Bereit zum Abheben

Eigenversorgung und Batteriespeicher werden die deutsche Energiewirtschaft auf den Kopf stellen, prophezeit Holger Krawinkel vom Regionalversorger MVV Energie. Er ist dort seit knapp zwei Jahren für Kundenbedürfnisse und Innovation zuständig. Zuvor war er beim Verbraucherzentrale Bundesverband Deutschland als oberster Verbraucherschützer in Energiefragen tätig. Die Energiewende werde für die Stromkonzerne so einschneidend sein wie die Massenproduktion von Autos für die Eisenbahn, sagt Krawinkel.

Er sieht mehr denn je die Privathaushalte als Treiber und die Energieversorger vor einem Paradigmenwechsel: „Die neuen Geschäftsmodelle liegen nicht vor, sondern hinterm Zähler – beim Kunden. Die Kunden wollen mehr Unabhängigkeit, Eigenversorgungssicherheit und ihre Elektroautos am liebsten zu Hause laden.“ Dieses Marktpotenzial werde zurzeit von den Anbietern aber bei Weitem nicht abgeschöpft. „100 Prozent erneuerbare Energien bedeuten auch 100 Prozent Elektrifizierung“, erklärt Krawinkel. Denn zur Energiewende gehören auch Wärmeversorgung, Elektroautos und Prosumer, die sich zum Teil selbst versorgen.

Chancen der digitalen Welt sehen

Das Beratungsunternehmen Arthur D. Little hat 100 Führungskräfte von europäischen Unternehmen befragt, wie reif ihre Branche für die Digitalisierung ist. Darunter fanden sich 14 europäische Energieversorger mit je 800.000 bis zehn Millionen Kunden. Das Ergebnis ist wenig überraschend: Nur wenige Energiekonzerne sind an vorderster Front der Digitalisierung anzutreffen. Die Branche liegt in etwa gleichauf mit anderen Industriezweigen. Der Grund: Nur wenige Unternehmen haben und verfolgen eine digitale Vision. 57 Prozent der Energieversorger gaben an, dass sich in den letzten drei Jahren vor allem die Kundenbedürfnisse gewandelt hätten. Die größten Veränderungen sehen 64 Prozent bei Vertriebskanälen und Kundeninteraktion. Hier scheinen die Energieversorger laut der Umfrage die Auswirkungen der Digitalisierung stärker zu spüren als andere Industrien.

Immerhin nutzt allerdings fast die Hälfte der Versorger automatisierte Prozesse „auf einem fortgeschrittenen Niveau“. Und dieser Trend wird weiter zunehmen. Gerade regionale Versorger könnten vom Trend zur Dezentralisierung profitieren.

Künftig verhandeln die Versorger nicht mit Kunden, sondern mit Prosumern. Das sind Kunden, die einen Teil ihrer Energie selbst erzeugen. Die könnten sich beispielsweise fragen, nehme ich meinen eigenen Strom vom Dach oder doch den Strom aus dem Netz. Genauso wie die Hausfrau und der Hausmann im Sommer überlegen, ob sie den Salat aus dem eigenen Garten oder aus dem Supermarkt holen.

Regional und grün

Wenn das Produkt gut ist und lecker schmeckt, dazu noch kostenlos ist und direkt ohne Umweg zu bekommen, was sollte den Hobbygärtner noch in den Supermarkt treiben? Mit Strom ist es ähnlich, wenn es auch einige Besonderheiten gibt. Beispielsweise ist es noch relativ kostspielig, ihn aufzubewahren. Aber auch Batteriespeicher werden von Monat zu Monat immer günstiger.

In einer zunehmend aus dezentralen Einheiten bestehenden Energiewelt nimmt die Komplexität allerdings zu. Darüber hinaus wird die Erzeugung zunehmend durch meteorologische Faktoren bestimmt und muss mit der Nachfrage weiterhin abgestimmt sein. Smart Metering und virtuelle Kraftwerke werden hier künftig eine wichtige Rolle spielen. Die Versorger werden so zu Flexibilitätsmanagern.

Verantwortung muss klar sein

Die Schnittstelle zwischen zentralem und dezentralem Ansatz müsse eindeutig definiert werden, fordert Josef Hasler, Vorstandsvorsitzender bei N-Ergie. Für die Nürnberger ist das 110-Kilovolt-Netz die Schnittstelle zu übergeordneten Ebenen. Definiert man diese Schnittstelle, so kann auch die Verantwortung klar verteilt werden. „Wichtig für uns ist, dass sich Haushalte, Wohn- und Industriegebiete, aber auch Kommunen systemdienlich verhalten“, sagt Hasler. Nur so blieben die Gesamtkosten volkswirtschaftlich in einem sinnvollen Rahmen.

Ein Prosumer kann einen wertvollen Beitrag leisten, sofern er sich systemdienlich verhält. Dies ist dann eine klassische Win-win-Situation. „Allerdings nehmen wir derzeit eine starke Gruppe unterschiedlicher Marktteilnehmer wahr, die sehr deutlich zentrale Ansätze forcieren und damit dezentrale Ansätze schwächen wollen“, bemängelt Hasler.

Direkt und schnell ansprechbar

Das verwundert nicht. Denn das Geschäftsmodell eines Übertragungsnetzbetreibers besteht ausschließlich aus Zentralität. Regionalen Versorgern nimmt man es ab, als Verfechter für einen dezentralen Ansatz zu kämpfen. „Wesentlich für uns ist, dass Strommarkt, Wärmemarkt und individuelle Mobilität zügig vernetzt werden“, sagt Hasler. So kann beispielsweise Strom aus der Photovoltaikanlage vom Dach eines Eigenheims auch direkt für die Ladung des eigenen Elektrofahrzeugs verwendet werden. Solche Dachanlagen arbeiten durch den hohen Eigenverbrauch heute bereits so wirtschaftlich, dass nicht einmal mehr eine EEG-Vergütung für die verbleibende Stromeinspeisung benötigt wird.

Mithilfe der IT werden künftig interne Arbeitsabläufe optimiert und festgefahrene Strukturen aufgebrochen. Zudem sind Kerneigenschaften der Digitalisierung wie Vernetzung die Basis dafür, neue Geschäftsmodelle auf den Weg zu bringen und am Markt zu etablieren. Eine weitere Chance bieten neue Prozesse über Portale oder auch IT-Plattformen. So können Energieversorger direkt mit Lieferanten, Dienstleistern und Kunden zusammenarbeiten.

Allerdings stellt die digitale Kommunikation und Vernetzung der Unternehmen auch hohe Anforderungen an Datensicherheit und -schutz. Immer mehr schützenswerte Daten werden verarbeitet, gespeichert und ausgetauscht. Zudem müssen die Energieversorger als Betreiber kritischer Infrastrukturen bei den Energienetzen und Energieerzeugungsanlagen hohe Sicherheitsauflagen erfüllen. Die Energieversorger müssen einiges für Datensicherheit ausgeben, unter anderem um das 2015 in Kraft getretene IT-Sicherheitsgesetz umzusetzen.

Service verbessern

Die Aufgabe ist klar: Die Geschäftsmodelle und das Geschäft der Versorger insgesamt müssen künftig konsequenter auf den Kunden und dessen Bedürfnisse ausgerichtet werden. Die Anforderungen ändern sich drastisch, wenn vom Erstkontakt bis zur Abrechnung alle Prozesse digital ablaufen. Beispielsweise kann beim N-Ergie-Tochterunternehmen Main-Donau Netzgesellschaft der Netzanschluss über ein Portal beantragt werden. Dabei gilt es, die Services und Oberflächen der Webseiten zu verbessern – sie sind heutzutage die Schaufenster und müssen auch über mobile Endgeräte wie Tablets und Smartphones leicht bedienbar sein. Zudem sind Befragungen und Rückmeldungen online viel schneller möglich. Bei den Mitarbeitern der Versorger gilt es, Chancen und Risiken durch das digitale Geschäft aufzuzeigen und transparent zu machen.

Der Nürnberger Versorger N-Ergie hat sich bereits auf die Reise in die digitale Welt gemacht. Er bietet deshalb auch neue Dienste für den Kunden an, zum Beispiel einen vom Boden aus gesteuerten Hexakopter, der vor allem für Inspektions- und Wartungsarbeiten bei Windkraftanlagen und Photovoltaikparks auf der freien Fläche eingesetzt wird.

Was können schlaue Zähler?

Es gibt viele Herausforderungen zu meistern. Entscheidend wird zunächst der regulatorische Rahmen sein. Mit dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende wird der Rahmen für den Smart Metering Rollout gesetzt. Dieser ist entscheidend für die weitere digitale Entwicklung der Branche. Smart Metering wird dazu beitragen, Verbrauch und Erzeugung digital zu synchronisieren.

Contracting von Solaranlagen

Die Bundesnetzagentur geht allerdings davon aus, dass es unterhalb von 20.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch nicht wirtschaftlich ist, einen intelligenten Zähler zu installieren. Das sieht auch der Bundesverband Erneuerbare Energie so.

Die Mehrwerte aus dem Metering ergeben sich aus den Steuerungsfunktionen. Zudem werden Verbrauchsdaten in Echtzeit bereitgestellt. Hier können sich ganz neue Geschäftsmodelle entwickeln. In Pilotprojekten konnte der Stadtwerkeverbund Trianel aus Aachen nach eigenen Aussagen bereits sehen, wie Versorger beispielsweise bei der Beschaffung oder auch in der Entwicklung von Tarifen vom Smart Metering profitieren.

Die Digitalisierung wird aber zu einem Kulturwandel und neuen Prozessen in der Branche führen. Die Trianel-Plattform Smart Metering bietet heute Lösungen für unterschiedliche Marktrollen an. Mit T-Ped startete der Verbund bereits 2014 eine Plattform für einen gemeinsamen Vertrieb. 50 Partner machen bereits mit.

Stadtwerke werden dadurch im Angebot von Energiedienstleistungen wie Photovoltaik-Contracting unterstützt. T-Ped automatisiert dabei einen Großteil des Vertriebs und verschlankt die Prozesse. Auch Batteriespeichersysteme werden hier vertrieben. Darüber hinaus unterstützt die Plattform die Stadtwerke in der Kommunikation, beispielsweise durch einen Solardachrechner und weitere Servicetools.

Innovative Pilotprojekte

Auf der diesjährigen E-World in Essen hat Trianel zudem eine neue Plattform vorgestellt: T-Desk. Diese Plattform ermöglicht es Stadtwerken, ihre Beschaffungs-, Absatz- und Bilanzkreise und Handelsprozesse effizient abzuwickeln. Die sogenannten White-Label-Lösungen wie Energiedach und Energieblock für Stadtwerke sind eine eindeutige Reaktion von Trianel auf die Entwicklung hin zum Prosumer.

Die regionalen Versorger bringen die Energiewende mit innovative Projekten voran. Beispielsweise entkoppelt ein Wärmespeicher in Nürnberg-Sandreuth von N-Ergie die zeitliche Erzeugung und den Verbrauch von Strom. Das Heizkraftwerk mit Heißwasserspeicher ist eines der modernsten Europas und arbeitet mit einer Zwei-Zonen-Technik, die es ermöglicht, Wasser mit einer Temperatur von über 100 Grad einzuspeichern. Durch zwei separate Elektroheizer mit einer elektrischen Leistung von je 25 Megawatt wird Strom in Wärme umgewandelt und im Fernwärmesystem genutzt.

Ökowärme flexibel erzeugen

Ein dezentrales Kraftwerk mit 700 Megawatt Leistung läuft bei N-Ergie seit 2014. Mehr als 200 flexible Erzeugungsanlagen aus ganz Deutschland wie Blockheizkraftwerke, Biomasseanlagen, Wasserturbinen, Notstromaggregate, Wind- und Photovoltaikanlagen sowie Gaskraftwerke sind hier gebündelt und der Strom wird an der Börse verkauft.

Das Unternehmen Caterva, eine Ausgründung des Siemens-Konzerns, will künftig virtuelle Großspeicher oder virtuelle Kraftwerke im Auftrag der Kunden managen. So kann der Anlagenverbund am Intradayhandel an der Strombörse zusätzliche Erlöse erzielen. „Im Schnitt lag der Preis für Primärregelleistung im Jahr 2015 bei 188 Euro pro Megawattstunde“, rechnet Caterva-Chef Markus Brehler vor.

Ein Jahr zuvor lag der Preis bei einer ähnlichen Größenordnung von 185 Euro. Dieses Geschäftsmodell funktioniert also. Aber der Markt für Regelenergie ist mit 780 Megawatt in Deutschland überschaubar. Nach Berechnungen von Brehler lassen sich allerdings rund zwei Drittel dieser Einnahmen auch mit dem Intradayhandel an der Strombörse verdienen. Für den Zugriff auf das Batteriesystem erhält der Besitzer einen jährlichen Bonus zugezahlt. „Für die Wirtschaftlichkeit eines Speicher ist es wichtig, dass er mit mehreren Dienstleistungen Geld verdient“, betont Thomas Speidel, Chef des Batterieherstellers Ads-Tec und des Speicherverbands BVES.

Das von Caterva entwickelte Energiemanagement stellt sicher, dass die Anlagen für die Erbringung von Regelleistung bereitstehen. Die IT-Lösung wurde ursprünglich für den Einsatz mit Photovoltaikstromspeichern für Eigenheime konzipiert und läuft seit dem Sommer 2015 im Rahmen des Pilotprojekts Swarm (ausführlich in photovoltaik 1-2/2016).

Schwarm von Heimspeichern

Insgesamt 65 Heimspeicher mit je 20 Kilowatt Leistung und 21 Kilowattstunden Kapazität dienen bei Swarm als Puffer im Netz: Sie nehmen Sonnenstrom zur Mittagszeit auf, um ihn abends wieder abzugeben. Denn gerade abends, wenn der Bedarf im Haushalt besonders groß ist, produzieren die Photovoltaikanlagen in der Regel keinen Strom mehr und der Haushalt kann sich aus dem Speicher mit eigenem Sonnenstrom bedienen. Brehler betont: „Und derzeit sind nicht einmal zehn Prozent der Dächer von Eigenheimen in Deutschland mit einer Solaranlage ausgestattet.“ Die Nachricht lautet: Prosumer werden künftig mehr – nicht weniger.

Energy App Award verliehen

Drei Unternehmen gewinnen den Energy App Award auf der E-World: Die Thüga wird für ihr Geschäftsmodell und eine einfache App-Bedienung prämiert. OEEX überzeugt durch Innovation und Hyko mit einer zukunftstauglichen Idee.

Auf der Fachmesse E-World in Essen hat eine Jury aus Vertretern unter anderem von Google, RWE und Conergy unter insgesamt mehr als 60 Einsendern drei Apps prämiert. Die App von Open Energy Exchange (OEEX) gewann den Innovationspreis. Sie ist kostenfrei und zeigt, wie viel grüner Strom gerade in der Nachbarschaft produziert wird. Mit dem sogenannten Smartplug der App wird der Grünstrom automatisch gemanagt und gesteuert – das kostet 1,99 Euro pro Monat.

Der Stadtwerkeverbund Thüga wurde für die App „Daheim“ wegen hoher Nutzerfreundlichkeit ausgezeichnet. Bewertungskriterien waren neben der Vielfalt der Anwendungsmöglichkeiten für den Nutzer auch die Frage, ob die App das alltägliche Leben erleichtern kann sowie der Umgang mit Datensicherheit, Leistungsfähigkeit und das Geschäftsmodell hinter der App. Mit der App können Nutzer unter anderem die Heizung oder das Licht im Haushalt steuern und bleiben informiert über das Wohl von fürsorgebedürftigen Angehörigen. Entwickelt hat das White-Label-Produkt die Thüga Innovationsplattform zusammen mit weiteren Unternehmen der Thüga-Gruppe.

Die dritte App im Bunde ist Hyko von der Firma Care to Save. Sie gewann den Award „Future Concept“. Spielerisch werden hier komplexe energiewirtschaftliche Themen vorgestellt. Durch Wettbewerbe und informative Statistiken lernen die Nutzer, wie sich Energie bewusster einsetzen lässt. Der Preis: Die Gewinner in der Kategorien Customer Benefit und Innovation erhalten einen Workshop bei Google. Der Gewinner in der Kategorie Future Concept erhält 5.000 Euro.

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„Die Fachinstallateure sind unsere strategischen Partner“

In Dresden entsteht derzeit eine neue Fertigung für Batteriespeicher, für den My Reserve, den Sie auf der Intersolar im vergangenen Jahr vorgestellt haben. Wie ist der Stand?

Detlef Neuhaus: Das Ramp-up ist noch nicht abgeschlossen, aber im April werden wir diese Prozesse abschließen. Hier bei uns in Dresden erledigen wir die Endmontage der Speicher, die Batteriemodule werden komplett angeliefert.

Wie viele Speicher liefern Sie im Monat aus?

Im März werden es über 200 sein, später im Jahresverlauf zwischen 200 und 300 pro Monat. In diesem Jahr wollen wir 4.000 Speicher verkaufen. Rund 3.000 werden wir in Deutschland verkaufen, einige in den Benelux-Staaten und in Italien, zum Ende des Jahres hin sicher auch in Australien. Dort läuft derzeit die Zulassung.

Auf der Intersolar hat Solarwatt rund 2.000 Bestellungen für den neuen My Reserve bekommen. Bis wann werden Sie diese Menge an die Kunden ausliefern?

Diese Bugwelle hat uns überrascht, mit dieser Nachfrage hatten wir nicht gerechnet. Ich denke, bis Mitte dieses Jahres können wir alle Bestellungen bedienen. Danach pendeln sich die Lieferfristen bei zwei bis vier Wochen ein, das ist vertretbar.

Sie haben eine Kooperation mit Bosch geschlossen und wollen mit dem Energieversorger Eon neue Speicher entwickeln. Welche Rolle spielen die Installateure noch in Ihrem Vertrieb?

Strategisch sind und bleiben unsere Fachinstallateure die wichtigsten Kunden. Wir schulen unsere Partnerbetriebe, stehen in engem Austausch. Daran wird sich nichts ändern, auch wenn wir mit industriellen Partnern verschiedene Kooperationen eingehen.

Das Gespräch führte Heiko Schwarzburger.

www.solarwatt.de

ist Geschäftsführer von Solarwatt in Dresden. Das Unternehmen hat 2014 rund 86 Megawatt Modulleistung verkauft. In diesem Jahr soll der Absatz auf rund 100 Megawatt wachsen, der Umsatz auf 75 Millionen Euro steigen. Derzeit sind etwa 200 Mitarbeiter bei Solarwatt beschäftigt.