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Die vier "D-Trends" wirken immer deutlicher

So wirken Dezentralisierung und Digitalisierung im Energiemarkt (grau = weiterhin große Bedeutung; blau = wachsende Bedeutung; rot = abnehmende Bedeutung).

So wirken Dezentralisierung und Digitalisierung im Energiemarkt (grau = weiterhin große Bedeutung; blau = wachsende Bedeutung; rot = abnehmende Bedeutung).

ENERGIEMARKT | Die Zeichen stehen auf Veränderung. Gewicht und Einfluss der etablierten Versorgungs­unternehmen im Energiemarkt scheinen zu schwinden, weil immer mehr Kunden selbst zu Energieerzeugern werden. Welche weiteren Kräfte sind am Markt, und was ist zu tun? BWK sprach mit Dr. Horst Wolter von der Aachener SOPTIM AG, die als Softwareanbieter darauf angewiesen ist, Zukunftstrends möglichst präzise zu erkennen und zu antizipieren. Intelligente Konzepte, schnelles Handeln und flexible IT-Systeme sind in dieser Situation gefragt, so seine Analyse.

Herr Dr. Wolter, Sie sind bei SOPTIM Prokurist im Bereich Produktlösungen und bekannt als „In-die-Zukunft-Denker". Welche prägenden Trends und Entwicklungen sehen Sie im Energiemarkt.
    Wir erleben aktuell, wie die vier „D-Kräfte" im Energiemarkt ihre Wirkung entfalten: Dekarbonisierung, Dezentrali­sierung, Demokratisierung und Digitali­sierung. Das Ergebnis ist ein immer deutlicher werdender Wandel - oder stärker formuliert: eine Machtverschiebung. Die etablierten Energieerzeuger verlieren an Einfluss, Betreiber kleiner, dezentraler Anlagen gewinnen an Bedeutung. Privat­leute, Bürgergesellschaften, Genossen­schaften oder auch Wohnungsbaugesell­schaften werden zu Stromproduzenten. Das verändert Energieflüsse und Markt­prozesse. Die Digitalisierung sorgt zudem dafür, dass viele Abläufe keine manuellen Eingriffe mehr erfordern, beispielsweise schmälern di­gitale Kunden­plattformen die Bedeutung des klassi­schen Energie­lieferanten immer mehr. 

Werfen wir einen Blick auf die neue Erzeugerlandschaft. Was passiert dort?
    Der Zubau dezentraler und erneuerbarer Erzeugung schreitet stetig voran, die Zahl dezentraler Energiespeicher wächst rasant. Jede dritte Photovoltaik-Anlage in Deutschland wird heute in Kombination mit einem Energiespeicher verkauft. Aus ehemals reinen Stromabnehmern werden Prosumer und mit Speicher sogar Flexibi­litätsanbieter. Tendenziell haben die neu­en Erzeuger heute vor allem die erneuer­bare Eigenerzeugung im Blick- noch.

Was meinen Sie mit „noch"?
    Nun, zusammen mit den dezentralen Erzeugungsanlagen werden, wie gesagt, Speicher installiert. Vorhandene Wärme­speicher bieten Flexibilität für Wärmepumpen, BHKW oder Power-to-Heat. Oder ein Unternehmen nutzt die Flexi­bilität seiner Produktion. Das eröffnet vielfältige Optionen für Betreiber und Dienstleister: überschüssigen Strom ins Netz einspeisen oder zwischenspeichern? Oder als lntraday- oder Flexibilitäts-Pro­dukt handeln? Oder Verbrauch verschie­ben, um Eigenerzeugung oder günstige Preise zu nutzen? Welche Option wird ge­wählt werden? Intelligente Messsysteme ermöglichen die detaillierte Erfassung des erzeugten, gespeicherten oder verbrauch­ten Stroms. Hier wird der Kunde insbe­sondere in der Kombination mit der Flexi­bilitätsbereitstellung neue Verrechnungs­modelle erwarten. Und die Flexibilität will nicht nur vergütet, sondern auch op­timal genutzt werden. Die vielen Kompo­nenten werden also zu steuern sein. Und zwar nicht in der form, dass jemand vor einem Rechner sitzt und Befehle eintippt, sondern hier sind komfortable digitale Lösungen gefragt.

Die Welt hinter dem Zähler gewinnt also an Bedeutung?
    Eindeutig. Klassischerweise schauen Netzbetreiber und Lieferanten nur bis zum Netzanschlusspunkt. Aber dahinter spielt zukünftig die Musik. Dort liegen zugleich Verbrauch, Erzeugung, Speiche­rung und Flexibilitäten, und alles ist po­tenziell steuerbar. Eigenverbrauchsmaxi­mierung, Kostenminimierung, Netzent­lastung, maximale Füllung des Elektroau­tos usw. - in all diese Richtungen kann man sich optimieren. Oder denken wir an Kundenanlagen zum Beispiel als Mieter­strommodelle oder als Produktionsanla­gen, wo ähnliche und auch weitergehen­de Energiemanagement-Aufgaben erle­digt werden müssen. Ein Spielfeld also mit vielen Optionen.

Was für Netzbetreiber und Lieferanten zur Herausforderung wird?
    Ganz klar. Netzbetreiber oder Lieferan­ten schauen klassisch nur bis zum Netzanschlusspunkt; das wird der neuen Situation aber nicht gerecht. Der Liefe­rant muss wissen, was er an Energie ein­kaufen oder auch wieder verkaufen muss. Der Netzbetreiber möchte insbesondere in der gelben Ampelphase über die Netz­auslastung Bescheid wissen und Engpäs­sen vorbeugen können. Eine Prognose auf Basis einer ausschließlichen Messung am Netzanschlusspunkt oder gar mit Stan­dardlastprofilen wird nicht zielführend sein. Beide Marktrollen werden sich in­tensiv mit den Messdaten aus den Smart Metern auseinandersetzen müssen und neue Prognosemodelle dafür entwickeln, was zukünftig hinter dem Netzanschluss­punkt passieren wird. Oder werden sie dies einem Dienstleister überlassen und von diesem die Prognosen einkaufen? All das sind keine gänzlich neuen Aufgaben. Prognosen zu erstellen und Überlastun­gen zu vermeiden sind klassische Aufga­ben - allerdings zukünftig unter der Prämisse, kleinteiliger, schneller, smarter und noch stärker datenbasiert zu arbei­ten. 

Welche weiteren Entwicklungen zeichnen sich in Ihren Augen ab?
    Dass die Stromerzeugung in Großkraft­werken zurückgegangen ist: und auch wei­ter zurückgehen wird, ist offensichtlich. Stromlieferverträge für kleine und große Verbraucher werden immer häufiger über Plattformen abgeschlossen. Und bald werden Vertragsabschluss, Lieferanten­wechsel und Energiebestellung vollstän­dig digitalisiert sein, so dass wesentliche Teile der heutigen Lieferantenaufgabe entfallen. Auch Beschaffung und Handel werden immer stärker automatisiert und von Dienstleistern übernommen. Sowohl die zunehmende Zahl der dargebots­abhängigen Erzeugung als auch die wach­sende Flexibilität im System lassen den ebenfalls automatisierten lntraday-Han­del gegenüber dem Spothandel in den Vordergrund rücken. Somit werden auch etliche Aufgaben im Bereich Beschaffung, Handel und Direktvermarktung von digi­talen Systemen übernommen.
Parallel dazu wächst der Verantwor­tungsbereich der Verteilnetzbetreiber. Netzengpässe und Abregelungen haben bereits im Verteilnetz Einzug gehalten und werden weiter zunehmen. Deshalb werden die Verteilnetzbetreiber die gelbe Ampelphase ausgestalten müssen, um entweder direkt geeignete Redispatch ­Maßnahmen vornehmen oder die Netz­nutzer zu einem netzentlastenden Verhal­ten bewegen zu können. Ob diese Aufga­ben beim Verteilnetzbetreiber bleiben oder die Übertragungsnetzbetreiber diese an sich ziehen, steht dabei auf einem anderen Blatt.

Verlieren Stadtwerke und Regional­versorger den Kontakt zu ihren Kun­den, weil zum einen die Verträge über Plattformen geschlossen werden und zum anderen mehr als eine Energie­lieferung gewünscht wird?
    Einiges deutet darauf hin, dass die tradi­tionellen Lieferanten an Marktvolumen verlieren, weil Teile davon selbst erzeugt oder an ihnen vorbei abgewickelt werden beziehungsweise sie es nicht schaffen, die neuen „Prosumer-Prozesse" zu überneh­men und in die eigene Wertschöpfungs­kette zu integrieren. Wie gesagt: Es gibt viel Potenzial für neue Geschäftsmodelle: Wer steuert die Erzeugungsanlage? Wer bestimmt die Flexibilitätsnutzung? Wer kümmert sich um Wartung und Instand­haltung der Anlagen? Wer wird Experte für den optimalen Betrieb hinter dem Netzübergabepunkt? Entsteht hier eine neue Marktrolle „Anlagenmanager"? Die­se Aufgaben könnten Energielieferanten übernehmen, aber ebenso gut auch Anla­geneigner, Anlagenbauer, Aggregatoren, Smart-Home-Anbieter oder Dienstleister aus anderen Branchen oder sogar Digital­riesen wie Google oder Amazon. 
Und über das Zukunftsthema Block­chain und weitere Ideen von Start-ups und die darin schlummernden disrupti­ven Kräfte haben wir noch gar nicht ge­sprochen. Klar ist: Eine Reihe von Playern steht in den Startlöchern oder hat Ambi­tionen, sich im Energiemarkt zu engagie­ren. Umso mehr gilt: Die Player, die früh­zeitig auf Digitalisierung setzen und mit smarten Dienstleistungen und guten Ge­schäftsmodellen zur Stelle sind, werden sich durchsetzen. Unser Appell an die etablierten Marktteilnehmer lautet: Ihr kennt euch aus in diesem Markt, besetzt das Feld, dann ist es kompetent besetzt!

Was sollten die Energieversorger also tun?
    Jetzt die Pflöcke einschlagen, Themen besetzen, bevor es andere tun. Ich glaube, diejenigen machen das Rennen, die am ehesten die Bedürfnisse der Kunden und Prosumer hinter dem Zählpunkt treffen. Sei es mit einer professionellen Dienstleis­tung, gutem Service oder einem umfas­senden und komfortablen Portal für Self­Services. Auch sind gute Lösungen zur Optimierung des Flexibilitätseinsatzes entsprechend den Präferenzen des Kun­den gefragt. Benötigt wird dazu eine star­ke digitale Plattform zur Erbringung der Service und auch zur Optimierung und Steuerung der Flexibilltäten.

Und SOPTIM liefert die Software dazu?
    Das ist unser Ziel und Anspruch. Wir sehen, dass die geschilderten Aufgaben auf die Energiewelt zukommen und dass diese nur mit professioneller Digitalisie­rung zu beherrschen sind. Uns ist es letzt­lich egal, ob diese Aufgaben vom Verteil­netzbetreiber oder dem Übertragungs­netzbetreiber oder von etablierten oder neuen Playern wahrgenommen werden. Wir sind nicht Treiber der Marktentwick­lung, sondern Dienstleister, der mit der digitalen Transformation die Player für die kommenden Herausforderungen fit machen und ihnen zu Wettbewerbsvor­teilen verhilft. Dafür braucht es mehr als Software: Wesentlich sind leistungsstarke skalierbare Plattformen, auf denen hoch­automatisierte Prozesse für ein großes und stetig wachsendes Mengengerüst per­formant abgearbeitet werden und gleich­zeitig übersichtliche und komfortable User Interfaces ein digitales Erlebnis be­scheren, sowohl für den Endkunden als auch für den Systembetrelber. 

Wie weit werden Sie diesem Anspruch gerecht?
   
Wir tun alles dafür. Indem wir uns über alle Unternehmensbereiche hinweg selbst digitalisieren. Indem wir die Zusammen­arbeit mit unseren Partnern - wir reden nicht mehr von Kunden - intensivieren und beschleunigen. Damit wir Innovatio­nen fördern, neuen Ideen schneller Auf­greifen und Softwaretools schneller und flexibler zur Verfügung stellen, die unsere Anwender früher erproben und optimie­ren und deshalb auch einsetzen können, um damit Prozess-, Transparenz- sowie Geschwindigkeitsvorteile zu nutzen.

Kommen wir noch einmal zum Markt zurück: Das Bild, das Sie vom zukünfti­gen Energiemarkt zeichnen, sieht nicht so aus, als seien die Herausforderungen mit dem Energy-Only-Ansatz zu lösen. Das EU-Winterpaket sieht nun jedoch genau diesen Kurs vor.
    Das ist richtig. Dennoch sehe ich den von der EU eingeschlagenen Weg mit ei­niger Skepsis. Vorgehaltene Kapazitäten, egal ob im Netz, in der Erzeugung, durch Speicher oder sonstige Flexibilitäten, sind für einen stabilen Systembetrieb notwen­dig und haben damit einen Wert. Und was einen Wert hat, sollte auch entspre­chend vergütet werden. Wer aber wird in solche Kapazitäten investieren, wenn er auf seltene und unsichere Preisspitzen angewiesen ist, um seine Investition zu refinanzieren? Hier wäre für mich ein wettbewerblich ausgestalteter Kapazitäts­markt der besser geeignete Ansatz. Trotzdem gilt natürlich das Primat der Politik. Und es ist nichts in Stein gemeißelt. So ist das aktuelle EU-Winterpaket das vierte große Liberalisierungspaket für den euro­päischen Energiemarkt, wobei die Pakete zwei bis vier Reaktionen auf die eingetre­tenen Entwicklungen im Energiemarkt waren beziehungsweise sind und die je­weils vorangegangenen Pakete entspre­chend adaptiert haben. 

Noch eine letzte Frage zur Markt­entwicklung: Das große Stadtwerke­sterben wurde Ja schon mehrfach an­gekündigt, ohne dass es eingetreten ist. Erledigen das nun die vier „D-Kräfte"?
    Kurz gesagt: Es wird deutliche Verände­rungen geben, aber ich glaube nicht, dass sie zu einem Stadtwerkesterben führen werden. Warum bin ich dieser Meinung? Ich sehe zwei wesentliche Aspekte: Erstens erweitern sie die Aufgaben der Verteilnetzbetreiber; Stichworte sind Smart Meter, Meter Data Management, IT-Sicherheit, Engpässe im Verteilnetz, Ausgestaltung der gelben Ampelphase. Zur ihrer Bewältigung bieten sich Koope­rationen an, oder es etablieren sich ent­sprechende Dienstleister. Aber das Eigen­tum am Netz und dessen Instandhaltung und Weiterentwicklung werden wohl eher beim Stadtwerk bleiben. Und zwei­tens entstellen, wie bereits gesagt, neue Aufgaben rund um das Management der Anlagen. Diese könnten aufgrund der räumlichen Nähe gut von den Stadtwer­ken übernommen werden, vielleicht auch im Bundle mit der Reststromliefe­rung. Also eine weitere Möglichkeit, um im Markt zu bestehen. Beides erfordert aber von jedem einzelnen Stadtwerk eine klare strategische Ausrichtung und kon­krete Schritte in diese Richtung.

Herr Dr. Wolter, vielen Dank für das Gespräch.

Ansprechpartner: 
Stephanie Lemken
Leiterin Kommunikation und Marketing
Tel. +49 241 894 91-4111 

Veröffentlichung:

Ihr Kontakt Stephanie Lemken Was kann ich für Sie tun?
+49 241 918 790

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