Smart Metering

Grafik: sig Media GmbH & Co. KG

Das 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 flächendeckenden Rollout intelligenter MessFoto: Theben AG systeme 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 zukünftig das schnell wieder vergessen machen werden.“ Auch

Theben-Vorstand Paul Schwenk zeigt sich hocherfreut: „Die BSI

Zertifizierung 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.“

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

Head of Business Unit Smart Energy, Theben AG

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.

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.“

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 Performance 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.

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

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.

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 positiv 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)

Grafik: freepik (upklyak)

In einem großen Feldtest bereitet sich die Anwendergemeinschaft Messsystem der VOLTARIS GmbH auf den Rollout vor. Nun gibt es erste Erfahrungen.

(Foto: VOLTARIS GmbH)

Rund 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.

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.

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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(Foto: VOLTARIS GmbH)

des Kunden. Den systemseitigen Inbetriebnahmeprozess führte 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 Südwest weitergeleitet.

Der stabile Mobilfunkempfang ist essenziell für die sichere Übertragung der Messdaten. Bei der Installation ist es daher wichtig zu prüfen, ob ein ausreichender Mobilfunkempfang verfügbar ist. Schon im Vorfeld des Einbaus stellt VOLTARIS den Stadtwerke-Partnern auf Wunsch die Providerdaten der Anschlussobjekte zur Einschätzung der Mobilfunk-Empfangsstärke zur Verfügung. 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 bestmögliche Verbindung zu erreichen“, weiß Marcus Hörhammer.

Um die Monteure und Lagermitarbeiter bei der Einhaltung der SiLke und den Montageprozessen zu unterstützen, bietet VOLTARIS entsprechende Schulungen an, die von ausgebildeten Montageleitern nach dem Train-the-TrainerKonzept durchgeführt werden. Wie Hörhammer betont, finden die Inhouse-Schulungen zur „berechtigten Person“ natürlich unter Einhaltung aller aktuell erforderlichen Schutzmaßnahmen statt. Die Schulungen sind Teil des SiLKe-Starterpakets von VOLTARIS, das neben der Ausbildung auch Hardware und Zubehör für die Einhaltung der sicheren Lieferkette umfasst. Webseminare zu Rollout-relevanten Themen, zum Beispiel zu der Transparenz- und Displaysoftware TruDi, sind in Vorbereitung. Außerdem sind alternative Vortragskonzepte über Weboder Videokonferenzen in Planung. „Da auch der persönliche Austausch der Stadtwerke untereinander ein wesentlicher Erfolgsfaktor für die Zusammenarbeit ist, werden vermutlich ab Herbst wieder Präsenzveranstaltungen – unter Beachtung der Abstands- und Hygieneregeln – stattfinden“, hofft Marcus Hörhammer.

Parallel zum Feldtest werden die ersten Submetering-Pilotprojekte realisiert, um die Mitglieder der Anwendergemeinschaft für ein wichtiges neues Geschäftsfeld fit zu machen. Marcus Hörhammer: „Spätestens wenn ab dem Jahr 2021 der Gebäudeeigentümer als Anschlussnehmer den Messstellenbetreiber frei wählen kann und Bündelangebote nach § 6 MsbG platziert werden können, wird Submetering zu einem essenziell wichtigen neuen Geschäftsfeld für Stadtwerke, da damit attraktive weitere Marktfelder wie etwa die Heizkostenverteilung erschlossen werden können.“ (pq)

VOLTARIS GmbH, Marcus Hörhammer, 67133 Maxdorf, marcus.hoerhammer@voltaris.de

Foto: co.met GmbH/Foto Dirckx

Die Digitalisierung von EndkundenProzessen im Messwesen steht beim geplanten Markteintritt in Österreich im Fokus. Hierfür setzt der in Saarbrücken ansässige Dienstleister die mobile Scan

Technologie 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 komfortabel zugleich.”

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.”

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)

Der 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

(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)

Der 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-Adminislenbetreiber 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-Gatewaytration. 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)

Der wettbewerbliche Messstel

www.gisa.de

Hersteller Sagemcom Dr. Neuhaus mit der Installation, dem Messstellenbetrieb und der Gateway-Administration für Energievertriebe, Netzbetreiber sowie innovative LösungsanFoto: Sagemcom Dr. Neuhaus GmbH bieter wie aWATTar oder sonnen beginnen. (pq) www.discovergy.de

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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.

Wo 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.

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.

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“,

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. 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 meinsamen Rückgriff auf qualifizierte Daten können städtische Maßnahmen zur Straßenerhaltung und -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.

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 Leitungstrassen (Überland-Stromnetze) kommen ins Blickfeld. Der ÖPNV kann ebenfalls profitieren, weil auch Oberleitungen und alle Infra

und Koordinierung von Tiefbauarbeiten: Im gestrukturelemente erfasst werden. (sg)

werden. (Screenshot:eagle eye technologies GmbH)

eagle eye technologies GmbH, 10585 Berlin, info@ee-t.de, www.ee-t.de

In Freiburg errichtet die badenova gemeinsam mit dem GreenTech-Startup Swobbee eine schlanke Akku-Wechselinfrastruktur für die Mikromobilität.

Damit 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

(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.

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 CO 2 -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

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 CO 2 -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.

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-BusinessDevelopment-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

(Grafik: GreenPack mobile energy solutions GmbH)

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.

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.

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

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.

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)

badenova). (Foto: GreenPack mobile energy solutions GmbH)

Thomas Duscha, 12489 Berlin, t.duscha@greenpack.de

Peter Majer, 79108 Freiburg, peter.majer@badenova.de

Durch 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.

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)

(Foto: obs/Hager Group/TOM ZIORA)

Aral 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.

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.

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)

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.

Eine 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.

• 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.

Foto: Nationale Plattform Zukunft der Mobilität

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

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.

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

Die Netzintegration von Ladeinfrastruktur ist einer der Kompetenzschwerpunkte der TQ-Automation. Thomas Zwanziger, Head of Application & Service bei TQ Systems, zu den unterschiedlichen Aspekten.

Mit 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,

Foto: TQ-Systems GmbH

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.

Thomas Zwanziger, 82229 Seefeld, Thomas.Zwanziger@tq-group.com

In 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.

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

dingungen wie Akzeptanz, demographische Entwicklung, Konsumverhalten und ökologisches Bewusstsein bis hin zu ökonomischen Rahmenbedingungen wie Konjunktur und Wettbewerbssituation. Außerdem wurden technologische Entwicklungen berücksichtigt.

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.

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)

28209 Bremen, info@trendresearch.de