Die Digitalisierung gilt als Wachstumstreiber der Wirtschaft und stellt viele Geschäftsmodelle auf den Kopf. Der deutsche IT-Markt erreichte im vergangenen Jahr eine neue Umsatzrekordmarke von 79,4 Milliarden Euro. Allein der Geschäftskundenmarkt für Cloud-Lösungen legte nach Angaben des Branchenverbandes Bitkom um 39 Prozent auf 8,8 Milliarden Euro zu. Mit rund 2,5 Prozent ist der Anteil der gesamten IT-Investitionen der Energie- und Wasserversorger derzeit zwar noch klein, doch die Zeichen stehen aufgrund des starken Wettbewerbsdrucks und einer zunehmend dezentralen Energiewelt auf Wachstum.
So prognostizieren Marktforscher der International Data Corporation (IDC) für die IT-Investitionen der deutschen Energieversorger bis 2018 ein überdurchschnittliches Wachstum von 4,4 Prozent jährlich. Laut einer aktuellen Untersuchung des Beratungsunternehmens Celron wollen Versorgungsunternehmen ihre Smart-Data-Management-Investments bis 2019 mehr als verdoppeln, Energiedienstleister sogar mehr als versiebenfachen. 257 Unternehmen beteiligten sich an der Umfrage. Als wesentliche Chancen sehen sie die Portfolio-Optimierung, die Erhöhung der Prognosequalität für erneuerbare Energien sowie Transparenz. Als kommerziell erfolgreichstes Geschäftsfeld werden Daten-Produkte und Services angegeben. Mit 65 Prozent stehen hierbei regenerative virtuelle Kraftwerke an der Spitze, gefolgt von Regel- und Ausgleichsenergie im Bereich der Erneuerbaren (54 Prozent) sowie Smart Grid Services und Smart Cities (je 47 Prozent).
Leistungsanforderungen automatisch verteilen
Cloud Computing – Softwarelösungen per Internet-Zugriff – gilt hierbei als besonders aussichtsreich, wie auch eine Befragung des Beratungsunternehmens Bearing Point und der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule (RWTH) Aachen ergab. Von 100 befragten Entscheidungsträgern deutscher Energieunternehmen sehen 50 Prozent Cloud Computing als geeignete Technologie, um den Ausbau eines intelligenten Marktes voranzutreiben.
Ein Unternehmen, das stark auf die Cloud setzt, ist Next Kraftwerke. Die Kölner betreiben eines der größten virtuellen Kraftwerke Europas, in dem flexible Stromerzeuger und Stromverbraucher miteinander vernetzt sind. Etwa 2.500 Anlagen mit einer Leistung von zirka 1,5 Gigawatt werden derzeit im Pool gesteuert. „Wir nutzen die technischen Möglichkeiten der Cloud bereits sehr intensiv“, sagt Unternehmensprecher Jan Aengenvoort. So liefen das Leitsystem sowie viele weitere Applikationen des virtuellen Kraftwerks wie etwa das Kundenportal „Mein Kraftwerk“ oder ein neues Online-Portal für die Direktvermarktung von Solaranlagen mit einer Leistung von mehr als 100 Kilowatt auf redundanten Rechenzentrenservern. Dies sei auch im Regelwerk „Transmission Code“ der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) gefordert. Eine selbst entwickelte Next Box diene hierbei als Mittler zwischen der Erzeugungs- oder Verbrauchseinheit und dem Leitsystem in der Cloud.
„Über die Next Box wird eine gesicherte, bidirektionale Verbindung zwischen der Steuerung der dezentralen Anlage und unserem Leitsystem hergestellt“, erklärt Aengenvoort. Dazu dient das Fernwirkprotokoll IEC 60870-5-104, das eine getunnelte Verbindung per GPRS-Mobilfunk ermöglicht. Dabei werden die Daten nicht über das öffentliche Internet geleitet, sondern über geschlossene Benutzergruppen vom ÜNB bis zur einzelnen Anlage. Die Next-Box selbst besteht hauptsächlich aus einem Modem und einer kleinen speicherprogrammierbaren Steuerung (SPS). Über die SPS wird der gesicherte Ablauf der Steuerung der Anlage durch die Leitwarte angestoßen und überprüft. Im Leitsystem des virtuellen Kraftwerks werden die Regelenergie-Sollwerte der ÜNB automatisiert eingelesen und verarbeitet. Im Fall eines Abrufs des virtuellen Kraftwerks zur Bereitstellung von Regelenergie verteilt das Leitsystem die Leistungsanforderungen der ÜNB ebenfalls vollautomatisch auf die einzelnen Anlagen. Bei der Spotbörsenvermarktung wird auf Protokollschnittstellen zurückgegriffen, um eine Verbindung zu einer technischen Einheit wie etwa einer Photovoltaik-Anlage herzustellen.
„Mit beiden Lösungen haben wir in den letzten Jahren sehr gute Erfahrungen gemacht“, sagt Aengenvoort. Notwendige Anpassungen an sich verändernde Regularien, etwa eine verpflichtende Fernsteuerbarkeit in der Direktvermarktung, könne man eigenständig oder in Zusammenarbeit mit Technologiepartnern wie ABB oder Statkraft lösen. Dennoch engagiere man sich in der Industrieinitiative VHPready (Virtual Heat and Power) für die Einführung eines einheitlichen Schnittstellenstandards für die Vernetzung dezentraler Energiesysteme. Ziel ist, dass die Hersteller kompatible Schnittstellen einbauen und so auf eine aufwendige Konfigurierung der Steuerboxen verzichtet werden kann. Gleichzeitig sollen hohe IT-Sicherheitsanforderungen implementiert werden. Durch eine Standardisierung der Schnittstellen könnten die Anschlusskosten dezentraler Anlagen an virtuelle Kraftwerke um bis zu 50 Prozent gesenkt werden, sagt Thomas Luckenbach, Director IT4Energy beim Fraunhofer-Institut für Offene Kommunikationssysteme Fokus.
Beim Industrieforum VHPready ist auch der Energieversorger Lichtblick engagiert. Eine Standardisierung der Schnittstellen sei gerade auch für die Einbindung weiterer dezentraler Erzeugungsanlagen und Speicher in cloudbasierte Plattformen besonders wichtig, sagt Claus Sprave, Bereichsleiter Informationstechnologie. Hier sehe man künftig einen wachsenden Geschäftsbereich. Bei der IT-Sicherheit setze man bisher auf eine selbst entwickelte Hardware mit einem verschlüsselten Verbindungsaufbau, die nach den Vorgaben des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) entwickelt worden sei.
Neue Wege geht das Versorgungsunternehmen EWE in einem Konsortium, darunter Alcatel-Lucent, ABB und Süwag, beim Bündeln von Speichern in der Cloud. Bei dem Projekt Green2store sind ein Ortsnetzspeicher und neun Hausspeicher aus dem Raum Oldenburg mit einem Campusspeicher in Stuttgart und einem Arealspeicher bei Heilbronn virtuell vernetzt. Über die Cloud können Energiehändler oder Direktvermarkter je nach Marktsituation überschüssige Speicherkapazitäten kurzfristig nutzen oder gebündelte Speicherkapazitäten als Regelenergie vermarkten. Gleichzeitig sollen der Eigenverbrauch der Anlagenbetreiber optimiert und Netzausbaukosten reduziert werden. Angebunden sind die unterschiedlichen Speichertypen über eine speziell konfigurierte Cloudbox. Für den Datenschutz wurden mit den Anlagenbetreibern unter Beachtung von BSI-Standards individuelle Vereinbarungen getroffen, berichtet Projektleiter Magnus Pielke. Das Vorhaben wird vom Bundeswirtschaftsministerium mit neun Millionen Euro gefördert und läuft noch bis Ende dieses Jahres.
