"Menschen denken intuitiv linear"

E&M: Frau Erlinghagen, vor etwas mehr als einem Jahr hat Siemens die Grid Software Suite auf den Markt gebracht. Ist die vergangene Zeit ausreichend, um eine Zwischenbilanz zu ziehen?

Erlinghagen: Die Resonanz im Markt ist überwältigend. Wir haben sehr stark auf Modularität, Geschwindigkeit und Offenheit gesetzt, um die Unternehmen beim Netzbetrieb und bei der Netzplanung zu unterstützen. Das ist auch das Wertversprechen der Xcelerator-Plattform. Uns ist zum einen die Interoperabilität sehr wichtig, denn die bestehende IT-Landschaft ist sehr heterogen. Zum anderen ist uns wichtig, dass die Anwendungen schnell implementiert und genutzt werden können. Denn wenn die Netzbetreiber eines nicht haben, ist es Zeit − Zeit für aufwendige Schnittstellenanpassungen und Zeit für langwierige Umsetzungsprojekte. 
E&M: Von Netzbetreibern hört man immer wieder, dass ‚noch Luft‘ in der Niederspannung ist. Die Wärmepumpen, Wallboxen und anderen Verbraucher bringen die Netze offensichtlich noch nicht an ihre Grenzen.

Erlinghagen: Zuerst, es ist schwierig, diese Luft auszunutzen, wenn man keine Transparenz hat, wie viel Luft wirklich vorhanden ist. Zweitens, Menschen denken intuitiv linear. Aber die Zahlen zeigen ein exponentielles Wachstum der Nachfrage nach Wärmepumpen und E-Autos. Die Prognosen werden immer wieder nach oben korrigiert. Punktuell kommt es bereits zu Problemsituationen. Man muss sich nur vor Augen führen, wie lange es dauert, ein Netz auszubauen − mit allen Planungen und Genehmigungen. Deshalb glaube ich, dass wir schon jetzt keine Zeit mehr haben. Wir müssen die Netze so schnell wie möglich digitalisieren, damit sie die vielen flexiblen Erzeuger und Verbraucher, die angeschlossen werden wollen, auch aufnehmen können. Man darf nicht vergessen, dass dies ein klarer Standortfaktor ist. Wir wissen von einigen Ländern, dass Unternehmen abgewandert sind, weil sie an einem bestimmten Standort keinen Netzanschluss bekommen haben.

E&M: Es heißt immer, Deutschland hinke bei der Digitalisierung weit hinterher. Sie haben den internationalen Überblick. Ist das tatsächlich so?

Erlinghagen: Ja, Deutschland hinkt leider hinterher. Dabei könnte man durch die Digitalisierung sehr schnell Transparenz in die Niederspannungsnetze bringen. Dann könnte man den Netzbetrieb wirklich optimieren, Erzeugung und Verbrauch besser ausbalancieren und den unvermeidbaren Netzausbaubedarf präziser bestimmen.

E&M: Das klingt alles sehr einfach. Woran scheitert es?

Erlinghagen: Es scheitert an der Datengrundlage. Die Achillesverse ist der Rollout der intelligenten Messsysteme. Wir haben damit viel zu spät angefangen und hatten in den letzten Jahren noch dazu einen problematischen regulatorischen Rahmen. Deshalb fehlen uns jetzt Daten für die Netzführung und -planung. Siemens ist Weltmarktführer für Datenmanagementsysteme für intelligente Zähler − dafür ist Deutschland aber einfach kein guter Markt. Einige Funktionen unserer Software kann man hierzulande nicht voll ausnutzen.

E&M: Welche Funktionen sind das?

Erlinghagen: Smart-Meter-Daten sind beispielsweise für die Netzplanung sehr hilfreich. Wenn man dafür tatsächliche Verbrauchswerte als Grundlage hat und keine Schätzwerte beziehungsweise angenommenen Lastprofile, kann man lastabhängige technische Verluste im Netz besser identifizieren. Wir haben berechnet, dass sich die Verluste so um mindestens 1 Prozentpunkt reduzieren ließen. Das hört sich vielleicht zunächst nach nicht viel an, aber wenn man bedenkt, dass die Besten bei 3 bis 4 Prozent liegen, ist das schon ein erheblicher Anteil. Und wenn man das auf ganz Europa hochrechnet, kommen wir auf zehn mittlere Kraftwerke, die nicht benötigt würden.

E&M: Benötigen Sie für die Software bestimmte Datenqualitäten und -mengen, damit die einzelnen Module überhaupt genutzt werden können?

Erlinghagen: Man muss sich zuerst klar darüber werden, welches Problem man lösen möchte, und dann schauen, welche Daten dabei helfen. Dank künstlicher Intelligenz reichen tatsächlich immer weniger Daten aus, um die notwendigen Erkenntnisse zu gewinnen, aus denen man dann Handlungsempfehlungen ableiten kann. Ein ‚perfekter Datensatz‘ ist meist gar nicht nötig. Eine intelligente Schätzung und belastbare historische Daten − damit lassen sich heutzutage Prognosen mit hoher Präzision erstellen. Aber grundsätzlich: Wir arbeiten mit den Daten, die vorhanden sind, seien es Sensordaten, Verbrauchsdaten oder sonstige Messwerte aus dem Netz. Ideal wäre aber natürlich die Datengrundlage aus den intelligenten Messsystemen.

E&M: Sie haben kürzlich eine neue Software für das Niederspannungsmanagement vorgestellt und ihre Einzigartigkeit betont. Was macht diese aus?

Erlinghagen: Das Niederspannungsnetz ist heute fast gar nicht aktiv gemanagt und es fehlt jede Transparenz. Dabei werden Ladesäulen, PV-Anlagen oder Wärmepumpen genau da angeschlossen. Mit unserer Software ermöglichen wir Transparenz und ermöglichen es, die Netze effizienter zu nutzen sowie Netzunterbrechungen schneller zu beheben. Das ist möglich, weil dank unserer Software alle im Unternehmen zum gleichen Zeitpunkt die gleichen Informationen haben. Leitwarte, Customer Support oder die Montage-Teams − alle sind automatisch auf dem gleichen Stand.