Verbundprojekt enera - energie-vernetzen.de · Schaufenster intelligente Energie Seite 1 SINTEG – Schaufenster INTelligente EnerGie Digitale Agenda für die Energiewende - BAnz

Schaufenster intelligente Energie Seite 1

SINTEG – Schaufenster INTelligente EnerGie

Digitale Agenda für die Energiewende - BAnz AT 03.02.2015 B1

Koordinator EWE AG

Verbundprojekt enera

Kontakt: +49 (441) 48 05 51 18 | [email protected] | www.energie-vernetzen.de

Schaufenster WindDer nächste große Schritt der Energiewende.

Emden

LandkreisFriesland

LandkreisAurich

LandkreisWittmund

00. Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis

Mission Statement

Kurzdarstellung des Schaufensters im Überblick

Allgemeine Beschreibung der Modellregion

Stand der Wissenschaft und Technik, Neuheit des Lösungsansatzes

Kooperationen, Adressen und Ansprechpartner *

Ressourcen & Finanzplan *

Arbeitsplan mit Arbeitspaketen *

Zeit- und Ergebnisplanung

Verwertungsplan

Notwendigkeit der Zuwendung

AnlagenAnlage 1: Kurzdarstellung der ProjektskizzeAnlage 2: Erklärung zur Bereitstellung von InformationenAnlage 3: Darstellung des vollständigen PartnernetzwerkesAnlage 4: AbkürzungsverzeichnisAnlage 5: AbbildungsverzeichnisAnlage 6: LOI der Konsortialpartner

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SeiteInhaltKapitel

*Stand: 29.02.2016

Schaufenster intelligente Energie

Inhaltsverzeichnis Arbeitspakete

Arbeitspaket 1: Digitale Konnektivität herstellen

Arbeitspaket 2: Etablierung Smart Data und Service Plattform

Arbeitspaket 3: Smart Grid Operator konzipieren und umsetzen

Arbeitspaket 4: Rollout Netzbetriebsmittel zur effizienten Netzauslastung

Arbeitspaket 5: Technische Flexibilisierung von Erzeugern, Verbrauchern und Speichern

Arbeitspaket 6: Marktseitige Aktivierung von regionalisierten Systemdienstleistungen und weiteren regionalisierten Produkten

Arbeitspaket 7: Erweiterung des liquiden Energiemarktes um die regionalisierten Produkte

Arbeitspaket 8: Handlungsoptionen zur Gestaltung des energierechtlichen Rahmens

Arbeitspaket 9: Neue Geschäftsmodelle im Kontext des digitalen Energiesystems

Arbeitspaket 10: Aufbau des enera Kompetenz & Qualifizierungscenters

Arbeitspaket 11: Bürger gestalten die neue enERGIEera

Arbeitspaket 12: Gestaltung und Nutzung von Sicherheitskonzepten und Standardisierung

Arbeitspaket 13: enera übertragen und international verankern

Arbeitspaket 14: Projektmanagement (Koordination, Öffentlichkeitsarbeit, Dissemination)

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01. Mission Statement | 02. Kurzdarstellung des Schaufensters im Überblick Seite 1

01. Mission Statement

enera steht für die Realisierung des nächsten großen Schrittes der Energiewende in einem Wertschöpfungsnetzwerk aus neuen und „klassischen” Akteuren der Energiewirtschaft. Durch technologische Weiterentwicklung, Vernetzung auf Basis neuer Marktmechanismen und eine durchgehende Digitalisierung wird ein stabiles und volkswirtschaftlich optimier-tes Energiesystem garantiert, worin sich neue, auch disruptive Geschäftsmodelle und In-novationen zügig entwickeln können. So entsteht aus dem technischen und digitalen Zu-sammenwirken von Netz, Markt und Daten ein Inkubator für die Energiewende.

Zwei Aspekte des Handelns stehen dabei im Fokus des Projektes: Das Aufbrechen etablier-ter Strukturen, Grundüberzeugungen und Herangehensweisen auf der einen Seite und die Stabilität sowie Sicherstellung der Energieversorgung auf der anderen Seite.

Der angestoßene Umbau des nationalen Energiesystems wird von drei Hauptherausforde-rungen geprägt, an denen sich die Aktivitäten von enera ausrichten:

Deutschland wird dadurch zu dem internationalen Leitmarkt der Energietransformation und die deutsche Wirtschaft hat gute Chancen, zum Technologieführer zu werden und die internationalen Leitanbieter zu stellen.

enera demonstriert, wie die Infrastruktur des Energiesystems so innoviert werden kann, dass sie trotz der neuen Anforderungen und der Vielfalt von gleichzeitig eingesetzten Technologien eine hohe Resilienz aufweist. enera demonstriert darüber hinaus, wie durch Märkte und Digitalisierung Netzausbaukosten deutlich reduziert werden und Chancen für innovative Geschäftsmodelle entstehen. enera gliedert sich in die Kernkategorien Netz, Markt und Daten:

02. Kurzdarstellung des Schaufensters im Überblick

1. Wandel vom statischen zum dynamischen System: Märkte und Geschäftsmodelle müssen auf noch unbekannte Entwicklungen hin konzipiert sein.

2. Wandel vom zentralen zum dezentralen System: Sowohl Energielieferung als auch Systemsicherheit werden zunehmend aus dem Verteilnetz bereitgestellt.

3. Die volkswirtschaftliche Kosten-Nutzen-Relation: Die Systemtransformation ist durch marktliche Mechanismen und Regulierung zu optimieren.

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NETZIn der Kategorie „Netz” gilt es, durch technisches Nachrüsten von Erzeugern und Verbrau-chern bzw. Installation von Speichern (diese drei werden im Folgenden immer vereinfacht als „Anlagen” bezeichnet), z. B. durch Leistungselektronik oder Steueragenten, und durch die Ertüchtigung des Netzes mit neuen Betriebsmitteln das gesamte Energiesystem tech-nisch zu flexibilisieren, was Must-Run-Kapazitäten verringert und zur Netzstabilisierung genutzt werden kann. Unter Flexibilitäten von Anlagen wird dabei das technische Potenzi-al verstanden, ihre Leistungs- bzw. Blindleistungsaufnahme oder -abgabe (P/Q) mengen- und zeitmäßig auf Anforderung hin zu modulieren. Die Flexibilitäten der Anlagen lassen sich sowohl zur Erbringung von „regionalisierten Systemdienstleistungen” (rSDL) oder – bei Speichern und Erzeugern – auch zur (ggf. regionalisierten) Energiebelieferung für den Verbrauch nutzen. Während die „klassischen” Systemdienstleistungen (SDL) (Primär-, Se-kundär- und Minutenreserve) bereits technisch genau spezifiziert sind, fehlt eine Ausge-staltung für rSDL, also die Nutzung von Anlagenflexibilitäten zur (jeweils knotenscharfen) Netzstabilisierung. Die in enera entwickelten rSDL dienen insbesondere dem Engpassma-nagement im Verteilnetz und der Spannungshaltung, aber auch der Schwarzstartfähigkeit oder allgemein der Unterstützung des Ampelkonzepts.

MARKTNETZ

DATEN

Arbeitspakete (AP)

ABBILDUNG 1: ZUSAMMENWIRKEN VON NETZ, MARKT UND DATEN ALS INKUBATOR FÜR DIE ENERGIEWENDE

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Flexible bzw. intelligente Netzbetriebsmittel – teilweise mit autonomer Steuerung (durch Agenten; auch zur Niederspannungsautomatisierung) – in kritischen Netzknoten erhöhen die Zuverlässigkeit und Effizienz des Netzes. Die Netzbetriebsmittel, die rSDL und zusätz-liche Datenquellen werden in ein um viele Funktionen erweitertes Netzleitsystem einge-bunden. Innovative Netzplanungswerkzeuge, die die neuen Funktionen berücksichtigen, werden entwickelt. Unterstützt wird dies durch neue Ansätze der Netzzustandsschätzung und der Visualisierung. Zusätzlich wird die technische Zusammenarbeit zwischen den Netzebenen verbessert. Kerninnovationen: Aktive Netzführung in den Verteilnetzen unter Nutzung neuer Netz-zustandsschätzung und -prognosen sowie rSDL aus dezentralen Anlagen, Agenten für die Netzsteuerung und innovativer Netzausbauplanung (Arbeitspaket (AP) 3, AP 4, AP 5).

MARKTEingriffe in Marktkontrakte führen zu deutlichen ökonomischen Ineffizienzen; liquide Märkte schaffen die höchste Effizienz. Daher verfolgt enera den innovativen Ansatz, so weit wie möglich die rSDL an den heutigen liquiden Märkten als „regionalisierte Produkte” handelbar zu machen. Dazu erweitert die EPEX Spot ihre Orderbücher im Intradaymarkt um netztopologische Informationen („regionalisierte Orderbücher”) und weist so jedem Wirk-leistungsgebot eine Regionalität zu. Der Netzbetreiber, der eine bestimmte rSDL benötigt, kann nun in den regionalisierten Orderbüchern feststellen, welche Anlagen diese rSDL am günstigsten bereitstellen können, und dann (analog zu den heutigen Marktakteuren) Transaktionen am Intradaymarkt abwickeln (gelbe Ampelphase). Grundsätzlich wird jedoch das regionalisierte Orderbuch als Teil des überregionalen Orderbuchs des Intradaymarktes betrachtet, so dass die Wirkleistung auch dem nicht-regionalisierten Handel zur Verfügung steht. Es entstehen dadurch auch zusätzliche Wertschöpfungsmöglichkeiten für Anlagen-betreibern.Kerninnovation: rSDL als handelbare regionalisierte Produkte (AP 6), neues Marktdesign zum Handel mit rSDL durch Schaffung regionalisierter Orderbücher und Integration in den Gesamtmarkt (AP 7).

DATENDreh- und Angelpunkt in enera ist die Erzeugung, Verarbeitung und Auswertung von Daten sowie die darauf basierende Prozesssteuerung. Dazu wird die Feldebene mit Sensorik und Aktorik versehen und in ein Kommunikationsnetz eingebunden. So werden einerseits Echt-zeitinformationen über den Zustand aller Komponenten des Energiesystems erlangt und andererseits eine Steuerung dieser Komponenten in Echtzeit möglich. Verschiedene Tech-nologien und Kommunikationsarchitekturen werden evaluiert, um für die verschiedenen Anwendungsfälle optimale Unterstützung zu erzielen und eine Übertragbarkeit auf andere Regionen zu garantieren. Als Sammelpunkt für alle Daten dient die enera „Smart Data und

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Service Plattform” (SDSP). Sie nutzt die Daten, die in der Feldebene entstehen und reichert sie um viele weitere Quellen an. Sie ist die zentrale Schaltstelle im enera-Konzept. Die SDSP organisiert die Nutzung, Sammlung, Archivierung und Auswertung der Informationen so, dass sowohl bereits heute erkennbare als auch bisher noch nicht absehbare Verwer-tungsoptionen unterstützt werden. Dadurch wird eine nahtlose Integration zwischen den Daten des Energiesystems und beliebigen Anwendungen (z. B. neuen Geschäftsmodellen, Datenanalysen, Kommunikation zwischen den Netzebenen) ohne großen Aufwand möglich. Dabei wird größter Wert auf Sicherheit, Datenschutz und standardisierte Schnittstellen gelegt.

Umbrüche ergeben sich jedoch nicht nur durch die Digitalisierung und Weiterentwicklung der heutigen Geschäfts- und Betriebsmodelle. Auch neue, disruptive Geschäftsmodelle, die auf der Digitalisierung aufsetzen, kreieren das „intelligente Vernetzen”, in dem enera einen wesentlichen Baustein der zukünftigen Energieversorgung sieht. Dazu wird mit dem „Energiewende-AppStore” eine Grundlage für eine neue unternehmerische Perspektive der Energiewende geschaffen. Im Projekt kreieren u. a. rund 30 innovative New Economy Un-ternehmen neue Anwendungen, von denen einige im „enera TechLab” zusammen mit mög-lichen Anwendern entwickelt werden, z. B. innovative Anwendungen zur Steigerung der Energeieffizienz in Gebäuden. Unterstützt werden sie dabei von Datenanalysten. Kerninnovationen: Rollout und Management von bis zu 40.000 intelligenten Messsystemen (iMsys) und deren Einbindung in eine resiliente, sichere und standardbasierte Kommuni-kationsarchitektur (AP 1, AP 12). Außerdem Verfügbarmachung der Daten, Konzeption und Aufbau einer sicheren, skalierbaren SDSP, die höchsten Anforderungen an Datenschutz und Unbundling-Konformität genügt und Service Level – also Anforderungen an die Güte der erbrachten Dienste (Sicherheit, Verfügbarkeit usw.) – garantieren kann (AP 2, AP 12). Darü-ber hinaus Energiewende-AppStore, enera TechLab, neue Anwendungen und Geschäftsmo-delle zur Einbindung von Endkunden (AP 9).

Gesicherte Nachhaltigkeit und veränderte Rollendefinitionenera bietet den Akteuren der Energiewirtschaft die Chance, sich in einem radikal verän-dernden Umfeld neu zu definieren, wofür neue gesetzliche Rahmenbedingungen benötigt werden. Dazu wird hochgerechnet, was die enera Ergebnisse bei einer Übertragung auf ganz Deutschland für das zukünftige System bedeuten würden (AP 13). Aus den Ergebnis-sen des Projektes ergeben sich Vorschläge und Handlungsoptionen für die Politik (AP 8). Zukünftig werden die Bürger im Energiesystem eine deutlich wichtigere Rolle als heute einnehmen. Daher werden diese in enera maßgeblich mitarbeiten, sowohl durch persönli-che Teilnahme als Akteur des Energiesystems, durch Gestaltung des staatlichen Rahmens, als auch durch Mitarbeit beim Design neuer Produkte (AP 9, AP 11). Außerdem wird der notwendige Qualifizierungsbedarf ermittelt und adressiert, der sich aus den technischen Erkenntnissen des Projekts ergibt (AP 10).

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Projektvorbereitungenera ist in einem umfangreichen 20 Monate dauernden Prozess konzipiert worden (siehe Abbildung 2). Mit über 60 Unternehmen wurden Workshops durchgeführt. Die Vorbereitung erfolgte in vier Schritten. Eine Ursachen- und Wirkungsanalyse diente der Ermittlung von Herausforderungen in acht relevanten Handlungsfeldern. Darauf wurde ein Lösungsraum mit mehr als 150 Einzellösungen identifiziert. Das Vorgehen beinhaltete eine Detaillie-rung der Herausforderungen und deren Vernetzung sowie eine weitere Expertenbewertung möglicher Lösungen (angelehnt an Gomez/Probst1 ). Ergebnis dieser Phase waren u. a. die Schwerpunkte der Skizze: Netz, Markt und Daten (siehe Abbildung 1). Eine anschließende Szenarioanalyse diente dem Aufspannen eines Szenarioraums und der Ermittlung eines stabilen Leitszenarios. Als Resultat der Verschmelzung von Ursachen- und Wirkungsanaly-se mit dem Leitszenario wurden 58 Use Cases auf etwa 600 Seiten detailliert beschrieben und miteinander in Beziehung gesetzt. Diese bilden die inhaltliche Basis für die APs.

Die umfangreichen Vorbereitungsmaßnahmen mit der offensiven Öffentlichkeitsarbeit ha-ben dazu geführt, dass ein japanisches Konsortium um die japanische „New Energy and In-dustrial Technology Development Organization” (NEDO), in Kooperation mit den Unterneh-men Mitsubishi, Hitachi und NGK, ein „Large-scale Hybrid Power Storage System“ (LSHS) aufbauen wird. Hintergrund und Motivation ist die erst kürzlich geschlossene strategische Energiewende-Partnerschaft zwischen Japan und Deutschland. In diesem Zusammenhang avisiert der japanische Staat entsprechende Mittel für dieses signifikante Investitionsvor-haben bereit zu stellen.

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8 Handlungsfelder

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Ursachen- & Wirkungs-analyse mit 150 Einzel-lösungen

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Szenarioraum

ca. 600 Tage Vorbereitung

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58 Use Cases

1 Gomez/Probst - Vernetztes Denken - Ganzheitliches Führen in der Praxis / 1991

ABBILDUNG 2: VORBEREITUNGSPROZESS VON enera

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03. Allgemeine Beschreibung der Modellregion Seite 6

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03. Allgemeine Beschreibung der Modellregion

Die enera Modellregion (siehe Abbildung 3) liegt im Nordwesten Deutschlands an der Küste der Nordsee. Sie besteht aus den drei Landkreisen Aurich, Friesland und Wittmund sowie der kreisfreien Stadt Emden. Die aus Marschen, Mooren und Geestland bestehen-de Region ist landwirtschaftlich geprägt. Neben einigen Kleinstädten, Gemeinden und Samtgemeinden gibt es sechs Mittelstädte in der Region: Aurich, Emden, Norden, Schor-tens, Wittmund und Varel. Rund 390.000 Einwohner (ca. 200.000 Haushalte) leben in der 2.665 km² umfassenden Modellregion. Das entspricht einer Bevölkerungsdichte, die mit 147 Einwohnern pro km² nur 10 Prozent unter dem niedersächsischen und rund ein Drittel unter dem gesamtdeutschen Durchschnitt liegt. Die Ostfriesischen Inseln sind aufgrund ihrer Lage nicht Teil der Modellregion.

Seit den 1980er Jahren wird die Region vom Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) do-miniert. Insbesondere Windenergieanlagen, aber auch eine Vielzahl von Photovoltaik-anlagen und einige Biogasanlagen formen ein beachtliches regeneratives Stromerzeu-gungsportfolio. Im Jahr 2013 produzierten insgesamt rund 1,75 Gigawatt (GW) erneuerbare Erzeugungsleistung (davon rund 1,5 GW Windenergie) eine Jahresenergiemenge von fast 3.000 Gigawattstunden (GWh). Gleichzeitig betrug der Brutto-Stromverbrauch durch Letztverbraucher in der Region im Jahr 2013 etwa 1.750 GWh, woraus sich ein bilanziel-ler Anteil von über 170 Prozent erneuerbarer Energie in der Region ergibt. Mit Blick auf die bundesdeutschen Ausbauziele von 80 Prozent für 2050 ist die enera Modellregion schon heute ein regeneratives Großkraftwerk und Exportregion für erneuerbar erzeug-ten Strom. Darüber hinaus beeinflussen Offshore-Windparks die Netze in der Modell-region und werden daher messtechnisch eingebunden. Zwei Windparks (alpha ventus, Riffgat) mit einer installierten Leistung von zusammen 175 MW speisen in der Region in das Übertragungsnetz ein. In den folgenden Jahren ist der Anschluss weiterer 1.000 MW in der Modellregion geplant.

Lastzentren in der Region sind insbesondere die oben genannten Städte. Um im Rahmen von enera neben der regionalen Erzeugungs- und Verbrauchssituation auch die Übertra-gung von regenerativ erzeugter Energie in überregionale Lastzentren zu demonstrieren, wurde die geographisch zusammenhängende Modellregion um die Stadt Lingen erweitert. Lingen ist ein konventioneller Kraftwerkstandort und liegt an der Übertragungsnetztras-se in Richtung Ruhrgebiet, über die auch der offshore erzeugte Strom transportiert wird. Die Stadt Lingen ist zudem von der Erdöl-, Erdgas-, Bau-, Stahl- und Kunststoffindustrie geprägt, was sich im Jahresstromverbrauch von rund 600.000 Megawattstunden (MWh) (2013) im Netzgebiet der Stadtwerke Lingen widerspiegelt.

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03. Allgemeine Beschreibung der Modellregion Seite 7

Das Nieder- (NS) und Mittelspannungsnetz (MS) von EWE NETZ geht an 24 Übergabepunkten in das 110 kV Verteilnetz von Avacon über. Dieses Hochspannungs (HS)-Verteilnetz liegt als geschlossener Doppelring genau in der Modellregion. Das Übertragungsnetz von TenneT ist an zwei Übergabepunkten mit der Modellregion verbunden. Dies sind ideale Bedingungen, um die Optimierung im Verteilnetz aber auch die Übertragung von erneuerbarer Energie in externe Lastzentren zu demonstrieren. Kommunikationsseitig betreibt EWE NETZ zudem eine moderne, großflächige Glasfaserinfrastruktur, welche die relevanten Netzknoten be-reits verbindet.

Das Zusammenspiel aus regionaler regenerativer Erzeugung sowie der verschiedenen Last-schwerpunkte ergänzt durch die Struktur des Stromnetzes machen die enera Modellregi-on zu einem idealen Demonstrationsfeld für ein zukunftsfähiges, erneuerbar geprägtes Energieversorgungssystem.

Lastschwerpunkte

Norden

Aurich

Lingen

Wittmund

Schortens

VarelEmden

Politische Grenzen

LandkreisWittmund

LandkreisAurich

LandkreisFriesland

Emden

Netz

20 kV-Netze110 kV-Ring

Übergabe Höchstspannung

Erzeugungssituation

Nennleistung

1.500 MW

1.750 MW

50 MW

200 MW

ABBILDUNG 3: DIE MODELLREGION IM ÜBERBLICK

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Die gesamte enera Modellregion steht hinter dem Projekt. Viele Bürger vor Ort gestal-ten schon heute durch die Installation von Photovoltaikanlagen und Biogasanlagen sowie durch die Beteiligung an Windparks die Energiewende aktiv mit. Darüber hinaus sind die politischen und zentralen wirtschaftlichen Akteure seit vielen Monaten Partner von enera und unterstützen das Projekt sowohl in der Region als auch aus der Region heraus. Zentral ist der Gedanke, das bereits heute bestehende regenerative Großkraftwerk für den nächs-ten großen Schritt der Energiewende als Demonstrator zu nutzen.

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04. Stand der Wissenschaft und Technik, Neuheit des Lösungsansatzes

Die Ziele des Vorhabens konzentrieren sich auf die Innovationsbereiche Netz, Markt und Daten, in denen sowohl einzelne als auch übergreifende Lösungen konzipiert und demons-triert werden.

Wissensstand im Innovationsbereich NetzFür den Netzkontext existieren umfangreiche Projekterfahrungen auf nationaler Ebene und auf EU-Ebene. Es fehlen jedoch großflächige Einsatzerfahrung und Erkenntnisse über das systemische Zusammenspiel.

Die Nutzung von Erzeugungsanlagen für Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstel-lung ist durch technische Anschlussrichtlinien geregelt. Da oftmals ein größeres Potenzial besteht, als in den technischen Anschlussrichtlinien gefordert ist, wird die Stellfähigkeit von Windenergieanlagen nur eingeschränkt genutzt. Als relevante Vorarbeiten für enera können Konzepte zur Spannungsregelung auf Basis der Low-Impact-Operation-Mode-Me-thode2 genannt werden. Netzbetreiber sind derzeit berechtigt, im Falle eines Engpasses Erzeugungsanlagen temporär in der Leistung zu reduzieren. Im Vorfeld von enera wurde durch EWE NETZ der 5%-Ansatz3 als Methode zum intelligenten Einspeisemanagement ent-wickelt. Das sichere Zusammenspiel verschiedener intelligenter Komponenten auf der NS- und MS-Ebene erforscht das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderte Projekt Green Access. Dynamische und dezentrale Ansätze zur Gewährleistung der Systemstabilität werden in der Modellregion durch den Mangel an Messpunkten in den unteren Netzebenen erschwert. In einigen EU-Ländern existieren jedoch umfangreiche Er-fahrungen im Umgang mit Messdaten aus der Niederspannung. Zurzeit besteht keine Kom-

2 „Low Impact Operation Mode“, eine auf Basis spezieller Netzberechnungsverfahren beruhende Methode zur Spannungs-Blindleistungsoptimie-rung von Erzeugungsanlagen

3 http://www.ewe.com/de/_media/download/20130926_EWE_Positionspapier_Energiemarktreform.pdf

04. Stand der Wissenschaft und Technik, Neuheit des Lösungsansatzes Seite 9

munikation zwischen den Netzbetreibern und den angeschlossenen Marktteilnehmern, so dass bislang keine diskriminierungsfreie Bereitstellung und automatisierte Nutzung vor-handener Daten möglich ist.

Eine Studie hat 2013 positive Effekte einer netzdienlichen Betriebsführung von Batterie-speichern durch ein intelligentes Energiemanagement in Zusammenhang mit Photovoltaik-anlagen auf die Stabilisierung des Netzes bei fluktuierender Einspeisung aufgezeigt4. Po-tenziale von Batteriespeichern in Bezug auf Regelenergie und weiterer Netzstabilisierung wurden durch verschiedene Projekte und Installationen demonstriert5. Der VDE empfiehlt in Zusammenhang mit Speichertechnologien zudem die Kombination von Kurz- und Lang-zeitspeichern6.

Wissensstand im Innovationsbereich MarktDas aktuelle Design des deutschen Strommarktes sieht keinen Handel von regionalisierten Produkten auf einer Marktplattform vor. So wird die Bereitstellung von Blindleistung heu-te durch technische Anschlussbedingungen nach dem Verursacherprinzip geregelt. Eine direkte Vergütung erfolgt bislang nicht. Mit dem mittlerweile ausgelaufenen SDL-Bonus im Rahmen der SDLWindV sollten „finanzielle Anreize“ für Anlagenbetreiber gewährt wer-den. Marktmechanismen für die regionale Bereitstellung von Blindleistung als eine von der Wirkleistungsbereitstellung unabhängige SDL fehlen bislang.

In den USA sind Netzengpassmanagement und Energiebelieferung unmittelbar marktlich verbunden. Diese „Nodal Markets” sind jedoch nicht auf den europäischen Markt über-tragbar. In FuE-Projekten (z. B. E-Energy) wurden neue Marktansätze entwickelt und die BNetzA hat ein Positionspapier „Smart Grids, Smart Markets” veröffentlicht. Die für den Netzbetrieb wichtigen Dispatch- bzw. Redispatch-Maßnahmen in Form von regionalisierten Wirkleistungsprodukten werden bislang bilateral als klassische SDL zwischen Netzbetrei-ber und Anbietern vereinbart. Mit den etablierten Regelleistungsmärkten wurde für Über-tragungsnetzbetreiber (ÜNB) ein Instrument zum regelzonenscharfen Handel von klassi-schen SDL etabliert. Auf der Verteilnetzebene fehlt ein solches marktbasiertes Vorgehen. Vorarbeiten in Bezug auf die regionalen Herausforderungen der Verteilnetzbetreiber (VNB) umfassen Konzepte für Preismechanismen7, Kapazitätsmärkte8, Ampelmechanismen9 so-

4 http://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien-und-positionspapiere/speicherstudie

5 Hierzu zählen z. B. das Projekt M5Bat (Aachen), der von der WEMAG AG betriebene 5 MW Lithium-Ionen-Speicher in West-Mecklenburg sowie die Speicherinstallationen der Netzbetreiber Terna (Sardinien), UK Power Networks (Leighton Buzzard, Bedfordshire) und E.ON (Pellworm).

6 https://www.vde.com/de/fg/ETG/Arbeitsgebiete/V2/Aktuelles/Oeffenlich/Seiten/StudieSpeicherungsbedarf.aspx

7 z. B. PJM Strommarkt an der Ostküste der USA (www.pjm.com)

8 siehe z. B. Desire Projekt (https://www.ewl.wiwi.uni-due.de/forschung/projekte/desire/).

9 z. B. das „Smart Grid Ampelkonzept” des Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW)

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wie regionalisierte Märkte10. Industrielle Verbraucher nehmen am Lastmanagement teil, jedoch nicht aufgrund von EE verursachten Netzengpässen im Verteilnetz11. Das Projekt eTelligence machte es sich daher in der Modellregion Cuxhaven zur Aufgabe, das Potenzial der Regelung von Großverbrauchern und Verbrauchsvisualisierung bei Endkunden zu un-tersuchen12.

Wissensstand im Innovationsbereich DatenDerzeit erfolgt der Austausch von Informationen im Energiesystem nach Anwendungsfäl-len getrennt, wodurch die Datenbereitstellung für neue Anwendungsfälle technisch und wirtschaftlich ineffizient ist. Ein Plattformansatz nach dem Big Data Prinzip wird in ande-ren Anwendungsbereichen (z. B. Handel, Banken) bereits erprobt, aber kaum in der Ener-giewirtschaft. Auch fehlen hier offene Plattformen entsprechend der EU-Zielsetzung bzgl. Big Data Public Private Partnerships13 als Inkubator für Geschäftsmodelle kleiner und mittelständischer Unternehmen. In großen EU-Projekten (z. B. FI-PPP/FINSENY, FIWARE) wurden Technologien und Modelle für Plattformen wie die enera SDSP geschaffen, jedoch noch nicht umgesetzt und praxistauglich erprobt. In den „Smart Service Welten” werden Plattformkonzepte parallel verfolgt und sind daher genau zu beobachten.

Die in enera für das Energieversorgungssystem hinaus in Frage kommende Kommunika-tionstechnik für den Austausch von Daten (wie z. B. Powerline, Glasfaser, dedizierte ver-maschte Funknetze, DSL, Breitband-Mobilfunk) ist als ausgereift anzusehen. Anforderun-gen an eine Kommunikationstechnik in unterschiedlichen Szenarien der Energieversorgung wurden bislang nicht aufgenommen; eine ganzheitliche Analyse und Erprobung der Aus-wirkung des Einsatzes neuer Kommunikationstechnologien auf Resilienz, Schwarzstartfä-higkeit und Angriffssicherheit des Cyber Physical Systems Smart Grid wurden noch nicht angestellt. Im Bereich des Smart Metering existieren umfangreiche Konzepte in Bezug auf Informationssicherheit, z. B. das Schutzprofil des Bundesamts für Sicherheit in der Infor-mationstechnik (BSI).

Für die elektrische Energieversorgung als kritische Infrastruktur ist eine hohe Verfügbar-keit von Kommunikationsverbindungen auch bei Stromausfällen wichtig. Die Vorgaben der in Entwicklung befindlichen Network Codes Emergency & Restoration14 geben hierfür ei-nen Rahmen vor.

10 Konzepte für regionalisierte Märkte werden bspw. in der VDE-Studie „Regionale Flexibilitätsmärkte” (https://www.vde.com/de/Verband/ Pressecenter/Pressemeldungen/Fach-und-Wirtschaftspresse/2014/Seiten/53-2014.aspx) beschrieben.

11 vgl. „Demand Response in der Industrie”. Endbericht der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., 2010

12 siehe http://www.etelligence.de/feldtest/file/eTelligence%20Projektabschlussbericht%20-%20November%202012.pdf13 siehe EU Memo 14-455 http://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-14-455_en.htm14 https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/emergency-and-restoration/Pages/default.aspx


Die Standardisierungsprozesse in der elektrischen Energieversorgung wurden im Kontext des Mandats M/490 der europäischen Kommission um Beschreibungsmittel ergänzt, wel-che der zunehmenden Wandlungsfähigkeit und Multidisziplinarität in den Entwicklungspro-zessen entsprechen. Hier sind das Smart Grid Architecture Model (SGAM) als Basis für die Beschreibung von Referenzarchitekturen sowie das Anforderungsmanagement mittels Use Cases auf Basis des IEC 62559 zu nennen, welcher sich derzeit im Standardisierungsprozess befindet. Die Anwendung der Methoden und die Umsetzung geeigneter Softwarewerkzeuge werden in nationalen (In2VPP/Integra, green2store) und EU-Förderprojekten (EU FP7 DI-SCERN) erprobt.

Neuheiten des LösungsansatzesEin Schlüssel für die erfolgreiche Gestaltung des zukünftigen Energiesystems ist der Aufbau von IT-Plattformen für energiebezogene Dienstleistungen und neue Dienste rund um Ge-bäude und Endkunden. Durch den Aufbau und die Demonstration einer SDSP (AP 2) für die deutsche Leitbranche Energieversorgung wird der Plattformgedanke weiter ausgeprägt15. Eine zentrale Neuerung ist die Öffnung dieser Plattform für Wissenschaft und innovative New Economy Unternehmen durch einen Energiewende-AppStore und die Bereitstellung eines explorativen Raumes (AP 9). Einzellösungen wie etwa die Software für Gateway-Ad-ministratoren (GWA) werden im Projekt analysiert, erprobt und so weiterentwickelt, dass der größte Systemnutzen entsteht.

Im Netzkontext wird gezeigt, in welch großem Umfang dezentrale Anlagen rSDL erbringen können, wenn sie durch technische Maßnahmen dazu befähigt werden (AP 5). Dies wird im Projekt genutzt, um die klassischen SDL für Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versor-gungswiederaufbau und Betriebsführung um marktlich gehandelte rSDL zur Netzstabilisie-rung zu ergänzen und zu demonstrieren.

Die Beobachtbarkeit auf der Verteilnetzebene wird durch die Installation vieler Messpunk-te und Steuerungseinheiten erhöht. Innovative Netzbetriebsmittel kommen zum Einsatz (AP 4) und die Nutzung intelligenter Dispatcher-Agenten zur Regelung von Anlagen im Ver-teilnetz für die Aufrechterhaltung der Netzstabilität wird demonstriert (AP 3). Eine über-greifende Koordination aller Anlagen und Netzbetriebsmittel wird durch die Konzeption und Umsetzung des „Smart Grid Operators” (SGO) im AP 3 ermöglicht. Dies dient dem Ziel, eine aktive Netzführung unter Nutzung marktlich kontrahierter rSDL (gelbe Ampel-phase) zu demonstrieren, in der Eingriffe nach §13.2 EnWG zur Wahrung der Stabilität der Verteilnetze16 auf ein Minimum reduziert sind. Dazu wird im Marktkontext (AP 6, AP 7) der Handel mit elektrischer Energie und rSDL durch die Verankerung der Regionalität17 als Pa-

15 vgl. Technologiewettbewerb Service Welt – Internetbasierte Dienste für die Wirtschaft

16 also die rote Phase entsprechend des BDEW-Ampelkonzepts

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rameter umfassend erweitert. Das Marktdesign wird damit an dezentrale, flexibilisierte Er-zeugungs- und Verbrauchsanlagen sowie Kurz- und Langzeitspeicher angepasst (AP 5). So soll demonstriert werden, wie ein VNB Marktmechanismen für die Aufrechterhaltung der Netzstabilität nutzen kann. Dies hilft, kostenintensiven Netzausbau dort zu vermeiden, wo die Bereitstellung von Marktmechanismen Effizienzgewinne verspricht.

Des Weiteren werden im Projekt die unternehmerischen (AP 9) und volkswirtschaftlichen (AP 8) Chancen betrachtet, die sich im Energiesystem aus einem Pool digitaler Daten, dar-aus generierter Informationen sowie aus erweiterten Überwachungs- und Steuerungsmög-lichkeiten ergeben.

Die Vernetzung der drei Innovationsbereiche erfordert eine IKT-Infrastruktur (AP 1). Zur Aufrechterhaltung der Stromversorgung wird die Kommunikation für besonders wichtige Komponenten des Energiesystems so ausgelegt, dass sie auch bei Ausfall der Regelkom-munikation und Ausfall der Stromversorgung in Teilnetzen zur Verfügung steht. Neben der Betriebssicherheit (Safety) wird großer Wert auf Informationssicherheit (IT-Security) ge-legt. Im Sinne eines „Security by Design” Ansatzes kommt eine projektweite Anforderungs-analyse und die Modellierung von Systemarchitekturen auf Basis des IEC 62559 und des SGAM zum Tragen. Dokumentierte Anwendungsfälle und Architekturmodelle (AP 12) sollen der Sicherstellung der Interoperabilität der Lösungen dienen, Aufschluss über weiteren Standardisierungsbedarf geben und durch ihren Dokumentationscharakter die Verwert-barkeit der Projektergebnisse in Folgeaktivitäten ermöglichen. Zusammen mit der Identi-fizierung des Qualifizierungsbedarfs und der Schaffung geeigneter Ausbildungsangebote (AP 10) wird so das in der Modellregion generierte Wissen nachhaltig erfasst und verfügbar gemacht und damit die Grundlage für die Übertragbarkeit (AP 13) gelegt.

Zentral für den Erfolg der in enera erarbeiteten Lösungen ist schließlich die aktive Gestal-tung der Modellregion durch die dort ansässigen Bürger. Mittels einer offenen Kommu-nikation werden diese gezielt informiert und zur Beteiligung angeregt (AP 11). Durch das enera TechLab können sie den Nutzen der entwickelten Lösungen selbst erfahren und sich gestaltend einbringen.

Es bestehen nach aktuellen Erkenntnissen keine Patente, die der Durchführung des Pro-jektvorhabens entgegenstehen. Die in enera gewonnenen Erkenntnisse werden soweit möglich rechtlich geschützt und die Anmeldung neuer Patente wird angestrebt.

17 Anschaulich wird die Bedeutung von regionalisierten Märkten in enera etwa im Vergleich zu dem Projekt eTelligence. Ein Defizit der dort umge-setzten lokalen, autarken Marktplätze war ihre fehlende Liquidität. In enera werden daher regionalisierte Märkte entwickelt und demonstriert, die in den bestehenden Markt integriert werden können.

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05. Kooperationen, Adressen und Ansprechpartner

Das Partnernetzwerk von enera besteht aus Konsortialpartnern und assoziierten Partnern. Kon-sortialpartner tragen das Projekt inhaltlich wie finanziell und sind Vertragspartner der zukünfti-gen Kooperationsvereinbarung. Mit den assoziierten Partnern (siehe Anhang) stehen sie im Infor-mationsaustausch, gegebenenfalls auch im Leistungsaustausch durch eine Unterbeauftragung.Im Nachfolgenden sind die Konsortialpartner des enera Konsortiums aufgelistet. Eine Darstellung aller Partner (Konsortialpartner und assoziierte Partner) findet sich in der Anlage 3.

KONSORTIALPARTNER18 ANSPRECHPARTNER

EWE AG (Konsortialführer)Tirpitzstraße 39 | 26122 Oldenburg

Die EWE AG ist einer der größten kommunalen Energieversorger Deutschlands und bietet in Nordwestdeutschland, Brandenburg und auf Rügen sowie in Teilen Polens und der Türkei Strom, Gas und Telekommunikation an.

Christian Arnold

3M Deutschland GmbHCarl-Schurz-Straße 1 | 41453 Neuss

Die 3M Deutschland GmbH ist ein globales Multi-Technologie-Unternehmen für intelligente & innovative Lösun-gen u. a. in den Bereichen Elektronik & Energie.

Dirk Hoffmann

Avacon AGSchillerstraße 3 | 38350 Helmstedt

Die Avacon AG ist ein regionaler Netzbetreiber in Niedersachsen, Sachsen-Anhalt, Hessen und Nordrhein-Westfa-len und betreibt in Nordwestdeutschland das 110-kV-Netz.

Manfred Grupe

Bilfinger Mauell GmbHAm Rosenhügel 1-7 | 42553 Velbert

Die Bilfinger Mauell GmbH ist einer der führenden Leittechnik-Hersteller für die Automatisierung von Energie-Er-zeugungsanlagen und Energie-Transportnetzen.

Wolfgang Friedrich

18 Die Unternehmen werden im nachfolgenden Text mit ihrer Kurzform bezeichnet.

BTC Business Technology Consulting AGEscherweg 5 | 26121 Oldenburg

Die BTC AG ist ein Full-Service-Provider für die Energiebranche und bietet Beratung, Lösungen, Produkte, Integra-tion und Betrieb in den Bereichen Operative Technologien (OT) und IT an.

Dr. Michael Stadler

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devolo AGCharlottenburger Allee 60 | 52068 Aachen

Die devolo AG bietet Produkte für die Datenübertragung und Datensicherheit im Smart Grid für Energieversorger und Netzbetreiber.

Dr. Michael Koch


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KONSORTIALPARTNER ANSPRECHPARTNER

Jacobs University Bremen gGmbHCampus Ring 1 | 28759 Bremen

Die Jacobs University Bremen gGmbH ist eine international ausgerichtete Privatuniversität die sich u.a. in der Arbeitsgruppe Bremen Energy Research mit den ökonomischen Aspekten der Energiepolitik befasst.

Prof. Dr. Gert Brunekreeft

energy & meteo systems GmbHMarie-Curie-Straße 1 | 26129 Oldenburg

Die energy & meteo systems GmbH bietet ein vielfältiges Leistungsspektrum rund um die Integration erneuerba-rer Energien in die Stromnetze und -märkte.

Dr. Ulrich Focken, Dr. Matthias Lange

EWE NETZ GmbHCloppenburger Straße 302 | 26133 Oldenburg

Die EWE NETZ GmbH ist der Betreiber von Strom-, Gas-, Telekommunikations- & Trinkwassernetzen im Ems-We-ser-Elbe-Gebiet sowie in Teilen Brandenburgs und Mecklenburg-Vorpommerns.

Dr. Enno Wieben, Jan Adrian Schönrock

ENERCON Gesellschaft mit beschränkter HaftungDreekamp 5 | 26605 Aurich

Die ENERCON GmbH ist eines der weltweit führenden Unternehmen im Bereich Windenergie, insbesondere in der Herstellung von Windenergieanlagen.

Dr. Jens Winkler

Forschungsgem. für Elektrische Anlagen & Stromwirtschaft e.V. (FGH)Roermonder Str. 199 | 52072 Aachen

Die FGH ist eine gemeinnützige Forschungseinrichtung der Elektrizitätswirtschaft und Elektroindustrie mit dem Ziel, Kompetenz und praxisorientiertes Fachwissen gemeinsam mit ihren Mitgliedern zu entwickeln und vorzuhalten.

Dr. Hendrik Vennegeerts

Hochschule Fresenius gGmbHLimburger Straße 2 | 65510 Idstein

Die Hochschule Fresenius forscht am Institut für Energiewirtschaft (INEWI) im Bereich datenintensiver Geschäftsmo-delle. Adressiert werden die Themenfelder Nachfrage- und Erzeugungssteuerung, Gebäude als aktive Marktteilneh-mer, Home Automation und Smart Metering.

Prof. Dr. Jens Strüker

IABG Industrieanlagen-Betriebsgesellschaft mbHEinsteinstraße 20 | 85521 Ottobrunn

Die IABG mbH bietet integrierte zukunftsorientierte Lösungen in den Branchen Automotive, InfoKom, Mobilität, Energie & Umwelt, Luft- und Raumfahrt sowie Verteidigung und Sicherheit.

Dr. Stephan Romahn, Josef Lorenz

Energie-Forschungszentrum der TU Clausthal – EFZ TUCAdolph-Roemer-Straßer 2a | 38678 Clausthal

Das Institut dient der Forschung und Lehre auf den Gebieten des Energie- und Bergrechts. Gegenstand des Energierechts sind die Rechtssätze, die Erzeugung, Transport, Speicherung, Handel und Vertrieb sowie ggf. auch Verbrauch von Energie jeglicher Art regeln.

Prof. Dr. Hartmut Weyer



ProSyst Software GmbHAachener Straße 222 | 50931 Köln

Die ProSyst Software GmbH ist ein führender Anbieter von embedded Java und OSGi Software. ProSyst bietet OSGi-zertifizierte Software für u. a. die Bereiche Smart Home und Smart Energy.

Kai Hackbarth

OFFIS e.V.Escherweg 2 | 26121 Oldenburg

Das Forschungsinstitut OFFIS entwickelt neue Formen IT-gestützter Informationsverarbeitung in Hard- und Soft-waresystemen und setzt die Ergebnisse in anwendungsnahe Entwicklungen um.

Dr. Christoph Mayer

RWTH Aachen Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW)Schinkelstraße 6 | 52062 Aachen

Die RWTH Aachen hat am IAEW ihren Schwerpunkt in der mathematischen Simulation, Optimierung und Bewer-tung des technisch-wirtschaftlichen Ausbaus und Verhaltens von Energieversorgungssystemen.

Prof. Dr. Albert Moser

Power Plus Communications AGAm Exerzierplatz 2 | 68167 Mannheim

Die Power Plus Communications AG (PPC) ist führender Anbieter von Smart Meter Gateways und Breitband- Powerline-Kommunikationssystemen und bietet Schlüsseltechnologien für intelligente Stromnetze an.

Ingo Schönberg, Christoph Raquet

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Likron GmbHBülowstraße 27 | 81679 München

Dr. Roland Peetz, Dr. Henryk Pinnow

Likron berät Energieversorgungs- und -handelsunternehmen bei der Optimierung ihres Portfolios im kurzfristi-gen Strommarkt.

MicrobEnergy GmbH – ein Unternehmen der Viessmann GruppeBayernwerk 8 | 92421 Schwandorf

Das zur Viessmann Group gehörende Unternehmen MicrobEnergy GmbH beschäftigt sich mit der Umstellung der Energiewirtschaft auf Erneuerbare Energien.

Thomas Heller

NEXT ENERGY – EWE Forschungszentrum für Energietechnologie e.V.Carl-von-Ossietzky-Straße 15 | 26129 Oldenburg

Das unabhängige Forschungsinstitut NEXT ENERGY entwickelt anwendungsorientierte Lösungen für die effiziente und umweltfreundliche Energieversorgung der Zukunft.

Dr. Karsten von Maydell

Landkreis AurichFischteichweg 7-13 | 26603 Aurich

Der Landkreis Aurich mit Sitz in Aurich und etwa 190.000 Einwohnern befindet sich im äußersten Nordwesten Niedersachsens.

Dr. Gabriele Krautheim



Stadtwerke Lingen GmbHWaldstraße 31 | 49808 Lingen/Ems

Die Stadtwerke Lingen GmbH versorgt das Stadtgebiet Lingen seit 1999 mit Strom, Erdgas und Trinkwasser sowie die Nachbargemeinde Lohne mit Strom und Erdgas.

Daniel Möllenkamp

TenneT TSO GmbHBernecker Straße 70 | 95448 Bayreuth

Die TenneT TSO GmbH ist mit rund 10.800 Kilometern Höchstspannungsleitungen verantwortlich für den effizienten Betrieb, die Instandhaltung und die Weiterentwicklung des Stromübertragungsnetzes der Spannungsebenen 220 kV und 380 kV.

Dr. Alejandro Gesino,Steffen Hofer

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Theben AGHohenbergstraße 32 | 72401 Haigerloch

Die Theben AG zählt zu den führenden Herstellern von Komponenten für KNX Haus- und Gebäudeautomation. Bereits seit 2008 nimmt Theben eine führende Rolle bei der Entwicklung von Smart Meter Gateways ein.

Ruwen Konzelmann

the peak lab. GmbH & Co. KGStau 54 | 26122 Oldenburg

Die the peak lab. GmbH & Co. KG ist ein designorientiertes Softwareunternehmen mit den Branchenschwerpunk-ten Energiemanagement, Home Automation, Elektromobilität und Telekommunikation.

Jens Läkamp

SCHULZ Systemtechnik GmbHSchneiderkruger Straße 12 | 49429 Visbek

Die SCHULZ Systemtechnik GmbH entwickelt Automatisierungskonzepte für verschiedenste Branchen. Das Un-ternehmen plant, installiert und wartet alles, was mit elektrischer Energie geschaltet, beleuchtet, gesteuert und gesichert werden kann.

Hendrik Hempelmann

Siemens Aktiengesellschaft Division Energy ManagementFreyeslebenstraße 1 | 91058 Erlangen

Die Siemens AG ist einer der weltweit führenden Anbieter von Produkten, Systemen, Lösungen und Dienstleis-tungen für die Übertragung und Verteilung elektrischer Energie.

Dr. Rolf Apel

Software AGUhlandstraße 12 | 64297 Darmstadt

Die Software AG ist das zweitgrößte Software-Unternehmen Deutschlands und in 70 Ländern der Welt aktiv.

Dr. Harald Schöning

SAP SEDietmar-Hopp-Allee 16 | 69190 Walldorf

Die SAP SE ist mit weltweit mehr als 253.000 Kunden führender Anbieter von Unternehmenssoftware.

Dr. Horst Neunaber



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Viessmann Werke GmbH & Co. KG Viessmannstraße 1 | 35108 Allendorf (Eder)

Die Viessmann Group ist einer der international führenden Hersteller von Systemen der Heiz-, Kälte- und Klimatechnik.

Ulrich Schmack

Younicos AGAm Studio 16 | 12489 Berlin

Die Younicos AG ist weltweit führend bei intelligenten Netz- und Energiespeicherlösungen und hat aktuell 20 Bat-teriekraftwerke mit einer Gesamtleistung von ca. 100 MW installiert.

Marcel Gallé

Universität Duisburg-Essen Lehrstuhl für EnergiewirtschaftUniversitätsstraße 12 | 45117 Essen

Die Universität Duisburg-Essen arbeitet am Lehrstuhl für Energiewirtschaft an Fragestellungen zur Energiegewin-nung, -umwandlung, -verteilung und -nutzung. Schwerpunkt ist dabei die Verknüpfung von Markt-, System- und Akteursperspektiven bei der Analyse elektrischer Energiesysteme.

Prof. Dr. Christoph Weber

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Niedersächsisches Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz Ansprechpartner: Manfred TammenArchivstraße 2 | 30169 Hannover

Niedersächsisches Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr Ansprechpartner: Lars BobzienFriedrichswall 1 | 30159 Hannover

Darüber hinaus wird das Konsortium vom Land Niedersachsen durch die nachfolgend aufgeführten Ministerien als zusätzliche Projektpartner unterstützt:

06. Ressourcen & Finanzplan

Das enera Projektvolumen beläuft sich auf rund 202 Mio. EUR. Hiervon konnten für den ak-tuellen Ressourcen- und Finanzplan Eigenmittel aus Wirtschaft und Industrie in Höhe von ca. 140 Mio. EUR eingeworben werden. Der enera Förderbedarf beläuft sich auf ca. 62 Mio. EUR. Die in der Abbildung 4 dargestellten 9+1 Investitionsfelder des enera Projektes geben Aufschluss über die inhaltliche Mittelallokation und deren Schwerpunktsetzung zueinan-der. Im Kern wird deutlich, dass sich rund 52% der Gesamtinvestitionen auf den in enera verorteten strategischen Dreiklang aus Netz, Markt und Daten beziehen. Die verbleiben-den Mittel fließen in die weiteren sechs unmittelbaren Investitionsfelder (Energiewende- AppStore, Telekommunikation, Anlagenflexibilisierung, Forschung & Entwicklung, Bürger-beteiligung und Inkubator).

NEDO (Japan)

LSHS

Daten

33,7 Mio.€ 17%

AP 1, 2, 9

Forschung & Entwicklung

8,0 Mio.€ 4%

AP 8, 10, 12, 13

Inkubator

5,9 Mio.€ 3%

AP 9, 11, 13, 14

Tele-kommunikation

12,5 Mio.€ 6%

AP 1, 4, 5

Anlagen-�exibilisierung

43,1 Mio.€ 21%

AP 3, 5, 6, 12

Bürger-beteiligung

8,8 Mio.€ 4%

AP 9, 11

Energiewende-AppStore

20,7 Mio.€ 10%

AP 2, 9

10,9 Mio.€ 5%

Markt

AP 6, 7

Netz

58,5 Mio.€ 30%

AP 3, 4, 5

ABBILDUNG 4: INVESTITIONSFELDER UND DEREN GRÖSSE IM PROJEKT enera

Die Fördersumme von 62 Mio. EUR verteilt sich auf die vier Projektjahre prozentual in etwa wie folgt: 30/40/20/10 Prozent, da ein Großteil der Investitionen im zweiten Jahr erfolgt.

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3M Deutschland GmbH

Bilfinger Mauell GmbH

SCHULZ Systemtechnik GmbH

BTC Business Technology Consulting AG

Software AG

devolo AG

ENERCON GmbH

Stadtwerke Lingen GmbH

Energie-Forschungszentrum der TU Clausthal

Jacobs University

FGH

energy & meteo systems GmbH

TenneT TSO GmbH

EWE AG

NEXT ENERGY e.V.

the peak lab. GmbH & Co. KG

EWE NETZ GmbH

OFFIS e.V.

IABG mbH

Landkreis Aurich

Likron GmbH

PPC AG

Theben AG

Avacon AG

SAP SE

Siemens AG

Konsortialpartner

171.346.939 €*

* Stand 29.02.2016

Gesamtbudget

140.418.500 €

Eigener Betrag

RWTH Aachen

Quote

ProSyst Software GmbH

61.681.500 €

Förderung

Universität Duisburg-Essen

Viessmann Werke GmbH & Co. KG

Younicos AG

GESAMT

07. Arbeitsplan mit Arbeitspaketen Seite 20

07. Arbeitsplan mit Arbeitspaketen

Das Vorgehen im Projekt beruht auf den folgenden Kernkategorien (siehe Abbildung 5):Netz: Damit das Netz auch in Zukunft zuverlässig und effizient betrieben werden kann, sind auf energiesystemtechnischer Ebene die notwendigen Voraussetzungen zu schaffen: die Ertüchtigung der Energieanbieter bzw. -abnehmer um aktive Komponenten, insbesondere Speicher (AP 5), was gleichzeitig der Marktteilnahme dient, und die Installation neuer Netz-betriebsmittel (AP 4), um neue Optionen für die Netzführung zu schaffen. Die neuen Netz-betriebsmittel und auch die Flexibilitäten anderer werden durch den regionalisierten Markt in eine aktive Netzführung eingebunden und bei der Netzplanung berücksichtigt (AP 3).Markt: Ein effizienteres Netz und neue Geschäftsmodelle entstehen durch die verteilnetz-dienliche Erweiterung des Intradaymarktes um regionalisierte Produkte (AP 7) und die Ein-bindung der Akteure durch netzdienliche, regionalisierte Produkte (AP 6).Daten: Um die neuen Prozesse zu ermöglichen, ist zuerst eine zuverlässige und sichere standardbasierte (AP 12) IKT-Konnektivität aller Anlagen aufzubauen (AP 1). Zur Organisa-tion der Datenflüsse und der Möglichkeit, Analyseanwendungen und Services anzubinden, wird die enera SDSP aufgebaut (AP 2). An diese Plattform können über AppStores neue Ge-schäftsmodelle realisiert werden (AP 9). Verstetigung und Übertragbarkeit: Diese werden erreicht, indem die Bürger das Projekt aktiv mitgestalten (AP 11), die Erfahrungen in Qualifizierungskonzepte eingearbeitet (AP 10) sowie Standards genutzt und weiterentwickelt werden (AP 12). Nicht zuletzt werden die Er-gebnisse des Projekts bzw. der Effekt der im Projekt erprobten Maßnahmen für zukünftige deutschlandweite Szenarien genutzt (AP 13), um Vorschläge zum gesetzlichen und regula-torischen Rahmenwerk zu erarbeiten (AP 8). Der Erfolg und die Sichtbarkeit des Vorhabens werden durch eine auf die Größe und Komplexität des Projekts zugeschnittene Projektma-nagementmethode (AP 14) gesichert.

ABBILDUNG 5: VERORTUNG DER ARBEITSPAKETE IM SPANNUNGSFELD STABILITÄT UND DISRUPTIVITÄT

AP 09

AP 01 AP 02 AP 08

AP 11

AP 12 AP 03

AP 10

AP 13 AP 14 AP 05 AP 04 AP 06 AP 07

Neue Geschäftsmodelle - Disruptivität

Versorgungssicherheit - Stabilität

Verstetigung und Übertragbarkeit

Daten

Markt

Netz

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Zu allen Konzepten und Technologien, die im Projektvorhaben demonstriert werden, finden kontinuierliche Evaluationen statt.

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ARBEITSPAKET 1: DIGITALE KONNEKTIVITÄT HERSTELLEN

BTC AG, 3M, Bilfinger Mauell, devolo, EWE NETZ, IABG, OFFIS, PPC, Stadtwerke Lingen, Theben

Zeitraum: t1-t1519

1 9 t: Zeiteinheit für 3 Monate

I. Ziele: Voraussetzung für das Projektvorhaben ist die Herstellung der Transparenz und der Steuerung in der Feldebene (Verteilnetz und Übertragungsnetz) durch den Einbau geeigneter Sensorik und Aktorik sowie deren Anbindung durch die jeweils geeignete Kommunikationsinfrastruk-tur (KIS). Diese muss eine offene, auf internationalen Standards basierende und ausfallsiche-re Übertragung der erfassten Daten für alle Objekte und Akteure des Smart Grids (Anlagen der Marktakteure sowie relevante Netzbetriebsmittel) herstellen. Zudem muss sie möglichst kostengünstig auf die nicht-funktionalen und funktionalen Anforderungen der relevanten An-wendungsfälle – in Einzelfällen krisensicher – ausgelegt sein.Die KIS besteht aus einem Kommunikationsnetz mehrerer Übertragungstechnologien, wel-ches die Verbreitung der Informationen aus neuen Sensoren und Gateways ermöglicht. Da-durch ist auch die kommunikationstechnische Anbindung von Anlagen sichergestellt.Schließlich soll eine Kommunikations- und Diensteplattform (KDP) für den diskriminierungs-freien Austausch von Daten zum Zusammenspiel von Akteuren des Energiesystems aufgebaut werden. In AP 8 werden detaillierte Betrachtungen zur organisatorischen Verankerung von KDP angestellt. Die auf der KDP angesiedelten Dienste dienen beispielsweise der Datenagg-regation, der Abrechnung, der Zugriffskontrolle und der datenbezogenen Koordination zwi-schen unterschiedlichen Akteuren des Energiesystems, z. B. für die Kommunikation zwischen ÜNB und VNB. Die KDP wird als Anwendungsfall auf der enera SDSP (vgl. AP 2) realisiert und nutzt diese. Beim Konzept wird darauf geachtet, dass es sich ebenso auf anderen IT-Plattfor-men umsetzen lässt. Der KDP-Betreiber teilt sich die SDSP im Projektvorhaben zwar mit Drit-ten; welche Daten und Dienste für wen und zu welchen Bedingungen über die KDP angeboten werden, unterliegt jedoch allein seiner Verantwortung und Kontrolle. Ein Data Access Point Manager (DAM) dient der KDP und anderen Datennutzern zum Auffinden von Datenquellen.Als weitere Ziele werden der Rollout von iMsys in der Modellregion sowie im überregionalen Lastschwerpunkt Lingen und weiterer Sensorik im Feld zur Messung netz- und marktdienli-cher Parameter, die Identifikation von Betriebsprozessen der KIS, die im Bereich intelligenter Stromnetze zum Einsatz kommen, die grundsätzliche technisch-ökonomische Evaluation der heutigen und zukünftigen Kommunikationstechnologien und -netze für unterschiedliche An-


II. Inhalte: Erhebung der Kommunikationsanforderungen für die unterschiedlichen Anwendungsfälle

des Projektvorhabens. Ein besonderer Schwerpunkt wird hierbei auf den Anforderungen zur Sicherheit und zur Verfügbarkeit, auch in Krisensituationen, liegen. Grundlage bilden hier, wie auch in AP 3, Risikoanalysen und Maßnahmenkataloge.

Entscheidung über Ort, Art und Anzahl der zu installierenden Sensoren, Messsystemen, Ga-teways und Kommunikationsstrecken, wobei das Portfolio aus vorhandenen KIS und neu zu demonstrierenden KIS betrachtet wird. Ein besonderer Schwerpunkt wird bei der Planung für das Ausrollen von iMsys liegen.

Berücksichtigung internationaler Standards, aktueller Technologien, gesetzlicher Richtlini-en (z. B. BSI-Schutzprofile BSI-CC-PP-0073 und BSI-CC-PP-0077), der Technischen Richtlinie (BSI TR-03109) sowie im Projekt erstellter Maßnahmenkataloge (inkl. Rollout von iMsys).

Identifikation von Demonstrationsfeldern in einer Größe, die für die Evaluation der unter-schiedlichen Kommunikationstechnologien und -verbindungen in Bezug auf die Anforderun-gen (vgl. Punkt 1) sowie hinsichtlich der entstehenden Kosten geeignet sind.

Erstellung eines Empfehlungskatalogs sowohl für die Verwendung als auch den Rollout von Kommunikationstechnologien in unterschiedlichen Kontexten des Energiesystems.

Implementierung und Konfiguration von Software zur Übergabe von Sensordaten an die im AP 2 aufzubauende SDSP (u. a. mit einer Mustererkennung, welche die schnelle Weiterlei-tung von kontextabhängig besonders relevanten Daten an Applikationen ermöglicht) sowie an bzw. aus einem SCADA-System.

Aufbau eines GWA zur Kontrolle der Übermittlung von Daten aus iMsys an die SDSP (AP 2). Konzipierung und Aufbau einer KDP auf technischer Basis der SDSP aus AP 2. Einrichten von Managementsystemen für die Kommunikations-Hardware. Evaluation der Technologien und Konzepte im Feldtest hinsichtlich nachhaltiger Eignung

und Kosten. Erstellen von Verfahren zur Berechnung der funktionalen Zuverlässigkeit bei gegebenen KIS

(Safety-Bewertung in Cyberphysical Systems), auch für netzstützende Funktionen. Safety-Verfahren und ein OSI-basiertes Security-Konzept festlegen, um ein sicherheitskri-

tisches, sicheres und skalierbares Cyberphysical System Smart Grid aufzubauen. Konzept und Strategie einer krisensicheren Kommunikation entwickeln.

forderungen des Energiesystems und die Erstellung eines Konzepts sowie der Aufbau einer krisensicheren Sprach- und Datenkommunikation verfolgt.

III. Ergebnisse: E 1.1 Insgesamt bis zu 40.000 iMsys installiert und ca. 1.300 Netzknoten in MS und NS mit Messtechnik ausgerüstet

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ARBEITSPAKET 2: ETABLIERUNG SMART DATA UND SERVICE PLATTFORM

EWE AG, BTC AG, EWE NETZ, Jacobs University, OFFIS, SAP, Siemens, Software AG, TenneT

Zeitraum: t1-t15

I. Ziele: Konzipierung, Aufbau und Demonstration einer SDSP zur Sammlung und Verarbeitung, Inbe-zugsetzung und Analyse von Daten aller verschiedenen Akteure und Anwendungsfälle aus der Modellregion als Grundlage für die digitale Wertschöpfung im und mittels des Energiesys-tems. Als Kernbestandteil des digitalen Energiewendesystems ermöglicht die SDSP insbesondere die nahtlose Interaktion zwischen Smart Grid (AP 3, AP 4) und Smart Market (AP 6, AP 7). Dabei soll die Plattform so umgesetzt werden, dass der Zugriff auf Daten und Dienste unterschied-licher Akteure nur nach deren Zustimmung (AP 12) möglich ist und dass Zugriffe nachverfolgt und ggf. auch abgerechnet werden können. Die SDSP bildet die Grundlage für den Energie-wende-AppStore und den explorativen Analyseraum (AP 9), welche erkenntnisgetriebene, datenbasierte Geschäftsmodelle ermöglichen. Der Aufbau der SDSP folgt einer drei Ebenen umfassenden Architektur:Die Integrationsebene sorgt für eine Einkopplung von Daten aus unterschiedlichen Quellsys-temen, wobei es sich sowohl um Bestandssysteme als auch um neue Sensorsysteme handeln kann. Daten aus iMsys werden ausschließlich unter Kontrolle eines GWA geliefert (AP 1, sowie dieses AP), wie es in BSI TR-03109 vorgesehen ist. Die Daten- und Informationsebene (Smart Data) übernimmt die Speicherung und Voranalyse von Daten. Sie wird auf Basis aktueller Softwaresysteme zur Speicherung und Verarbeitung nach dem Big Data Prinzip umgesetzt. Alle Daten werden gespeichert; abhängig von ihrem Wert für die zu demonstrierenden Zusammenhänge werden sie so behandelt, dass sie entwe-der innerhalb weniger Sekunden etwa für die Online-Visualisierung zur Verfügung stehen oder für komplexe Analysen und Korrelationen effizient abgelegt werden.Die Diensteebene (Smart Services) wird IT-Dienste zur Weiterverarbeitung und Aufbereitung von Daten für unterschiedliche Geschäftszwecke – etwa zur Netzbewirtschaftung oder zur Kundenbeteiligung – sowie für die Zugangskontrolle, Protokollierung und Abrechnung der Da-tennutzung beherbergen.

E 1.2 Verschiedene installierte Kommunikationstechnologien hinsichtlich Kosten-/Nutzen- relation bewertet E 1.3 KDP und DAM aufgebaut und in BetriebE 1.4 Sicheres skalierbares Cyberphysical System Smart Grid aufgebaut


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Business Evangelist

ENERGIEWENDE- APPSTORE/ SMART SERVICES

INTEGRATION

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Pr

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ive Analysis Trend Analysis

Pattern Recognition

Data Stream Mining Complex Event Proce

ssing

NETZ MARKT

ABBILDUNG 6: AUFBAU UND EINBETTUNG DER SMART DATA UND SERVICE PLATTFORM

II. Inhalte: Planung und Bereitstellung der IT-Infrastruktur sowie die Installation der Plattformsoftware.

Bei der Architektur werden von Beginn an Belange der IT-Sicherheit, des Datenschutzes, ge-setzlicher Aspekte (z. B. Unbundling) sowie der Standardisierung und Normierung berücksich-tigt (vgl. AP 12). Die SDSP wird über die gesamte Projektlaufzeit betrieben und es wird ein Sys-tem zur kontinuierlichen Überwachung von Funktion und Leistung der SDSP implementiert.

Integration der im Rahmen von AP 1 verfügbar gemachten Datenquellen, Entwicklung zentra-ler IT-Services zur Prozessunterstützung (z. B. Offer-2-Cash) und Veröffentlichung eines jährli-chen Rechenschaftsberichts bzgl. ordnungsgemäßer Verwendung personenbezogener Daten.

Ermittlung eventueller Erweiterungsbedarfe des mit der SDSP interagierenden GWA-Systems. Umsetzung der nach der SGAM-Methodik (AP 12) aus dem europäischen Normungsmandat

M/490 dokumentierten Use Cases auf Basis der SDSP. Dabei werden die jeweils erforderli-chen Datenmodelle und Dienste konzipiert und entwickelt (z. B. die KDP in AP 1 sowie weitere Dienste für den Markt (AP 6, AP 7) und das Netz (AP 1, AP 3)).

Evaluation des Nutzens der SDSP für die Geschäftsmodelle im und rund um das neue Ener-giesystem.

Entwicklung eines Betreibermodells inklusive Integrationskonzept für eine SDSP in das deut-sche Energiesystem.

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III. Ergebnisse: E 2.1 SDSP (gemäß Security Anforderungen aus AP 12) als Hauptbestandteil der Digitalisierung

des Stromnetzes entwickelt und in BetriebE 2.2 Zentrale IT-Services für alle APs bereitgestelltE 2.3 Studie bzgl. Skalierbarkeit, volkswirtschaftlichem Nutzen sowie möglicher bundesweiter

Betreibermodelle für eine SDSP abgeschlossen (mit AP 13)E 2.4 Regulatorische Handlungsempfehlung zur notwendigen Informationsverfügbarkeit for-

muliert, aus der hervorgeht, welche Informationen von welchen Rollen im neuen Ener-giesystem zur Ausübung der jeweiligen Tätigkeit benötigt werden (in Zusammenarbeit mit AP 8)

ARBEITSPAKET 3: SMART GRID OPERATOR KONZIPIEREN UND UMSETZEN

EWE NETZ, Avacon, Bilfinger Mauell, BTC AG, energy & meteo systems, ENERCON, FGH, NEXT ENERGY, OFFIS, RWTH Aachen, Siemens, TenneT, Younicos

Zeitraum: t3-t15

I. ZieleIntelligente Verteilnetze sind durch eine Abkehr von der klassischen „worst case” Auslegung und durch eine aktive Netzführung gekennzeichnet. Dies erfordert neben neuen technischen Lösungen vor allem auch erweiterte Kenntnisse, Methoden und Softwarewerkzeuge zur Netz-planung, die im Projekt erarbeitet werden sollen. Grundvoraussetzung für die Aufrechterhal-tung der Versorgungsqualität nahe der Auslastungs- und Stabilitätsgrenzen ist dabei eine hinreichende Steuerbarkeit und intelligente Steuerung der Lastflüsse in hoch ausgelasteten Situationen. Dies führt zu einer Neudefinition der Rolle des VNB, der sich zunehmend zum Dienstleister für das vernetzte Gesamtsystem entwickelt und damit zum SGO wird, dessen Handeln unter Verwendung innovativer Technik und neuer Konzepte im Projekt demonstriert wird:1. In der grünen Ampelphase wird die Blindleistungsstellfähigkeit, auch durch neue Konzep-

te, von Anlagen im Rahmen der bestehenden Regelsetzung genutzt.2. Für die gelbe Ampelphase (prognostizierter Engpass) wird demonstriert, wie Flexibilitäten

über Marktmechanismen genutzt werden können: Der VNB versucht, Bedarfe an rSDL über Marktmechanismen zu befriedigen.

3. Ist dies nicht möglich, so tritt unter Umständen die rote Ampelphase (tatsächlicher Eng-pass) ein. Dann regelt der VNB Erzeugungsanlagen in der MS-Ebene über ein intelligentes Wirkleistungsmanagement. Die hierfür benötigten intelligenten Dispatcher-Agenten – also Regler, die vorgegebene Rahmenbedingungen hinsichtlich Spannung, Strom und Blindleis-tung an kritischen Punkten im Netz überwachen und bei Abweichungen die zur Verfügung stehenden Anlagen und Netzbetriebsmittel so regeln, dass die statisch oder dynamisch (z. B. vom vorgelagerten Verteil- oder Übertragungsnetz) vorgegebenen Rahmenbedingungen


eingehalten werden – werden im Projekt demonstriert.4. Reduktion der Auslastung des Netzes durch aktive Netzbetriebsmittel und aktives Ma-

nagement der Anlagen basierend auf einer verbesserten Netzzustandsschätzung und -prognose mit Hilfe der SDSP (AP 2).

5. Neue Planungsgrundsätze und entsprechende Software zur ökonomisch effizienten Pla-nung von Verteilnetzen unter Einbeziehung der durch Sensorik, Regler, Automatisierung und 5%-Regel neu gewonnenen Freiheitsgrade.

6. Weiterhin werden demonstriert und ggf. weiterentwickelt: a. Eine Betriebsstrategie für aggregierte Erzeugungskapazitäten in MS-Netzen im Fehler-

fall. b. Netzregelungsverfahren zur Optimierung der Spannungshaltung sowie des Blindleis-

tungshaushaltes von MS-Netzen unter Ausnutzung der technischen Möglichkeiten moder-ner Windenergie- und Photovoltaikanlagen.

c. Neuartige Betriebsstrategien für Erzeugungsanlagen in Netzen mit geringer Kurzschluss-leistung.

Zur Demonstration einiger SGO-Konzepte sind ggf. Ausnahmeregelungen zu geltenden gesetzlichen Bestimmungen notwendig (AP 8).

II. Inhalte: Ermittlung des vorhandenen Potenzials für Blindleistungsstellfähigkeit. Demonstration und Kosten-Nutzen-Betrachtung der Koordinierung zwischen Stufenstellern

der Transformatoren im Umspannwerk und regelbaren Ortsnetztransformatoren (rONT). Integration marktfähiger rSDL in die Netzführung. Definition eines Netzbetriebskonzepts für die gelbe und rote Ampelphase unter Einbezie-

hung eines Marktes für rSDL (mit AP 6). Simulationsunterstützte Planung des Feldversuchs für verschiedene Typen autonomer in-

telligenter Dispatcher (Agenten) und anschließender Rollout von intelligenten Dispatchern für das Wirk- und Blindleistungsmanagement in bis zu 10 MS-Netzbereichen.

Konzipierung und Entwicklung von Software-Werkzeugen für die Entscheidungsunterstüt-zung bei der Netzführung unter neuen Bedingungen.

Erprobung der BSI-Schutzprofil konformen Zugriffsmöglichkeiten auf an der Controllab-le-Local-System- (CLS-) Schnittstelle angeschlossenen Anlagen.

Entwicklung von niederschwelligen Visualisierungen für ÜNB und VNB sowie die Anpassung und die Integration von intelligenten Netzbetriebsmitteln, intelligenten Dispatchern und zu steuernden Anlagen in Netzleitsysteme.

Feldversuch mit anschließender Evaluation auf Basis der Kennzahlen aus AP 13 zur Demons-tration der umgesetzten Maßnahmen zur Netzführung.

Erarbeitung von Empfehlungen für den Netzbetrieb und die Netzplanung. Entwicklung eines Planungstools zur Auslegung von Verteilnetzen unter Berücksichtigung

einer aktiven Netzführung (z. B. Spannungsregelung und 5%-Ansatz).

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III. Ergebnisse: E 3.1 Bis zu 10 MS-Netzbereiche für Wirk- und 5 MS-Netzbereiche für Blindleistungsmanage-

ment ausgerüstetE 3.2 BDEW-Ampelkonzept durch neue Marktmodelle sowie 5%-Ansatz weiterentwickeltE 3.3 Neue Verfahren sowie Tools zur (probabilistischen) Auslegung und Netzführung von Ver-

teilnetzen implementiertE 3.4 Weiterentwicklungs- und Standardisisierungsbedarf der installierten Tools, Betriebsmit-

tel und Grid Codes auf Basis von Analysen der im Projekt generierten Daten identifiziert

ARBEITSPAKET 4: ROLLOUT NETZBETRIEBSMITTEL ZUR EFFIZIENTEN NETZAUSLASTUNG

Avacon, EWE NETZ, FGH

Zeitraum: t1-t12

I. Ziele Ziel des AP ist es, die Sicherheit und Effizienz des Netzes durch neue, teilweise flexibel ein-stellbare und intelligente Netzbetriebsmittel im Verteilnetz zu erhöhen (Voraussetzung für AP 3). Der Ausbau erhöht die Netzanschlusskapazität für dezentrale Erzeugungsanlagen bei gleichzeitiger Reduzierung der klassischen Netzausbaukosten. Außerdem werden die stati-sche Spannungshaltung verbessert und die Freiheitsgrade im Systembetrieb erweitert. Die kommunikationstechnische Anbindung und Installation von Sensoren erfolgt in AP 1. Die In-stallation intelligenter Dispatcher (u. a. als Steuereinheiten für eine übergeordnete Span-nungsregelung) erfolgt in AP 3. In AP 4 werden die folgenden Netzbetriebsmittel installiert:1. 200 rONTs in bis zu vier MS-Netzbereichen zur Einhaltung des Spannungsbandes durch

eine koordinierte Regelung von MS- und NS-Netzen, 2. Ein supraleitender Kurzschlussstrombegrenzer (sKSB) als Kopplung zweier benachbarter

MS-Netzbereiche zur Erhöhung der Auslastungsgrenzen und der Sicherheit des Verteilnet-zes durch gesteigerten Vermaschungsgrad,

3. 30 km Hochtemperaturleiterseil mit geringem Durchhang (HTLS) zur Erhöhung der Strom-belastbarkeit auf einer vorhandenen HS-Trasse.

Definition von Verantwortlichkeiten und Handlungsabläufen zwischen VNB und ÜNB inkl. der Koordination von Netzampelsteuerung und Blindleistungshaushalt aus VNB und ÜNB Sicht.

Kosten-Nutzen-Bewertung der Maßnahmen für Betrieb und Planung von Netzen mit aktiven Komponenten und für die Marktintegration.

Bestimmung von Anforderungen an den rechtlichen Rahmen für die Rolle der zukünftigen VNB.


II. Inhalte: Bewertung von Mess- und Zustandsdaten aus dem Verteilnetz auf Basis der SDSP (AP 1, AP

2). Darauf basierend: Identifizierung von Netzbereichen mit Spannungshaltungsproblemen und ineffizienter Netzauslastung für den Einsatz intelligenter Netzbetriebsmittel.

Durchführung einer Machbarkeitsstudie für sKSB zwischen benachbarten MS-Netzen. Fo-kus u. a.: Vereinbarkeit mit bestehenden Schutzkonzepten sowie Beeinflussung der Last-flüsse auf MS- und HS-Ebene.

Bei positivem Ergebnis der Machbarkeitsstudie: Labortest zur Detailüberprüfung techni-scher Fragestellungen zur Funktionsweise des sKSB für diesen Anwendungsfall (weitere Ri-sikominimierung für den Feldeinsatz).

Ermittlung von technisch und wirtschaftlich optimierten Systemkonfigurationen und Ein-satzorten für die Planung des Rollouts von rONTs und sKSB.

Installation von rONTs für die übergeordnete Spannungsregelung in den identifizierten MS-Netzbereichen.

Bei positivem Labortest: Installation eines sKSB an einer strategischen Kopplungsstelle zweier MS-Netzbereiche.

Installation eines HTLS-Leiterseils in der 110 kV-Ebene einschließlich Temperatur- und Aus-dehnungssensorik sowie anschließender Analyse der Strombelastung und der daraus resul-tierenden Verlustleistung im Betrieb. Weiterführend werden damit technische und ökono-mische Kriterien für zusätzliche geeignete Einsatzorte untersucht.

III. Ergebnisse: E 4.1 Bis zu 200 rONTs im Verteilnetz der Modellregion installiert und in BetriebE 4.2 Machbarkeitsstudie zum sKSB abgeschlossen; Entscheidung für/gegen Labortest zum

sKSB getroffenE 4.3 ggf. Labortest zum sKSB abgeschlossen; Entscheidung für/gegen Einbau und Demonst-

ration eines sKSB an einer geeigneten Stelle im Netz getroffenE 4.4 ggf. sKSB installiert und in BetriebE 4.5 HS-Trasse mit HTLS-Leiterseil ausgestattet

ARBEITSPAKET 5: TECHNISCHE FLEXIBILISIERUNG VON ERZEUGERN, VERBRAUCHERN UND SPEICHERN

ENERCON, devolo, energy & meteo systems, EWE AG, EWE NETZ, MicrobEnergy, NEXT ENERGY, Schulz Systemtechnik, PPC, Stadtwerke Lingen, Theben, Younicos

Zeitraum: t3-t8

I. Ziele: Dezentrale Anlagen sind grundsätzlich in der Lage flexibel zu agieren und sollen in diesem AP dazu technisch befähigt werden.

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Windenergieanlagen mit Vollumrichterkonzept sind im Bereich der Blindleistungsstellfähigkeit Potenzialträger, insbesondere bei Erweiterung zur sogenannten „Static Synchronous Compen-sator (STATCOM)-Fähigkeit”, also der Bereitstellung von Blindleistung unabhängig von der po-tenziellen Wirkleistung. Weitere dezentrale Anlagen (Photovoltaik, Blockheizkraftwerke) werden entsprechend ihrer Flexibilisierbarkeit mit einbezogen.Speichersysteme können verschiedene Funktionalitäten flexibel zur Verfügung stellen (Wirk-, Blindleistung, Schwarzstartfähigkeit, Ramping etc.). Ziel ist es, unterschiedliche Speicher-technologien (z. B. Lithium-Ionen, Power-to-Gas, ggf. Redox Flow) mit ca. 10 MW installierter Leistung in der Modellregion zu errichten. Es ist geplant, im Laufe des Projektes ein LSHS System durch die assoziierte Partnerschaft von enera mit NEDO einzubringen.Flexibilität auf Seite der Verbraucher soll in einer durchgängigen bidirektionalen Wertschöp-fungskette durch die Ertüchtigung von Industrieanlagen (z. B. im Lastschwerpunkt Lingen) und im Gerätepark von Haushalten (z. B. Warmwasserspeicher mit Elektro-Heizpatrone) sowie durch deren Bündelung zu relevanten Größen nutzbar und vermarktbar gemacht werden. Date-nerhebungen (AP 2) ermöglichen hierbei detaillierte Prognosen einzelner Verbraucher(-grup-pen) als wichtige Entscheidungsunterstützung für die Marktteilnehmer. Insbesondere sollen Konzepte weiterentwickelt und erprobt werden, mit denen durch eine vernetzte Gebäudein-frastruktur der Komfort gesteigert, die Sicherheit erhöht und die Energieeffizienz verbessert werden kann. Des Weiteren kann auf die Stromtankstellen-Infrastruktur der EWE NETZ zurück-gegriffen werden, so dass insgesamt bis zu 1.000 steuerbare Verbraucher untersucht werden können.

II. Inhalte: Identifikation bestehender Anlagen und deren Flexibilitätspotenzials. Aktivierung der Anlagenbetreiber hinsichtlich der Einbringung der realisierbaren Flexibilitä-

ten im Rahmen des Projektes. Ausrüsten der Windenergieanlagen u. a. zur dynamischen Blindleistungsstellfähigkeit

(Vollumrichterkonzept, STATCOM). ggf. Nachrüstung weiterer EE-Anlagen. Installation von Speichern durch enera Konsortialpartner (10 MW) und ggf. Einbindung NEDO

an verschiedenen Standorten sowie deren soft- und hardwareseitigen Befähigung für den Einsatz in der geplanten Marktplattform.

Aus- und Umrüsten von Verbrauchsflexibilitäten (insb. Industrie und Gewerbe). Gebäudesei-tig auch zur Komfortsteigerung, Sicherheit und Energieeffizienz sowie SDSP-gestützte Wei-terentwicklung von Verbraucherprognosen (AP 2).

Einsatz, Erweiterung oder Neuentwicklung einer geeigneten Steuerungssoftware für die verschiedenen Anlagen, unterstützt durch die enera SDSP (AP 2).

Zusammenschaltung der Anlagen zu regionalen virtuellen Kraftwerken. Einsatz oder Neuentwicklung einer geeigneten softwareseitigen Schnittstelle zu den beste-


henden und im Rahmen des Projektes neu zu schaffenden Marktplattformen. Anbindung der Anlagen an die enera Marktplattform (AP 7). Anbindung der Anlagen an die enera SDSP (AP 2).

III. Ergebnisse: E 5.1 Anlagen technisch auslesbar und steuerbarE 5.2 Betrieb und Vermarktung der Anlagen im Rahmen eines regionalen virtuellen Kraft-

werks möglichE 5.3 Anbindung der Anlagen an die Marktplattform erfolgtE 5.4 Anbindung an SDSP erfolgt

ARBEITSPAKET 6: MARKTSEITIGE AKTIVIERUNG VON REGIONALISIERTEN SYSTEM-DIENSTLEISTUNGEN UND WEITEREN REGIONALISIERTEN PRODUKTEN

energy & meteo systems, Avacon, BTC AG, EWE AG, EWE NETZ, Likron, TenneT, Universität Duisburg-Essen, Younicos

Zeitraum: t2-t10

I. Ziele: Ziel dieses AP ist es, die Verzahnung zwischen der Netzführung des Smart Grids und des Energiemarktes zu gewährleisten, indem die für den SGO notwendigen rSDL als regionalisier-te Produkte für liquide Märkte (AP 7) definiert werden. Die hierzu benötigten Anlagen werden in AP 5 identifiziert und technisch zur Erbringung von rSDL befähigt. Insbesondere Engpass-management und Blindleistungshaushalt können über regionalisierte Produkte geregelt wer-den. Weitere rSDL werden als regionalisierte Produkte wenn notwendig auch außerhalb der Börsenmechanismen etabliert.

II. Inhalte: Entwicklung knotenscharfer Prognosen aus Anbieter- und Nachfragersicht (ÜNB, VNB) mit

Zuverlässigkeitsmetriken und verschiedenen Zeithorizonten. Entwicklung (auch netzebenenübergreifender) regionalisierter Produkte für rSDL. Prüfung von Synergien oder möglichen Konflikten zu bestehenden Regelleistungsmärkten

und zum Intradayhandel. Anwendung zum Portfoliomanagement für Anbieter unter Nutzung der KDP (AP 1). Entwicklung von Marktagenten zum Anbieten sowohl heutiger als auch regionalisierter Pro-

dukte (mit Anbindung an den Intradayhandel). Testbetrieb zur Erprobung der entwickelten Konzepte im Feld.

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III. Ergebnisse: E 6.1 Anforderungen an Marktplattform zur flexiblen Integration von Produkten definiertE 6.2 Regionalisierte Produkte zur Lieferung von rSDL definiertE 6.3 Marktagenten für regionalisierte Produkte verfügbarE 6.4 Verfahren zur knotenscharfen Prognose entwickelt

ARBEITSPAKET 7: ERWEITERUNG DES LIQUIDEN ENERGIEMARKTS UM DIE REGIONALISIERTEN PRODUKTE

EWE AG, Universität Duisburg-Essen, energy & meteo systems, EWE NETZ, Likron, Younicos

Zeitraum: t1-t5

I. Ziele: Ziel ist der Aufbau eines Handels von rSDL-Produkten (AP 6) in einem „smarten” Marktdesign für den (Intraday-) Markt, damit der VNB rSDL für das Verteilnetz einkaufen kann (Ampelkon-zept, AP 3), ähnlich wie der ÜNB „klassische SDL” in Form von Regelenergie. Dazu werden die Orderbücher des Intradayhandels um netztoplogische Informationen angereichert, so dass die Wirkleistungsgebote für den Netzbetreiber sichtbar regionalisiert sind. Ergänzt wird dies durch einen nahtlosen, standardbasierten Informationsaustausch aller Akteure (über die SDSP, AP 2), um Ineffizienzen und Markteintrittsbarrieren zu reduzieren und Transaktionskos-ten zu minimieren. Außerdem soll die optimale Vermarktungsform für Blindleistungsproduk-te und übrige rSDL identifiziert werden.

II. Inhalte: Entwicklung eines Marktkonzeptes für rSDL-Produkte mit Eingliederung in liquide bestehen-

de Märkte. Potenzialermittlung: Regionalisierte Orderbücher anwendungsspezifisch strukturieren (Ag-

gregationsebene, Art der Anlagen, Typ der Flexibilitäten) und Potenzial der Region für jewei-lige rSDL-Produkte ermitteln.

Definieren von Produkt- und Rollenanforderungen (VNB bzw. ÜNB sowie übrige Marktakteu-re) und Berücksichtigung technischer Anforderungen.

Untersuchen der Wechselwirkungen der Märkte (Regelenergie, EPEX Spot etc.). Entwickeln und Betreiben der regionalisierten Orderbücher im Börsenumfeld der EPEX Spot

für den Handel der entwickelten regionalisierten Produkte. Entwickeln und Einführen von regionalisierten Produkten und ggf. Anreizmechanismen für

noch nicht initial liquide Märkte. Etablieren der Informationsflüsse (u. a. auch für regulatorische Anforderungen und Monito-

ring) und Abrechnungen unter Nutzung von KDP und SDSP (AP 1, AP 2).


Demonstration und Evaluierung des Handels auf der Marktplattform im laufenden Betrieb. Informationsprozesse schaffen, die Transparenzmeldungen des Marktes und der SDSP ge-

genüber ÜNB und VNB sicherstellen.

III. Ergebnisse: E 7.1 Konzept für Marktplattform auf Basis regionalisierter Orderbücher erstelltE 7.2 Intradaybörse zur Aufnahme regionalisierter Produkte weiterentwickelt

ARBEITSPAKET 8: HANDLUNGSOPTIONEN ZUR GESTALTUNG DES ENERGIERECHTLICHEN RAHMENS

Jacobs University, EWE AG, EWE NETZ, Hochschule Fresenius, RWTH Aachen, TenneT, TU Clausthal, Universität Duisburg-Essen

Zeitraum: t8-t15

I. Ziele: Ziel dieses AP ist es, die Ergebnisse der APs, insbesondere des AP 13 (volkswirtschaftliche Effizienz der im Rahmen des Demonstrationsvorhabens implementierten Ansätze) auf den Anpassungsbedarf im gesetzlichen Rahmenwerk zu untersuchen. Dies bezieht sich sowohl auf den deutschen (EnWG, EEG, ARegV usw.) als auch ggf. auf den europäischen Regelrahmen. Hauptaugenmerk liegt dabei auf der Ausgestaltung der Schnittstelle zwischen Smart Market und Smart Grid, also all jenen Fragestellungen, die an der Schnittstelle zwischen dem regu-lierten Bereich der Netzbetreiber und den Marktakteuren auftreten (Smart Regulation). Die-se Schnittstellen sollen sicher, diskriminierungsfrei, technologieneutral, unbundling- und marktkonform sein. Außerdem werden auch die Rollen des Energiesystems analysiert und Vorschläge zur Zusammenarbeit zwischen ÜNB und VNB abgeleitet. Für das Verteilnetz wird erwartet, dass die in enera erprobten Anwendungen häufig effizienter sind als konventionelle Lösungen (z. B. Netzausbau), jedoch regulatorisch noch nicht umge-setzt sind. Es werden Vorschläge gemacht, wie die ökonomischen Anreize für die beteiligten Akteure so gesetzt werden, dass die volkswirtschaftlich effizientesten Lösungen zur Anwen-dung kommen, ohne die Systemsicherheit zu gefährden. enera versteht sich als „regulatorische Innovationszone”. Es wird in diesem AP auch dafür gesorgt, diesen „Experimentierrahmen” (und ggf. mögliche Abweichungen vom Rahmenwerk in Abstimmung mit dem Gesetzgeber) zu spezifizieren.

II. Inhalte: Spezifikation des Handlungsrahmens für enera als „regulatorische Innovationszone”. Ermitteln der Regelungsbedarfe oder auch Regulierungskonflikte bei

- neuen Funktionen (z. B. DAM (AP 1), SGO (AP 3) und regionales Orderbuch (AP 7)),- Diffusion der erprobten Anwendungen (z. B. 5% Ansatz),

- Schnittstellen zwischen den Regulierungs- oder Fördersystemen unterschiedlicher Sektoren

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III. Ergebnisse: E 8.1 Änderungsvorschläge für energiewirtschaftlichen Rahmen (Anreizsysteme, EnWG,

EEG usw.) zur Hebung des volkswirtschaftlichen Potenzials formuliertE 8.2 „Roadmap” für die zeitliche Einführung und Priorisierung dieser Änderungen formuliertE 8.3 Kosten/Nutzen-Potenzial der jeweiligen staatlichen Handlungsoptionen ermitteltE 8.4 ggf. Anpassungsvorschläge für andere gesetzliche Regelwerke formuliert

ARBEITSPAKET 9: NEUE GESCHÄFTSMODELLE IM KONTEXT DES DIGITALEN ENERGIESYSTEMS

EWE AG, BTC AG, EWE NETZ, Hochschule Fresenius, OFFIS, ProSyst, PPC, Siemens,Software AG, the peak lab.

Zeitraum: t1-t15

I. Ziele: Ziele sind Aufbau, Dokumentation und Demonstration neuer Geschäftsmodelle auf Basis des digitalisierten Energiesystems (AP 1, AP 2) in der Modellregion.Es ist geplant, mittels der SDSP (AP 2) einen Energiewende-AppStore zu erproben (Geschäfts-modell für Betreiber). Dieser bietet Raum zur Bereitstellung von unterschiedlichen Diensten in Form von Apps als neues Angebot für die Akteure innerhalb und außerhalb des digitalen Energiesystems. Ein AppStore bietet insbesondere innovativen New Economy Unternehmen eine ideale Bühne zur Erprobung und Vermarktung neuer Geschäftsmodelle. In einem aufzubauenden enera TechLab werden neue Technologien z. B. für die Heimauto-matisierung und die Energieverbrauchsanalyse und -optimierung demonstriert und erklärt, um den geschäftlichen und privaten Nutzern des Energiesystems die Mehrwerte der neuen Technologien zu demonstrieren. Die SDSP eröffnet unter Berücksichtigung geltender Anforderungen an Datenschutz und Da-tensicherheit allen enera Partnern einen explorativen Analyseraum, der es ihnen ermöglicht, unter Anleitung technisch versierter Analyseexperten mittels modernster Big Data-Technolo-gie aus den Rohdaten sehr schnell neue Informationen zu extrahieren. Auf diese Art lassen

Strom, Gas, Wärme und Telekommunikation und den erprobten Smart Grid-Anwendungen,- Rollendefinitionen und Aufgaben (z. B. zwischen ÜNB und VNB),- neuen Geschäftsmodellen (z. B. aus AP 9).

Erarbeiten von Änderungsoptionen für das gesetzliche Rahmenwerk (Netzentgelte, EnWG, EEG usw.).

Bewertung eichrechtlicher- und messrechtlicher Aspekte. Ökonomische Bewertung der Vorschläge unter Nutzung der Ergebnisse aus AP 13. Erarbeiten einer Roadmap der vorgeschlagenen Änderungen (beruhend auf der Roadmap

aus AP 13).


sich kurzfristig und flexibel rein digitale, auf Daten basierte Geschäftsmodelle entwickeln bzw. durch entsprechende Detail- und Kontextanalysen validieren. Es ist zu erwarten, dass hier wissenschaftliche Analyseverfahren auf sehr großen Datenmengen nutzbringend für die Wirtschaftspartner zur Verfügung gestellt werden. Es können somit Erkenntnisse aus For-schung und Entwicklung direkt in die Praxiserprobung einfließen und später unmittelbar an die Hersteller zur beschleunigten Markteinführung neuer Technologien und Produkte zurück-gespielt werden.

III. Ergebnisse: E 9.1 enera TechLab eröffnetE 9.2 Energiewende-AppStore implementiertE 9.3 Erfahrungsbericht zur Ausgestaltung eines explorativen Analyseraums auf Basis der

SDSP erstelltE 9.4 Mindestens drei Geschäftsmodelle und Stromtarifmodelle (auf Basis iMsys) dokumen-

tiert und evaluiert

II. Inhalte: Situationsabhängiges Zusammenführen von Daten des digitalisierten Energiesystems un-

ter Berücksichtigung von Unbundling-Vorgaben und entsprechender Übereinkunft der Da-teneigentümer sowie Analyse wechselseitiger Abhängigkeiten. Dazu wird ein Energiewen-de-AppStore konzipiert, umgesetzt und demonstriert.

Erprobung neuer Geschäftsmodelle für unterschiedliche Akteure im neuen „digitalen Ener-giesystem”. Hierzu zählen etwa Geschäftsmodelle für Dienstanbieter, die – basierend auf Informationen der SDSP – diverse Angebote aus den Bereichen Planung, Koordination, Abrechnung, Visualisierung, Bewertung von Kundenbedürfnissen etc. unterbreiten. Ent-sprechende explorative Auswertungen von Daten aus der SDSP werden für jeweils zu un-terstützende Partner umgesetzt. In diesem Kontext wird auch die Weiterentwicklung von Geschäftsmodellen für den GWA verfolgt.

Entwicklung von Mehrwertdiensten, die nicht allein die Energieversorgung im Fokus ha-ben, sondern vielmehr von der sich entwickelnden Smart Service Infrastruktur profitie-ren. Beispiele hierfür sind branchenübergreifende Dienstleistungen für die älter werdende Bevölkerung, Sicherheitsdienste, Katastrophenschutz oder auch Umweltdienste. Derartige Mehrwertdienste werden in enera auch durch die Identifikation und den Einbezug von inno-vativen New Economy Unternehmen mit neuen Geschäftsmodellen basierend auf explora-tiven Daten, Apps und neuen Technologien im Sinne eines Inkubatorprozesses entstehen.

Aufbau eines enera TechLabs zur Demonstration der neuesten Technologien mit Bezug zu Energienutzung, Energielieferung und Energievermarktung.

Konzipierung, Umsetzung und Demonstration von mindestens drei verschiedenen neuen Geschäftsmodellen mit Bezug zum Energiewende-AppStore, zum explorativen Raum der SDSP oder zu den Technologien, die im enera TechLab gezeigt werden.

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ARBEITSPAKET 10: AUFBAU DES ENERA KOMPETENZ & QUALIFIZIERUNGSCENTERS

EWE NETZ, OFFIS

Zeitraum: t1-t15

I. Ziele: Ziel dieses APs ist die Schaffung eines enera Kompetenz- und Qualifizierungscenters (eQC), das die aus Erfahrung hervorgehenden Qualifikationsanforderungen aus allen relevanten APs aufnimmt und diese Anforderungen in ineinandergreifende Schulungskonzepte bzw. Qualifi-zierungsmaßnahmen und Informationsmaterial umsetzt.Zusätzlich dient das eQC zur niederschwelligen Bereitstellung von wertschöpfungs- und sys-temübergreifendem Know-How, welches im Rahmen des Technologie-Rollouts benötigt wird. Dies geschieht durch eine eQC-Plattform, die auch mobil als App verfügbar ist.Durch eine kontinuierliche Begleitung und Unterstützung der am Rollout mitwirkenden Pro-jektpartner durch Kompetenz- und Qualifizierungsscouts werden frühzeitig Schulungsbedar-fe identifiziert.

II. Inhalte: Aufbau eines projektübergreifenden Konzeptes zur Informationsbeschaffung. Einrichtung des eQC und Aufbau der Qualifizierungssystematik (Aufnahme der Anforderun-

gen, Umsetzung und Evaluation). Sicherung der Informationsübertragung im Projekt u. a. durch Qualifizierungsscouts, Quali-

tätszirkel, Ausbildungslabore, Apps. Erarbeiten von Qualifizierungsmaßnahmen für berufsbegleitende Weiterbildung (insbes.

Elektrohandwerk), Ausbildungsberufe und Universitäten. Qualifizierung von Personal während der Projektlaufzeit und Bewertung dieser Maßnahmen. Aufbau der eQC-Plattform (Blogs, Informationsaustausch etc., Erstellung von eLearning-In-

halten für Qualifizierungsmaßnahmen). Entwicklung standardisierter Prozesse zur Installation von Sensorik im Feld. Gezielte Ausbildung von Personal hinsichtlich neuer Technologien und Betriebsmethoden

des SGO.

III. Ergebnisse: E 10.1 Übertragbares Qualifizierungskonzept und -materalien entwickeltE 10.2 eQC-Plattform und eQC-App implementiert


ARBEITSPAKET 11: BÜRGER GESTALTEN DIE NEUE ENERGIEERA

EWE AG, Landkreis Aurich, the peak lab.

Zeitraum: t1-t16

I. Ziel: Ziel ist es, die Bürger zu motivieren, die Energiewende nicht nur zu verstehen und zu ak-zeptieren, sondern sie aktiv mitzugestalten und einen individuellen persönlichen Nutzen zu definieren. Dies benötigt eine variable, zielgruppengerechte Kommunikation der relevanten Inhalte entsprechend einer dem Projekt angepassten Storyline. Dabei wirken die politischen Partner der Modellregion als Multiplikator. Der Nutzen aus der – im Rahmen des Projektes digitalisierten – Energiewirtschaft für den Bürger bildet dabei den zentralen Ansatzpunkt der multidirektionalen Kommunikation, die konkrete Maßnahmen zur Bürgerbeteiligung und zum Stakeholdermanagement mit klaren Verantwortlichkeiten und einem detaillierten Monito-ringsystem beinhaltet.

II. Inhalte: Aufbau eines Kommunikationsteams bestehend aus Vertretern von Wirtschaft, Wissen-

schaft, Kommunen und verschiedenen gesellschaftlichen Gruppen (z. B. Naturschutz, Kir-che, Gewerkschaft).

Erarbeitung eines Kommunikationskonzeptes inkl. Zielgruppenanalyse und Bedürfnisevalua-tion, um die Energiewende und die mit ihr einhergehenden Veränderungen vor allem für den Verbraucher verständlich und mitgestaltbar zu machen. Hierbei erfolgt eine Abgrenzung zur übergeordneten Kommunikationsstrategie im Rahmen des Projektmanagements (AP 14).

Aufbau eines Monitoringsystems und eines Monitoringprozesses zur Anpassung des Kom-munikationskonzeptes entsprechend der Ergebnisse.

Aufbau von Informations- und Austauschkanälen im Rahmen eines umfassenden Stakehol-dermanagements: z. B. Austauschplattformen für Verbraucher und umsetzende Akteure von enera. Dabei wird beachtet, dass Informationen, Fragen, Bedenken und Wünsche der Bürger in die Operationalisierung der anderen APs einfließen.

Nutzendemonstration erfolgt u. a. über Produktentwicklung (z. B. von Smart Home-Ent-wicklungen), die im Sinne der Idee, dass Technologie dem Nutzer folgen muss (AP 9), die Bedürfnisse der Bürger aufnimmt und berücksichtigt.

Bürger gestalten neue Angebote zum Smart Metering mit. Durchführung von interaktiven Informationsveranstaltungen, Roadshows, Wanderausstel-

lungen, Schul-Projektwochen etc. in der Modellregion mit Fokus auf Bürgerbeteiligung und Informationsvermittlung aus dem Projekt heraus für alle Altersklassen.

Aufbau und Implementierung eines akteursübergreifenden Energiewendedialogs. Schaffung eines enera Showrooms in der Modellregion.

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III. Ergebnisse: E 11.1 Kommunikationskonzept erstelltE 11.2 Monitoringsystem, Stakeholdermanagement und Showroom aufgebautE 11.3 Halbjährliche Ergebnis-Reviews durchgeführt

ARBEITSPAKET 12: GESTALTUNG UND NUTZUNG VON SICHERHEITSKONZEPTEN UND STANDARDISIERUNG

IABG, Bilfinger Manuell, devolo, EWE NETZ, OFFIS, ProSyst, PPC, Software AG, TenneT, Younicos

Zeitraum: t1-t15

I. Ziele: Ziel ist es, die Nutzung vorhandener Standards im Projekt durch Bereitstellung von Metho-denwissen und Software-Werkzeugen zu fördern und die Projektergebnisse zur Weiterent-wicklung von Standards aufzubereiten. Ein besonderer Schwerpunkt wird dabei auf das The-ma Sicherheit gelegt.Dazu werden die konzeptionellen Aktivitäten in enera durch die Erstellung von Anforderungs- und Architekturmodellen zusammengeführt. Dabei werden nationale und internationale Stan-dards und technische Richtlinien (u. a. von DKE, IEC, ISO, IEEE) berücksichtigt. „Security by Design”, also die Erhebung und Umsetzung von Sicherheitsanforderungen an die Hard- und Softwaresysteme bereits in der Konzeptionsphase sorgt für hohe Sicherheit. Eine kontinuier-liche Anforderungsanalyse schafft Transparenz hinsichtlich der Qualität der Umsetzung (z. B. bzgl. der Service Level von Prozessen wie der Marktpartnerkommunikation, Datensicherheit, Robustheit etc.), bietet Investitionssicherheit und gestattet die Bewertung von Kosten und Nutzen der gewählten Lösungsansätze (AP 8, AP 13). Die Ergebnisse des Projekts zum Thema Standardisierung und Sicherheit werden in die na-tionale und internationale Standardisierung und Normung eingebracht oder auch als „Best Practice” publiziert. Auf diese Weise wird auf die Verwertbarkeit der Ergebnisse auch außer-halb des Vorhabens gezielt. Mit der IEC 62559 und dem SGAM wird auf geeignete Beschrei-bungsmittel zurückgegriffen.

II. Inhalte: Dokumentation der enera Anwendungsfälle gemäß IEC 62559 zur Ermittlung von Akteuren,

Schnittstellen sowie funktionalen wie nicht-funktionalen Anforderungen. Entwicklung der enera Systemarchitektur nach dem europäisch standardisierten SGAM und

den zugehörigen Methoden. Durchführung von Sicherheitsanalysen für die Architekturentwürfe. Erstellen von Konzepten zur Verwendung von Referenzarchitekturen und Richtlinien bezüg-


III. Ergebnisse: E 12.1 Architekturdokumentation nach dem SGAM inkl. eines Repositorys mit den enera An-

wendungsfällen gemäß IEC 62559 erstelltE 12.2 Übergeordnetes Informationssicherheitskonzept zur Sicherstellung konsistenter An-

forderungen und der Kontinuität der Prozesse entwickeltE 12.3 Softwaregestütztes Kennzahlensystem zur Bewertung von Architektureigenschaften

entwickeltE 12.4 Standardisierungsbedarf in Bezug auf offene Datenmodelle und Kommunikationstechno-

logien (z. B. Profilbildung) identifiziert (Aufbau enera Architektur als Referenzarchitektur)

ARBEITSPAKET 13: ENERA ÜBERTRAGEN UND INTERNATIONAL VERANKERN

RWTH Aachen, Avacon, EWE AG, FGH, Jacobs University, NEXT ENERGY, OFFIS, Universität Duisburg-Essen

Zeitraum: t1-t16

I. Ziele: Um die Bewertung der technischen Lösungen aus den AP 1-7 zu ermöglichen, werden diese im Hinblick auf ihr volkswirtschaftliches Potenzial, ihre ökologischen Ziele und auf die Ver-sorgungssicherheit hin untersucht und in Kennzahlen ausgedrückt – und zwar nicht nur für die Modellregion, sondern auch in Bezug auf den Einsatz in ganz Deutschland. Dabei werden auch die Wechselwirkungen mit dem elektrischen Gesamtsystem in Deutschland betrachtet. Auf dieser Basis werden Alternativen bewertet. Es gilt z. B. zu zeigen, wie und in welchen Fäl-len „Second-Best”-Lösungen wie Netzausbau für Spitzenlasten bzw. Einspeisemanagement-

lich der Anwendung von Standards im Projekt unter Verwendung des SGAM Erstellen von Vorgehensmodellen zur Gewährleistung von Informationssicherheit (z. B. BSI

TR-03109, ISO TR 27019/27001, NISTIR 7628), um die Konformität der entwickelten Systeme daraus abzuleiten und Interoperabilität und „Security by Design“ für die Systemarchitektur zu realisieren.

Erarbeiten des Änderungsbedarfs von Anschlussbedingungen (Grid Codes). Realisierung von Plug&Automate über sichere und standardisierte IKT-Lösungen. Erarbeiten von Verfahren zur sicheren Nutzung externer Cloud-Dienste. Integration der neuen Systeme in die Unternehmensarchitektur der beteiligten Organisati-

onen. Erfassen des Standardisierungsbedarfs und der Erfordernisse an die Marktkommunikation

(aus AP 2, AP 6, AP 7). Entwurf geeigneter Kennzahlen für das Ergebniscontrolling.

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II. Inhalte: Zusammenführung verschiedener Einzelevaluationen aus den APs zu einem Gesamtbild. Erstellung dynamischer Umfeldszenarien zukünftiger Entwicklungen einschließlich eines

enera Leitszenarios, die den Rahmen abstecken, in dem sich das Energiesystem zukünftig bewegen wird und Abgleich von Evaluationen aus dem Projekt mit diesen Szenarien.

Durchführung von wirtschaftlichen Kosten-Nutzen-Rechnungen. Evaluation der wirtschaftlichen und ökologischen Auswirkungen (z. B. Reduktion der Treib-

hausgase) der konzipierten und demonstrierten Maßnahmen im Zusammenhang mit Hilfe geeigneter Kennzahlen, die auch in AP 8 verwendet werden können.

Hochrechnung der Auswirkungen der Umsetzung von Projektlösungen auf Deutschland. Bewertung der Potenziale und möglicher Probleme für die Wirtschaft und für Arbeitsplätze. Kompakte, regelmäßig aktualisierte Darstellung der erreichten Ergebnisse im sogenannten

„enera Dashboard”. Bewertung der Übertragbarkeit der demonstrierten Konzepte und Produkte auf Deutsch-

land und im Hinblick auf ihre internationale Vermarktbarkeit sowie die Wettbewerbsfähig-keit deutscher Unternehmen.

Erarbeiten von Strategien und Maßnahmen zur räumlichen Übertragung und zur internati-onalen Vermarktung der im Projekt erarbeiteten und umgesetzten Konzepte in Form einer Roadmap.

Kontinuierliche Beantwortung und Kommunikation der folgenden Fragen:- Unterstützen die enera Lösungen die politischen Ziele der Energiewende?- Generieren die enera Lösungen in verschiedenen Szenarien einen ökonomischen System-

nutzen, der sie im Kosten-Nutzen-Vergleich rechtfertigt?- Wie robust sind die einzelnen Lösungen und wie verhalten sich die enera Lösungen im

Vergleich zu anderen möglichen Lösungen?

maßnahmen aus Sicht der Gesamtwohlfahrt effizienter durch Marktmechanismen ersetzt werden können. Auch die Gegenüberstellung von Kosten und Nutzen innovativer Lösungen gegenüber klassischem Netzausbau wird so durchgeführt. Nicht zuletzt wird so eine Bewer-tung der zeitlichen und räumlichen Ausdehnung der Nutzung der demonstrierten Lösungen über das Projekt hinaus und auch im internationalen Raum durchgeführt. Dabei wird eine Roadmap erstellt, die deutsche Unternehmen beim zeitigen Eintritt in internationale Märkte unterstützt und so deren Wettbewerbsfähigkeit erhöht.Zusätzlich wird erarbeitet, welche weiteren Innovationen notwendig sind, damit die in enera demonstrierten Lösungen ihren Effekt für das Gesamtsystem entfalten können.Schließlich haben viele Technologien und Ansätze, die in der Modellregion demonstriert und evaluiert werden, das Potenzial für eine Umsetzung auch in anderen Staaten. Dieses Poten-zial wird im vorliegenden AP ermittelt.


III. Ergebnisse: E 13.1 Kennzahlen zur Bestimmung des Projektbeitrags zur Energiewende definiertE 13.2 Halbjährliche Kennzahlen-Reports erstelltE 13.3 Aussagen zur internationalen Vermarktbarkeit dokumentiertE 13.4 Ökonomische und ökologische Bewertung der enera-Konzepte und Ergebnisse durch geführt

ARBEITSPAKET 14: PROJEKTMANAGEMENT (KOORDINATION, ÖFFENTLICHKEITSARBEIT, DISSEMINATION)

EWE AG

Zeitraum: t1-t16

I. Ziele: Ziel des AP ist es, das Projekt erfolgreich un-ter ökonomischer Nutzung der eingesetzten Mittel umzusetzen, eine hohe Bekanntheit des Projekts und seiner Ideen zu erreichen und sowohl der Öffentlichkeit als auch dem Fachpublikum Kenntnisse über Projektergeb-nisse zu vermitteln. Die Gremien- und Projektmanagementstruk-tur (siehe Abbildung 7) wird wie folgt gestal-tet: Zentrale Steuerung ist die Projektleitung, die durch ein mehrköpfiges Projektoffice un-terstützt wird. Die Projektleitung pflegt einen intensiven Austausch mit den untereinander vernetzten AP-Leitungen im Rahmen des Pro-jektsteuerungskreises. Gleichzeitig berichtet die Projektleitung an den Lenkungskreis, in dem die Konsortialpartner vertreten sind. Ein Spezialistennetzwerk aus erfahrenen Managern und Experten dient zur kritischen Reflexion der Ergebnisse aus strategischer Sicht. Ein Beirat aus Politik, Verbänden und anderen Gruppen (z. B. BMWi, BMU, BNetzA, EU, Verbraucheschutz) dient zur Verankerung des Projekts in der Politik und Gesellschaft. Im Austausch dieser beiden Gruppen mit der Projektleitung entsteht das enera Innovati-onsnetzwerk.

Innovationsnetzwerk

Beirat

Spezialistennetzwerk

Lenkungskreis

Projektleitung und Projektof�ce

Projektsteuerungskreis Konsortialrunde

Strategy Innovation Go2Market Operations

Vernetzung der Arbeitspakete

AP AP AP

ABBILDUNG 7: GREMIEN- UND PROJEKTMANAGEMENTSTRUKTUR

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Diese Aufbaustruktur stellt sicher, dass die Erkenntnisse aus dem Projekt weiterentwickelt und erprobt werden, damit sie in praxisorientierten Anwendungen im Rahmen neuer Geschäftsmo-delle, Services und Applikationen in den Markt gestellt werden können. Dies ist gleichzeitig die Keimzelle für eine enera Projektgesellschaft, die die Verwertung der übergreifenden Ergebnisse sicherstellt und koordiniert. Methodisch finden sowohl agile Ansätze wie z. B. Scrum (bei in-novativen Entwicklungen) als auch „klassische“ Ansätze (z. B. bei Gesamtcontrolling und dem Technologie-Rollout) ihren Einsatz. Weiterhin ist ein inhaltlicher/fachlicher Austausch mit den anderen Projekten des SINTEG Förderprogramms während der Projektlaufzeit vorgesehen.

II. Inhalte: Gründung einer enera Projektgesellschaft zur Aufnahme von Innovationen. Schaffung einer spezifischen Aufbauorganisation, bestehend aus folgenden Gremien:

- Projektleitung- AP-Leitungen- Projektsteuerungskreis (Projektleitung und AP-Leitungen)- Lenkungskreis (Entscheidungs- und Eskalationsebene)- Spezialistennetzwerk- Beirat- Innovationsnetzwerk (Spezialisten, Beirat und Projektleitung)

Implementierung von anpassungsfähigen und agilen Projektmanagementmethoden. Aufbau eines Qualitäts-, Risiko- und Changemanagements. Aufbau und Implementierung eines strategischen, steuerungsrelevanten Szenarien-Raumes. Investitionscontrolling und kontinuierliche Messung der definierten Kennzahlen. Einbindung und kontinuierliche Information des Projektträgers und des BMWi. Multichannel-Ansatz zur Interaktion und Beteiligung der Menschen: Website, Facebook,

Twitter, youtube, google+, Instagram etc. Internationale mediale Verankerung durch Dissemination über Messen, Konferenzen,

Fachartikel, regionale Veranstaltungen etc. Dokumentation des Projektes darüber hinaus im Rahmen von Online- und Videodokumen-

tationen.

III. Ergebnisse: E 14.1 Projekt auf technisch-wissenschaftlicher Ebene bei optimaler finanzieller Mittelallokation erfolgreich umgesetztE 14.2 Weitreichende Wahrnehmung des Projektes und der erzielten Ergebnisse insbesonde-

re im Sinne nachhaltiger Übertragbarkeit demonstrierter Lösungen nachgewiesen

08. Zeit- und Meilensteinplanung Seite 42

08. Zeit- und Ergebnisplanung

t00 t01 t02 t03 t04 t05 t06 t07 t08 t09 t10 t11 t12 t13 t14 t15 t16

Konzeptionierung abgeschlossenProjektbeginnE 0.0

E 0.1

E 1.1E 1.2

E 1.3E 1.4

E 2.1E 2.2

E 2.3E 2.4

E 3.1E 3.2

E 3.3E 3.4

E 5.1E 5.2E 5.3

E 6.1E 6.2

E 6.3E 6.4

E 11.1E 11.2

E 11.3

E 13.1E 13.2E 13.3

E 13.4

E 14.1E 14.2

E 7.1E 7.2

E 8.1E 8.2E 8.3E 8.4

E 10.1E 10.2

E 5.4

E 9.1E 9.2

E 9.3E 9.4

E 12.1E 12.2E 12.3

E 12.4

E 4.1E 4.2

E 4.3E 4.4

E 4.5

01. Digitale Konnektivität herstellen

02. Etablierung Smart Data und Service Plattform

06. Marktseitige Aktivierung von regionalisiertenSystemdienstleistungen und weiterenregionalisierten Produkten

03. Smart Grid Operator konzi-pieren und umsetzen

04. Rollout Netzbetriebsmittel zur ef�zienten Netzauslastung

10. Aufbau des enera Kompetenz- & Quali�zierungscenters

PROJEKTMANAGEMENT

07. Erweiterung des liquiden Energiemarktes um die regionalisierten Produkte

09. Neue Geschäftsmodelle im Kontext des digitalen Energiesystems

11. Bürger gestalten die neue enERGIEera

12. Gestaltung und Nutzung von Sicherheitskonzepten und Standardisierung

08. Handlungsoptionen zur Gestaltung desenergierechtlichen Rahmens

05. Technische Flexibilisierung von Erzeugern, Verbrauchern und Speichern

13. enera übertragen und international verankern

14. Projektmanagement (Koorination,Öffentlichkeitsarbeit, Dissemination)

KONZEPTIONIERUNG

ABBILDUNG 8: ZEIT- UND ERGEBNISPLAN

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09. Verwertungsplan Seite 43

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09. Verwertungsplan

Erst ein Projekt der geplanten Größenordnung ermöglicht das Demonstrieren einer Viel-zahl von Einzellösungen der Partner sowie – als gänzlich neuer Aspekt – das Erproben des erfolgreichen, branchenübergreifenden Zusammenspiels dieser Lösungen als nächsten großen Schritt der Energiewende. Über den Projektzeitraum von vier Jahren bietet das geförderte Großprojekt dabei allen Partnern mit der einzigartigen Modellregion (170 Pro-zent EE) eine Demonstrationsfläche und den nötigen Freiraum, um ihre Produkte und sich ggf. noch in der Entwicklung befindende Technologien gemeinsam zu testen oder gänzlich neue Geschäftsmodelle zu erproben und zur Marktreife zu bringen. Für die Modellregion bietet sich die Chance, mit den durch enera vor Ort getätigten Investitionen auch nach Projektende eine national wie international attraktive Schaufensterregion zu bleiben. Die im Folgenden als Auswahl aufgezeigten Verwertungsabsichten und -möglichkeiten ha-ben großes internationales Marktpotenzial in all jenen Ländern, in denen der Ausbau von EE vorangetrieben wird:

Verwertungsbereich NetzViele der zu erzielenden enera Ergebnisse setzen auf technische Lösungen zur Vermeidung des konventionellen Netzausbaus oder zur Weiterentwicklung von Flexibilitäten und rSDL. Neben den volkswirtschaftlichen Vorteilen ergeben sich hier direkte Verwertungsmöglich-keiten für ÜNB (z. B. bei TenneT: Vermeidung von Investitionen in Kompensationsanlagen durch verbessertes Blindleistungsmanagement), VNB (z. B. bei EWE NETZ, Avacon: Optimie-rung des Blindleistungshaushaltes gegenüber vorgelagerten Netzbetreibern), Erzeuger (z. B. ENERCON: Bereitstellung von rSDL durch Windenergieanlagen) sowie weitere Marktak-teure hinsichtlich der Bereitstellung von Flexibilitäten (z. B. PPC und Theben: Weiterent-wicklung von Gateway-Systemen zur Erschließung von Flexibilitäten; Viessmann: Erproben der Energieflexibilität von Wärmepumpen in Privathaushalten). Es ist anzunehmen, dass zukünftig die Netzausbauplanung unter Berücksichtigung aller Alternativen eine Spezial-disziplin für Experten sein wird, hier sehen EWE NETZ als Planungsdienstleister für andere Netzbetreiber sowie Siemens als Dienstleister und Tool-Hersteller wachsenden Bedarf; gleiches gilt für den Rollout und das Rollout-Management von iMsys (Bosch SI, BTC, devo-lo, EWE NETZ, PPC, Theben).

Weitere Verwertungsmöglichkeiten sehen die Partner im Bereich der Primär- und Sekun-därtechnik. Erprobt wird dabei beispielsweise der Einsatz von sKSB sowie neuen Rege-lungskomponenten zur weiteren Automatisierung der Netzbewirtschaftung (BTC, Bilfinger Mauell, Siemens) insbesondere gemäß BDEW-Ampelmodell. Weiterhin erfolgt die Opti-mierung hinsichtlich Genauigkeit, Ausgangssignal und möglicher Einsatz- und Anwen-dungsbereiche von Messtechnik im Feld (3M, Bilfinger Mauell) sowie die Vermarktung von

09. Verwertungsplan Seite 44

Dienstleistungen im Bereich Kommunikationstechnologien für Smart Grid Anwendungen, besonders krisensichere Kommunikation sowie Safety und Security im Inland und europäi-schem Ausland (IABG, PPC).

Verwertungsbereich MarktZunächst ist in diesem Bereich die EPEX als Börsenbetreiber für regionalisierte Orderbücher zu nennen: Regionalisierte Produkte werden dabei in das Handelsportfolio aufgenommen und werden als „Volume Based Fee” abgerechnet. VNB wie etwa EWE NETZ und Energiever-triebe wie etwa EWE nehmen als Einkäufer bzw. als Anbieter von regionaler Flexibilität am Marktgeschehen teil und haben somit direktes Verwertungsinteresse. Es ist davon auszu-gehen, dass Aggregatoren (hier z. B. EWE, Viessmann, Younicos) kleinteilige regionale Fle-xibilitäten gebündelt als regionalisierte Produkte vermarkten oder aber Großanbieter (z. B. ENERCON) diese direkt handeln werden. Auch im marktlichen Umfeld haben diverse Dienst-leister ein direktes Verwertungsinteresse, etwa energy & meteo systems als Dienstleister für Einspeiseprognosen und virtuelle Kraftwerke, Likron als Entwickler und Betreiber von Handelsalgorithmen und automatisierten Marktanbindungen, devolo, PPC und Theben mit der Erpobung ihrer Gateway-Systeme zur Erschließung von Flexibilitäten beim Prosumer, Younicos in Bezug auf die Weiterentwicklung intelligenter Steuersoftware für Speicher in einem neuen rSDL-Marktmodell und Schulz Systemtechnik zur Gewinnung von Flexibilität bei Industriebetrieben.

Verwertungsbereich DatenDer Aufbau von IT-Plattformen zur Bekanntmachung, Bereitstellung und Vermarktung ener-giebezogener Dienstleistungen ist ein Schlüsselfaktor für eine erfolgreiche Gestaltung des zukünftigen Energiesystems. Dabei ergeben sich sowohl für Softwareanbieter (BTC, SAP, Siemens, Software AG) als auch für zukünftige Plattformbetreiber (z. B. EWE, TenneT) direk-te Verwertungsmöglichkeiten. SAP wird den völlig neu entwickelten Offer-2-Cash Prozess erstmalig im Energiesektor erproben und dabei ihre entsprechenden Produkte adaptieren. Ebenso werden Service-Dienstleister wie etwa BTC durch enera befähigt, ihr Produktportfo-lio an die Bedürfnisse des neuen Energiesystems auszurichten (z. B. Netzzustandsprogno-se, Smart Grid Monitoring). Weiterhin erlaubt die zentrale IT-Plattform die Realisierung ei-ner KDP (Umsetzung BTC); das Marktpotenzial für Deutschland wird dabei von den Partnern auf etwa 20 derartige Plattformen geschätzt, EWE NETZ sieht hier für sich ein Verwertungs-potenzial. In der Vorbereitungsphase von enera wurden im begleitenden Start-Up-Prozess bereits über 60 innovative New Economy Unternehmen untersucht, davon hatten ca. die Hälfte datenbasierte Geschäftsmodelle, welche nur bei entsprechender Verfügbarkeit von Daten des Energiesystems realisiert werden können. Die geplante Bereitstellung des explo-rativen Raumes sowie des Energiewende-AppStores weisen dazu bereits jetzt erhebliches Potenzial auf (z. B. EWE: Produktinnovationen durch Mustererkennung).

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09. Verwertungsplan | 10. Notwendigkeit der Zuwendung Seite 45

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Maßnahmen zur NachhaltigkeitDas Partnernetzwerk sichert die gewonnenen Erkenntnisse aus enera im Rahmen von Fach-publikationen, durch Vorträge auf Messen und Kongressen sowie ggf. durch die Beantra-gung von Patenten. Weiterhin sorgt es für eine nachhaltige Nutzung durch Einbringen von technischen Neuerungen in die Standardisierung (ISO, IEC, ITU) sowie die Gremienarbeit namhafter Verbände (IEEE, BDEW, VDE). Mittels des eQC werden Anforderungen an die Aus- und Weiterbildung von Fachkräften in geeignete Qualifizierungsprogramme übertragen und die Bürger werden motiviert, die Energiewende nicht nur zu verstehen und zu akzep-tieren, sondern sie aktiv mitzugestalten (AP 11).

Durch die technische Umsetzung von enera als durchgängig integriertes Gesamtsystem steht der Begleitforschung des SINTEG-Förderprogramms eine direkte Schnittstelle in die Schaufensterregion und den hier horizontal und vertikal integrierten Akteuren zur Verfü-gung. So können gewonnene Daten aus der enera Schaufensterregion – auch schon wäh-rend der Projektlaufzeit – direkt mit denen anderer Schaufenster kombiniert werden. Der Leitgedanke der Übertragbarkeit von enera als Blaupause für die deutsche Energiewende ist gemeinsamer Projektkonsens aller enera Partner.

Beim beschriebenen Projekt handelt es sich um ein äußerst ambitioniertes Entwicklungs- und Demonstrationsvorhaben, das die Bedingungen eines Praxisgroßtests der Energie-wende mit dem Ziel, eine deutschlandweite Übertragung von Lösungen zu ermöglichen, vollständig erfüllt.

Erstmals werden Technologien und Konzepte aus den Bereichen Netzführung, iMsys, Kom-munikation sowie der Verknüpfung von Infrastruktur und Energiemarkt, Energiehandel, steuerbarer Netzbetriebsmittel und Anlagen sowie der Teilnahme von Verbrauchern am Gesamtsystem in einer solchen Vielfalt und Dimension und im gemeinsamen Zusammen-wirken demonstriert. Des Weiteren werden viele der Einzelbestandteile das erste Mal unter realen Bedingungen in großer Stückzahl ausgerollt.

Es ist aus heutiger Betrachtung nicht gesichert, dass die einzelnen innovativen Lösungen im Zusammenspiel funktionieren. Es ist außerdem nicht absehbar, ob und wie die einzel-nen Innovationen in dem erwarteten Maß zur Problemlösung beitragen. Hieraus ergibt sich ein hohes wissenschaftlich-technisches Risiko.

10. Notwendigkeit der Zuwendung

10. Notwendigkeit der Zuwendung Seite 46

Es ist zu erwarten, dass eine Anzahl der demonstrierten Konzepte – z. B. für den zu de-monstrierenden Markt für Flexibilitäten und rSDL, das Zusammenspiel von VNB und ÜNB sowie die 5%-Regelung, die Integration von Anlagen in den Gesamtkontext von Netzfüh-rung und Markt – sich nur unter im Projekt zu erarbeitenden regulatorischen Anpassungen umsetzen lassen. Es ist nicht gewährleistet, dass eine entsprechende dauerhafte Anpas-sung des gesetzlichen Rahmens nach Projektende überhaupt im Wege einer Gesetzes-novellierung erfolgt. Des Weiteren erfolgt die Kosten-Nutzen-Evaluierung einiger Ansätze (z. B. Kommunikationstechnologie) erst im Projektverlauf, woraus sich ergeben wird, dass ein Teil der für das Projekt beschafften Betriebsmittel nach Projektende nicht weiter ge-nutzt werden kann.

Das Projektkonsortium geht daher mit dem Vorhaben auch sehr hohe wirtschaftliche Risi-ken ein, um langfristige Erkenntnisse für die Energiewende zu ermöglichen.

Diese Unsicherheiten werden weiter verstärkt durch die nicht absehbare Entwicklung des Energiesystems. Daher erfordert die Durchführung des Projekts eine Förderung in Form eines nicht-rückzahlbaren Zuschusses.

Eine ausschließliche oder auch ergänzende EU-Förderung ist vorbehaltlich einer weiterge-henden Prüfung anlässlich eines zukünftigen Projektantrages in Ermangelung des trans-nationalen Bezuges der APs und der Projektpartner nicht ersichtlich. Insbesondere erfüllt enera nicht die Antragsvoraussetzungen für die Förderprogramme „Horizont 2020” oder bezüglich „Projects of Common Interest (PCI)”.

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Anlage 1: Kurzdarstellung der Projektskizze

enera ist ein äußerst ambitioniertes, sehr umfangreiches Entwicklungs- und Demonstrati-onsvorhaben, das die Bedingungen eines Praxisgroßtests der Energiewende, mit dem Ziel der deutschlandweiten Übertragbarkeit von Lösungen, im geplanten Umfang vollständig erfüllt. enera vereint die ideale Modellregion, die Orchestrierung der unternehmerischen Einzelperspektiven sowie den Dreiklang – Netz, Markt und Daten – als harmonisches Zu-sammenspiel für den nächsten großen Schritt der Energiewende.

Gesicherte Nachhaltigkeit und veränderte RollendefinitionDeutschland hat gute Chancen, zu dem internationalen Leitmarkt für transformierte di-gitalisierte Energiesysteme zu werden. Die Voraussetzung dafür ist der Wandel von ei-nem statischen, zentral geprägten zu einem dynamischen, dezentral geprägten System mit Blick auf eine optimierte volkswirtschaftliche Kosten-Nutzen Relation. enera bietet somit den Akteuren der Energiewirtschaft die Chance, sich in einem radikal verändernden Um-feld neu zu definieren, wofür neue gesetzliche Rahmenbedingungen benötigt werden. Aus den Ergebnissen des Projektes ergeben sich Vorschläge und Handlungsoptionen für die Politik. Darüber hinaus werden die Bürger im Energiesystem zukünftig eine deutlich wich-tigere Rolle als heute einnehmen. Daher werden diese in enera maßgeblich mitarbeiten, sowohl durch persönliche Teilnahme als Akteur des Energiesystems und durch Gestaltung des staatlichen Rahmens als auch durch die Mitarbeit beim Design neuer Produkte. Außer-dem wird der notwendige Qualifizierungsbedarf ermittelt und adressiert, der sich aus den technischen Erkenntnissen des Projekts ergibt.

ModellregionDie enera Modellregion liegt im Nordwesten Deutschlands an der Küste der Nordsee. Sie besteht aus den drei Landkreisen Aurich, Friesland und Wittmund sowie der kreisfreien Stadt Emden. Seit den 1980er Jahren wird die Region vom Ausbau der erneuerbaren Energie dominiert. Insbesondere Windenergieanlagen, aber auch eine Vielzahl von Photovoltaik-anlagen und Biogasanlagen formen ein beachtliches regeneratives Stromerzeugungsport-folio. In 2013 ergab sich hieraus ein bilanzieller Anteil von über 170 Prozent erneuerbarer Energie in der Region. Mit Blick auf die bundesdeutschen Ausbauziele von 80 Prozent für 2050 ist die enera Modellregion schon heute ein regeneratives Großkraftwerk und Ex-portregion für erneuerbar erzeugten Strom. Im Zusammenspiel mit den verschiedenen Lastschwerpunkten und der vorhandenen Struktur des Stromnetzes bildet die enera Mo-dellregion ein ideales Demonstrationsfeld für ein zukunftsfähiges, erneuerbar geprägtes Energieversorgungssystem.

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LösungsansatzZentral ist der Gedanke, auf Basis der drei intensiv vernetzten Kernkategorien Netz, Markt und Daten einen Inkubator für den nächsten großen Schritt der Energiewende zu bilden.Im Netzkontext wird gezeigt, welche Voraussetzungen auf energiesystemtechnischer Ebe-ne zu schaffen sind, um das Netz auch in Zukunft zuverlässig und effizient zu betreiben. Dabei spielt die Flexibilisierung von dezentralen Erzeugungsanlagen, Verbrauchern und Speichern eine genauso entscheidende Rolle wie der Einsatz neuer, intelligenter Netzbe-triebsmittel zur Schaffung weiterer Optionen bei der Netzführung. Der intensive Einsatz von intelligenten Messsystemen schafft darüber hinaus – insbesondere im Zusammenspiel mit der Kernkategorie Daten – neue Handlungsmöglichkeiten für die Rollenkonzeption ei-nes Smart Grid Operators.Die erhöhte Transparenz und Nutzbarkeit von Flexibilitäten im Netz führt zu neuen Mög-lichkeiten im Markt. Im Fokus steht dabei die verteilnetzdienliche Erweiterung des Intra-daymarktes um regionalisierte Produkte. Somit verbindet enera unter anderem das Ziel, eine Netzführung unter Nutzung marktlich kontrahierter Flexibilitäten (gelbe Ampelphase) zu demonstrieren, in der Eingriffe zur Wahrung der Stabilität der Verteilnetze auf ein Mini-mum reduziert sind. Das Marktdesign wird damit an dezentrale, flexibilisierte Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen sowie Kurz- und Langzeitspeicher angepasst.Um diese neuen, auf Daten basierenden Optionen und Prozesse zu ermöglichen, ist zuerst eine zuverlässige und sichere standardbasierte IKT-Konnektivität aller Anlagen aufzubauen und in ein Gesamtsystem zu integrieren. Zur Organisation der Datenflüsse und der Mög-lichkeit, Analyseanwendungen und Services anzubinden, wird die enera Smart Data und Service Plattform aufgebaut. Auf diesem Weg erfolgen einerseits eine optimierte Modera-tion des Gesamtsystems und andererseits vielfache Möglichkeiten zur Realisierung neuer Geschäftsmodelle auf Basis der Digitalisierung („Energiewende-AppStore“). Letzteres gilt sowohl für die klassischen Akteure der Energiewirtschaft als auch für innovative New Eco-nomy Unternehmen, die im Rahmen von enera übergreifend vernetzt werden.

Über diese drei Kernkategorien hinaus befasst sich enera mit der Verstetigung und Über-tragbarkeit der Ergebnisse. Zunächst werden die Bürger in der Modellregion das Projekt aktiv mitgestalten und ihre Anforderungen mit einfließen lassen. Außerdem werden die gemachten Erfahrungen in zielgruppenspezifische Qualifizierungskonzepte integriert. Da-rüber hinaus werden Informationssicherheitskonzepte erarbeitet sowie Standards genutzt und weiterentwickelt. Nicht zuletzt werden die Ergebnisse des Projekts für zukünftige deutschlandweite Szenarien genutzt, um Vorschläge zum gesetzlichen und regulatorischen Rahmenwerk zu erarbeiten. Der Erfolg und die Sichtbarkeit des Vorhabens werden durch eine auf die Größe und Komplexität des Projekts zugeschnittene Projektmanagementme-thode gesichert.

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Anlage 2: Erklärung zur Bereitstellung von Informationen

Die Konsortialpartner erklären sich bereit, Informationen zum Zwecke der Evaluation von Projektergebnissen und einer zukünftigen Begleitforschung zur Gewährleistung der Über-tragbarkeit von Erkenntnissen bereitzustellen.

Die in der Projektskizze im Rahmen der Darstellung des Projektkonsortiums genannten An-sprechpartner sind gleichzeitig auch Kontaktpersonen für die Begleitforschung, den Pro-jektträger und den Zuwendungsgeber.

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Anlage 3: Darstellung des vollständigen Partnernetzwerks(Konsortialpartner und assoziierte Partner)

Niedersächsisches Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz

Niedersächsisches Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr

KONSORTIALPARTNER

ASSOZIIERTE PARTNER

Gemeinde Bockhorn

Gemeinde Dornum

Gemeinde Großefehn

Gemeinde Großheide

Gemeinde Hinte

Gemeinde Ihlow

Gemeinde Krummhörn

Gemeinde Sande

Gemeinde Friedeburg

Gemeinde Südbrookmerland

Gemeinde Wangerland

Landkreis FrieslandLandkreis Aurich Landkreis Wittmund

Samtgemeinde Brookmerland

Samtgemeinde Esens

Samtgemeinde Hage

Stadt Aurich

Stadt Lingen

Stadt Norden

Gemeinde Zetel

Samtgemeinde Holtriem

Stadt Emden Stadt Varel

Stadt Wiesmoor

Stadt Wittmund

Stadt Jever

Stadt Schortens

ABBILDUNG 9: DARSTELLUNG DES PARTNERNETZWERKS

EWE AG (Konsortialführer)Tirpitzstraße 39 | 26122 Oldenburg

KONSORTIALPARTNER

ANSPRECHPARTNERChristian Arnold

Die EWE AG ist einer der größten kommunalen Energiever-sorger Deutschlands und bietet in Nordwestdeutschland, Brandenburg und auf Rügen sowie in Teilen Polens und der Türkei Strom, Gas und Telekommunikation an.

- EnEff: Wärme- Green Access- green2store- Untersuchung Potenziale gesteuertes

Laden unter Nutzung der vollen Kommu-nikationsmöglichkeit zwischen Ladeinf-rastruktur und Fahrzeug - GL 3.0

- iQ

Auszug aktueller FuE-Projekte:

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Avacon AGSchillerstraße 3 | 38350 Helmstedt

ANSPRECHPARTNERManfred Grupe

Die Avacon AG ist ein regionaler Netzbetreiber in Nieder-sachsen, Sachsen-Anhalt, Hessen und Nordrhein-Westfalen und betreibt in Nordwestdeutschland das 110-kV-Netz.

3M Deutschland GmbHCarl-Schurz-Straße 1 | 41453 Neuss

ANSPRECHPARTNERDirk Hoffmann

Die 3M Deutschland GmbH ist ein globales Multi-Technolo-gie-Unternehmen für intelligente & innovative Lösungen u. a. in den Bereichen Elektronik & Energie.

- Hochtemperaturleiter für Freileitungen- Horizon 2020 LiB-Project – “FiveVB”- Erhöhung der Energiedichte auf Zell-Le-

vel um 20% und Senkung der Kosten um 20 %

Bilfinger Mauell GmbHAm Rosenhügel 1-7 | 42553 Velbert

ANSPRECHPARTNERWolfgang Friedrich

Die Bilfinger Mauell GmbH ist einer der führenden Leittech-nik-Hersteller für die Automatisierung von Energie-Erzeu-gungsanlagen und Energie-Transportnetzen.

- Green Access- NEmo

KONSORTIALPARTNER Auszug aktueller FuE-Projekte:

BTC Business Technology Consulting AGEscherweg 5 | 26121 Oldenburg

ANSPRECHPARTNERDr. Michael Stadler

Die BTC AG ist ein Full-Service-Provider für die Energiebran-che und bietet Beratung, Lösungen, Produkte, Integration und Betrieb in den Bereichen Operative Technologien (OT) und IT an.

- i-Protect- Das proaktive Verteilnetz - Green Access- green2store- KrOW!- E-Energy Projekt eTelligence- iQ

devolo AGCharlottenburger Allee 60 | 52068 Aachen

Die devolo AG bietet Produkte für die Datenübertragung und Datensicherheit im Smart Grid für Energieversorger und Netzbetreiber.

ANSPRECHPARTNERDr. Michael Koch

- SPIDER- StromKOM- AutoConfig 2.5- UUIS- FINESCE- ENERGIE- SEnCom- SmartLive

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KONSORTIALPARTNER

Energie-Forschungszentrum der TU Clausthal - EFZ TUC Adolph-Roemer-Straßer 2a | 38678 Clausthal

Das Institut dient der Forschung und Lehre auf den Gebieten des Energie- und Bergrechts. Gegenstand des Energierechts sind die Rechtssätze, die Erzeugung, Transport, Speicherung, Handel und Vertrieb sowie ggf. auch Verbrauch von Energie jeglicher Art regeln.

ANSPRECHPARTNERProf. Dr. Hartmut Weyer

ENERCON Gesellschaft mit beschränkter HaftungDreekamp 5 | 26605 Aurich

Die ENERCON GmbH ist eines der weltweit führenden Unter-nehmen im Bereich Windenergie, insbesondere in der Her-stellung von Windenergieanlagen.

ANSPRECHPARTNERDr. Jens Winkler

- DEA Stabil- ReWP- RRKW

energy & meteo systems GmbHMarie-Curie-Straße 1 | 26129 Oldenburg

Die energy & meteo systems GmbH bietet ein vielfältiges Leistungsspektrum rund um die Integration erneuerbarer Energien in die Stromnetze und -märkte.

ANSPRECHPARTNERDr. Ulrich Focken

- ORKA- Flexi

EWE NETZ GmbHCloppenburger Straße 302 | 26133 Oldenburg

Forschungsgem. für Elektrische Anlagen & Stromwirtschaft e.V. (FGH)Roermonder Str. 199 | 52072 Aachen

Die EWE NETZ GmbH ist der Betreiber von Strom-, Gas-, Telekommunikations- & Trinkwassernetzen im Ems-We-ser-Elbe-Gebiet sowie in Teilen Brandenburgs und Mecklen-burg-Vorpommerns.

Die FGH ist eine gemeinnützige Forschungseinrichtung der Elektrizitätswirtschaft und Elektroindustrie mit dem Ziel, Kompetenz und praxisorientiertes Fachwissen gemeinsam mit ihren Mitgliedern zu entwickeln und vorzuhalten.

ANSPRECHPARTNERMartin Lange-Hüsken Jan Adrian Schönrock

ANSPRECHPARTNERDr. Hendrik Vennegeerts

- Green Access- green2store

- U-Control


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IABG Industrieanlagen-Betriebsgesellschaft mbHEinsteinstraße 20 | 85521 Ottobrunn

Jacobs UniversityCampus Ring 1 | 28759 Bremen

Die IABG mbH bietet integrierte zukunftsorientierte Lösungen in den Branchen Automotive, InfoKom, Mobilität, Energie & Umwelt, Luft- und Raumfahrt sowie Verteidigung und Sicherheit.

Die Jacobs University Bremen gGmbH ist eine international ausgerichtete Privatuniversität die sich u.a. in der Arbeitsgruppe Bremen Energy Research mit den ökonomischen Aspekten der Energiepolitik befasst.

ANSPRECHPARTNERJosef Lorenz

ANSPRECHPARTNERProf. Dr. Gert Brunekreeft

- Fit4Sec

- ECHOHochschule Fresenius gGmbHLimburger Straße 2 | 65510 Idstein

ANSPRECHPARTNERProf. Dr. Jens Strüker

Die Hochschule Fresenius forscht am Institut für Energiewirt-schaft (INEWI) im Bereich datenintensiver Geschäftsmodelle. Adressiert werden die Themenfelder Nachfrage- und Erzeu-gungssteuerung, Gebäude als aktive Marktteilnehmer, Home Automation und Smart Metering.

Landkreis AurichFischteichweg 7-13 | 26603 Aurich

Der Landkreis Aurich mit Sitz in Aurich und etwa 190.000 Einwohnern befindet sich im äußersten Nordwesten Nie-dersachsens.

ANSPRECHPARTNERDr. Gabriele Krautheim

- ENSEA - NEND- Groen Gas – Grünes Gas- HEC- Netzwerk Energieeffizienz – Technologien- E-Voucher

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KONSORTIALPARTNER

MicrobEnergy GmbH – Ein Unternehmen der Vissmann GruppeBayernwerk 8 | 92421 Schwandorf

Das zur Viessmann Group gehörende Unternehmen MicrobE-nergy GmbH beschäftigt sich mit der Umstellung der Ener-giewirtschaft auf Erneuerbare Energien.

ANSPRECHPARTNERThomas Heller

Likron GmbHBülowstraße 27 | 81679 München

Die Likron GmbH berät Energieversorgungs- und -handelsunternehmen bei der Optimierung ihres Portfolios im kurzfristigen Strommarkt.

ANSPRECHPARTNERDr. Roland Peetz, Dr. Henryk Pinnow


NEXT ENERGY – EWE Forschungszentrum für Energietechnologie e.V.Carl-von-Ossietzky-Straße 15 | 26129 Oldenburg

Das unabhängige Forschungsinstitut NEXT ENERGY entwi-ckelt anwendungsorientierte Lösungen für die effiziente und umweltfreundliche Energieversorgung der Zukunft.

ANSPRECHPARTNERDr. Karsten von Maydell

- HybridTest- InSeMo- - EURECA- Stack-Test - CISTEM - iHEM - H3PO4-A - VariPrüfBZ - NOVAREF - QUALIFIX - green2store- MINT-online 2 - SWARM - RESTORE - SciGrid - Green Access

- RegEnKibo

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OFFIS e.V.Escherweg 2 | 26121 Oldenburg

Das Forschungsinstitut OFFIS entwickelt neue Formen IT-gestützter Informationsverarbeitung in Hard- und Soft-waresystemen und setzt die Ergebnisse in anwendungsnahe Entwicklungen um.

ANSPRECHPARTNERDr. Christoph Mayer

- F-Flex- ELECTRA- n2VPP- INTEGRA- COFFEE- Smart Nord- ZEM- SafeGrid- Odysseus- MoVeS- proaktives Verteilnetz- Green Access- green2store- iQ- DISCERN- TRESCCA

Power Plus Communications AGAm Exerzierplatz 2 | 68167 Mannheim

Die PPC AG ist führender Anbieter von Smart Meter Gate-ways und Breitband-Powerline-Kommunikationssystemen (BPL) und bietet Schlüsseltechnologien für intelligente Stromnetze an.

ANSPRECHPARTNERIngo Schönberg

- Fühler im Netz- FLOW-R- LISA- Verteilnetz2020

ANSPRECHPARTNERKai Hackbarth

- SerCHo- SEDICMA- E-DeMa- OSAmI- Smart Live

ProSyst Software GmbHAachener Straße 222 | 50931 Köln

Die ProSyst Software GmbH ist ein führender Anbieter von embedded Java und OSGi Software. ProSyst bietet OS-Gi-zertifizierte Software für u. a. die Bereiche Smart Home und Smart Energy.

RWTH Aachen Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW)Schinkelstraße 6 | 52062 Aachen

Die RWTH Aachen hat am IAEW ihren Schwerpunkt in der mathematischen Simulation, Optimierung und Be-wertung des technisch-wirtschaftlichen Ausbaus und Verhaltens von Energieversorgungssystemen.

ANSPRECHPARTNERProf. Dr. Albert Moser

- Das proaktive Verteilnetz- Moderne Verteilernetze für Deutschland- EvolvDSO- Leistungsfähigkeit und Ausbaubedarf der

Verteilnetze in Nordrhein-Westfalen- Leistungsfähigkeit und Ausbaubedarf der

Verteilnetze in Nordrhein-Westfalen- Systemstudie zum intelligenten Einspei-

semanagement (EWE NETZ 5%-Ansatz)

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KONSORTIALPARTNER

SCHULZ Systemtechnik GmbHSchneiderkruger Straße 12 | 49429 Visbek

Die SCHULZ Systemtechnik GmbH entwickelt Automatisie-rungskonzepte für verschiedenste Branchen. Das Unterneh-men plant, installiert und wartet alles, was mit elektrischer Energie geschaltet, beleuchtet, gesteuert und gesichert werden kann.

ANSPRECHPARTNERHendrik Hempelmann

Siemens Aktiengesellschaft Division Energy ManagementFreyeslebenstraße 1 | 91058 Erlangen

Die Siemens AG ist einer der weltweit führenden Anbieter von Produkten, Systemen, Lösungen und Dienstleistungen für die Übertragung und Verteilung elektrischer Energie.

ANSPRECHPARTNERDr. Rolf Apel

- NeToVe- EnEff- SmartCoil - PuBVerteilung- In2VPP- SECVER- IREN2- SysDL 2.0- Verbundvorhaben: Optimale Betriebs- und

Regelungsstrategien für das zuverlässige elektrische Energieversorgungssystem Deutschlands bei vollständiger Integration der Einspeisung aus erneuerbaren Energien im Zeithorizont 2030

- NETZ:KRAFT

Software AGUhlandstraße 12 | 64297 Darmstadt

Die Software AG ist das zweitgrößte Software-Unternehmen Deutschlands und in 70 Ländern der Welt aktiv.

ANSPRECHPARTNERDr. Harald Schöning

- SINNODIUM- iPRODICT- BigPro- iTESA- ACCEPT


ANSPRECHPARTNERDr. Horst Neunaber

- SINNODIUM- BDSec- Smarter Privacy- KapaflexCy- ZertApps

SAP SEDietmar-Hopp-Allee 16 | 69190 Walldorf

Die SAP SE ist mit weltweit mehr als 253.000 Kunden füh-render Anbieter von Unternehmenssoftware.

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Stadtwerke Lingen GmbHWaldstraße 31 | 49808 Lingen/Ems

Die Stadtwerke Lingen GmbH versorgt das Stadtgebiet Lin-gen seit 1999 mit Strom, Erdgas und Trinkwasser sowie die Nachbargemeinde Lohne mit Strom und Erdgas.

ANSPRECHPARTNERDaniel Möllenkamp

TenneT TSO GmbHBernecker Straße 70 | 95448 Bayreuth

Die TenneT TSO GmbH ist mit rund 10.800 Kilometern Höchstspannungsleitungen verantwortlich für den effizien-ten Betrieb, die Instandhaltung und die Weiterentwicklung des Stromübertragungsnetzes der Spannungsebenen 220 kV und 380 kV.

ANSPRECHPARTNERAlejandro Gesino

- Hochtemperaturleiter für Freileitungen

ANSPRECHPARTNERRuwen Konzelmann

Theben AGHohenbergstraße 32 | 72401 Haigerloch

Die Theben AG zählt zu den führenden Herstellern von Komponenten für KNX Haus- und Gebäudeautomation. Be-reits seit 2008 nimmt Theben eine führende Rolle bei der Entwicklung von Smart Meter Gateways ein.

ANSPRECHPARTNERJens Läkamp

- SmartLive- ChArGED

the peak lab. GmbH & Co. KGStau 54 | 26122 Oldenburg

Die the peak lab. GmbH & Co. KG ist ein designorientiertes Softwareunternehmen mit den Branchenschwerpunkten Energiemanagement, Home Automation, Elektromobilität und Telekommunikation.

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Younicos AGAm Studio 16 | 12489 Berlin

Die Younicos AG ist weltweit führend bei intelligenten Netz- und Energiespeicherlösungen und hat aktuell 20 Batte-riekraftwerke mit einer Gesamtleistung von ca. 100 MW installiert.

ANSPRECHPARTNERMarcel Gallé

- SmartPowerFlow- SekReg- TILOS- Terna Netzplan- Batteriepark Leighton Buzzard- Batteriepark Schwerin- Duke Energy Notrees ES Project

Universität Duisburg-Essen Lehrstuhl für EnergiewirtschaftUniversitätsstraße 12 | 45117 Essen

Die Universität Duisburg-Essen arbeitet am Lehrstuhl für Energiewirtschaft (EWL) an Fragestellungen zur Ener-giegewinnung, -umwandlung, -verteilung und -nutzung. Schwerpunkt ist dabei die Verknüpfung von Markt-, System- und Akteursperspektiven bei der Analyse elekt-rischer Energiesysteme.

ANSPRECHPARTNERProf. Dr. Christoph Weber

- Die Stadt als Speicher- Econnect Germany- INDUNAFOM- GARPUR Project- KoNeMaSim- StoBeS- Umbrella Project


ANSPRECHPARTNERUlrich Schmack

- SOLSTAND- LAGE-EE- TASK

Viessmann Werke GmbH & Co. KG Viessmannstraße 1 | 35108 Allendorf (Eder)

Die Viessmann Group ist einer der international führenden Hersteller von Systemen der Heiz-, Kälte- und Klimatechnik.

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ASSOZIIERTE PARTNER ANSPRECHPARTNER

Beton- und Energietechnik Heinrich Gräper GmbH & Co. KGIda-Gräper-Weg 1 | 26197 Ahlhorn

Hermann Meyer

Gräper ist Anbieter von Fertigteilstationen für die Versorgungswirtschaft, Betonfertigteilen, Elektrotech-

nik, Metallbau und Kalksandsteinprodukten.

BFE Bundes-technologie-zentrum für Elektro- und Informa-tions-technik e.V.Donnerschweer Straße 184 | 26123 Oldenburg

Thorsten Janßen

Das BFE ist ein Kompetenzzentrum für die berufliche Aufstiegs- und Weiterbildung im Bereich der Elektro-

und Informationstechnik (Seminare, Lehrgänge, Inhouse, Lernsoftware-Entwicklung, Video- und 3D-Pro-

duktionen, E-Learning-Services, digitales Lernen) und bildet als Qualifizierungspartner den Kristallisati-

onspunkt zwischen Anforderung und Umsetzung.

EEX - European Energy Exchange AGAugustusplatz 9 | 04109 Leipzig

Dr. Maximilian Rinck

Die European Energy Exchange ist die führende europäische Energiebörse. An der EEX werden u. a. Kon-

trakte auf Strom, Kohle und Emissionsberechtigungen gehandelt oder zum Clearing registriert.

Energy Brainpool GmbH & Co. KGBrandenburgische Straße 86/87 | 10713 Berlin

Tobias Federico

Energy Brainpool ist der unabhängige Marktspezialist mit Fokus Strom- und Energiehandel in Europa. Ener-

gy Brainpool liefert. Analysen, Prognosen und Modellierung der Energiemärkte und -preise sowie Studien,

individuelle Beratung und Trainings.

EPEX SPOT SE5 Boulevard Montmartre | 75002 Paris/Frankreich

Emine-Duygu Uyar

EPEX SPOT SE ist die europäische Börse für Stromspotmärkte, die aus dem Zusammenschluss der

Stromspotaktivitäten der Energiebörsen Powernext SA aus Frankreich und der EEX AG in Deutschland ent-

standen ist.

Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Rothenbaumchaussee 78 | 20148 Hamburg

Jens Kuelper

Ernst & Young bietet eine unabhängige Unterstützung der Teilnehmer am Energiemarkt und liefert hier-

zu integrierte oder energiespezifische Services aus Assurance, Advisory, Tax und Rechtsberatung sowie

Transaction Advisory Services entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

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Landis+Gyr GmbHHumboldtstraße 64 | 90459 Nürnberg

Dr. Peter Heuell

Die Landis+Gyr GmbH ist weltweit führender Anbieter von integrierten Energiemanagement- Lösungen für

Verbrauchs- bzw. Netzzustandsmessungen u.a. von Strom sowie Smart Grid-Lösungen für Versorgungsun-

ternehmen.

Maschinenfabrik Reinhausen GmbHFalkensteinstraße 8 | 93059 Regensburg

Dr. Thomas Smolka

Die Maschinenfabrik Reinhausen GmbH ist in der Energietechnik tätig und beschäftigt sich im Kerngeschäft

mit der Regelung von Leistungstransformatoren.

Nexans Deutschland GmbHKabelkamp 20 | 30179 Hannover

Dietmar Steinbach

Die Nexans Deutschland GmbH gehört zu den führenden Kabelherstellern in Europa und bietet ein umfas-

sendes Programm an Hochleistungskabeln, Systemen und Komponenten für die Telekommunikation und

den Energiesektor.

Öko-Institut e.V.

Postfach 1771 | 79017 Freiburg

Dr. Dierk Bauknecht

Das Öko-Institut ist eine der europaweit führenden, unabhängigen Forschungs- und Beratungseinrichtun-

gen für eine nachhaltige Zukunft. Es kann auf fundierten energiewirtschaftlichen Kenntnissen und einer

Vielzahl von Studien zur Umstrukturierung des Stromsystems und dem Ausbau der erneuerbaren Energien

aufbauen.

OOWV – Oldenburgisch-Ostfriesischer WasserverbandGeorgstraße 4 | 26919 Brake

Peter Kaufmann

Der OOWV (Oldenburgisch Ostfriesischer Wasserverband) mit seinen fast 700 Mitarbeitern ist in 60 Jahren

zum größten Flächenversorger Deutschlands gewachsen und versorgt mit ca. 14.000 km Rohrnetz 1 Mil-

lionen Menschen mit frischen Trinkwasser und übernimmt für mittlerweile 500.000 Einwohner aus 39

Kommunen die umweltschonende Abwasserentsorgung. In 15 Wasserwerken und 46 Kläranlagen werden

moderne, effiziente Technik und naturnahe Verfahren standardmäßig eingesetzt.

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Space Time Insight, Inc.1850 Gateway Drive | Suite 125 | San Mateo | CA 94404 | USA

Klaus Kronsbein

Space-Time Insight bietet vielfach ausgezeichnete Softwarelösungen für „Situational Intelligence“ an. Big

Data wird analysiert und visualisiert, um schneller und besser entscheiden zu können. Eine umfassende

Sicht auf historische, aktuelle und zukünftige Systemzustände unterstützt Planung, Betrieb oder Wartung.

Stadtwerke Emden GmbHMartin-Faber-Straße 11 | 26725 Emden

Manfred Ackermann

Die Stadtwerke Emden GmbH ist kommunaler Energieversorger und versorgt über 50.000 Menschen mit

Strom, Gas, Wasser und Wärme.

Teradata GmbH

Dachauer Straße 63 | Nymphenburger Höfe NYII | 80335 München

Axel Spieker

Teradata hilft Unternehmen dabei, größeren Nutzen aus ihren Daten zu ziehen. Mit unseren Big-Data-Ana-

lysen und unseren integrierten Marketinglösungen erzielen Firmen nachhaltige Wettbewerbsvorteile.

Volkswagen AGPostfach 2365 | 26703 Emden

Klaus Tammen-Wiards

Die Volkswagen AG ist einer der führenden Automobilhersteller weltweit und der größte Automobilprodu-

zent Europas.

WEMAG AGObotritenring 40 | 19053 Schwerin

Jost Broichmann

Die WEMAG ist ein bundesweit aktiver Energieversorger mit regionalen Wurzeln und Stromnetzbetrieb in

Mecklenburg und der Westprignitz.

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MINISTERIEN ANSPRECHPARTNER

Niedersächsisches Ministerium für Umwelt, Energie und KlimaschutzArchivstraße 2 | 30169 Hannover

Manfred Tammen

Niedersächsisches Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und VerkehrFriedrichswall 1 | 30159 Hannover

Lars Bobzien

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LANDKREISE, STÄDTE UND GEMEINDEN ANSPRECHPARTNER

Landkreis AurichFischteichweg 2 | 26603 Aurich

Landrat Harm-Uwe Weber

Landkreis FrieslandLindenallee 1 | 26441 Jever

Landrat Sven Ambrosy

Landkreis WittmundAm Markt 9 | 26409 Wittmund

LandratMatthias Köring

Stadt AurichBgm.-Hippen-Platz 1 | 26603 Aurich

Bürgermeister Heinz-Werner Windhorst

Gemeinde BockhornAm Markt 1 | 26345 Bockhorn

Bürgermeister Andreas Meinen

Samtgemeinde BrookmerlandAm Markt 10 | 26529 Marienhafe

SamtgemeindebürgermeisterGerhard Ihmels

Gemeinde DornumSchatthauser Straße 9 | 26553 Dornum

Bürgermeister Michael Hook

Stadt EmdenFrickensteinplatz 2 | 26721 Emden

OberbürgermeisterBernd Bornemann

Samtgemeinde EsensAm Markt 2-4 | 26427 Esens

SamtgemeindebürgermeisterHarald Hinrichs

Gemeinde FriedeburgHaupstraße 96 | 26446 Friedeburg

BürgermeisterHelfried Goetz

Gemeinde GroßefehnKanalstraße Süd 54 | 26629 Großefehn

Bürgermeister Olaf Meinen

Gemeinde GroßheideSchloßstraße 10 | 26532 Großheide

Bürgermeister Fredy Fischer

Samtgemeinde HageHauptstraße 81 | 26524 Hage

SamtgemeindebürgermeisterJohannes Trännapp

Gemeinde HinteBrückstraße 11a | 26759 Hinte

Bürgermeister Manfred Eertmoed

Samtgemeinde HoltriemAuricher Str. 9 | 26556 Westerholt

SamtgemeindebürgermeisterGerhard Dirks

Gemeinde IhlowAlte Wieke 6 | 26632 Ihlow

Bürgermeister Johann Börgmann

Stadt JeverAm Kirchplatz 11 | 26441 Jever

BürgermeisterJan-Edo Albers

Gemeinde KrummhörnRathausstraße 1 | 26736 Krummhörn

Bürgermeister Frank Baumann

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LANDKREISE, STÄDTE UND GEMEINDEN ANSPRECHPARTNER

Stadt LingenElisabethstr. 14-16 | 49808 Lingen

Oberbürgermeister Dieter Krone

Stadt NordenAm Markt 15 | 26506 Norden

Bürgermeisterin Barbara Schlag

Gemeinde SandeHauptstraße 79 | 26452 Sande

Bürgermeister Stephan Eiklenborg

Stadt SchortensOldenburger Str. 29 | 26419 Schortens

BürgermeisterGerhard Böhling

Gemeinde SüdbrookmerlandWestvictorburer Str. 2 | 26624 Südbrookmerland

Bürgermeister Friedrich Süßen

Stadt VarelWindallee 4 | 26316 Varel

BürgermeisterGerd-Christian Wagner

Gemeinde WangerlandHelmstredter Str. 1 | 26428 Wangerland

Bürgermeister Björn Mühlena

Stadt WiesmoorHauptstraße 193 26639 Wiesmoor

Bürgermeister Friedrich Völler

Stadt WittmundKurt-Schwitters-Platz 1 | 26409 Wittmund

BürgermeisterRolf Claußen

Gemeinde ZetelOhrbült 1 | 26340 Zetel

Bürgermeister Heiner Lauxtermann

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Anlage 4: Abkürzungsverzeichnis

AP Arbeitspaket

OT Operative Technologien

DAM Data Access Point Manager

eQC enera Kompetenz- und Qualifizierungscenter

BNetzA Bundesnetzagentur

EEG Erneuerbare Energien Gesetz

GW

HTLS

MW

Gigawatt (Einheit für elektrische Leistung)

Hochtemperaturleiterseil mit geringem Durchhang (engl.: High Temperature - Low Sag)

Megawatt (Einheit für elektrische Leistung)

BMU Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit

DSL Digitaler Teilnehmeranschluss (engl.: Digital Subscriber Line)

FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb

BSI Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik

GWh

Mio.

KIS

NS

Gigawattstunden (Einheit für elektrische Arbeit)

Million

Kommunikationsinfrastruktur

Niederspannung

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.

DKE Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik

EUR Währungseinheit Euro

Bosch SI Bosch Software Innovations GmbH

EEX European Energy Exchange AG

GWA

LSHS

KDP

MWh

Gateway-Administrator

Large-scale Hybrid Power Storage System

Kommunikations- und Diensteplattform

Megawattstunden (Einheit für elektrische Arbeit)

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

EE Erneuerbare Energien

FuE Forschung und Entwicklung

CLS Controllable Local System

EnWG Energiewirtschaftsgesetz

HS

MS

kV

OSGi

Hochspannung

Mittelspannung

Kilovolt (Einheit für elektrische Spannung)

Open Services Gateway initiative

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SGAM Smart Grid Architecture Model

rSDL

UW

regionale Systemdienstleistung

Umspannwerk

PtG

STATCOM

Power-to-Gas

Static Synchronous Compensator

SDLWindV

VNB

Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen

Verteilnetzbetreiber

PPC

sKSB

Power Plus Communications AG

supraleitender Kurzschlussstrombegrenzer

SGO Smart Grid Operator

SDL

VDE

Systemdienstleistungen

Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.

rONT

ÜNB

regelbarer Ortsnetztransformator

Übertragungsnetzbetreiber

SDSP Smart Data und Service Plattform

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Anlage 5: Abbildungsverzeichnis

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Abbildung 2:

Abbildung 3:

Abbildung 4:

Abbildung 5:

Abbildung 6:

Abbildung 7:

Abbildung 8:

Abbildung 9:

S. 2

S. 5

S. 7

S. 17

S. 19

S. 23

S. 39

S. 41

Anlage 3

Zusammenwirken von Netz, Markt und Daten als Inkubator für die Energiewende

Vorbereitungsprozess von enera

Die Modellregion im Überblick

Investitionsfelder und deren Größe im Projekt enera

Verortung der Arbeitspakete im Spannungsfeld Stabilität und Disruptivität

Aufbau und Einbettung der Smart Data und Service Plattform

Gremien- und Projektmanagementstruktur

Zeit- und Ergebnisplan

Darstellung des Partnernetzwerks

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Anlage 6: LOI der Konsortialpartner

Zum Zeitpunkt der Einreichung der Projektskizze lagen EWE 58 unterschriebene Absichtserklärungen (eng-lisch: Letter of Intent, LOI) der enera Partner vor; der Unterzeichnungsprozess war zu diesem Zeitpunkt noch nicht vollständig abgeschlossen. Exemplarisch sei hier der LOI zwischen the peak lab. GmbH & Co. KG und EWE AG aufgeführt.

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Documents

Verbundprojekt enera - energie-vernetzen.de · Schaufenster intelligente Energie Seite 1 SINTEG – Schaufenster INTelligente EnerGie Digitale Agenda für die Energiewende - BAnz