ISSN 2199-4102 · www.50komma2.de
MAGAZIN für intelligente Stromnetze
05.2020
Zeit für Erneuerung
IT und Prozesse Einfach besser arbeiten: Stadtwerke Meiningen nutzen effizientes Werkzeug
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Smart Metering Rollout mit Mehrwerten: BSI-Zertifikat für Theben AG
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Erzeugung und Speicher Smartes Eco-Quartier: Sektorenkopplung im Rheinischen Revier
Netztechnik und -steuerung
REDISPATCH
2.0 ab Seite 10
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Inhalt
50,2 Magazin | 05.2020
Foto Titel: shutterstock
24 | Eine effektive digitale Zusammenarbeit wurde in den vergangenen Wochen vielfach zum Erfolgsfaktor. Mit dem Fichtner Digital Workplace ist jetzt eine skalierbare Lösung am Markt, die auf Microsoft-Technologie basiert. Foto: shutterstock
AKTUELL ���������������������������������������������������������������������������� 03 ZAHLEN & FAKTEN ������������������������������������������������������ 09
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NETZTECHNIK UND -STEUERUNG SONDERTHEMA: REDISPATCH 2.0 Gemeinsame Prozesse wagen ���������������������������������������������10 Redispatch automatisieren ������������������������������������������������ 12 Einfacher mit Echtzeit- Daten ���������������������������������������������14 Intelligente Vorhersagen �������������������������������������������������������16 Risiken und Chancen für kleine Anlagen Interview mit Torsten Szielasko, GAIA mbH ���������������������� 18
IT UND PROZESSE
28 | Die Theben AG erhält die BSI-Zertifizierung für das Smart Meter Gateway CONEXA 3.0 Performance. Foto: Theben AG
Einfach besser arbeiten ������������������������������������������������������ 20 Der Herausforderer Interview mit Marco Beicht, powercloud GmbH �������������� 22 Zusammenarbeit neu gedacht ������������������������������������������ 24 Licht vom Versorger �������������������������������������������������������������� 26
SMART METERING 34 | Mithilfe von Mobile MappingSystemen wird ein präzises digitales Abbild des Straßenraums erzeugt. Das wird zunehmend auch für Stadtwerke interessant. Foto: eagle eye technologies GmbH
Rollout mit Mehrwerten ������������������������������������������������������ 28 Generalprobe ������������������������������������������������������������������������� 30 Kurzberichte �������������������������������������������������������������������������� 32
SERVICE UND INSTANDHALTUNG
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Exakter digitaler Zwilling aus der Befahrung ������������������34
ELEKTROMOBILITÄT Energie aus dem Automaten ���������������������������������������������� 36 Kurzberichte �������������������������������������������������������������������������� 39 Zusammenspiel organisieren ��������������������������������������������40 Blick in die Zukunft der Ladeinfrastruktur ���������������������� 42
36 | In Freiburg errichtet die badenova gemeinsam mit dem GreenTech-Startup Swobbee eine schlanke Akku-Wechsel infrastruktur für die Mikromobilität. Grafik: GreenPack mobile energy solutions GmbH
ERZEUGUNG UND SPEICHER Smartes Eco-Quartier ����������������������������������������������������������44
ANBIETERVERZEICHNIS ����������������������������������������� 47 UNTERNEHMENSINDEX, IMPRESSUM ������������ 51 20 | Interview Marco Beicht, Geschäftsführer der powercloud GmbH. Foto: Elena Doll
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10 | TransnetBW und Netze BW entwickeln mit DA/RE eine Plattform für den optimierten Redispatch über alle Spannungsebenen hinweg. Foto: shutterstock
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Aktuell
50,2 Magazin | 05.2020 Anzeige
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ENTLASTET Amprion und Smart Wires testen flexiblere Lastfluss-Steuerung im Stromnetz
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er Dortmunder Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Amprion hat mit dem US-Silicon-Valley-Unternehmen Smart Wires eine Kooperationsvereinbarung für ein Pilotprojekt unterzeichnet. Die Partner starten das dreiphasige Projekt mit den Ziel, einen mobilen modularen statisch-synchronen Serien-Kompensator (mSSSC) im Netzgebiet von Amprion einzusetzen. Dieser „SmartValve“ kann durch gezielte Lastflussänderungen Leitungen entlasten. So lässt sich das Übertragungsnetz noch besser steuern und dadurch der Einsatz von Kraftwerken zur Überbrückung von Netzengpässen weiter reduzieren. Der Kompensator ist modular aufgebaut und kann dadurch einfach transportiert und flexibel an unterschiedlichen Standorten eingesetzt werden, wenn sich das marktgetriebene Lastflussverhalten ändert. Damit ergänzt die neue Technologie herkömmliche Phasenschiebertransformatoren (PST). Zusätzlich kann sie systemstützend wirken. „Wir sehen in dieser innovativen Tech-
nik das Potenzial, das Netz effizienter zu nutzen und den Bedarf an Redispatch zu senken“, sagt Dr. Klaus Kleinekorte, technischer Geschäftsführer von Amprion. Die Kosten für Redispatch sind in den vergangenen Jahren in Deutschland auf über eine Milliarde Euro gestiegen und belasten die Stromkunden. Um die Systemstabilität des Stromnetzes in Zeiten der Energiewende weiterhin zu gewährleisten, nutzt Amprion bereits verschiedene innovative Technologien wie die PST oder Blindleistungskompensationsanlagen wie Statcom. „Wir freuen uns sehr, mit Amprion, einem der angesehensten ÜNB der Welt, zusammenzuarbeiten. Wir freuen uns insbesondere darüber, dass unsere Technologie von einem Land in Betracht gezogen wird, das eine herausragende Rolle in der Energiewende spielt“, sagte Gregg Rotenberg, CEO von Smart Wires. Die Partner rechnen mit einer Projektlaufzeit von zwei bis drei Jahren, um die neue Technik im Stromnetz zu erproben. (pq) www.amprion.net
VERDOPPELT Start des Forschungsprojekts Digital-Twin-Solar
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as Potenzial von Machine Learning und Künstlicher Intelligenz steht im Mittelpunkt des Forschungsprojekts Digital-Twin-Solar. Ziel ist die Steigerung der Wirtschaftlichkeit und Zuverlässigkeit von Photovoltaik- und Speichersystemen. Das Verbundforschungsprojekt befasst sich mit speziell auf die Solarenergienutzung und Stromspeichersysteme zugeschnittenen Lösungen für Digitale Zwillinge. Betrachtet und analysiert werden alle verfügbaren Daten, angefangen bei der Datenerhebung in Entwicklung und Produktion bis hin zum Betrieb der PV- und Batteriesysteme am jeweiligen Einsatzort. Beteiligte Partner sind die SMA Solar Technology AG (SMA), die eoda GmbH, TESVOLT GmbH, KEO GmbH sowie die Universität Kassel und die HAW Hamburg. Digital-Twin-Solar läuft über drei Jahre und wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie mit insgesamt rund 3,5 Mio. Euro gefördert. (pq) www.sma.de
Geprüfte Sicherheit CONEXA ist BSI-zertifiziert! Bei der Kommunikationsinfrastruktur zur Digitalisierung der Energiewende kann es natürlich nicht sicher genug zugehen. Das CONEXA 3.0 Performance Smart Meter Gateway wurde nach Common Criteria EAL 4+ vom BSI geprüft und erfüllt sämtliche Richtlinien hinsichtlich Datenschutz und Datensicherheit.
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Aktuell
50,2 Magazin | 05.2020
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Das Business-Netzwerk und Anwender
GEMIETET SWM realisieren ihre erste gewerbliche Ladestrom-Mietlösung
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ie NEC Display Europe Solutions GmbH und die m.a.x. Informationstechnologie AG setzen auf Stromer in ihrer Firmenflotte. Dazu nutzen sie die M-Ladelösung der Stadtwerke München (SWM) und M-Ökostrom. Bei diesem Geschäftsmodell installieren die SWM auf eigene Rechnung den Ladepunkt sowie die notwendige Infrastruktur am Stellplatz und binden ihn an ein internes Backend an. Mittels persönlicher RFID-Karten können die Kunden den Ladepunkt freischalten und im Rahmen einer monatlichen Energiepauschale M-Ökostrom laden. Durch das dynamische Lastmanagement der SWM wird die Versorgung aller Nutzer im Objekt sichergestellt: Reicht die Leistung nicht aus, wird die Stromabgabe der Ladepunkte zeitweise verringert, um den Hausanschluss nicht zu überbelasten. Ob gerade die maximale Ladeleistung verfügbar ist, kann im Kundenportal „SWM more“ eingesehen werden. Ebenso sind hier Detailinformationen zu den Ladevorgängen zu finden. Zudem stellen die SMW mittels Fernüberwachung den sicheren Betrieb sowie die schnelle Störungsbehebung sicher. Störungen, die nicht per Fernzugriff gelöst werden können, werden vom 24/7-Bereitschaftsdienst vor Ort behoben.
SWM UND MVG ENGAGIEREN SICH FÜR ELEKTROMOBILITÄT Verbinden
Kommunizieren
Inhalte teilen
Meinungen einholen
Leader werden
IoT Orbit vernetzt Menschen, die sich mit dem Thema IoT in smarten Netzwerken beschäftigen. Kommunalwirtschaft, Versorgungswirtschaft und Industrie
Ein Kooperationsprojekt von und
Für Privat- und Gewerbeimmobilien bieten die SWM zwei Ladelösungen an: als Kaufvariante mit Servicevertrag sowie als Mietoption, bei der die SWM die Investitionskosten tragen. In beiden Fällen laden die Fahrzeuge 100 Prozent Ökostrom. Die SWM betreiben zudem im Auftrag der Landeshauptstadt München stadtweit 550 öffentliche ÖkostromLadesäulen. In diesem Jahr werden sie 30 weitere zubauen und die Zahl der Schnellladestationen auf bis zu 18 erhöhen. (ds) www.swm.de Dank M-Ladelösung sauber unterwegs (v.l.): Christian Roth, m.a.x. Informationstechnologie AG, Wolfgang Tischer, NEC Display Solutions Europe GmbH, und Michael Janout, SWM Fachmann Ladeinfrastruktur/Gebäudedigitalisierung. (Foto: Stadtwerke München GmbH)
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Aktuell
GEBLITZT Siemens-Blitzatlas: Deutlich weniger Einschläge in 2019
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etzbetreiber mit Freileitungen dürften sich freuen: Mit rund 329.000 Blitzeinschlägen in Deutschland registrierte der Blitz-Informationsdienst von Siemens (BLIDS) im vergangenen Jahr 26 Prozent weniger Blitzeinschläge als 2018. „Blitzhauptstadt 2019“ ist die Stadt Speyer in Rheinland-Pfalz, wo durchschnittlich knapp 3,1 Blitze pro Quadratkilometer einschlugen. An zweiter und dritter Stelle folgen Rostock an der Ostseeküste mit 2,6 Erdblitzen pro Quadratkilometer und Lübeck in Schleswig-Holstein mit 2,5. Die geringste Blitzdichte verzeichneten die bayerischen Städte Hof und Bayreuth mit jeweils deutlich unter 0,1 sowie die Stadt Schweinfurt, Spitzenreiterin des Vorjahres. Berlin ist das Bundesland mit der höchsten Blitzdichte, Bayern verzeichnete die meisten gemessenen Erdblitze im Jahr 2019.
BLIDS Der Blitz-Informationsdienst von Siemens nutzt rund 160 verbundene Messstationen in Europa und betreut das Messnetz in Deutschland, der Schweiz, Großbritannien, Benelux, Tschechien, der Slowakei und Ungarn. Mit der neuen Messtechnik können die Sensoren im Abstand von 350 Kilometern aufgestellt werden, was die
50,2 Magazin | 05.2020
INNOVATIV SIV.AG und Universität Rostock kooperieren bei KI-Einsatz
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ie SIV.AG, IT-Dienstleister aus Roggentin bei Rostock, und die Universität Rostock haben eine Zusammenarbeit rund um das Thema Künstliche Intelligenz (KI) vereinbart. Im Rahmen der auf mehrere Jahre angelegten Kooperation sollen verschiedenste Themenfelder der KI mithilfe unterschiedlicher wissenschaftlicher Instrumente untersucht werden, um so Erkenntnisse für die Energiewirtschaft zu gewinnen und diese in die (Weiter-)Entwicklung von Produkten einfließen zu lassen – von regelbasierten Systemen bis zum maschinellen Lernen. Dabei setzen die Partner unter anderem auf innovative studentische Projekte, Doktorarbeiten und Verbundprojekte – auch, um zu untersuchen, wie sich die Integration der KI auf die ERP-Suite kVASy auswirkt.(pq) www.siv.de
Installations-, Betriebs- und Wartungskosten erheblich reduziert. Dank der fortschreitenden Digitalisierung und der rasant gestiegenen Rechen- und Speicherkapazitäten gelingt BLIDS laut Siemens zudem eine immer schnellere und präzisere Datenübertragung von mittlerweile unter zehn Sekunden nach einem Blitzeinschlag. Um Kunden die Blitzdaten auf ihren PCs und Mobilgeräten verfügbar
zu machen, stellt der BLIDS-Dienst auch cloudbasierte Lösungen bereit. Seit 1991 analysiert Siemens die registrierten Blitze und sendet umgehend Warnhinweise an die Gewitteralarm-Kunden – Wetterdienste, Versicherungen, Betreiber von Stromnetzen, Industrieunternehmen aller Branchen sowie neuerdings auch Feuerwehren. (ds) www.siemens.com
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Aktuell
50,2 Magazin | 05.2020
SIMULIERT
VERKAUFT
Im Smart Grid Technology Lab an der TU Dortmund kommt ein rONT von Ormazabal zum Einsatz
Nordex Group informiert über möglichen Verkauf von EE-Projekten an RWE
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as neue Smart Grid Technology Lab der TU Dortmund forscht zu aktuellen Fragen rund um Spannungsschwankungen, die aufgrund der Einspeisung volatiler erneuerbarer Energien oder durch gleichzeitiges Laden einer großer Anzahl Elektro-Autos entstehen können. Am ie³, dem Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft werden dazu verschiedene Netzsituationen im Labor realistisch simuliert.
SPEZIALLÖSUNG GESUCHT Die TU Dortmund hatte die Uniper Anlagenservice GmbH mit dem Aufbau der Prüfumgebung beauftragt. Für die Übersetzung vom Mittel- auf das Niederspannungsnetz in der Prüfumgebung war ein Transformator gefragt, der vollautomatisch auf Basis eines vorgegebenen Regelalgorithmus unzulässige Spannungsschwankungen kompensiert. Konkret sollte für die Eingangsseite ein regelbarer 10 kV/10 kV-Transformator mit einem Spannungsband von +/- 10 Prozent verwendet werden. Für die Ausgangsseite war ein 10 kV/ 0,4 kV rONT vorgesehen. Voraussetzung für den Einsatz im Smart Grid Technology Lab war zudem, dass Umschalten und ReBei dem rONT an der Ausgangsseite handelt es sich um einen Standardtransformator mit 10 kV/0,4 kV. An der Eingangsseite realisierte Ormazabal einen 10 kV/10 kV Transformator als Sonderlösung. (Foto: TU Dortmund)
geln des Transformators auch aus der Ferne möglich sind. Ormazabal lieferte dazu einen regelbaren Ortsnetztransformator (rONT), dessen Steuerung eigens auf die Anforderungen des Labors zugeschnitten wurde. Dabei konnte Ormazabal nach eigenen Angaben auf die Erfahrungen aus dem eigenen Smart-Grid-Labor zurückgreifen, das das Unternehmen in der Nähe seines Hauptsitzes in Spanien betreibt. Der rONT verknüpft eine intelligente Steuerung mit dem sogenannten on-load tap charger (OLTC): ein automatischer Laststufenschalter aus der eigenen Entwicklung von Ormazabal, der die Spannung in Schritten von 2,5 Prozent anpassen kann. Dabei reagiert der Transformator vollautomatisch und ohne manuelles Eingreifen auf wechselnde Spannungsverhältnisse und sorgt über eine mittelspannungsseitige Regelung für eine konstante Ausgangsspannung. Ein spezieller Regelalgorithmus macht den Spannungsausgleich möglich.
SYSTEMTEST BESTANDEN Von der ersten Anfrage bis zur Inbetriebnahme der Komponenten verging knapp ein Jahr mit intensiver Beratung und gemeinsamer Planung. Während der Inbetriebnahme der Anlage wurde ein vollständiger Systemtest durchgeführt. Dabei wurden beide rONT zunächst durch eine manuelle Änderung des Stufenwertes geprüft. In einem zweiten Schritt wurde der automatische Regelalgorithmus getestet, indem bei einem rONT manuell die Primärspannung geändert wurde. Der jeweils andere rONT kompensierte diese Spannungsschwankungen automatisch, sodass die Sekundärspannung innerhalb des definierten Regelungsbandes blieb. (ds) www.ormazabal.com/de
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ie Nordex Group gibt den möglichen Verkauf ihres europäischen Projektentwicklungs-Portfolios von 2,7 Gigawatt (GW) an RWE bekannt. Das Portfolio umfasst Projekte in Frankreich, Spanien, Schweden und Polen. Mit rund 1,8 GW liegt der Fokus auf Windenergieprojekten verschiedener Reifestufen in Frankreich. Das dortige Portfolio umfasst auch PhotovoltaikProjekte im Volumen von 0,1 GW. Die Nordex Group als potenzielle Verkäuferin und RWE haben einen entsprechenden Vertrag über eine Verkaufsoption unterzeichnet. Der Kaufpreis beträgt rund 402,5 Mio. Euro. Vor dem Vollzug der Transaktion ist noch ein Abstimmungsprozess mit der Arbeitnehmervertretung in Frankreich durchzuführen. Zudem müssen noch entsprechende Genehmigungen der für die Außenwirtschaftskontrolle zuständigen Behörden in Frankreich vorliegen sowie übliche – und für die Transaktion erforderliche – Carve-out-Prozesse abgeschlossen sein. Es wird erwartet, dass der Vollzug im 4. Quartal 2020 erfolgen kann.(ds) www.nordex-online.com/de/
Mit der geplanten Transaktion will die Nordex Group die Wertschöpfung aus einem Teil ihres eigenentwickelten Projektportfolios erhöhen. (Foto: Nordex SE)
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Aktuell
50,2 Magazin | 05.2020
SMART METERING 2020 Nachdem Ende 2019 das dritte Smart Meter Gateway zertifiziert worden war, fiel mit der Markterklärung im Februar 2020 der offizielle Startschuss für den Smart Meter Rollout. Die Branche hatte diesen Schritt lange von den Anbietern erwartet, aber auch die Mehrzahl der Versorgungsunternehmen hat längst erkannt, welche Potenziale die lange Zeit kritisch beobachtete „Digitalisierung der Energiewende“ für Vertrieb und Netze tatsächlich bietet.
WO STEHEN DIE STADTWERKE? Die ersten Stadtwerke starteten unmittelbar – dann kam Corona mit den bekannten Restriktionen für alle internen Arbeitsabläufe und vor allem den direkten Kundenkontakt. Allmählich normalisiert sich das Tagesgeschäft und auch die operativen Prozesse rund um den Rollout scheinen langsam wieder an Fahrt aufzunehmen. Wo genau die Stadtwerke und Versorger bei der Planung und Umsetzung steHier geht’s hen, wollen wir mit unserer Online-Umfrage zur Online-Umfrage zum Smart Meter Rollout herausfinden, zu der wir ab sofort alle betroffenen Unternehmen einladen – selbstverständlich online und anonym. Im 50,2-Newsletter sowie im nächsten Heft, das am 14.September 2020 erscheint, berichten wir über die Ergebnisse.
METERING DAYS 2020 – UPDATE FÜR DIE DIGITALE ENERGIEWENDE Einschränkungen bringt die aktuelle Lage auch hinsichtlich des persönlichen Austauschs zwischen Anbietern und Anwendern. Auch die führende Branchenveranstaltung, die ZVEI metering days 2020 mussten als Präsenzveranstaltung abgesagt werden. Um so mehr freuen wir uns, gemeinsam mit ZVEI/ZSG die digitale Version der ZVEI meterings days 2020 als Live-Stream zu realisieren. Die hochkarätig besetzte Online-Konferenz am 22.09.2020 können interessierte Fachleute auch bei 50,2 verfolgen. Den passenden Rahmen dazu soll unsere Branchenplattform www.smart-metering2020.de bieten, die ab dem 10. August 2020 online ist. Hier übertragen wir live wir das ZVEI-Event und möchten zudem ein wenig digitales „Messe-Feeling“ vermitteln: Alle Werbepartner aus dem Umfeld Smart Metering, die sich der 50,2-Ausgabe 6/2020 respektive dem Branchenguide Smart Metering präsentieren, sind auch auf der Plattform vertreten. (pq)
ZVEI metering days ONLINE-KONFERENZ 22. September 2020, Beginn 10:30 Uhr 10:30
Begrüßung Peter Krückel, sig Media / Fachmagazin 50,2 Marco Sauer, ZVEI – Zentralverband Elektrotechnikund Elektronikindustrie e.V.
BRANCHE IN BEWEGUNG Auf Seiten der Anbieter im Umfeld des intelligenten Messwesens hat sich seit Beginn des Jahres definitiv noch einiges getan. Über aktuelle Entwicklungen informieren wir Sie natürlich laufend in unserer Rubrik Smart Metering, die in Ausgabe 6/2020 gleichzeitig unser Schwerpunktthema bildet. Im beiliegenden Branchenguide Smart Metering 2020/2021 präsentieren dann wieder führende Anbieter ihre Projekte, Produkte und Lösungen.
10:35
metering solutions Kurzpräsentationen von EMH metering, Power Plus Communications, Sagemcom Dr. Neuhaus, Theben und VIVAVIS
11:00
Thematische Einführung
11:10
Zielszenario für die digitale Energiewende – was bedeuten § 14a und EEG-Novelle? Dr. Wolfgang Zander, BET
11:30
Umsetzung der SMGW-Standardisierungsroadmap von BMWi und BSI und Ausblick auf die Marktanalyse zum 30.10.2020 Dennis Laupichler, BSI
11:50
Wrap up und Diskussion mit den Referenten
Kostenfreier Live-Stream www.50komma2.de | www.metering-days.de | www.smart-metering2020.de
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Aktuell
50,2 Magazin | 05.2020 Grafik: freepik (macrovector)
ZAHLEN & FAKTEN Im Jahr 2018 waren nach Angaben des Umweltbundesamts
304.000 Personen
in Deutschland in der Erneuerbaren Energien-Branche beschäftigt. Davon rund 121.700 bei der Windkraft, 108.100 im Bereich Biomasse, 45.700 bei der Solarenergie, 23.400 in der Geothermie und 5.500 bei der Wasserkraft. Laut aktuellen Informationen hat sich die Anzahl der Beschäftigten im Bereich EE gegenüber dem Jahr 2000 etwa www.umweltbundesamt.de
verdreifacht.
In einer repräsentativen Befragung im Auftrag des BDEW sprechen sich für den verstärkten Einsatz von PV-Dachanlagen auf öffentlichen Gebäuden wie Sporthallen, Schulen, Bürgerämtern etc. aus. Beim Neubau von Gewerbebauten erachten über der Befragten die verpflichtende Installation von PV-Anlagen auf dem Dach, z.B. von Supermärkten oder Lagerhallen, für sinnvoll. www.bdew.de
68 %
Grafik: freepik (upklyak)
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weniger Strom als im Vorjahr wurden in Deutschland im ersten Halbjahr 2020 verbraucht, wie die vorläufigen Berechnungen des BDEW ergeben. Insgesamt wurden
272.000.000.000 kWh Strom verbraucht. Der Rückgang sei vor allem auf die schwache Wirtschaftslage und den damit verbundenen geringeren Strombedarf in der Industrie zurückzuführen. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoinlandsstromverbrauch im ersten Halbjahr 2020 belief sich auf den Rekordwert 50,2 Prozent. www.bdew.de
Ƭ Senkung des Eigenstromverbrauchs mit Hilfe staatlicher Förderung Ƭ Günstiger Messstellenbetrieb Ƭ Staatlich geförderte Vergütung in Höhe von 15 Cent je eingesparter kWh
www.repowering-biogas.de
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Netztechnik und -steuerung
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TransnetBW und Netze BW entwickeln mit DA/RE eine Plattform für den optimierten Redispatch über alle Spannungsebenen hinweg.
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ie Gesetzesnovelle NABEG 2.0 verpflichtet künftig alle Netzbetreiber, im Fall von Engpässen die kosteneffizientesten Redispatch-Maßnahmen im eigenen Netz sowie in unterlagerten Netzen durchzuführen. Zu berücksichtigen sind dabei alle Erzeugungs-, Speicherund KWK-Anlagen über 100 kW (fernsteuerbaren Anlagen > 30 kW). Die Anlagenbetreiber müssen überdies bei der Planung und Durchführung von Abrufen informiert und gegebenenfalls finanziell und bilanziell entschädigt werden.
KOORDINATION UNVERZICHTBAR „Wenn man diese Vorgaben zu Ende denkt, ist eine Koordination der Netzbetreiber zwingend erforderlich“, sagt Florian Gutekunst von TransnetBW. Nur so können Synergiepotenziale genutzt wer-
ZUSAMMENHÄNGE DA/RE, CONNECT+ UND BDEW Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber (ÜNB und VNB)
DA/RE Netzbetreiberkommunikation und -koordination Transparenz Austausch von Planungsdaten Koordination Aggregation und Koordination von Redispatch-Bedarfen
Connect+ Modul Marktteilnehmerkommunikation
Einsatzverantwortliche (EIV)
Grafik: TransnetBW GmbH, Netze BW GmbH
GEMEINSAME PROZESSE WAGEN
Foto: shutterstock / pixabay (Larisa-K)
den, indem beispielsweise Flexibilitätsabrufe über mehrere Netzebenen gebündelt werden. „Insbesondere aber kann nur eine ganzheitliche Betrachtung ausschließen, dass Redispatch-Maßnahmen im vorgelagerten Netz Engpässe im nachgelagerten Netz auslösen“, so der Projektleiter DA/RE. Das Kürzel steht für DAtenaustausch/REdispatch – eine freiwillige Initiative, die seit gut zwei Jahren an einer digitalen Plattformlösung für den Datenaustausch und die Koordination zwischen allen vom Redispatch 2.0 betroffenen Netzebenen arbeitet. Das Vorhaben ist nicht nur hinsichtlich der technischen Umsetzung höchst anspruchsvoll, denn DA/RE will nicht weniger leisten als ein automatisiertes Engpassmanagement vieler tausender dezentraler Anlagen in den Mittel- und Niederspannungsnetzen in BadenWürttemberg in enger Abstimmung zwischen verantwortlichen Netzbetreibern. Dass der Projektname auf das englische „dare“ – Wagnis – anspielt, ist daher vermutlich kein Zufall. Innovativ ist der Ansatz auch insofern, als ÜNB und VNB ihre Aufgaben rund um die Netzführung bisher weitgehend getrennt wahrnehmen. Partner im Projekt ist die Netze BW,
größter Verteilnetzbetreiber in der Regelzone von TransnetBW und in vielen Leuchtturmprojekten rund um das intelligente Verteilnetz aktiv. „Derzeit sehen wir eine ganz wichtige Aufgabe in der Einbindung und Information der Stakeholder“, betont Julia Strahlhoff von Netze BW, denn „je mehr Netzbetreiber mitmachen, desto besser funktioniert DA/RE am Ende“.
TRANSPARENZ UND KOORDINATION Die DA/RE-Plattform besteht aus zwei Modulen, die den Datenaustausch und die koordinierten Redispatch-Prozesse organisieren. Dabei übermitteln die angebundenen (baden-württembergischen) Netzbetreiber die Stamm- und Planungsdaten direkt über DA/RE, die Einsatzverantwortlichen (EIV) der angebundenen Anlagen liefern ihre Daten über den bundesweit einheitlichen Kommunikationsweg connect+, der derzeit von der gleichnamigen Netzbetreiber-Initiative entwickelt wird. DA/RE verfügt über eine Schnittstelle zu connect+. „Die Funktionen des Moduls Netzbetreiberkoordination sind ein Alleinstellungsmerkmal der DA/RE-Plattform-
11
Netztechnik und -steuerung
lösung, die so in connect+ und den BDEWProzessen nicht vorgesehen sind“, erläutert Florian Gutekunst. Diesem Modul liegt ein Optimierungsalgorithmus zugrunde, der die gemeldeten Redispatch-Bedarfe und -Potenziale zusammenführt, die effizientesten Maßnahmen ermittelt und geeignete Anlagen unter Berücksichtigung von Netzrestriktionen aller teilnehmenden Netzbetreiber auswählt. „Damit die Optimierung funktioniert, benötigen wir von den Netzbetreibern – einmalig oder natürlich bei Veränderungen – erweiterte Stammdaten, die ein vereinfachtes Modell der Netzbetriebsmittel, Übergabe-
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punkte und zugeordneten Anlagen im Netz mit entsprechenden Sensitivitäten enthalten, sozusagen ein ‚Netzmodell Light‘“, führt Julia Strahlhoff aus. Zudem benötigt der Algorithmus angereicherte Anlagenstammdaten, aus denen die Verortung im Netz, der Anschlusspunkt etc., hervorgehen. Überdies melden Netzbetreiber, in deren Netz Engpässe möglich sind, aktuelle Redispatch-Bedarfe und Flexibilitätsbeschränkungen bezogen auf die eigenen Netzbetriebsmittel, sowie Änderungen der netztechnischen Wirksamkeit von Netzknoten auf Netzbetriebsmittel, die sich zum Beispiel im Zuge temporärer Topologie änderungen ergeben können. Für die eigene Netzsicherheitsbewertung erhält der Netzbetreiber von DA/RE aggregierte Fahrplandaten und Redispatch-Potenziale für alle hinterlegten Netzknoten und Übergabepunkte in seinem Netz. Als Ergebnis der Optimierung auf der DA/RE-Plattform werden automatisch Aktivierungsdokumente erstellt, die dem EIV zugesendet werden. „Wir prüfen aktuell, ob und in welcher Form die Plattform auch die Bilanzierung und Abrechnung der Redispatch 2.0-Maßnahmen unterstützen kann“, sagt Florian Gutekunst.
AUF DEM WEG IN DIE MASSENTAUGLICHKEIT In der Pilotphase 2019 wurden die aktuell existierenden Prozesse, Schnittstellen und Formate erfolgreich getestet. Die Netzbe-
UMSETZUNG DER VNB-PROZESSE AM BEISPIEL DER NETZE BW Netzbetreiber koordination
Datenaustausch
notwendige Stamm-/ Bewegungsdaten
Netzmodell Redispatch-/Prognosedaten @
Datenimporte und –exporte (Schnittstellenumsetzung) Bereitstellung Netzmodell Erzeugungs- und Lastprognose
Netzsicherheitsrechnung Engpassprognose
Bestimmung RD-Bedarfe / FlexBeschränkungen
Ermittlung Ausfallarbeit
Aktivierungsdokumente
Anlagensteuerung* Leitsystem
Messwerte
Zeitreihenmanagement Grafik: TransnetBW GmbH, Netze BW GmbH
* nur im Duldungsfall
Redispatch treiber MVV Netze und Stadtwerke Schwäbisch Hall sowie die Einsatzverantwortlichen Next Kraftwerke, sonnen, Entelios und MVV Trading haben als Pilotpartner teilgenommen. Rund 40 dezen trale Anlagen zwischen 3 kW bis 24 MW wurden über die Prozesse der DA/RE-Plattform in fiktiven Testfällen als Redispatch-Maßnahmen gegen Netzengpässe aktiviert, wie die Projektverantwortlichen berichten. Anfang des Jahres hat nun die Entwicklung der operativen Plattform begonnen. Die Implementierung erfolgt agil durch das DA/RE-Team in Zusammenarbeit mit professionellen IT-Entwicklern. Ziel ist die Bereitstellung einer ersten lauffähigen Version in Q1/2021, an der sich jetzt schon alle Netzbetreiber aus Baden-Württemberg beteiligen können – als Nutzer, Testpartner oder Entwicklungspartner mit unterschiedlichen Teilhabe- und Gestaltungsmöglichkeiten. Für die technische Anbindung sind ebenfalls unterschiedliche Varianten vorgesehen: „Kleine Netzbetreiber haben die Möglichkeit, ihre Daten über eine einfache Web-Benutzeroberfläche einzugeben oder hochzuladen beziehungsweise zu empfangen, für sehr große VNB wie die Netze BW ist ein vollautomatisierter Prozess in direkter Anbindung an die eigenen IT-Systeme sinnvoll“, erläutert Julia Strahlhoff. Mittlere Unternehmen können den Informationsaustausch (.xml-Dateien) ebenfalls automatisiert über SFTP- oder E-Mail-Adapter abwickeln. In der Zwischenzeit hoffen die Initiatoren auf regen Austausch, auch über die Grenzen des „Ländles“ hinaus. Florian Gutekunst: „Wir würden uns freuen, wenn sich die Kollegen aus anderen Regelzonen anschauen, was wir entwickeln – jedes Feedback ist willkommen.“ (pq)
2.0
TransnetBW GmbH, Florian Gutekunst, 70173 Stuttgart, f.gutekunst@transnetbw.de Netze BW GmbH, Julia Strahlhoff, 70567 Stuttgart, j.strahlhoff@netze-bw.de www.dare-plattform.de
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Netztechnik und -steuerung
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REDISPATCH AUTOMATISIEREN Speziell für die Anforderungen des Redispatch 2.0 entwickelt die Kölner envelio GmbH ein neues Modul für die Intelligent Grid Platform (IGP). Der Optimierungsalgorithmus stammt vom Fraunhofer IEE. Foto: shutterstock
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it dem Ausbau der dezentralen Stromversorgung und der Elektrifizierung des Verkehrs nimmt die Gefahr von Netzengpässen auf allen Spannungsebenen zu, konventionelle Ausgleichsmaßnahmen kommen an ihre Grenzen. Ein neues, dezentrales Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) soll ab Oktober 2021 eine effektivere und kostengünstigere Engpassbewirtschaftung ermöglichen und das gesamte Stromnetz flexibler machen. Betroffene Netzbetreiber müssen dazu künftig beispielsweise die Vertikallasten an ihren Netzübergabeknoten zuverlässig vorhersagen oder Prognosen über nutzbare Flexibilitäten und die erwartete Einspeisungsleistung an die vorgelagerten Netzbetreiber weitergeben. In der Praxis eine große Herausforderung, denn die erforderlichen Netz- und Prognosedaten liegen – wenn überhaupt – nur in eingeschränktem Umfang und in getrennten Systemen vor. „Insbesondere aber müssen die Systeme derart ertüchtigt werden, dass die notwendigen Berechnungen und Prozesse vollständig automatisiert ablaufen“, ergänzt Dr. Tobias Falke, VP Global Sales & Marketing bei envelio. Genau hier liegt die Kernkompetenz seines Unternehmens, zu dessen Kunden Unternehmen wie E.DIS, Westnetz oder Netze BW gehören. Mit der IGP hat envelio ein modular aufgebautes Software-Assistenzsystem an
den Markt gebracht, mit dem Netzplanungs- und Netzbetriebsführungsprozesse bei Verteilnetzbetreibern digitalisiert und automatisiert werden können. Zwölf Applikationen unterstützen Netzbetreiber in den drei Hauptanwendungsbereichen Datenqualität, Netzplanung und Betriebsführung. Das jüngste in Entwicklung befindliche Modul unterstützt die erforderlichen Prozesse zu Redispatch 2.0 und liefert unter anderem automatisierte Prognosen zum Redispatch-Bedarf und -Potenzial nach Anlagentypen.
DATENINPUT VERWALTEN Ein wichtiger Fokus des neuen Redispatch 2.0-Moduls liegt auf der automatisierten Verwaltung und Zusammen führung der für die Berechnungen erforderlichen Eingangsdaten. Diese stammen aus unterschiedlichen internen Systemen beziehungsweise Messstellen oder werden von nachgelagerten Netzbetreibern, Anlagenverantwortlichen oder externen Dienstleistern zugeliefert. „Die Daten kommen somit in unterschiedlichen Formaten, sind nicht immer vollständig und manchmal unplausibel“, weiß Dr. Tobias Falke aus der Praxis – und damit in ihrer ursprünglichen Ausprägung für verlässliche Berechnungen nicht sofort nutzbar. „Die Anwendung überführt, überprüft, plausibilisiert und strukturiert die Daten alle 15 Minu-
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Netztechnik und -steuerung
ten“, erläutert er. Alternativ können die Eingangsdaten auch als vollständiges CGMES (CommonGrid Model Exchange Specification)-Modell integriert werden. Sofern die erforderlichen Berechnungsgrundlagen beim Netzbetreiber nicht vorliegen, bietet envelio an, die Lösung – etwa durch Anbindung externer Prognosesysteme – entsprechend aufzurüsten.
ENGPASSPROGNOSEN UND -MANAGEMENT Auf dieser Grundlage kann das Modul – ebenfalls im 15-Minuten-Takt – eine aktuelle Netzprognose erstellen und anhand von Leistungsflussanalysen für den (n-0)- und den (n-1)-Fall mögliche Netzengpässe identifizieren. In den folgenden Schritten erfolgt die Optimierung des Engpassmanagements unter Berücksichtigung der Redispatch-Anforderungen des vorgelagerten Netz-
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Redispatch
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PROJEKT EU-SYSFLEX
betreibers. „Dieser Prozess läuft vollautomatisch ab und bezieht zudem die Netz- beziehungsweise Anlagenrestriktionen ein“, 34 Partner aus 15 Ländern untersuergänzt Falke. Dabei werden die chen Mechanismen, mit denen die Flexibilitätsabrufe unter BerückVersorgungssicherheit im Energiesichtigung der entstehenden Kossystem auch mit einem hohen Anten optimiert. Darüber hinaus stellt das teil an Erneuerbaren Energien zu Modul die Daten für eine nachgelagerte gewährleisten ist, und erarbeiten Bilanzierung und Abrechnung der Maßgemeinsam eine Roadmap für die nahmen zur Verfügung. Umgekehrt beEU-Kommission zur regulatorischen stimmt die Anwendung dabei auch die Gestaltung. Diese Roadmap wird Flexibilitätsbeschränkungen je Anlage für zum großen Teil aus den Erkenntdie nächsten Zeitschritte, um eigene Engnissen von sieben Demonstratoren pässe bei einem Redispatch-Abruf zu vererarbeitet. Im „deutschen Demonsmeiden. trator“ wird untersucht, wie FlexiDer Algorithmus, der diese komplexen bilitäten aus dem HochspannungsBerechnungen durchführt, wurde vom netz an das Höchstspannungs- bzw. Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft Übertragungsnetz bereitgestellt und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel werden können, ohne dabei das im Rahmen des EU-SysFlex-Projects entVerteilnetz negativ zu beeinflussen. wickelt und im deutschen Demonstrator www.eu-sysflex.com bei der MITNETZ STROM erprobt. „Für die Umsetzung werden die entwickelten und validierten Algorithmen in die Intelligent Grid Platform integriert. So findet ein direkter Transfer von der Forschung in die Praxis statt“, erklärt Dr. Tobias Falke. Die Aufbereitung der Ergebnisse für Folgeprozesse und ihr Export an interne oder externe Systeme erledigt die Applikation ebenfalls automatisch. (European system with an efficient coordinated use of flexibilities for the integration of a large share of RES)
PFLICHT ODER KÜR? „Netzbetreiber können – und sollten – jetzt mit der Digitalisierung der Redispatch-Prozesse starten“, rät der envelioManager, denn erfahrungsgemäß dauere es mindestens sechs Monate bis alle Hausaufgaben zur Datenerhebung, Prozessgestaltung und Systemintegration erledigt seien. Vor diesem Hintergrund erscheint der Zeitrahmen bis 01. Oktober 2021 nicht mehr ganz so großzügig, denn die Beteiligung am neuen Redispatch-Management ist ab diesem Termin für betroffene VNB verpflichtend und Kosten können nur bis zu diesem Stichtag über die Netzentgelte umgelegt werden. Die Entscheidung für eine Digitalisierung und Automatisierung der Netzprozesse sollte zudem nicht davon abhängig gemacht werden, ob aktuell bereits Engpässe auftreten, betont Falke. Mittelfristig müsse jedes Verteilnetz zum „Smart Grid“ werden. (pq) Das neue Modul der Intelligent Grid Platform ermöglicht eine automatisierte Abwicklung des Redispatch-Prozesses. (Grafik: envelio GmbH)
envelio GmbH, Dr. Tobias Falke, 50933 Köln, tobias.falke@envelio.de
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Viele Aufgaben von Redispatch 2.0 erfordern Echtzeit-Informationen über die Verteilnetze. Die Lösung GridEye verspricht die notwendige Transparenz. B il d:
Einfacher mit
D EP s y s G m b H
ECHTZEIT-DATEN R edispatch 2.0 bringt neben neuen Aufgaben im Bilanzkreismanagement oder der Abrechnung insbesondere auch Herausforderungen an die Erfassung, Analyse und Kommunikation von Daten aus dem Verteilnetz mit sich. So müssen die Netzbetreiber künftig beispielsweise in der Lage sein, viertelstundenscharfe Einspeise- und Lastprognosen zu erstellen, Fahrpläne von EE-/KWK-Anlagen und Stromspeichern ab 100 kW sowie auch kleinerer fernsteuerbarer Anlagen zu erstellen respektive zu evaluieren. Des Weiteren gilt es, für den Fall von Netzengpässen die Redispatch-Potenziale der angebundenen Anlagen zu ermitteln und deren Einsatz- beziehungsweise Abregelungsreihenfolge zu planen. „Verteilnetzbetreiber brauchen künftig maximale Transparenz in ihren Netzen“, sagt Dr. Felix Dorsemagen, Technical Account Manager bei der DEPsys GmbH. Mit GridEye hat DEPsys eine Lösung aus Hard- und Software für das Netzmanagement im Portfolio, die genau diese Transparenz herstellen will.
ECHTZEIT-DATEN FÜR STEUERUNG UND PROGNOSEN
Geliefert werden solche hochgenauen Echtzeit-Daten aus dem Netz durch die Strom- und Spannungsmessgeräte von GridEye, die an wichtigen Netzknoten installiert werden und kontinuierlich Informationen an sichere Server übermitteln, wo sie für Analysen mit der DEPsys-Software bereitstehen oder über standardisierte Schnittstellen aufrufbar sind. „Die Echtzeit-Daten von den GridEye-Messgeräten können bei Bedarf hochgranular abgerufen werden, somit ist die aktuelle Situation im Netz immer transparent“, führt Dr. Dorsemagen aus. Dies ermögliche zum einen, das Netzmanagement den aktuellen Bedingungen anzupassen, nötigenfalls einzugreifen und die Flexibilitäten im Netz zu nutzen. Zum anderen erlauben die Daten eine noch bessere Abstimmung mit den Übertragungsnetzbetreibern. „Gleichzeitig bieten die Zeitreihen aus den erfassten Daten, kombiniert etwa mit Wetter-, Wind- und Sonnenintensitätsdaten, eine hervorragende Basis für das Anfertigen der Prognosen, die für Redispatch 2.0 erforderlich sind“, erläutert der DEPsys-Experte. Konkret ermöglichen die an wichtigen Netzknoten erhobenen Messwerte
DIE KOMPONENTEN DES GRID-EYE-SYSTEMS
(Bild: DEPsys GmbH)
Insbesondere das Erstellen von Prognosen, die Durchführung von Netzberechnungen und das Vermeiden oder nötigenfalls auch Korrigieren von Netzengpässen verlangen neue Prozesse im Netzbetrieb. „Bei all diesen Tätigkeiten profitiert das Leitstellenteam von Echtzeit-Daten zu Stromflüssen, Spannung oder Leistungen im Netz“, betont Dr. Dorsemagen. Konkret könnten präzise Informationen zu aktuellen und historischen Netzzuständen an wichtigen Netzknoten dabei helfen, genauere Prognosen zu erstellen, Flexibilitätsspielräume besser einzuschätzen und bei Netzüberlastungen schnell die geeigneten Maßnahmen zu ermitteln.
Als Bestandteil der Gesamtlösung liefern die Strom- und Spannungsmessgeräte von GridEye Echtzeitdaten in hoher Genauigkeit.
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Redispatch
Grafik: freepik (brgfx)
zur Zufriedenheit der angeschlossenen Verbraucher oder Einspeiser bei, zum anderen hilft es, die Kosten der Redispatch-Maßnahmen gering zu halten.
INTELLIGENZ IM NETZ
es beispielsweise, genaue Lastprofile zu erstellen oder die zu erwartende Einspeisung durch EE-Anlagen vorherzusagen. Entsprechend exakte Prognosen können wiederum helfen, potenzielle Engpässe im Voraus zu erkennen und passende Strategien zur Vermeidung vorzubereiten. „Dies kann durch das Managen von Speicherkapazitäten oder das Vorausplanen von Leistungsreduzierungen bei Verbrauchern oder Einspeisern geschehen, sodass Prioritäten eingehalten werden und die Auswirkungen für die Netznutzer möglichst gering bleiben“, führt Dr. Dorsemagen aus.
ENGPÄSSEN UND AUSFÄLLEN BEGEGNEN Anhand der historischen Daten sowie der aktuell gemessenen Werte lassen sich Eingriffe in das Netz optimieren. Fällt beispielsweise ein Netzabschnitt aus und der Strom muss über einen anderen fließen, liefert die Kenntnis der Netzauslastung in der Vergangenheit Gewissheit, ob der intakte Netzabschnitt der zusätzlichen Belastung gewachsen ist. Auch beim Ansteuern regelbarer Netzkomponenten wie etwa regelbarer Ladesäulen oder EE-Einspeiser bieten die aktuellen Netzdaten Vorteile, denn die Kenntnis über die Netzauslastung sowie die schnelle Kontrolle des Erfolgs der Maßnahme helfen, diese Eingriffe auf ein Minimum zu beschränken. Das trägt zum einen
Doch GridEye soll nicht nur Transparenz, sondern auch Intelligenz ins Verteilnetz bringen. „Die GridEye-Feldgeräte können selbständig auf die Netzsituation vor Ort reagieren und mit ihrer dezentralen Intelligenz auf Wechselrichter sowie regelbare Verbraucher und Ortsnetztransformatoren Einfluss nehmen“, berichtet Dr. Dorsemagen. „So helfen sie automatisch, kritischen Netzzuständen vorzubeugen und verringern den Handlungsbedarf in der Leitstelle sowie im Redispatch-Management.“ Mit diesen Leistungsmerkmalen positio niert DEPsys das GridEye-System als wichtigen Baustein der RedispatchInfrastruktur, die Verteilnetzbetreiber bis Herbst 2021 umsetzen müssen. „GridEye ist schnell zu installieren und leicht skalierbar“, erläutert der Fachmann. „Wer sich frühzeitig auf Redispatch 2.0 vorbereiten und die passende Basis für seine Prozesse schaffen möchte, kann jetzt erste Geräte an kritischen Netzknoten installieren und das System mit steigendem Transparenzbedarf schrittweise ausbauen.“
NUTZEN FÜR VIELE PROZESSE Auch jenseits von Redispatch 2.0. können die Daten von GridEye und die DEPsys-Tools für das Netzmonitoring, die Analyse historischer Daten oder die Überwachung der Spannungsqualität sehr nützlich sein. Zum Beispiel lassen sich Fehler im Netz mithilfe der DEPsys-Software schnell erkennen, der mögliche Fehlerort anhand von Messwerten besser bestimmen und damit die Fehlerbehebung beschleunigen. Bei der Netzplanung helfen Vergangenheitsdaten unter
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anderem bei der Abschätzung, ob Neuanschlüsse wie eine PV-Anlage oder eine Vielzahl an Ladestationen das Netz an seine Kapazitätsgrenzen bringen oder ob die zusätzlichen Ströme ohne einen teuren Netzausbau beherrscht werden können. Dr. Felix Dorsemagen: „Die durch DEPsys gewonnene Transparenz und Intelligenz bietet Verteilnetzbetreibern also sowohl bei Redispatch 2.0 als auch bei vielen anderen Prozessen Vorteile. Die Investitionen in die Hard- und Software machen sich also schnell bezahlt.“ Um diese Synergien bestmöglich zu nutzen, empfiehlt er, bei der Anschaffung nicht nur die mit Redispatch 2.0 befassten Fachbereiche einzubeziehen, sondern alle Abteilungen, die von mehr Netztransparenz profitieren.
Das skalierbare System GridEye lässt sich sukzessive zu einer Smart Grid-Lösung ausbauen. (Grafik: DEPsys GmbH)
SCHRITTWEISER AUFBAU Bei der Installation der skalierbaren Lösung sollten zuerst die kritischsten Netzabschnitte mit Messgeräten ausgerüstet werden und das System bei wachsendem Transparenzbedarf weiter ausgebaut werden. Auf diese Weise könnten sich alle Beteiligten mit den Möglichkeiten vertraut machen und den Weg zu einem Smart Grid schrittweise und kostenoptimiert gehen. (pq) DEPsys GmbH, Dr. Felix Dorsemagen, 45131 Essen, felix.dorsemagen@depsys.com
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INTELLIGENTE VORHERSAGEN
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ie Umgestaltung des Redispatch-Verfahrens („Redispatch 2.0“) im deutschen Stromnetz fordert von den Verteilnetzbetreibern künftig eine präventive Sicht auf die Vorgänge in ihrem Netz. Durch vorausschauende, dynamische Planungen sollen Einspeisung und Stromlast fortan effizienter aufeinander abgestimmt werden, so dass Netzengpässe auf allen Spannungsebenen möglichst im Vorfeld vermieden werden können. Belastbare Prognosemodelle sind für diese Prozesse naturgemäß eine absolut zwingende Voraussetzung. „Diese müssen in der Lage sein, große Mengen von Netzdaten, die aus einer Vielzahl hochfrequenter Messstationen in sehr langen, aggregierten Messreihen bereitgestellt werden, zu verarbeiten und zu interpretieren“, erläutert Friedrich Rojahn, CEO der Solandeo GmbH. Das Berliner Redispatch Unternehmen startete als wettbewerblicher Messstellenbetreiber mit dem Fokus auf Erneuerbare
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Präzise Prognosen sind essenziell für die neuen Redispatch-Prozesse. Solandeo hat seine KI-basierte Plattform für die anstehenden Aufgaben weiterentwickelt.
Erzeuger und holte 2017 die SOTA Solutions GmbH ins Boot, die sich auf die Analyse von großen Datenmengen und daraus abgeleiteten Prognosen spezialisiert hat. Im Zuge der Beteiligung beim SINTEG-Projekt WindNODE wurde das Kompetenzfeld der Erzeugungsprognosen unter Beweis gestellt und weiter ausgebaut. Heute bietet Solandeo Netzbetreibern eine kurzfristig umsetzbare, technisch ausgereifte Prognoselösung für die Anforderungen von Redispatch 2.0.
KÜNSTLICHE INTELLIGENZ UND MASCHINELLES LERNEN Anders als viele andere Prognoseverfahren verarbeitet die Lösung die Eingangsdaten nicht in einem einzelnen Modell, sondern funktioniert ähnlich wie ein neuronales Netzwerk: „Die einzelnen Parameter, die beispielsweise für die Berechnung der Netzauslastung, der Ausfallarbeit oder des Redispatch-Potenzials relevant sind, können in dieser Struktur immer wieder überprüft, neu bewertet, verändert und verbessert werden“, erklärt Kolja Bailly, der das Analytics-Team bei Solandeo leitet. Dieser Mechanismus basiert auf selbstlernenden Algorithmen, die die eingehenden Realdaten permanent analysieren, in Beziehung zueinander setzen, nach Mustern suchen, mit historischen Daten abgleichen und auf diese Weise die Ergebnisse optimieren. Daraus resultieren interessante Erkenntnisse, wie Kolja Bailly berichtet: „Datengetriebene Modelle können aufgrund ihrer hohen Flexibilität insbesondere im kurzfristigen Be-
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reich besser performen als rein physikalische Wettermodelle.“ Durch den Einsatz künstlicher Intelligenz sei das SolandeoSystem zudem hochgradig individualisierbar und ermögliche die flexible Einbindung zusätzlicher Informationen, wie der langjährige Data Scientist ausführt.
MODULARE PROGNOSEPLATTFORM „Unsere Erfahrung mit Tausenden von Anlagen zeigt, dass sich Datenlücken nie ganz vermeiden lassen“, berichtet SolandeoChef Rojahn. Damit diese Daten also überhaupt nutzbar sind, müssen diese Lücken geschlossen werden – eine Aufgabe, die das Modul Datenaufbereitung automatisch übernimmt. Die Komponente prüft zunächst alle eingehenden Daten auf formale Korrektheit der Übertragungsformate, validiert und plausibilisiert daraufhin die Werte anhand von Stammdaten, Prognosen oder gleichartigen Daten aus lokaler Umgebung. In der grafischen Benutzeroberfläche des Prognosesystems können festgelegte Me-
PROGNOSESYSTEM ZUR ANBINDUNG AN REDISPATCH-SYSTEME Prognosesystem
Schnittstellen
Prognoseprodukte
Datenaufbereitung
Werkzeugkasten
Prognosekern
triken zur Datenqualität jederzeit in Echtzeit für alle eingepflegten Datenreihen dargestellt und ausgewertet werden, bei Abweichungen erfolgt eine Benachrichtigung. „Das Herz des Prognosesystems ist das Modul für die skalierbare vollautomatische Erstellung, Evaluierung und Inbetriebnahme von Prognosemodellen“, erklärt Friedrich Rojahn das Ergebnis einer Technologieentwicklung von mehreren Jahren. Kolja Bailly ergänzt: „Neben Google Tensor-
Grafik: Solandeo GmbH
flow, Keras und Microsoft Azure stellt diese Komponente den heute höchsten Stand der Technik zur automatisierten Entwicklung von Machine-Learning-Modellen dar.“ Auf dieser Basis erstellt das System spezifische Einzelprognosen für verschiedene Anwendungsgebiete. Dies können Modelle für die interne Verwendung (Ersatzwertverfahren, Datenqualität etc.) sein oder Prognoseverfahren für nachgelagerte Systeme, etwa für Redispatch 2.0. „Für eine zu erstellende Prognosereihe werden mehrere unabhängige Prognosemodelle trainiert, ausgeführt und verschnitten. Die einzelnen Subprognosen unterscheiden sich dabei hinsichtlich ihrer Methodik sowie der verwendeten Datengrundlage“, erläutert Bailly. Ein hochkomplexes Verfahren, das aber sicherstellt, dass auch bei unvollständigen Eingangsdaten jederzeit eine valide Prognose erstellt werden kann. Beim Auftreten ungewöhnlicher externer Ereignisse bietet das Prognosesystem aber dennoch Möglichkeiten zum manuellen Eingriff in den ansonsten vollautomatischen Prozessablauf. „Zu einem guten Automatisierungskonzept gehört auch die Möglichkeit, das Fachwissen des Anwenders bei Bedarf einfließen zu lassen“, sagt Friedrich Rojahn. Verschneiden von Prognosen Auch aus diesem Grund umfasst die Berichte / Alarm Plattform noch einen Werkzeugkasten, der es dem Anwender beispielsweise erlaubt, Prognosemodelle zu verändern, neu zu konfigurieren oder zu vergleichen und Qualitätsauswertungen vorzunehmen.
OFFENHEIT UND FLEXIBILITÄT Das Prognosesystem verfügt in der Hauskonfiguration über eine RESTful-Schnittstelle mit JSON-Übertragung und einer SFTP-Schnittstelle für die Übertragung von CSV-Dateien. Zusätzliche Datenkanäle und -formate werden bedarfsabhängig hinzugefügt. „Alle gängigen Datenformate sind
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Die Solandeo Plattform bezieht laufend alle verfügbaren Daten – hier die eines Batteriespeichers – bei der Prognoseerstellung ein. (Foto: ahnenenkel.com/Silke Reents)
implementierbar“, betont Friedrich Rojahn, so dass die intelligenten Algorithmen mit vielen weiteren Informationen wie Stamm-, Planungs- und Zuordnungsdaten, Lastprofilen, Wetterdaten, Schaltmaßnahmen, Verfügbarkeit von Anlagen oder beliebigen sonstigen Zeitreihendaten „gefüttert“ werden können. Auch externe Prognosen lassen sich einbeziehen und mit den vorhandenen Prognosen verschneiden. Zur einfachen Integration in die bestehenden IT-Systeme greift Solandeo auf standardisierte APIs zurück. Für die Visualisierung setzt das Unternehmen auf die quelloffene „Grafana Observability Platform“ – eine Standardsoftware für Zeitreihenanalyse und Echtzeit-Monitoring von Big-Data-Anwendungsfällen mit weltweit über 550.000 aktiven Installationen. Integriert in die Gesamtlösung stellt sie dem Anwender alle benötigten Dashboards für die Visualisierung von Datenreihen, Analytics und Reports zur Verfügung. Die Analytics Plattform kann nach Auskunft von Solandeo bereits innerhalb von vier bis sechs Wochen in den Live-Betrieb überführt werden und wahlweise als Software-as-a-Service oder als on-premise-Lösung auf Servern des Netzbetreibers genutzt werden. Sie ergänze sich zudem ideal mit Lösungen von anderen Innovatoren wie envelio, betont Friedrich Rojahn. „Gemeinsam mit Partnern können wir daraus ‚All-inclusive‘-Pakete schnüren, die alle Anforderungen des neuen Redispatch-Verfahrens erfüllen.“ (pq) Solandeo GmbH, Maximilian Müller, 10179 Berlin, mueller@solandeo.de
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INTERVIEW Auch die Planer und Betreiber regenerativer Erzeugungsanlagen sind in hohem Maße vom neuen Redispatch-Management betroffen. Wir sprachen mit Torsten Szielasko, Mitgründer und Geschäftsführer der GAIA mbH aus Lambsheim – einem mittelständischen Unternehmen, das seit über 20 Jahren unter anderem Wind- und Solarenergieprojekte plant und umsetzt.
Risiken und Chancen für kleine Anlagen Herr Szielasko, wie bewerten Sie die neuen Regelungen insgesamt? Ich bewerte die geplanten Regelungen äußerst skeptisch, da sie vermuten lassen, dass der BDEW und Teile der Politik an Betreiber von PV-Anlagen verloren gegangene Marktmacht über den Zwang zum Einbau von Steuerungs- und Regeltechnik zurückerobern möchten. Diese Anlagenklasse kann ja jetzt schon die Wirkleistung auf 70 Prozent der installierten Leistung reduzieren (lassen). Nicht berücksichtigt wird die Möglichkeit, überschüssigen Strom zu speichern oder anderweitig zu verwenden, zum Beispiel in Luft-Wärme-Pumpen. Die „Königsklasse“, also Anlagen über 100 kWp, soll bei der gesetzlichen Verpflichtung zur Steuerung „fein“ außen vor bleiben können. Das ist ungerecht. Welche konkreten Schwierigkeiten sehen Sie auf Planer/Betreiber zukommen? Die Implementierung von weiterer oder neuerer Steuerungs- und Regeltechnik ist mit Kosten verbunden, die laut BDEW z. T. die Betreiber von kleineren PV-Anlagen zu tragen haben. Es kann nicht sein, dass Betreiber von kleineren PV-Anlagen mit zusätzlichen Kosten belastet werden, Betreiber von Anlagen über 100 kWp aber unbehelligt bleiben. Und das sowohl was die Eingriffe über die Steuerungstechnik anbelangt als auch bei den Kosten für diese Technik. Könnte es auch positive Aspekte und Chancen für die Branche geben? Positive Aspekte in den Bereichen Personalentwicklung und Einnahmen werden sicherlich bei Betrieben entstehen, die die geforderte Mess-, Regel- und Steuerungstechnik anbieten (können). Wenn es gelänge, die Steuerungstechnik mit intelligenter Software (KI) zu kombinieren, könnte es unter Umständen sogar dazu führen, dass mehr PVLeistung an das (Niederspannungs-)Netz angeschlossen und genutzt werden könnte. Das wäre deutlich besser als bei rechnerischer „Über-Leistung“ keine weitere PV-Anlage mehr an das NS-Netz anzuschließen, wie das in kleineren Orten schon vielfach so gehandhabt wird. (pq) www.gaia-mbh.de
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EINFACH BESSER ARBEITEN Bei den Stadtwerken Meiningen haben die Mitarbeiter ihre Prozesse und Projekte mit der Lösung ORGA-MAN im Blick.
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ie Rahmenbedingungen für Energieversorgung und Netzbetrieb haben sich in den letzten Jahren mit hoher Dynamik geändert: In der Konsequenz müssen Prozesse angepasst und neue Aufgaben, wie etwa der Smart Meter Rollout, projektiert und in die Praxis überführt werden. Nach der Planung besteht die größte Herausforderung oftmals darin, die neuen Abläufe und Zuständigkeiten im Alltag der Mitarbeiter zu verankern – einfach, kostengünstig und nachhaltig.
TRANSPARENTE PROZESSE Das war auch das Ziel von Oliver Plambeck, Bereichsleiter Shared Service der Stadtwerke Meiningen. Der kommunale Querverbundversorger in Süd-Thüringen beschäftigt rund 150 Mitarbeiter und hatte 2017/2018 die Aufgaben und Abläufe im Kundenservice reorganisiert. Nun suchte man nach einem intelligenten digitalen Tool, das die neue Prozessorganisation der Stadtwerke abbildet und gleichzeitig Möglichkeiten für Analysen und eine sukzessive Weiterentwicklung der Prozesse bietet. Dabei sollten die Prozessverantwortlichkeiten für jeden Mitarbeiter transparent und die entsprechenden Abläufe einfach zu dokumentieren sein. Dies betraf nicht nur die Prozessinformationen selbst, sondern unter anderem auch die Darstellung wichtiger Ansprechpartner und übergeordneter Verantwortlichkeiten.
Fotos: shutterstock, iStock
„Mit ORGA-MAN haben wir genau diese Plattform gefunden“, so Plambeck, der damals zu den Pilotanwendern der modularen Software der Projekt:Unternehmensberatung GmbH gehörte. Prozesse können mit dem Tool intuitiv in detaillierten Einzelschritten erfasst werden, die jeweils zuständigen Mitarbeiter werden einfach aus dem Stammdatenbestand zugewiesen. „Am Arbeitsplatz hat jeder Mitarbeiter sofort einen Überblick über den kompletten Prozessablauf und weiß wofür er konkret zuständig ist“, erläutert Plambeck. Auf der Managementebene erweisen sich die Visualisierung der Abläufe sowie umfangreiche Analysefunktionen als hilfreich. „Schon bei der Erfassung und Planung der Prozesse wird oft klar, wo Verbesserungsmöglichkeiten liegen“, berichtet der Bereichsleiter.
DYNAMISCHE PROJEKTORGANISATION Darüber hinaus war es der Geschäftsführung der Stadtwerke Meiningen wichtig, dass neben der eher statischen Aufbauorganisation auch eine dynamische Projektorganisation abgebildet werden kann. Jeder Projektbeteiligte sollte ohne viel Aufwand sehen können, an welchen Projekten er beteiligt ist, welche Aufgaben er dort hat und wer die jeweils verantwortliche Person (neben seiner klassischen Führungskraft) ist. „Die Energiewirtschaft wird zunehmend durch eine hohe Projektdynamik geprägt. Für die bislang sicherheitsorientierte Unternehmenskultur von Energieversorgern kann es dabei schnell zu Überforderung von Mitarbeitern und Führungspersonal kommen. Umso wichtiger ist es, den aktuellen Workload der Arbeitseinheiten zu monitoren und die passenden Werkzeuge bereitzustellen“, so Stefan Biesalski, Geschäftsführer der Projekt: Unternehmensberatung. Vor diesem Hintergrund startete das Beratungshaus Anfang 2020 mit der Erweiterung der ORGA-MAN Plattform um das Modul Projekte. Ende April 2020 lieferte das Unternehmen eine erste Version der Software an die Stadtwerke Meiningen aus, die schnell produktiv gesetzt wurde. Neben einem Projekt
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Der eigentliche Prozessablauf kann in drei verschiedenen Ansichten dargestellt werden. Darüber hinaus bietet das System u.a. verschiedene Auskunftsübersichten an, um Verantwortlichkeiten und Auswerteinformationen kompakt darzustellen. e iert g atis om stellun t u r A e zess Pro
Der eigentliche Prozessablauf kann in drei verschiedenen Ansichten dargestellt werden. Darüber hinaus bietet das System u.a. verschiedene Auskunftsübersichten an, um Verantwortlichkeiten und Auswerteinformationen kompakt darzustellen. (Grafik: Projekt:Unternehmensberatung GmbH)
die Informationen aus den Verträgen sollen dezentral den Verantwortlichen zur Verfü7 gung stehen“, erläutert Stefan Biesalski. In chiedenen Ansichten dargestellt werden. Darüber hinaus bietet das System der Applikation können Laufzeiten, Kündim Verantwortlichkeiten und Auswerteinformationen kompakt darzustellen. gungs- und Erinnerungstermine und weitere Parameter gepflegt werden. ORGA-MAN/ verträge weist dann beispielsweise auf bevorstehende Kündigungstermine hin, sodass 7 anstehende Entscheidungen mit ausreichendem Vorlauf getroffen werden können. erden. Darüber hinaus bietet das System Darüber hinaus kann mit dem Modul rteinformationen kompakt darzustellen. ORGA-MAN/kontakttracker unter anderem 09.07.20 Stadtwerke ... // (c) Projekt:Unternehmensberatung GmbH Transparenz in die thematische und zeitliche Frequentierung des Kundenservice gebracht werden. „Durch die Zusammenführung aller Informationen dient uns ORGA-MAN inzwischen nicht nur als zentrale Datendrehscheibe, sondern erlaubt uns zudem, unsere Organisations- und Prozessstrukturen für alle tionen an verschiedenen Stellen im System zum Rollout der intelligenten Messsysteme Mitarbeiter im Unternehmen zugänglich zu online zur Verfügung stehen. „Alle unsere steuern die Stadtwerke aktuell auch die machen“, fasst Oliver Plambeck zusammen. Kernmodule können aber auch stand alone Ausschreibung zur Gewinnung einer neuen Stadtwerke ... // (c) Projekt:Unternehmensberatung GmbH Stefan Biesalski freut sich über das positive eingesetzt werden“, ergänzt Stefan Biesalski. Marketingagentur über das neue ORGA-MAN Feedback, zeigt es doch, dass er mit seinem Modul. Dabei werden neben den VerantwortPERSONAL, VERTRÄGE Konzept richtig liegt: „Unsere Lösung setzt lichkeiten, den Projektzielen und der ProjektUND KONTAKTE genau da an, wo nach meiner Erfahrung viele organisation auch die Projektaktivitäten, die kleine und mittlere Unternehmen – nicht Zeitschiene und Budgets in der Software verZu diesen Kernmodulen gehört neben den nur in der Energiewirtschaft – heute stehen: waltet und überwacht. Über ein AmpelsysApplikationen für Prozessorganisation und Die bisherigen, oftmals selbst entwickelten ein übersichtliches Projektcockpit -dokumentation auch ein Modul für das Stadtwerke tem ... // (c)und Projekt:Unternehmensberatung GmbH oder analogen Planungs- und Steuerungssind der Projektstatus sowie sämtliche ProPersonalmanagement. Basierend auf den instrumente stoßen an ihre Grenzen, die jektaktivitäten jederzeit im Blick. Der Proeinmal erfassten Mitarbeiter-Stammdaten, marktüblichen Speziallösungen erweisen jektverantwortliche kann so bei Bedarf aktiv -qualifikationen und -verantwortlichkeiten sich aber vielfach als überdimensioniert.“ gegensteuern. „Für uns bietet das Projektmaermöglicht das Tool beispielsweise eine Für diesen Bedarf habe man die Plattform nagement-Modul in ORGA-MAN die passende qualifizierte Alterstrukturanalyse, die zeigt, entwickelt, so der gelernte Betriebswirt. Lösung, da wir einerseits auf die klassischen wann welche Fachkräfte in den Ruhestand ORGA-MAN ist als SaaS-Lösung konziProjektmanagement-Funktionen zugreifen gehen. „Solche Informationen sind extrem piert, also vollständig cloudbasiert und können und gleichwohl auf Managementwichtig für die Personal- und Projektplaplattformunabhängig nutzbar, und wird Ebene ein gutes Controlling-Instrument nung – und mit keinem anderen Tool, das über eine jährliche, modulbasierte Nutzererhalten. Durch die intuitive und praxisich kenne, so einfach zu gewinnen“, sagt gebühr abgerechnet. (pq) orientierte Bedienbarkeit fällt es selbst MitOliver Plambeck. arbeitern mit wenig Projekterfahrung leicht, Mit dem Ziel, eine einfache und schlanke Projekt:Unternehmensberatung GmbH, sich schnell in der Applikation zurechtzufinLösung zur Verwaltung von eigenen und Stefan Biesalski, 80336 München, stefan.biesalski@projektdp.de den“, so Oliver Plambeck. Das neue Modul Kundenverträgen zu entwickeln, entstand Stadtwerke Meiningen GmbH, ist komplett in die ORGA-MAN Plattform inte das Modul „verträge“. „Die Verträge sollen Oliver Plambeck, 98617 Meiningen, griert, sodass die relevanten Projektinformaan zentraler Stelle verwaltet werden, aber oliver.plambeck@stadtwerke-meiningen.de
IT und Prozesse
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INTERVIEW Der Herausforderer Mit eindrucksvollen Business-Wins bei großen Versorgern und dem Einstieg eines großen Finanzinvestors hat der SoftwareAnbieter powercloud aus dem badischen Örtchen Achern spätestens seit Mitte vergangenen Jahres für erhebliche Aufmerksamkeit in der Branche gesorgt. Wir sprachen mit Gründer und Geschäftsführer Marco Beicht. Herr Beicht, wann und wie ist das Unternehmen powercloud eigentlich entstanden? Powercloud wurde 2012 gegründet, die ursprüngliche Idee und erste Entwicklungen sind aber schon 2009 entstanden. Meinen Ursprung habe ich im e-Commerce, wo ich seit 2003 unter anderem auch T-Mobile und tele.ring als Kunden hatte. Der Weg aus dem Telco-Segment zur Energie ist dann auch nicht ganz untypisch erfolgt. Zu Beginn hat sich powercloud vor allem auf die Vertriebsprozesse und das Produktmanagement konzentriert. Wie kamen Sie auf die Idee, sich gerade auf die Energiewirtschaft zu fokussieren? Die Branche gilt ja eher als komplizierter Markt… Mit unseren ersten Kunden, allesamt zunächst Strom- und Gasdiscounter, wurde schnell transparent, dass nicht nur neue Lösungen für Produktmanagement und Vertrieb benötigt werden, sondern insbesondere die Abwicklung sich zu einem Kostentreiber und Innovationshemmnis entwickelt hatte. Die initiale Fokussierung auf die neuen Anbieter war für uns eine wichtige Entscheidung. Hier konnten wir unser Wissen aus dem e-Commerce perfekt ausspielen und trafen gleichzeitig auf Akzeptanz für leichtgewichtige Ansätze. Gemeinsam mit den neuen Anbietern begannen wir dann auch zum Beispiel unsere Marktkommunikation, die Abrechnung und die Buchhaltung in den Produktivbetrieb zu bringen – allesamt kritische Prozesse im Herzen eines Energieversorgers. Nachdem wir eine mittlere sechsstellige Anzahl an Kunden auf der Plattform hatten, ist 2015 dann der erste Energiekonzern auf powercloud aufmerksam geworden.
Wodurch unterscheidet sich der Ansatz der powercloud? Oder anders gefragt: Was glauben Sie, hat Ihre Kunden überzeugt? Unsere Kunden entscheiden sich insbesondere aus vier Gründen für einen Wechsel auf die powercloud. Erstens kümmern wir uns um die regulatorischen Updates, ohne, dass Aufwand beim Kunden für die Umsetzung in der powercloud anfällt. Dazu gehören etwa die Formatwechsel und gesetzliche Anpassungen wie jüngst das Konjunkturpaket. Das spart auf Kundenseite zum einen Budget, zum anderen können knappe Ressourcen sinnvoller eingesetzt werden. Zweitens senken die Automatisierung, die deutlich geringere Komplexität und die digitalen Kanäle die Cost-to-Serve und zwar weit über die reinen IT-Kosten hinaus. Der dritte Grund ist, dass unsere Kunden neue Produkte, smarte Bundles und individuelle Angebote schnell und kostengünstig auf dem Markt testen und ohne großen Aufwand abwickeln wollen. Produktinnovation wird immer wichtiger zur Sicherung der Wettbewerbsposition. Zu guter Letzt ist die Investitionssicherheit ein großes Thema. Die Marktteilnehmer stehen aktuell vor der Herausforderung, dass die Wartung vieler Legacy-Systeme ausläuft oder die Wartung dieser immer schwieriger und kostenintensiver wird. Als Standard-Cloud-Angebot haben wir eine passende Antwort. Und wie setzen Sie das konkret um? Wir bauen einen Standard für die Branche, der nicht nur gleichzeitig für kleine und große Versorger passend ist, sondern auch für neue Anbieter und Versorger mit Grundversorgungsgebiet. Das galt lange als unmöglich – zumindest vor powercloud. Dabei durchdenken wir alle Prozesse strikt aus der Perspektive des Endkunden und setzen auf eine hohe Automatisierung. Die Differenzierung von Versorgungsunternehmen findet nämlich immer seltener durch Backend-Prozesse statt, sondern durch das Frontend – sprich durch eine individuelle Kundenansprache und neue Angebote.
Foto: Elena Doll
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Welche Themen beziehungsweise Arbeitsprozesse deckt die powercloud denn aktuell ab? Powercloud wächst Tag für Tag. Dabei bringen nicht nur wir laufend neue Funktionalitäten, sondern auch weitere Anbieter über unseren App-Store. Powercloud konzentriert sich dabei auf die energiewirtschaftlichen Kernprozesse wie Produktmanagement, Kundenakquise, CRM, Abrechnung, Marktkommunikation und Buchhaltung – das alles für Strom, Gas, Wasser, Abwasser und Wärme. Planen Sie eine Ausweitung der Lösung? Stichwort Netzprozesse? Nachdem wir die Marktrolle Lieferant zwischenzeitlich sehr erfolgreich auf dem Markt etablieren konnten, haben wir begonnen eine Lösung für Messstellen- und Netzbetreiber zu entwickeln. Darüber hinaus werden auch weitere Medien, wie z.B. Telekommunikationsangebote, zukünftig auf der powercloud abgebildet. Der Ver- und Entsorgungsbranche bleiben wir jedoch auch zukünftig treu und können uns so, mit Expertenwissen und Fokus, von Anbietern differenzieren, die agnostischer unterwegs sind. Eine interessante Besonderheit bei der powercloud sind die Apps, die von Partner- bzw. Beteiligungsunternehmen wie chargecloud angeboten werden. Können Sie dieses Konzept für unsere Leser erläutern? Das funktioniert ähnlich wie auf Ihrem Handy. Im powerApp-Store kann man neue Funktionen in seinem powercloud-Mandanten aktivieren. Dabei gibt es drei Kategorien von Apps. Vollintegrierte powerApps bringen zusätzliche Funktionen und Geschäftsmodelle in die powercloud. Chargecloud etwa bringt spezielle Abrechnungsmodelle für die Elek
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tromobilität oder die Verwaltung von Ladesäulen mit, während das Conuti Mieterstrom-Modul sich um die Vermarktung von lokal erzeugter Energie kümmert. Eine weitere Kategorie sind die Interface-Apps, über die andere Softwarelösungen integriert werden – dazu gehört etwa ein Connector zu Salesforce. Schließlich kann über Data-Apps der Zugriff auf Daten gewährt werden, womit neben Analytics-Angeboten auch datengetriebene Geschäftsmodelle einfach möglich werden. Nun ist die powercloud ja beispielsweise bei der EnBW schon operativ. Was hat sich für das Unternehmen geändert? (Prozesse, Kosten etc.) EnBW ist ausgesprochen gut in der Umsetzung digitaler Kanäle und bei der Nutzung smarter Automatisierung mit unserem Event-System. Neue Produkte können sehr viel schneller auf den Markt gebracht und dann zuverlässig abgewickelt werden. Ebenso wichtig wie die neuen technischen Möglichkeiten ist aber auch der kulturelle Wandel im Unternehmen selbst, der mit der Einführung einer Cloud-Lösung einhergeht. Dazu gehören neben dem Abbau von Komplexität auch die Digitalisierung des Tagesgeschäfts und neue Arbeitsweisen. Deswegen erklären wir unseren Kunden zu Beginn eines Projekts auch zuerst, dass neben der rein technischen Migration, die heute im Übrigen risikoarm durchgeführt werden kann, die Herausforderungen insbesondere im Change-Management liegen. Neben den „großen Vier“ haben wir ja noch eine ganze Menge regionaler Versorger und Stadtwerke. Wie agiert powercloud in diesem Segment? Gemeinsam mit Partnern haben wir vorkonfektionierte Angebote für Stadtwerke geschaffen. Das ist wichtig, da viele Stadtwerke sich nicht mit der individuellen Auswahl von zusätzlichen Komponenten, wie etwa einem Web-Portal, beschäftigen wollen. Die neue ITLandschaft muss vom ersten Tag an funktionieren. Da sind erfolgserprobte Kombinationen ein gewichtiges Argument. Auch in Sachen Einführungsszenarien wurden Standards geschaffen. Ebenfalls ein sehr wichtiger Punkt, der nicht nur zeitliche Vorteile bringt, sondern auch zuverlässig Risiko aus dem Migrationsvorhaben nimmt. Zum Schluss noch ein Blick in die Zukunft: Welches sind die nächsten Schritte und die mittelfristigen Ziele? Natürlich wollen wir auch für Stadtwerke die erste Wahl sein und im Bereich MSB und Netz den Erfolg der powercloud wiederholen. Die Weichen hierfür wurden gestellt und wir sind aktiv an der Umsetzung. Wir wachsen auch außerhalb Deutschlands. Aus Endkundensicht sind die unterschiedlichen Märkte am Ende nicht so unterschiedlich. Deswegen folgen auch die ersten Anbieter dem Erfolgsmodell „Made in Germany“. (pq)
Die powercloud deckt aktuell vor allem energiewirtschaftliche Prozesse ab. Funktionalitäten für Netz- und Messstellenbetreiber befinden sich in der Entwicklung. (Grafik: powercloud GmbH)
powercloud GmbH, Marco Beicht, 77855 Achern, www.powercloud.de
IT und Prozesse
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ZUSAMMENARBEIT NEU GEDACHT
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islang war das Arbeiten von zuhause eher eine zeitlich begrenzte Notlösung, die Unternehmen mit Bordmitteln irgendwie organisieren konnten. Das änderte sich im Frühjahr als deutschlandweit plötzlich Hunderttausende von Beschäftigten ins Home Office geschickt wurden. Vielen Firmen wurde klar, dass man sich mit neuen Formen der digitalen Zusammenarbeit intensiver beschäftigen muss. „Es hat sich gezeigt, dass die Prozesse oft schlanker und schneller sind und die Kommunikation sich besser abstimmen lässt“, weiß Manuel Dinis. Als ProgrammManager Digital Workplace beschäftigt er sich bei Fichtner IT Consulting (FIT) intensiv mit den Anforderungen an eine erfolgreiche digitale Zusammenarbeit. Er ist überzeugt, dass eine konsequente Digitalisierung die Kommunikation nicht nur effizienter macht, sondern zum Innovationsmotor werden kann: „Mit den richtigen Instrumenten können kollaborative Netzwerke entstehen, in denen sich das Wissen und die Kreativität der Beteiligten gleichsam multipliziert.“ Mit dem Fichtner Digital Workplace hat sein Unternehmen jetzt eine Lösung entwickelt, die das ermöglichen soll.
Eine effektive digitale Zusammenarbeit wurde in den vergangenen Wochen vielfach zum Erfolgsfaktor. Mit dem Fichtner Digital Workplace ist jetzt eine skalierbare Lösung am Markt, die auf MicrosoftTechnologie basiert. GEMEINSAMER ZUGRIFF AUF RESSOURCEN Die zentrale Voraussetzung für effektives mobiles Arbeiten ist der reibungslose Zugriff auf alle benötigten Ressourcen. „Diese Anforderung klingt trivial, ist aber technisch insbesondere dann anspruchsvoll, wenn Mitarbeiter auf unterschiedliche Systeme zugreifen müssen oder gemeinsam an Dokumenten arbeiten“, betont Manuel Dinis. Gerade in größeren Teams sei es zudem wichtig, dass gemeinsame Workflows aufrechterhalten werden. Der Fichtner Digital
Workplace setzt dazu auf SharePoint auf, einer Webportalsoftware von Microsoft, mit der sich eine übergreifende Datenverwaltung via Intranet- und Extranet organisieren lässt. „Als strategische Plattform außerhalb der eigentlichen Operativsysteme ermöglicht SharePoint nicht nur den mobilen Zugriff auf sämtliche Systeme des Unternehmens, überdies können Prozesse und Workflows abgebildet und dokumentiert werden“, führt der FIT-Consultant aus. Standardmäßig lassen sich beispielsweise Kontakte, Aufgaben, Formulare, Diskussionsbeiträge, Kalender, Nachrichten oder Dokumente verwalten, darüber hinaus ist SharePoint erweiterbar, sodass ein Zugriff auf beliebige Daten, beispielsweise aus einem ERP-, CRM- oder Workforce-Management-System, möglich ist. Dokumente lassen sich dabei versionieren und mit Metadaten anreichern. Die Plattform kann on Premise oder in der Cloud betrieben werden. Gleichsam als Frontend der Lösung dient MS Teams – eine Plattform, die über sogenannte Kanäle sowohl den direkten Austausch per Chat oder Videokonferenz als auch den gemeinsamen Zugriff auf Dateien
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DOKUMENTE AUF EINEN BLICK Eine ganz praktische Herausforderung im Mobile Office ist das Auffinden von Dokumenten oder Mails, wie Manuel Dinis berichtet: „Jeder weiß aus Erfahrung, wie kompliziert es manchmal schon im Büro ist, das aktuelle Angebot des Vertriebskollegen oder den letzten Schriftwechsel mit dem Lieferanten zu finden – im Home Office kann sich dieser Aufwand multiplizieren.“ Mit dem c4.Hub stellt Fichtner IT Consulting ein Werkzeug bereit, das beliebige Dokumente, Ordner oder Mails per (fuzzy) Stichwortsuche findet und bereitstellt – bis hin zu ganzen Bibliotheken, die automatisch als .zip-Datei heruntergeladen werden. „Eine Besonderheit ist die Einbindung von c4.Hub in MS Outlook“, erklärt Manuel Dinis. Der c4.Hub erscheint dort einfach als zusätzliches Fenster. Die Speicherung bearbeiteter Dokumente erfolgt per Drag & Drop – mögliche Speicherorte schlägt das System dabei anhand des Contents vor. Wieviel Zeit dieses (teil-)automatisierte Ablegen der Dokumente spart, hat Fichtner IT Consulting sogar berechnet: „Bei einer konservativen Rechnung ergibt das bei 15 Dateiablagen pro Tag eine Gesamtersparnis von rund 80 Euro pro Anwender und Jahr“, sagt Dinis. Auch ein Mail-Versand aus dem c4.Hub ist möglich. Zudem sorgt die „digitale Poststelle“ für ein zuverlässi ges Metadaten-Management, so dass jeder Mitarbeiter sicher sein kann, mit der aktuellen Fassung zu arbeiten. „Und für den Fall, dass es einmal Probleme mit der Internet-Verbindung gibt, ist der c4.Hub sogar offline-fähig“, stellt Dinis heraus. „Uploads werden dann bei der nächsten Online-Verbindung ausgeführt.“
EXTERNE PARTNER EINBINDEN Auch die Zusammenarbeit mit Dienstleistern, Kunden oder Lieferanten sollte am mobilen Arbeitsplatz reibungslos funktionieren. Die Realität sieht leider bisweilen anders aus, wie Manuel Dinis berichtet: „Immer noch werden viele, auch vertrauliche, Inhalte per E-Mail gesendet.“ Im Fichtner Digital Workplace will man hier mit
Als strategische Plattform ermöglicht SharePoint den Zugriff auf sämtliche Operativsysteme und Daten. (Grafik: Fichtner IT Consulting GmbH) ERP Faktuierung Aufträge Einkauf Lager
FIBU FIBU Controlling MIS
HR Abrechnung Schulung Bewerber Skills Zeit Pers. Akte
CRM Kunden Marketing AD
PPS Produktion Logistik Operative Prozesse
APP Datenbank Indiv. SW
Share Point & Microsoft 365 Infrastruktur on-prem oder Cloud Basis Netzwerk (LAN / WAN), Server, Storage Client, SW-Verteilung, DRM, Datensicherung
BI
EAI Schnittstellen
dem c4.TeamsPortal Abhilfe schaffen, das die Möglichkeit bietet, Externe über MS The tabs in the lower part of the c4.Hub dialog window provide Teams einzubinden – ohne D I G I TA L WORKPL ACE information about metadata and I N D E R D I G I TA L E N dass diese das Programm liT R A N S F O R M AT I O N about the person who created or saved the document. Additionally, zensieren müssen. „Sobald you are able to directly contact the ein Unternehmen den Stakerespective person. holdern das c4.TeamsPortal zur Verfügung stellt, können sich diese per Browser einloggen und über das Dashboard alle benötigten Funktionen verwenden“, erklärt der Consultant. KonfigurierEingebunden in MS Outlook unterstützt bar sind verschiedene Kader c4.Hub das Auffinden und Ablegen beliebiger Dokumente. chel- und Listen-Ansichten, (Screenshot: Fichtner IT Consulting GmbH) zum Beispiel für Online-Formulare oder Linksammlungen, diverse Textkomponenten, Kacheln für Quick-Upload via Drag & Drop, zuletzt geänderte Dokumente oder anderes mehr. Außerdem haben User direkt im Portal Zugriff auf Informationen zu den jeweiligen Account Managern – inklusive Ansprechpartner: Kontaktinformationen und sämtliche Dokumente. Manuel Dinis Überall sicher und effizient kommunizieren und zusammenarbeiten
Manuel DINIS
Fichtner IT Consulting GmbH
Programmmanager
Sarweystraße 3
E-Mail: manuel.dinis@fit.fichtner.de
70191 Stuttgart, Deutschland
Mobil: +49 (0) 171 5600 235
NEUE IMPULSE FÜR MENSCHEN UND PROZESSE
Um die Potenziale des digitalen Arbeitens wirklich auszuschöpfen, so Dinis Erfahrung, müssen die Prozesse und die Technik möglichst eng miteinander verzahnt werden. Unternehmen, die das mobile Arbeiten mittelfristig auf- oder ausbauen wollen, sollten also die Gelegenheit nutzen, auch die bestehenden Abläufe zu überprüfen. „Die Digitalisierung bietet enorme Chancen, das Silodenken zu überwinden und erfolgreicher zusammenzuarbeiten“, betont Manuel Dinis und rät, die Einführung digitaler Tools durch entsprechende Strategie-Workshops zu begleiten. Schließlich spielt auch der „Faktor Mensch“ eine zentrale Rolle bei der Digitalisierung der Arbeitsprozesse – und zwar in doppelter Hinsicht: Einerseits bietet das mobile Arbeiten eine deutlich höhere zeitliche und räumliche Flexibilität und ermöglicht es so, auch Fachkräfte zu gewinnen und zu binden, für die ein klassischer Vollzeitjob am Firmenstandort nicht ohne Weiteres möglich ist. Andererseits will auch die digitale Zusammenarbeit gelernt sein. „Die Abläufe und das Projektmanagement, die sich natürlich auch in den eingesetzten Technologien abbilden, unterscheiden sich von den gewohnten Routinen“, weiß Consultant Dinis. Bei FIT wird die Einführung des Fichtner Digital Workplace daher stets durch Schulungen unterstützt, die Mitarbeiter auf dem Weg in die neuen Formen der Zusammenarbeit begleiten.(pq) FICHTNER IT CONSULTING GmbH, Manuel Dinis, 70191 Stuttgart, manuel.dinis@fit.fichtner.de
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Grafik: freepik
LICHT VOM VERSORGER
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KOSTENFAKTOR BELEUCHTUNG ndustrie und Gewerbe messen der Energieeffizienz eine steigende Bedeutung zu, wie das Institut für Energieeffizienz in der Veraltete Beleuchtungssysteme sind in vielen Unternehmen ein Produktion (EEP) der Universität Stuttgart in einer aktuellen Erwichtiger Kostenfaktor, so auch bei toolcraft, wo die alten Beleuchhebung im Zusammenhang mit dem Energieeffizienzindex (EEI) tungsanlagen mit Leuchtstoffröhren an den beiden Standorten in feststellt. Dass sich die Investition lohnt, zeigt ein Projekt bei der Georgensgmünd und Spalt bisher rund acht Prozent des gesamten mittelfränkischen MBFZ toolcraft GmbH, Stromverbrauchs verursachten. Die Lambei dem durch eine Umstellung der Bepen in den Fertigungshallen sind bei dem Viele Versorger erschließen leuchtungssysteme auf gesteuerte LEDHersteller von Präzisionsbauteilen und Insich aktuell neue Geschäftsfelder tegrator von Automationslösungen mehr Technik der Stromverbrauch um fast 70 Prozent gesenkt wurde. Gleichzeitig als 5.000 Stunden pro Jahr in Betrieb. Im bei Industrie- und Gewerbe steht die Maßnahme beispielhaft für neue Zuge von Vertragsgesprächen im Jahr 2016 kunden. Die Lechwerke AG (LEW) stellte sich heraus, dass eine Umrüstung auf Energiedienstleistungen, die Versorger im Zuge dieses Trends erfolgreich bei optimierten die Beleuchtung für effiziente LED-Lichtsysteme in dem Dreiihren Kunden platzieren, denn die Umfach-Schichtbetrieb wirtschaftlich sehr die Fertigungshallen der MBFZ stellung erfolgte in diesem Fall durch die sinnvoll ist – umso mehr, da die Firma stark Lechwerke AG (LEW). Der Kontakt kam wächst: „toolcraft erweitert die Fertigung toolcraft GmbH. über die Strombelieferung zustande. Der jährlich nicht bloß um einzelne ProdukVersorger aus Bayerisch-Schwaben bietet tionsbereiche, sondern um komplette InIndustrie und Gewerbebetrieben sowie Kommunen verschiedenste dustriehallen“, berichtet Stefan Kerner, Produktmanager LED bei Energie-Dienstleistungen an, damit diese ihren Stromverbrauch der Lechwerke AG. und somit Energiekosten senken können. Diese Serviceleistungen ERFOLGREICHER TEST reichen von Energieberatung über Energie effizienz-Begehung, Energiemonitoring und Energieaudit bis zur Realisierung von EnerZunächst stellten die Lechwerke daher ihre Beleuchtungslösung giesparmaßnahmen. als Bemusterung in einem Teilbereich der umzurüstenden Halle zur Verfügung, wo bereits einige Konkurrenzprodukte im Testeinsatz Die LED-Lichtbänder bei toolcraft stellen in waren. Überzeugt von der Lichtqualität und der Ausleuchtung, erden Bereichen der Präzisionsfertigung eine Beleuchtungsstärke von rund 1.250 Lux teilte toolcraft den Auftrag an die Lechwerke. Als Dienstleister ersicher. (Foto: Lechwerke AG) hielt LEW auch den Auftrag zur Errichtung mehrerer Trafostationen zur Versorgung der neuen Fertigungshallen. 2017 wurden zunächst in zwei Fertigungshallen über 2.000 herkömmliche Leuchtstoffröhren mit je 58 Watt durch rund 750 LED-Lichtbänder mit je 76 Watt ersetzt. Dafür erarbeiteten die LEW-Beleuchtungsspezialisten ein maßgeschneidertes und energie-
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Die Lichtfarbe der LED-Bänder ist nahezu tageslichtgleich und sorgt für eine optimale Beleuchtungsstärke an den Arbeitsplätzen. (Foto: Lechwerke AG)
sparendes LED-Konzept in Zusammenarbeit mit der Firma Ludwig Leuchten aus Mering.
INDIVIDUELLE LICHTSTEUERUNG
WIRTSCHAFTLICH UND UMWELTFREUNDLICH Die Umrüstung der Hallenbeleuchtung wurde in diesem Fall im Rahmen eines Kaufmodells realisiert. Alternativ bietet LEW ein Contracting-Modell an: Dabei übernimmt der Energieversorger die Kosten für Planung und Installation der Lichtanlage und kümmert sich während einer Laufzeit von bis zu fünf Jahren um deren Wartung und Reparaturen. Die Kunden entrichten dafür im Gegenzug einen monatlichen Festpreis. toolcraft senkte nicht nur die Stromkosten, sondern auch seine jährlichen CO2-Emissionen um mehr als 260.000 Kilogramm. Darüber hinaus sind die modernen Leuchtmittel frei von Schwermetallen und Gasen. (ds) Lechwerke AG, Stefan Kerner, 86150 Augsburg, stefan.kerner@lew.de
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Das Lichtkonzept umfasst die Bedienoberfläche, Lichtsensorik, Taglichtsteuerung, Präsenzmelder sowie die Notstrombeleuchtung – mehr Funktionalitäten sind laut Stefan Kerner bei einer modernen LEDLichtanlage nicht integrierbar. Die Lichtbänder sind so positioniert, dass sie speziell in den Hallenbereichen der Präzisionsfertigung jederzeit eine Beleuchtungsstärke
von rund 1.250 Lux sicherstellen. Die Kombination der Lichtbänder mit einem System zur intelligenten Lichtsteuerung registriert die Abwesenheit von Personen an einzelnen Fertigungsstationen und reguliert die Beleuchtungsstärke automatisch runter. Durch die Software des niederländischen Steuerungsspezialisten Nedap ist toolcraft in der Lage, individuelle Beleuchtungsszenarien für einzelne Areale festzulegen. Zudem passt sich die Beleuchtung sensorgesteuert an den Tageslichteinfall an. Man kann das Licht über die Software vor Ort in den beiden Hallen, von jedem Rechner auf der Welt oder per Smartphone steuern. Im Ergebnis spart toolcraft rund 70 Prozent bei der Beleuchtung der Betriebsräume ein, dies entspricht rund 80.000 Euro Stromkosten pro Jahr. Die Investition habe sich bereits nach weniger als fünfzehn Monaten amortisiert, der Anteil der Hallenbeleuchtung am Gesamtstromverbrauch liegt bei unter drei Prozent. „Wir haben bereits vorher Beleuchtungskonzepte umgesetzt, jedoch deckt das Projekt bei toolcraft das komplette Portfolio in puncto moderner
LED-Beleuchtung ab“, erklärt Stefan Kerner und führt aus: „Das Beleuchtungskonzept ist mit einer intelligenten Steuerung versehen und individuell erweiterbar. Wenn eine neue Halle hinzukommt, verfährt man einfach nach dem Prinzip ‚Plug-and-Play‘“. Inzwischen hat toolcraft drei weitere Fertigungshallen sowie zusätzliche Betriebsräume mit LED-Beleuchtungsanlagen ausgerüstet.
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Smart Metering
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ROLLOUT MIT MEHRWERTEN Grafik: sig Media GmbH & Co. KG
Die Theben AG erhält die BSI-Zertifizierung für das Smart Meter Gateway CONEXA 3.0 Performance.
D
as CONEXA 3.0 Performance Smart Meter Gateway (SMGW) der Theben AG hat die Common Criteria EAL 4+ Zertifizierung des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) erhalten. Die Zertifizierung belegt die sicherheitstechnische Eignung des SMGWs für den Einbau in intelligente Messsysteme (iMSys). Durch die BSI-Zertifizierung sowie die bereits im Juni 2020 erteilte Baumusterprüfbescheinigung nach PTB-A 50.8 erfüllt das CONEXA 3.0 Performance SMGW sämtliche sicherheitsrelevanten sowie mess- und eichrechtlichen Anforderungen und kann zum Foto: Theben AG flächendeckenden Rollout intelligenter Messsysteme nach Messstellenbetriebs-Gesetz (MsbG) genutzt werden. CONEXA ist kompatibel zu Messeinrichtungen für Strom, Gas, Wasser und Wärme sowie interoperabel mit allen Admin-Systemen. Die Multimandantenfähigkeit für bis zu 20 Zähler reduziert die Zahl der benötigten Gateways und unterstützt so einen effizienten Betrieb und eine hohe Wirtschaftlichkeit. Ruwen Konzelmann, Head of Business Unit Smart Energy, zeigt sich zufrieden über den gegangenen Weg: „Unsere klare Ausrichtung bestand immer darin, dem Energiemarkt ein interoperables, performantes und zukunftssicheres Smart Meter Gateway zur Verfügung zu stellen. Die positiven Reaktionen unserer Partner und des Marktes zeigen, dass wir hier den richtigen Weg eingeschlagen haben. Auch haben wir darauf gesetzt, das dafür nötige Know-how in Mechanik, Elektronik, Software und Sicherheit aufzubauen. Und ja, es hat vielleicht etwas länger mit der Zertifizierung gedauert. Aber wir sind uns sicher, dass die aufgebaute Architektur und Struktur z ukünftig das schnell wieder vergessen machen werden.“ Auch Theben-Vorstand Paul Schwenk zeigt sich hocherfreut: „Die BSIZertifizierung war nur noch der letzte Mosaikstein, der uns gefehlt hat, den Rollout mit einer zukunftsfähigen Produktreihe mitgestalten zu können. Ich freue mich sehr mit dem gesamten Team, dass
sich die jahrelange intensive Entwicklungsarbeit nun sprichwörtlich auszahlt.“
MEHRWERT-MODUL Die Besonderheit des CONEXA 3.0 Performance SMGW liegt im aufsteckbaren CLS MehrwertModul. Dieses eröffnet im Zusammenspiel mit der Theben Mehrwert-Applikationsplattform innovative Anwendungsmöglichkeiten, die weit über die herkömmlichen iMSysGrundfunktionen hinausgehen. Ruwen Konzelmann umreißt die Vorteile des Mehrwert-Moduls: „Mit dem MehrwertModul lassen sich Anwendungen realisieren, die der Markt zukünftig erwartet. Wir verfolgen im Kontext SMGW-basierter MehrwertAnwendungen zahlreiche Feldprojekte mit
Drei Fragen an … Ruwen Konzelmann Head of Business Unit Smart Energy, Theben AG
Welche unmittelbaren Auswirkungen hat die Zertifizierung auf Ihr Geschäft? Nach der langen Entwicklungs- und Zertifizierungszeit beginnt jetzt ein neuer, spannender und herausfordernder Abschnitt in unserem neuen Geschäftsfeld Smart Energy. Nach der Entwicklung ist jetzt die Fertigungsabteilung gefragt. Wir sind gut vorbereitet, um mit unseren Kunden und Partnern die ersten Lieferungen erfolgreich zu gestalten. Der komplexe Bestell- und Lieferprozess ist von Kunde zu Kunde in Teilen unterschiedlich, was die Aufgabe nicht unbedingt erleichtert. Persönlich freue ich mich, dass wir uns jetzt dieser Aufgabe stellen dürfen. Sie wird uns gut gelingen und wir werden das in uns gesetzte Vertrauen und die Erwartungen bestätigen können.
Smart Metering
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verschiedensten Partnern, etwa im Bereich E-Ladesäulen-Management, Photovoltaik-Anlagen-Management, Heizungsmanagement, Energiemanagement bis hin zu Anwendungen aus dem landwirtschaftlichen Bereich. Dabei kommen auch innovative Technologien wie Blockchain und Peer-to-Peer zum Einsatz. Für Messstellenbetreiber sowie Netz- und Vertriebsgesellschaften und Stadtwerke sind all das längst keine Modethemen mehr, sondern Schlüsselfaktoren zur nachhaltigen Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit.“
ÜBER 100 FELDVERSUCHE Schon vor der BSI-Zertifizierung haben die Mehrwert-Optionen des CONEXA Performance Smart Meter Gateway viele Unternehmen im Energieumfeld überzeugt. Mit dem Regensburger Start-up YOUKI wird beispielsweise ein Blockchain-basiertes Transaktionssystem für sogenannte „Impact Investments“ der Energiewirtschaft realisiert. Der BaFin-regulierte Dienst bindet unterschiedliche regenerative Erzeugungsanlagen jeder Größe in ein Blockchain-Netzwerk ein und macht sie für Investoren verfügbar. Mit der EWS Elektrizitätswerke Schönau eG wird aktuell eine vernetzte Peer-to-Peer-Handelsplattform für Prosumer erprobt, die über CONEXA umgesetzt wird. Die Kölner RheinEnergie AG testet in einem Pilotprojekt die optimierte Steuerung von Nachtspeicher-Heizungen über CONEXA. Dabei werden 100 Kundenanlagen in das Virtuelle Kraftwerk der RheinEnergie eingebunden. Bei EWS und RheinEnergie kommt zudem die Theben Steuerbox CSX 324 zur Anlagensteuerung zum Einsatz. Mit dem EnBW-Startup energybase wurde ein Smart Meter Gateway-Produkt mit integriertem Energiemanagement-System entwickelt: energybase.Conexa. Die Lösung aus CONEXA Perfor-
Was sind Ihre nächsten Projekte im Geschäftsbereich? Wie es so schön heißt: Nach der Zertifizierung ist vor der Zertifizierung. Das bedeutet, dass ein Teil unserer Mannschaft sich mit der Weiterentwicklung der CONEXA 3.0 Performance befassen wird. Weiter haben wir das Team um die Mehrwertfunktionen verstärkt, und arbeiten mit verschiedenen Partnerunternehmen an spannenden Lösungen rund um das iMSys. Auch stecken wir in verschiedenen Projekten und Anfragen aus dem Ausland. Die „deutsche Idee“ einer sicheren Kommunikationsinfrastruktur und die damit verbundenen Komponenten finden international zunehmend Aufmerksamkeit. Wir sehen echte Chancen, das erarbeitete Wissen und unsere Technologie auch im Ausland einzusetzen. Wo sehen Sie weiteren Handlungsbedarf – im Versorgermarkt, aber auch in der Politik respektive beim BSI? Ich verfolge die Richtungsweisung und die Strategien von BSI und BMWi schon seit Jahren sehr intensiv und erkenne eine feste Überzeugung, die sichere Kommunikationsinfrastruktur rund um das SMGW als Grundlage für eine erfolgreiche Energiewende zu gestalten. Sehr posi-
mance Smart Meter Gateway mit Mehrwert-Modul und energybaseSchnittstelle überträgt nicht nur Daten, sondern hilft Prosumern gleichzeitig dabei, ihren Eigenverbrauch ihrer Kunden auf bis zu 80 Prozent zu steigern.
SMART GRID UND SMART HOME Bereits zu den metering days im Oktober 2019 in Fulda präsentierte Theben gemeinsam mit den Partnern KEO und gridX eine Anwendung zur „Grid Integration“. Dabei wurde ein Showcase mit dem CONEXA 3.0 Performance SMGW und dem gridX Energiemanagement-System „gridBox“ vorgestellt. Die Leistungslimitierung des Netzbetreibers wird hier an das Energiemanagement von gridX übermittelt. Dieses reduziert intelligent und dynamisch die Leistung des angeschlossenen Elektroautos im Haushalt. So konnte veranschaulicht werden, wie sich via EEBUS Smart Grid-Anwendungen realisieren lassen. In einem gemeinsamen Projekt der TEAG Thüringer Energie AG und der kommunalen Wohnungsbaugesellschaft Bad Blankenburg GmbH (WBG) wurden unter Federführung der Thüringer Mess- und Zählerwesen Service GmbH (TMZ) zwölf Mietwohnungen in einem energetisch kernsanierten Gebäude mit CONEXA 3.0 Performance Smart Meter Gateways und LUXORliving Smart Home Systemen von Theben ausgestattet. Die Anbindung von LUXORliving über die CLSSchnittstelle der CONEXA an die Theben-Cloud ermöglicht den Fernzugriff auf das Smart Home-System, wodurch sich attraktive Mehrwertdienste für die Mieter realisieren lassen. (pq) Theben AG, Stephanie van der Velden, 72394 Haigerloch, sv@theben.de
tiv sehe ich den Brancheninputprozess innerhalb der Task Forces Smart Grid, Smart-/Sub Metering und Smart Mobility, bei dem die verschiedenen Akteure darüber informiert werden, wo die Reise hingehen soll. Auch besteht hier die Möglichkeit, das Vorhaben und die damit verbundenen Anwendungsszenarien zu kommentieren, sich gemeinsam mit BSI/BMWi zu beraten, Verständnisfragen zu klären und auf mögliche Umsetzungsrisiken hinzuweisen. Dies stellt eine klare Verbesserung in der Zusammenarbeit mit der Politik und den Behörden dar. Für mich ist der wesentliche Punkt, dass wir gemeinsam mit Politik und Behörden den Kurs halten, um die Energiewende und die damit verbundene Zukunftssicherung erreichen zu können. Die aktuelle Initiative aus Baden-Württemberg zur beschleunigten Umsetzung der EERL (EU) 2018/2001 sowie die jüngste Stellungnahmen des AKE der CSU bestätigen unserer Einschätzung nach den eingeschlagenen Weg. (pq)
Foto: Theben AG
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Smart Metering
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In einem großen Feldtest bereitet sich die Anwendergemeinschaft Messsystem der VOLTARIS GmbH auf den Rollout vor. Nun gibt es erste Erfahrungen.
GENERALPROBE R
Beim Feldtest zur Einführung der intelligenten Messsysteme orientiert sich VOLTARIS am koordinierten Teststufenkonzept des FNN. (Foto: VOLTARIS GmbH)
und 35 Stadtwerke-Partner haben sich in der Anwendergemeinschaft zusammengeschlossen, um sich gemeinsam und systematisch auf den operativen Rollout vorzubereiten. Aktuell läuft der Feldtest zur Einführung der intelligenten Messsysteme (iMSys). „VOLTARIS orientiert sich dabei am koordinierten Teststufenkonzept des FNN, dem größten branchenweiten Praxistest überhaupt, der für die Anwendergemeinschaft entsprechend adaptiert worden ist“, berichtet Marcus Hörhammer, Bereichsleiter Produktentwicklung und Vertrieb. „Für den operativen Rollout-Start im Herbst sind dabei vor allem die ‚lessons learned‘ zur Optimierung der Prozesse wichtig“, so Marcus Hörhammer. Konkret soll die gemeinsame Felderfahrung genutzt werden, um die Gateway-Administration und die Messdatenaufbereitung in das Betriebsmodell, die Systeme und die Prozesse zu integrieren. Parallel werden Mehrwertdienste – insbesondere das Submetering – weiterentwickelt.
KOORDINIERTE TESTPHASE ZUR EINFÜHRUNG DER IMSYS
Gemeinsam mit den Stadtwerke-Partnern wurden bereits Anfang des Jahres geeignete Messlokationen ausgewählt, die als Feldtestanlagen fungieren. Die RolloutManager wurden begleitend in speziellen Praxisworkshops zu den Systemen und Prozessen geschult. Bei der Umsetzung der Prozesse arbeiten die Stadtwerke nach einem von VOLTARIS entwickelten Prozess- und Arbeitshandbuch mit ausführlichen Templates zur Projektdokumentation. Die Prozesse – von der Mengen- und Auftragsplanung über die Beschaffung bis hin zur Montage und Inbetriebnahme der iMSys – werden anhand des Handbuchs, das sich an den Lastenheften des FNN orientiert, dokumentiert und ausgewertet.
ERSTE ERFAHRUNGEN IM FELDTEST Mittlerweile sind die ersten Feldtestanlagen erfolgreich installiert und in Betrieb genommen, so auch bei der Energie Südwest AG in Landau. Der Energieversorger betreut mehr als 30.000 Strom-Messlokationen und arbeitet von Beginn an in der Anwendergemeinschaft mit. Energie Südwest nimmt mit ausgewählten Messstellen am Feldtest teil, zunächst mit einer Test-Messlokation auf dem Betriebsgelände in Landau. In enger Zusammenarbeit der Projektleiter beim Stadtwerk und bei VOLTARIS wurden die Prozesse exakt nach den Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes geplant und ausgeführt, wie Marcus Hörhammer berichtet, so zum Beispiel die Beschaffung der Hardware über den elektronischen Bestell- und Lieferschein und der Transport des Smart Meter Gateways sowie die Anfahrt der Messlokation nach den Vorgaben der sicheren Lieferkette. „Die Montage des iMSys übernahm ein geschulter Mitarbeiter aus unserem Haus im Beisein der Montagefachkräfte
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Anfang des Jahres wurden die RolloutManager in speziellen Praxis-Workshops zu den Systemen und Prozessen geschult. (Foto: VOLTARIS GmbH)
des Kunden. Den systemseitigen Inbetriebnahmeprozess fĂźhrte die Fachabteilung bei VOLTARIS durch“, berichtet der Bereichsleiter. Nach der erfolgreichen Parametrierung des Smart Meter Gateways werden die Messdaten nun per standardisierter Marktnachricht im MSCONS-Format an Energie SĂźdwest weitergeleitet.
HERAUSFORDERUNG MOBILFUNKEMPFANG Der stabile Mobilfunkempfang ist essenziell fĂźr die sichere Ăœbertragung der Messdaten. Bei der Installation ist es daher wichtig zu prĂźfen, ob ein ausreichender Mobilfunkempfang verfĂźgbar ist. Schon im Vorfeld des Einbaus stellt VOLTARIS den Stadtwerke-Partnern auf Wunsch die Providerdaten der Anschlussobjekte zur Einschätzung der Mobilfunk-Empfangsstärke zur VerfĂźgung. Auf dieser Grundlage kann der Einbau besser geplant werden – zeitlich und auch hinsichtlich der Antennenauswahl. „Letztendlich entscheidet der Monteur vor Ort anhand eines speziellen Netzscanners, welche Antenne wie zu platzieren ist, um die bestmĂśgliche Verbindung zu erreichen“, weiĂ&#x; Marcus HĂśrhammer.
PRAXISSCHULUNGEN UND DIGITALE SCHULUNGS-FORMATE Um die Monteure und Lagermitarbeiter bei der Einhaltung der SiLke und den Montageprozessen zu unterstßtzen, bietet VOLTARIS entsprechende Schulungen an, die von ausgebildeten Montageleitern nach dem Train-the-TrainerKonzept durchgefßhrt werden. Wie HÜrhammer betont, finden die Inhouse-Schulungen zur „be-
rechtigten Person“ natĂźrlich unter Einhaltung aller aktuell erforderlichen SchutzmaĂ&#x;nahmen statt. Die Schulungen sind Teil des SiLKe-Starterpakets von VOLTARIS, das neben der Ausbildung auch Hardware und ZubehĂśr fĂźr die Einhaltung der sicheren Lieferkette umfasst. Webseminare zu Rollout-relevanten Themen, zum Beispiel zu der Transparenz- und Displaysoftware TruDi, sind in Vorbereitung. AuĂ&#x;erdem sind alternative Vortragskonzepte Ăźber Weboder Videokonferenzen in Planung. „Da auch der persĂśnliche Austausch der Stadtwerke untereinander ein wesentlicher Erfolgsfaktor fĂźr die Zusammenarbeit ist, werden vermutlich ab Herbst wieder Präsenzveranstaltungen – unter Beachtung der Abstands- und Hygieneregeln – stattfinden“, hofft Marcus HĂśrhammer.
PARALLELE ENTWICKLUNG VON MEHRWERTDIENSTEN Parallel zum Feldtest werden die ersten Submetering-Pilotprojekte realisiert, um die Mitglieder der Anwendergemeinschaft fĂźr ein wichtiges neues Geschäftsfeld fit zu machen. Marcus HĂśrhammer: „Spätestens wenn ab dem Jahr 2021 der GebäudeeigentĂźmer als Anschlussnehmer den Messstellenbetreiber frei wählen kann und BĂźndelangebote nach § 6 MsbG platziert werden kĂśnnen, wird Submetering zu einem essenziell wichtigen neuen Geschäftsfeld fĂźr Stadtwerke, da damit attraktive weitere Marktfelder wie etwa die Heizkostenverteilung erschlossen werden kĂśnnen.“ (pq) VOLTARIS GmbH, Marcus HĂśrhammer, 67133 Maxdorf, marcus.hoerhammer@voltaris.de
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Smart Metering
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Kontaktlose Zählerablesung: co.met bereitet Markteintritt in Österreich vor Foto: co.met GmbH/Foto Dirckx
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ie Digitalisierung von EndkundenProzessen im Messwesen steht beim geplanten Markteintritt in Österreich im Fokus. Hierfür setzt der in Saarbrücken ansässige Dienstleister die mobile ScanTechnologie von Anyline ein, die auf neuester optischer Zeichenerkennung basiert. Damit können Kunden von co.met ihren Endkunden die Möglichkeit bieten, Zählerstände per Smartphone oder Tablet selbst zu scannen und die Ergebnisse direkt an den jeweiligen Versorger übermitteln. co.met arbeitet bereits mit mehr als 500 deutschen Versorgungsunternehmen bei Lösungen für die Selbstablesung durch Endkunden sowie bei der Prozessoptimierung der kontaktlosen Messwertbeschaffung zusammen. Thomas Hemmer, Geschäftsführer der co.met GmbH: „Die Akzeptanz bei unseren Kunden und deren Endkunden ist hervorragend. Der Endkunde bleibt in unserem Webportal und muss nicht extra eine App downloaden, um seinen Zählerstand eintippen oder fotografieren zu können. Das macht die Selbstablesung einfach und komfortabelzugleich.” Infolge des Corona-Virus hatte die Nachfrage der Versorger und Verbraucher nach kontaktlosen Lösungen zugenommen, bei
denen weniger Hausbesuche durch Techniker benötigt werden, wie Hemmer berichtet. Gleichzeitig profitierten sowohl Endkunden als auch Unternehmen dabei von fehlerfreier Datenerfassung sowie den beschleunigten Arbeits- und Abrechnungsprozessen. Dadurch würden Rechnungs- und Plausibilitätsprüfungen effizienter und transparenter. „Die Qualität der auf diesem Wege ermittelten Verbrauchsdaten ist äußerst valide“, berichtet Thomas Hemmer. „Durch das Scannen des Zählerstandes werden Lese-, Tipp-, und Übertragungsfehler vermieden. Der gesamte Prozess wird wesentlich beschleunigt, und es gelangen weniger Inkonsistenzen in Abrechnungen und Statistiken.”
BESTENS GERÜSTET FÜR DEN MARKTEINTRITT Auch in Österreich ist die digitale Transformation des Energie- und Versorgungssektors in vollem Gange. Der Bedarf von Unternehmen und Endkunden an einfachen, schnellen und sicheren Lösungen für die kontaktlose Messwertbeschaffung wächst stetig. Aufgrund langjähriger Erfahrung mit effizienten Prozess- und Datendienstleistungen im Versorgungsbereich sieht sich co.met für den Eintritt in den österreichischen Markt bestens gerüstet und bereit, die Digitalisierung der österreichischen Energiewirtschaft weiter voranzutreiben. Bernhard Reiterer, Senior Sales Manager bei Anyline, kommentiert: „Die Partnerschaft mit co.met zeigt das enorme Potenzial unserer Lösung für die Digitalisierung der Versorgungsindustrie. co.met bietet seinen Kunden eine End-to-End-Lösung mit Anyline als Hauptmerkmal. Anyline ist schnell, genau und sicher – es gibt keine bessere Lösung auf dem Markt.“ (pq) www.co-met.info
Hausheld AG kooperiert mit MeteringSüd
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er Mönchengladbacher MeteringDienstleister Hausheld ist eine Kooperation mit der MeteringSüd eingegangen. Ziel der Zusammenarbeit ist die Installation von mehr als 100.000 intelligenten Messsystemen. Der Startschuss fällt im Netzgebiet von VWEW-energie. Der neue Vertriebsleiter der Hausheld AG, Adrian Bründl, seit Anfang Februar im Amt, serviert zum Einstand eine starke Kooperation mit der MeteringSüd. Zur MeteringSüd mit Sitz in Augsburg gehören als gleichberechtigte Gesellschafter gleich neun Energieversorger aus Bayern und Baden-Württemberg. „Diese Zusammenarbeit hilft uns dabei, unsere einzigartige Gesamtlösung eines großflächigen Rollouts noch mehr Stadtwerken und vielen anderen Energiedienstleistern gemeinsam mit einem starken Partner anbieten zu können“, so Bründl, „und sie ist ein weiterer Meilenstein in unserer Offensive zur Digitalisierung der Energiewende“. Die Kooperation tritt mit sofortiger Wirkung in Kraft. Kaufbeuren, Mindelheim und Marktoberdorf ist mit seinen rund 48.000 Messstellen das erste Netzgebiet innerhalb der MeteringSüd, welches durch Auftrag der Vereinigte Wertach-Elektrizitätswerke GmbH umfassend mit Smart Metern ausgestattet wird. Intelligente Messsysteme bilden die Basis, um die zunehmend dezentrale Stromerzeugung und den Stromverbrauch flexibel aufeinander abzustimmen — eine notwendige Voraussetzung für die Versorgung mit erneuerbaren Energien. „Der bloße Austausch alter Ferraris-Zähler hin zu sogenannten modernen, digitalen – in Wahrheit aber „dummen“ – Stromzählern ist keine Zukunftsstrategie. Nur mit intelligenten Smart Metern wird die Digitalisierung der Städte und die geplante Energiewende unter Einsatz umweltgerech-
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Smart Metering
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GISA: konstantes Wachstum bei Inbetriebnahme von iMSys
D Adrian Bründl, Vertriebsleiter der Hausheld AG (Foto: Hausheld AG)
ter Technologien gelingen. Und das ist auch innerhalb der vorgegebenen Preisobergrenzen möglich“, betont Hausheld-Vertriebsleiter Adrian Bründl. MeteringSüd ist als Dienstleister im Bereich der Gateway-Administration gegründet worden und verfolgt von Anfang an neben dem Ziel, Kunden im grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetrieb zu unterstützen, auch kundenbezogene Optimierungen mit einem zentralen Einkaufsmanagement. Im Rahmen der Kooperation wird das Hausheld-Angebot in diesen Prozess integriert. Der Vorteil, der sich daraus für beide Partner ergibt, ist eine Maximierung der mit Intelligenten Messsystemen ausgestatteten Messstellen. „Ein Portfolio von Dienstleistungen, das flexibel vom Teil-Rollout bis zum VollRollout auf spezifische Kundenanforderungen einzahlt, steht bei uns im Fokus.“ (pq) www.hausheld.de www.meteringsued.de
er flächendeckende Austausch der Zählerlandschaft geht trotz Corona ungebremst weiter, sodass der hallesche IT-Dienstleister GISA seit Beginn des verpflichtenden Smart-Meter-Rollouts die Inbetriebnahme von mehr als 1.500 intelligenten Messsystemen (iMSys) durch seine Smart-Meter-Gateway-Kunden verzeichnen konnte. Bis Ende des Jahres rechnet GISA mit bis zu 25.000 eingebauten iMSys in den betreuten IT-Systemen. Um die Auswirkungen der Kontaktbeschränkungen möglichst gering zu halten, veröffentlichte das BSI eine Ausnahmeregelung für die Smart-Meter-Gateway-Adminis-
tration. Vor der technischen und regulatorischen Umsetzung des Remotezugriffs sei das Vorgehen laut GISA mit allen Kunden getestet und unter strengen ISMS-Vorgaben bewertet worden. Dabei wurde gemeinsam der Beschluss gefasst, dass der Remotezugriff nur im Krisenfall sowie mit Freigabe und Bestätigung der Kunden erfolgt. Perspektivisch wird GISA als Dienstleister und gemeinsam mit Partner Robotron Datenbank-Software GmbH für die Energiebranche mehr als zwei Millionen intelligente Messsysteme aus IT-Sicht betreuen. (ds) www.gisa.de
Discovergy startet Rollout
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er wettbewerbliche Messstellenbetreiber Discovergy verfügt nach eigener Auskunft jetzt über sämtliche Zertifikate, um abrechnungsrelevante Smart-Meter-Gateways bei seinen Kunden zu installieren. „Wir sind jetzt Ready for Service“, sagte Geschäftsführer Nikolaus Starzacher. In Kürze wird Discovergy nun in Kooperation mit dem Smart-Meter-Gateway-
Hersteller Sagemcom Dr. Neuhaus mit der Installation, dem Messstellenbetrieb und der Gateway-Administration für Energievertriebe, Netzbetreiber sowie innovative Lösungsan- Foto: Sagemcom Dr. Neuhaus GmbH bieter wie aWATTar oder sonnen beginnen. (pq) www.discovergy.de
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Service und Instandhaltung
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EXAKTER DIGITALER ZWILLING AUS DER BEFAHRUNG
Foto: eagle eye technologies GmbH
Mithilfe von Mobile Mapping-Systemen wird der digitale Zwilling einer Kommune erzeugt, also ein präzises digitales Abbild des Straßenraums. Ursprünglich aus dem Straßenerhaltungsmanagement kommend, wird es zunehmend auch für viele Anwendungen von Stadtwerken interessant.
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o ist der genaue Standort von Straßenlaternen und wie hoch sind diese? Wie ist der Zugang von der Straße zur Ortsnetzstation? Wo genau befinden sich Abwasserschächte? Und wie lässt sich die E-Ladeinfrastruktur in den Straßenraum integrieren? Stadtwerke und Netzbetreiber haben zwar umfassende Kenntnisse über ihre unterirdische Leitungsinfrastruktur; wie die Gegebenheiten im Straßenraum aussehen, ist jedoch meist unbekannt beziehungsweise muss in zeitraubenden Vor-Ort-Begehungen begutachtet werden. Dabei gibt es heute die Möglichkeit, Straßen systematisch mit Messfahrzeugen zu befahren, die mit Multisensorik-Systemen den Straßenraum komplett in 3D vermessen.
MOBILE SENSORTECHNIK Ein marktführendes Unternehmen in diesem Bereich ist die eagle eye technologies GmbH, die diese Technologie bereits seit mehr als zehn Jahren anbietet. „Der Mehrwert einer systematischen Erfassung liegt dabei in den umfassenden Daten, die mit den Messfahrzeugen generiert werden können. Sie gehen weit über das hinaus, was Luftbilder oder Google Maps-Karten für Stadtwerke bieten
können“, sagt Dr. Johannes Ludwig, Geschäftsführer des Berliner Unternehmens eagle eye technologies. Die Messfahrzeuge des Unternehmens können Einzel-, Stereo-, 360°-Panorama-, Videobilder und Laserscans aufnehmen, allesamt mit einem berührungslosen Verfahren. Das bildgebende Verfahren wurde in eigenem Hause entwickelt und ist seit dem Jahr 2008 im Einsatz. Für die Georeferenzierung der Bild-, Panorama- und Laserscandaten sorgt ein ausgeklügeltes Positionierungssystem, das „einen sehr großen Einfluss auf die Genauigkeit der Gesamtdaten hat“, so Dr. Johannes Ludwig. Die Fahrzeuge, darunter ein Schmalspurfahrzeug für enge Straßen und Gassen, können hochgenaue Daten im fließenden Verkehr erfassen. Die Bild- und Laserscandaten werden anschließend vermessungstechnisch ausgewertet und können dann in beliebige Geoinformationssysteme (GIS) überspielt werden. Da die Sensorik 360-Grad-Aufnahmen ermöglicht, können alle Infrastrukturdaten rund um den Straßenraum erfasst werden – von der Fahrbahnoberfläche bis zu der Höhe von Durchfahrungen. Mit dem desktopbasierten eagle-eye-Bildviewer oder der Cloudlösung, dem eagle eye orbit, können die Bilddaten im Büro eingesehen werden. In beiden Applikationen können auch Messungen durchgeführt werden, etwa zu den Höhen von Straßenlaternen oder der genauen Position von Netzbetriebsmitteln. Dies kann bei Montagearbeiten oder Entstörungen hilfreich sein, da die Einsatzkräfte so die räumliche Situation schon vor dem Einsatz in Augenschein nehmen können.
AUFBAU EINES LEUCHTMITTELKATASTERS Die Daten sind beispielsweise optimal dafür geeignet, ein Leuchtmittelkataster aufzubauen. „Man kann die Laternenstandorte nicht nur komplett erfassen, sondern aus den Daten noch umfangreiche Fachdaten wie etwa Höhe oder Art des Leuchtmittels gewinnen“,
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Service und Instandhaltung
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Straßenlaternen, elektrische Betriebsmittel und andere wichtige Infrastrukturdaten können mit der berührungslosen Messtechnik aus der Befahrung heraus erfasst werden. (Foto: eagle eye technologies GmbH)
so Ludwig. Dies ist nicht nur im Hinblick auf die Modernisierung mit LED-Technologie von besonderem Interesse. Die Straßenbeleuchtung gilt als eine der zentralen Infrastrukturen für zukunftsträchtige Smart City-Anwendungen, wie etwa die Bereitstellung von WLANZugängen, die Parkraumbewirtschaftung oder die Integration von E-Ladepunkten in den Straßenraum. „Speziell mit Blick auf diesen Anwendungsbereich erweisen sich die detaillierten Straßendaten in der Praxis als wertvolle Ergänzung zu den 3D-Stadtmodellen, die meist auf der Basis von flugzeuggestützten Datenerhebungen erstellt werden“, erläutert Ludwig. In der Kombination entsteht eine Datengrundlage, die Kommunen und Stadtwerke heute als digitalen Zwilling auf vielfältige Weise nutzen können. Dies hilft den Kommunen und Stadtwerken, massiv Kosten etwa für Planungen oder Vor-Ort-Inspektionen einzusparen.
-sanierung mit den Wartungs- beziehungsweise Neubauarbeiten an der unterirdischen Infrastruktur koordiniert werden. Neben den Kommunen können auch Beteiligungsunternehmen, wie etwa der ÖPNV-Anbieter, kommunale Eigenbetriebe oder andere Partner, die Erfassungsdaten nutzen. „Kalkuliert man diese alle mit ein, ergibt sich ein für Vermessungsdaten extrem gutes Preis-Leistungsverhältnis“, so Ludwig. Erfahrungen mit Kunden würden zudem zeigen, dass der Appetit gewissermaßen beim Essen kommt. Sprich: Je mehr Mitarbeiter den Zugriff auf die Daten haben, desto mehr Anwendungsideen entstehen, so der promovierte Geodät.
PERSPEKTIVEN FÜR STADTWERKE Stadtwerke gehören seit einigen Jahren zum festen Kundenkreis des Berliner Technologieanbieters und haben naturgemäß eine spezielle „Perspektive“ auf die Erfassung. Im Fokus stehen zunächst vermessungstechnisch geprägte Anwendungen wie die Aktualisierung veralteter Bestandspläne – ein Thema, das im Zuge der steigenden Anforderungen an die Transparenz der Netze auch in den unteren Spannungsebenen zunehmend an Bedeutung gewinnt. Aber auch die Netzdokumentation oder die Planung von Leitungs trassen (Überland-Stromnetze) kommen ins Blickfeld. Der ÖPNV kann ebenfalls profitieren, weil auch Oberleitungen und alle Infrastrukturelemente erfasst werden. (sg)
HOHE GENAUIGKEIT Doch das Potenzial für weitere Anwendungen ist ebenso hoch. „Eine Besonderheit unseres Verfahrens ist, dass die Daten eine enorm hohe Präzision haben können“, sagt Ludwig. Dafür sei in erster Linie die hochentwickelte Messtechnik verantwortlich, die das Unternehmen seit 20 Jahren entwickelt und die in der Lage sei, Daten im Genauigkeitsbereich unterhalb von einem Zentimeter anzugeben – durchgehend für die gesamte Datenaufnahme. Dies kann auch die Grundlage für weitere Anwendungen wie etwa das Erhaltungsmanagement von Straßen sein. Die erzeugten Straßendaten nutzen auch Straßenbauverwaltungen für Planung, Entwurf, Bau und Betrieb von Straßen. Auch den Entwässerungsbetrieben ermöglichen solche hochgenauen 3D-Daten, den Abfluss von Niederschlagswasser bei Starkregenereignissen zu simulieren und so das Risiko für Überschwemmungen beispielsweise von Tiefgaragen, Unterführungen oder Grundstücken zu bewerten. So ergeben sich für Stadtwerke interessante Synergien – beispielsweise bei der Planung und Koordinierung von Tiefbauarbeiten: Im gemeinsamen Rückgriff auf qualifizierte Daten können städtische Maßnahmen zur Straßenerhaltung und
Die erfassten Daten können ins GIS übernommen oder in der eagle eye-Software visualisiert werden. (Screenshot:eagle eye technologies GmbH) eagle eye technologies GmbH, 10585 Berlin, info@ee-t.de, www.ee-t.de
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Elektromobilität
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(Foto: GreenPack mobile energy solutions GmbH)
ENERGIE AUS DEM AUTOMATEN In Freiburg errichtet die badenova gemeinsam mit dem GreenTech-Startup Swobbee eine schlanke Akku-Wechsel infrastruktur für die Mikromobilität.
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amit die Mobilitätswende und die Energiewende im Zusammenspiel realisiert werden können, sind innovative Anwendungslösungen gefragt – und genau diese sind zentraler Bestandteil im Jobprofil von Peter Majer. Der Wirtschaftsingenieur ist Leiter des Innovationsmanagements beim südwestdeutschen Energieversorger badenova und als solcher dafür zuständig, neue Technologien und Geschäftsfelder zu identifizieren und zu erproben. Die E-Mobilität bietet für Stadtwerke, Energieunternehmen und Netzbetreiber die Chance, sich mit ihren Kernkompetenzen – der Bereitstellung von Energie und Infrastruktur – erfolgreich an einem Zukunftsmarkt zu positionieren. Ein Beispiel sind die Akku-Wechselstationen des Berliner Startups Swobbee, von denen die badenova seit Anfang des Jahres drei Stück betreibt. Während sich die Ladelandschaft für E-Pkw zunehmend entwickelt, klaffe im weiten Feld der elektrischen Kleinmobilität noch eine große Ladeinfrastruktur-Lücke, so der Innovationsmanager. Dabei sei
Beim GreenPack Akku handelt es sich um einen portablen und für viele Anwendungen offenen Wechselakku. (Foto: GreenPack mobile energy solutions GmbH)
diese Mikromobilität, zu der unter anderem E-Roller, E-Kickscooter und E-Lastenräder zählen, einer der am stärksten wachsenden Bereiche der Elektromobilität. „Elektrische Kleinfahrzeuge erobern die Städte. Neben Sharingflotten stellen immer mehr Unternehmen ihre Fuhrparks auf Elektro-Kleinfahrzeuge um, auch die badenova. Wenn es um die Energieversorgung geht, kochen alle aber immer noch ihr eigenes Süppchen. Das ist nicht sehr effizient und nachhaltig“, erklärt Majer den aus seiner Sicht wenig zufriedenstellenden Ausgangszustand. Für die badenova als Energieanbieter und Netzbetreiber vor Ort biete es sich an, in diesem Bereich Verantwortung zu übernehmen, so der Innovationsmanager.
INNERSTÄDTISCHEN VERKEHR REDUZIEREN Das kommunale Unternehmen ist aktiv auf der Suche nach Lösungen, um das Verkehrsaufkommen und die Schadstoffbelastung in der Stadt zu reduzieren. Freiburg hat sich zum Ziel gesetzt, die CO2-Emissionen bis zum Jahr 2030 um 60 Prozent gegenüber dem Wert des Jahres 1992 zu senken. Daher war es ein Glücksfall, dass für das Pilotprojekt der badenova mit Swobbee die Infrastruktur-Trägergesellschaft ITG gewonnen werden konnte, Fördergelder aus dem
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Elektromobilität
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Über die Swobbee-App wird die nächstgelegene Wechselstation angezeigt. (Grafik: GreenPack mobile energy solutions GmbH)
Wettbewerb „Regionale Wettbewerbsfähigkeit durch Innovation und Nachhaltigkeit – RegioWIN“ des Landes Baden-Württemberg einzubringen. Das Ziel: Durch Sharing von Infrastruktur und Vernetzung von Akteuren zu einer Reduzierung der CO2-Emissionen in Freiburg beizutragen. Und mehr als das: Insbesondere Kleinfahrzeug-Flotten von Sharing- und Logistikanbietern sollen künftig nicht nur elektrisch unterwegs sein, sondern auch über den gesamten Betriebsablauf nachhaltiger organisiert werden. Herzstück der Lösung ist das sogenannte Battery Swapping System (BSS) von Swobbee – Lade- und Wechselschränke für standardisierte Akku-Packs von E-Kleinfahrzeugen. Das BSS ist nach Angaben des Berliner GreenTech-Unternehmens das europaweit erste herstellerübergreifende Wechselsystem für die Mikromobilität. Drei Wechselautomaten hat die badenova im Stadtgebiet aufgestellt. Die knapp Telefonzellen-großen Stationen sind modular aufgebaut und verfügen über mehrere Fächer, an denen Akkus geladen und getauscht werden können.
ATTRAKTIVE MOBILITÄTS PAKETE SCHNÜREN In Freiburg ist das der Akku der SwobbeeMutterfirma GreenPack, der in der E-Roller- und Cargobike-Flotte der badenova sowie in Lastenradanwendungen von Kunden zum Einsatz kommt. Grundsätzlich sei das Swobbee BSS aber herstelleroffen, erklärt Thomas Duscha, Chief-Business- Development-Officer (CBDO) GreenPack und Swobbee. Drei Batterietypen sind bereits in das System integriert, weitere sind in Vorbereitung. „Immer mehr Lieferdienste, Logistiker und Transportdienstleister setzen in den Städten auf E-Lastenräder, um schneller, nachhaltiger und auch kostengünstiger unterwegs zu sein. Hinzu kommen die Sharingflotten von E-Rollern und
E-Kickscootern. Für alle diese professionellen Anwender braucht es professionelle Lösungen“, ist Duscha überzeugt. Und auch passende Betreiber wie Stadtwerke, die bereits zahlreiche Kompetenzen zum Betrieb einer solchen Infrastruktur aufweisen. Vor allem Stadtwerke und Energieunternehmen, die eigene EFlotten betreiben oder Flottenbetreiber als Kunden gewinnen wollen, zählen zu den Kunden von Swobbee. An der BSS-Station ist der Akku in weniger als einer Minute gewechselt, die Kunden benötigen keine eigene kostspielige Infrastruktur und ladebedingte Ausfallzeiten gehören der Vergangenheit an – ein großer Vorteil für gewerbliche Anwender und ein Argument für den Umstieg auf die alternativen Antriebe. Dadurch, dass das System auf Mietakkus basiert, können die Fahrzeuge zudem günstiger erworben oder angeboten werden: „Betreiber haben die Möglichkeit, attraktive Mobilitätspakete zu schnüren und neben der Energie in Form von Wechselakkus auch die Fahrzeuge vergünstigt anzubieten“, erklärt Thomas Duscha.
WANN KOMMT DER STANDARDAKKU? Die Theorie klingt überzeugend, aber wie sieht es in der Praxis aus? Peter Majer zieht ein insgesamt positives Zwischenfazit, macht aber auch auf bestehende Herausforderungen aufmerksam: „Die Wechselstationen von Swobbee sind seit über einem halben Jahr im Einsatz und die Technologie sowie der umfassende Service haben uns überzeugt. Der schnelle Wechselvorgang vereinfacht die Nutzung der Elektrofahrzeuge ungemein, dieses Feedback bekommen wir auch von unseren Kunden.“ Aktuell betreibt die badenova kleine Flotten von E-Rollern, E-Lastenrädern sowie elektrisch verstärkten Lastenrad-Anhängern der Freiburger Firma Carla Cargo, die für die Mitarbeitermobilität eingesetzt werden. Sie alle werden mit dem GreenPack-Akku betrieben, auf den bereits verschiedene Hersteller setzen bzw.
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Elektromobilität
einzelne Fahrzeuge umgerüstet werden können. Hinzu kommen externe Kunden, deren E-Kleinfahrzeug-Flotten ebenfalls mit GreenPack-Akkus betrieben werden und die daher das System nutzen können. Die Tarifstruktur für Kunden orientiert sich am jeweiligen Anforderungsprofil. Mit einer monatlichen Flatrate zwischen 29 Euro für Vielnutzer mit mehreren Fahrzeugen bis 49 Euro für Einzelnutzer bei 24 Monaten Laufzeit sind die Kosten für Akku, Ladestrom und Nutzung der Stationen bezahlt. Eine große Herausforderung sei es, weitere gewerbliche Anwender von dem System zu überzeugen. „Um mehr Flottenkunden zu gewinnen, müssten wir weitere AkkuModelle in das System integrieren, da fast jeder Hersteller auf seinen eigenen Akku setzt und viele Kunden eigene Präferenzen hinsichtlich der Fahrzeugwahl haben. Technisch ist das zwar kein Problem, aber bei kleinen Flottengrößen ist das wirtschaftlich schwer abzubilden, da wir immer die zweioder dreifache Menge Batterien vorhalten müssen, um eine ständige Verfügbarkeit geladener Akkus gewährleisten zu können“, erklärt Majer. Der Innovationsmanager ap-
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pelliert daher an die Hersteller und die Politik, schnell den Weg für einen einheitlichen Wechselakku für die Mikromobilität zu bereiten. „Am Standardakku führt aus unserer Sicht kein Weg vorbei, wenn wir Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit in Einklang bringen wollen“, ist Majer überzeugt.
LADESTATIONEN SIND FÖRDERUNGSWÜRDIG Wer eine große eigene Flotte betreibt oder mehrere Flotten-Kunden gewinnt, die denselben Akku-Typ nutzen, kann das Swobbee BSS nach Angaben des Anbieters bereits heute wirtschaftlich betreiben. Zumal es attraktive Förderungen gibt: Jedes einzelne Akku-Schubfach gilt als eigener Ladepunkt, für den die volle Fördersumme beantragt werden kann. In Baden-Württemberg sind das max. 2.500 Euro pro Ladepunkt. So ist für einen gesamten Wechselakku-Automaten eine Förderquote bis zu 40 Prozent möglich. Für Stadtwerke und Netzbetreiber wird das Konzept bei entsprechender Nutzung ökonomisch schnell interessant, da sie in der Regel minimale Stromkosten sowie Standorte mit Stromanschluss haben. „Im öffentlichen Raum einen Stromanschluss legen, kann sehr schnell sehr teuer und aufwändig werden“, erklärt Peter Majer. Akku-Wechselstationen, wie die von Swobbee, könnten als zentrale Stromtankstellen fungieren, was die Zahl der im öffentlichen Raum notwendigen Ladestationen deutlich reduzieren kann. Zudem könnten die Swobbee-Stationen, deren kommende Generationen rückspeisefähig sein sollen, in Zukunft als Zwischenspeicher eingesetzt werden und eine Rolle bei der Stabilisierung der Stromnetze spielen. Auch wenn das Konzept des Berliner Startups auf großes Interesse im In- und Ausland stößt, bleibt die Frage nach dem Standardakku für die Mikromobilität. Tatsächlich gibt es bereits entsprechende Arbeitsgruppen, die einer Standardisierung den Weg bereiten sollen, berichtet Thomas Duscha. Wann der Durchbruch kommt, darüber kann der Experte jedoch keine Prognose abgeben. „Bis wir den Standardakku haben, machen wir unsere Wechselstationen fit für die gängigsten Batterietypen bei Elektrokleinfahrzeugen, die in Sharing oder Logistik eingesetzt werden. Das Interesse seitens Hersteller und Anwender ist jedenfalls da.“ Auch das der Kommunen und regionalen Energieversorger, wie Majer bestätigt. Jetzt liegt der Ball bei der Politik, die die bestehenden Harmonisierungsinitiativen stärken könnte. (ds)
Einweihung einer Swobbee-Akku-Wechselstation. Im Bild von links nach rechts: Dietmar Sommerhalter (itg Infrastruktur-Trägergesellschaft mbh), Dr. Christian Speidel (CEO GreenPack GmbH), Thomas Ketterer (Velo Carrier), Thomas Duscha (CBDO GreenPack GmbH), David Hansen (Vertrieb & Controlling Carla Cargo), Markus Bergmann (CEO Carla Cargo), Peter Majer (Leiter Innovation badenova). (Foto: GreenPack mobile energy solutions GmbH)
GreenPack mobile energy solutions GmbH, Thomas Duscha, 12489 Berlin, t.duscha@greenpack.de badenova AG & Co. KG, Peter Majer, 79108 Freiburg, peter.majer@badenova.de
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Elektromobilität
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Die Projektteams von Hager Group und AUDI AG forschen gemeinsam an bidirektionaler Ladetechnik. (Foto: obs/Hager Group/TOM ZIORA)
Aral errichtet über 100 ultraschnelle E-Ladepunkte an Tankstellen Vehicle to Home: Hager Group und AUDI AG forschen an bidirektionaler Ladetechnik
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urch die Einbindung von Elektrofahrzeugen in das häusliche Stromnetz Stromkosten senken, die Netzstabilität erhöhen und gleichzeitig das Klima schonen – diese Vision verfolgen die Hager Group und die AUDI AG im Rahmen eines innovativen Forschungsprojekts. Beim bidirektionalen Laden zu Hause (Vehicle to Home, kurz V2H) wird die Hochvolt-Batterie des Elektrofahrzeugs nicht nur über das häusliche Stromnetz geladen, um als Energiequelle für den Fahrbetrieb zu dienen, sondern auch als dezentrales Speichermedium für das Stromnetz genutzt. „Die Batterie eines E-Autos kann etwa so viel Energie speichern, wie ein Durchschnittshaushalt in einer Woche benötigt“, verdeutlicht Ulrich Reiner, E-Mobility-Experte der Hager Group, die potenziellen Speicherkapazitäten.
TECHNISCH ANSPRUCHSVOLLES VORHABEN Doch was sich in der Theorie einfach anhört, erfordert in der Praxis eine hohe technische Intelligenz und das abgestimmte Zusammenspiel verschiedener technischer Komponenten – wie das Gemeinschaftsprojekt der Hager Group und Audi zeigt. Das technische Know-how der Ladeinfrastruktur für die V2H-Nutzung der Batterie des Fahrzeug-Prototypen auf Basis des Audi e-tron als Energiespeicher steuert die Hager Group bei, deren Tochterunternehmen E3/DC seit Jahren mit dem Photovoltaik-Hauskraftwerk im Markt ist. Für ein alltagstaugliches bidirektionales Laden braucht es jedoch noch einiges mehr: Zum Beispiel ein intelligentes Haus-Energiemanagement, das sicherstellt, dass Energie dann mit dem Fahrzeug ausgetauscht wird, wenn die Sonne scheint oder im Gebäude Strom benötigt wird, und natürlich eine Ladestation. Auch hierfür konnte die Hager Group Lösungen aus ihrem ProduktPortfolio bieten. Die amerikanische Partnerfirma IoTecha unterstützte etwa bei der Umsetzung des Ladestandards CCS. (ds) www.hagergroup.com
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ral investiert weiter in ultraschnelle E-Ladesäulen und plant innerhalb der nächsten zwölf Monate die Inbetriebnahme von über 100 Ladepunkten an Aral Tankstellen in Deutschland. Die High-Power-Charger (HPC)Ladesäulen werden in Eigenregie betrieben, liefern laut Aral einhundert Prozent Ökostrom und verfügen über eine Ladeleistung von bis zu 350 Kilowatt. Die entsprechende Akkutechnik vorausgesetzt, könne das Fahrzeug innerhalb von zehn Minuten Strom für eine Reichweite von bis zu 350 Kilometern laden. An rund dreißig ausgewählten Aral Tankstellen – vorwiegend an Autobahnen, Bundesstraßen und in Großstädten – sollen innerhalb eines Jahres jeweils zwei Säulen mit je zwei Ladepunkten ans Netz gehen. Je nach Fahrzeugkonfiguration ist somit das gleichzeitige Aufladen von vier Elektroautos pro Standort möglich.
VERSCHIEDENE BEZAHLMÖGLICHKEITEN Für Kunden stehen verschiedene Zahlungsoptionen direkt an der Säule zur Verfügung, unter anderem über ein Kreditkartenterminal oder eine mobile Bezahl-Webseite mit einem QR-Code, über eine Ladekarte oder App eines Mobilitätsdienstleisters im Hubject-Verbund oder über die Aral Fuel & Charge-Karte für Geschäftskunden. Ab 2021 wird Aral auch eine eigene Elektro-Mobilitäts-App für Zahlungen anbieten.
ARAL FUEL & CHARGE ANGEBOT FÜR GESCHÄFTSKUNDEN Mit dem Aral Fuel & Charge Angebot erhalten Geschäftskunden mit einem gewerblichen Fuhrpark eine flexible Komplettlösung – sowohl für das Laden von Strom als auch für konventionelle Kraftstoffe. Europaweit können sie an mehr als 110.000 Ladepunkten aufladen sowie Wandladestationen für zu Hause und den Arbeitsplatz erhalten. (ds) www.aral.de
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Elektromobilität
50,2 Magazin | 05.2020 Foto: shutterstock
ZUSAMMENSPIEL ORGANISIEREN
Mit ihrem aktuellen Bericht „Netzintegration von Elektromobilität“ will die Nationale Plattform Zukunft der Mobilität (NPM) ein gemeinsames Verständnis rund um die Einbindung von Ladeinfrastruktur in bestehende und zukünftige Stromnetze schaffen.
DIE NETZINTEGRATION VON ELEKTROMOBILITÄT … • bezieht sich immer auf das konkrete lokale Netz, an das die jeweilige Ladeeinrichtung angeschlossen ist. • setzt voraus, dass der Netzbetreiber über die Installation einer Ladeeinrichtung in seinem Netz in Kenntnis gesetzt wird. Die Ladeeinrichtung muss gemäß den Regeln der Technik angeschlossen und betrieben werden. • umfasst auch die Organisation des Zusammenspiels zwischen dem Netz und der genutzten Kapazität im Sinne einer Netzverträglichkeit und einer Netzdienlichkeit.
NETZVERTRÄGLICHKEIT UND NETZDIENLICHKEIT
Foto : Na tion ale Plat tfo
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obil ität
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ine erfolgreiche Netzintegration ist ein zentraler Baustein des zukünftigen Hochlaufs der Elektromobilität. In ihrem aktuellen Bericht legt die NPM die wesentlichen Begriffe und Voraussetzungen hierfür fest. Ein zentraler Aspekt in diesem Zusammenhang ist demzufolge der Bezug zum lokalen Stromnetz, an den die jeweilige Ladeinrichtung angeschlossen ist. Eine weitere wichtige Voraussetzung ist, dass der zuständige Netzbetreiber über die Installation der Ladeeinrichtung informiert und diese nach dem Stand der Technik angeschlossen ist. Besondere Bedeutung misst der Bericht dem Zusammenspiel zwischen dem Netz und den genutzten Kapazitäten zu – sowohl im Sinne einer netzverträglichen als auch einer netzdienlichen Nutzung der Ladeinfrastruktur.
Netzverträglichkeit ist dann gegeben, wenn die vertraglichen Verpflichtungen mit Blick auf den Netzanschlusspunkt durch den Anschlussnehmer eingehalten werden – beispielsweise durch ein kundeneigenes Last- beziehungsweise Flexibilitätsmanagement. Dabei finden keine Eingriffe oder Ansteuerungen durch den Netzbetreiber statt. Die Netzdienlichkeit wird heute in der Regel auf Basis einer Vereinbarung gemäß §14a EnWG zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer umgesetzt. Dabei beeinflusst der Netzbetreiber vor dem Hintergrund seines Lastmonitorings das Lastverhalten des Anschlussnehmers zum Beispiel durch Zeit-/Lastfenster, Adhoc-Steuerungssignale und finanzielle Anreize. In diesem Fall setzt die Kundenanlage die entsprechenden Informationen des Netzbe-
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Elektromobilität
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treibers um. Die finanziellen Anreize des Netzbetreibers werden in Form von reduzierten Netznutzungsentgelten durch den Lieferanten / Aggregator an den Anschlussnehmer weitergegeben. Eine §14a-Vereinbarung erfolgt freiwillig. Netzverträglichkeit und Netzdienlichkeit sind dabei gemäß dem Verständnis der NPM nicht nur getrennt voneinander zu betrachten. Im Rahmen der Netzverträglichkeit kann auch eine Netzdienlichkeit stattfinden.
BASIS FÜR MARKTORIENTIERTES LADEMANAGEMENT Eine erfolgreiche Netzintegration in diesem Verständnis sei damit auch eine zentrale Basis für das marktorientierte Lademanagement zur Preisoptimierung oder das systemdienliche Lademanagement von Elektrofahrzeugen zur Bereitstellung von Flexibilitäten beispielsweise zur optimierten Integration Erneuerbarer Energien, heißt es in dem Bericht. (ds) www.plattform-zukunft-mobilitaet.de
Foto: TQ-Systems GmbH
MEINUNG Die Netzintegration von Ladeinfrastruktur ist einer der Kompetenzschwerpunkte der TQ-Automation. Thomas Zwanziger, Head of Application & Service bei TQ Systems, zu den unterschiedlichen Aspekten.
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it den steigenden Anteilen der Elektroautos im Rahmen der monatlichen Neuzulassungen, stellt sich immer öfter die Frage nach einer Netzintegration. Bei der bisher geringen Anzahl an Ladepunkten im lokalen Verteilnetz ist oft eine Netzverträglichkeit nach NPM ausreichend. Zunehmend rückt mit den hochlaufenden Stückzahlen die Netzintegration in den Fokus. Das bedeutet, dass der Netzbetreiber bei Bedarf die Leistungsaufnahme der LIS (Ladeinfrastruktur) beeinflussen kann. Das kann die Überlast im Netz verhindern. Damit das Gesamtsystem der LIS netzdienlich reagiert, gilt es Aspekte des Marktes mit dem Netzbetrieb zu koordinieren. Hier muss man klar differenzieren, welche Formen der Einflussnahme netzdienlich sind. Ein Beeinflussen der Ladeinfrastruktur durch den Markt kann bei unzureichender Abstimmung auch Störungen des Netzbetriebes zur Folge haben. Wenn etwa durch günstige Stromtarife infolge eines hohen Angebots an regenerativ erzeugtem Strom alle Elektroautos innerhalb
eines Straßenzuges gleichzeitig laden, so kann dies lokal zu einer Überlast im Verteilnetz führen. Markt und Netzdienlichkeit stehen in dem Beispiel im Widerspruch. Hieran wird auch deutlich, dass eine Netzdienlichkeit, wie im Rahmen der „Netzintegration von Elektromobilität – Basis für eine erfolgreiche Sektorkopplung. Eine Definition“ der NPM beschrieben, im lokalen Netz beginnt. Zunächst müssen Lasten innerhalb des Verteilnetzes der Niederspannung netzdienlich integriert und koordiniert werden. Als zweiter Schritt erfolgt dann der Ausgleich über die höher gelegene Mittelspannung, etc. Ein offener Diskussionspunkt ist der Durchgriff des Netzbetreibers bis tief in die Kundenanlage. Wir sehen den Netzanschlusspunkt als Schlüssel für eine netzdienliche Integration der Ladeinfrastruktur. Der Netzbetreiber beeinflusst diesen hinsichtlich Leistungsaufnahme, greift jedoch nicht weiter in die Kundenanlage ein. Eine Verteilung der Leistung innerhalb der Kundenanlage wird von einem Energiemanagement übernommen. Wichtig ist nur,
sich innerhalb der vorgegebenen Grenzen des Netzbetreibers zu bewegen. Soll also der Netzbezug am Anschlusspunkt reduziert werden, so kann das durch das Reduzieren der Ladeleistung eines Elektroautos oder aber durch das Entladen eines Batteriespeichers erreicht werden. Stichwort: Bidirektionales Laden. Das erleichtert die Netzintegration, schafft Transparenz im Netz und gibt dem Markt ausreichend Spielraum für Geschäftsmodelle. TQ-Automation hat mit dem EM430 ein Gerät für den Netzbetreiber entwickelt, das derzeit als Pilot lieferbar ist und am Anschlusspunkt installiert wird. Darüber erhält der Netzbetreiber Messwerte und kann den Netzbezug durch Vorgabe von Plim über eine digitale Schnittstelle begrenzen. Der EM430 verbindet sich dann mit dem EM410 bzw. DM100, welche das Plim hinter dem Anschlusspunkt umsetzen. TQ Systems GmbH, Thomas Zwanziger, 82229 Seefeld, Thomas.Zwanziger@tq-group.com
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Elektromobilität
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BLICK IN DIE ZUKUNFT DER LADEINFRASTRUKTUR
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n der kürzlich fertiggestellten Studie „Der Markt für Ladeinfrastruktur Elektromobilität in Deutschland bis 2030“ analysiert das Marktforschungsinstitut trend:research die Marktentwicklung der Ladeinfrastruktur (LIS) für die Elektromobilität sowie die daraus entstehenden Chancen und Risiken für Marktteilnehmer. Weiterhin soll die Studie Entscheider bei der Ausrichtung der Unternehmensstrategie und der zukünftigen Positionierung im Bereich Ladeinfrastruktur unterstützen. „Wir identifizieren Markttreiber und -hemmnisse für den Auf- und Ausbau der Ladeinfrastruktur und nehmen unter anderem die verschiedensten Gesetze und Förderprogramme in den Blick. Mit der Studie liefern wir den Marktteilnehmern fundiert erarbeitete Prognosen als Entscheidungsgrundlage“, schildert trend:research-Geschäftsführer Dirk Briese.
BESONDERE METHODIK Neben umfangreichen Intra- und Internet-Datenbank-Analysen befragte das Institut Energieversorger, Stadtwerke, Netzbetreiber, Ladeinfrastrukturbetreiber, den Einzelhandel sowie technische Dienstleister in strukturierten Interviews. Auf Basis von über 200 Prämissen ist ein Marktmodell entstanden, das die Potenziale für den Ausbau der LIS aufzeigt. Die für die Prämissen zugrundeliegenden Kategorien reichen von politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen auf kommunaler, nationaler und europäischer Ebene, z.B. die Ladesäulenverordnung oder das voraussichtlich 2021 inkrafttretende Gebäude-Elektromobilitätsinfrastrukturgesetz (GEIG), über gesellschaftliche Rahmenbe-
SZENARIEN ZUR ENTWICKLUNG DER LADESTATIONEN IN DEUTSCHLAND BIS 2030
dingungen wie Akzeptanz, demographische Entwicklung, Konsumverhalten und ökologisches Bewusstsein bis hin zu ökonomischen Rahmenbedingungen wie Konjunktur und Wettbewerbssituation. Außerdem wurden technologische Entwicklungen berücksichtigt.
FÜNF SZENARIEN Anhand der Analyse der vorliegenden Daten wurden fünf Szenarien abgeleitet, die Grundlage für die Marktprognosen und damit die Kernergebnisse der Studie sind. Im Szenario „Corona“ führt eine Rezession zu einem stagnierenden Kaufinteresse an Stromern und zu einem geringeren Ausbau der LIS. Im wahrscheinlichsten Szenario „Referenz“ wird sich der Markt für die Elektromobilität bereits im kommenden Jahr erholen und führt zu einer Zulassung von neun Millionen Elektrofahrzeugen bis 2030. Das „dynamische“ Szenario sieht eine starke Nutzung von Elektromobilität basierend auf hoher Förderung und einem gestiegenen Nachhaltigkeitsbewusstsein. Im Szenario „Fördermittel LIS“ führen wirtschaftliche Anreize sowohl für Ladeinfrastruktur als auch Elektromobilität im Allgemeinen zu einer sehr dynamischen Marktentwicklung. Im fünften Szenario erfährt Elektromobilität starke Konkurrenz durch Wasserstoff, sodass der Ausbau der LIS sinken wird.
WORKSHOP ZUR STUDIE Die Studie ist bei trend:research erhältlich. Zudem werden die Ergebnisse in einem für Unternehmen buchbaren Workshop vorgestellt. Durch fokussierten Erfahrungsaustausch sollen Lösungsansätze als Entscheidungsgrundlage für Investitionen in das Geschäftsmodell Ladeinfrastruktur für Elektromobilität ausgearbeitet werden. (ds) trend:research GmbH, 28209 Bremen, info@trendresearch.de Grafik: trend:research GmbH
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SMARTES
Eco-Quartier In einer Ressourcenschutzsiedlung im Rheinischen Revier soll ein mit Windstrom gespeistes Energienetz die Gebäude temperieren. Zudem kommt das Faktor-XPrinzip für ressourceneffizientes Bauen zum Tragen.
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ür das Rheinische Braunkohlerevier stellt der Kohleausstieg eine enorme strukturpolitische Herausforderung dar. Zugleich bietet sich für das Bergbaurevier in der Kölner Bucht die Chance, zur europäischen Modellregion für Energieversorgungs- und Ressourcensicherheit zu werden und ein darauf ausgerichtetes attraktives Lebensumfeld zu schaffen. Vor diesem Hintergrund wurden 2015 die ersten Überlegungen zur Baugebietsentwicklung im Bereich der „Ressourcenschutzsiedlung Bedburg-Kaster“ angestellt. Die Stadt Bedburg und die RWE Power AG entwickeln mit mehreren Partnern, darunter die innogy, am Rande des früheren Tagebaus Garzweiler I auf rund 6 Hektar ein Wohngebiet mit etwa 130 Wohneinheiten mit dem Ziel optimaler Ressourcen- und Energieeffizienz.
Über das digitale Quartiersmanagement werden Erzeuger und Verbraucher intelligent miteinander vernetzt. (Grafik: innogy SE)
LOWEX-WÄRMENETZ innogy SE plant für die Ressourcenschutzsiedlung ein sektorenübergreifendes Quartierskonzept, das die Bereiche Strom, Wärme, Kühlung, Mobilität und Digitales miteinander verzahnt. Für die Wärmeversorgung sorgt die Energiezentrale am Eingang des Quartiers: Zwei stromseitig betriebene zentrale Wärmepumpen mit einer thermischen Leistung von jeweils rund 100 Kilowatt (kW) stellen die Energie für das Wärmenetz bereit. Unterstützt werden sie durch Abwärmetauscher, die im Hauptabwasserkanal installiert werden. Rund um die Energiezentrale ist zudem ein Erdwärmekollektorfeld (ca. 400 m²) vorgesehen, das als dritte natürliche Wärmequelle dienen soll. Die zentrale Einheit der Wärmeerzeugung verteilt die Energie zu den einzelnen Häusern über ein sogenanntes LowExWärmenetz. „Im Unterschied zu konventionellen Wärmenetzen, die mit mindestens 60 bis 80 Grad Celsius im Vorlauf betrieben werden,
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Energie erzeugung zurückgreifen werden“, blickt Katja Uecker voraus. „Die Idee ist, dass der Solarstrom in erster Linie dem Eigenbedarf dienen soll. Der Überschuss soll dann dem Quartiersnetz zur Verfügung gestellt werden. Dies stärkt auch den Gemeinschaftscharakter, wenn die „Das Herzstück bei der sektorenEnergie vor Ort erzeugt und beübergreifenden Steuerung ist das reitgestellt wird.“
sogenannte digitale Quartiersmanagement.“ Katja Uecker, Referentin Teilbetrieb City Energy Solutions Germany, innogy SE
arbeitet das LowEx-Wärmenetz mit sehr niedrigen und gleitenden Vorlauftemperaturen“, berichtet Katja Uecker, Referentin Teilbetrieb City Energy Solutions Germany bei innogy SE. Diese betragen im Kühlbetrieb ca. 15 Grad Celsius und während der Heizperiode etwa 45 Grad Celsius. Zum einen führe dies, so Katja Uecker, zu geringen Energieverlusten, zum anderen könne die „verlorene“ Energie in den Sommermonaten für die Kühlung eingesetzt werden. „So besteht über das LowEx-Wärmenetz die Möglichkeit der indirekten Temperierung dieser Häuser, sofern sie über eine Flächenheizung verfügen.“ Das Wärmenetz wird direkt mit den Heizungen in den Häusern verbunden sein. Außerdem wird in jedem Haushalt eine zusätzliche Übergabestation vorzufinden sein, an der eine kleinere Wärmepumpe mit 8 kW Leistung für die Warmwasseraufbereitung, eine Frischwasserstation und ein separater Pufferspeicher angeschlossen sind.
DIREKTE ANBINDUNG AN DEN LOKALEN WINDPARK Die zentralen Erzeugungseinheiten sollen primär aus einer Windenergieanlage gespeist werden. Hierbei handelt es sich um eine Erweiterung des bestehenden lokalen Windparks Königshovener Höhe. Ende 2021 sollen fünf Windkraftanlagen hinzukommen, davon soll eine direkt an die Ressourcenschutzsiedlung angeschlossen werden. Die vorgesehene Leistung beträgt etwa 5,7 Megawatt, die Anlage soll durchschnittlich 17 Gigawattstunden Strom pro Jahr erzeugen. Da die Siedlung nur einen geringen Anteil der Strommenge benötigt, wird eine beinahe autarke Stromversorgung ermöglicht, inklusive Befreiung von Netzentgelten. „Zusätzlich untersuchen wir gerade, ob wir PV-Anlagen im Quartier errichten. Wir planen derzeit, dass auf der Energiezentrale Solarmodule platziert werden und wir gehen stark davon aus, dass auch die Mehrfamilienhäuser auf diese Form der
HOHE ENERGIEAUTARKIE Innerhalb der Energieanlage wird neben den Wärmeanlagen die Übergabestation zur Windkraftanlage sowie ein Trafo und ein Batteriespeicher verbaut sein. Letzter wird über eine Kapazität von 220 bis 250 Kilowattstunden verfügen und soll ebenfalls zur hohen Energieautarkie beitragen. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt rechnet man mit einer 90%-igen Autarkie, die laut Katja Uecker aber durchaus noch höher ausfallen könnte. Zusätzlich benötigter Residualstrom soll als 100-prozentiger Grünstrom aus dem öffentlichen Verteilnetz bezogen werden. Im ersten Quartal 2021 plant die innogy, mit der Erschließung der Versorgungsleitungen zu beginnen. Dann sollen die ersten Ringleitungen für das Wärme- und Stromnetz und das FTTB-Netz gelegt werden. Die Energiezentrale soll ebenfalls noch vor dem Bau der ersten Häuser fertiggestellt sein. Des Weiteren ist vorgesehen auf dem öffentlichen Quartiersparkplatz ein bis zwei Ladesäulen mit jeweils zwei Ladepunkten mit 22 kW für E-Carsharing aufzustellen, wobei das Betreibermodell noch ausgestaltet werden muss. Für private Ladelösungen sei das Netz ebenfalls ausgelegt.
Windenergie aus örtlicher Windkraftanlage via Direktleitung (5,7 MW, Ø 17 GWh/Jahr ab vorauss. 2022) r elektrischen Energie in einem zentralen Batteriespeicher (ca. 220-250 kWh Gesamtkapazität) -Straßenbeleuchtungskonzept inkl. SmartPoles Erzeugung und Speicher 50,2 Magazin | 05.2020 ätskonzept und Ladeinfrastruktur (Errichtung einer öffentlichen Ladeinfrastruktur inkl. eCarSharing) es digitalen Quartiersmanagements zur energetischen und wirtschaftlichen Optimierung im laufenden
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In der Ressourcenschutzsiedlung wird nbindung Privatkunden ein sektorenübergreifendes g im Quartier Energiekonzept umgesetzt. (Grafik: innogy SE)
DIGITALES QUARTIERS MANAGEMENT „Das Herzstück bei der sektorenübergreifenden Steuerung ist das sogenannte digitale Quartiersmanagement“, erklärt die innogy-Referentin. Dabei sollen alle relevanten Erzeuger und Verbraucher miteinander vernetzt werden. Als Quartiersbetreiber wolle man die Energieströme im laufenden Betrieb kontinuierlich optimieren und steuern, beispielsweise im Falle hoher Strompreise die günstigere Windenergie in einem in der Energiezentrale befindlichen Batteriespeicher zwischenspeichern oder die Wärmepufferspeicher beladen oder auch die EFahrzeuge als Speicher nutzen. Weiterhin könnte die innogy während der Arbeitsoder Urlaubszeiten der Quartiersbewohner die dezentralen Wärmepumpen gezielt abschalten, um so zusätzliche Lasten vom Netz zu nehmen. „Ziel der digitalen Steuerung ist es, dass wir eventuelle Ausfälle schon bemerken und beheben, bevor es den Bewohnern auffällt“, fasst Katja Uecker zusammen.
DAS FAKTOR-X-PRINZIP Aus städtebaulicher Perspektive erfolgt der Grundausbau für Straßen, Kanal und Entwässerung ab August dieses Jahres. Die Bebauungsphase soll im Frühjahr 2021 starten, die Fertigstellung der Siedlung ist für Anfang 2023 geplant. „Die Klimaschutz-Thematik wurde in diesem Projekt von Anfang an mitbedacht und entsprechend des Faktor-X-Gedankens zügig zum Ressourcenschutzgedanken ausgeweitet“, berichtet Dr. Jasmin Matros, Projektentwicklerin Liegenschaftsprojekte bei RWE Power. Der Energiekonzern hatte in der Vergangenheit bereits einige Faktor-X-Siedlungen im Rheinischen Revier realisiert, die Siedlung in Bedburg-Kaster ist indes die erste Siedlung dieser Art außerhalb des Indelandes. Dr. Jasmin Matros: „Beim Faktor-X-Prinzip nimmt man den ganzen Lebenszyklus von Gebäuden in den Blick. Ziel ist es, Ressourcen beim Häuserbau durch den Einsatz CO2-armer oder recycelter Materialien einzusparen. Dass der Bauträger von Anfang an involviert ist, sich bei den Baukonstruktionen dem ressourcenschonenden Konzept verpflichtet und diese seriell umsetzt, ist ein Novum bei einem Faktor-X-Projekt“, erklärt die Projektentwicklerin. Ketten- und Reihenhäuser, mehrgeschossige Wohngebäude sowie Einzel- und Doppelhäuser, alle mit begrünten Flachdächern, bilden abwechslungsreich durchmischte Siedlungsräume. Die Ressourcenschutzsiedlung in Bedburg-Kaster ist Teil des SmartQuartProjekts (www.SmartQuart.energy) im Programm „Reallabore der Energiewende“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Bis Ende 2024 wird SmartQuart neue Lösungen für die Planung, die Errichtung und den Betrieb energieoptimierter Quartiere erarbeiten. Zentral ist der Austausch von Energie und die intelligente Vernetzung innerhalb und zwischen den Quartieren – neben Bedburg sind dies die Städte Kaisersesch in Rheinland-Pfalz sowie Essen im Ruhrgebiet. Ziel ist es, dass sich die smarten Quartiere nahezu vollständig klimaneutral mit Energie versorgen. (ds)
Grafiken: iStock
innogy SE, Katja Uecker, 44143 Dortmund, katja.uecker@innogy.com
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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
Als Spezialisten für die Auslegung intelligenter Energiesysteme sind wir der Partner für Ihren Schritt in die Energiezukunft. Nutzen Sie unser Expertenwissen zu Großbatterien für die Stromnetzoptimierung über die spartenübergreifende Planung von Quartieren bis hin zur energieeffizienten Versorgungs- und Mobilitätsstrategie für Unternehmen.
GMC-I Messtechnik GmbH Südwestpark 15 · 90449 Nürnberg Tel. +49 911/8602-111 Fax +49 911/8602-777 vertrieb@gossenmetrawatt.com www.gossenmetrawatt.com DIE GMC-INSTRUMENTS Gruppe steht mit ihren Marken CAMILLE BAUER und GOSSEN METRAWATT seit über 114 Jahren für Präzision, Genauigkeit und Zuverlässigkeit im Bereich der Energiemesstechnik. Mit hochwertigen Komponenten und Lösungen sowie kompetenter Dienstleistung liefern wir maßgeschneiderte Systeme für die Energiedatenerfassung, die situative und kontinuierliche Überwachung der Netzqualität (EN50160) sowie der Differenzstrommessung (RCM) – für die Sicherung Ihrer elektrischen Energieversorgung!
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.
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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
Dezentralisierung + Digitalisierung + Regulierung = Change Die neue HORIZONTE-Group bringt ihre Kunden voran. Was zeichnet uns aus? Einsatzbereitschaft? Spaß an der Veränderung? Unbedingter Einsatz für Ihren Erfolg? Natürlich! Aber nicht nur. Wir sind die Spezialisten für den Energiesektor und dessen anstehender Transformation. Resulting macht den Unterschied!
IVU Informationssysteme GmbH Rathausallee 33, 22846 Norderstedt Tel.: +49 40 52506 400 Fax: +49 40 52506 444 info@ivugmbh.de www.ivugmbh.de
Die IVU ist mit über 20 Jahren Erfahrung ein etablierter und prozessorientierter IT-Consulter in der Versorgungswirtschaft. Unser Expertenteam steht Ihnen mit fundierter Branchenkompetenz nicht nur beratend zur Seite, sondern begleitet Sie auf den Weg in eine zunehmend digitalisierte Versorgung auch mit der Betreuung, Entwicklung und Implementierung von innovativen Lösungen. Dabei profitieren unsere Kunden vor allem auch von der langjährigen Zusammenarbeit mit der VU-ARGE.
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 Meter 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.
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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.
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 52506 111 Fax +49 40 52506 444 info@meterpan.de www.meterpan.de MeterPan ist spezialisierter-Full-Service-Anbieter für alle Themen rund um das digitale Messwesen. Der Metering-as-a-Service (MaaS) der MeterPan vereint sämtliche Anforderungen und Möglichkeiten des modernen Messwesens – von intelligenten Messsystemen bis hin zum vollumfänglichen Submetering stellen wir Ihnen die Daten nach Ihrem individuellen Bedarf zur Verfügung. Erreichen Sie neue MaaSstäbe mit uns und profitieren von maximaler Flexibilität, sowohl kaufmännisch als auch prozessual.
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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Anbieterverzeichnis
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.
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
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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
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PQ Plus GmbH Herr Daniel Fierus-Beyer Hagenauer Straße 6 · 91094 Langensendelbach Tel. +49 9133-60640-0 · Fax +49 9133-60640-100 info@pq-plus.de www.pq-plus.de
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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Anbieterverzeichnis
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.
TankE GmbH Methweg 6-8 50823 Köln Tel. +49 (0)221 47 447 44 7 info@tanke-gmbh.de www.tanke.io 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
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.
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.
50,2 Magazin | 05.2020
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.
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.
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.
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Unternehmensindex
50,2 Magazin | 05.2020
UNTERNEHMENSINDEX Amprion GmbH ��������������������������������������������3 Anyline GmbH ������������������������������������������� 32 Aral AG ��������������������������������������������������������� 39 AUDI AG ������������������������������������������������������� 39 badenova AG & Co. KG ������������������� 2, 36-38 BDEW ������������������������������������������� 9, 10-11, 18 BET ������������������������������������������������������������������8 BMWi �������������������������������������������������8, 29, 46 BSI ������������������������������������������ 2, 8, 28-29, 33 CARLA CARGO Engineering GmbH ����������������������������� 36-38 co.met GmbH �������������������������������������������� 32 DEPsys GmbH ��������������������������������������14-15 Discovergy GmbH ������������������������������������� 33 E.DIS Netz GmbH ������������������������������������� 12 E3/DC GmbH ��������������������������������������������� 39 eagle eye technologies GmbH ����������������������� 2, 34-35 EMH metering GmbH & Co. KG ����������������8 EnBW AG �����������������������������������������������21, 29 EnergieSüdwest AG ��������������������������� 30-31 energybase ����������������������������������������������� 29 Entelios AG ������������������������������������������������� 11 envelio GmbH ��������������������������������������12-13 eoda GmbH ��������������������������������������������������3 EWS Elektrizitätswerke Schönau eG ����������������������������������������������� 29 Fichtner IT Consulting GmbH ����� 2, 24-25 FNN ��������������������������������������������������������������� 30 Fraunhofer IEE ������������������������������������������� 12
GAIA mbH ��������������������������������������������������� 18 GISA GmbH ������������������������������������������������� 33 GreenPack mobile energy solutions GmbH ��������������� 2, 36-38 gridX GmbH ����������������������������������������������� 29 Hager Group ���������������������������������������������� 39 Hausheld AG ����������������������������������������32-33 HAW Hamburg ����������������������������������������������3 innogy SE ��������������������������������������������� 44-46 IoTecha ������������������������������������������������������� 39 itg InfrastrukturTrägergesellschaft mbh ������������������� 36-38 KEO GmbH ��������������������������������������������� 3, 29 Lechwerke AG ��������������������������������������26-27 Ludwig Leuchten GmbH & Co. KG ������� 27 m.a.x. Informationstechnologie AG ������4 MBFZ toolcraft GmbH ������������������������26-27 MeteringSüd GmbH & Co. KG ������������32-33 Microsoft ������������������������������������������� 2, 17, 24 MITNETZ STROM ��������������������������������������� 13 MVV Netze GmbH ������������������������������������� 11 MVV Trading GmbH ��������������������������������� 11 Nationale Plattform Zukunft der Mobilität ����������������������� 40-41 NEC Display Europe Solutions GmbH ����4 Nedap ��������������������������������������������������������� 27 Netze BW GmbH �����������������������2, 10-11, 12 Next Kraftwerke GmbH �������������������������� 11 Nordex Group ����������������������������������������������6 Ormazabal GmbH ����������������������������������������6
PROBE-ABO
powercloud GmbH ������������������������������22-23 PPC AG ������������������������������������������������������������8 Projekt:Unternehmensberatung GmbH ����������������������������������20-21 RheinEnergie AG ��������������������������������������� 29 Robotron DatenbankSoftware GmbH ��������������������������������������� 33 RWE AG ����������������������������������������������������������6 RWE Power AG ������������������������������������� 44-46 Sagemcom Dr. Neuhaus GmbH �������� 8, 33 Siemens AG ��������������������������������������������������5 sig Media GmbH & Co. KG ��������������������������8 SIV.AG ������������������������������������������������������������5 SMA Solar Technology AG ������������������������3 Smart Wires ��������������������������������������������������3 Solandeo GmbH ����������������������������������16-17 sonnen GmbH ������������������������������������� 11, 33 SOTA Solutions GmbH ������������������������������16 Stadtwerke Meiningen GmbH ����������20-21 Stadtwerke München GmbH ��������������������4 Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH ��� 11 Swobbee ������������������������������������������� 2, 36-38 TEAG Thüringer Energie AG ������������������� 29 TESVOLT GmbH ��������������������������������������������3 Theben AG �����������������������������������2, 8, 28-29 Thüringer Mess- und Zählerwesen Service GmbH ������������������������������������������������� 29 TQ Systems GmbH ������������������������������������41 TransnetBW GmbH ������������������������� 2, 10-11 trend:research GmbH ����������������������������� 42
ANZEIGENINDEX BIL eG ����������������������������������������������������������� 31 eagle eye technologies GmbH ������������� 27 Fichtner IT Consulting GmbH ������������������5 IVU Informationssysteme GmbH ��������� 33 PSI Software AG ��������������������������������������� 19 sig Media GmbH & Co. KG ������������������� 4, 43 Solandeo GmbH ������������������������������������������9 Theben AG ����������������������������������������������������3 TQ-Systems GmbH ��������������������������������������7 ZENNER International GmbH & Co. KG �����52
Name / Vorname
Ja, ich möchte zwei aktuelle Ausgaben von 50,2 kostenlos zugesandt bekommen.
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.
Firma / Institut Abteilung / Funktion Straße / Nr. PLZ / Ort Datum
sig Media GmbH & Co. KG Bonner Straße 205 50968 Köln/Germany
TU Dortmund ������������������������������������������������6 Umweltbundesamt ������������������������������������9 Uniper Anlagenservice GmbH ������������������6 Universität Kassel ��������������������������������������3 Universität Rostock ������������������������������������5 Universität Stuttgart ������������������������������� 26 VIVAVIS ����������������������������������������������������������8 VOLTARIS GmbH ��������������������������������� 30-31 VWEW-energie ������������������������������������������ 32 Westnetz GmbH ��������������������������������������� 12 Wohnungsbaugesellschaft Bad Blankenburg GmbH ����������������������������������������� 29 YOUKI GmbH ��������������������������������������������� 29 ZVEI e.V. ����������������������������������������������������������8
Tel. +49 221 92182550 Fax +49 221 92182516 info@sig-media.de
1. Unterschrift
Vertrauensgarantie: Ich bestätige ausdrücklich, vom Recht des schriftlichen Widerrufes dieser Vereinbarung innerhalb von 10 Tagen Kenntnis genommen zu haben. Datum
2. Unterschrift
IMPRESSUM AUSGABE
05.2020 – 10. August 2020
Einzelpreis 12€
ISSN 2199-4102
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 José Benedikt Krohn, Tel. +49 221 921825-31 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
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