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Mittwoch, 13. Dezember 2017

Energie

Endlich fängt es an

Von Stephan W. Eder | 26. Januar 2017 | Ausgabe 04

Ab diesem Jahr beginnt das Zeitalter des Smart Metering in Deutschland. Doch die Digitalisierung der Branche ist längst im Gange, die Herausforderungen liegen woanders.

w - Digitalisierung BU
Foto: Trianel

Was geht, was geht nicht? Im Smart-Meter-Labor von Trianel in Aachen erprobt der Energiekonzern digitale Messtechnik unter realen Bedingungen.

Seit Jahresbeginn läuft der per Gesetz festgelegte Smart-Meter-Rollout. Statt althergebrachter, analoger Ferrariszähler mit ihren charakteristischer Zählerscheiben kommen digitale Messgeräte. Die Einführung läuft zäh, sie zieht sich hin bis 2032 – aber sie läuft.

Smart Metering ist nur ein Baustein für die Digitalisierung der Energiewirtschaft unter vielen. Und nicht der erste. „Richtig ist aber: Wenn in Zukunft viele Haushalte oder Wohnungsgemeinschaften ein Elektroauto, eine Pufferbatterie und vielleicht eine eigene kleine Erzeugung – zum Beispiel mit Solarstrom – haben, dann kommt dem Smart Metering und einer durchdigitalisierten Kommunikation und Disposition eine tragende Rolle zu“, sagt Klemens Gutmann, Vorstandsvorsitzender des Bundesverbands der Energiemarktdienstleister (BEMD).

Was Digitalisierung für die Energiewirtschaft bedeuten kann, verdeutlicht eine Studie des Bremer Marktforschungsinstituts Trendresearch. Sie analysierte schon 2015 systematisch Wachstumspotenziale auf allen Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette.

Informationstechnik prägt schon heute die deutsche Energiewirtschaft, bis 2025 soll sich der Trend konsequent verstärken.

Laut Trendresearch-Chef Dirk Briese hat sich an den Ergebnissen nichts Grundlegendes geändert. „Es gibt im Markt über die Wertschöpfungskette der Energiewirtschaft hinweg gesehen schon seit Jahrzehnten viele digitale Themen und viel Digitalisierung“, so Briese, zum Beispiel datengetriebene Geschäftsmodelle wie das Demand-Side-Management.

„Zur Digitalisierung gehört zum Beispiel längst, dass ein Kunde sich heute einen Netzanschluss per Internet bestellen kann und dass diese Bestellung komplett über alle Gewerke digital abgewickelt wird“, betont Gutmann. In solch einem Prozess erhält ein Kunde eine digitale Auftragsbestätigung, die wirklich aus dem Auftragssystem des Installateurs kommt. Ist auch wirklich der richtige Zähler physisch vorhanden, der verbaut werden soll? Die Information dazu ist zuverlässig, denn sie kommt aus einem digitalen Warenwirtschaftssystem.

„Das ist Digitalisierung von Ende-zu-Ende. Da sind wir in der Energiewirtschaft auf einem erfreulich guten Weg, auch wenn es noch nicht überall Realität ist“, so BEMD-Chef Gutmann. Und Briese ergänzt: „Natürlich bleibt in der Umsetzung noch viel zu tun, etwa wenn wir uns den Umgang mit Big-Data-Technologien ansehen.“

„Digitalisierung ist im engeren Sinne kein IT-Projekt“, betonte Andreas Feicht, Chef der Stadtwerke Wuppertal und Vizepräsident des Stadtwerkeverbands VKU, auf dem Jahreskongress des BEMD. Natürlich sei IT-Kompetenz unbedingt nötig, aber: „Digitalisierung beschreibt eine Haltung unserer Kunden, unserer Marktpartner, die wir als Unternehmen annehmen müssen.“

Das bestätigt MVV-Vertriebsvorstand Ralf Klöpfer: „In einer digitalen Welt wird die Kundenbeziehung noch wichtiger als in einer analogen: Wer die Kundenbeziehung hält und weiß, was der Kunde hat und will, ist im Vorteil.“ Was das heißen kann, erklärt er an einem Beispiel aus dem Industriekundensegment, in dem mit selbstlernenden Algorithmen gearbeitet wird.

„Das System geht dabei von den Daten im Produktionsleitsystem aus und soll Optimierungspotenziale für die Energieeffizienz aufzeigen“, so Klöpfer. Während herkömmliche Ansätze auf Sensorik setzen, ist diese für die Software nicht erforderlich. „Wir haben bisher eine sehr hohe Trefferquote. Die Schwelle für den Kunden, das System einzusetzen, ist niedrig, weil wir in der Produktion nichts installieren müssen. Das System lernt zwei Wochen und kann dann schon erste Potenziale ausarbeiten.“

„Es gibt langfristig Einsparungen in der Energiewirtschaft durch Smart Metering, weil beispielsweise die manuelle Erfassung der Daten und Plausibilitätschecks wegfallen“, sagt Gutmann. Er vermutet, dass langfristig von heute bis in zehn Jahren oder später ein Teil des Einsparpotenzials, den das Smart Metering freisetzt, auch beim Kunden ankommen wird.

„Erstens unterliegen im Netzbereich die Kosten der Regulierung. Wenn der Regulierer sieht, dass sich längerfristig die Betriebskosten durch das Smart Metering tatsächlich reduzieren, dann reche ich damit, dass er auf die Kostenbremse drücken wird. Auch spart ein großer Lieferant allein durch die Digitalisierung der Rechnungslegung. Das dürfte 1 € bis 1,5 € pro Kunde und Jahr sein. Dieses Geld kommt dem Markt zugute, denn der Wettbewerb ist hart: Entweder steckt der Lieferant dieses Geld in die Werbung oder in günstigere Tarife.“

Konkret aber stehen die Energieversorger vom kleinen Stadtwerk bis zum Großkonzern davor, den Smart-Meter-Rollout zu planen und umzusetzen. Ohne Dienstleister geht das oft nicht. „Was wir derzeit häufig durchführen, sind Rollout-Planungen für Stadtwerke, bei denen wir uns – aufbauend auf deren Zählerinfrastruktur – ansehen, wie man einen betriebswirtschaftlich optimierten Rollout vollziehen kann“, weiß Christian Pfeiffer, Projektleiter im Bereich Smart Metering bei der Stadtwerkekooperation Trianel in Aachen.

Noch gibt es weder die Smart Meter (laut Gesetz: moderne Messeinrichtungen) noch die intelligenten Messsysteme, über die die Datenkommunikation läuft, am Markt zertifiziert zu kaufen, bestätigt Pfeiffer. „Wir rechnen damit, dass die im dritten Quartal verfügbar sein werden. Bei den modernen Messeinrichtungen wird es im Verlauf des ersten Quartals Anbieter geben, die die Geräte anbieten können“, so Pfeiffer.

Es ist also noch Zeit. Bis dahin aber müssen die Versorger entschieden haben, ob sie selbst die Rolle des Messstellenbetreibers ausüben wollen. „Der überwiegende Teil der Verteilnetzbetreiber, mit denen wir gesprochen haben, wollen die Rolle als Messstellenbetreiber selber ausgestalten, viele werden aber entsprechende Dienstleister im Rahmen der Gateway-Administration hinzuziehen“, erklärt Pfeiffer.

Als Beispiel nennt Pfeiffer ein fiktives Stadtwerk mit 30 000 Zählpunkten, das entsprechend den Vorgaben im Pflicht-Rollout rund 3000 intelligente Messsysteme verbauen müsse. Zur gesetzlichen Zielerreichung müssten allerdings in den ersten drei Jahren nur 10 % der 3000 Messsysteme bei Verbrauchern mit über 10 000 kWh/a verbaut sein, also rund 300 Stück. „Das wären per anno 100 intelligente Messsysteme – also ein relativ kleiner Teil. Auch wenn die Anzahl klein ist, ist der Aufwand für die notwendige Zertifizierung und für die IT-Systemkosten dennoch hoch“, erklärt Pfeiffer.

„Die Stadtwerke haben noch etwas Zeit: Zum einen können sie erst ab dem dritten Quartal installieren, weil erst dann die Geräte verfügbar sein dürften. Zum anderen sind die Marktkommunikationsprozesse, die den notwendigen Datenaustausch zwischen den Marktteilnehmern ermöglichen, noch nicht final festgelegt. Diese dürften erst zum Oktober in Kraft treten. Dennoch sollten die Stadtwerke die Zeit nutzen, um sich auf den bevorstehenden Rollout vorzubereiten. Hier warten aus unserer Erfahrung ausreichend Aufgaben, die es zu lösen gilt, damit der Rollout gelingt.“

Als einen der Knackpunkte beim Smart-Meter-Rollout habe sich, so Pfeiffer, die Kommunikationsanbindung der Geräte erwiesen. „Wir empfehlen, dass die Messstellenbetreiber sich nicht nur auf einen Kommunikationsweg verlassen sollten, sondern abhängig von der Wichtigkeit für den Netzbetrieb noch eine Alternative ausprägen, um langfristig die Rollout-Quoten erfüllen zu können.“ Die meisten Versorger würden auf Mobilfunktechnik setzen. Beim Rollout werde dann in einer ersten Phase alles angebunden, was mit dieser Technologie möglich sei; in einer zweiten Stufe werde dann bewertet, wie die restlichen Messstellen angebunden werden könnten.

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