Interview zur Digitalisierung des Energiemarkts

Der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch soll hierzulande von derzeit rund 30 auf 100 Prozent steigen. Doch die Kapazität der Netze stößt bereits an ihre Grenzen. Kann die Energiewende überhaupt gelingen?

Tobias Kurth: Es ergeben sich große Herausforderungen an Infrastruktur, Netze, Steuerung und Flexibilitäten, die bisher steuerbare Kraftwerke anbieten. Die Biomasse als einzige steuerbare erneuerbare Energie ist limitiert, Solar- und Windenergie werden dominant. Das Problem: Die Stromproduktion der dezentralen Anlagen schwankt je nach Wetterlage. Deshalb sind neben neuen Netzen Flexibilisierungstechnologien wie Speicher nötig, die Stromüberschüsse aufnehmen und bei Bedarf wieder abgeben können. Außerdem muss die Stromnachfrage flexibler werden. Bisher folgt das Angebot der Nachfrage. Das wird mit zunehmender fluktuierender Einspeisung schwieriger.

Was werden demnach die Kernmerkmale des künftigen Energiemarkts sein?

Kurth: Er wird dezentraler, komplexer und digital gesteuert werden müssen. Es stehen große Veränderungen an: Der Ausbau der Erneuerbaren führt zu sinkenden Grenzkosten der Stromerzeugung und damit zu sinkenden Strompreisen. Dadurch wird Strom andere Primärenergieträger in der Wärme und in der Mobilität verdrängen. Auch die Urbanisierung wirft Fragen auf: Immer mehr Menschen leben in Städten – wie bringen wir den steigenden Energiebedarf in den Ballungszentren und die dezentrale Erzeugung zusammen? Verlagern wir sie in die Metropolen oder bleibt sie außerhalb? Dann brauchen wir dringend neue Stromleitungen. In jedem Fall werden jedoch intelligente Systeme benötigt, die die immer komplexeren Energieflüsse steuern. Und wir brauchen Geschäftsmodelle, die in die neue dezentralisierte und digitalisierte Welt passen.

Heiko Tautor: Was den Umbau des Energiesystems noch erschwert: Die Anforderungen sind regional sehr unterschiedlich. Im Norden hat der Netzausbau Priorität, um die Windenergie von den Küstenregionen in die Verbrauchszentren abtransportieren zu können. In den Städten bietet sich dagegen Photovoltaik an, und auch Blockheizkraftwerke werden hier als Wärmeerzeuger immer wichtiger. Doch an kalten, klaren Wintertagen produzieren die BHKW nicht nur die benötigte Wärme, sondern zusammen mit der Photovoltaik auch Strom. Wohin mit der ganzen Energie? Speicher böten eine Lösung.

In jedem Fall werden intelligente Systeme benötigt, die die immer komplexeren Energieflüsse steuern. Und wir brauchen Geschäftsmodelle, die in die neue dezentralisierte und digitalisierte Welt passen.

Tobias Kurth, Energy Brainpool

Welche Flexibilisierungsoptionen sehen Sie neben Speichern?

Tautor: Auch Power-to-Heat, Power-to-Gas und Power-to-Mobility gewinnen an Bedeutung. Der Ansatz: Stromüberschüsse werden in Wärme, Gas oder synthetische Kraftstoffe umgewandelt. Die Sektorenkopplung bietet neben der Entlastung des Stromnetzes den Vorteil, dass sie mit der Wärme und dem Verkehr Bereiche in die Energiewende einbindet, die beim Klimaschutz bisher nur eine untergeordnete Rolle spielen.

Kurth: Die Flexibilisierung der Nachfrage wird eine weitere wichtige Option sein, vor allem im Industrie- und Gewerbebereich. Viele Prozesse sind hier bereits automatisiert und messwertgesteuert, daher wäre es kein Problem, mit dem Strompreis einen zusätzlichen Steuerungswert zu berücksichtigen. Fällt gerade viel Ökostrom an und wird die Energie entsprechend günstig angeboten, produzieren die Unternehmen, ist Strom teuer, ruhen ihre Prozesse. Um solche Abläufe zu ermöglichen, ist Steuerungs- und Messtechnik erforderlich. Und es bedarf eines Energiedienstleisters, der im Hintergrund sämtliche Prozesse für den Kunden abwickelt.

Produzierende Unternehmen könnten aber auch genauso gut negative Reserveleistung anbieten, um Lastspitzen kurzfristig auszugleichen.

Kurth: Da wollen nicht alle Unternehmen mitspielen. Denn bei der Regelenergie geben sie die Hoheit über ihre Prozesse an die großen Netzbetreiber ab. Diese greifen ungefragt ein, wenn sie Leistung benötigen. Wenn die Unternehmen ihre Produktion aber selbst über den Strompreis steuern, bleiben sie Herr der eigenen Produktion. Dieses Geschäftsmodell kann für die Industrie sehr lukrativ sein.

Ist die Digitalisierung in der Energiewirtschaft bereits so weit fortgeschritten, dass derartige Modelle möglich sind?

Tautor: Tatsächlich steht die Digitalisierung erst am Anfang. Das Effizienzpotential ist gerade in Industrie und Gewerbe enorm, aber das Problem ist, dass diese Verbraucher bisher kaum mit den Netzbetreibern kommunizieren. Was fehlt, sind Schnittstellen, die den Austausch relevanter Messwerte zwischen den einzelnen Akteuren ermöglichen: Wie viel Energie wird produziert, wie viel verbraucht, und wann lohnt es sich, Verbraucher abzuschalten?

Kurth: Im Moment herrscht im Energiemarkt oft noch kommunikationstechnisch Steinzeit. Messen und Abrechnen erfolgen in der Energiewirtschaft heute in 15-Minuten-Rastern – von Echtzeit keine Spur. Im privaten Bereich findet noch weniger Kommunikation statt. Die mechanischen Zähler etwa, die den privaten Stromverbrauch erfassen, werden nur ein Mal im Jahr ausgelesen. Die unterschiedlichen Formationen müssen künftig viel besser miteinander verknüpft werden, um dann automatisiert reagieren zu können.

Das Effizienzpotential ist gerade in Industrie und Gewerbe enorm, aber das Problem ist, dass diese Verbraucher bisher kaum mit dem Netzbetreiber kommunizieren.

Heiko Tautor, WAGO

Welche Technik brauchen wir konkret?

Kurth: Wir brauchen Technik, die exakt messen, steuern und regeln und gleichzeitig Prognosen der Energieerzeugung miteinbeziehen kann. Und das in Echtzeit. Wir reden über gewaltige Datenmengen: Früher gab es je einen Datenpunkt pro Verbraucher und einen pro Kraftwerk. Bei insgesamt rund 400 zentralen, steuerbaren Kraftwerken, die in Deutschland in Betrieb sind, waren die Daten bisher überschaubar. Das ändert sich mit den Erneuerbaren. Schon heute sind 10000 Anlagen am Netz, und die Energiewende steht erst relativ am Anfang.

Tautor: Es gibt schon Technik, die in Ansätzen messen, steuern und regeln kann. Aber für die Phase des Endausbaus ab 2030 benötigen wir Systeme, die smart und extrem leistungsfähig sind. Ein Beispiel: Smart Meter, also intelligente Stromzähler, machen nichts anderes als Daten sammeln und weitergeben. Sie steuern und regeln nichts. Dafür wäre eine zusätzliche Box nötig, die Einspeiser und Verbraucher steuert und regelt. Heutige Steuerungen sind zu klein und nicht leistungsstark genug. Für künftige Anwendungen brauchen wir dringend technische Innovationen.

Was bedeutet der Wandel für die Energieversorger?

Kurth: Sie müssen schnell anfangen, ihre Geschäftsmodelle umzustellen, denn mit Stromlieferungen allein werden sie nicht mehr genug Geld verdienen. Kunden wollen keine Kilowattstunden mehr kaufen, sondern benötigen Energiedienstleistungen. Sie werden sich in zwei Kategorien aufteilen, sogenannte Flatrate- Kunden einerseits und Pay-per-use-Kunden andererseits. Schon heute bekommt man Kommunikation und Unterhaltung als Flatrate von einem Anbieter. Warum nicht auch den Stromliefervertrag als Ergänzung? In China gibt es schon heute Smart Meter für alles: für Strom, Wasser und Telefon. Diesen Trend werden wir auch in Deutschland sehen. Der Gewinn der Energieanbieter richtet sich in diesem Fall danach, wie gut er die Dienstleistung im Hintergrund managt. Und wie gut es ihm gelingt, Zusatzerlöse zu erschließen. Er kann zum Beispiel an der Lastkurve eines Verbrauchers erkennen, wie alt dessen Kühlschrank ist. Basierend auf diesen Erkenntnissen könnte er dem Verbraucher ein Leasingangebot für ein neues Gerät machen. Der Kunde bezahlt also zum Teil mit seinen Daten. Wer das nicht will, setzt wahrscheinlich eher auf ein weniger transparentes Modell. Beim Pay-per-use-Prinzip bezahlt er nur die Energie, die er tatsächlich verbraucht. Die Kilowattstunde wird in diesem Fall wahrscheinlich teurer sein, aber der Kunde ist damit weniger transparent; denn für dieses Modell reichen deutlich weniger Daten. Auch Industriekunden könnten sich künftig quasi nach außen unsichtbar machen: indem sie sich aus eigenen Erzeugungsanlagen und Speichern komplett selbst versorgen und so verhindern, dass ihre Energiedaten nachvollziehbar sind. Energiedienstleister könnten die Anlagen verkaufen oder vermieten und Industrieunternehmen so einen echten Mehrwert bieten. Die Digitalisierung bietet also auch wandlungsfähigen Energieversorgern eine echte Chance.

Interview: Sascha Rentzing, WAGO

Foto: Manfred H. Vogel | vor-ort-foto.de

Zu den Personen:

Tobias Kurth studierte Wirtschaftsingenieurwesen mit dem Schwerpunkt Umwelttechnik an der Fachhochschule Köln. Seit 2013 ist er bei der Energy Brainpool GmbH & Co. KG tätig, von April 2015 an als Geschäftsführer. Sein Fokus liegt im Bereich der Markttransformation mit erneuerbare Energien sowie auf Strompreisprognosen als Grundlage für Investment- und Finanzierungsentscheidungen.

Heiko Tautor ist Head of Market Management Energy bei WAGO und Spezialist in den Bereichen erneuerbare Energien, Smart Grid und Speichertechnologien. Der 45-jährige Energietechniker arbeitet seit 13 Jahren für WAGO. Schwerpunkt seiner Tätigkeit ist neben den erneuerbaren Energien die Automatisierung von Verteilnetzen.

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Interview "Noch herrscht Steinzeit im Energiemarkt"