„Im Gegensatz zum Youtube-Video dürfen die Energienetze nicht ruckeln – sonst gehen etwa im Krankenhaus die Lichter aus,“ bloggte Gunnar Sohn zum Thema „Netzneutralität und das Smart Grid“ vor einiger Zeit bei den Netzpiloten. Seine Frage ist, ob das Internet in seiner derzeitigen Form den Herausforderungen intelligenter Stromnetze – den vielzitierten „Smart Grids“ – gewachsen ist (vgl. unser Schwester-Projekt zum Thema im Rahmen der stiftung neue verantwortung). Für den in seinem Beitrag zitierten Vertreter des Netzwerkausrüsters Nash Technologies, Bernd Stahl, gibt es nämlich nur zwei Optionen:

„Entweder bekommt das Smart Grid ein komplett eigenes Kontrollnetz, das neben dem Internet läuft. Oder das bestehende Internet wird weiterentwickelt – was praktisch auf ein partielles Re-Design hinauslaufen kann.“

Wir haben nun mit Thomas Schulz, Mitgründer, Mitglied des Vorstands und COO der Entelios AG, einen Vertreter der Strom-Seite zum Interview gebeten. Die Entelios AG ist spezialisiert auf Demand-Response-Technologien, die erzeugungsseitige Schwankungen im Stromnetz durch Steuerung der Stromnachfrageseite ausgleichen sollen. Schulz sieht die Probleme im Stromnetz – das Internet darf ihm zu Folge ruhig so bleiben wie es ist.

Können Sie so knapp wie möglich das genaue Geschäftsmodell von Entelios erläutern?

Thomas Schulz, COO Entelios AG

Thomas Schulz: Die Grundlage unserer Arbeit heißt „Demand Response“. Das ist ein Konzept, das aus den USA importiert wurde und das es hierzulande so nicht gab. Das Ganze bedeutet einen Paradigmenshift. Wir kontrollieren nicht die Energieerzeugung, die Generatoren, sondern wir kontrollieren die Verbrauchsseite. Dort besteht der Nutzen und dort setzt unser Geschäftsmodell an. Im Moment ist es so: Die Stromverbraucher dürfen Strom in weiten Grenzen verbrauchen, wann sie wollen und wie viel sie wollen. Es läuft zwar ein Zähler, klar, es wird abgerechnet, aber im Prinzip können sie völlig ungeplant und unvorhergesehen agieren. Und auf der anderen Seite sagen die Erzeuger: Wenn das so sein soll, dann könnt ihr euch auf uns verlassen. Wir sorgen dafür, dass jederzeit beliebig viel Strom immer zur Verfügung steht. Das konnte man in alten Zeiten so leisten, indem man einen großen Puffer einbaut. Jede Menge Atomkraftwerke, jede Menge Netze.

Und wenn diese Atomkraftwerke wegfallen?

Thomas Schulz: Das ist natürlich Alte-Welt-Denken. In Wahrheit sind die Margen knapp und auch durch die Regionalisierung gibt es einen ungeheuren Margenkampf. Keiner kann es sich wirklich leisten, in das System Sicherheitspuffer einzubauen, wenn er dafür nicht bezahlt wird. Das heißt: Man muss diese Sicherheitspuffer sehr explizit betreiben und verkaufen. Und gleichzeitig, ein zweiter Punkt, kommt eine Menge Unsicherheit auf das Netz zu. Es sind jetzt nicht mehr die Verbraucher, die den Strom verbrauchen, wann sie wollen und wie sie wollen, sondern gleichzeitig wird immer mehr Strom aus Wind und Sonne eingespeist. Dieser Strom ist unplanbar. Man kann ihn zwar mehr oder weniger vorhersagen, als statistische Menge, aber man kann es nicht genau vorhersagen. Es ist wie mit einem Erdbeben. Ich weiß, in San Francisco wird es mit einer Wahrscheinlichkeit von 50 Prozent krachen, aber keiner weiß, was morgen passiert.

Und was kann man gegen diese Unsicherheit unternehmen?

Thomas Schulz: Durch das Umschwenken auf die Erneuerbaren Energien entstehen nicht nur auf der Verbrauchsseite, sondern auch auf der Erzeugungsseite Schwankungen und ein erhöhter Bedarf sogenannter Regelenergie. Also an Reservekraftwerken, die ganz schnell einspringen, wenn zu wenig Strom im Netz ist. Dieses Ausregeln ist eigentlich unsere „Heimat“. Vier Dinge müssen gewährleistet werden. Erstens, die Erzeugerkapazität muss flexibler werden. Ich muss also die Kraftwerke schneller hoch- und runterfahren, um diese Lastkurven nachzufahren und das ist enorm teuer. Zweitens muss man den Strom, der irgendwo erzeugt wird, auch dorthin schaffen, wo er gebraucht wird. Auch dieser Netzausbau ist ungeheuer teuer. Drittens braucht man Speichertechnologien. Das ganze Problem haben wir ja nur, weil das Stromsystem über keine ausreichenden Speicher verfügt. Wenn Strom ein physisches Gut wäre, das ich durch Lagerhäuser weitertransportierte, dann hätte ich kein Problem. Aber im Stromsystem muss eben in jeder Sekunde genau soviel produziert werden, wie gerade abgenommen wird. Es gibt zwar ein paar Speicher, vor allem Pumpspeicherkraftwerke und so weiter, aber deren Anteil ist verschwindend gering, wenn man sich den Gesamtmarkt anschaut. Nummer vier schließlich ist der Schwenk in unsere Richtung – Demand Response. Wir sagen nämlich: Man kann die Herausforderungen der Energiewende nicht allein auf der Erzeugerseite lösen, sondern wir müssen die Verbraucher einbeziehen. Die Stromabnehmer müssen ihr Verbrauchsverhalten an die Erzeugungssituation anpassen. Sonst klappt es nicht.

Wie kann man sich das genau vorstellen, dieses Anpassen an die Erzeugungssituation?

Thomas Schulz: Wenn in einem Moment gerade viel Wind weht und die Sonne intensiv über Deutschland scheint, dann können wir auch mehr verbrauchen. Und in dem Moment, in dem der Wind etwas nachlässt muss man eben auch den Stromverbrauch runterfahren. Und das ist Demand Response. Wenn die Nachfrageseite dem Netzangebot, der Erzeugungsseite, antwortet. Daher kommt diese eigentümliche Wortschöpfung.

Und wo liegt hier das Geschäftsmodell von Entelios?

Thomas Schulz: Unser konkretes Geschäftsmodell ist im Moment der Reserveenergiemarkt. Viele Menschen kennen den Reservemarkt nicht. Den sehen sie auf regelleistung.net und dort ist das beschrieben. Das ist ein transparenter und regulierter Markt, also von der Bundesnetzagentur reguliert.

Das ist aber nicht das, was man unter dem Spotmarkt versteht?

Thomas Schulz: Nein. Spotmarkt, Intraday-Markt und alle Börsenprodukte sind geplante Stromeinkäufe. Das Prinzip dort lautet: Von so und so viel Uhr bis so und so viel Uhr kaufe ich so und so viel Megawatt. Das sind Stromprodukte. Ich rede aber über den Netzbetrieb. Der Netzbetrieb wird gewährleistet durch vier Übertragungsnetzbetreiber. Es gibt genau vier Stück. Und es gibt vier sogenannte Regelzonen in Deutschland. Natürlich geht das ursprünglich auf Territorien von vier großen Versorgern zurück, ist aber dort komplett herausgelöst und separat reguliert. Diese Übertragungsnetzbetreiber betreiben die großen Umspannungsstationen und Übertragungsnetze. Die schauen jede Sekunde auf das Netz und prüfen, ob da 50 Hertz vorliegen. Das ist ein Indikator, ob genug Strom im Netz ist. Ob mehr produziert werden muss oder weniger. Wenn die Frequenz auch nur ein bisschen unter 50 Hertz geht, also 49,8 oder so, dann kriegen die schon einen richtigen Herzanfall. Denn das heißt, es müssen extrem viele Kraftwerke frisch ans Netz gehen, um das aufzuheben.

Und wie funktioniert das in der Praxis?

Thomas Schulz: Eben über den Reservemarkt. Man stellt als normaler Anbieter dem Markt eine Extraturbine bereit. Einen Generator zum Beispiel, das kann irgendeine Erzeugertechnologie sein, die aber schnell reagieren muss. Da gibt es eine Auktion und wenn ich da unter den billigen Anbietern dabei bin, dann kann ich am nächsten Tag mitmachen. Ich muss meine Turbine in Bereitschaft halten und werde dafür bezahlt. Ich darf sie dafür auch für nichts anderes verwenden. Und in dem Moment, in dem die Frequenz sinkt, werde ich schnell aufgerufen und muss sofort meine Turbine anschalten. Dafür kriege ich dann auch noch einmal extra Geld, für den Brennstoff, natürlich. Wir haben aber nun keinen Generator im Keller stehen. Wenn wir erzeugen müssen, dann schalten wir stattdessen Verbraucher ab. Das hat denselben balancierenden Effekt auf das Netz. Das ist Demand Response.

Was konkret schalten Sie da dann ab?

Thomas Schulz: Es gibt drei große Segmente, die man da unterscheiden muss. Am bekanntesten und am schlimmsten ist das Beispiel mit den „Smart Meter“ draußen in den Haushalten, wo dann angeblich die Waschmaschine ein bisschen später eingeschalten werden soll. Das haben wir durchgerechnet, es lohnt sich nicht. Es fließen Fördermillionen in solche Projekte, es lohnt sich überhaupt nicht. Sie müssen sich vorstellen, was das kostet, dass da ein Elektriker kommt, einen Zähler auswechselt, Zähler ausliest, und irgendwie die Waschmaschine mit dem Smart Meter verbindet; die neuen Smart Meter halten auch nicht solange wie die bisher verwendeten einfachen mechanischen Modelle, sondern werden wie andere elektronischen Geräte schneller obsolet.

Würde sich das auch nicht lohnen, wenn diese Smart-Grid-Infrastruktur in den Haushalten bereits vorhanden wäre?

Thomas Schulz: Nein, für uns nicht. Auch insgesamt nicht. Es ist eine große Verschwendung von Steuergeldern, wenn Politiker glauben, dass es erzieherischen Wert hat, wenn man in die Haushalte geht. Oder dass es Wählerstimmen bringt, wenn die Leute zu Hause bei sich so etwas sehen. Es ist auch für die Presse immer greifbarer, darüber zu schreiben, dass das Smart Grid einheitlich die Waschmaschine später einschaltet. Wenn Sie das durchrechnen, ein volkswirtschaftlicher Wahnsinn. Bezahlen muss das dann der Verbraucher, also letztlich wir.

Und wo lohnt es sich dann?

Thomas Schulz: Das Segment, in dem es sich lohnt, und in das wir uns natürlich zuerst bewegen, ist die deutsche Industrie. Eine mittelgroße industrielle Anlage die wir schalten, entspricht der Leistungsfähigkeit von 10.000 Kühlschränken. Die Kosten für die Netzanbindung sind aber nur 50mal größer. Demand Response im industriellen Sektor ist also etwa 200mal effektiver als im privaten Bereich. Deshalb ist es ein Irrsinn, eine Subvention und eine Beschäftigungstherapie, rauszugehen und Zähler in Haushalten auszuwechseln. Im Moment können die Stadtwerke, die die Zähler auslesen müssen, gar nichts damit anfangen. Heute lesen sie einmal im Jahr einen Zählerstand ab und dann geht es in ein SAP-System. Und jetzt schicken Sie mal diesem SAP-System alle fünf Minuten einen Wert. Wie soll das jetzt gehen? Wie sollen die Stadtwerke mit solch grossen Datenmengen zurechtkommen?

Aber genau da kommt jetzt eine Software- und eine IKT-Dimension rein.

Thomas Schulz: Ja, die Telekom sieht da für sich ein Geschäftsmodell. Sie sind in der Lage, mit grossen Datenmengen umzugehen. Daher haben wir ja auch unseren CTO an Bord, der jahrelang grosse IT-Systeme für Telekomunternehmen gebaut hat.

Und welche Rolle spielt Internettechnologie für Sie?

Thomas Schulz: Natürlich benutzen wir das Internet, um die Datenverbindung herzustellen. Wir stellen draußen Interface-Geräte auf, die E-Box, die auf der einen Seite sich mit der Fabrik verbinden, also mit der Industrieautomatisierungsanlage, und auf der anderen Seite über das Internet sich mit unserem Operation Desk verbinden. Das läuft entweder über Festleitung oder über das Mobilfunknetz. Für uns ist das die Schlüsseltechnologie, denn nur deswegen ist es überhaupt machbar: Weil es so billig ist.

Aber haben Sie da irgendwelche speziellen Anforderungen wie Hochverfügbarkeit oder irgendwelche besonderen Dienstleistungen, die Sie diesbezüglich in Anspruch nehmen, um das abzuwickeln?

Thomas Schulz:  Nein. Ans Internet haben wir überhaupt keine besonderen Anforderungen und wir werden das Internet auch nicht verändern. Die Datenmenge, die wir schicken, ist vernachlässigbar. Wenn Sie sich einmal überlegen, was es heißt, ein Audio- oder ein Videofile in Echtzeit zu übertragen, oder zu telefonieren – das stellt neue Serviceansprüche. Aber den Zählerstand von irgendeiner Pumpe alle paar Sekunden – normalerweise reicht jede Minute – zu übertragen, das ist Pipifax. Technisch ist das keine Anforderung. Wir haben Sicherheitsanforderungen, die wir durch Standardtechnologie selber meistern können. Also Fernverschlüsselung, Tunnel, virtuelles lokales Netzwerk. Das ist natürlich wichtig. Und das machen wir selbst, indem wir einfach an den Endpunkten verschlüsseln.

Wenn Sie keine Anforderungen an das Netz haben, was sind dann die Hauptanforderungen für Demand Response?

Thomas Schulz: Noch einmal zurück zum Geschäftsmodell: Was wir einkaufen bei diesen großen Industriebetrieben, ist deren Flexibilität. Eine Dienstleistung. Wir kaufen von denen die Zusage ein, dass sie auf Zuruf von uns Strom abschalten oder lieber später produzieren als früher. Und wir bündeln das Ganze, formen das um, sodass man das auch gebrauchen kann, und verkaufen diese Flexibilität an den Übertragungsnetzbetreiber. Da geht es nicht um Stromhandel, sondern um Flexibilität.

Gibt es dann Dienstleister, die sagen, wir machen mehr große Verbraucher auf diese Art und Weise flexibel? Gibt es da also so eine Art Sekundärdienstleistung, die sich entwickelt in diesem Bereich?

Thomas Schulz: Ich sehe Anzeichen, aber es entwickelt sich langsam. Das muss ein Trend werden. Wenn wir irgendwohin gehen, in einen Betrieb, dann ist unsere Anforderung, dass wir unser Kabel in eine zentrale Leitwarte einstecken können. Wir können nicht in einen Industriebetrieb gehen und jede Pumpe und jeden Kompressor direkt und neu anschließen. Das wäre viel zu aufwendig. Deshalb schimpfe ich ja auch so über dieses Haushaltsbeispiel. Wir brauchen einen Stecker und damit kontrollieren wir dann mindestens ein Megawatt, aber wenn es geht, lieber 10 oder 50 Megawatt. Was Ihre Frage nach Sekundärindustrie angeht: Für uns sind natürlich Geräte wichtig, die sich beeinflussen lassen. Die müssen steuerbar sein und das, wenn es geht, kontinuierlich.

Können Sie hierfür ein Beispiel geben?

Thomas Schulz: Bei uns ist es kundenspezifisch; aber nehmen Sie einen Produzenten von Kunststoffherstellungsmaschinen. Bei so einer großen Maschine gibt es die verschiedensten Energieverbräuche. Das ganze System ist ziemlich kompliziert und an jeder Ecke wird Energie verbraucht. Wenn das naiv gebaut wurde, dann kommt es zu ungeheuren Lastspitzen, weil da dann plötzlich sehr viel und dann wieder wenig verbraucht wird. Früher hat man da überhaupt nicht darauf geachtet. Heutzutage gibt es aber die ersten Hersteller, die darauf achten, dass der Lastgang einer solchen Maschine geglättet aussieht. Damit kann ich schon einmal einen besseren Stromtarif aushandeln. Und wenn man dann noch einmal eine Schnittstelle zu uns hat, dann kann ich Impulse und Tipps geben, also jetzt eher weniger verbrauchen und in einer Viertelstunde wieder mehr verbrauchen.

Letzte Frage: Wenn Sie sagen, Sie fangen mit den Großen an, wie würden Sie das Wachstumspotential einschätzen? Ich nehme an, in der Industrie ist das lange noch nicht ausgeschöpft, aber, in welche Richtung gehen Sie als nächstes?

Thomas Schulz:  Es gab bisher sehr wenig Untersuchungen und Unterlagen über die Marktgröße in Deutschland. Aber was wir von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) als Anhaltspunkt haben, ist eine Größenordnung von ungefähr neun Gigawatt, die man kurzfristig in der deutschen Industrie schalten kann. Das ist nicht vergleichbar mit einem Neun-Gigawatt-Kraftwerkspark, weil ich wirklich nur eine Viertelstunde oder Stunde schalten kann. Aber für die kurzzeitige Ausregulierung ist das eine enorme Kapazität.

Und wieviel haben Sie davon derzeit schon, von diesen neun Gigawatt?

Thomas Schulz: Das dürfen wir leider nicht sagen. Wenn wir so direkt gefragt werden, dann sagen wir, dass wir im zweistelligen Megawatt-Bereich sind. Und das gleiche gilt für die Anzahl an angeschlossenen Stromkunden. Bis Ende 2012 haben wir uns dann 150 MW zum Ziel gesetzt.