkeit nutzen, „Standards zu generieren, die dann in Verordnungen übernommen werden können“.

Dabei soll die Datenplattform nicht nur dazu dienen, Elektrizitätsversorgern neue Geschäfts- und Einnahmemöglichkeiten zu schaffen. Sie dient auch der ureigensten Herausforderung der Energiewende, Erzeugung und Verbrauch auszugleichen und trotz hoher Einspeisung von Erneuerbaren den Netzausbau in Maßen zu halten.

Zum einen sollen Erzeugungsanlagen, Batteriespeicher und Lasten auf den Energiemärkten Netzdienstleistungen anbieten können. Derzeit ist das aber nur für das Übertragungsnetz möglich. Enera will eine Möglichkeit schaffen, derartige Flexibilitäten auch für das Verteilnetz nutzbar zu machen. Die Betreiber, die Regelenergie auf den überregionalen Marktplätzen anbieten, sollen sie dazu in sogenannten regionalen Orderbüchern für ein Verteilnetz markieren können. Das kann zum Beispiel mit einer Art Postleitzahl für eine der rund 35 Umspannwerk-Netzregionen im Modellgebiet geschehen. Wenn sich ein Engpass im Verteilnetz abzeichnet, könnte der Netzbetreiber dann zum Beispiel negative Wirk- oder Blindleistung in diesem Verteilnetz einkaufen. Das würde ihm helfen, die lokale Netzbelastung im Rahmen zu halten.

Betreiber profitieren

„Derzeit kann der Netzbetreiber eine Windkraftanlage nur abregeln“, erklärt Brommelmeier. „In Zukunft kann der Betreiber der Windkraftanlage zum Beispiel die Dienstleistung verkaufen, dass sie Blindleistung einspeist, um das Netz stabil zu halten.“ Er kann damit Geld verdienen, gleichzeitig muss der Verteilnetzbetreiber das Netz weniger stark ausbauen und spart Kosten, die er sich vom Stromverbraucher wiederholen würde. Eine typische Win-win-Situation und einer der geplanten Anwendungsfälle. Das Modell passt zum Ampelmodell des BDEW. Bei grünem Netzzustand dürfen alle einspeisen, beim gelben Betriebszustand fragt der Netzbetreiber über den Marktplatz Flexibilitäten an, nur beim roten Betriebszustand muss er nach wie vor abregeln.

Man könnte natürlich einen rein lokalen Marktplatz schaffen. Doch dann ist der Anreiz für potenzielle Teilnehmer zu klein, so die Beteiligten. Erst dadurch, dass Betreiber sowohl für lokale Bedürfnisse im Verteilnetz als auch für überregionale Regelleistung für das Übertragungsnetz anbieten können, lohnt sich für sie der Aufwand.

Ulf Brommelmeier sieht die regionalen Orderbücher zunächst als Möglichkeit für die größeren Anlagen, auch wenn das System ebenfalls für die Einbindung von zum Beispiel Hausspeichern demonstriert werden soll. Um die größeren Anlagen einzubinden, muss man die Kleinanlagen nicht mit der Kommunikationsinfrastruktur ausstatten. Es reicht eine bestimmte Anzahl an Messpunkten im Netz. „Heute kann man noch nicht sagen, mit welcher Kleinteiligkeit das nötig ist“, sagt Ulf Brommelmeier. Das herauszubekommen ist eine Aufgabe von Enera, und ist interessant, da seit Langem darüber diskutiert wird, welche Kommunikationsinfrastruktur für die Energiewende nötig ist.

Im Zusammenhang mit der Solarstromeinspeisung wurde schon viel über Alternativen zu einer direkten (Fern-)Steuerbarkeit kleiner Anlagen auf Einfamilienhausdächern diskutiert. In Diskussion sind auch lokale Regelungen, mit denen Anlagen zum Beispiel auf die lokale Spannung reagieren, um das Netz zu stabilisieren. An einem diesbezüglichen Netzversuch ist der Wechselrichterhersteller Fronius beteiligt. Danach können auch intelligente Regelungen in den Wechselrichtern selbst das Netz entlasten (pv magazine September 2015, Seite 27, und März 2014, Seite 40).

Ein Blick auf die Zahlen – 40.000 Messsysteme, 200.000 Haushalte – zeigt, dass das Enera-Projekt weit entfernt von einem so weitgehenden Smart-Meter-Rollout ist, wie ihn der Gesetzentwurf zur Digitalisierung der Energiewende vorsieht. „Wir wollen die Rollout-Diskussion nicht führen“, sagt Brommelmeier. „Uns geht es darum, neue Lösungen zu entwickeln.“

Blackout vermeiden

Spricht man über Smart Meter, dauert es nicht lange, bis das Stichwort Blackout fällt. In dem gleichnamigen Roman legen Hacker zwei Wochen lang das europäische Stromsystem lahm, was den Kontinent in die Barbarei zurückfallen lässt. Die Verwundbarkeit einer so komplexen Infrastruktur ist – von allen Experten anerkannt – ein wichtiges Thema. An der Universität Bremen forscht Pablo Thier in dem Projekt Resystra daran, die Versorgungssicherheit mithilfe eines Leitkonzeptes zu erhöhen. Wenn einfache Regeln beachtet würden, sei schon viel gewonnen. „Zum Beispiel, dass es eine zweite Kommunikationsinfrastruktur gibt, die nicht von der gleichen Stromversorgung abhängt“, sagt Thier.

Den Königsweg scheint es nicht zu geben, im Energiesystem muss einfach sehr viel bedacht werden. Die Forscher haben sich zum Beispiel mit der Regelung von Einspeisung und Verbrauch mithilfe von Preissignalen beschäftigt. Wenn Stromüberfluss herrscht, sind die Preise niedrig, wenn Strommangel besteht, teuer. Wer einen Speicher hat, kann dann den Strombezug betriebswirtschaftlich und gleichzeitig netzdienlich optimieren. Doch dieses System verstärkt möglicherweise Schwankungen, statt sie zu dämpfen, weil sich alle kollektiv nach den gleichen Signalen richten, so das Ergebnis von Thiers Bremer Kollegen um Stefan Bornholdt.

Die energiewirtschaftliche Komponente der Digitalisierung kann teilweise losgelöst von den neuen Geschäftsmodellen, die Enera vorhat, betrachtet werden. Allerdings gibt es bei einem Teil der Anwendungen Überschneidungen bezüglich der Daten, die erhoben werden müssen, und der Infrastruktur. Im übertragenen Sinne dienen die energiewirtschaftlichen Komponenten dazu, das Netz stabil zu halten. Die neuen Geschäftsmodelle dienen, abgesehen vom möglichen Kundennutzen, dazu, neue Erlösmodelle für die Versorger zu schaffen, deren bisheriges Geschäftsmodell von Stromein- und -verkauf allmählich obsolet wird.

Das Energiehaus B-10 ist Horst Neunabers liebstes konkretes Beispiel für neue Geschäftsmodelle und steht in Stuttgart. Ein schön anzusehendes Gebäude in Bauhaus-Architektur, das dank Photovoltaik mehr Strom erzeugt, als die Bewohner verbrauchen würden, und das dazu noch viel Energiemanagement-Technik enthält. „Energieversorger sollten doch versuchen, da hineinzukommen“, sagt der SAP-Experte. Kunden wollten sich nicht um die Technik kümmern und seien froh, wenn ihnen das jemand abnimmt. „Das ist ein Geschäft für den, der es anbietet“, sagt Neunaber.

Ihm geht es darum, dass sich die Energieversorger, aber auch andere Unternehmen, um Kundenwünsche kümmern. Man müsse Dienstleistungen miteinander verbinden und Pakete schnüren. Zum Beispiel lasse sich der E-Bike-Verleih mit der Stromversorgung verbinden. Oder – um in der Solarbranche zu bleiben – den Speicher mit einem eigenen Anteil. Der Versorger reserviert zum Beispiel 50 Prozent der Kapazität für den lokalen Energiehandel und erwirtschaftet Zusatzerlöse. Ein anderes Beispiel: Der Versorger verkauft einem Kühlhaus nicht nur den Strom, sondern gleich auch noch den Betrieb. Dann kann er zusätzlich Lastmanagement betreiben.

Bei Enera geht es darum, diese neue Welt zu ermöglichen. Es soll eine offene Plattform sein.

Jenseits der Killer-App

Ulf Brommelmeier warnt davor, in der Diskussion die „Killer-App“ zu suchen, durch die alleine das System volkswirtschaftlich rentabel würde. Die Kombinatin aus vielen Apps und Anwendungen, die wir teilweise noch nicht einmal erahnen, sei die Perspektive. Als weitere mögliche Anwendung nennt er zum Beispiel die Abrechnung. So mancher Verbraucher ist heute von der Jahresabrechnung überrascht. Die neuen Systeme erlauben, auch unterjährig zu informieren. Big Data macht es möglich, anhand der Stromverbrauchsdaten Hinweise zum Stromsparen zu geben. Zum Beispiel, ob der Kühlschrank überdurchschnittlich viel Strom zieht, wie hoch der Anteil nicht ausgetauschter Glühlampen ist oder was ein neuer Fernseher bringen würde.

Digitalisierung ist in der Solarbranche teilweise in Verruf geraten. Das liegt unter anderem an dem Streit um das Smart-Meter-Rollout, das mit dem jetzt vorgelegten Gesetzentwurf konkret wird (siehe Artikel: Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende). Mit Enera hat das nicht direkt etwas zu tun.

Im Gegenteil. Die Enera-Partner wollen laut Systemskizze einen Wandel vom statischen zum dynamischen System, das unbekannte Entwicklungen erlaubt. Sie legen Wert auf marktübliche Mechanismen und haben das Ziel, dass die volkswirtschaftlichen Kosten nicht steigen. Der Gesetzentwurf legt dagegen eine teure Technik fest und zwingt alle, diese zu benutzen. Dazu gehört das aktive Einspeisemanagement für alle Photovoltaikanlagen über sieben Kilowatt Anlagenleistung und eine große Anzahl von Messpunkten bei den Verbrauchern.

Spricht man mit Experten, legen etliche nahe, erst einmal Ergebnisse abzuwarten. Bezüglich der neuen Geschäftsmodelle wäre es durchaus vorstellbar, so hört man, Kunden vom Mehrwert zu überzeugen, statt sie zum Einbau zu zwingen und ihnen dann die Rechnung zu schicken. Denn dann könnten sie sich freiwillig für Smart Meter entscheiden. (Michael Fuhs)