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. Für einen Feldtest wurden knapp 20 Haushalte mit Mess- und Steuerungstechnik für einen einjährigen simulierten Stromhandel ausgestattet.

Gemeinsam entwickelten die Projektpartner eine Handelsplattform, bei der alle Teilnehmer:innen sowohl Erzeuger als auch Abnehmer sein können. Das Projekt war offen für alle denkbaren Erzeuger: Photovoltaik-Anlagen von Hausbesitzern, Windenergieanlagen von Bürgerenergiegenossenschaften oder Blockheizkraftwerke. Bisher speisten diese ihren überschüssigen Strom ins Netz ein und erhielten dafür eine festgelegte Vergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Im Projekt wurde untersucht, ob die Teilnehmer:innen ihre Strommengen automatisiert auf einer Blockchain-basierten Handelsplattform untereinander handeln können. Am Feldtest nahmen knapp 20 Haushalte teil, die selbst Strom erzeugen. Erfahren Sie in diesem Artikel, den wir laufend aktualisieren, mehr über den Projektfortschritt.

// Projektabschluss // 25.07.2022: Abschlussveranstaltung im Innovationszentrum Unterhausen

Im August 2022 endete offiziell das Projekt RegHEE. Die Projektmitglieder Thüga, energie schwaben, Energie Südbayern und die Technische Universität München (TUM) luden alle Hausbesitzer:innen, die ihre Häuser für das RegHEE-Projekt zur Verfügung gestellt hatten, zur Abschlussveranstaltung in das Innovationszentrum Unterhausen.

Hohe Motivation aller Teilnehmer:innen

„Eines steht außer Frage: Die Motivation aller Projektbeteiligten hat für den guten Projektfortschritt gesorgt“, sagte Ulrich Sperling vom Thüga-Kompetenzcenter Innovation und Projektleiter seitens Thüga. Corona, Lieferengpässe und -wartezeiten als auch die fehlende Kompatibilität älterer Wechselrichter sorgten immer wieder für Verzögerungen im Zeitplan. Deswegen endete das Projekt nun etwas später als geplant, was den wertvollen Ergebnissen keinen Abbruch tut. „Wir haben die Marktlogiken für lokale Märkte untersucht, eine Software für Anwendung und Forschung entwickelt sowie den Nutzen der Blockchain-Technologie getestet“, so Sperling. “Außerdem haben wir aus den Verbrauchsdaten der Teilnehmer einen Datensatz abgeleitet, den wir für verschiedene Versuche und Forschungsfragen zu lokalen Energiemärkten nutzen können.“

Zufrieden mit der „Datenausbeute“

Und über diesen Datensatz freuen sich Michel Zadé und Sebastian Dirk Lumpp von der TUM. Denn dieser stellt für künftige Simulationen einen großen Mehrwert dar. Zadé und Lumpp haben ein Tool entwickelt, um verschiedene Konstellationen eines lokalen Energiemarkts zu testen. „Auf Basis der in Oberhausen gesammelten Daten können wir über den von uns konzipierten Generator verschiedene Modelle für lokale Energiemärkte simulieren“, sagt Zadé. „Wenn wir an bestimmten Stellen die Daten aus Oberhausen entsprechend verändern, können wir verschiedene Szenarien testen.“ Dazu wird zum Beispiel die Einwohnerzahl oder die Größe der jeweils vorhandenen PV-Kapazität oder des Speichers verändert. „So probieren wir unterschiedliche Szenarien aus, um herauszufinden, wie der lokale Energiemarkt ausgestaltet sein muss, um fair zu sein. Oder welchen Einfluss ein lokaler Energiemarkt auf die Stromverteilnetze hat“, so Lumpp.

Weitere Projektergebnisse

„Die Blockchainlösung ist für die komplexen Rechenoperationen, die unser lokaler Stromhandel erfordert, nicht geeignet – im Gegensatz zur konventionellen Datenbank“, sagt Ulrich Sperling. „Denn mit der Blockchain potenziert sich der Aufwand nach der Anzahl der Teilnehmer im Netzwerk.“ Weitere Erkenntnisse: Die Mobilfunkinfrastruktur muss verbessert werden, die Normen für Smartmeter müssen weiterentwickelt und umgesetzt werden. “Unsere Erfahrungen aus dem RegHEE-Projekt geben wir kontinuierlich an die Thüga SmartService und unsere Ansprechpartner:innen in den entsprechenden Arbeitskreisen beim BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) weiter. Die Ergebnisse finden sich auch in unserem Abschlussbericht an das Bayerische Wirtschaftsministerium wieder“, so Sperling.

Um Kosten zu senken, muss die Hardware günstig und multifunktional einsetzbar sein und die Interaktion zwischen Netz und übergeordneten Märkten muss stärker erforscht werden. Hierfür knüpft die TUM mit dem Forschungsprojekt STROM an, das die Interaktion zwischen mehreren lokalen Energiemärkten untersuchen wird.

// Update 6 // 24.05.2022: Nach der Installation zurück am Schreibtisch

Nachdem das Projektteam die Installationen der Hardware bei den Feldtest-Teilnehmern abgeschlossen hatte, galt es, noch letzte Hardware-Probleme zu lösen. Parallel hat sich das Projektteam hinter die Schreibtische „geklemmt“, um die Erfahrungen mit der Hardware zu analysieren und um weiter an der Software zu arbeiten. „Wir können nun zwei maßgebliche Ergebnisse präsentieren, die die TUM in zwei Publikationen veröffentlicht hat“, erklärt Ulrich Sperlich, Projektleiter seitens Thüga. „Erstens haben wir die Softwaremodule unserer Marktplattform öffentlich zugänglich gemacht.“ Diese sind nun in der Online-Bibliothek lemlab öffentlich zugänglich https://github.com/tum-ewk/lemlab. „Das dürfte vor allem für Forschungseinrichtungen interessant sein, die sich selber mit dem Thema regionaler Stromhandel beschäftigen wollen. Dort finden sie die Module in Rohfassung für eigene Forschungen.“ Die veröffentlichten und freizugänglichen Softwarekomponenten erlauben den Aufbau einer lokalen Energiehandelsplattform und dessen Simulation. Die Plattform kann sowohl im realen Betrieb mit echten Anlagen, als auch für die Simulation und Erforschung von lokalen Energiegemärkten oder zur eigenen Weiterentwicklung genutzt werden.

Blockchain versus konventionelle Datenbank

Außerdem online öffentlich verfügbar: eine wissenschaftliche Ausarbeitung über den Vergleich des für das Projekt entwickelten Blockchainsystems mit dem konventionellen Datenbanksystem. „Der Vergleich der Datenbanktechnologien spielt für uns – neben der Entwicklung der Algorithmen – eine wichtige Rolle im Projekt“, so Sperling. Das Ergebnis des Vergleichs wurde in einer wissenschaftlichen Veröffentlichung festgehalten, die unter folgendem Link nachzulesen ist: https://ietresearch.onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1049/stg2.12058. Das Fazit des Vergleichs: „Die von uns aufgebaute Blockchain-Lösung hält keine signifikanten Vorteile gegenüber einer konventionellen und zentralen Lösung bereit“, sagt Sperling weiter. „Die Blockchainlösung ist für die komplexen Rechenoperationen, die unser lokaler Stromhandel erfordert, nicht geeignet. Denn mit der Blockchain potenziert sich der Aufwand nach der Anzahl der Teilnehmer im Netzwerk. Wir stellen daher für die Blockchain eine verminderte Leistungsfähigkeit, Skalierbarkeit und höheren Programmieraufwand fest.“

Projektverlängerung bis August 2022

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.

// Update 5 // 13.12.2021: 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“.

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.

// Update 4 // 18.11.2021: Grundschule macht beim Feldtest mit

Neuerdings ist auch die Oberhausener Grundschule an RegHEE angebunden. In den kommenden Wochen wird die Plattformentwicklung und die Versuchsauswertung in den Vordergrund rücken.

„Wir wollen der spannenden Frage nachgehen, wie viel Strom unsere Stromgemeinschaft an die Grundschule in Oberhausen abgeben kann“, sagt Thüga-Projektleiter Ulrich Sperling. „Wie passt beispielsweise das Tagesprofil der Grundschule zum Erzeugungsprofil der PV-Anlagen, wie passt der saisonale Verlauf.“ Dabei wird sich herausstellen, inwieweit auch die Gemeinde beziehungsweise öffentliche Gebäude von der lokalen Strom Community profitieren können.

Passen die Preise?

Generell stehen in den kommenden Wochen die Plattformentwicklung und die Versuchsauswertung im Fokus. „Wir werden sehen, welche Preise sich aktuell im Marktmechanismus bilden und prüfen, ob sie angemessen sind – oder ob wir den Marktmechanismus neugestalten müssen“, so Sperling. Auch wird das Projektteam an verschiedenen Stellschrauben drehen und Fälle simulieren, um deren Auswirkungen auf die Preise zu prüfen: Indem es beispielsweise simulierte Erzeuger dazu schaltet oder Verbraucher abschaltet. „Ideal ist der Zustand, wenn Erzeuger und Verbraucher deckungsgleich sind“, so Sperling. „Je nach der aktuellen Verbrauchslage schalten wir also einen Speicher dazu, ein Blockheizkraftwerk oder eine Biomasseanlage. Das können wir alles simulieren.“

Preise mit Prognosen

Knapp 20 Teilnehmer machen nun bei der Stromgemeinschaft mit. Sie liefern insgesamt eine gute Datenlage, um einen Ex-Post-Community-Markt im Feldtest durchzuführen. „Ex-Post bedeutet in diesem Fall, nach Ablauf einer Viertelstunde werden Angebot und Nachfrage der vergangenen Viertelstunde gegenübergestellt und es bildet sich ein Preis“, erklärt Sperling. „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.

Herausforderung Hardware

Im Feldtest haben sich deutliche Unterschiede zwischen den verwendeten Wechselrichtermodellen gezeigt. Ältere Modelle sind überwiegend nicht auf die Kommunikation mit anderen Geräten vorbereitet, bei neuen Modellen ist die Konfiguration der Kommunikationsschnittstelle herstellerabhängig häufig eine Herausforderung. „Die Installation und Konfiguration der Hardware ist nach wie vor eine unerwartet spannende Aufgabe, obwohl wir im Feldtest auf vermeintliche Standardteile setzen“, so Sperling.

// Update 3 // 15.06.2021 Startschuss für die Marktplattform

Das RegHEE-Team atmet einmal tief durch, denn es hat einen weiteren Meilenstein im Projekt erreicht: 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 Feldtestteilnehmer an die Marktplattform angebunden. Die ersten Ergebnisse aus dem lokalen Energiemarkt werden veröffentlicht, sobald alle 20 Teilnehmer angeschlossen sind. In der kommenden Woche werden für die ersten sechs Beteiligten zudem die individuellen Nutzerbereiche freigeschaltet.

// Update 2 // 26.05.2021 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.

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.

// Update 1 // 29.07.2020 Mögliche Feldtest-Teilnehmer treffen sich in Oberhausen

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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 Ende 2021, er soll bis Herbst 2021 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.

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//Start// 10.06.2020: Gesucht: testfreudige Endkunden

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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.

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.