50,2 4/2020 by sig-media

ISSN 2199-4102 · www.50komma2.de

MAGAZIN für intelligente Stromnetze

04.2020 IT und Prozesse Intelligenz für hybride Energieinfrastruktur. PSI Energy Cloud

Smart Metering Zukunftsgerichtete Kommunikation Antennen für 450 MHz und 5G 34

Service und Instandhaltung Fernzugriff auf Smartphone-Kamera Pilotprojekt bei RheinEnergie 38

Im Heft

Branchenguide

ELEKTROMOBILITÄT 2020 · 2021 Best Practice Beispielhafte Projekte und Technologien

Unternehmensporträts Wichtige Anbieter für Elektromobilität

Anbieterverzeichnis Marktteilnehmer und Angebote im Überblick

Verlag

Gemeinsam steuern

Sonderthema

REDISPATCH

2.0 ab Seite 14

Inhalt

50,2 Magazin | 04.2020 Foto Titel: iStock

AKTUELL ��03 ZAHLEN & FAKTEN ��13 NETZTECHNIK UND -STEUERUNG SONDERTHEMA: REDISPATCH 2.0

28 | Nachdem ihr zenon OEM-Produkt abgekündigt wurde, setzt die Thüga Energienetze GmbH in ihrer Netzleitstelle auf die Originalsoftware zenon von COPA-DATA. (Foto: Thüga Energienetze GmbH) 24 | Die Stadtwerke Flensburg erprobten eine Power-to-HeatAnlage, um abgeregelten Strom in Wärme umzuwandeln. (Foto: Stadtwerke Flensburg GmbH)

Regeln in der Fläche �� 14 Gesamtsicht auf die Prozesse ��18 Netzberechnung 2.0 ��20 Auf dem Weg zum digitalen Verteilnetz ��22 Wärme aus abgeregeltem Strom ��24

Branchenguide

ELEKTROMOBILITÄT 2020 · 2021 Best Practice Beispielhafte Projekte und Technologien Unternehmensporträts Wichtige Anbieter für Elektromobilität

Anbieterverzeichnis Marktteilnehmer und Angebote im Überblick

IT UND PROZESSE Intelligenz für hybride Energieinfrastruktur ��26 Zurück zum Original ��28

24 Verlag

SONDERTHEMA: ERP-SYSTEME IM WANDEL Zeitvorsprung sichern ��30 Erfolgsgeschichte Non-Commodity ��32

BRANCHENGUIDE ELEKTROMOBILITÄT SMART METERING

Zukunftsgerichtete Kommunikation ��34 Vernetzte Mehrwerte ��36

SERVICE UND INSTANDHALTUNG Fernzugriff auf Smartphone-Kamera ��38 Sicher unterwegs ��39

ELEKTROMOBILITÄT 42 | Basierend auf BlockchainTechnologie hat STROMDAO einen dynamischen Ökostromtarif entwickelt, den auch Stadtwerke anbieten können. (Foto: Pixabay / lukasbier)

Verständigung lernen ��40

ERZEUGUNG UND SPEICHER Flexibler Regionalstromtarif ��42 Windkraft in den Bergen �� 44 Netzstabilisierende Batterien im Wasserkraftwerk ��46

ANBIETERVERZEICHNIS �� 47 UNTERNEHMENSINDEX, IMPRESSUM ��51

SONDERTHEMA: REDISPATCH 2.0

14 | Engpässe im Stromnetz zu vermeiden, lag bislang in der alleinigen Verantwortung der vier Übertragungsnetzbetreiber. Ab Oktober 2021 sind praktisch alle Verteilnetzbetreiber gefordert, im Zuge des sogenannten Redispatch 2.0 einen umfangreichen Beitrag zur Netzstabilität zu leisten. (Foto: Fotolia)

39 39 | Netze BW bietet ein GPS-Notruf-System für den Außendienst. (Foto: Netze BW GmbH)

Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

ROBUST Ormazabal bietet neue Schaltfeldoption für Außenanwendungen

ie Schaltfelder der Ormazabal-Produktfamilien cgm.3, cgm.800 und cgmcosmos können jetzt auch optional für die Außenaufstellung ausgestattet werden. Mit der Neuerung will das Unternehmen eine Lösung für die spezifischen Anforderungen im Bereich Erneuerbare Energien bieten. Zudem seien die Freiluftschaltfelder auch für Industrieanwendungen interessant – dort, wo die Freiluftaufstellung von Mittelspannungsschaltanlage und Transformator auf dem Werksgelände gefragt ist. Die Lösung ist für den Betrieb unter normierten Betriebsbedingungen im Freien ausgelegt. Das Design der Schaltfelder gewährleistet deren ordnungsgemäßen

Betrieb und Haltbarkeit sogar in korrosiven Umgebungen sowie in Bereichen mit hoher Sonneneinstrahlung von bis zu 1.200 W/m². Die Schaltfeldoption für die Außenaufstellung entspricht dem Schutzgrad IP 54 gegen das Eindringen von äußeren Einflüssen wie Staub oder Wasser. Optional ist sie auch mit höherem Schutzgrad IP55 erhältlich. Die Druckentlastung kann in den Kabelschacht oder nach oben erfolgen. Auf Wunsch wird die Schaltanlage zusammen mit Transformator und Niederspannung als Komplettpaket für die Freiluftaufstellung via Plug-and-Play vor Ort geliefert. (ds) www.ormazabal.com/de

Ormazabal bietet jetzt für Schaltanlagen der Produktfamilien cgm.3, cgm.800 und cgmcosmos eine Option für die Außenaufstellung an. (Foto: Ormazabal GmbH) Advertorial

ENERGIEZUKUNFT IN DEUTSCHLAND UND EUROPA TransnetBW verbindet Baden-WürttemDie Energiewende bringt große Veränderungen in Gesellschaft, Wirtschaft und der Entwicklung neuer Technologien. Bis zur erfolgreichen Umsetzung ist es jedoch noch ein weiter Weg. Eine entscheidende Rolle spielt dabei der intelligente Ausbau der Stromnetze, das zeigt die TransnetBWStudie Stromnetz 2050. Sie zeichnet ein Zielbild des deutschen Energiesystems nach Erreichen der Klimaschutz- und Energiewendeziele und beschreibt, welche Anforderungen systemund netzseitig in einer weitgehend klimaneutralen Energiezukunft erfüllt sein müssen. „Die Energiewende schreitet voran, und die klimapolitischen Ziele sind gesetzt: Bis zum Jahr 2050 soll das Energiesystem in Deutschland weitgehend klimaneutral sein. Mit der Studie zeigen wir, wie ein treibhausgasneutrales Energiesystem in Europa aussehen kann. Wir denken damit die Energiewende konsequent vom Ende her“, erklärt Michael Jesberger, Geschäftsführer der TransnetBW.

berg mit den Energiequellen von morgen. Der Stromübertragungsnetzbetreiber hat untersucht, wie unser zukünftiges Energiesystem aussieht.

Bis 2050 sollen mindestens 80 Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland aus erneuerbaren Energien gedeckt werden. Das erfordert Maßnahmen beim Netzausbau, die über die bisherigen Planungen hinausgehen.

ELEKTRIFIZIERUNG DES WÄRMEUND TRANSPORTSEKTORS

NETZINFRASTRUKTUR FÜR DIE ENERGIEWENDE

Für das Erreichen der energie- und klimapolitischen Ziele bis zum Jahr 2050 ist demnach eine Erhöhung der installierten Leistung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen um das Drei- bis Vierfache gegenüber 2018 notwendig. Der Wärme- und Transportsektor muss weitgehend elektrifiziert werden, was zu einer Erhöhung der Netto-Stromnachfrage um über 50 Prozent führen wird. Gleichzeitig wächst der europäische Strombinnenmarkt zusammen und der grenzüberschreitende Stromhandel zwischen den europäischen Strommärkten nimmt weiter zu.

Dafür reicht das bislang geplante Übertragungsnetz jedoch nicht aus. Die Integration der erneuerbaren Energien erfordert Maßnahmen, die über die bisherigen Planungen hinausgehen. Aus Sicht der TransnetBW stellt der aktuelle Netzentwicklungsplan den ersten Schritt des Netzausbaubedarfs für eine erfolgreiche Energiewende dar. Die Studie Stromnetz 2050 entwickelt dessen Ansatz methodisch weiter und bietet die Möglichkeit, das im NEP entworfene Übertragungsnetz auf seine langfristige Nachhaltigkeit zu

überprüfen. Nur so kann auch zukünftig eine stabile und sichere Stromversorgung gewährleistet werden. Eine zukunftsfähige, klimaneutrale Energiewirtschaft braucht die dazu passende Netzinfrastruktur. www.transnetbw.de/de/stromnetz2050

IMPRESSUM Für den Inhalt verantwortlich: TransnetBW GmbH Pariser Platz Osloer Str. 15-17 | 70173 Stuttgart

Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

MARKTREIF

GEZÄHLT

Apps zum digitalen Einmessen von Hausanschlüssen

er Umweltdienstleister Veolia, das Start-up Vaira und die Thüga Energienetze haben sich zusammengetan, um die erforderlichen Aufmaß-Prozesse Anschlussleitungen für Strom-, Gas-, Wärmeoder Datennetze mit Hilfe von Apps auf Basis einer digitalen Plattform zu vereinfachen und zu beschleunigen. Die Lösungen sollen in 18 Monaten marktreif sein, wie die Partner kommunizieren. Bis dahin sollen praxiserprobte Apps für die Erstellung von Aufmaß-Skizzen sowie für das Einmessen von x/y-Koordinaten für Hausanschlüsse und die verbauten Bauteile einsatzfähig sein und allen Netzbetreibern deutschlandweit zur Verfügung gestellt werden.

Compleo ermittelt Ladesäulenverteilung in Deutschland asierend auf den Daten der Bundesnetzagentur hat der Dortmunder Ladesäulenhersteller Compleo den Status quo der Ladesäulenverteilung in Deutschland untersucht und dazu drei Rankings erstellt. Insgesamt sind hierzulande derzeit 26.499 öffentlich zugängliche Ladepunkte (LP) registriert, diese verteilen sich auf 13.551 Ladestationen. Davon sind 3.297 Schnellladepunkte. Eine Ladestation verfügt über einen bis vier Ladepunkte, im Schnitt stehen 1,95 LP pro Ladesäule zur Verfügung. Die Leistung am Ladepunkt beträgt mindestens 11 kW/h und maximal 350 kWh. Bei der Anzahl der Ladepunkte steht Bayern in absoluten Zahlen mit 6.157 LP an der Spitze, Schlusslicht ist das Saarland mit 190 LP. Setzt man die Anzahl der Ladesäulen ins Verhältnis zur Fläche des jeweiligen Bundeslandes, führt Hamburg die Liste mit 1,43 LP pro Quadratkilometer an, gefolgt von den anderen Stadtstaaten Berlin und Bremen. Den letzten Platz belegt Mecklenburg-Vorpommern mit 0,01 LP pro Quadratkilometer. In Sachsen befinden sich anteilig die meisten Schnellladepunkte im gesamtdeutschen Vergleich. 20,73 Prozent aller LP in Sachsen sind zum schnellen Laden geeignet. Berlin hat den geringsten Anteil mit nur 6,35 Prozent. (ds) www.compleo-cs.com

„Digitale Lösungen wie die App von Vaira verbessern unsere Prozesse und nutzen somit Kunden und Stadtwerken gleichermaßen. Sie zahlen auf unser Ziel ein, mit Innovationen Ressourcen zu schonen“, erläutert Julien Mounier, Geschäftsführer des Bereichs Energie bei Veolia Deutschland und Vorstandsvorsitzender von BS Energy.

BISHER HANDSCHRIFTLICHER PROZESS Bislang wird meist der Hausanschluss mit einer handschriftlichen Einmess- und Aufmaßskizze durch den Baudienstleister dokumentiert. Diese wird nach Reinzeichnung durch den Dienstleister an den Netzbetreiber für die Verarbeitung in nachgelagerten Systemen übergeben. Der Hausanschluss wird anschließend durch ein Vermessungsbüro eingemessen und die Geodaten des Hausanschlusses in das GIS eingebunden. Mit den neuen Apps und der dazugehörigen Plattform wird dieser Prozess komplett digitalisiert und visualisiert. (ds) www.veolia.de www.vaira.app www.thuega-energienetze.de

Bei der Anzahl der Ladesäulen im Verhältnis zur Fläche des Bundeslandes, liegen die drei Stadtstaaten an der Spitze. (Foto: Compleo Charging Solutions GmbH)

Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020 Anzeige

KOMBINIERT ENERGY STORAGE EUROPE bündelt Termin mit EuroCIS

ie nächste Fachmesse für Energiespeichersysteme ENERGY STORAGE EUROPE (ESE) findet vom 16. bis 18. März 2021 auf dem Messegelände Düsseldorf parallel zur EuroCIS, Europas führender Messe für Retail Technology, statt. Letztere wird zeitgleich in den Messehallen unmittelbar neben der Energiespeicher-Fachmesse ausgerichtet. Die über 13.000 Besucher der EuroCIS erhalten auf der ENERGY STORAGE EUROPE wiederum einen Überblick zum Einsatz von Energiespeichern sowie Energiemanagement-Lösungen und emissionsarmen Technologien für die industrielle Logistik. Die Kooperation soll den Veranstaltern zufolge Synergien bei den Themen Energieeffizienz und Reduktion von Treibhausgasen im Handel heben. (ds) www.eseexpo.de

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HARMONISIERT E.ON-Tochtergesellschaften harmonisieren Netzleitstellensysteme

xians in Deutschland hat für vier Gesellschaften der E.ONGruppe – Avacon Netz, Bayernwerk Netz, E.DIS Netz und Schleswig-Holstein Netz – den Aufbau der Netzwerk- und Sicherheitstechnik für ein modernes Netzleitstellensystem koordiniert. Ein Projektziel war ebenfalls, das Netz- und Sicherheitsdesign sowie den Managed-Security-Betrieb den Vorgaben und Richtlinien des Informationssicherheits-Managementsystems (ISMS) sowie ISO/IEC27001-konform auszuarbeiten und umzusetzen. Für die Anforderungen hat Axians ein System konzipiert, das innerhalb eines Standortes sowie standortübergreifend mehrfach redundant und durch mehrstufige Firewalls abgesichert ist. In einem sogenannten Staging, einem Probeaufbau der gesamten Umgebung, wurde gemeinsam mit den Projektpartnern die Umgebung für die Werksabnahme durch den Kunden vorbereitet und durch den Firewall-Hersteller Softwareanpassungen vorgenommen. Nach erfolgreichem Abschluss der Tests sind alle Komponenten an die eigentlichen Zielstandorte transportiert und in Betrieb genommen worden. (pq) www.axians.com

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Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

EINHEITLICH

OFFEN

Unternehmensallianz will Push-Pull Standard M12 Steckverbinder etablieren

Neue Initiative für digitale Umspannwerke zur Modernisierung der Stromnetzinfrastruktur

Foto: Harting Technology Group

cht am Markt für M12 Steckverbinder etablierte Hersteller – Phoenix Contact, Harting, Molex, Murrelektronik, Binder, Conec, Escha und Weidmüller – haben sich zusammengefunden, um einen Standard für die Push-Pull-Verriegelung von M12 Steckverbindern am Markt zu etablieren. Gemeinsames Ziel ist es, eine herstellerübergreifende Kompatibilität sicherzustellen. Dieses gemeinsame Vorgehen mündet in der IEC 61076-2-010, einem Standard, der sowohl die Außen- als auch die Innenverriegelung mittels der Push-Pull-Verriegelung beschreibt. Die Abstimmung über das CDV ist mit 92,9 Prozent positiv beschieden worden. Eine finale Form der angesprochenen IEC kann somit im Dezember 2020 erwartet werden. Mit dieser Norm sei ein Meilenstein für die Automatisierungstechnik gelungen – sowohl die Einsparung von Installationszeiten als auch eine sichere, robuste und breit am Markt verfügbare Verriegelung können hiermit realisiert werden. (ds) www.phoenixcontact.com

F Energy, eine gemeinnützige Organisation der Linux Foundation, startete kürzlich ihre Initiative „Digital Substation Automation Systems (DSAS)“ zur Verbesserung der Modularität, Interoperabilität und Skalierbarkeit des Stromnetzes, um die globalen Anstrengungen in Richtung Kohlenstoffneutralität bis 2050 zu beschleunigen. In Partnerschaft mit anderen führenden Organisationen im Energiesektor ist auch das erste Pilotprojekt im Rahmen von DSAS angelaufen: CoMPAS („Configuration Modules for Power industry Automation Systems“). CoMPAS adressiert den Aufbau standardisierter und breit anwendbarer Softwarekomponenten zur Optimierung von Schutz-, Automatisierungs- und Steuerungssystemen (Protection, Automation and Control, PAC), da der Einsatz moderner PAC-Technologien einen wichtigen ersten Schritt zur Modernisierung von Umspannwerken darstelle. Nach Einschätzung der Initiative könnte der Einsatz moderner Open Source-Technologie dazu beitragen, dass sich digitale Umspannwerke durch erweiterte dynamische Sicherheitseinstellungen, bessere Datenverwaltungsfähigkeiten und erhöhte adaptive Automatisierungsfunktionen effizienter an Änderungen von Stromangebot und -nachfrage anpassen. (ds) www.lfenergy.org

LF Energy versucht, Schwankungen in der Stromversorgung und -nachfrage durch die Optimierung elektrischer Umspannwerke mittels Open Source-Technologie zu begegnen. (Foto: pixabay (maxmann))

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Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

GEBÜNDELT

SANIERT

MVV-Gruppe und VSB stellen Post-EEG-Lösung für Windkraft-Anlagenbetreiber vor

Süwag modernisiert Wasserkraftwerk in Nassau-Elisenhütte

eit März 2019 saniert die Süwag Grüne Energien und Wasser (SGEW) das Wasserkraftwerk Elisenhütte. In den kommenden Wochen werden alle neuen schweren Bauteile angeliefert. Bis Ende August soll der Einbau der Turbinen und Generatoren abgeschlossen sein. Im Oktober 2020 soll das Wasserkraftwerk wieder in Betrieb gehen. Es produziert dann 8,2 Millionen Kilowattstunden Strom jährlich. „Das ist eine Leistungssteigerung von zwölf Prozent. Damit versorgen wir rein rechnerisch insgesamt 2.340 Haushalte klimafreundlich mit Energie“, berichtet Dominik Kauss, Leiter Wasserkraftwerk der SGEW.

Foto: pixabay (mrganso)

nter dem Namen „MVV 20 plus“ bündeln das Mannheimer Energieunternehmen MVV und die beiden Projektentwickler juwi und Windwärts ihre Post-EEG-Lösungen für Anlagenbetreiber ausgeförderter Windkraftanlagen. MVV 20 plus fasst dabei viele einzelne Weiterbetriebskomponenten zusammen – vom Schnittstellenmanagement über den Betriebsführungsvertrag und die Stromvermarktung, bis zur Wartung der Anlagentechnik und den notwendigen Rahmenversicherungen. Für Anlagenbetreiber ergeben sich den Kooperationspartnern zufolge mehrere Vorteile: Neben der Bündelung von Dienstleistungen werden dem Betreiber Risiken der Weiterbetriebszeit abgenommen. Hinzu kommt, dass es nur noch einen zentralen Ansprechpartner gibt, der sich um alle wirtschaftlichen Belange des Windparks kümmert. Kooperationspartner für die Wartung von Enercon-Anlagen ist die VSB Technik. „MVV 20 plus richtet sich an alle Anlagenbetreiber, die ihren Strom nicht selbst an der Börse vermarkten wollen oder denen die Welt der Direktvermarkter schlicht zu unübersichtlich ist“, erläutert Stefan Sewckow, Geschäftsführer der MVV Trading, dem national und international erfahrenen Stromvermarkter der MVV-Unternehmensgruppe. Gemeinsam mit dem Anlagenbetreiber entwickelt MVV Trading ein passendes Konzept zur Vermarktung des erzeugten Stroms – ganz ohne EEG-Vergütung und zu einem garantierten Fixpreis. (ds) www.mvv.de/mvv20plus

Neben den technischen Anlagen modernisiert die SGEW auch die Steuerungs- und Regeltechnik sowie die Elektrik und die Gebäude selbst. Das Gesamtinvestitionsvolumen beträgt 5,2 Millionen Euro. Elisenhütte ist bereits das fünfte Wasserkraftwerk, das die SGEW an der Lahn saniert. Insgesamt betreibt sie acht Anlagen an der unteren Lahn mit einer Gesamterzeugung von rund 50 Millionen Kilowattstunden pro Jahr. Die größte Anlage steht in Cramberg. Sie erzeugt jährlich 12 Millionen Kilowattstunden Strom. Weitere Anlagen stehen in Kalkofen, Nassau, Dausenau, Fachbach, Friedrichssegen und Lahnstein. (ds) www.suewag.de Im Oktober 2020 sollen die Modernisierungsarbeiten am Wasserkraftwerk abgeschlossen sein. Die Anlage wurde 1930/31 an einer Lahnschleife erbaut. (Foto: Süwag Energie AG)

Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

GEWECHSELT Swobbee entwickelt Prototypen für E-Kickscooter-Akkus

-Kickscooter erobern die Städte rund um den Globus. Der Berliner Battery-as-a-Service-Provider Swobbee hat nun eine Lösung entwickelt, mit der die aufwendige Ladelogistik entfällt und ein nachhaltiger Betrieb von ElektrotretrollerFlotten möglich sein soll. Bei dem jüngst vorgestellten Prototypen handelt es sich um eine Akku-, Lade- und Wechselstation, an der die leeren Batterie-Pakete der E-Kickscooter in wenigen Sekunden gegen volle getauscht werden können. Bei der Entwicklung hat Swobbee nach eigener Aussage mit einem großen Hersteller dieser Fahrzeuge kooperiert, das System soll die Integration der Fahrzeug-Akkus aller Sharinganbieter ermöglichen. (ds) www.swobbee.de

Wechseln statt laden: An den Stationen können leere Batterie-Pakete gegen volle getauscht werden. (Foto: GreenPack mobile energy solutions GmbH)

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Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

INNOVATIV GREEN Solar und Siemens Energy: Konzept für ein CO2-freies Herzogenrath

it der Planung, dem Bau und Betrieb eines Energieparks auf dem Gelände der Nivelsteiner Sandwerke will die Stadt Herzogenrath ab 2030 ihren Energiebedarf CO2-frei decken. Nun unterzeichneten GREEN Solar Herzogenrath GmbH und Siemens Energy einen Kooperationsvertrag. Demzufolge werden die Partner nun ein wirtschaftlich tragfähiges Konzept erarbeiten, mit dem bereitstehende Fördermittel des Landes NRW, des Bundes und der EU für die traditionsreiche Bergbauregion zwischen Aachen und den Niederlanden eingeworben werden sollen. Konkret beinhalten soll das Konzept nach Angaben der beiden Unternehmen die energetisch sinnvollste Verbindung und kostenoptimale Zusammenstellung von Solarkraftwerken, Windenergieanlagen, Batterien, Blockheiz-, Gas- und Dampfkraftwerken sowie Wärme- und Wasserstoffspeichern. Dazu zählt auch die komplette Logistik zum bedarfsgerechten Transport der Energie zu den Endnutzern. Aufbauend auf einem bereits bestehenden, von GREEN Solar betriebenen Solarpark sieht das Konzept unter anderem eine Erweiterung der Stromerzeugung aus Son-

nenenergie sowie die Errichtung mehrerer Windenergieanlagen vor. Der regenerativ erzeugte Strom wird gespeichert und in Zeiten, in denen keine Energie aus Sonne und Wind produziert wird, mit geeigneter Technik verstromt und den Haushalten der 46.000 Einwohnerstadt Herzogenrath zur Verfügung gestellt. Die bei diesen Prozessen anfallende und regenerativ erzeugte Wärme wird genutzt, um über Fernwärmenetze ortsansässige Haushalte mit „grüner“ Wärme zu versorgen. Das Konzeptprojekt „CO2-freies Herzogenrath“ sieht ferner vor, dass der erzeugte Strom nicht nur den Haushalten zur Verfügung stehen soll, sondern auch für den wachsenden Anteil elektrisch betriebener Fahrzeuge nutzbar wird. Zudem sollen ortsansässige Industrieunternehmen bei ihren Aktivitäten zur Dekarbonisierung frühzeitig in das Projekt einbezogen werden. Vorgesehen ist außerdem eine Wasserstoffproduktion: unter Einsatz neuester „Silyzer 300“-Technologie von Siemens soll überschüssiger Strom mittels Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt und entweder gespeichert oder für den Antrieb von Autos genutzt werden. Dieser Wasserstoff kann

aber auch zur Dekarbonisierung von LKW, Bussen, Zügen und Industrieanlagen eingesetzt werden, etwa zur CO2-freien Trocknung der Sande der Nivelsteiner Sandwerke. „Vorbehaltlich hinreichender Förderung könnte der Betrieb des Energieparks durch eine von GREEN Solar noch zu gründende Betreibergesellschaft erfolgen. Die Realisierung des Energieparks Herzogenrath wäre für die Region nicht nur ein wichtiger, nachhaltiger Schritt hin zu einem erfolgreichen Strukturwandel. Er würde die Stadt vor allem national wie international als einen Vorreiter und Technologieführer der Energiewende bekannt machen“, betonen unisono die GREEN-Solar-Geschäftsführer Franz- Josef Türck-Hövener und Charles Russel. Das sieht auch Siemens-Projektleiter Dr. Thomas Neuenhahn so: „Hierbei handelt es sich um ein Leuchtturmprojekt für eine erfolgreiche Energiewende in Deutschland mit internationaler Strahlkraft. Es freut uns, dass wir mit unserem Partner GREEN Solar Herzogenrath als starkes Team maßgeblich an dessen Umsetzung mitwirken können.“ (pq) www.siemens.com

Im Konzeptprojekt „CO2-freies Herzogenrath“ planen die Partner das Energiesystem der Zukunft. (Foto: Siemens AG)

Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020 Anzeige

SCHWIMMEND Next Kraftwerke: Floating PV-Anlage im Virtuellen Kraftwerk

Alles Sicher?

Mit der schwimmenden PV-Anlage prognostiziert Next Kraftwerke die Stromproduktion der Anlage und vermarktet den Strom an der Strombörse. (Foto: Solar WO Engineering GmbH)

emeinsam mit der Solar WO Engineering GmbH als Errichter und mit der 7C Solarparken AG als Betreiber hat Next Kraftwerke erstmals eine schwimmende Photovoltaik-Anlage („Floating PV“) an das Virtuelle Kraftwerk angeschlossen. Die Anlage verfügt über eine Leistung von 729 kWp, die Next Kraftwerke im Rahmen der Direktvermarktung an die Strombörse bringt. Mit rund 6.800 m² Modulfläche ist die Anlage etwas kleiner als ein Fußballfeld. Auf den 85x80 Metern sind knapp 2.000 Module verbaut. Die Anlage schwimmt auf einem See bei Salzwedel, der sich auf einem Grundstück des Verbands Kommunaler Wasserversorgung und Abwasserbehandlung Salzwedel (VKWA) befindet. Der Verband nutzt den See als Wasserzwischenspeicher – eine Funktion, die die PV-Anlage laut den Kooperationspartnern nicht beeinträchtigt. Schwimmkörper aus Kunststoff sorgen für Halt auf dem Wasser. Sie bilden auch die Grundlage für einen Steg zum Land, auf dem Kabel laufen, die die Anlage an das Stromnetz anschließen. Ein speziell entwickeltes Ankerdesign aus 43 am Ufer befestigten Stahlseilen soll die Standfestigkeit sicherstellen. Berücksichtigt werden unter anderem Winddaten, zu erwartende Schneelasten und die Tiefe des Wassers. (ds) www.next-kraftwerke.de

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Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020

ABGESICHERT

GEMEINSAM

450 MHz-Funknetz für Versorger

NaturEnergiePlus gehört bald zu Yello

er Regionalversorger WEMAG baut den ersten Funkmast, der auf das 450 MHz-Funknetz zurückgreifen kann. Hintergrund ist die Verständigung von Vertretern der Energie- und Wasserwirtschaft auf ein gemeinsames Branchenmodell für den Bau und Betrieb eines bundesweiten 450 MHz-Funknetzes. Das Joint Venture 450connect hat vier gleichberechtigte Gesellschafter mit je 25 Prozent: Die Alliander AG als bisheriger Eigentümer der 450connect, ein Konsortium kommunaler Versorger und heutiger Ankerkunden der 450connect, zu dem auch die WEMAG gehört, die Regionalversorger der E.ON SE/innogy SE sowie die Versorger-Allianz 450, ein Zusammenschluss von Stadtwerken, Energie- und Wasserversorgern, unter anderem unter Beteiligung der Netze BW und Bonn Netze. Eine der wichtigsten Eigenschaften der 450 MHz-Funknetze ist die sogenannte Schwarzfallfähigkeit. „Unsere Lösung ist mehrfach abgesichert und schwarzfallfest. Sollte es je zu einem flächendeckenden Blackout kommen, können wir die Stromnetze schnell wieder hochfahren. Ohne funktionierende Kommunikationsmöglichkeit wäre das sehr schwer bis unmöglich“, erklärt Thomas Murche, technischer Vorstand der WEMAG. (ds) www.wemag.com

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Wir kümmern uns drum. Netze BW GmbH Sparte Dienstleistungen Telefon 0711 289-47470 gpsnotruf@netze-bw.de www.netze-bw.de/dienstleistungen

Ein Unternehmen der EnBW

er Energieanbieter Yello übernimmt voraussichtlich zum 31. Juli 2020 auf dem Wege der Rechtsnachfolge (Verschmelzung) sein Schwesterunternehmen, den Ökostromanbieter NaturEnergiePlus Deutschland GmbH mit seinen rund 50.000 Kunden. Kunden erhalten heute bei Yello vergleichbare Produkte wie bei NaturEnergiePlus, die ein nachhaltigeres Leben einfach möglich machen. Aufgrund dessen hat der Mutterkonzern von NaturEnergiePlus und Yello, die EnBW Energie BadenWürttemberg AG, entschieden, die Kräfte unter der Marke Yello zu bündeln. (ds) www.yello.de/naturenergieplus/

Aktuell

50,2 Magazin | 04.2020 Anzeige

ZAHLEN & FAKTEN Bis heute wurden im Rahmen der gleichnamigen Initiative

273 Energieeffizienz-Netzwerke 31.000 Megawattstunden

Energiewende mit der

INTELLIGENT GRID PLATFORM Modulares Assistenzsystem zur Digitalisierung und Automatisierung von Netzplanungs- und Netzbetriebsführungsprozessen

gestartet. In einem solchen Unternehmenszusammenschluss werden der dena zufolge durchschnittlich

Endenergie pro Jahr eingespart, vor allem in den Bereichen Beleuchtung, Wärme und Prozesstechnik. Das entspricht etwa dem jährlichen Endenergieverbrauch von 1.900 deutschen Haushalten. www.effizienznetzwerke.org

Im Jahr 2019 waren

3.960 Megajoule

Energie erforderlich, um 1.000 Euro Bruttoinlandsprodukt (preisbereinigt) zu erwirtschaften. Im Jahr 1991, in dem diese sogenannte Energieintensität für Gesamtdeutschland erstmalig erfasst wurde, waren es noch 6.593 Megajoule. Das entspricht den Zahlen des BDEW zufolge einer Minderung der Energieintensität von rund www.bdew.de

40 %.

Wie eine aktuelle Auswertung von 5.400 Beratungsfällen der Verbraucherzentrale NRW im Projekt „NRW bekämpft Energiearmut“ zeigt, lagen die durchschnittlichen Zahlungsrückstände bei den Grundversorgungskunden inklusive Mahnund Sperrkosten bei

713 Euro 644 Euro.

Betrachtet man nur den Strombereich, waren es

www.verbraucherzentrale.nrw

DATENQUALITÄT ERHÖHEN Verknüpfung, Analyse und Validierung vormals isolierter Datensysteme (z.B. GIS, ERP, Messdaten) und Erstellung rechenfähiger Netzmodelle für alle Spannungsebenen

PLANUNGSPROZESSE AUTOMATISIEREN Automatisierung von Prozessen und Arbeitsabläufen in der Netzplanung (z. B. Bewertung von Anschlussbegehren, Durchführung von Netzstudien)

BETRIEBSFÜHRUNG OPTIMIEREN Unterstützung von Systemführern durch EchtzeitInformationen zum aktuellen und zukünftigen Netzzustand. Neu: Redispatch-Applikation

a Automatisierter Datenimport a Erstellung von Netzprognosemodellen a Optimale Engpassbewirtschaftung

www.envelio.de/redispatch

Netztechnik und -steuerung

50,2 Magazin | 04.2020

REGELN IN DER FLÄCHE

Grafik: shutterstock

operative Schnittstelle zu den dezentralen Energiesystemen eine Schlüsselrolle zukommen. So wird praktisch jeder der über 800 VNB in Deutschland ab Oktober 2021 gefordert sein, mal mehr, mal weniger am Redispatch-Prozess teilzunehmen. Das Spektrum reicht von der Übernahme der Einsatzfahrpläne von Anlagen im eigenen Netz, dem Detektieren von Netzengpässen und dem Ermitteln des entsprechenden Redispatch-Bedarfes, bis hin zur Wahrnehmung der Pflichten eines Einsatzverantwortlichen, der Prognosefahrpläne und das zugehörige Redispatchpotenzial an den Übertragungsnetzbetreiber melden muss.

DISPATCH UND REDISPATCH HEUTE

Grafik: iStock

it der fortschreitenden Dezentralisierung der Stromversorgung und der zunehmenden Einbindung volatiler Energieerzeuger hat sich gezeigt, dass der aktuelle regulatorische Rahmen und die bisherigen Verfahren des Netzbetriebs für die weitere Umsetzung der Energiewende nur begrenzt tauglich sind. Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) am 18.05.2019 sollen wesentliche Hindernisse beseitigt und die finanziellen Belastungen für die Allgemeinheit reduziert werden. Ein Beispiel und wichtiger Ansatzpunkt in diesem Kontext sind die Kosten, die für Maßnahmen zur Stabilisierung der Übertragungsnetze durch Einspeisemanagement oder Fahrplanänderungen bei konventionellen Kraftwerken (Redispatch) anfallen: 2019 wurden dafür insgesamt rund 1,2 Milliarden Euro aufgebracht. Über den sogenannten Redispatch 2.0 sollen die notwendigen Planungs- und Regelungsprozesse zur Vermeidung von Netzengpässen dezentralisiert und damit effizienter und wirtschaftlicher werden. Den Verteilnetzbetreibern, an deren Spannungsebenen der überwiegende Teil der Erzeugungsanlagen angeschlossen ist, wird dabei als

Um die neuen Anforderungen zu verstehen, die sich für die VNB aus der Gesetzesnovelle ergeben, lohnt sich ein Blick auf die bisherigen Verfahren: Diese orientieren sich an den planbaren Betriebsweisen konventioneller Kraftwerke, die noch bis vor einigen Jahren das Gros des verbrauchten Stroms lieferten. Die Betreiber planen den Einsatz dieser Kraftwerke unter Berücksichtigung der zu erwartenden

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Preise am jeweiligen Absatzmarkt und melden die von ihnen am Folgetag geplanten Stromerzeugungsmengen in Form eines Fahrplans beim jeweiligen ÜNB an. Aus der Summe aller Einzelfahrpläne aus den vier Regelzonen ergibt sich so der bundesdeutsche Gesamtfahrplan für den nächsten Tag, der sogenannte Dispatch. Via Netzberechnung überprüfen die ÜNB, ob dieser geplante Kraftwerkseinsatz zu irgendeinem Zeitpunkt zu Netzengpässen führen kann. In diesem Fall müssen die Fahrpläne angepasst und der vorgesehene Kraftwerkseinsatz geändert werden. Da die Gesamterzeugungsmenge für den Folgetag dabei gleichbleiben soll, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt. Diesen Anpassungsvorgang, der aktuell nur Kraftwerke ab 10 MW Erzeugungsleistung einbezieht, bezeichnet man als Redispatch. Beim Redispatch handelt es sich um eine marktbezogene Maßnahme nach § 13.1 EnWG mit dem klaren Ziel, Netzengpässe und insbesondere auch Anpassungsmaßnahmen zu vermeiden. Diese werden erforderlich, wenn Strom oder Spannung im Netz auch durch den Redispatch nicht im vorgeschriebenen Umfang stabilisiert werden können. Dann führt der ÜNB Anpassungsmaßnahmen nach § 13.2 in Verbindung mit § 14 EnWG durch, indem konventionelle Kraftwerke abgeregelt und Erneuerbare Erzeuger beziehungsweise KWK-Anlagen im Einspeisemanagement netzdienlich ge-

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Grafik: iStock

Engpässe in Stromnetz zu vermeiden, lag bislang in der alleinigen Verantwortung der vier Übertragungsnetzbetreiber. Ab Oktober 2021 sind praktisch alle Verteilnetzbetreiber gefordert, im Zuge des sogenannten Redispatch 2.0 einen umfangreichen Beitrag zur Netzstabilität zu leisten.

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Redispatch

2.0

Bis zum 30.09.2021

DISPATCH

REDISPATCH (konv. EZ > 10 MW) (§ 13 Abs. 1 Nr. 2)

ABREGELUNG KONV. ANLAGEN (konv. EZ) (§ 13 Abs. 2 EnWG)

EINSMAN (EE & KWK) (§ 13 Abs. 2+3 EnWG i.V.m. § 14 EEG)

Z E I TA C H S E / R E I H E N F O LG E Quelle: BDEW

REDISPATCH „2.0“ DISPATCH Ab dem 01.10.2021

(alle EZ > 100 kW; jederzeit fernsteuerbare Anlagen <100 kW) (§ 13 Abs. 1 Nr. 2)

PL ANPROZESS

steuert werden. Diese Maßnahmen sind entschädigungspflichtig und summieren sich Jahr für Jahr zu höheren Kosten auf, die sich letztlich im Strompreis niederschlagen.

GRENZEN ERREICHT Allein die Kostenentwicklung zeigt, dass sich dieses Verfahren überlebt hat. Zum einen, weil die Stromerzeugung aus steuerbaren, konventionellen Großkraftwerken ein Auslaufmodell ist: Von der in Deutschland im April 2020 registrierten, installierten Erzeugungsleistung von etwas über 221 GW kamen laut Bundesnetzagentur nur noch rund 80 GW aus Atom-, Kohle- oder Gaskraftwerken, bis 2022 werden diese Kapazitäten netto um weitere 10 Prozent sinken. Schon heute werden in nicht unerheblichem Maße Reservekraftwerke für die Erbringung von Redispatch-Leistungen eingesetzt, da die am Markt verfügbaren Kapazitäten nicht immer ausreichen. Zum anderen steigt mit der Zunahme der Einspeisung aus regenerativen Quellen die Volatilität der Erzeugungsleistung, was zu einem höheren Bedarf an Redispatch-Maßnahmen und einer steigenden Anzahl entschädigungspflichtiger Maßnahmen zum Einspeisemanagement führt. Grafik: iStock

NOTFALLMASSNAHMEN (alle EZ, EE Vorrang gilt) (§ 13 Abs. 2 EnWG)

(NAHE) ECHTZEIT

REDISPATCH 2.0 Das neue System des Redispatch 2.0 soll hier Abhilfe schaffen, indem das bisher getrennt geregelte Einspeisemanagement in einen gesamtheitlichen optimierten Mechanismus überführt wird. Wurden bisher nur rund einhundert große Kraftwerke zur Stabilisierung der Netze herangezogen, sollen künftig auch Speicher und Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, KWKAnlagen ab 100 kW sowie Anlagen größer 30 kW, die durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, ihren Beitrag zur Vermeidung von Netzengpässen leisten – insgesamt also wohl mehrere 100.000 Anlagen deutschlandweit.

ÜBERGREIFENDE KOORDINATION Eine deutlich komplexere Herausforderung für die VNB ergibt sich jedoch aus der Tatsache, dass zu den nach wie vor bestehenden Verpflichtungen zur Wahrnehmung von Anpassungsmaßnahmen (neu: Notfallmaßnahmen) nach § 13.2 EnWG (Kaskade) nun auch neue in Bezug auf marktbezogene Maßnahmen nach § 13.1 EnWG für Redispatch 2.0 hinzukommen. Dazu muss für jede redispatchfähige Anlage ein sog. Einsatzverantwortlicher (EIV) benannt werden. Er ist derjenige, der

sich gegenüber dem Überck Sto k: i tragungsnetzbetreiber für af i Gr die Anlage verantwortlich zeichnet. Einsatzverantwortliche können die Kraftwerks-/Anlagenbetreiber selbst, ein Direktvermarkter oder ersatzweise auch der Netzbetreiber sein, so dass auf die Netzbetreiber schon aus diesen Vorgaben zahlreiche neue Pflichten zukommen. Die Fahrpläne jeder einzelnen Anlage sowie mögliche Redispatch-Potenziale, die vom EIV für den kommenden Tag bereitgestellt werden müssen, bilden künftig die Grundlage für die Planungen der ÜNB. Dazu haben die vier ÜNB in Deutschland die Plattform Connect+ aus der Taufe gehoben, an die alle EIV ihre Einsatzfahrpläne am Tag zuvor bis 14:30 Uhr hochladen und von der sie ggf. korrigierte Fahrpläne zurück erhalten. Die Prüfung auf Netzengpässe wird nun sowohl vom ÜNB, als auch vom VNB durchgeführt. Zu diesem Zweck erhalten die Netzbetreiber alle geplanten Fahrpläne zu jeder im eigenen Netz befindlichen redispatchfähigen Erzeugungsanlage. Dabei gilt der Grundsatz: Wer in der Prognose einen Netzengpass haben kann, kümmert sich auch darum, so dass er perspektivisch behoben wird, sprich, meldet einen entsprechenden Redispatch-Bedarf an.

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Das bedeutet zwangsläufig, dass Redispatch-Maßck nahmen zwischen den beo t S k: i af i troffenen Netzbetreibern Gr koordiniert, geplant und abgewickelt werden müssen. Die VNB sind also gefordert, auf Basis von Prognosen und Planwerten den Netzzustand sowie die Wirksamkeit und Kosten möglicher Maßnahmen zu bewerten, um dann in enger Abstimmung die bestgeeignete Vorgehensweise zu bestimmen. Es ist unschwer vorstellbar, wie komplex diese Aufgabe ist – speziell aus Sicht derjenigen VNB, die selbst Netze in unterschiedlichen Regionen/Regelzonen betreiben oder den Netzbetrieb als Service für kleinere Unternehmen anbieten. In der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW haben sich vor diesem Hintergrund der ÜNB mit einigen VNBs zur DA/RE-Initiative (Datenaustausch Redispatch) zusammengeschlossen und gemeinsam die Plattform DA/RE entwickelt, die die Koordination und Optimierung der Redispatch-Maßnahmen zwischen den einzelnen Netzgebieten übernehmen soll, und damit den einzel-

ENGER ZEITPLAN Derzeit arbeitet die Branche an der Vorbereitung und Konkretisierung abgestimmter Vorgehensweisen. So will der VDE Ende des Jahres einen Entwurf für eine Anwendungsregel vorlegen, die dann bis Herbst 2021 finalisiert sein soll. Bei der Bundesnetzagentur laufen derzeit die Konsultationen zur Festlegung der Mindestfaktoren, weitere wichtige Rahmenbedingungen will die Behörde im Dezember 2020 definiert haben. Im Netzwerk Connect+ erarbeitet man derzeit ein Lastenheft für einen einheitlichen Datenweg zwischen Netzbetreibern und Anlagenbetreibern und gestaltet die Prozesse und Formate für den Koordinationsprozess zwischen den Netzbetreibern. Die Plattform DA/RE geht ebenfalls in die Umsetzung.

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nen VNB in der Regelzone entlastet. Die Pilotphase wurde inzwischen erfolgreich abgeschlossen, nun sollen die gewonnenen Erfahrungen und Erkenntnisse als Grundlage für die anstehende Entwicklung der DA/RE-Zielplattform genutzt werden. Bei diesem Verfahren bekommen die Netzbetreiber die Einsatzfahrpläne der EIV in ihrem Netzgebiet und melden nach entsprechender Prüfung ggf. einen Redispatchbedarf zurück. Alles Weitere (Aggregation, kostengünstigste Auswahl und Beauftragung über Connect+) erledigt die Plattform.

nen, werden in der Rolle eines EIV verpflichtet sein, Einspeiseprognosen und nutzbare Flexibilitätspotenziale an den ÜNB weiterzugeben. Auch werden in der Regel Prognosen zu den Netzverknüpfungspunkten zu überlagerten Netzen zu liefern sein. Um den Netzbetreiber zu entlasten, müssen sämtliche Prozesse in diesem Zusammenhang natürlich automatisiert auf Grundlage einheitlicher Standards ablaufen. Um dafür die notwendigen Voraussetzungen zu schaffen, hat sich im Juni 2019 die Netzbetreiber-Initiative Connect+ gegründet, der neben den vier ÜNB aktuell 16 große Netzbetreiber angehören. Connect+ hat sich zum Ziel gesetzt, zum einen die Datenwege zwischen Anlagen- und Netzbetreibern zu definieren, die zur Umsetzung des NABEG erforderlich sind. Zum anderen sollen Prozesse und Formate für den Koordinationsprozess zwischen den Netzbetreibern ausgestaltet werden. Aktuell steht die Erstellung eines Lastenhefts für die technische Implementierung des erwähnten Datenwegs zwischen Netz- und Anlagenbetreibern auf der Agenda. Grundlage hierfür sind zum einen die umfangreichen Vorarbeiten zu Prozessen zwischen den Netzbetreibern im BDEW sowie zum anderen die im Rahmen von Redispatch 2.0 erarbeiteten Detailprozesse. Hierzu gehört insbesondere die Identifikation des Datenbedarfs an der Schnittstelle Netzbetreiber/Plattform(en) sowie die Erarbeitung der Modalitäten für die Bilanzierung und Abrechnung des neuen Redispatchregimes

NOTFALLMASSNAHMEN UND BILANZIERUNG Die Entschädigungspflicht für Anpassungsmaßnahmen für erneuerbare Erzeugungs- und KWK-Anlagen wird aufgehoben, die Vorrangstellung der EE-Erzeugung bei der Durchführung von Notfallmaßnahmen bleibt aber weiterhin bestehen. Die realisierten Redispatch leistungen werden bei dem Netzbetreiber bilanziert, in dessen Netz sich die zur Erbringung benötigten Anlagen befinden und entsprechend ihrem Angebot entschädigt. Daraus ergibt sich für den Netzbetreiber die Notwendigkeit, künftig einen Redispatch-Bilanzkreis zu führen.

AUTOMATISIERTE KOMMUNIKATION Für die Prozesse und Systeme der Verteilnetzbetreiber haben die neuen Verfahren weitreichende Auswirkungen. Ein wichtiges Thema ist dabei der Datenaustausch zwischen den beteiligten Akteuren: So werden Netzbetreiber Tools und Verfahren benötigen, um beispielsweise die von den Einsatzverantwortlichen bereitgestellten Fahrpläne und Redispatch-Potenziale entgegenzunehmen und zu verifizieren, Redispatchbedarfe anzumelden, Planungs- und evtl. Echtzeitdaten auszutauschen, und ggf. korrigierte Fahrpläne des ÜNB entgegenzunehmen. Wichtig zu wissen: Auch Netzbetreiber, die im eigenen Netz keine Engpässe haben kön-

KOMMUNIKATION ÜBER IMSYS Auf der Niederspannungsebene wird zudem die Kommunikation über das intelligente Messsystem zunehmend eine wichtige Rolle spielen – sowohl für den Abruf detaillierter Einspeise- und Verbrauchswerte als auch für die Schaltung von kleineren Anlagen über CLS-Systeme (z.B. Steuerbox). Insgesamt werden für den um-

Grafik: shutterstock

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fangreichen Datenaustausch zwischen den einzelnen Akteuren und Rollen zudem angepasste Sicherheitskonzepte (ISMS) zu entwickeln sein.

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NETZBERECHNUNG UND PROGNOSE

Bei der Bewertung der von den EIV übermittelten Prog nose-Fahrplänen auf den Netzzustand kommt der in die Zukunft schauenden Netzbetrachtung eine Schlüsselrolle zu. Diese ist zwingend erforderlich, um eventuell auftretende spannungs- oder strombedingte Netzprobleme frühzeitig zu erkennen und Redispatch-Potenziale beziehungsweise -Bedarf im eigenen Netz möglichst exakt zu ermitteln. Dreh- und Angelpunkt sind hier flexible (Netzberechnungs-)Tools, die in der Lage sind, die Einspeise- und Lastsituation im Netz für den kommenden Tag vorherzusagen, Fahrpläne für eigene Anlagen zu erstellen, Fahrpläne von anderen EIV zu evaluieren und ggf. auch die Planung optimierter Redispatch-Maßnahmen zu unterstützen. An solchen Lösungen arbeiten die Systemanbieter derzeit mit Hochdruck und erste Entwicklungen sind bereits am Markt verfügbar. Dass die Prozesse und technischen Anforderungen noch nicht in letzter Konsequenz feststehen, wird dabei in der BranGr

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che durchgängig nicht als grundsätzliches Problem gesehen. Darüber hinaus empfehlen Experten den Netzbetreibern, sich nach geeigneten Prognosesystemen für Wetter und Last umzusehen, die den oben skizzierten Tools „zuarbeiten“. Auch die Digitalisierung der eigenen Betriebsmittel – Stichwort Intelligente Ortsnetzstation – sollte vor dem Hintergrund der künftigen Anforderungen diskutiert werden.

Redispatch

2.0

ABWARTEN IST KEINE OPTION Angesichts des engen Zeitplans sollten Marktsondierungen und erste strategische Entscheidungen noch in diesem Jahr auf der Agenda der Verteilnetzbetreiber stehen, denn die Umsetzungsverpflichtung tritt nach heutigen Erkenntnissen tatsächlich zum Stichtag 1.10.2021 in Kraft. Übergangsfristen oder Ausnahmeregelungen sind bislang noch nicht vorgesehen. Die gute Nachricht: Alle Kosten, die bis zum Stichtag beim Netzbetreiber anfallen, können als „dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten“ (dnbK) im Rahmen der Anreizregulierung berücksichtigt und auf die Netzentgelte umgelegt werden. (pq)

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50,2 Magazin | 04.2020 Foto: shutterstock

Die neuen Regelungen zum Redispatch 2.0 erfordern gleichermaßen strategische Grundsatzentscheidungen wie operative Konzepte. Becker Büttner Held und die IVU GmbH erarbeiten dazu gemeinsame Beratungs- und Dienstleistungsangebote.

Auch Netzbetreiber, die selbst keine Engpässe erwarten, sind verpflichtet, dem vorgelagerten Netzbetreiber Einspeiseprognosen und Redispatch-Potenziale zu übermitteln. Neben den skizzierten leittechnischen Aufgaben fällt dem VNB künftig auch die Verantwortung für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich sowie die Abrechnungsprozesse mit den Marktakteuren zu. Nur letzteres ist bislang aus dem EEG-Einspeisemanagement teilweise bekannt, ersteres ist neu Auch Netzbetreiber mit weniger als 100.000 Netzkunden müssen künftig einen Redispatch-Bilanzkreis führen.

VIERTE MARKTROLLE

GESAMTSICHT AUF DIE PROZESSE

it den neuen Regelungen zum dezentralen Redispatch-Management (Redispatch 2.0) kommt auf die Verteilnetzbetreiber in Deutschland ein veritables Megaprojekt zu. Wo bislang vier Übertragungsnetzbetreiber bei Bedarf den Ausgleich von Netzengpässen mit rund 100 großen Kraftwerken organisierten, müssen künftig alle deutschen Verteilnetzbetreiber die Voraussetzungen schaffen für die kostenoptimale Regelung und den anschließenden Mengenausgleich von bundesweit über 100.000 dezentralen EE- und KWK-Anlagen sowie Speichern. Im Ernstfall müssen sie selbst regelnd eingreifen und wegfallende Einspeisemengen anderweitig beschaffen „Es ist davon auszugehen, dass die Netzbetreiber künftig selbst vorausschauende Analysen des Netzzustands durchführen müssen, um Engpässe zu erkennen und Gegenmaßnahmen zu bewerten“, sagt Julian Stenzel, Geschäftsführer der IVU Informationssysteme GmbH, die als Dienstleister aktuell 85 Netzbetreiber mit rund 2,2 Millionen Endkunden betreut.

„Für die Umsetzung müssen künftig also umfangreiche Daten aus dem eigenen und den benachbarten Netzen integriert und automatisiert verarbeitet werden – bis hin zu kurzfristigen Werten“, führt Stenzel weiter aus. Es gelte, die Kommunikation zwischen den beteiligten Netzbetreibern, Einsatzverantwortlichen und Bilanzkreisverantwortlichen zu automatisieren. Die genauen Anforderungen und Prozesse befinden sich aktuell noch in der Entwicklung, sicher ist jedoch, dass umfangreiche Anpassungen in den IT-Systemen der Netzbetreiber anstehen. Betroffen sind insbesondere die Leitsysteme, die Bilanzierung und die Marktkommunikation. Last but not least müssen die Konzepte zur Informationssicherheit auf die neuen Prozesse angepasst werden. „Es wird quasi eine weitere, virtuelle Marktrolle eingeführt“, so das Fazit des IVU-Geschäftsführers. Dementsprechend sind auch die rechtlichen Fragestellungen, die mit der Umsetzung des Redispatch 2.0 verbunden sind, vielfältig und komplex. Dr. Thies Christian Hartmann, Partner bei der auf

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50,2 Magazin | 04.2020 ZUSÄTZLICHE ANFORDERUNGEN

BDEW: Prozesse zwischen Netzbetreibern und Markt

Connect+: Datenaustausch und Formate

Gesetzliche Anforderungen zum Redispatch 2.0 Umsetzungsbedarf bei allen Beteiligten (Leitstelle, IT-Systeme etc.)

Netzbetreiber-interne Funktionen und Prozesse Netzbetreiber-übergreifende Funktionalitäten Datenaustausch zwischen Netzbetreibern untereinander und mit weiteren Marktteilnehmern Quelle:BBH

energierechtliche Themen spezialisierten Kanzlei Becker Büttner Held, betont: „Konkret geht es hier zum Beispiel um die Ausgestaltung von Vertragswerken zwischen den beteiligten Marktpartnern, bei denen die Pflichten und Haftungen genau auszutarieren sind.“ Zudem rechnet der Fachjurist mit möglichen Konfliktfällen, etwa zwischen Bundesnetzagentur und Netzbetreibern oder Netz- und Anlagenbetreibern. Diese gelte es, möglichst im Vorfeld zu vermeiden oder frühzeitig zu klären. Aktuell sind die Verbände und die Bundesnetzagentur mit der konkreten Ausgestaltung der Rahmenbedingungen beschäftigt, im Netzbetreiberprojekt Connect+ werden zeitgleich einheitliche Lösungen für den Datenaustausch entwickelt. „BBH beobachtet und begleitet diese Prozesse sehr genau und bereitet die erforderlichen rechtlichen Instrumentarien vor“, berichtet Dr. Hartmann.

AUFSTELLUNG PLANEN Doch was genau bedeutet Redispatch 2.0 für den einzelnen Netzbetreiber und mit welchem Aufwand muss ein Unternehmen rechnen? Diese Frage ist, so Julian Stenzel, pauschal nicht zu beantworten: „Wir haben bei den Netzbetreibern ganz unterschiedliche strategische und technische Ansätze, was den Netz- und Leitstellenbetrieb angeht“, erläutert der IVU-Geschäftsführer. Die gelte es, vor dem Hintergrund der neuen Anforderungen zu evaluieren. Patentrezepte gäbe es nicht. „Größere Unternehmen würden die neuen Prozesse wohl komplett eigenständig abbilden müssen und könnten eventuell auch als Dienstleister in diesem Bereich agieren“, sagt Stenzel. Viele der Aufgaben könnten aber auch von kleineren Netzbetreibern übernommen werden. Jedes Unternehmen müsse sich überlegen, welchen Stellenwert die Prozesse im Netzstellenbetrieb in der eigenen Wertschöpfungskette haben. „Wer sich hier im Sinne der Daseinsvorsorge in der Pflicht sieht, seine Verteilnetze in eigener Verantwortung Die neuen Prozesse müssen sowohl in den IT-Systemen als auch im Vertragswesen abgebildet werden. (Foto: shutterstock)

und mit eigenen Mitteln zu betreiben, sollte sich auch mit dem Thema Redispatch 2.0 intensiv beschäftigen.“

INDIVIDUELLE KONZEPTE Die beiden Unternehmen haben sich zum Ziel gesetzt, gemeinsame Lösungen und Dienstleistungen zu entwickeln, die jedem betroffenen Netzbetreiber einen effektiven und rechtssicheren Einstieg in das neue Redispatch-Management ermöglichen. So plant die IVU Informationssysteme, die notwendigen Prozesse über eine integrierte Softwareplattform abzubilden, die der Netzbetreiber nach seinen individuellen Erfordernissen nutzen kann. „Dabei arbeiten wir insbesondere mit unserem langjährigen Partner Wilken eng zusammen“, ergänzt Julian Stenzel. Auch BBH ist auf die unterschiedlichen Anforderungen der einzelnen Redispatch Netzbetreiber eingestellt. Dr. Thies Christian Hartmann: „Da die einzelnen Unternehmen sehr unterschiedlich aufgestellt sind, wird auch der Bedarf an begleitender Beratung und Projektleitung, Musterdokumenten und Dienstleistungsmodellen sehr individuell ausfallen.“

2.0

FRÜHER EINSTIEG Da viele Spezifikationen seitens der Verbände, Behörden und technischen Gremien gerade erst festgelegt werden, zögern viele Netzbetreiber, das Thema anzugehen. Beide Fachleute raten jedoch, das Projekt „Redispatch 2.0“ nicht allzu sehr auf die lange Bank zu schieben. „Die Grundsatzentscheidungen auf der Management-Ebene sollten jetzt fallen“, rät Julian Stenzel, denn daraus leite sich die Ausgestaltung der operativen Prozesse ab. „Der Zeitplan bis zur Finalisierung der Vorgaben reicht bis ins nächste Jahr. Bis dahin sollte jeder Netzbetreiber wissen, wo er hin will, denn ab dem 01.10.2021 müssen die Prozesse verpflichtend umgesetzt werden“, so der IVU-Geschäftsführer. Der Jurist Dr. Hartmann verweist auf einen weiteren wichtigen Grund, frühzeitig mit den Planungen zu beginnen: „Gesetzlich garantiert ist nur der Ersatz derjenigen Umsetzungskosten, die bis zu diesem Stichtag entstehen.“ Beide Unternehmen sehen sich gut aufgestellt, die Netzbetreiber bei den notwendigen Schritten zu begleiten. (pq) IVU Informationssysteme GmbH, Julian Stenzel, 22846 Norderstedt, jstenzel@ivugmbh.de Becker Büttner Held, Dr. Thies Christian Hartmann, 10179 Berlin, Thies.Hartmann@bbh-online.de,

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Vorausschauende Netzbetrachtungen und automatisierte Kommunikation zwischen den Beteiligten sind Kernelemente beim künftigen Management von Netzengpässen (Redispatch 2.0) durch die Verteilnetzbetreiber. VIVAVIS hat sein Leitsystem dafür ausgerüstet.

NETZBERECHNUNG

ie Stromversorgung in Deutschland hat sich in den letzten Jahren grundlegend geändert. An die Stelle steuerbarer Großkraftwerke treten zunehmend dezentrale Erzeuger, welche die Klimabilanz der Energiewirtschaft verbessern, es aber gleichzeitig auch schwieriger machen, die Netze stabil zu halten. „Das Risiko von Netzengpässen steigt, gleichzeitig gibt es immer weniger konventionelle Kraftwerke für den gesteuerten Ausgleich solcher Engpässe“, erläutert Peter Maas, Business Development Manager der Unternehmensgruppe VIVAVIS. In der Konsequenz werden immer mehr entschädigungspflichtige Ausgleichsmaßnahmen auf den unteren Spannungsebenen erforderlich. „Das führt zu steigenden Kosten, zudem erhöht sich das Risiko, dass der sichere Betrieb der Verteilnetze durch Redispatch-Maßnahmen der ÜNB gefährdet wird“, so der Experte weiter. Vor diesem Hintergrund sind die kommen den Änderungen im RedispatchManagement eigentlich zu begrüßen, denn sie beziehen alle Erzeugungsanlagen > 100kW und perspektivisch > 30kW (wenn fernsteuerbar) in das Redispatch-Regime ein. Diese Anlagen sind in der Regel am Mittel- oder Niederspannungsnetz angeschlossen, so dass damit auch praktisch alle 800 Verteilnetzbetreiber (VNB) mehr oder weniger am am Redispatch beteiligt sind. Sie müssen die Fahrpläne der redispatch-fähigen Erzeugungsanlagen in ihrem Netz, die einen Tag im Voraus geliefert werden, bezüglich möglicher Netzengpässe prüfen und einen entsprechenden Redispatchbedarf beim ÜNB

anmelden. „Die neuen Regelungen beruhen stärker auf Plandaten und Prognosen und bringen für die Netzbetreiber, aber auch für Erzeuger und Direktvermarkter neue Aufgaben mit sich, die der intensiven Vorbereitung bedürfen“, fasst Maas zusammen. Eine vorausschauende Netzberechnung spiele dabei eine Schlüsselrolle.

NETZLEITSYSTEM MIT NEUEN MODULEN VIVAVIS fokussiert auf die Zukunft digitaler Infrastrukturen und will die heutigen Netze

SYSTEMSICHT NETZBETRIEB

Grafik: Unternehmensgruppe VIVAVIS

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Redispatch

findet über alle Spannungsebenen (Hoch-, Mittel- und Niederspannung) hinweg statt. Die dafür erforderlichen Daten von Leitungen und Betriebsmitteln können aus vorhandenen Geoinformationssystemen (GIS) oder anderen Datenbanken importiert werden.

SCHNITTSTELLENMODUL CONNECT+ UND DA/RE

fit für morgen machen. Vor diesem Hintergrund hat man das Netzleitsystem IDS HIGH-LEIT um entsprechende Funktionsmodule und Schnittstellen zu den ÜNBPlattformen erweitert, die in mehreren Pilotprojekten erfolgreich getestet wurden. Peter Maas: „Wir werden demnächst in der Lage sein, den kompletten Redispatch-Prozess, soweit er den Verteilnetzbetreiber betrifft, nach bisherigem Stand abzubilden.“ Über die Zusatzmodule können sowohl die Aufgaben des Verteilnetzbetreibers als auch die des VNB als Einsatzverantwortlicher (EIV) für regenerative Erzeugungsanlagen abgewickelt werden.

PROGNOSEBASIERENDE LASTFLUSSRECHNUNG Die prognosebasierende Netzberechnung stellt das Kernmodul für Redispatch 2.0 dar. Es berechnet für die nächsten 36 Stunden den Netzzustand im 15-Minuten-Raster, erkennt dabei eventuell auftretende Netzengpässe und ermittelt den dazugehörigen Redispatchbedarf. Neben den geplanten Einsatzfahrplänen der EIVs werden für eine vollständige Netzberechnung auch die Prognoseprofile aller nicht vom Redispatch betroffenen Erzeuger sowie die Lastprognoseprofile benötigt. Die Lastflussrechnung

„Die Kernaufgabe des VNB besteht darin, zu prüfen, ob der von den EIVs geplante Einsatz aller am Netz angeschlossenen, redispatchfähigen Erzeugungsanlagen problemlos für sein Netz erfolgen kann“, erläutert Peter Maas. Dazu erhält er bereits einen Tag zuvor ab 14:30 Uhr über die Schnittstelle zur Plattform DA/RE (nur für die Regelzone TransnetBW) beziehungsweise Connect+ (für alle anderen Regelzonen) die Einsatzfahrpläne der Anlagen als 15-Minuten-Zeitreihe. Aus Sicherheitsgründen wird die Kopplung über einen Koppelserver geführt, der das Leitstellennetz von der Schnittstelle zur Plattform physikalisch und logisch entkoppelt. Nach der Prüfung durch die prognosebasierende Lastflussrechnung wird über diese Schnittstelle gegebenenfalls auch der erforderliche Redispatchbedarf an die Plattform zurückgemeldet. Neben den Fahrplänen werden über diese Schnittstelle auch die Netzbetreiber- und Anlagenstammdaten ausgetauscht.

EINSPEISE- UND LASTPROGNOSEN Die prognosebasierende Lastflussrechnung benötigt für alle nicht am Redispatch beteiligten Erzeugungsanlagen am Verteilnetz ebenfalls entsprechende Prognoseprofile. Das betrifft überwiegend kleinere Anlagen. Über das Schnittstellenmodul Wind- und Sonnenprognose können diese als 15-Minuten-Zeitreihe von externen Dienstleistern importiert werden. Neben der Erzeugungssituation muss in der prognosebasierenden Lastflussrechnung auch eine Prognose für die am Netz allozierten Lasten berücksichtigt werden. Das Modul zur Erzeugung von Lastprognoseprofilen generiert auf Basis von Standard-

lastprofilen die entsprechenden Lastprognoseprofile als 15-Minuten-Zeitreihe und übergibt diese an die prognosebasierende Lastflussrechnung.

2.0

MODUL EIV Zu jeder für Redispatch in Frage kommenden Anlage muss ein sogenannter Einsatzverantwortlicher (EIV) benannt werden. In dieser Rolle ist er der primäre Ansprechpartner für den Übertragungsnetzbetreiber. „Üblicherweise ist das der Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter der Anlage“, ergänzt Peter Maas und weist darauf hin, dass in der Praxis damit natürlich auch viele Netzbetreiber selbst Einsatzverantwortliche werden. Auch für Anlagen ohne EIV übernimmt der Verteilnetzbetreiber diese Rolle (Duldungsfall). Das Modul EIV erzeugt für diese Anlagen in Verbindung mit dem Schnittstellenmodul Wind- und Wetterprognose die entsprechenden Erzeugungsfahrpläne als 15-Minuten-Zeitreihe und übermittelt diese an die Plattform Connect+. Eine weitere wichtige Information ist die Meldung von Nichtverfügbarkeiten von Anlagen. Sie müssen direkt bei Bekanntwerden übermittelt werden, wobei zwischen geplanten und spontanen Nichtverfügbarkeiten unterschieden werden muss. Zusätzlich muss der EIV auch die Stammdaten der Anlagen einmalig bzw. bei Änderungen an die Plattform melden. „Redispatch 2.0 ist ein wichtiger Baustein auf dem Weg zum digitalisierten, intelligenten Verteilnetz und ein wesentlicher Baustein für das Gelingen der Energiewende“, sagt Peter Maas. Doch noch ist nicht alles festgelegt, manche Punkte sind aktuell noch offen. VIVAVIS verfolgt diese Diskussion aufmerksam, ist teilweise aktiv daran beteiligt und passt sein Portfolio Schritt für Schritt den neuen Anforderungen und Vorgaben an. (pq)

Unternehmensgruppe VIVAVIS, Peter Maas, 76275 Ettlingen, peter.maas@vivavis.com

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Bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall ist die Umsetzung von Redispatch 2.0 nur eine Anwendung eines weitgehend digitalisierten Netzbetriebs. Peter Breuning, Abteilungsleiter Netzleittechnik und Mitglied im Lenkungskreis DA/RE und Connect+, berichtet. Fotos: freepik (evening_tao), shutterstock

ie neuen Regelungen zum Redispatch ab dem 1. Oktober 2021 bringen zahlreiche neue Herausforderungen für die Verteilnetzbetreiber in Deutschland mit sich. Allein die Zahl der Anlagen sowie die Auswirkungen eines steuernden Eingriffs, der sich aufgrund der unterschiedlichen Netzzustände ergibt, verdeutlichen die Komplexität der zukünftigen Optimierungsaufgabe. Zudem zeigt sich, dass viele der neu zum Redispatch hinzukommenden kleineren Anlagen in die Niederspannungsnetze einspeisen. Deren aktuelle Netztopologie wird zwar in den Leitsystemen mitgeführt, Mechanismen wie Lastflussrechnungen oder Engpassprognosen sind aber eher in der Mittelspannung oder darüberliegenden Ebenen anzutreffen. Künftig müssen die VNB innerhalb weni-

Peter Breuning, Abteilungsleiter Netzleittechnik und Mitglied im Lenkungskreis DA/RE und Connect+ (Foto: Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH)

ger Minuten auf einen konkreten Redis patchaufruf mit einem umsetzbaren Leistungshub antworten. Das erfordert eine automatisierte Interaktion der Geoinformationssysteme (GIS) für die Netztopologie, der Netzleitsysteme als zentrale Drehund Angelpunkte des Datenaustauschs sowie des Prognosesystems.

DIGITALER ZWILLING Aus diesem Grund haben sich die Stadtwerke Schwäbisch Hall für die Einführung der Venios-Energy-Platform (VEP) entschieden. Die cloudbasierte Software-Lösung der Firma Venios erzeugt einen digitalen Zwilling der bestehenden NS- und MS-Netze, mit dem sich Planungen, Simulationen und Manipulationen in Echtzeit und ohne Auswirkungen auf den realen Netzbetrieb durchführen lassen. In diesem Projekt geht es aber keineswegs nur um eine Simulationsumgebung für das Netz oder die Digitalisierung analoger Prozesse, etwa das Triggern einer Lastflussrechnung in einem Netzberechnungsprogramm. Die Einführung ist Teil der weitreichenden Digitalisierungsmaßnahmen des Netzbetriebs der Stadtwerke

Schwäbisch Hall und geht weit über die neuen Anforderungen aus dem Redis patch 2.0 hinaus. Um die notwendigen Änderungen der Prozesse umzusetzen und die Qualität der ins System eingespielten Daten zu gewährleisten, haben die Schwäbisch Haller Stadtwerke etwa ein Jahr investiert, bis die VEP einsatzbereit war. Die Plattform bündelt alle netzrelevanten Daten aus verschiedenen Systemen. Hierzu zählen das GIS, das Asset-Management-, das EDM-, das Netzleit- sowie das Abrechnungssystem. Darüber hinaus kann die Software weitere Messwerte aus dem Netzbetrieb, Wetterdaten sowie sozioökonomische Daten aufnehmen und verarbeiten. Das fördert die Prognosegüte der Lasten im Niederspannungsnetz. Die VEP ist durch eine Schnittstelle direkt mit dem Netzführungssystem HIGH-LEIT XW verbunden, das bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall eingesetzt wird. Übertragen werden in Richtung VEP Wirk- und Blindleistung sowie Abgangsstrom und -spannung der 0,4-kV-Seite der Ortsnetzstation. Von der Plattform werden die Ampelmeldungen direkt pro Trafostation gesetzt, somit erhält der Dispatcher die

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Redispatch

Information über mögliche Überlastungen oder Fehler im Niederspannungsnetz. Im Projekt wurden zunächst die Daten zur Netztopologie aus dem GIS-System übernommen. Der Fokus lag dabei auf der Datenkonsistenz zwischen dem Layer der Netzanschlüsse und der Leitungsenden, da diese im VEP zusammenlaufen und die physische Verbindung herstellen. Im Anschluss wurden die Daten zu den Netzanschlüssen um weitere Informationen ergänzt, die nicht im GIS-System hinterlegt sind – beispielsweise den Verbrauchsdaten der Abnahmestellen.

WEITERE ANWENDUNGEN Mit dieser Datengrundlage kann der digitale Zwilling des Netzes auch für andere Aufgaben als den Redispatch eingesetzt werden. So ist das System in Schwäbisch Hall Teil des Auskunftswesens, hauptsächlich bei der Planung und Genehmigung von neuen Anlagen. Diese lassen sich per Dragand-Drop in die bestehende Netztopologie einfügen. In der Netzführung unterstützt die VEP die Planung und Durchführung von Bau- und Interimsmaßnahmen. Über die Simulationen kann ermittelt werden, wie sich eine Maßnahme im Netz auf die Einhaltung der Betriebsmittelgrenzen auswirkt und wodurch einer potenziellen Überlastung entgegengewirkt werden kann. Speziell in der Niederspannung wird diese qualifizierte Anlagenprüfung vor der Installation

immer wichtiger, da hier zunehmend kleine Erzeugungsanlagen, dezentrale Speicher und Lademöglichkeiten für E-Fahrzeuge angeschlossen werden. Diese Einheiten werden nicht unbedingt ein netzdienliches Verhalten aufweisen und ihre Simultanität verstärkt etwaige Netzengpässe eher. Durch die verstärkte Integration von Leistungsmessungen in den Ortsnetzstationen oder in den Stationsabgängen von Schwerpunktstationen in der Mittelspannung kann durch die Modellrechnung in der VEP eine Anpassung der Standardlastprofile (SLP) erfolgen, die iterativ gegen physische Messwerte optimiert werden kann. Wenn die SLP detailliert angepasst und verbessert werden, führt dies im Rahmen der regulatorischen Netzbilanz des Betreibers zu einer verringerten Differenzzeitreihe – und damit zu einer direkten Ersparnis im Netzbetrieb, die sich nach ersten Simulationen und Anpassungen im Realbetrieb auf mehrere 10.000 Euro belaufen könnte. Aktuell beschränkt sich die Nutzung der Plattform auf den eigenen Netzbetrieb in Schwäbisch Hall. Allerdings schließen die Stadtwerke nicht aus, dass sich aus den Erfahrungen weitere Dienstleistungen insbesondere für kleinere und mittlere Verteilnetzbetreiber ergeben können. Geplant ist der Roll-out auf alle 20 Mandanten, für die die Verbundleitwarte der Stadtwerke in der Netzführung tätig ist.

Die Venios-Energy-Platform bündelt und verarbeitet netzrelevante Daten aus verschiedenen Systemen. Die Berechnungen für das künftige Redispatch-Management sind nur einer von vielen Anwendungsfällen. (Foto: Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH)

GRUNDLAGEN FÜR REDISPATCH 2.0

2.0

Zusätzlich arbeiten die Stadtwerke Schwäbisch Hall als Partner in den Projekten DA/RE und „Connect+“ an der Strukturierung des gemeinsamen Datenaustauschs der im Redispatch 2.0 beteiligten Parteien aktiv mit. Die Stadtwerke testen hier die Datenverbindungen sowie die Umsetzung der Prognosemeldungen aus einem realen Verteilnetzbetrieb heraus. Datendrehschreibe ist auch hier das Leitsystem HIGH-LEIT XW der Netzleittechnik, über das die Dispatcher die Aufrufe zum Redispatch erhalten und die Ergebnisse der Prognoserechnung über die VEP an den Übertragungsnetzbetreiber zurückspielen. Von diesen Aktivitäten können auch andere Netzbetreiber profitieren. Das Schwäbisch Haller Unternehmen bietet unter dem Namen ASCARI aus der eigenen Querverbundleitwarte heraus verschiedene Services für Netzbetreiber an, so etwa Netzführung, Störungserfassung, Reporting, Überwachung, Netzumschaltungen und Monitoring. Als Dienstleister sowie in ihrer Rolle als Smart-Gateway-Administrator verbinden die Stadtwerke mit dem Einsatz der VEP das Ziel, netzkritische Situationen vorab zu erkennen und Maßnahmen zur Vermeidung abzuleiten. Das Engagement als Implementierungspartner in den Projekten DA/RE und „Connect+“ stellt somit sicher, dass auch zukünftig die Anforderungen des Marktes aus der zentralen Verbundleitwarte erbracht werden können und damit die Synergien aus den Partnerschaften für die Kunden erhalten bleiben. (pq) Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH, Peter Breuning, 74523 Schwäbisch Hall, peter.breuning@stadtwerke-hall.de

Netztechnik und -steuerung

50,2 Magazin | 04.2020

Die Fernwärmeversorgung mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) während des Einspeisemanagements sicherzustellen, wurde für die Stadtwerke Flensburg zunehmend zur Herausforderung. Im Rahmen des Verbund projektes NEW 4.0 wurde eine Power-to-Heat-Anlage erprobt, die abgeregelten Strom in Wärme umwandelt.

WÄRME AUS ABGEREGELTEM STROM

ine Wärmeversorgung aus regenerativen Quellen – das wünschte sich die Gemeinde Tarp etwa zehn Kilometer südlich von Flensburg bereits vor über zehn Jahren und fragte bei der Stadtwerke Flensburg GmbH an, ob eine entsprechende Erweiterung des Fernwärmenetzes möglich sei. Zum damaligen Zeitpunkt war dies zwar technisch machbar, jedoch wirtschaftlich unrentabel. Im Jahr 2012 war es so weit und der Energieversorger baute ein dezentrales Heizkraftwerk. Das ursprüngliche Anlagenkonzept für die Fernwärmeversorgung sah den Bau von zwei Blockheizkraftwerken (BHKW) mit einer Leistung von jeweils 600 Kilowatt (kW) vor, die beide mit Biomethan befeuert und entweder für die Strom- oder die Fernwärmeerzeugung genutzt werden. Zusätzlich wurde ein Holzhackschnitzel-Kessel mit einer Leistung von 3.000 kW zur rein thermischen Erzeugung gebaut. Nach kurzer Zeit wurde ein drittes BHKW errichtet mit 800 kW Stromleistung sowie 800 kW Fernwärmeleistung, wobei die Wärme mit fossilem Erdgas erzeugt wird.

EINSPEISEMANAGEMENT BREMST WÄRMEVERSORGUNG Doch die Freude über die grüne Fernwärmeversorgung währte nicht lange: Paradoxerweise führte nämlich schon ab 2013 der Ausbau der Windenergie in der Region dazu, dass der Netzbetreiber die Anlagen zur Wärmeerzeugung

(Foto: Stadtwerke Flensburg GmbH)

im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan) abregeln musste, um Netzengpässe zu vermeiden. Ab 2015 führte diese Situation zu einem massiven Problem, wie Dr. Claus Hartmann von den Stadtwerken Flensburg berichtet: „Wir waren über 2.500 Stunden im Jahr nicht mehr berechtigt, Strom einzuspeisen. Dies hatte zur Folge, dass wir mit unseren Blockheizkraftwerken weder elektrische noch thermische Energie produzieren konnten.“ In diesen Zeiten lief der Holzkessel praktisch ununterbrochen, dies war in den Wintermonaten jedoch nicht ausreichend. Zur Unterstützung kam ein Reserve-Heizölkessel zum Einsatz, ein Umstand, der Claus Hartmann in zweifacher Hinsicht ärgerte: „Zum einen hatten wir der Gemeinde Tarp versprochen, Wärme aus regenerativ erzeugten Quellen bereitzustellen. Zum anderen war Heizöl im Vergleich zu den anderen verwendeten Brennstoffen sehr teuer.“ Ab 2017 erhöhten sich die Einspeisemanagement-Zeiträume sogar auf mehr als 3.000 Stunden pro Jahr, dies entspricht über einem Drittel der Heizperiode.

ELEKTROHEIZER MIT EFFIZIENTER TECHNOLOGIE Die Stadtwerke Flensburg reagierten auf das Problem, indem sie Anfang Dezember 2017 die „Begegnung von Einspeisemanagement mit Elektroheizern“ organisierten – so der Name des Vorhabens im SINTEG-Projekt NEW 4.0. Dabei wurde untersucht, ob und wie ein Elektroheizer beim Einspeisemanagement den abgeregelten Strom in Wärme umwandeln kann. Diese Power-to-Heat-Anlage kann in den Zeiträumen, in denen Netzengpässe auftreten, den elektrischen Strom vom dritten BHKW aufnehmen. Die elektrische Leistung kann dann für die Wärmeerzeugung eingesetzt werden. „Dadurch haben wir verschiedene Freiheitsgrade gewonnen“, erläutert der Energieexperte Hartmann. „Wenn kein Strom vorhanden ist, kann das BHWK auf halber Last laufen. Dann haben wir wieder die volle Last Wärme und speisen keinen Strom ein, das ist der einfachste Fall.“ Der Elektroheizer ist ein sogenannter Durchströmungserhitzer. Im Unterschied zu früheren Elektro-

Netztechnik und -steuerung

50,2 Magazin | 04.2020

Folgen des Einspeisemanagements

ohne EinsMan

BHKW3 800 kW

BHKW2 600 kW

BHKW3 850 kW

BHKW2 650 kW

ALT mit EinsMan

BHKW3 800 kW

BHKW2 600 kW

Ölkessel 850 kW

NEU mit EinsMan EHK -420 kW BHKW3 420 kW

BHKW2 650 kW

BHKW1 600 kW

BHKW1 650 kW

BHKW1 600 kW

BHKW1 650 kW

2000 kW Strom

2150 kW Wärme

1200 kW 2150 kW Strom Wärme

BHKW2 600 kW BHKW1 600 kW

IDEAL mit EinsMan

EHK 420 kW BHKW3 430 kW BHKW2 650 kW

BHKW1 650 kW

1200 kW 2150 kW Strom Wärme

EHK -800 kW

BHKW2 600 kW

EHK 800 kW

Folgen des Einspeisemanagements in den verschiedenen Szenarien. (Grafik: Stadtwerke Flensburg GmbH)

BHKW2 650 kW

BHKW1 600 kW

BHKW1 650 kW

400 kW Strom

2100 kW Wärme

Dr. Claus Hartmann, Stadtwerke Flensburg GmbH

kesseln erwärmt sich die Flüssigkeit bei dieser Anlage erst im zweiten Schritt, wie Claus Hartmann erläutert: „Es wird ein Metall erwärmt, drum herum fließt Wasser. Vereinfacht kann man es sich wie bei einem Elektro kocher zuhause vorstellen. In einer Rohrleitung befinden sich zahlreiche parallele Heizstäbe, das Wasser wird dann mittels einer Pumpe so schnell vorbeigeführt, dass die thermische Energie abtransportiert werden kann.“ Bei den Überlegungen zum Einsatz der Technik spielten auch die Kosten eine wichtige Rolle, denn kleinere Anlagen bis zehn Megawatt Leistung können dem Energieexperten zufolge mit dem aktuellen Verfahren kostengünstiger betrieben werden.

VIER-SÄULEN-MODELL Infolge des Einspeisemanagements (EinsMan) hatten die ersten beiden BHKWs einen Einspeisevorrang, da sie mit Biomethan befeuert wurden, das BHKW 3 musste jedoch aus- und der Ölkessel eingeschaltet werden (Grafik: ALT mit EinsMan). Im Szenario NEU mit EinsMan wird das BHKW auf Halblast gefahren. Die Stromproduktion bleibt bei 1.200 kW und der Elektroheizkessel produ-

ziert umweltschonende Wärme. Im anzustrebenden Idealfall (vgl. viertes Säulenpaar) ist das BHKW 3 komplett ausgeschaltet, der überschüssige Strom wird für die Wärmeerzeugung eingesetzt. „Und im absoluten Idealfall müsste man BHKW 1 und 2 ebenfalls noch vom Netz nehmen und der installierte Elektrokessel würden den Strom direkt aus dem elektrischen Netz beziehen, so dass erst gar kein Biomethan oder Erdgas eingesetzt werden müsste“, wie Hartmann ergänzt. 2

VOLLLASTBETRIEB TROTZ REGULATORISCHER FUSSFESSELN Letzterem Vorhaben stehen jedoch regulatorische Hemmnisse im Weg. Selbst unter Berücksichtigung der SINTEG-Verordnung, die unter anderem die EEG-Umlage um 60 Prozent reduziert und weitere Abgaben wie Netzentgelte und Konzessionsabga-

ben entfallen lässt, wäre der Heizölkessel im Vergleich zum Elektroheizer immer noch günstiger. Die Stadtwerke Flensburg können jedoch auf die EEGUmlage verzichten, da über ein bestehendes Heizkraftwerk der Strom ohne diese Abgabe eingesetzt werden kann. Durch diese besonderen Umstände hat der im Dezember 2017 in Betrieb genommene Elektroheizer seitdem bereits über 3.000 Betriebsstunden in Volllast geleistet. Das Verbundprojekt NEW 4.0 läuft noch bis zum 30. November 2020. Bis dahin ist vorgesehen, mit der Powerto-Heat-Anlage noch weitere Feldtests durchzuführen. Einen flächendeckenden Einsatz würden die im Normalfall greifenden regulatorischen Hemmnisse derzeit noch verhindern, erklärt Claus Hartmann, der die Hoffnung jedoch nicht aufgibt: „Ich bin sicher, dass die selbst angelegten Fußfesseln in einigen Jahren wegfallen und dann die Energiewende nicht nur eine Stromwende bleibt, sondern auch auf die Bereiche Wärme und Mobilität weiterentwickelt werden kann.“ (ds)

Stadtwerke Flensburg GmbH, Dr. Claus Hartmann, 24939 Flensburg, claus.hartmann@stadtwerke-flensburg.de, www.stadtwerke-flensburg.de

IT und Prozesse

50,2 Magazin | 04.2020

INTELLIGENZ FÜR HYBRIDE ENERGIEINFRASTRUKTUR

Die Sektorenkopplung erfordert neuartige Steuerungsmechanismen. (Grafik: PSI Software AG)

Die neue PSI-Plattform Energy Cloud steuert multimodale Energiesysteme.

ie Sektorenkopplung gilt als Schlüsseltechnologie auf dem Weg zur erfolgreichen Energiewende. Die Verbindungen von Strom-, Gas- und Wärmenetzen sowie des Mobilitätssektors bieten weitreichende Potenziale für die Energieversorgung. Mithilfe dezentral erzeugter regenerativer Energie wird die Energieversorgung flexibilisiert und dezentralisiert werden. Herausforderungen liegen im Datenmanagement für die sektorenübergreifende Anlagensteuerung und in der flexiblen Zwischenspeicherung temporär überschüssiger Energie.

NEUE SICHT AUF DATEN „Energieversorger auf der Transport- und Verteilnetzebene erfassen und analysieren

teilweise schon heute große Datenmengen“, erläutert Anja Baschin, Bereichsleiterin Innovations- und Qualitätsmanagement bei der PSI Software AG. „Die Daten betreffen Betriebsmittel der eigenen Energieinfrastruktur, Ein- und Ausspeisungsverhalten an den Übergabepunkten, Herkunft der Energieträger, Last- und Flexibilitätsprofile sowie Zusammensetzung und Zustand der Energieträger bei rohrgebundenen Transporten. Der Großhandel von Energie und energienahen Commodities erfolgt über etablierte und ausgereifte Handelsplattformen.“ Für die Steuerung sektorenübergreifender, dezentraler Versorgungsnetze reiche dies jedoch erfahrungsgemäß nicht aus: „Das marktseitig erkennbare Streben nach Autarkie erfordert eine energetische

IT und Prozesse

INSELNETZWERKE Inselnetzwerke sind multimodale Energiesysteme mit weitestgehend ausgewogener Energiebilanz, die untereinander gekoppelt und an eine Grundversorgung angeschlossen sein können.

Bilanzhaltung und den wirtschaftlichen Betrieb der zunehmend autarken Netzinfrastruktur. Dies erfordert zusätzliche Sichten auf Daten und zusätzliche Steuerungsinstrumente“, betont Anja Baschin. Mit schnell agierenden netz- und marktseitigen Flexibilitäten müsse rasch auf kurzzeitige Einspeise- und Laständerungen reagiert werden, damit der stabile Systembetrieb und eine ausgewogene Leistungsbilanz jederzeit sichergestellt ist. Für diese Anforderungen entwickelt das Softwarehaus die Plattform PSI Energy Cloud, mit der eine sektorenübergreifende Steuerungsplattform zur Verfügung gestellt werden soll. Diese bündelt bewährtes Expertenwissen, das in Projekten für Energieversorger, Industrieunternehmen und Infrastrukturbetreiber in über 50 Jahren aufgebaut wurde und ergänzt dieses mit zukunftsweisenden Fachanwendungen. Die leistungsfähige und skalierbare PSITechnologieplattform ist multicloudfähig. Anwendungen werden als SaaS bereitgestellt, um Methoden der Künstlichen Intelligenz erweitert und können mithilfe des PSIClick-Designs von den Anwendern selbst an ihre individuellen Anforderungen angepasst werden.

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EIN WERKZEUG FÜR ALLE PROZESSE Die Lösung ist für den gesamten Lebenszyklus multimodaler Energiesysteme ausgelegt. Anja Baschin erklärt: „Mit unserer Anwendungsstruktur unterstützen wir die abgestimmte Planung aller Energieinfrastrukturen. Die gesamte Energie-Wertschöpfungskette kann mit einem BPMNTool (Business Process Model and Notation) modelliert und eine durchgängige Lösung für die Bereiche Gas, Strom, Wärme, Wasser und Mobilität bereitgestellt werden.“ Im laufenden Betrieb soll die PSI Energy Cloud alle Vorteile einer industriellen IoT-Plattform bieten: Hosting der Kernanwendungen, uneingeschränkte Konnektivität der einzelnen Services untereinander, zu Geschäftspartnern und zu allen angeschlossenen Geräten sowie die Möglichkeit, Apps über definierte Standards einzubinden. Erste PSI-eigene Apps stehen mit Smart Grid Anwendungen des PSIngo bereits zur Verfügung. Die Intelligent Grid Operator Apps erfüllen die Anforderung für ein Energiesystem, das sowohl zentral als auch dezentral funktionieren muss. Damit wird Offenheit auch gegenüber zellularen Konzepten und internationalen Anforderungen zur Inselnetzfähigkeit sichergestellt. Der Datentransfer von den dezentralen Lösungen zu zentralen SCADA-, Fahrplanmanagement- und Handelsanwendungen kann so auf ein Minimum begrenzt werden: „Je weniger Informationen hin und her bewegt werden, desto geringer ist auch die Wahrscheinlichkeit, dass ihre Integrität gefährdet wird“, führt Anja Baschin aus. „Durch das Edge-Computing werden nicht nur die Auswirkungen möglicher Störungen auf die hochkritische Energieinfrastruktur lokal begrenzt, Störungen können auch rasch lokalisiert und effizient behoben werden.“ Auch mit Blick auf die Handels- und Netzprozesse können vorhandene Poten-

ziale besser genutzt werden: Flexibilitätsoptionen im Energieversorgungssystem können für jeden Energiesektor erkannt, bewertet und für den optimalen Betrieb der Anlagen genutzt und anderen Marktpartnern zur Verfügung gestellt werden. Auf Änderungen, beispielsweise des regulatorischen Rahmens, der Rohstoffsituation oder der eingesetzten Technologien, kann durch den offenen und flexiblen Ansatz gut reagiert werden.

KI FÜR DIE ENERGIEWIRTSCHAFT Schon seit langem arbeitet PSI gemeinsam mit Kunden daran, das Internet der Dinge (IoT) und die Künstliche Intelligenz (KI) für die Digitalisierung in der Energieversorgung nutzbar zu machen. Die Softwarelösungen PSIsaso (Security Assessment and System Optimization), PSIgasguide (Ermittlung einer optimalen Netzfahrweise) und PSIngo (Intelligent Grid Operator) sind beispielhafte KI-basierte Anwendungen. Anja Baschin sieht hier erhebliche Potenziale, etwa, wenn es darum geht, die erneuerbaren Energien in die Energieversorgung zu integrieren, Betriebskosten zu senken und die Verfügbarkeit und Sicherheit der Energieinfrastruktur zu erhöhen. „Energieverluste, Betriebsmittelausfälle und Probleme, die die Versorgungssicherheit beeinflussen, können rasch lokalisiert werden“, erläutert die Innovationsmanagerin. Und auch dem Klimaschutz nutze die neue Technologie, da beispielsweise zuordenbare CO2-Emissionen für Energieerzeugung und –transport ermittelt und durch Optimierung verringert werden können. (pq) PSI Software AG, Anja Baschin, 10178 Berlin , abaschin@psi.de

IT und Prozesse

Original

50,2 Magazin | 04.2020

ZURÜCK ZUM

Nachdem ihr zenon OEM-Produkt abgekündigt wurde, setzt die Thüga Energienetze GmbH in ihrer Netzleitstelle auf die Originalsoftware zenon von COPA-DATA. Damit sollen die nächsten Schritte hin zur vollständigen Vernetzung und Automatisierung gegangen werden.

it ihrem über 5.500 km langen Verteilungsnetz beliefert Thüga Energienetze mehr als 120 Gemeinden in Rheinland-Pfalz, Baden-Württemberg und Bayern mit Strom und Erdgas. Als Teil von Deutschlands größtem Netzwerk kommunaler Energieversorger betreibt das Unternehmen mit Hauptsitz in Schifferstadt Strom-, Wasser-, Wärme- und Erdgasnetze in Süddeutschland. Neben dem Auf- und Ausbau sowie der Wartung und Instandhaltung dieser Netze agiert der Netzbetreiber als Service-Dienstleister. Rund um sein Netzleitsystem bietet die Thüga externe Dienstleistungen für Kommunen, Gewerbe, Energiewirtschaft und Privathaushalte an. Hierzu zählen das Störungsmanagement in der dauerhaft besetzten Netzleitstelle, Netzüberwachung, Netzführung und Betriebsführung, das Hosting von Leitsystemplattformen sowie die Einrichtung, Inbetriebnahme und Wartung von Kommunikations- und Netzleittechnik. Die Thüga hatte in der Leitstelle viele Jahre ein zenon OEM-Produkt namens SICAM® 230 von Siemens im Einsatz. Dieses ist inzwischen durch Siemens abgekündigt, so-

dass eine Migration auf die Originalsoftware zenon erfolgte. Der Quellcode der Applikationen stammt bei beiden Systemen von COPA-DATA. Das Problem bestand darin, dass für das bislang verwendete Leitsystem SICAM® 230 keine Erweiterungen für die Energiewirtschaft entwickelt wurden. „Auch der Produktsupport läuft in den nächsten Jahren aus. Das wollten wir unseren Kunden nicht zumuten“, schildert Heiko Bölli, Leiter Netzdienste Sekundärtechnik bei Thüga Energienetze, das Problem. Aufseiten Thügas könne man etwaigen Befürchtungen vor einer Abkündigung durch den Wechsel zum Softwarehersteller COPADATA ebenfalls entgegenwirken.

PHILOSOPHIE: „PARAMETRIEREN STATT PROGRAMMIEREN“ So entschied man sich bei Thüga Energienetze für den Umstieg auf die zenon Energy Edition, dem eigentlichen Kernsystem von SICAM® 230. Bei zenon Energy Edition handelt es sich um eine sogenannte SCADA-Lösung (Supervisory Control And Data Acquisition) zur Steuerung und Überwachung

Foto: Thüga Energienetze GmbH

technischer Prozesse sowie zur Datenerfassung hin zur vollständigen digitalen Vernetzung in der Industrie- und Energieautomatisierung. „Die Plattform zenon bietet eine nahtlose Vernetzung und Zentralisierung von heterogenen Hardware-Landschaften und Altsystemen für die umfassende Datenerfassung“, erläutert Andreas Zerlett, Sales Excellence Energy & Infrastructure / Smart City bei COPA-DATA, und führt aus: „zenon liefert für diesen Zweck komplette horizontale und vertikale Integrationsmöglichkeiten. Mehr als 300 Kommunikationsprotokolle und Treiber sorgen für hohe Flexibilität.“ Laut Zerlett gilt bei zenon die Philosophie „Parametrieren statt Programmieren“. Der Vertriebsexperte sieht bei der Funktionsweise Parallelen zu einem LegoBaukasten: Aus den vorhandenen Grundfunktionen lasse sich zenon projektbasiert an die Bedürfnisse des Kunden anpassen. Die Software müsse nicht stets neu programmiert werden. Durch den modularen Aufbau und zahlreiche Schnittstellen zu verschiedenen Produkten ist die Softwareplattform nach Angaben von COPA-DATA schnell erweiterbar,

IT und Prozesse

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Funktionen ließen sich bei Bedarf ohne großen Aufwand hinzufügen oder entfernen. Im Falle der Thüga Energienetze sei dies ein wesentlicher Faktor für die Umstellung gewesen, da der Energieversorger sein Netzleitsystem nicht nur im Eigenbetrieb einsetzt, sondern auch als externe Dienstleistung anbietet, beispielsweise in Form von Netzüberwachungsservices. Die skalierbare Softwareplattform zenon passt demnach zum Geschäftsmodell des Netzbetreibers, erklärt Bölli.

DIREKTER DRAHT ZUM SOFTWAREHERSTELLER Vor einigen Jahren hatte die Thüga Energienetze GmbH ihre gesamte Serverlandschaft virtualisiert, um die Backup- und Wiederherstellungsprozesse der einzelnen Prozessleitserver effektiver durchzuführen. Für zenon gibt es einen durchgängigen UpdateSupport, sodass keine Probleme auftreten, die Software auf dem aktuellen Stand zu halten. Auch bei einem Verbindungsausfall zur Thüga-Netzleitstelle können Kunden nach Auskunft von Heiko Bölli sämtliche Netzprozesse in Eigenregie durchführen: „Der Server, auf dem unser Leitsystem läuft, steht beim Endkunden vor Ort, wir bilden nur die Redundanz ab, um maximale Ausfallsicherheit zu gewährleisten“.

MIGRATION PER MAUSKLICK Die Migration auf zenon erfolgte bei Thüga Energienetze im laufenden Betrieb, insgesamt vollzog sich der Umstieg über gerade einmal fünf Monate: „Die insgesamt rund 40.000 Prozessvariablen konnten fast eins zu eins migriert werden. Ein vollständiger Datenpunkttest war nicht erforderlich, der vorübergehende Parallelbetrieb reichte für den Systemvergleich aus - eine enorme Zeit- und Kostenersparnis“, freut sich Bölli. Dies gelang laut Andreas Zerlett mithilfe eines von COPA-DATA entwickelten Migrations-Tools. Damit kann ein

Das Leitsystem läuft als On-Premise-Lösung auf den Kunden-Servern vor Ort. (Grafik: Thüga Energienetze GmbH)

Großteil der Migration von SICAM auf zenon generisch per Mausklick durchgeführt werden. „Insbesondere durch die generische Übernahme der Datenpunkte ist ein kompletter Bittest nach der Migration nicht erforderlich“, ergänzt der Vertriebsexperte. Einzig bei der Topologie war eine generische Übernahme nicht möglich, da sich diese bei SICAM und zenon grundlegend unterscheide. Diese Herausforderung konnte ebenfalls bewältigt werden, sodass sich die Thüga Energienetze nach den positiven Erfahrungen mit weiteren potenziellen Migrationskunden austauscht. Energieexperte Heiko Bölli ist davon überzeugt, dass der Umstieg in Zusammenarbeit mit COPA-DATA auch in diesen Fällen gelingt. (ds) COPA-DATA GmbH, Andreas Zerlett, andreas.zerlett@copadata.de, www.copadata.com/de Anzeige

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IT und Prozesse

50,2 Magazin | 04.2020

ZEITVORSPRUNG SICHERN Sieben Jahre scheinen für die Umstellung auf S/4HANA einen absolut komfortablen Zeitrahmen zu bieten. Experten empfehlen dennoch, möglichst frühzeitig zu starten.

B Grafik: shutterstock

ei vielen Unternehmen der Versorgungsbranche steht in den kommenden Jahren ein Wandel der IT-Systeme an, denn SAP wird den Standard-Support für R/3 beziehungsweise ERP 6.0 nun verbindlich 2027 beenden. Das Walldorfer Softwarehaus setzt damit ausschließlich auf die neue Business Suite S/4HANA und empfiehlt den Anwendern eine Umstellung. Anfang des Jahres war die Frist, die ursprünglich 2025 enden sollte, noch einmal verlängert worden – viele Kunden sahen sich wohl außerstande, den Umstieg innerhalb des ursprünglichen Zeitrahmens zu realisieren. Auf der vergangenen E-World zeigte sich die Branche wieder deutlich entspannter, ja bisweilen konnte man den Eindruck gewinnen, dass die Umstellung auf der Prioritätenliste erheblich nach unten rutschte.

MEHR ALS EIN UPGRADE Michael Seifert, Senior Manager Strategic & Operation Solutions beim IT-Dienstleister und SAP-Partner GISA GmbH, hat ähnliche Beobachtungen gemacht und rät, die anstehenden Entscheidungen nicht allzu lange hinauszuzögern: „SAP S/4HANA ist kein Update oder Upgrade, sondern eine komplett neue Produktlinie.“ Die Umstellung betrifft also nicht nur die IT, sondern auch die Prozesse – und die zu betrachten, koste nun einmal Zeit. Als Beispiel nennt der Experte das neue Hauptbuch, das eine Harmonisierung von Finanzwesen und Controlling ermöglichen soll 1. ENTSCHEIDUNGSGRUNDLAGEN und die Mehrdimensionalität Überblick S/4HANA, von Informationen berückBusiness Case, Aufwandsabschätzung sichtigt. „Kunden müssen sich

hier mit neuen Abläufen und Begrifflichkeiten vertraut machen“, erläutert Seifert. Gleiches gelte für die Umstellung des Rechnungswesens auf einen zentralen Geschäftspartner, der die bisherigen Kreditoren und Debitoren ergänzt.

STRATEGISCHE PLANUNG SENKT KOSTEN Seiner Erfahrung nach zeigen sich viele Stadtwerke besorgt bezüglich des Umfangs der Investition, die mit der Umstellung auf sie zukommt. Wie teuer der Umstieg tatsächlich wird und welche Kosten sich durch die Modernisierung langfristig sparen lassen, hänge ganz wesentlich von bestimmten Grundsatzentscheidungen ab, betont der GISA-Berater. „Prinzipiell kann ein Versorger natürlich seine etablierten Prozesse einschließlich aller Daten zu einhundert Prozent in das

2.ENTWICKLUNG DER ROADMAP Analyse der SAP-Bestandssysteme und Prozesse, Zielsystem

neue System überführen“, sagt Michael Seifert. Grundsätzlich aber biete der Umstieg die Chance, die vorhandenen Prozesse zu verschlanken und technische sowie vertriebliche Innovationsimpulse aufzunehmen. Das kann im Rahmen einer System-Überführung geschehen, einige Unternehmen gehen aber auch den Weg einer Neueinführung, um Prozesse zu automatisieren und effizienter zu gestalten.

IT und Prozesse

Um Budgets also vernünftig zu planen, sollten Stadtwerke, die vor dem Umstieg stehen, sich zunächst Klarheit über die möglichen Optionen einschließlich der daraus resultierenden Kosten und Einsparmöglichkeiten verschaffen. Patentrezepte gibt es hier naturgemäß nicht, aber einige Grundregeln: So sind die selektive Übernahme von Daten, die Überführung von Eigenentwicklungen oder die Integration von Speziallösungen häufig teuer. Der Auftraggeber sollte somit genau prüfen, was er wirklich braucht. Gleiches gilt für die Betriebsweise der Software – on premise, Private oder Public Cloud –, die sich ebenfalls nennenswert auf die Kosten auswirkt. Auch hier empfiehlt Michael Seifert eine kritische Einzelfallprüfung der für S/4HANA verfügbaren Optionen, denn „standardisierte Lösungen sind zwar kostengünstiger, gehen aber zu Lasten der Individualität.“ Die notwendigen Schritte auf dem Weg zu einer strategisch tragfähigen Entscheidung begleitet GISA mit erprobten Workshops und standardisierten technischen Checks. „Dieser Einstieg ist mit absolut überschaubaren Kosten umsetzbar“, betont Michael Seifert.

BLAUPAUSE FÜR DAS NEUE SYSTEM Auch bei der tatsächlichen Umstellung bietet der Markt inzwischen Lösungen, mit denen ein Stadtwerk seine Kosten deutlich reduzieren kann. So hat GISA für die branchenspezifischen Anforderungen der Versorger einen umfassend getesteten und dokumentierten S/4HANA-Master einschließlich zahlreicher Schnittstellen entwickelt, in dem die relevanten Versorgerprozesse – gleichsam als Blaupause – abgebildet sind. Die wichtigsten sind das Hausanschlussverfahren sowie die Investitions- und Instandhaltungsprozesse, die im Master prototypisch über alle Phasen und beteiligten Unternehmensbereiche implementiert sind. Individuelle Anpassungen lassen sich auf dieser Grundlage gezielt definieren und umsetzen. „Durch diesen Ansatz verringert sich

3. DEFINITION DER ARBEITSPAKETE Soll-Ist-Abgleich, konkrete Maßnahmenplanung Grafiken: sig Media GmbH & Co. KG

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die Investition erheblich“, so Seifert. Apps aus der SAP HANA IT-Landschaft bieten zusätzliche Erweiterungsmöglichkeiten für das Template, darunter auch die App gisa.Customer Insight. Ein Algorithmus, der gemeinsam mit der Universität Halle-Wittenberg entwickelt wurde, ermöglicht es, Kundenwerte und Kündigungswahrscheinlichkeiten zu ermitteln.

Foto: GISA GmbH

„Wer sich frühzeitig mit dem Umstieg beschäftigt, kann mit minimalem Aufwand starten und kostenoptimiert planen.“ Michael Seifert, Senior Manager Strategic & Operation Solutions bei GISA

ZEITDRUCK VERMEIDEN Viele neue Möglichkeiten also, die sich nach Überzeugung von Michael Seifert für jedes Unternehmen rechnen – je schneller, umso eher man startet. Gerade dort, wo man mit Restriktionen planen müsse, rät er zu einem frühen Einstieg. „Selbst eine einfache Variante dauert im besten Fall 12 bis 18 Monate, je nach Umfang der Eigenentwicklungen, die überführt werden müssen, bzw. der Ausprägung neuer Prozesse, gehen auch gerne mal zwei bis drei Jahre ins Land“. Wer früh startet, hat somit die Möglichkeit, die einzelnen Projektschritte und damit auch die Kosten über einen längeren Zeitraum zu strecken und damit der Geschwindigkeit der eigenen Organisation anzupassen. Auch sollte man bedenken, dass schätzungs-

4. S/4HANA UMSTELLUNG Systemüberführung oder Neuimplementierung

weise mehr als die Hälfte der deutschen Stadtwerke und Versorger ein altes SAP-System im Einsatz hat und viele Unternehmen somit umstellen werden. Die Kapazitäten der Beratungs- und Dienstleistungsunternehmen sind aber begrenzt. „Wir bearbeiten die Projekte der Reihe nach, zu Teilen parallel und streben grundsätzlich eine gemeinsame Planung mit unseren Kunden an“, erklärt Seifert. Kurz vor Torschluss könnten Engpässe nicht ausgeschlossen werden. (pq) GISA GmbH, Jeannine Kallert, 06112 Halle (Saale), kontakt@gisa.de

ERP -SYSTEME IM

WANDEL

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Erfolgsgeschichte NON-COMMODITY Der Einsatz einer spezialisierten Billing Software kann das ERP ergänzen und nachhaltig zum Geschäftserfolg beitragen. Mit diesem Anspruch hat die SIV.AG ihre Lösung UBiS auf den Markt gebracht.

nderungen am Energiemarkt sorgen dafür, dass Energieversorger sich seit einigen Jahren auf die Suche nach neuen Erlösmöglichkeiten neben ihrem Kerngeschäft begeben. Das Buzz-Wort lautet „Non-Commodity“: Internet/Breitband, IP TV, Photovoltaik, Smart Home, Contracting, Fahrstrom oder CarSharing – die Möglichkeiten, Non-Commodity-Produkte und -Services anzubieten, sind für Stadtwerke nahezu unendlich. Ist die Entscheidung für die ersten passenden Produkte einmal gefallen, heißen die nächsten Herausforderungen Vertrieb und Verwaltung: „Oft ist eine innovative und zuverlässige Infrastruktur für das neue Produkt schnell vorhanden, doch es fehlt an den kaufmännischen Prozessen“, weiß Dr. Ulrich Czubayko, Lösungsarchitekt bei der SIV.AG. Diese sind aber unverzichtbar, um aus einem Produkt oder Angebot ein nachhaltig erfolgreiches und vor allem profitables Geschäftsmodell zu machen. Das gilt auch für die Non-Commodities. Gleichgültig, in welcher Form diese daherkommen – die Produkte und Daten müssen in die bestehende System- und Prozesslandschaft eingebunden werden, um sie zuverlässig zu verwalten und abzurechnen. „Effiziente Verwaltungs- und Abrechnungsprozesse können vor allem dann einen Wettbewerbsvorteil bringen, wenn sie vollumfänglich auf bereits bestehende Kundendaten (aus den Commodities) zugreifen“, berichtet Dr. Czubayko. „Das bemerken jetzt auch viele Versorger, die feststellen, dass ihre aktuelle ERP-Lösung bei der Verwaltung und der Abrechnung von Internet, Fahrstrom und Co. nicht die gewünschten Synergien hebt. Viel Potenzial bleibt schlichtweg liegen.“ Umso bedauerlicher, als gerade (regionale) Energieversorger ihren Kunden einmalige Produktkombinationen bieten könnten, die sie so bei spezialisierten Anbietern nicht finden.

SPEZIALISIERTE BILLING-LÖSUNG UBiS, die Billing Software für Non-Commodities aus dem Hause SIV.AG ist, wie Dr. Ulrich Czubayko erläutert, exakt für diese Anforderungen ausgelegt und wird beispielsweise von spezialisierten Telekommunikationsanbietern eingesetzt. „Gerade Energieversorger können hier von interessanten Synergieeffekten profitieren und diese für attraktive Produktkombinationen nutzen“, sagt der SIV-Fachmann. UBiS unterstützt den Versorger nicht nur bei der Fakturierung von zyklischen Leistungen und Einmal-Leistungen, bei der Verwaltung und dem Management von Verträgen und Vertriebspartnern, der Abrechnung der Produkte und von Provisionen. Die Lösung übernimmt auch den Zahlungsverkehr und ermöglicht es, maßgeschneiderte Angebote für unterschiedliche Kunden zu erstellen. Dr. Ulrich Czubayko: „Unabhängig von dem Vorsystem kann der Mitarbeiter bequem auf alle Daten eines Kunden zugreifen und individuelle Angebote erstellen. UBiS bringt alle vorhandenen Daten zu einer Abrechnung. Das bietet eine hohe Flexibilität und großen Komfort für alle, die mit dem System arbeiten.“

DAS BEISPIEL FAHRSTROM Wie das funktionieren kann, verdeutlicht er am Beispiel Fahrstrom: Die Elektromobilität gewinnt momentan rasant an Bedeutung und viele Verbraucher denken mittel- und langfristig über die Anschaffung eines E-Autos nach. Eine flächendeckende Ladeinfrastruktur ist unerlässlich, um diesen Trend zu unterstützen. „Zu dieser kann jedes Stadtwerk etwas beitragen, indem es vor Ort Fahrstrom anbietet – hier winkt übrigens nicht nur ein Imagegewinn, sondern eben auch die Möglichkeit für ein profitables Geschäftsmodell“,

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Foto: pixabay (AKrebs06)

Fotos: shutterstock; pixabay (niekverlaan, AKrebs06); pixelio (Stefan Göthert)

so Dr. Czubayko. Die Idee sei schnell geboren, doch dann stellten sich bald die ersten Fragen: Wie kann ich die Daten verwalten? Wie rechne ich regelkonform und transparent ab? Aber auch: Welche Vorteile, zum Beispiel in Form von Rabatten und Kombinationen, kann ich meinen Kunden bieten? Zur Lösung all dieser Herausforderungen will die SIV.AG mit ihrer spezialisierten Abrechnungssoftware beitragen. UBiS lässt sich nicht nur flexibel in der Verwaltung und Abrechnung einsetzen, sondern ermöglicht es auch, neue Produkte einfach zu modellieren – unabhängig davon, ob das Stadtwerk als sogenannter Charge Point Operator (kurz CPO) oder Electro Mobility Provider (kurz EMP) aktiv wird. CPO UND EMP „In seiner Rolle als CPO hat das Als CPO ist das Stadtwerk Stadtwerk üblicherweise einen Vertrag Betreiber der Lademit einer Roaming Plattform, aber nicht station und in dieser mit dem EMP oder dem Endkunden. Eigenschaft auch zuständig für die tech Am Ende eines jeden Ladevorgangs ernische Instandhaltung, hält es eine Gutschrift von der Roaming die Stromversorgung und Plattform“, erklärt Dr. Ulrich Czubayko. den Zugang zu seiner Das Stadtwerk hat demzufolge nur geLadeinfrastruktur. Der ringe Möglichkeiten sichtbar beim EndE-Mobility Provider, auch EMP genannt, besitzt kunden aufzutreten, um wertvolle Marnicht zwangsläufig eine ketingeffekte zu nutzen. Auch muss eigene Ladeinfrastruktur, jede Rechnung/Gutschrift von dem Prosondern bietet seinen vider der Roaming Plattform manuell Kunden den Zugang zu geprüft werden. „Setzt das Stadtwerk unterschiedlichen Ladein dieser Rolle aber nun UBiS ein, kann stationsnetzwerken an.

es über die Roaming Plattform direkt einen Vertrag mit dem EMP schließen“, so der SIV-Lösungsarchitekt weiter. Nachdem die Ladevorgänge an die Roaming Plattform gesendet wurden, erhält es die Ladevorgangsdaten mit EMP-Zuordnung zurück. Die Ladevorgänge können nun direkt mit dem EMP abgerechnet werden. Das Stadtwerk hat jetzt die Möglichkeit, die Daten des EMP zu differenzieren und so seine Kunden zu erkennen. Das hat große Vorteile: Dort, wo das Stadtwerk seine Kunden identifiziert, kann es gegebenenfalls andere Tarife oder Rabatte anbieten. „Hat beispielsweise der Kunde an einer vom Stadtwerk betriebenen Ladesäule geladen, ist es möglich, ihm andere Konditionen zu bieten und so wirksam Kundenbindung zu betreiben“, sagt Dr. Ulrich Czubayko. Tritt das Stadtwerk als EMP auf, ergeben sich andere Möglichkeiten und der Einsatz der Billing Software wird noch einmal interessanter, führt er weiter aus. „In diesem Fall kann das Billing System sowohl bei der Abrechnung – auch gegenüber dem Endkunden – als auch beim Vertrieb der Fahrstromverträge selbst unterstützen. Jetzt hat das Stadtwerk die Möglichkeit, Produktkombinationen mit seinen Commodity Produkten zu erstellen, dabei regionale Komponenten mit einfließen zu lassen und klar seine regionalen Vorteile auszuspielen.“ Das heißt, in diesem Moment können Versorger andere Konditionen für die Nutzung der Ladesäulen anbieten. Das Billing System kann klar definieren, was tatsächlich abgerechnet werden muss und wie. Somit ergäbe sich zum Beispiel auch die Möglichkeit, Firmenkunden Ladesäulen zu einem Vorteilspreis anzubieten: Jeder Firmenwagen erhält eine eigene Ladekarte – lädt das Fahrzeug auf dem Gelände, ist es günstiger als außerhalb. UBiS verwalte die Daten automatisch und ordnet sie korrekt zu. „Am Beispiel des Fahrstroms zeigt sich also deutlich, dass ein für Non-Commodity-Produkte spezialisiertes Billing System dem Energieversorger nicht nur eine einfachere Verwaltung und Abrechnung eben dieser Produkte bietet, sondern viel mehr kann“, erläutert Dr. Ulrich Czubayko den Nutzen der Lösung. Es unterstütze dabei, sichtbar beim Endkunden aufzutreten, besondere Angebote zu entwickeln und Marketingaktivitäten darauf basierend zu entwickeln. In diesem Sinne versteht sich UBiS nicht nur als eine Ergänzung des bestehenden ERP-Systems, sondern als ein nachhaltiger Beitrag zu einem besseren Vertrieb und Kundenservice. (pq)

ERP -SYSTEME IM

SIV.AG, Dr. Ulrich Czubayko, 18184 Roggentin,ulrich.czubayko@siv.de

WANDEL

Smart Metering

50,2 Magazin | 04.2020

ZUKUNFTSGERICHTETE KOMMUNIKATION Foto: shutterstock

Der breite Einsatz intelligenter Messsysteme und vernetzter Geräte in der Versorgungswirtschaft stellten differenzierte Anforderungen an die Datenkommunikation. Die Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH (ATBB) hat dafür zwei neue Antennen entwickelt.

it dem offiziellen Startschuss für den Smart Meter Rollout ist der erste Schritt hin zu einer digitalisierten Energieversorgung getan: Künftig wird eine zunehmende Zahl intelligenter Messsysteme Verbrauchs- und Einspeisedaten liefern, die als Grundlage neuer, verbesserter Prozesse und interessanter Geschäftsmodelle für die Versorgungswirtschaft dienen. Voraussetzung hierfür ist eine zuverlässige Datenkommunikation Geräteantenne 4119 aus dem Smart Meter Gateway heraus – eine (CDMA 450 MHz) (Foto: Antennentechnik Anforderung, die in aller Regel den Einsatz leis- Bad Blankenburg GmbH) tungsstarker Antennen erfordert. „Angesichts der hohen Stückzahlen von intelligenten Messsystemen wird damit die schnelle, einfache Montage der Antennen in verschiedenen Einbausituationen zu einem wichtigen Faktor für die Wirtschaftlichkeit des Smart Meter Rollouts“, sagt Tobias Schneider von der Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH aus Weimar. Das Technologieunternehmen hat sich im Laufe seiner über einhundertjährigen Geschichte auf die Entwicklung und Produktion von Antennen für unterschiedliche Einsatzbereiche spezialisiert und bietet auch ein umfangreiches Portfolio von Antennen für intelligente Messsysteme.

GERÄTEANTENNE FÜR CDMA 450 MHZ „Die platzsparende Montage im Schaltschrank ist – sofern möglich – die einfachste und wirtschaftlichste Variante“, erläutert Schneider. Speziell für diese Einbausituation hat ATBB bereits vor einiger Zeit eine Geräteantenne entwickelt, die durch einfaches Aufschnappen auf die Kunststoff-Hutschiene mit 35mm-Profil nach DIN 50022 montiert werden kann. „Da bislang eine große MehrHINTERGRUND zahl der Messstellenbetreiber auf eine Kommunikation Die Frequenznutzungsrechte im Freper Mobilfunk setzten, haben quenzbereich 450 MHz laufen zum 31. wir die Standardvariante naDezember 2020 aus und sollen künftig türlich für diese Frequenzen vorrangig für Anwendungen kritischer optimiert“, berichtet er. ZwiInfrastrukturen bereitgestellt werden. schenzeitlich ist mit dem 450 Inzwischen wurde ein Joint Venture MHz-Frequenzband jedoch aus der Alliander AG als Eigentümer eine mögliche Alternative für des heutigen Frequenzinhabers und die Datenkommunikation in Netzbetreibers 450connect sowie drei der Versorgungswirtschaft in Versorgerkonsortien gebildet, um die der Diskussion, die sich ins450-MHz-Funkfrequenzen gemeinsam besondere durch ihre hohe in einem breit getragenen BetreiberSicherheit und Zuverlässigmodell zu erwerben.

450-MHz

Smart Metering

50,2 Magazin | 04.2020

Smart City Werkstatt

D I G I TA L

Virtuelle Live-Konferenz & Ausstellung

10.-11. November 2020 keit auszeichnet. „Wir haben diese Entwicklung natürlich mit Interesse beobachtet“, sagt der ATBB-Experte. Dementsprechend sei man gerne bereit gewesen, im Rahmen der Kooperation mit der Thüringer Energienetze (TEN), dem größten Verteilnetzbetreiber Thüringens, die bewährte Hutschienenantenne für dieses Frequenzband weiterzuentwickeln. „Die Hutschienenantenne 4119 wurde hinsichtlich der Nutzung des 450 MHz-Bandes entwickelt und bietet damit eine besonders große Reichweite und eine sehr gute Gebäudedurchdringung“, erläutert Schneider. Die Antenne, deren Konstruktion die flexible Montage in verschiedenen Umgebungen ermöglicht, ist verwendbar für Basiszähler und Installationsfelder. Ihre maximale Leistung beträgt 5 Watt. Die TEN übernimmt in ihrem Netzgebiet alle Infrastruktur-Dienstleistungen für die Strom- und Erdgasversorgung sowie den Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen. „Die Geräteantenne 4119, die nun im Rahmen des regulären Portfolios angeboten wird, ist ein wichtiger neuer Baustein bei diesen Aufgaben“, so Tobias Schneiders Fazit.

STATIONÄRE ANTENNE FÜR 700 MHZ – 3800 MHZ Doch die Entwicklungen im Zuge der Digitalisierung gehen noch deutlich weiter: So werden in der Versorgungswirtschaft zunehmend auch IoT-Anwendungen, etwa im Bereich der Anlagensteuerung und Sektorenkopplung, erprobt. Auch hier stellt ATBB jetzt eine Neuentwicklung vor, die insbesondere für die mobilfunkbasierte M2M (MaStationsantenne 4942 chine-to-Machine)(700 MHz – 3800 MHz) Kommunikation aus(Foto: Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH) gelegt ist.

„Die Stationsantenne 4942 ist mit einem sehr breiten Frequenzband (LTE 7003800 MHz) für 5G bereit. Sie eignet sich damit hervorragend für viele Anwendungen im Mobilfunkbereich“, führt Tobias Schneider aus.

HINTERGRUND

LIVE Event

Die kommende fünfte Generation des Mobilfunks „5G“ ermöglicht es, 500 Milliarden Dinge des Internets in Echtzeit miteinander zu verbinden. Mit 5G wird damit eine Einheit zwischen der Mess-, Steuerungs- und Regelungstechnik sowie einer funkbasierten Kommunikationstechnik geschaffen als Grundlage für die Interaktion zwischen Menschen und Maschinen sowie zwischen Maschinenelementen. Im Großforschungsprojekt „National 5G Energy Hub“ wird derzeit daran gearbeitet, den neuen Mobilfunkstandard für die Energiewirtschaft nutzbar zu machen.

Ein HF-Kabel ist fest mit der Antenne verbunden und der Strahler ist in einem Kunststoffrohr untergebracht. So ist alles wetterfest konstruiert und damit für den Einsatz im Innen- und Außenbereich gewappnet. Das Kunststoffgehäuse ist UV-resistent und weist eine IP-Schutzklasse von 54 gegen Staub und Spritzwasser auf. Die Antenne ist 185 mm hoch und wird mit einem mitgelieferten Haltewinkel vertikal montiert. „Das zugehörige 5-Meter-Kabel bringt einiges an Flexibilität bei der Wahl des passenden Ortes“, ergänzt Schneider. Da die Antenne 4942 MIMO-fähig ist, lässt sich zudem die Qualität (Bitfehlerhäufigkeit) und die Datenrate deutlich verbessern. (pq)

IoT-Praxis für Städte, Kommunen und EVU. • Prominente Keynotes • Live-Diskussionsrunden, Präsentationen und Workshops • Virtuelle Messestände mit Live-Kommunikation • Praxisbeispiele und IoT-Lösungen

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BUSINESS

MAGAZIN für intelligente Stromnetze

GEOMATICS WIRTSCHAFTSZEITUNG

Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH, Tobias Schneider, 99428 Weimar, tschneider@atbb.eu

Veranstalter & Kontakt: dialog.e gmbh Tel.: +49 221 921 825 25 · info@dialog-e.com

Smart Metering

50,2 Magazin | 04.2020

VERNETZTE MEHRWERTE Foto: ZENNER Hessware GmbH

Mit der Kombination von IoT-Technologien, Smart Meter Gateways und CLS-Lösungen lassen sich smarte Gebäude, Quartiere und Städte realisieren. Stadtwerke profitieren dabei von neuen Services und Geschäftsmodellen.

it dem Rollout intelligenter Messsysteme und der zunehmenden Verfügbarkeit von anwendungsreifen IoT-Lösungen rücken auch Themen wie die Kopplung der einzelnen energiewirtschaftlichen Sektoren in greifbare Nähe. Digitale Messeinrichtungen ermöglichen die Transparenz von Energieerzeugung und -verbrauch, Smart Meter Gateways gewährleisten eine sichere Datenkommunikation und mit IoT-Anwendungen auf Basis von LoRaWAN lassen sich umfangreiche Digitalisierungsprojekte umsetzen. „Die Symbiose und das Zusammenspiel dieser Technologien werden unsere Lebensräume nachhaltig und damit zukunftsfähig machen“, sagt Dr. Dieter Varelmann. „Der Rollout intelligenter Messsysteme wird gleichzeitg befeuert durch die wirtschaftlichen Chancen, die den Stadtwerken in smarten Quartieren und Städten winken, in Form von Prozessoptimierung, neuen Mehrwertservices und digitalen Geschäftsmodellen“, beobachtet der Key Account Manager bei der ZENNER Hessware GmbH und verweist auf die Vorteile der Versorgungswirtschaft in diesem Zusammenhang: Der Umgang mit großen Datenmengen ist ihr tägliches Handwerk, der Kundenkontakt besteht oft seit mehreren Jahr(zehnt)en und die Infrastruktur liegt in der eigenen Hand.

DIGITALER MESSSTELLENBETRIEB Aktuell steht die deutsche EVU-Branche vor der Herausforderung, den Messstellenbetrieb digitalisieren zu müssen. Hinzu kommen neue Rollen im Markt durch den wettbewerblichen Messstellen-

betrieb und regulatorische Vorgaben wie die EED-Richtlinie (EED = Energy Efficiency Directive). „Für die Betrachtung der zukünftigen Aktivitäten eines Stadtwerks bedeutet dies, dass der Messstellenbetrieb ganzheitlich gesehen werden muss“, so Dr. Varelmann. Dies erfordere jedoch einen volldigitalisierten Messstellenbetrieb über alle Sparten hinweg, um an dieser Stelle selbst abrechnen zu können oder sich in neuen Geschäftsfeldern als (Daten-)Dienstleister zu positionieren. Das CLS-IoT-Gateway der ZENNER International GmbH & Co. KG aus Saarbücken wurde genau für diese Anforderungen entwickelt. Kompatibel mit den Smart Meter Gateways im Markt, ist das CLS-Modul nicht nur ein LoRaWAN-fähiges IoT-Gateway, sondern kann auch Zählerdaten über Wireless M-Bus, M-Bus (mittels Pegelwandler) oder andere Systeme auslesen. „Zusammen mit dem SMGW bildet es ein perfektes Tandem, um beispielsweise in den Submetering-Markt für die Heiz- und Nebenkostenabrechnung einzusteigen, indem die Daten der Zähler für die wohnungsweise Verbrauchsabrechnung genutzt werden – entweder um selbst als Messdienstleister aktiv zu werden oder um die Daten an einen externen Marktteilnehmer weiterzugeben“, erläutert der Key Account Manager.

INTELLIGENTE GEBÄUDE UND ENERGIE-EFFIZIENZ Das Smart Meter Gateway bietet einen wichtigen und vertrauenswürdigen Ankerpunkt im intelligenten, energieeffizienten Gebäude und bei den Kunden. Es erfüllt nicht nur die Aufgabe der Übermittlung kurzzyklisch erfasster Messdaten, sondern kann zugleich auch ein zentraler Dreh- und Angelpunkt für energiewirtschaftliche Aufgaben der Steuerung von Erzeugung und Verbrauch sein. Dr. Dieter Varelmann verweist auf mögliche Services, die sich hieraus ableiten: „Die Daten lassen sich etwa im Rahmen eines professionellen Energiemonitorings miteinander in Verbindung bringen und es wird möglich, den Kunden individuelle, ihren Lebensumständen angepasste Angebote

Smart Metering

zu machen – sei es mit Blick auf das eigene Verbrauchsverhalten oder auf Kosten- oder Effizienzaspekte.“ In der Tat haben viele Stadtwerke diese Chance erkannt und positionieren sich als Energieberater für Kommunen, Wohnungswirtschaft oder Industrie.

CHANCEN FÜR EXTERNE MARKTTEILNEHMER Das SMGW ermöglicht in Kombination mit dem CLS-Gateway auch Schalt- und Steuerhandlungen bei Verbrauchern und Erzeugern unter Einhaltung der regulatorischen Vorgaben vorzunehmen. Korrespondierend dazu befähigt die ISO 27.001-Zertifizierung der ZENNER-Plattform Marktakteure zur Ausübung der Rolle des aktiven Externen Marktteilnehmers (aEMT). Die Plattform dient dabei als zentrale Datendrehscheibe für Zählerdaten, IoTSensorwerte und die Visualisierung der Messwerte gegenüber den Kunden. „Dank entsprechender Schnittstellen-Architektur können diese mit ihren eigenen Systemen weiterarbeiten, die aus der Plattform mit Daten versorgt werden. Dies gilt sowohl für energiewirtschaftliche Anwendungen als auch für IoT-Anwendungen bspw. im Smart-City-Bereich“, erläutert Dr. Varelmann.

50,2 Magazin | 04.2020

E-MOBILITÄT IM FOKUS Auch für die Elektromobilität sind digitalisierte Prozesse ein wesentlicher Erfolgsfaktor. E-Fahrzeuge sind aus energiewirtschaftlicher Sicht eher „Stehzeuge“, da sie in vielen Fällen 23 Stunden am Tag nicht bewegt werden und in dieser Zeit geladen oder für die Netzstabilität genutzt werden können. Dementsprechend kommt einer Überwachung des Vorfeldes von Ladeinfrastrukturen entscheidende Bedeutung zu – auch um die Ängste bezüglich der Reichweite und der Verfügbarkeit von Ladeinfrastruktur zu verringern. Mit einem LoRaWAN-fähigen Parksensor kann dies einfach, schnell und kostengünstig realisiert werden, weiß der Fachmann von ZENNER Hessware. Sofern eine SMGW-Verpflichtung für Ladeinfrastruktur ab 2021 in Kraft tritt, kann auch die bestehende Kommunikationsanbindung des SMGWs zur Bereitstellung von Parkraumdaten genutzt werden. Durch die Implementierung des OCPP-Protokolls auf dem CLS-/IoT-Gateway können weiterhin die Anforderungen des §14a des EnWG erfüllt werden. Die Steuerbarkeit der Ladeinfrastruktur führt zu geringeren Netzentgelten und kann dann direkt über die ZENNER-Plattform aus der Netzleitstelle hergestellt werden.

Das CLS-Gateway von ZENNER ermöglicht in Verbindung mit dem Smart Meter Gateway vielfältige Mehrwertdienste sowie Schalt- und Steuerhandlungen unter Einhaltung der regulatorischen Vorgaben. (Bilder: ZENNER Hessware GmbH, iStock)

DIGITALISIERUNG STEP BY STEP Der Einstieg in die digitalen Lösungen kann schrittweise realisiert werden. Dr. Dieter Varelmann nennt die zentralen Mehrwerte für Stadtwerke und Versorger: „Das vor Ort entstehende IoT-Netz bietet die Chance, eine Vielzahl weiterer Services zu etablieren. Beginnend bei Dienstleistungen im öffentlichen Bereich, wie zum Beispiel der Überwachung von Rettungswegen, über die Messung von Pegelständen bis hin zu Mehrwerten für Endkunden, wie das einfache Finden einer E-Ladestation mittels App, sind vielfältige Anwendungen denkbar und möglich. Vieles davon besitzt aus Sicht des anbietenden Stadtwerkes ein hohes Cross-Selling-Potential.“ Die Versorgungsunternehmen bekommen gleichzeitig Werkzeuge an die Hand, die ihnen bei der selbstständigen Optimierung eigener Prozesse helfen. Die LoRaWAN-basierte Fernüberwachung von Trafostationen etwa senkt die Betriebskosten und verbessert gleichzeitig die Versorgungssicherheit. Durch die Umrüstung auf eine IoT-basierte Steuerung der Straßenbeleuchtung gelingt Stadtwerken eine flexible und kostengünstige Modernisierung von vielerorts veralteten Infrastrukturen. Kommunale Versorger werden durch die Digitalisierung aber auch in die Lage versetzt, auf die Bedürfnisse von Prosumern einzugehen und mit diesen Eigenversorgungs- und Direktlieferungskonzepte umzusetzen. Oder sie bündeln dezentrale Erzeugungsanlagen von Kunden zu virtuellen Kraftwerken und nehmen so beispielsweise am Regelenergiemarkt teil. Die Reihe ließe sich um viele Beispiele verlängern. Dr. Dieter Varelmann: „Gemeinsames Merkmal dieser Anwendungen: Alle zielen darauf ab, dass unsere Quartiere und Städte smarter werden. Das SMGW als Datenzentrale sorgt dabei für die notwendige Sicherheit.“ (pq) ZENNER Hessware GmbH, Dr. Dieter Varelmann, 68163 Mannheim, kontakt@hessware.de

Service und Instandhaltung

50,2 Magazin | 04.2020

Die Cloud-Lösung EmergencyEye ermöglicht einen direkten Zugriff auf das Mobiltelefon des Melders. So kann eine Störung lokalisiert und beurteilt werden. (Foto: RheinEnergie AG)

ie RheinEnergie AG trägt Verantwortung für die Energie- und Wasserversorgung von rund 2,5 Millionen Menschen. Dabei reicht das Versorgungsgebiet von der dicht besiedelten Millionenstadt Köln bis zu ländlichen Regionen im Bergischen Land. In so einem komplexen Versorgungsgebiet kommt es auch immer wieder zu Störungen, die schnellstmöglich behoben werden müssen. Vom Baum, der in eine Stromleitung fällt, bis zum Wasserrohrbruch – über 80.000 Anrufe nehmen die Kollegen im Entstörungsmanagement der RheinEnergie jährlich entgegen. Die wichtigste und schwierigste Aufgabe zu Beginn einer Störung ist zu erkennen, wie dringend sie behoben werden muss. Denn die Bandbreite reicht von einem leicht tropfenden Wasseranschluss, der im Laufe der nächsten Tage repariert werden kann, bis zum Gasaustritt, zu dem der mobile Entstördienst unverzüglich mit Blaulicht fahren muss. Bislang basiert die Priorisierung der gleichzeitigen Störungen auf einem strukturierten Interview, mit dem die erfahrenen Disponenten versuchen, sich durch gezielte Fragen ein Bild von der Situation zu machen. „Die Kunden beschreiben ähnliche Situationen dabei sehr unterschiedlich. Unsere Aufgabe ist es dann, die richtigen Fragen zu stellen, um ein möglichst genaues Bild von der Störung zu erhalten“, fasst Disponent Gerwin Niederschlag zusammen. Um in diesen Situationen Unterstützung anzubieten, setzt die RheinEnergie als erster Energieversorger in Deutschland das System EmergencyEye ein. Die Anwendung bietet die Möglichkeit, dem Kunden einen Link per SMS zu senden. „Wenn der Kunde sein Einverständnis gibt, können wir auf dessen Smartphone-Kamera zugreifen und uns ein eigenes Bild von der Lage machen“, beschreibt Dr. Jan Meese, Leiter der Querverbundleitstelle, das Prinzip. Die Besonderheit dabei ist, dass auf dem Smartphone des

FERNZUGRIFF AUF SMARTPHONE-KAMERA Mit einer innovativen Lösung will die RheinEnergie die Entstörprozesse weiter verbessern. Das Mobiltelefon des Melders spielt dabei eine wichtige Rolle. Kunden keine spezielle App installiert sein muss, sondern die Anwendung direkt im Webbrowser funktioniert. Das ermöglicht die Nutzung ohne größeren Aufwand und zeitliche Verzögerung. „Entwickelt wurde EmergencyEye ursprünglich für Feuerwehrund Rettungsdienstleitstellen, um durch die Video-Funktion und die integrierte Ortung per GPS schnellstmöglich Hilfe schicken zu können“, fasst Guenter Huhle, Gründer und CEO vom Start-up Corevas, die Idee von EmergencyEye zusammen. „Uns freut es sehr, dass unsere Idee bei der RheinEnergie nun auch erstmalig in der Energiebranche Anklang findet“, so Huhle. Zusätzlich zum Live-Videobild besteht die Möglichkeit, den genauen Standort des Anrufers über GPS zu ermitteln. „Gerade bei stürmischem Wetter erhalten wir immer mal

wieder Meldungen, dass irgendwo in einem ausgedehnten Waldgebiet ein Ast in einer Freileitung hängt. Oft kann der Kunde uns den genauen Ort nicht nennen“, beschreibt Frank Frohn, der bei der RheinEnergie den rechtsrheinischen Stromnetzbetrieb verantwortet, die schwierige Situation in den Stromnetzen im ländlichen Bereich. „EmergencyEye wird nun im Rahmen eines einjährigen Pilotprojektes in der Querverbundleitstelle getestet“, sagt Christian Gernhardt, bei der RheinEnergie für den ITEinsatz zuständig. „Ich kann mir aber gut weitere Anwendungsfälle vorstellen, beispielsweise bei der Bauüberwachung oder für Planungsaufgaben.“ In der Pilotphase nutzt die RheinEnergie EmergencyEye als SaaS (Software as a Service) –Lösung. Wenn der Test erfolgreich ist, will man die Lösung in die entsprechenden Systeme einbinden, zum Beispiel über eine Schnittstelle zur Telefonanlage und zum Entstörungsmanagementsystem. Bedingt durch die Umsetzung in der Cloud muss ein Energieversorger keine Voraussetzungen erfüllen. Das System ist sofort startklar. (pq) RheinEnergie AG, Dr. Jan Meese, 50823 Köln, j.meese@rheinenergie.com

Service und Instandhaltung

50,2 Magazin | 04.2020

Netze BW bietet GPS-Notruf-System für den Außendienst.

SICHER UNTERWEGS

ie wichtig der Außendienst in den alltäglichen Geschäftsprozessen der Versorger, Stadtwerke und Netzbetreiber ist, hat sich gerade angesichts der Kontaktbeschränkungen der vergangenen Monate gezeigt. Nun kehrt in vielen Bereichen Normalität ein und auch der Außendienst kann wieder fast ohne Einschränkungen unterwegs sein. Anlass genug, auch einmal die Schattenseiten dieser Tätigkeiten in den Blick zu nehmen, findet Markus Eisenlohr, der als Produktmanager bei der Dienstleistungssparte der Netze BW für eine innovative GPS-Lösung für den Außendienst zuständig ist: „Übergriffe gegen die Mitarbeiter von Versorgern nehmen nachweislich zu – und das betrifft leider nicht nur die Monteure, die säumigen Kunden den Stromanschluss stilllegen müssen.“ Auch Techniker im Wartungsdienst, die einen Straßenabschnitt sperren müssen, und selbst Zählerableser können unter bestimmten Umständen in schwierige Situationen geraten. Hinzu kommt, dass Arbeiten am Versorgungsnetz bei aller Vorsicht immer auch ein Unfallrisiko bergen, speziell, wenn die Außendienstkräfte alleine unterwegs sind. Um diese Mitarbeiter zuverlässig zu schützen, hat Netze BW einen innovativen GPS-Notruf entwickelt – ursprünglich für den eigenen Bedarf. Zwischenzeit-

Über ein handliches GPS-Notrufgerät hat der Außendienst mitarbeiter jederzeit Kontakt zur Leitstelle. (Foto: Netze BW GmbH)

Foto: Netze BW GmbH

lich befindet sich die Lösung bundesweit bei vielen Kunden aus dem öffentlichen und Versorgungssektor im Einsatz.

AKTIVE UND PASSIVE ALARMIERUNG Das Prinzip ist denkbar einfach: Der Mitarbeiter erhält ein kleines, handliches GPS-Notrufgerät, das rund um die Uhr mit einer zentralen Notruf- und Service-Leitstelle verbunden ist. Anwender können jederzeit direkt Alarm auslösen oder bereits vor einem heiklen Auftrag eine Meldung senden und damit eine Zeitfensterüberwachung aktivieren. Erfolgt in diesem Fall nach 30 Minuten keine Rückmeldung, wird automatisch alarmiert und mit Hilfe von GPSDaten der Standort ermittelt. Reagiert wird immer mit Maßnahmen, die im Vorfeld vereinbart wurden – beispielsweise werden Polizei oder Rettungsdienst alarmiert. Ein wichtiger Punkt aus Sicht des Datenschutzes und der Arbeitnehmervertreter: Bei dem System sei zudem die Möglichkeit ausgeschlossen, Zeit- oder gar Bewegungsprofile anzufertigen. So bleibt die Privatsphäre der Mitarbeiter geschützt. „Die durchweg sehr positiven Rückmeldungen haben uns dazu bewogen, diese Dienstleistung jetzt auch außerhalb Baden-Württembergs anzubieten“, erläutert Produktmanager Markus Eisenlohr. (pq) Netze BW GmbH, Petra Ortlieb, 70190 Stuttgart, www.netze-bw.de/gpsnotruf

DAS SYSTEM IM ÜBERBLICK • Notrufsystem als Komplettservice • GPS-Notrufgerät inklusive Kommunikationskosten • Moderne, zertifizierte Leitstelle • Zeitfenster- und Direktalarm • Alarmierung von Polizei oder Rettungsdienst • 24 Stunden/ 365 Tage Service • Mitarbeiterschulung

Elektromobilität

50,2 Magazin | 04.2020

VERSTÄNDIGUNG LERNEN Im Forschungsprojekt „Netz_eLOG“ wird mit einer elektrischen Zustellflotte der Deutschen Post untersucht, wie auch eine größere Ladeinfrastruktur netzverträglich betrieben werden kann.

Im Projekt Netz_eLOG entwickeln die Partner eine dynamische, netzseitige Steuerung von Ladevorgängen elektrischer Fahrzeuge. (Grafik: Reiner Lemoine Institut gGmbH)

it dem Ausbau der Elektromobilität werden zunehmend auch gewerbliche Flotten elektrifiziert. Bei solchen Szenarien können Konflikte zwischen dem Flottenbetreiber, der seine Fahrzeuge dauerhaft betriebsbereit halten möchte, und dem Netzbetreiber entstehen, der Überlasten im Verteilnetz verhindern muss. In einem Verteilzentrum der Deutschen Post DHL Group (DPDHL) in Kleinmachnow mit bis zu 63 StreetScootern WORK XL soll die Frage geklärt werden, wie die Ladeinfrastruktur der gesamten Flotte am vorhandenen Anschluss netzverträglich betrieben werden kann. Unter der Projektleitung des Reiner Lemoine Instituts (RLI) entwickelt und erprobt die IAV GmbH gemeinsam mit dem Netzbetreiber E.DIS Netz GmbH Verfahren für ein automatisiertes Last-/Lademanagement. Ein Novum bei diesem Projekt ist, dass die Daten des Netzbetreibers und des Logistikanbieters in einem System zusammenlaufen. Die Steuerung der Ladevorgänge soll so wesentliche Parameter des Stromnetzes, der Fahrzeuge sowie des Logistikprozesses berücksichtigen, um ein für alle Seiten optimales Ladeverhalten zu ermöglichen. IAV übernimmt die Erfassung und Verarbeitung der Informationen, die sowohl seitens E.DIS als auch DPDHL in das neue System einfließen, und entwickelt Algorithmen für die Automatisierung des Last-/Lademanagements. „Es handelt sich dabei um eine Plattform, welche die interoperable Kommunikation der einzelnen Systeme ermöglicht. Darauf aufbauend wird eine KI-basierte Lastregelung aufgesetzt, die eine flexible Ladung der Fahrzeuge sicherstellen soll“, schildert Marcel Reuber, Development Engineer bei IAV. Eine Herausforderung hierbei sei es insbesondere, die Interoperabilität der jeweiligen Hardware- und Softwarekomponenten zu gewährleisten. Die Leistungsbegrenzung findet am Netzübergabepunkt statt, das Lastmanagement erfolgt hinter dem

Netzanschluss. Über den Projektverlauf hinweg soll die manuelle Schnittstelle bei E.DIS dabei weitestgehend automatisiert werden, wie Marcel Reuber betont.

BEDARFSORIENTIERTES LADEN FÜR GROSSE FLOTTEN Netzseitig fließen Messdaten ein, die für die Bewertung der Trafoauslastung und für verschiedene Abgänge in der NiederspannungsHauptversorgung relevant sind – zum Beispiel Leistung, Phasensprung, Phasenverschiebung, Netzfrequenz und Blindleistung. Für die zusätzliche Validierung der Daten werden auch die Leistungsparameter der Ladepunkte berücksichtigt. Dabei sind Ladestart, Ladebedarf und die aktuelle Leistungsabnahme in Form der Phasenleistung von Interesse. Zudem werden verschiedene Szenarien untersucht, die entweder auf der Ebene der einzelnen Ladesäule oder an den Unterverteilungen ansetzen. Die StreetScooter werden über Nacht geladen, bevor sie sich am Morgen auf ihre Lieferrouten begeben. Je nach saisonaler Nachfrage, etwa im Weihnachtsgeschäft, sind jedoch weitere Ladevorgänge untertägig notwendig, da unter Umständen mehrere Schichten gefahren werden. „Das Lademanagement muss also einerseits sicherstellen, dass für alle Fahrzeuge ausreichend Ladeleistung zur Verfügung steht, andererseits müssen zeitliche Parameter berücksichtigt werden“, erläutert Marcel Reuber. Am nächsten Morgen erfolgt die Beladung in Wellen, je nach saisonaler Nachfrage. Mit Blick auf die Kosten ist zusätzlich ein Peak Shaving erforderlich, das teure Leistungsspitzen verhindert. Wie Marcel Reuber berichtet, müssen die Daten dazu minutenscharf verarbeitet werden. Da die Routen und Fahrbezirke der DPDHL bekannt sind, können anhand der Erfahrungswerte die quantitativen und zeitlichen Ladebedarfe prognostiziert werden. So soll das System gewährleisten, dass die verfügbare Leistung optimal für die Ladung der Zustellfahrzeuge genutzt wird. Sukzessive lernt das System anhand des tatsächlichen Leistungsabrufs.

Elektromobilität

50,2 Magazin | 04.2020

Im Rahmen von Workshops sollen wirtschaftliche Anreizmodelle für die Nutzung eines netzseitigen Lastmanagements entwickelt werden. (Foto: Reiner Lemoine Institut gGmbH)

NETZDIENLICHKEIT ÜBER DEN NETZANSCHLUSSPUNKT HINAUS Als Verteilnetzbetreiber erhält E.DIS die Möglichkeit, den Verbrauch der Logistikflotte über die Plattform von IAV in einem bestimmten Zeitfenster zu begrenzen. Im Umkehrschluss bekommt die DPDHL für die Bereitstellung einer tagesaktuellen Flexibilität eine bestimmte Vergütung – operative Einbußen beim Laden sind dadurch nicht gegeben. „In dem Forschungsprojekt können wir bereits heute Verfahren entwickeln Projekt „Netz_eLOG“ („Intelligente Netzintegration der elektrifizierten Logistik“) Partner: IAV GmbH, Engineering-Partner der Automobilindustrie, und E.DIS Netz GmbH als regionaler Netzbetreiber in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg. Das Reiner Lemoine Institut leitet das Projektkonsortium und stellt wissenschaftliche Expertise auf dem Forschungsfeld der Energie- und Verkehrswende bereit. Netz_eLOG wird im Rahmen des Förderprogramms „Erneuerbar mobil“ des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMU) gefördert, der Projektträger ist VDI/VDE-IT. Die Projektlaufzeit ist von November 2019 bis Oktober 2022 angesetzt. www.netz-elog.de

und im realen Betrieb erproben, die für den kommenden Markthochlauf dringend erforderlich sind und die sicherstellen, dass die Elektromobilität zukünftig einen Beitrag zur Netzstabilität leistet“, erklärt Harald Bock, Geschäftsführer der E.DIS Netz GmbH.

ERWEITERUNG DER ANWENDUNGSFÄLLE Überprüft wird im Projekt auch, welche Anreizmodelle sinnvoll sind. Ende April 2020 hat das RLI hierzu eine Workshop-Reihe gestartet, um Erzeugungs- und Verbrauchsseite zusammenzubringen: „Flottenbetreiber haben bislang nur wenig Anreize, netzseitige Kriterien beim Laden ihrer Fahrzeuge zu berücksichtigen. Ein wichtiger Teil des Projekts sind daher die im Projekt geplanten Workshops zur Entwicklung wirtschaftlicher Anreizmodelle. Wir laden alle Stakeholder dazu ein, sich an diesem Prozess zu beteiligen“, bekundet Oliver Arnhold, Leiter des RLI-Forschungsbereichs Mobilität mit Erneuerbaren Energien. Am ersten Workshop nahmen über 40 externe Stakeholder teil, darunter Netzbetreiber und Stadtwerke sowie Verkehrs-, Handelsund Logistikunternehmen und andere Flottenbetreiber. „Der Auftaktworkshop war ein voller Erfolg. Die Diskussionen haben gezeigt, dass die netzdienliche Integration elektrischer Fahrzeugflotten für alle Akteure relevant ist und aktuelle Anreizmodelle bislang weder ausreichen noch

langfristig zielführend sind“, erklärt Jakob Gemassmer, wissenschaftlicher Mitarbeiter am RLI. Gemeinsam mit verschiedenen Akteuren im Bereich der Netzintegration wurden die unterschiedlichen Kriterien der Akteure an ein netzseitiges Lastmanagement diskutiert sowie erste Aspekte hinsichtlich Wirtschaftlichkeit sowie einer technischen und regulatorischen Umsetzung festgehalten. Dies bildet die Grundlage für die FolgeWorkshops im Projekt. Im dritten Quartal 2020 ist vorgesehen, die Ladesäulen sowie die Messtechnik des Netzbetreibers zu installieren. Der Testbetrieb wird Ende 2021/Anfang 2022 weitestgehend abgeschlossen sein. Start des Testbetriebs im laufenden Betrieb der Paketzustellung und Ladung der Fahrzeuge sollen ab 3. Quartal 2020 erfolgen – sobald die Ladepunkte verfügbar sind und die Fahrzeuge bereitstehen. Neben der Logistikbranche sollen weitere Anwendungsfälle identifiziert und untersucht werden. Aktuell wird einem Einsatz in der Wohnungswirtschaft, bei einer Busflotte im öffentlichen Nahverkehr oder in Parkhäusern bspw. an Flughäfen hohes Potenzial zugeschrieben. Möglich ist auch das Ausrollen für E-Carsharing-Anbieter und Flottenbetreiber im ambulanten Pflege dienst oder für Handwerksbetriebe. Für diese Übertragbarkeitsanalysen modelliert das RLI das lokale Energiesystem sowie das netzseitige Lastmanagement. „Verschiedene Anwendungsbereiche zeichnen sich durch ein unterschiedliches Flexibilitätspotenzial aus, da die eingesetzten Fahrzeuge und deren Standzeiten sehr unterschiedlich sein können. Langfristiges Ziel ist, dass Netzbetreiber das Potenzial für netzdienliches Laden kennen und dieses in ihre Netzplanung integrieren können“, so Jakob Gemassmer. Zum Projektende werden die gesammelten Erkenntnisse in einem Abschlussbericht veröffentlicht. Ferner ist vorgesehen, das Simulationsmodell am Ende des Projektes unter einer offenen Lizenz der Wissenschafts-Community zur Verfügung zu stellen. (ds) Reiner Lemoine Institut gGmbH, Jakob Gemassmer, jakob.gemassmer@rl-institut.de

Erzeugung und Speicher

50,2 Magazin | 04.2020 Foto: Pixabay / lukasbier

FLEXIBLER REGIONALSTROMTARIF

er Kauf regionaler Produkte entlastet das Klima und wird daher für Verbraucher zunehmend attraktiv. Dies beschränkt sich nicht mehr auf den Lebensmitteleinkauf, auch beim Strom aus der Steckdose soll der Transportweg möglichst kurz ausfallen. Der Ökostromanbieter STROMDAO GmbH mit Sitz in Mauer bei Heidelberg hat diesen Bedarf erkannt und ein passendes Stromlieferkonzept entwickelt. Das Startup vermarktet den Ökostromtarif „Corrently“ zum einen direkt über das Gateway eines wettbewerblichen Messtellenbetreibers, zum anderen können Stadtwerke die Gesamtlösung als White-Label Produkt nutzen. Jüngst haben die Stadtwerke Eberbach diesen Tarif in ihrem Portfolio integriert. Das Besondere: Die Kunden können über die Bezugsmenge des regionalen Ökostroms entscheiden, in Zeiten hoher Einspeisung wird die Abnahme belohnt. „Das ist ein Stromtarif für die Zukunft, dynamisch, intelligent und passgenau für Klimaschutz und die Erneuerbaren Energien“, erklärt Michael Sigmund, Bereichsleiter Kommunale Beziehungen der Stadtwerke Eberbach.

GRÜNSTROMINDEX INITIIERT ALLE TRANSAKTIONEN Basis des Stromtarifs Corrently ist der GrünstromIndex. Dieser gibt ortsgenau an, wie regional erzeugter Ökostrom zur Verfügung steht. „Der GrünstromIndex sieht in Hamburg anders aus als in München, je nachdem wie viel Ökostrom ins Netz gespeist wird“, erklärt Thorsten Zoerner, Geschäftsführer und Mitgründer von STROMDAO, der das Konzept entwickelt hat. Dabei setzen die Heidelberger die Blockchain-Technologie zum Abgleich von Erzeuger-, Wetter- und Verbraucherdaten ein. Bei einer Blockchain werden sensible Informationen wie Vertragsdetails zwischen den Nutzern direkt übertragen. Durch die dezentrale Struktur des Netzwerks, Verschlüsselung sowie permanente Synchronisation wird die Sicherheit des Systems gewährleistet – so auch die Verknüpfung von Informationen aus Erzeugerangebot und Verbraucherdaten. Dadurch ist dem Startup zufolge der Aufbau einer transparenten Stromversorgung aus dezentralen regenerativen Energiequellen möglich. Erzeugung und Bedarf kön-

Basierend auf Blockchain-Technologie hat STROMDAO einen dynamischen Ökostromtarif entwickelt, der durch regionalen Verbrauch die Stromnetze entlastet. Stadtwerke können mit dem Angebot ihr Portfolio erweitern. nen durch die im Hintergrund arbeitenden Algorithmen aufeinander abgestimmt oder Abrechnungen zwischen Kleinerzeugern und Verbrauchern direkt und vollautomatisch durchgeführt werden. Beim Grünstromindex werden anonymisierte Standort- und Leistungsdaten aller bundesweit installierten Erneuerbarer-Energie-Anlagen mit Wetterdaten verknüpft. Der Grünstromindex stellt so Verbrauchern in ganz Deutschland eine für ihre Region gültige, Postleitzahl genaue, Grünstromvorhersage mit 36 Stunden Vorlauf zur Verfügung.

EIN SYSTEM, ZWEI WÄHRUNGEN Der Ökostromanbieter belohnt Verbraucher, wenn diese Strom in Zeiten hoher Verfügbarkeit aus Wind- und Solarenergie beziehen. Die Belohnung erfolgt über ein Treueprogramm, das nach den Worten von Thorsten Zoerner aus zwei Währungen besteht: „Für den Aufbau einer sicheren und kostengünstigen Währung ist die BlockchainTechnologie ideal. Das Treueprogramm hinter dem GrünstromBonus von Corrently setzt sich aus zwei Währungen zusammen. Die erste Währung ist der GrünstromBonus, die der GrünstromIndex im Corrently-System schafft. Zunächst wird dafür der Stromverbrauch innerhalb einer Stunde ermittelt. Abhängig von der Menge des aus regionalen Anlagen verbrauchten Grünstroms werden die GrünstromBonus Token gutgeschrieben“. Die Logik dahinter: Je mehr regionaler Grünstrom genutzt wird, desto mehr Bonuspunkte erhält der Kunde. Diese Informationen werden in Blöcken gespeichert und als Datensatz einer Blockchain hinzugefügt. Das Hintereinander-

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Verbraucher können jederzeit einsehen, wie viel Prozent ihrer verbrauchten Energie aus erneuerbaren Quellen stammt. (Grafik: STROMDAO GmbH)

schalten bei der Blockchain ermöglicht bei volatiler erneuerbarer Energie eine zeitliche Entkopplung zwischen erfüllter Leistung und deren Honorierung.

AUS KONSUMENTEN WERDEN EIGENTÜMER Die zweite Währung sind Anteile an Erzeugungsanlagen von STROMDAO, die der Verbraucher gegen den jeweiligen GrünstromBonus tauschen kann und so zum Prosumer wird. Im ersten Schritt wird der GrünstromBonus per Blockchain-Transaktion an STROMDAO übertragen. Im Anschluss überschreibt der Ökostromtarif-Anbieter die Anlagenanteile wiederum per Blockchain an den Stromkunden. Sobald die erworbenen Anlagenanteile Strom in das öffentliche Netz einspeisen, reduziert sich der Verbrauch entsprechend der Grünstromerzeugung aus den eigenen Anteilen. Im Hintergrund prüft eine Software in der Blockchain, wer welche Anteile besitzt. Am Ende steht dann der Stromverbrauch abzüglich der von den eingetauschten Anteilen produzierte Ökostrommenge. „Ohne Blockchain wäre die Abbildung der einzelnen Prozessschritte technisch zwar möglich, aber ungleich aufwändiger. Mit der Blockchain können wir automatisiert und vor allem sicher komplexe Transaktionen durchführen.

Im Ergebnis haben wir informierte Kunden, die 24 Stunden im Voraus wissen, wie in ihrer Region die Grünstromproduktion aussehen wird“, fasst Thorsten Zoerner zusammen. In Zukunft sei es auch denkbar, dass die Verbraucher mit dem neuen Tarif in Kombination mit einem Stromspeicher bei hohem Ökostromangebot einkaufen und bei niedrigem Angebot im Netz ihren Bedarf aus dem Stromspeicher decken.

Das Business-Netzwerk und Anwender

SKALIERUNG DER BLOCKCHAIN-WÄHRUNGEN Im Rahmen von Projekten bei Regionalversorgern wie bei den Stadtwerken Eberbach sind verschiedene Ideen entstanden, wie Blockchain-basierte „Währungen“ lokale Wertschöpfung, gemeinnützige Vereine oder Initiativen für Klimaschutz unterstützen können. Ein Beispiel ist eine Baum-Patenschaft, bei der es einen digitalen Währungsanteil je Baum gibt. Wird ein Baum neu gepflanzt, erhöht sich der Baumbestand – die „Baumwährung“ – des Stromkunden um den Wert eins. Zudem wird real CO₂ eingespart. Auf Erzeugerseite ist es für Betreiber Erneuerbarer Energieanlagen ohne EEG-Förderung möglich, Strom über die Blockchain direkt an Kunden zu liefern und abzurechnen. Dies senkt die Transportverluste und entlastet die Stromnetze. Eine klassische Win-win-Situation, jedoch verhindert die aktuelles Gesetzeslage einen wirtschaftlichen regionalen Stromhandel. STROMDAO will mit dem zeitvariablen Stromtarif zeigen, wie zukünftige Abrechnungsmodelle aussehen können, welche weiteren Konzepte mit intelligenten Stromzählern möglich sind und wie Verbraucher direkt von diesen neuen Geschäftsmodellen profitieren können. (ds) STROMDAO GmbH, Thorsten Zoerner, 69256 Mauer kontakt@stromdao.com, www.stromdao.de

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Ein Kooperationsprojekt von und

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WINDKRAFT IN DEN BERGEN Auf der Schwäbischen Alb soll das weltweit erste Windenergietestfeld in bergigem Gelände errichtet werden. Mit der Genehmigung nach BImschG nahm das Projekt eine entscheidende genehmigungsrechtliche Hürde.

Eine ZSW-Forscherin am Vogelradar, das Bewegungen von Vögeln, Fledermäusen und großen Insekten über dem Testfeldgebiet aufzeichnet. (Foto: ZSW)

ie weitaus meisten Windenergieanlagen weltweit stehen in relativ flachem Gelände, hierzulande vor allem in den Ebenen Nord- und Ostdeutschlands. Für einen Ausbau der Windenergie muss zukünftig Windstrom auch in bergigem Gelände in relevanten Mengen erzeugt werden. Dort ist der Betrieb jedoch wesentlich anspruchsvoller: Ertragsprognosen sind aufgrund der turbulenten Strömungs- und Windverhältnisse über unregelmäßigen Topografien unsicherer, zudem sind die mechanische Belastung der Windenergieanlagen und die Wartungskosten höher. Das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) will mit der Errichtung des Testfeldes, das über einen vollständigen Zugriff auf Anlagentechnik und -regelung der Windenergieanlagen verfügt, die Technologie für den Einsatz in bergigem Gelände optimieren. Nicht zuletzt, weil der Einsatz in solchen Lagen die Wirtschaftlichkeit der Windräder negativ beeinflusst, will das ZSW gemeinsam mit seinen Partnern auf dem Testgelände robustere Anlagen entwickeln, die gleichzeitig leiser, langlebiger und leistungsstärker sind und sich zudem gut mit Energiespeichern koppeln lassen. Darüber hinaus werden im Rahmen einer ökologischen Begleitforschung Belange des Natur- und Artenschutzes intensiv untersucht und übertragbare Lösungskonzepte für Konflikte entwickelt, die an sehr vielen Windstandorten weltweit bestehen.

IDEALER STANDORT MIT TURBULENZEN UND STRÖMUNGEN Das Windenergietestfeld mit dem Namen WINSENT (Wind Science and Engineering in Complex Terrain) liegt am Rand des Stöttener Berges. Es handelt sich um eine unbewaldete Freifläche oberhalb einer Geländesteilstufe, dem Albtrauf. Die mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten sind mit 5 bis 6,5 Metern pro Sekunde ausreichend hoch und weisen hohe Turbulenzen und wechselnde Schrägströmungen auf. „Das Gelände passt perfekt zu unseren Forschungsthemen, die auch international auf großes Interesse stoßen“, sagt Projektleiter Andreas Rettenmeier. „Die Bedingungen dort sind typisch für Windenergiestandorte in bergigem, komplexem Gelände und ideal für die Entwicklung und Erprobung neuer Technologien ebenso wie für Konzepte zur Stärkung eines naturverträglichen Windenergieausbaus.“ Am Standort stehen bereits zwei 100 Meter hohe meteorologische Messmasten, bisher mit einer temporären Genehmigung, zwei weitere sind geplant. Sie zeichnen zeitlich hoch aufgelöst Geschwindigkeit und Richtung des Windes, Lufttemperatur, Luftfeuchtigkeit und Luftdruck auf. Laseroptische Messsysteme erfassen die An- und Nachlaufströmung der geplanten Windenergieanlagen. Zwischen jeweils zwei Messmasten sollen in den kommenden Monaten die Windenergieanlagen errichtet werden. Jede einzelne von ihnen hat eine installierte Leistung von 750 Kilowatt. Der Rotordurchmesser beträgt 54 Meter, die Gesamthöhe 100 Meter. Die Windkraftanlagen sind vom Fundament bis zu den Rotorblättern umfangreich mit Mess-Sensoren ausgestattet.

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PLATTFORM FÜR FORSCHUNG UND INDUSTRIE Das Testfeld ist als Plattform konzipiert, mit der die Aktivitäten von Forschung und Industrie unterstützt werden. Hersteller von Windenergieanlagen und Zulieferer etwa können dort technologische Verbesserungen entwickeln und untersuchen lassen: Die Forscher statten dafür eine WEA mit den jeweiligen Neuentwicklungen aus, die andere bleibt unverändert und dient als Referenz. So kann die Wirksamkeit durch den direkten Vergleich unmittelbar nachgewiesen werden. Wichtig ist dabei: Die Wissenschaftler haben uneingeschränkten Zugriff auf die gesamte Regelungstechnik und die Konstruktionsdaten der Anlagen. So können sie die Auswirkungen verbesserter Anlagenkomponenten wie Rotoren genauestens analysieren. Die Untersuchungsergebnisse sollen in weiteren Schritten gemeinsam mit der Industrie auf kommerzielle Großanlagen an anderen Standorten übertragen werden. Darüber hinaus sollen sehr viele der auf dem Testfeld erfassten Daten dem Open Source Gedanken der Wissenschaft folgend aufbereitet und zur Verfügung gestellt werden. Ein weiterer Teil des Vorhabens ist die Entwicklung einer neuartigen Betriebsführung, mit der die Anlagen intelligent und wesentlich präziser als bislang auf sich ändernde Windverhältnisse reagieren können. Zum Einsatz kommt auch künstliche Intelligenz: Damit werden Einspeiseprognosen verbessert und Modelle für die Einbindung von Energiespeichersystemen optimiert. Das nun genehmigte Forschungstestfeld WINSENT samt seiner umfangreichen Ausstattung soll den Wissenschaftlern auch die Gelegenheit für eine einzigartige interdisziplinäre Anwohnerbegleitforschung bieten. Im Zuge eines weiteren Forschungsvorhabens (Inter-Wind) werden dabei auch benachbarte, kommerzielle Windparks eingebunden.

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zusammen und steht in intensivem Austausch mit der nationalen und internationalen Forschung sowie Naturschutzverbänden oder dem Kompetenzzentrum Naturschutz und Energiewende (KNE). Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit und das Bundesamt für Naturschutz finanzieren die Begleitforschung mit insgesamt 2,95 Millionen Euro. Das ZSW errichtet das Testfeld im Rahmen des süddeutschen Windenergie-Forschungsclusters WindForS in Zusammenarbeit mit sechs Partnern – den Universitäten Stuttgart und Tübingen, der Technischen Universität München, dem Karlsruher Institut für Technologie sowie den Hochschulen Aalen und Esslingen. Für die ökologische Begleitforschung wird das Team um weitere Partner ergänzt. Fördergelder in Höhe von 14,5 Millionen Euro kommen vom Bund und vom Land Baden-Württemberg. (pq) Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW), Annette Stumpf, 70563 Stuttgart, annette.stumpf@zsw-bw.de

Ein Video zeigt in einem Überblick, was die Projektpartner vorhaben. Die von den beiden bereits errichteten Messmasten aufgezeichneten Wetterdaten sind unter folgender Adresse abrufbar: https://www.windfors.de/de/ projekte/testfeld/winsent-wetter/

ÖKOLOGISCHE BEGLEITFORSCHUNG Das Windenergietestfeld dient darüber hinaus einer erweiterten Naturschutzbegleitforschung. Konkret sollen der Einfluss von Windenergieanlagen auf Vögel und Fledermäuse genauer untersucht und Schutzmaßnahmen entwickelt werden. Am Testfeldstandort erfassen bereits ein Radargerät sowie mehrere Kamerasysteme tagsüber und nachts die Bewegungen von Vögeln, Fledermäusen und großen Insekten. Das ZSW entwickelt einen so genannten „Bird Recorder“, ein kameragestütztes System, das mit Hilfe von künstlicher Intelligenz geschützte Vogelarten erkennen und Kollisionsvermeidungsmaßnahmen bis hin zum Stopp der Rotoren auslösen soll. Ziel ist die Entwicklung eines preiswerten, robusten und sehr zuverlässigen Systems, das flächendeckend in Windparks eingesetzt und auch nachgerüstet werden kann. Damit sollen immer öfter auferlegte pauschale Abschaltzeiten zum Schutz von Greifvögeln vermieden werden können. Dazu arbeitet das ZSW mit renommierten Partnern aus dem In- und Ausland wie der Schweizerischen Vogelwarte oder dem Freiburger Institut für angewandte Tierökologie (FrInaT)

Die Windenergieanlagen auf dem Testfeld werden zwischen 100 Meter hohen Messmasten errichtet, die u.a. Windgeschwindigkeit und -richtung, Lufttemperatur, Luftfeuchtigkeit und Luftdruck aufzeichnen. Im Bild die Errichtung der Messmasten. (Foto: ZSW)

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NETZSTABILISIERENDE BATTERIEN IM WASSERKRAFTWERK

chweden gilt in Europa als Vorreiter bei der Transformation des Energiesystems. Das skandinavische Land erzeugt, bemessen am Bruttoenergieendverbrauch, einen Anteil von etwa 55 % aus regenerativen Quellen. Bis 2040 ist ein kompletter Umstieg auf erneuerbare Energien vorgesehen. Hierzu soll vor allem der Ausbau der Windkraft als Alternative zur Wasserkraft beitragen, da bei letzterer eine Kapazitätssteigerung nur schwer möglich und von der Politik auch nicht geplant ist. Bei all diesen positiven Nachrichten gibt es auch im Energiewende-Vorzeigeland beträchtliche Herausforderungen zu bewältigen, wie Christoph Röhrig, Ingenieur Electrical Engineering bei Uniper Technologies, erklärt: „In Schweden ist die Netzfrequenz deutlich volatiler als in Deutschland. Durch die Kombination von Wasserkraft und Batterien sollen die Energiepotenziale der Kraftwerke flexibel und effizient nutzbar gemacht werden.“

NIE VOLLGELADEN Bei der Uniper-Lösung sollen die Batterien die schnelle Reaktion auf Frequenzabweichungen ermöglichen, während der Generator des Kraftwerks nachgeregelt wird und die geforderte Leistung ins Netz speist. Die Lithium-Ionen-Batterien laufen parallel zum Kraftwerksgenerator in beide Richtungen, der Einspeisepunkt liegt auf der Mittelspannungsebene. Bei einer Frequenzabweichung nach unten wird den Batterien Energie entnommen, ist zu viel Energie im Netz, wird der Batteriespeicher aufgeladen. „So wird der mittlere Ladestand der Batterien relativ gering gehalten, der State of Charge liegt im Bereich um 50 Prozent“, so Christoph Röhrig. Der Einsatz der Batterietechnologie soll in zwei Wasserkraftwerken in Mittelschweden nahe der Stadt Sundsvall in der Provinz Västernorrlands erfolgen. Im Dezember 2019 war Projektbeginn, bereits

In Schweden nimmt Uniper eine Batterielösung in zwei Wasserkraftwerken in Betrieb. Ziel: Schneller auf Frequenzabweichungen reagieren und damit die Stabilität des Stromnetzes erhöhen.

Ende 2020 soll das erste Batteriesystem in Betrieb gehen, das zweite soll Mitte 2021 folgen. Die Leistung des Wasserkraftwerks in Edsele beträgt 34 Megawatt (MW) und wird ergänzt um den Batteriespeicher mit 6 MW, die Anlage in Lövön leistet 54 MW erweitert um 9 MW. Beide Standorte wurden laut Uniper aufgrund des Beschlusses des schwedischen Netzbetreibers Svenska Kraftnät, den Kapazitätsmarkt für stabilisierende Netzdienstleistungen zu öffnen, ausgewählt, um den wachsenden Bedarf an schneller Frequenzregulierung zu erfüllen und damit die Netzstabilität zu verbessern. Uniper will beide Standorte für FCR-N und FCR-D (Fast Containment Reserve, -Normal operation/-Disturbance) präqualifizieren.

MODULARE CONTAINER-LÖSUNG Das Batteriesystem, bestehend aus vier Batteriecontainern und einem Container für Schaltanlagen, wird von einem führenden Ingenieur- und Technologieunternehmen geliefert. Der Anschluss des Batteriespeichersystems an das Kraftwerk wird durch Uniper ausgeführt. Im Hause Uniper arbeite man bereits daran, die Technologie in der Breite anwenden zu können – zunächst im Wasserkraftwerksystem Schwedens, wobei eine Ausweitung auf andere europäische Länder vorstellbar sei: „Das neue Batteriesystem hat sehr gute Chancen, eine wettbewerbsfähige Lösung für den Systemdienstleistungsmarkt in Europa zu werden. Gleichzeitig passt das Produkt bestens zu unserer Strategie, unser Portfolio Schritt für Schritt klimafreundlich zu gestalten“, verkündet David Bryson, Chief Operating Officer der Uniper SE. Ziel des Konzerns ist es, verstärkt in die Nutzung CO2freier Energiequellen für zukünftiges Wachstum zu investieren und bis 2035 in Europa selbst klimaneutral zu sein. (ds) Uniper Technologies GmbH, Christoph Röhrig, Ingenieur Electrical Engineering, www.uniper.energy

Wasserkraftwerk in Lövön: Der Verbrauch von Strom aus Wasserkraft in Schweden belief sich nach Angaben des Portals Statista im Jahr 2019 auf rund 66 Terawattstunden. (Foto: Uniper SE)

Anbieterverzeichnis Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH In der Buttergrube 3-7 · 99428 Weimar-Legefeld Tel. +49 3643 4771 100 Fax. +49 3643 4771 190 info@atbb.eu www.atbb.eu

ATBB entwickelt und fertigt intelligente Antennensysteme mit höchstmöglicher Reichweite für Automotive, Industrie 4.0, abgesicherten Behördenfunk und Smart Meter Anwendungen im Energiesektor. ATBB Multifunktionsantennen ermöglichen schon heute 5G Verbindungen und Vernetzungen für LTE, UMTS, GSM, GPS, DAB+, TETRA, sowie jede denkbare Anwendung im Internet of things. WiCAR, das robuste und mobile Gateway, bietet zuverlässige, sichere und hochperformante Kommunikation für Internet of Vehicles. Das Thüringer Technologieunternehmen ATBB ist international in 26 Länder vertreten.

co.met GmbH Peter Hennrich Hohenzollernstraße 75 · 66117 Saarbrücken Tel. +49 681-587 2292 · Fax +49 681-587 2371 kontakt@co-met.info www.co-met.info Die co.met GmbH ist zu 100% kommunal und zählt mit über 500 Kunden aus dem Stadtwerke- und Versorgerumfeld zu Deutschlands führenden Energiemarkt- und Metering-Dienstleistern. Unsere praxisnahen Prozessdienstleistungen für alle Belange des klassischen Messwesens und des iMS-Rollouts wurden durch die Digitalisierung der Energiewende um interaktive System- und Datenservices für das Internet-of-Things ergänzt. Ein maßgeschneidertes Beratungs- und Workshop-Programm schafft Mehrwerte und komplettiert unser umfassendes Lösungsportfolio.

EFR GmbH Nymphenburger Straße 20 b 80335 München T +49 89 9041020-0 · F +49 89 9041020-32 info@efr.de www.efr.de (R)echtzeitig schalten – unter diesem Motto bietet EFR Lösungen für Netzbetreiber zur Netzoptimierung und zur Umsetzung zukunftssicherer Smart-Grid- und Smart-Metering-Konzepte. EFR entwickelt Smart Meter Gateways (BSI-DSZ-CC-1000) und ist Anbieter von FNN-Basiszählern, mMe, iMsys sowie einer Ladestation für Elektrofahrzeuge und Software für das CLS-Management. Im Portfolio sind ebenso langwellen- und mobilfunkbasierte Dienste sowie Geräte und Software zur Tarif-, Last- und Beleuchtungssteuerung oder für das Netzmanagement.

GISA GmbH Leipziger Chaussee 191a · 06112 Halle (Saale) Tel. +49 345 585 0 Fax +49 345 585 2177 kontakt@gisa.de www.gisa.de

Als IT-Komplettdienstleister und Branchen-Experte für Energie, den Public Sektor und Industrieunternehmen bietet GISA innovative IT-Lösungen für alle branchenspezifischen Prozesse. Mit exzellenten IT-Know-how unterstützt das Unternehmen von der Entwicklung und Implementierung der Lösungen, über die Anwenderbetreuung bis hin zum Outsourcing kompletter Geschäftsprozesse und IT-Infrastrukturen.

GÖRLITZ AG August-Thyssen-Straße 32 56070 Koblenz T +49 261 9285-0 · F +49 261 9285-190 info@goerlitz.com www.goerlitz.com

Wir entwickeln Systeme zur Erfassung, Qualifizierung, Steuerung, Visualisierung und Kommunikation von gemessenen Daten und treiben so die Digitalisierung der Energie- und IoT-Infrastrukturen voran. Unsere Kunden aus der Energie- und Wohnungswirtschaft unterstützen wir mit Lösungen für Smart Metering, Smart Grid sowie bei Geschäftsmodellen rund um digitale Liegenschaftskonzepte, wie z. B. Submetering, Mieterstrom und ganzheitliche Quartierslösungen. Die GÖRLITZ AG ist Teil der VIVAVIS.

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ASP-Agentur NRW KG Herr Werner Isenberg Bahnhofstr. 14 · 59423 Unna Tel. +49 (2303) 25 898 19 · Fax +49 (2303) 25 898 10 post@verbrauchsablesung.com www.verbrauchsablesung.com Zählerablesung, Kundenselbstablesung mit Fotodokumentation über die digitale Ablesekarte inklusive Plausibilitätsprüfung, der Mix aus Anschreiben mit QR-Code, Vor- und Nachkampagnen erzielen wir in der Kundenselbstablesung einen Rücklauf mit hoher Qualität. Die Kombination visuelle Ablesung ermöglicht im Ablesevorgang zusätzliche Informationen für den Smart Meter Rollout zu ermitteln, die erfassten Daten werden Just-in-Time samt Belegfotos übermittelt. Ein Workforce-Management-Tool unterstützt den gesamten Prozess.

EBERO AG Robin Faulenbach Projektleitung Smart City E-Mail: robin.faulenbach@ebero.com Tel.: +49 (0) 2238 96529-590 Mobil: +49 (0) 151 5680 8009 Die EBERO Gruppe ist ein Spezial-Handel für Infrastruktur-Technik sowie ein Dienstleister für smarte Logistiklösungen für Netzgesellschaften. Unser neu etablierter Geschäftsbereich Smart City umfasst ein modular anpassbares, intelligentes Produktportfolio. Wir unterstützten Sie dabei, die Infrastruktur Ihrer Stadt, Gemeinde oder Ihres Unternehmens intelligent zu gestalten und bei stromseitigen Störungen bis hin zum Ausfall sicherzustellen: Wir finden Ihre „smarte“ Lösung.

egrid applications & consulting GmbH Illerstrasse 18 87435 Kempten (Allgäu) Tel. +49 831 960754-0 info@egrid.de www.egrid.de

Wir entwickeln intelligente Lösungen für die Integration erneuerbarer Energien. Nach eingehender Analyse realisieren wir den smarten Netzausbau mit zukunftsweisender Technologie und innovativen Methoden. Als ein Joint Venture des Allgäuer Überlandwerks und Siemens gestalten wir die Energiezukunft mit und verstehen die Bedürfnisse von Netz- und Arealkunden. Unsere Schwerpunkte sind z.B. intelligenter Netzausbau, Auditierung, Konzeptionierung Ihres Areals oder Planung von Batteriespeichern.

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GreenPocket GmbH Labor 3.09 Schanzenstraße 6-20 · 51063 Köln Tel. +49 221 355095-0 · Fax: +49 221 355095-99 info@greenpocket.de www.greenpocket.de

Als agiles Startup im dynamischen Wachstumsmarkt für Smart-Energy-Software begleiten wir weltweit Energieversorger und Unternehmenskunden bei der Realisierung von Mehrwerten aus Smart-Meter-Daten. Dabei setzen wir innovative Technologien (AI, Machine Learning, Data Science) ein. Bereits heute leisten wir so einen nachhaltigen Beitrag zur Energiewende und gestalten die Digitalisierung der Energiebranche mit unseren kreativen und intuitiven Softwarelösungen maßgeblich mit.

Anbieterverzeichnis

HORIZONTE-Group Aktiengesellschaft Schochenmühlestrasse 4 CH-6340 Baar (Zug) Tel. +41 41 511 37 10 Fax +41 41 511 37 11 www.HORIZONTE-Group.com

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Janitza electronics GmbH Vor dem Polstück 6 35633 Lahnau Tel. +49 6441 9642 0 info@janitza.de www.janitza.de Janitza electronics GmbH – Energiemesstechnik vom Spezialisten Janitza electronics GmbH ist ein deutsches Unternehmen, das seit über 30 Jahren in über 60 Ländern als Hersteller von Energiemesstechnik, Blindleistungsreglern, Oberschwingungsfiltern und Kompensationsanlagen aktiv ist. Die UMG-Messgeräte, GridVis®-Software und Komponenten vereinen 3 Lösungen – Energiedatenmanagement, Spannungsqualitäts-Monitoring und Differenzstrommessung (RCM) – in einer gemeinsamen Systemumgebung.

MeterPan GmbH Rathausallee 33 · 22846 Norderstedt Tel. +49 40 52506111 Fax +49 40 52506444 info@meterpan.de www.meterpan.de Es gibt viele Möglichkeiten, den Anforderungen der Energiewende gerecht zu werden. Wir von der MeterPan GmbH gehen mit Ihnen den ganzen Weg, Schritt für Schritt. Wir suchen die passende Gesamtlösung, liefern die Hardware, kümmern uns um fachgerechten Einbau der Messsysteme und sorgen durch Hosting in unserem Rechenzentrum für sichere Messdatenübertragung. Bei Bedarf übernehmen wir auch das Meter-Data-Management und die Gateway-Administration. So sind Sie durch unser Mehrwert-Messwesen effizient und zukunftssicher aufgestellt.

Ormazabal GmbH Am Neuerhof 31 · 47804 Krefeld Tel. +49 2151 4541 0 Fax +49 2151 4541 499 vertrieb@ormazabal.de www.ormazabal.com/de Ormazabal ist einer der führenden Hersteller von Schaltanlagen, kompletten Transformatorstationen und Verteiltransformatoren für die Mittelspannung. Mehr als 2000 Mitarbeiter an über 100 Standorten weltweit arbeiten für das familiengeführte Unternehmen, das zur Velatia Gruppe mit Sitz in Spanien gehört. Am deutschen Hauptsitz von Ormazabal sorgen über 250 Mitarbeiter mit innovativen Produkten und Dienstleistungen für eine sichere Energieverteilung und innovative Lösungen u.a. für Energieversorger.

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IK Elektronik GmbH Herr Marko Herold Friedrichsgrüner Straße 11-13 08262 Muldenhammer Tel. +49 37465 4092-0 · Fax +49 37465 4092-100 info@ik-elektronik.com www.ik-elektronik.com · www.strompager.com

IK Elektronik entwickelt und liefert Hardware für das Last- und Einspeisemanagement in den Stromverteilnetzen. Mit dem StromPager-System bietet IK Elektronik eine funkbasierte, deutschlandweit verfügbare SmartGrid-Technologie, mit der Stromverbraucher und Stromerzeuger sicher und zuverlässig gesteuert werden können. Zur Produktpalette zählen weiterhin CLS Geräte, welche die Nutzung des intelligenten Messsystems für Steuerungsaufgaben und Mehrwertdienste ermöglichen.

Landis+Gyr GmbH Humboldtstraße 64 · D-90459 Nürnberg Tel. +49 911 723-7036 Fax +49 911 723-7301 info-nbg.de@landisgyr.com www.landisgyr.eu

Landis+Gyr ist der global führende Anbieter integrierter Energiemanagement-Lösungen für die aktuellen und zukünftigen Marktanforderungen in den Bereichen Energie, Gas und Wärme/Kälte. Vom modernen Haushalts- und Hochpräzisions-Zähler in Gewerbe und Industrie, über Kommunikations- und Software-Lösungen bis hin zum Full-ServiceAngebot für Energieversorger und Verteilnetzbetreiber – gemeinsam mit unseren Kunden gestalten wir die Zukunft der Energiemärkte!

Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH (MITNETZ STROM) Industriestraße 10 · 06184 Kabelsketal Tel. +49 345 216-0 · Fax +49 345 216-2311 info@mitnetz-strom.de www.mitnetz-strom.de MITNETZ STROM ist der größte Verteilnetzbetreiber in Ostdeutschland. Wir verstehen uns als Komplett-Dienstleister für den Smart Smeter Rollout. Als zertifizierter Smart Meter Gateway Administrator übernehmen wir auf Wunsch die gesamte Einführung intelligenter Messsysteme. Ob Auswahl und Beschaffung, Einrichtung und Überwachung, Betrieb und Entstörung, Abrechnung und Bilanzierung, Vertrags- oder Datenmanagement: Unser Angebot deckt alle Bereiche ab. Die Dienstleistungen sind auch einzeln abrufbar. So können Messstellenbetreiber den Leistungsumfang genau auf ihre Anforderungen anpassen.

OXYGEN TECHNOLOGIES GmbH Neuer Messplatz 3 79108 Freiburg Tel. +49 761 593902-0 contact@oxygen-technologies.de www.oxygen-technologies.de OXYGEN TECHNOLOGIES bietet Stadtwerken und EVU IT-Lösungen für Strom-Produkte von heute und morgen. Unsere modular aufgebaute Energie-Plattform ELEMENTS bietet ein flexibles Handels- und Steuerungssystem für Energieanlagen. Als Automatisierungs- und Digitalisierungsexperte begleiten wir Energieversorger Schritt für Schritt hin zu einem P2P-Energieversorgungssystem. Als ersten Meilenstein im Veränderungsprozess der Energiewirtschaft bieten wir White-Label Lösungen für die Eigenstromoptimierung (inkl. Verbrauchs- und Erzeugungsprognosen) und Community-Strom an.

Anbieterverzeichnis

Panorama Antennas Herr Christian Cielinski Massener Bahnhofstr. 10 · 59427 Unna Tel. +49 2303 902 88 00 · Fax +49 2303 902 88 27 ccielinski@panorama-antennas.com www.panorama-antennas.com

Smart Meter Gateway Antennen entwickelt für minimal invasive Installation in und am Zählerschrank. LTE oder CDMA 450 oder viele andere Frequenzen. Aus der Praxis für die einfache Anwendung. Von einem der letzten unabhängigen Antennen Hersteller in Europa. Am Markt erfolgreich seit über 70 Jahren. Antennen zu Großserien Preisen geliefert ab Menge 1. Egal ob Antennen, Kabel oder Stecker von uns bekommen sie alles was Sie für den gelungenen Hochfrequenzanschluss Ihres SMGW benötigen.

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Die Firma PQ Plus bildet mit der hochmodernen Gerätepalette der Baureihe UMD vom einfachen Universalmessgerät bis hin zum Netzqualitätsanalysator nach EN 61000-4-30 in Klasse S und Klasse A, die wohl kompletteste Baureihe am Markt ab. Das Spektrum von Fronttafeleinbau- und Hutschienenmessgeräten bietet Betriebsstrommessungen inklusive der Netzqualität vollwertig nach DIN EN 5016, Differenzstrommessungen und die Messung in Gleichspannungsnetzen.

SAE IT-systems GmbH & Co. KG Im Gewerbegebiet Pesch 14 · 50767 Köln Tel. +49 221 59808-0 Fax +49 221 59808-60 info@sae-it.de www.sae-it.de 45 Jahre Kompetenz in Fernwirk- und Stationsleittechnik für die Einsatzbereiche Strom, Gas, Wärme, Wasser, Industrie und Infrastruktur, ausgezeichnete Innovationsfähigkeit und ein umfangreiches Dienstleistungsangebot – das zeichnet SAE aus! Unser Erfolg basiert auf dem Know-how unser 85 Mitarbeiter, die praxisorientierte Feldgeräte und Softwaretools mit einem hohen Maß an IT-Sicherheit entwickeln, produzieren und bei Bedarf zu installationsfertigen Komplettlösungen zusammenstellen. Von der Planung bis zur Inbetriebnahme: Wir denken in Lösungen.

Sagemcom Fröschl GmbH Hauserbachstraße 7-10 · 93194 Walderbach Tel. +49 94649400-134 Fax +49 94649400-857 vertrieb@froeschl.de www.sagemcom.com/froeschl Sagemcom Fröschl revolutioniert seit 1994 als Softwareunternehmen im Bereich Messdatenerfassung und Management den Energiemarkt weltweit. Unsere bewährten Lösungen helfen Energieversorgern sowie der Großindustrie Zählerdaten sicher auszulesen und im Feld verbaute Zähler, Gateways und Steuerboxen effizient zu verwalten. Täglich erfasst unsere gesetzeskonforme und hochskalierbare Software mehr als 5 Mio. Zählpunkte. Durch unser Smart Metering Know-how sind wir das Software-Kompetenzzentrum im global agierenden Sagemcom-Konzern. Sagemcom – von A wie Admin Software bis Z wie Zähler

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pixolus GmbH Dr. Stefan Krausz Große Brinkgasse 2b · 50672 Köln Tel. +49 221 949992-21 Stefan.Krausz@pixolus.de https://pixometer.io · https://pixolus.de Zählerstände effizient per Smartphone-Kamera digitalisieren. Mit pixometer scannen Sie mechanische und digitale Zählerstände zuverlässig via Smartphone. Zählerstände werden einfach, schnell und inkl. Belegfoto per Smartphone bzw. Tablet erfasst. Die Scan-Technik wird von Partnern als SDK für iOS und Android in Apps und Workforce Management-Tools integriert. pixolus bietet Stadtwerken und Versorgern auch eine Kunden-App (white-label) und ein Ablese-Tool mit modernen Features an.

rku.it GmbH Westring 301 · 44629 Herne Telefon: +49 2323 3688-0 Telefax: +49 2323 3688-680 kontakt@rku-it.de www.rku-it.de

In Herne zuhause, in der Versorgungswirtschaft daheim. Als führender Service-Provider von IT-Lösungen bieten wir Ihnen deutschlandweit zuverlässige sowie zukunftsorientierte Outsourcing- und Beratungsleistungen – vom Betrieb von IT-Infrastrukturen und Cloud-Services bis hin zum Customizing, der Anwendungsberatung und dem BPO auf Basis unserer neuen IT-Plattform.

Sagemcom Dr. Neuhaus GmbH Papenreye 65 · 22453 Hamburg Tel. +49 40 55304-0 Fax +49 40 55304-180 vertrieb@neuhaus.de www.sagemcom.com/neuhaus Sagemcom Dr. Neuhaus steht für Innovation und Qualität in den Bereichen Smart Metering, Smart Grid und M2M-Kommunikation. Als Pionier der GPRS-Technologie entwickelt und produziert das Unternehmen seit mehr als 35 Jahren „Made in Germany“ Modems, Gateways und Router für die sichere und zuverlässige Datenkommunikation. Das intelligente Messsystem, bestehend aus smartem Zähler, Smart Meter Gateway und Steuerbox, ermöglicht die hochsichere und gesetzeskonforme Energiewende von morgen. Wir bieten sowohl einzelne Produkte als auch komplette Smart Metering Lösungen an. Sagemcom – von A wie Admin Software bis Z wie Zähler

smartOPTIMO GmbH & Co. KG Luisenstraße 20 · 49074 Osnabrück Tel. +49 541 600 680-0 Fax. +49 541 600 680-12 info@smartoptimo.de www.smartoptimo.de smartOPTIMO ist Ihr kommunaler Partner für ganzheitliche Lösungen rund um Smart Metering und verfügt über langjährige, praxisbasierte Erfahrungen im Messwesen. Wir unterstützen Sie auf verschiedenen Ebenen mit unseren Leistungen entlang der Systemund Prozesskette vom Messsystem, über TK-Lösungen, GWA- und Messsystem-Management-System bis hin zur Anbindung an Backend-Systeme und Kundenkommunikation. Mit unseren technischen und vertrieblichen Kooperationsprojekten begleiten wir ganzheitlich Ihren Rollout intelligenter Messsysteme und moderner Messeinrichtungen.

Anbieterverzeichnis

50,2 Magazin | 04.2020

TankE GmbH Methweg 6-8 50823 Köln Tel. +49 (0)221 47 447 44 7 info@tanke-gmbh.de www.tanke.io

SoftProject GmbH Herr Uwe Jeschke Am Erlengraben 3 · 76275 Ettlingen Tel. +49 172 6356107 uwe.jeschke@softproject.de www.softproject.de Seit dem Jahr 2000 bietet die SoftProject GmbH Unternehmen Produkte und Services rund um die Digitalisierung und Automatisierung von Geschäftsprozessen. Zahlreiche Energieversorgungsunternehmen beschleunigen ihre Digitalisierungsprojekte mit der Low-Code-Plattform X4 Suite und vorkonfektionierten Branchenlösungen und -adaptern „out of the box“. Dazu zählen der automatisierte Netzanschlussprozess, Kunden- und Nachunternehmerportale, Stammdatenaustausch, Smart Metering oder die effiziente Verarbeitung von Big Data. Das Unternehmen zählt mehr als 300 Kunden weltweit und beschäftigt über 90 Mitarbeiter.

TankE GmbH – Ein Partner. Alle Leistungen. Bundesweit. Ladeinfrastrukturlösungen für Stadtwerke & Kommunen, Industrie-/Gewerbe, Wohnungswirtschaft und Flottenbetreiber • Planung, Bau, Betrieb, Instandhaltung, Abrechnung, IT-Backend, 365/24/7 Service • Best-Practice & White-Label-Lösungen • Professionelles Rollout-Management • Über 200 Servicestandorte deutschlandweit • Über 100 Jahre Erfahrungen im Bereich Energie und Energieinfrastruktur • Eichrechtskonforme Lösungen • TankE-Ladenetzwerk

telent GmbH Gerberstraße 34 · 71522 Backnang Tel. +49 7191 900-0 Fax +49 7191 900-2202 info.germany@telent.de Internet: www.telent.de Systemlösungen und Services aus einer Hand Die telent GmbH bietet maßgeschneiderte Technologielösungen und Services im Bereich Kritischer Infrastrukturen (KRITIS), Digitalisierung und Industrie 4.0. Bei der Vernetzung und Automatisierung digitaler Geschäftsprozesse setzt telent vor allem auf umfassende Kompetenz in den Bereichen Cybersecurity, moderne IP- und Betriebsnetze, PMR, IoT, Wireless-Access (pLTE/5G) sowie auf Technologie- und Infrastruktur-Services, u. a. für die Elektromobilität.

Theben AG Frau Stephanie van der Velden Hohenbergstraße 32 · 72401 Haigerloch Tel. +49 7474 692 - 446 · Fax +49 7474 692 - 199 sv@theben.de www.smart-metering-theben.de Theben – neue Energie für Stadtwerke und Energieversorger Theben Smart Energy ist eine Business Unit der Theben AG, die sich erfolgreich mit der Entwicklung von Smart Meter Gateways beschäftigen. Entwickelt und produziert wird das SMGW CONEXA in einer nach Common Criteria und EAL 4+ zertifizierten Entwicklungsund Produktionsumgebung in Haigerloch. Neben den Vorgaben von BSI, PTB und FNN stehen die Themen Interoperabilität und Mehrwerte im Fokus. Theben Smart Energy bildet damit einen wichtigen Baustein zur erfolgreichen Realisierung der Energiewende.

VOLTARIS GmbH Voltastraße 3 · 67133 Maxdorf Tel. +49 6237 935-414 Fax +49 6237 935-419 info@voltaris.de www.voltaris.de

VOLTARIS ist der Experte für alle Leistungen im klassischen und intelligenten Metering. Wir bieten Energielieferanten, Netzbetreibern und Industrie modulare Lösungen entlang der gesamtem Prozesskette des grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetriebs: Gerätemanagement, Gateway-Administration, Mess- und Energiedatenmanagement für alle Marktrollen sowie Mehrwertdienste mit dem intelligenten Messsystem wie Submetering, Visualisierung und Steuerung.

PROBE-ABO

ZENNER International GmbH & Co. KG Römerstadt 6 · 66121 Saarbrücken Tel. +49 681 99 676-30 Fax. +49 681 99676-3100 info@zenner.com www.zenner.de ZENNER gehört zu den weltweit führenden Anbietern innovativer Messtechnik und Systemlösungen. ZENNER verbindet Wasser-, Wärme- und Gaszähler, Heizkostenverteiler, Rauchmelder und Sensoren mit smarter Systemtechnik für M-Bus, Funk und das Internet der Dinge. So bietet ZENNER intelligente Komplettlösungen für Energieversorger, Stadtwerke und andere Branchen aus einer Hand. ZENNER ist weltweit an mehr als 25 Standorten vertreten und produziert und verkauft jährlich mehr als 8 Millionen Messgeräte und Sensoren.

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Entspricht das Magazin nicht meinen Erwartungen, werde ich spätestens 10 Tage nach Erhalt der zweiten Ausgabe eine schriftliche Mitteilung an die sig Media GmbH & Co. KG, Bonner Straße 205, 50968 Köln, senden. Die Lieferung wird dann eingestellt. Wenn Sie bis zu diesem Termin keine Nachricht von mir haben, möchte ich 50,2 im Jahresabonnement (8 Ausgaben) zum Preis von EUR 88,00 (inkl. Versandkosten und MwSt.) beziehen.

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Unternehmensindex

50,2 Magazin | 04.2020

UNTERNEHMENSINDEX 450connect GmbH ��12, 34

innogy SE �� 12

Uniper SE �� 46

7C Solarparken AG �� 11

IVU Informationssysteme GmbH �� 18-19

Uniper Technologies GmbH �� 46

Alliander AG ��12, 34

Juwi AG �� 8

Universität Stuttgart �� 45

Antennentechnik Bad Blankenburg GmbH � 34-35

Karlsruher Institut für Technologie �� 45

Universität Tübingen �� 45

Avacon Netz GmbH �� 5

KNE �� 45

Unternehmensgruppe VIVAVIS �� 20-21

Axians �� 5

LF Energy �� 6

Vaira UG �� 4

Bayernwerk Netz GmbH �� 5

Linux Foundation �� 6

VDE �� 16

BDEW ��13, 15-16

Molex �� 6

VDI/VDE-IT �� 41

Becker Büttner Held �� 18-19

Murrelektronik GmbH �� 6

Veolia �� 4

Binder �� 6

MVV Energie AG �� 8

Verbraucherzentrale NRW �� 13

BMU ��41, 45

NaturEnergie+ Deutschland GmbH �� 12

VSB Technik GmbH �� 8

Bonn-Netz GmbH �� 12

Netze BW GmbH �� 2, 12, 39

Weidmüller �� 6

Bundesamt für Naturschutz �� 45

Next Kraftwerke GmbH �� 11

WEMAG AG �� 12

Bundesnetzagentur ��4, 15-16, 19

Ormazabal GmbH �� 3

Wilken Software Group �� 19

Compleo Charging Solutions GmbH �� 4

Phoenix Contact GmbH & Co. KG �� 6

Windwärts Energie GmbH �� 8

CONEC Elektronische Bauelemente GmbH �� 6

PSI Software AG �� 26-27

Yello Strom GmbH �� 12

Connect+ ��15-16, 19, 21, 22-23

Reiner Lemoine Institut gGmbH �� 40-41

ZENNER Hessware GmbH �� 36-37

COPA-DATA GmbH �� 2, 28-29

RheinEnergie AG �� 38

ZENNER International GmbH & Co. KG �� 36

Corevas �� 38

SAP SE �� 30-31

ZSW ��44-45

Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) �� 13

Schleswig-Holstein Netz AG �� 5

DPDHL �� 40-41

Schweizerischen Vogelwarte �� 45

E.DIS Netz GmbH ��5, 40-41

Siemens AG ��10, 28

E.ON SE ��5, 12

Siemens Energy �� 10

EnBW AG �� 12

sig Media GmbH & Co. KG �� 31

Enercon �� 8

SIV.AG �� 32-33

cortility gmbh �� 29

ENERGY STORAGE EUROPE �� 5

Solar WO Engineering GmbH �� 11

DEHN SE + Co KG �� 11

ESCHA GmbH & Co. KG �� 6

Stadtwerke Eberbach �� 42-43

DEPsys GmbH �� 25

EuroCIS �� 5

Stadtwerke Flensburg GmbH ��2, 24-25

sig Media GmbH & Co. KG �� 35

Freiburger Institut für angewandte Tierökologie �� 45

Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH �� 22-23

DIgSILENT GmbH �� 5

GISA GmbH �� 30-31

STROMDAO GmbH �� 2, 42-43

envelio GmbH �� 13

Süwag Energie AG �� 8

Netze BW GmbH �� 12

GREEN Solar Herzogenrath GmbH �� 10 GreenPack mobile energy solutions GmbH �� 9 Harting Technology Group �� 6 Hochschule Aalen �� 45 Hochschule Esslingen �� 45 IAV GmbH �� 40-41

Süwag Grüne Energien und Wasser AG & Co. KG �� 8

sig Media GmbH & Co. KG �� 43

Swobbee �� 9

Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH �� 9

Technische Universität München �� 45

TQ-Systems GmbH �� 7

TEN Thüringer Energienetze �� 35

TransnetBW GmbH (Advertorial) �� 3

Thüga Energienetze GmbH ��2, 4, 28-29

VIVAVIS GmbH �� 17

TransnetBW GmbH ��16, 21

ZENNER International GmbH & Co. KG �� 52

IMPRESSUM AUSGABE

04.2020 – 13. Juli 2020

Einzelpreis 12€

ISSN 2199-4102

ANZEIGENINDEX

REDAKTION Petra Quenel (V.i.S.d.P.), Tel. +49 221 921825-70, quenel@50komma2.de Jonas Reihl, Tel. +49 221 921825-72, reihl@50komma2.de Daniel Schäfer, Tel. +49 221 921825-54, schaefer@sig-media.de OBJEKTLEITUNG Stefan Grebe, Tel. +49 221 921825-52, grebe@50komma2.de VERTRIEB Harald Gehlen, Tel. +49 221 921825-20, gehlen@sig-media.de Jennifer Strotkamp, Tel. +49 221 921825-71, strotkamp@sig-media.de GRAFIK Katrin Lange, Tel. +49 221 921825-31, lange@sig-media.de Katharina Mende, Tel. +49 221 921825-30, mende@sig-media.de INTERNET Hardy Möller, Tel. +49 221 921825-34, moeller@50komma2.de VERLAG sig Media GmbH & Co. KG, Bonner Straße 205, 50968 Köln Tel. +49 221 921825-50, Fax +49 221 921825-16, www.sig-media.de DRUCK D +L PRINTPARTNER GmbH, Schlavenhorst 10, 46395 Bocholt Tel. +49 2871 2466-0, info@dul-print.de, www.dul-print.de

Diese Ausgabe enthält einen Sonderteil unter dem Titel Branchenguide Elektromobilität 2020 • 2021. (Hrsg. sig Media GmbH & Co.KG) © Copyright sig Media GmbH & Co. KG, Köln. Das Magazin und alle in ihm enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Bearbeitung in elektronischen Systemen. Mit der Annahme des Manuskriptes und seiner Veröffentlichung in dieser Zeitschrift geht das volle Verlagsrecht sämtlicher abgedruckter Beiträge inklusive darin enthaltener Fotos und Abbildungen für alle Sprachen und Länder einschließlich des Rechts der Vervielfältigung und Wiedergabe auf fotomechanischem oder ähnlichem Wege, im Magnetverfahren, Vortrag, Funkund Fernsehsendung sowie Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen an sig Media GmbH & Co. KG über. Dies gilt auch für die auszugsweise Wiedergabe sowie den Nachdruck von Abbildungen und Fotos. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in 50,2 berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürfen. Eine Haftung für die Richtigkeit der Veröffentlichungen kann trotz sorgfältiger Prüfung durch die Redaktion vom Verlag und Herausgeber nicht übernommen werden.

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50,2 4/2020

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