RegHEE Team

Erste Ergebnisse

Seit unserem letzten Blogeintrag ist mittlerweile einige Zeit vergangen und wir sind mit dem Projekt ein gutes Stück vorangekommen.

Nachdem wir die Installationen der Hardware bei unseren Teilnehmern im Oktober abgeschlossen hatten, haben wir uns hinter die Schreibtische geklemmt, die Erfahrungen mit der Hardware analysiert und festgehalten sowie weiter an der Software gearbeitet. Daraus sind zwei maßgebliche Ergebnisse entstanden:

  1. die Veröffentlichung der Softwaremodule der Marktplattform, die im Rahmen des Projekts entwickelt wurde und
  2. eine wissenschaftliche Ausarbeitung zum Vergleich des entwickelten Blockchainsystems mit dem entwickelten konventionellen Datenbanksystem.

Die Softwarekomponenten wurden in einer öffentlich zugänglichen Bibliothek unter dem Namen lemlab am 26. Januar 2022 veröffentlicht und enthalten eine ausführliche Anwendungsbeschreibung. Unter den folgenden Links ist die Software-Bibliothek: https://github.com/tum-ewk/lemlab und Dokumentation: https://lemlab.readthedocs.io/en/latest/ abrufbar.

Die veröffentlichten und freizugänglichen Softwarekomponenten erlauben den Aufbau einer lokalen Energiehandelsplattform und dessen Simulation. Die Plattform kann im realen Betrieb mit echten Anlagen, als auch für die Simulation und Erforschung von lokalen Energiegemärkten oder zur eigenen Weiterentwicklung genutzt werden.

Neben der Entwicklung der Algorithmen spielt der Vergleich der Datenbanktechnologien eine wichtige Rolle im Projekt. Das Ergebnis des Vergleichs wurde in einer wissenschaftlichen Veröffentlichung festgehalten, welche unter folgendem Link nachzulesen ist: https://ietresearch.onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1049/stg2.12058. Das Fazit des Vergleichs ist, dass die von uns aufgebaute Blockchain-Lösung keine signifikanten Vorteile gegenüber einer konventionellen/zentralen Lösung bereithält, die die verminderte Leistungsfähigkeit, Skalierbarkeit und höheren Programmieraufwand rechtfertigt.

Nach der genehmigten Projektverlängerung durch das Bayerische Staatsministerium für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie wird das Projekt nun bis Ende August 2022 laufen. In diesen letzten fünf Projektmonaten sollen zwei Schwerpunkte im Fokus stehen, die energiewirtschaftliche Auswertung des Feldversuchs und das Erstellen von Handlungsempfehlungen für Wissenschaft, Politik und Industrie. Ein mindestens jedoch ebenso wichtiges Ereignis wird eine gebührende Abschlussveranstaltung mit unseren Feldtestteilnehmern sein – diese haben das Projekt während dem Feldversuch mit Geduld, Interesse und Tatkraft unterstützt und ermöglicht.

Lokale Energiemärkte wuppen die Energiewende!

So lautet das RegHEE-Feldtest-Zwischenfazit von Sebastian Dirk Lumpp von der Technischen Universität München (TUM). Die lokale, nachhaltige Erzeugung muss weiter ausgebaut werden, ebenso die Speicherkapazitäten vor Ort. Effektiv genutzt – also mit einem hohen Selbstversorgungsgrad – wird dieser Ausbau aber nur durch einen lokalen Markt. Also wenn die Nachbarn mit ihrem eigenerzeugten Strom untereinander handeln.

Das ist eine zentrale Erkenntnis aus dem seit einigen Monaten laufenden Feldtest in Oberhausen. Dort sind 17 Haushalte an einen regionalen Strommarkt angebunden und handeln miteinander. Das Projektteam, bestehend aus Thüga, erdgas schwaben, Energie Südbayern und TUM, überwacht, wertet aus, modelliert. Zu obigen Erkenntnissen ist Lumpp gekommen, indem er verschiedene Szenarien für einen dreitägigen Referenzzeitraum im März 2021 von Ein- und Ausspeisung simuliert und dabei zusätzliche Speicher hinzugefügt und optimiert hat. Dafür hat er zu den 17 realen Haushalten imaginäre Lasten und Speicher zugeschaltet und den Selbstversorgungsgrad gemessen – mit lokalem Markt und ohne. Mit 68 Prozent ist dieser bei Zuschaltung von Speichern und unter Marktbedingungen am besten. „Wir werden unseren lokalen Markt in Oberhausen weiterhin aufmerksam beobachten“, sagt Lumpp. „Vor allem interessiert uns noch, inwieweit der lokale Energiemarkt Erzeugung und Verbrauch besser aneinander angleichen und die Integration von Erneuerbaren Energien und Speichern weiter optimieren kann“.

Mit zugeschalteten Speichern und einem lokalen Markt (LEM) ist der Selbstversorgungsgrad im RegHEE-Feldtest bei 68 Prozent am besten.

Herausforderung Hardware

Diese und weitere Informationen präsentierte und diskutierte das Projektteam Ende November in einem Online-Termin mit den Feldtest-Teilnehmern. In deren Schaltschränken wurden für den Testzeitraum digitale Stromzähler, ein Smart Meter Gateway und ein Energiemanagementsystem eingebaut – technische Voraussetzungen für die Teilnahme am Feldtest. Obwohl es sich um erprobte Technik handelt, läuft noch nicht alles so störungsfrei, wie es sich das Projektteam wünscht. „Drei Smartmeter Gateways haben regelmäßig Empfangsprobleme, drei Energiemanagementsysteme haben sich vom Betrieb abgemeldet und müssen manuell neu gestartet werden“, sagt Ulrich Sperling, Projektleiter seitens Thüga. „Mit diesen Herausforderungen haben wir zwar nicht gerechnet, aber genau deswegen machen wir ja den Feldversuch – um die Anforderungen der Praxis kennenzulernen.“

Blockchain ja oder nein?

Ebenfalls im Fokus: Die Frage, ob die Blockchain-Technologie beduetende Mehrwerte liefert – oder ob eine Datenbasis auf einem zentralen Rechner ausreicht. Die Antwort von Michel Zadé von der TUM ist eindeutig: „Die derzeit verfügbaren Blockchainkonzepte bieten keinen signifikanten Mehrwert für den Einsatz in einem lokalen Energiemarkt. Der Programmieraufwand ist immens, die Verbindung oft instabil und die Einhaltung des Datenschutzes bis heute ungeklärt. Analysen der Rechenzeit haben ergeben, dass äquivalente Berechnungen auf der Blockchain mindestens 100 Mal so lange benötigen wie auf einem zentralen Vergleichssystem“. Auch das ist eine eindeutige Erkenntnis, die das Projektteam so nicht erwartet hatte.

„Aufgrund der Corona-Pandemie hat sich der Start des Feldtests verzögert. Wir hoffen daher, eine sechs-monatige Projektverlängerung vom Projektträger zu erhalten“, sagt Ulrich Sperling. „Damit hätten wir ausreichend Zeit, unser tolles Reallabor in Oberhausen noch besser zu nutzen.“ Soll heißen: Das Team plant, noch mehr und detailliertere energiewirtschaftliche Analysen mit tiefergehenden Szenarien zu fahren. Dies alles wäre ohne die Offenheit und das Engagement jedes einzelnen Feldtest-Teilnehmers nicht möglich – dafür gab es am Ende des Online-Termins noch einmal ein großes „Danke“ an alle teilnehmenden Oberhausener.

Grundschule im lokalen Energiemarkt

In den vergangenen beiden Wochen konnten wir nun die Grundschule in unseren Feldtest einbinden. Damit wollen wir der spannenden Frage nachgehen, wie viel Strom kann unsere Stromgemeinschaft an die Grundschule in Oberhausen abgeben und zeigen welche Möglichkeiten eine lokale Stromgemeinschaft bietet.

In den kommenden Wochen rückt nun die Plattformentwicklung und die Versuchsauswertung verstärkt in den Vordergrund. Es sollen Szenarien variiert werden und untersucht werden wie die lokale Versorgung optimiert werden kann. Daneben soll das Kosten- und Ertragspotential dargestellt werden.

Besuch in Oberhausen

Aktuell wurden von Michael Brassler (Geschäftsführer von Biber und Brassler Elektrotechnik) 15 Installationen erfolgreich durchgeführt. Von 12 Teilnehmern erhalten wir aktuell gute Messdaten – damit haben wir eine gute Datenlage, um einen Ex-Post-Community-Markt in unserem Feldtest durchzuführen. Ex-Post bedeutet in diesem Fall, nach Ablauf einer Viertelstunde wird Angebot und Nachfrage der vergangenen Viertelstunde gegenübergestellt und es bildet sich ein Preis.

Das Ziel unseres Feldversuchs ist jedoch ein deutlich anspruchsvollerer Ex-Ante-Markt. Dieser handelt auf der Basis von Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen zeitlich vor der eigentlichen “Lieferung”. Erst der Handel im Voraus ermöglicht den ökonomisch sinnvollen Einsatz von Flexibilitäten. Für diese Prognosen ist es optimal, wenn sie Mess- und Zustandsdaten direkt vom PV- oder Speicherwechselrichter erhalten. An dieser Stelle zeigen sich deutliche Unterschiede zwischen den verwendeten Wechselrichtermodellen in unserem Feldtest. Ältere Modelle sind überwiegend nicht auf die Kommunikation mit anderen Geräten vorbereitet und bei neuen Modellen ist die Konfiguration der Kommunikationsschnittstelle Hersteller-abhängig häufig eine Herausforderung. Aktuell können wir von fünf aus zwölf Wechselrichtern direkt Mess- und Zustandsdaten abgreifen.

An den vergangenen beiden Donnerstagen waren wir in der Gemeinde Oberhausen unterwegs, um an der Kommunikation von Smart Meter Gateways und Wechselrichtern zu arbeiten. Beide Dienstfahrten fanden bei schönstem Sommerwetter statt und so gewannen wir gleichzeitig einen schönen Eindruck von der Gegend. Häufig reichte eine Neuausrichtung der Antenne und die einfache Konfiguration im Wechselrichter. Manche Installationen warten jedoch noch auf den letztendlichen Durchbruch. Die Installation und Konfiguration der Hardware ist nach wie vor eine unerwartet hohe Herausforderung, obwohl wir im Feldtest auf vermeintliche Standardteile setzen.

Neben der Konfiguration der Hardware nutzten wir die Besuche bei den Teilnehmerinnen und Teilnehmern, um sie besser kennenzulernen und ihnen den Fortschritt des Projekts zu erläutern. Dabei freuten wir uns sehr über das entgegengebrachte Vertrauen und das vielfältige Interesse an unserem Projekt. Mit dieser Unterstützung freuen wir uns auf die anstehenden Herausforderungen und spannende Einblicke bei der Erforschung von Energiegemeinschaften.

Erste vollständige Anschlüsse

In den letzten zwei Wochen haben wir weitere Installationen durchführen können und es fehlen jetzt nur noch einzelne Teilnehmer, bei den die letzten Geräte installiert werden müssen.

Um die Teilnehmer vollständig in den lokalen Energiemarkt einzubinden und sinnvolle Prognosen zu generieren, müssen die Wechselrichter am Heimenergiemanagementsystem angeschlossen werden. Dabei hatten wir die Herausforderung zu meistern, dass die Heimenergiemanagementsysteme nicht auf die Wechselrichter zugreifen konnten. Durch die Freischaltung der generischen Schnittstelle an den Wechselrichtern sind nun die ersten Teilnehmer vollständig angeschlossen.

Durch teilweise zu geringen Mobilfunkempfang oder ausfallendes Hausinternet, bleibt die Schnittstellenkonfiguration weiterhin eine bestehende Herausforderung für uns. Diese sind wir dabei in den nächsten Tagen zu lösen.

Nichts desto trotz sind die ersten Teilnehmer vollständig angeschlossen und die Messdaten können ausgelesen werden. In den nächsten Wochen werden wir die weiteren Teilnehmer integrieren und vollständig anbinden. Das Warten hat also bald ein Ende und der Energiehandel kann beginnen!

Wir sind gespannt, wie sich der Handel in den nächsten Monaten entwickeln wird.Welche neuen Erkenntnisse wir gewinnen können und welche Herausforderungen auf uns warten, gemeinsam mit den Teilnehmern gelöst zu werden.  

Anbindung der Teilnehmer geht voran

Wir arbeiten weiter intensiv daran, alle Teilnehmer an unseren lokalen Energiemarkt anzubinden. Auf der einen Seite ist es schade, dass wir uns immer noch mit Problemen alter Technologien aufhalten und nicht am lokalen Energiemarkt weiterentwickeln können. Auf der anderen Seite, ist es genau diese Erfahrung die wir machen wollten. Wir wollten nicht in einer idealen Umgebung arbeiten, sondern wir wollten mit realen Bedingungen entwickeln. 

Eine wichtige Erfahrung der vergangenen Tage war für uns, dass wir wirklich die direkte Anbindung zu den PV-Wechselrichtern brauchen, da sonst die Prognosen nicht ausreichend genau sind, um zuverlässig die anzubietende Strommenge vorhersagen zu können. An den PV-Wechselrichtern müssen erstmal mehr oder weniger aufwändig die Kommunikationsschnittstellen freigegeben werden. Das kann i.d.R. nicht aus der Ferne geschehen, d.h. wir müssen entweder noch mal zu den einzelnen Teilnehmern nach Hause kommen oder sind auf deren Expertise angewiesen.

Eine weitere Erfahrung war für uns, dass an einigen wenigen Standorten die LTE-Abdeckung für die Datenübertragung mit Smart Meter Gateway Technologie nicht ausreichend ist, insbesondere, wenn der Anschlussraum in abgeschirmten Kellern liegt. Das hat zur Folge, dass die Antenne mit längeren Leitungen aus dem Anschlussraum nach außen gelegt werden müssen.

Trotz vieler kleiner Hürden ist es unser Ziel, Ende Juli eine ausreichend große Zahl an Teilnehmern vollständig konfiguriert zu haben. Unsere Teilnehmer unterstützen uns hierbei vorbildlich und haben viel Verständnis und Geduld – dafür sind wir ihnen sehr dankbar.

Startschuss der Marktplattform

Das RegHEE-Team atmet einmal tief durch und erreicht einen weiteren Meilenstein im Projekt: Am vergangenen Freitag, den 11. Juni, hat es die Marktplattform für den lokalen Energiemarkt in Oberhausen in Betrieb genommen.

Auf der Marktplattform werden die produzierten Strommengen, die ge- oder verkauft werden sollen, verbucht. Über eine angeschlossene Benutzeroberfläche kann der Hausbesitzer seine Verbräuche verfolgen und auch den Preis eingeben, den er bei Stromüberschuss, also Verkauf, mindestens erzielen möchte, beziehungsweise bei Kauf maximal bereit ist zu zahlen. 
Bislang sind sechs Teilnehmer angeschlossen. Die ersten Ergebnisse aus dem lokalen Energiemarkt werden veröffentlicht, sobald alle 20 Teilnehmer angebunden sind. In der kommenden Woche werden für die ersten sechs installierten Teilnehmer zudem die individuellen Nutzerbereiche freigeschaltet. 
Stimmen zum Meilenstein:

Michel Zade (Doktorand TUM):

Wir sind stolz, dass wir die Plattform nun in Betrieb nehmen konnten. Hinter uns liegen anstrengende Wochen voller Herausforderungen in der Administration, der praktischen Konfiguration der Hardware bei den ersten Teilnehmern und der Plattformentwicklung. Umso mehr freut es uns, dieses wichtige Zwischenziel der Plattforminbetriebnahme erreicht zu haben. In den kommenden Wochen und Monate wird es jedoch nicht weniger spannend: die übrigen Teilnehmer werden eingebunden, die Plattform muss sich im Realbetrieb beweisen, die dezentrale Blockchain-Lösung finalisiert werden und nicht zuletzt freuen wir uns auf die Interaktionen mit unseren Feldtestteilnehmer. 
Michel Zade
Sebastian Dirk Lumpp

Sebastian Dirk Lumpp (Doktorand TUM):

Ich bin vor allem gespannt darauf, zu sehen, wie groß die Differenz zwischen den Prognosen und der tatsächlich erzeugten Energie sein wird. Lösungen zu finden, wie diese Differenzen minimiert und gerecht zwischen den Teilnehmern verrechnet werden können, wird eine große Aufgabe im weiteren Projektverlauf sein.

Michael Brassler (Geschäftsführer, Biber und Brassler Elektrotechnik, Ehekirchen):

Als wir die Messgeräte bei den ersten Teilnehmern installierten, haben wir gemerkt, dass sich der Aufbau im Labor nicht bei allen Teilnehmern eins zu eins auf deren Hausinstallation übertragen lässt. Mittlerweile haben wir entsprechende Lösungen für individuelle Schaltungen gefunden und können die Zähler routiniert bei den Teilnehmern einbauen.

 

Michael Brassler
Urlich Sperling

Ulrich Sperling (Projektleiter für die Thüga AG):

Die Inbetriebnahme der Plattform zeigt, dass wir viel geschafft haben. Wir werden im Laufe der kommenden Monate sehen, ob sich adäquate Preise am Markt bilden, ob es viel Überdeckung zwischen Erzeugung und Verbrauch gibt und ob die Komponenten außerhalb des Labors stabil funktionieren. Glücklicherweise haben wir mit Michael Brassler einen lokalen Installateur, der offen für unser Konzept ist und gleichzeitig seine langjährige Praxiserfahrung einbringt, um unserer Messaufbau an die individuellen Hausanschlüsse unserer Teilnehmer anzupassen. Dank seines Engagements können wir die durch Corona bedingte kurze Labor- und Erprobungsphase sehr gut kompensieren.

Peter Tzscheutschler (Projektleiter für die TUM):

Nun ist es endlich soweit, dass wir unsere theoretisch erdachten und bisher nur am Computer simulierten Konzepte in der Praxis anwenden können. Wir sind unseren Feldtesteilnehmen sehr dankbar, dass sie sich in unser Projekt einbringen und uns die Praxiserprobung ermöglichen. Die ohnehin anspruchsvolle Umsetzung des Realbetriebs hat uns aufgrund der Corona Epidemie vor zusätzliche Herausforderungen gestellt, die das Projektteam jedoch gut gemeistert hat. 
Peter Tzscheutschler

Feldtest in Oberhausen: Installation hat begonnen

19 Haushalte in Oberhausen haben sich für eine Teilnahme am RegHEE-Feldtest entschieden. Der erste ist jetzt technisch dafür ausgestattet. Das heißt, er besitzt nun die entsprechende Mess- und Steuerungstechnik, um am Feldtest – einem einjährigen simulierten Stromhandel unter Nachbarn – teilzunehmen. Alle weiteren Haushalte folgen in den kommenden Wochen. In einem virtuellen Kick-off-Termin im Mai bekamen die Feldtest-Teilnehmer aktuellste Informationen.

Leider hat auch der Fortschritt von RegHEE unter Corona-Auswirkungen gelitten: Zeitweise konnte das Projektteam der TUM nicht in die Labore, außerdem gab es Lieferengpässe und die notwendigen digitalen Zähler für den Feldtest ließen auf sich warten. Umso glücklicher war das Projektteam Mitte Mai, als die erste Pilotinstallation erfolgreich eingebaut war und funktionierte – und es die Feldtest-Teilnehmer in einem Kick-off über den weiteren Fortgang informieren konnte.

Die Blockchain-basierte regionale Handelsplattform sorgt dafür, dass Sylke ihren Überschussstrom direkt an Ulrich verkaufen und abrechnen kann, ohne dafür Netzbetreiber und Strombörse zu involvieren.

Am Puls der Zeit

„Wir haben im Labor und am Schreibtisch vorbereitet, was wir vorbereiten konnten“, sagte Ulrich Sperling vom Thüga-Kompetenzcenter Innovation zur Begrüßung. „Aber manche Fragen kann man nur im praktischen Feldtest ‚draußen‘ klären. Wir sind froh, dass wir nun loslegen können“. Die Dauer des Feldtests ist bis Februar 2022 geplant, durch den verzögerten Start ist eine Verlängerung um drei bis vier Monate möglich. Auch Fridolin Gößl, Bürgermeister von Oberhausen, betonte in der Kick-off-Veranstaltung die Bedeutung des Feldtests für seine Gemeinde: „Mit dem Projekt sind wir am Puls der Zeit. Viele PV-Anlagen fallen demnächst aus der Förderung. Die Erfahrungen aus dem Projekt können wichtige Einsichten liefern, welche Rolle solche Anlagen künftig im Energiemarkt spielen können.“

So funktioniert der regionale Energiehandel

Michel Zade von der TUM zeigte den Feldtest-Teilnehmern noch einmal die verschiedenen Schritte des regionalen Energiehandels auf. Von der Prognose der Verbräuche durch das Energiemanagementsystem (1) über den Energiehandel auf der RegHEE-Plattform bis hin zum tatsächlichen Energieaustausch mit dem Nachbarn (3). Die Messeinrichtungen messen die Energieströme und leiten diese an die Plattform (4), wo sie schlussendlich mit den Marktergebnissen abgeglichen und final abgerechnet werden (5).

In den kommenden Wochen wird nun der Installateur an die Haustüren der Feldtest-Teilnehmer klopfen, um die Montage von Zählern, Energiemanagementsystem (EMS) und Smart Meter Gateway im Zählerschrank vorzunehmen und das EMS zu konfigurieren. Hat der Teilnehmer die Geräte frei geschaltet, erfolgt ein abschließender Test und die Inbetriebnahme. Das dauert insgesamt zwei bis drei Stunden. Auf der Website www.reghee.de sind die neuesten Projektfortschritte zu verfolgen. Jeder Feldtest-Teilnehmer kann sich dort über sein persönliches Konto registrieren. Über das Konto kann er sich alle wichtigen Informationen anzeigen lassen wie Geld- und Stromflüsse sowie mit der Plattform interagieren, wie zum Beispiel seine individuelle Verkaufsunter- und Bezugsobergrenze eingeben.

Strombörse für alle – RegHEE nimmt fahrt auf.

 

Stromhandel unter Nachbarn, auch RegHEE genannt (Regionale Handelsplattform für erneuerbare Energien): So heißt ein Forschungsprojekt von Thüga in Zusammenarbeit mit regionalen Energieversorgern und der TUM. Im Projekt wird getestet, wie mit Blockchain-Technologie und in Verknüpfung mit intelligenten Messystemen regionaler Stromhandel funktionieren kann. Für den Feldtest sind Haushalte gesucht, die selbst Strom erzeugen. Erfahren Sie in diesem Artikel, den wir laufend aktualisieren, mehr über den Projektfortschritt.

29.07.2020 – Mögliche Feldtest-Teilnehmer treffen sich in Oberhausen

Corona hatte der Vor-Ort-Veranstaltung für an RegHEE interessierte Oberhausener einen Strich durch die Rechnung gemacht. Statt im Frühjahr hat sie nun im Juli stattgefunden – was dem Interesse der Besucherinnen und Besucher keinen Abbruch tat.

Ulrich Sperling vom Thüga-Kompetenzcenter Innovation ist zufrieden. Seine Projektkollegen von der Technischen Universität München (TUM), der erdgas schwaben, der Energie Südbayern und er haben gerade zahlreiche Fragen zu RegHEE im Allgemeinen und zum Feldtest eines regionalen Energiemarktes im Speziellen beantwortet. Über eine Stunde lang standen sie den rund 25 Oberhausenern Rede und Antwort. Gesucht sind etwa 20 Haushalte mit unterschiedlichen Erzeugungsanlagen und Verbrauchsmustern. Sie werden mit Mess- und Steuerungstechnik für einen einjährigen simulierten Stromhandel ausgestattet. Das Projektteam verspricht sich von dem Probebetrieb wertvolle Erkenntnisse für eine spätere praktische Umsetzung im Realbetrieb.

Sylke und Ulrich handeln direkt miteinander

„Es freut mich sehr, dass Sie heute hier sind. Das zeigt, dass nachhaltige Energieversorgung die Bürgerinnen und Bürger bewegt“, begrüßte Helmut Kaumeier von der erdgas schwaben die Teilnehmer. Kaumeier ist im RegHEE-Projekt „Drahtzieher“ im besten Sinne des Wortes:  Er ist das Bindeglied zur Kommune und den Endkunden sowie Organisator der Vor-Ort-Veranstaltung. Anschließend zeigte Michel Zade von der TUM das bisher übliche Zusammenspiel von Haushalt, Netzbetreiber, Börse und Energielieferant auf. „Ein direkter Stromhandel zwischen Sylke, die mittels PV-Anlage auf dem Dach Strom erzeugt, und dem Nachbarn Ulrich, der diesen Strom für sein Elektroauto brauchen könnte, ist bisher nicht möglich“, sagte er. Mit RegHEE soll das funktionieren: Die Blockchain-basierte regionale Handelsplattform sorgt dafür, dass Sylke ihren Überschussstrom direkt an Ulrich verkaufen und abrechnen kann, ohne dafür Netzbetreiber und Strombörse zu involvieren.

So läuft der Feldtest

Entscheiden sich die Teilnehmer der Veranstaltung, am Feldtest teilzunehmen, genügt erstmal eine E-Mail. Danach folgen der Vertragsabschluss und im Herbst die Installation der Geräte. Die Geräte, das sind: moderne Messeinrichtungen, die an jeden Verbraucher angeschlossen werden sowie ein Smart-Meter-Gateway, das die Messdaten per Funk überträgt. Außerdem ein Heimenergiemanagement-System (HEMS), das im Haus den Verbrauch so steuert, dass der Eigenstrom optimal selbst verbraucht wird. Es ist die Schnittstelle zwischen dem Nutzer, den Energieanlagen und dem lokalen Energiemarkt. Über eine an das HEMS angeschlossene Benutzeroberfläche kann der Hausbesitzer seine Verbräuche verfolgen und auch den Preis eingeben, den er bei Stromüberschuss, also Verkauf, mindestens erzielen möchte beziehungsweise bei Kauf maximal bereit ist zu zahlen.
Geplant ist der Livestart des Feldtests im Herbst 2021, er soll bis zum Frühjahr 2022 laufen. Danach erfolgen Rückbau und Evaluierung der Projektergebnisse.

Ein Gefühl für Strom bekommen

„Zu sehen‚ was wäre wenn‘ – darum geht es uns im Feldtest“, betonte Ulrich Sperling. „Wir greifen nicht in den laufenden Stromvertrag der Teilnehmer ein. Unsere Geräte laufen parallel im Hintergrund.“ Und Michel Zade von der TUM fügte hinzu: „Unsere Tester können über die Benutzeroberfläche die Energieflüsse in ihrem Haus verfolgen und bekommen dadurch ein Gefühl dafür, auch für die Preisbildung.“ Daraufhin wollte ein Zuhörer wissen, wieviel Aktivität denn von den Feldtest-Teilnehmern erwartet werde: „Müssen wir uns jetzt jeden Abend in das System hineindenken und eventuell einen Preis überlegen?“ Von Sperling kam die Antwort ohne Zögern: „Sie entscheiden selbst, wie weit Sie sich mit RegHEE befassen wollen. Es reicht auch eine initiale Einstellung und den Rest der Laufzeit brauchen Sie sich um nichts zu kümmern – außer es interessiert Sie.“ Als ein Teilnehmer berichtete, seine PV-Anlage falle demnächst aus der EEG-Vergütung, bestätigte Sperling: „RegHEE kann in diesem Fall ein möglicher neuer Absatzweg für die Zukunft sein.“ Ob rund 25 Teilnehmer des Feldtests ausreichen, um einen normalen Handel herzustellen? „Das fragen wir uns auch“, schmunzelte Sebastian Dirk Lumpp von der TUM. „Wir werden das während des Tests herausfinden. Und können auch noch weitere Teilnehmer simulieren, wenn nötig. Aber alle, die tatsächlich mitmachen, bringen die nötige Realität hinein.“ In der zweiten Augusthälfte bekommen die Teilnehmer den Vertrag zugesandt – wer unterschreibt, ist dabei.

Gesucht: testfreudige Endkunden

Auch wenn die Infoveranstaltung vor Ort coronabedingt abgesagt werden musste – die Projektmitarbeiter haben flexibel reagiert und suchen nun Testhaushalte per Video und Flyer. Parallel läuft der technische Probeaufbau „hinter den Kulissen“ nach Plan. Projektpartner Technische Universität München hat im Labor einen Mini-Haushalt installiert.

Gesucht sind 20 bis 40 Haushalte mit unterschiedlichen Erzeugungsanlagen und Verbrauchsmustern. Sie werden mit Mess- und Steuerungstechnik für einen einjährigen simulierten Stromhandel ausgestattet. „Wir wollen die Mess- und Steuerungstechnik sowie die Preisbildung unter realen Bedingungen testen“, sagt Thüga-Projektleiter Ulrich Sperling. „Für die Teilnehmer entstehen keine Kosten. Sie gewinnen Transparenz über ihre Erzeugungs- und Verbrauchsmuster. Und sie erfahren, wie Stromvermarktung in der Zukunft funktionieren kann.“

Testhaushalt im Labor

Parallel läuft der technische Probeaufbau „hinter den Kulissen“ nach Plan. Waschmaschine, Wäschetrockner, Wasserkocher: Projektpartner Technische Universität München hat im Labor einen Mini-Haushalt installiert. Er ist verbunden mit einer PV-Anlage, einem Speicher, smarten Zählern und einem Heimenergiemanagementsystem (HEMS = Autarkiemanager). Im kleinen Maßstab erprobt das Projektteam dort, ob die Schnittstellen der Komponenten funktionieren, die für die regionale Handelsplattform nötig sind. Als nächster Schritt steht die Anbindung an die Cloud der Thüga SmartService an. Deren Rechenzentrum in Naila speichert alle Messdaten. Die Blockchain holt sich diese Daten dort ab, um gelieferte und gehandelte und Strommengen zu vergleichen.

Grafik: In der Gemeinde Musterhausen erzeugen viele Hausbesitzer ihren Strom selbst. Diesen verbrauchen sie entweder oder verkaufen den Überschuss an die Nachbarn - über die Regionale Handelsplattform RegHEE.

Vorteile für Energieversorger

Das Projekt RegHEE ermöglicht Versorgungsunternehmen, aktiv an der Plattformökonomie zu partizipieren und damit verbundene Hardware an den Endkunden zu verkaufen. Damit können die Versorger das zunehmende Bedürfnis der Endkunden nach Autarkie in der Energieversorgung befriedigen. Diese neue Dienstleistung verlängert die Wertschöpfungskette regionaler Versorger. Die Plattform bietet PV-Anlagenbetreibern wiederum einen neuen Absatzmarkt für ihre Energie. Dieser Markt würdigt das Attribut „Regionalität“ möglicherweise mit einem höheren Preis – davon werden alle Teilnehmer profitieren. Durch das Angebot von Marktplattform und Hardware wie Smart Meter Gateway und Energiemanagement erhöht der Versorger seine Präsenz beim Endkunden. Das schärft das regionale Profil des Versorgers und verbessert damit seine Wahrnehmung in der Region.

Vorteile für Endkunden

In der zunehmend digitalen Welt ist es für Verbraucher oft schwierig, Ursprung und Authentizität von Informationen nachzuverfolgen. Die Konsumenten streben umso mehr nach vertrauenswürdigen Lösungen. Transparente und sichere Kennzeichnung von regenerativ erzeugtem Strom mithilfe der Blockchain-Technologie lässt keinen Zweifel an dessen Ursprung und dem Ablauf der Markttransaktionen. Dadurch, dass der Konsument einen Einblick in die Gestehungskette des Stroms bekommt, tendiert er dazu, sich für den nachhaltig erzeugten, regionalen Strom zu entscheiden. Das fördert Vertrauen, Akzeptanz und Wohlbefinden des Kunden. Zudem erhalten Endkunden über den lokalen Energiemarkt Anreize, dort Anlagen zu errichten, wo eine erhöhte Nachfrage nach regionalem Strom vorhanden ist. Dies geschieht, indem sich hohe Preise in Märkten bilden, in denen ein Nachfrageüberhang herrscht.