Seit drei Jahren ist in Saarlouis die Zukunft der Energie-Wirtschaft Wirklichkeit. Seit Ende 2011 erforschen dort die Stadtwerke Saarlouis gemeinsam mit Industrie- und Forschungspartnern im Rahmen des Pilotprojekts "Peer Energy Cloud" den Einsatz eines intelligenten Stromnetzes. Ziel des Projekts, das Ende August ausläuft, war es, die Frage zu klären, wie auf lokaler Ebene ein Handelsnetz unter Erzeugern und Verbrauchern installiert werden, Verbrauchsdaten sicher übertragen und bei Über- oder Unterkapazitäten Geräte zu oder abgeschaltet werden können. In der Praxis sollten dafür insgesamt rund 100 Saarlouiser Haushalte - Erzeuger mit Photovoltaik-Anlagen (PV) oder Blockheizkraftwerken ebenso wie reine Verbrauchs-Haushalte - zusammengeschaltet werden.

Die Bilanz des Projekts ist auf der einen Seite ernüchternd - echtes Interesse an einer Projektteilnahme zeigten vornehmlich PV-Betreiber, Verbrauchskunden waren kaum zu motivieren. Letztlich haben rund 60 PV-Besitzer und fünf Verbraucher beim Projekt mitgemacht. Trotzdem ist Stadtwerke-Chef Ralf Levacher zufrieden: "Wir wissen jetzt viel mehr über die Herausforderungen, vor die uns ein solches lokales Netz stellt", sagt er. Denn viele Fragen, die die Stadtwerke gemeinsam mit dem Sicherheits-Spezialisten AGT, der IT-Firma Seeburger sowie dem Deutschen Forschungszentrum für Künstliche Intelligenz (DFKI) und dem Karlsruher Institut für Technologie (KIT) behandelten, bewegten sich im Bereich der Grundlagenforschung. Sei es die Aufgabe einer sicheren Datenübertragung, bei der Glasfaser-Anschlüsse mit DSL-Leitungen konkurrierten, sei es das Problem des Datenschutzes oder der überbordenden Datenmengen. Während Glasfaser-Leitungen grundsätzlich die sicherere Übertragung gewährleisten, war in vielen Projekt-Haushalten eine Übertragung nur per Router möglich. Eine "große Fehlerquelle", wie Jörg Rink betont, der bei den Stadtwerken das Projekt verantwortlich betreut. Denn anders als die Glasfaser-Anschlüsse sind Router für Nutzer frei zugänglich. Wie diese sicher eingebunden werden können, ist eine der Herausforderungen der Zukunft. Doch auch wenn die Daten ankommen, stellt sich die Frage, welche Daten wirklich notwendig sind: Alle zwei Sekunden haben die zahlreichen Sensoren des Projektpartners AGT Messdaten aus den Häusern geschickt. 1,2 Millionen pro Haushalt am Tag. "Da muss man analysieren, welche Daten für welche Aufgabe wirklich benötigt werden", sagt Rink. Während für die Erfassung der heute üblichen Abrechnungen 15-Minuten-Meldungen vollkommen ausreichen, sind für den Handel auf dem elektronischen Marktplatz Minutenabfragen nötig. Um Störungen im Netz zu erfassen, sind wiederum Sekunden-Daten unerlässlich.

Der Strom-Handel unter den Teilnehmern, ein Kernziel des Projekts, hat in den vergangenen Monaten nur theoretisch stattgefunden. "Wir haben alle Voraussetzungen für einen solchen Handel geschaffen", sagt Levacher. Wegen der hohen regulatorischen Anforderungen für die Abrechnung unter den Teilnehmern, fand der Handel zwar mit Echt-Daten der Haushalte, aber vorerst nur auf einer virtuellen Plattform statt. "Ziel war letztlich nicht der echte Handel, sondern der Nachweis, dass dies möglich wäre", sagt Stadtwerke-Chef Levacher. Und der Nachweis, dass sich dadurch das Netz auch auf der Niederspannungsebene entlasten ließe. Zwar steht der Praxisbeweis noch aus, doch Umfragen unter den Stadtwerke-Kunden zeigen, dass diese schon bei einem geringen finanziellen Anreiz bereit wären, ihr Verbrauchsverhalten anzupassen.

Auch wenn das vom Bundeswirtschaftsministerium mit 4,8 Millionen Euro geförderte Projekt Ende des Monats ausläuft, wollen die Stadtwerke weiter an der Peer Energy Cloud forschen. "Wir sind überzeugt, dass dies ein zentrales Zukunftsthema der Versorger sein wird", sagt Levacher. Und schon das Pilotprojekt hat sich für die Stadtwerke als nützlich erwiesen. Denn Störungen in Netz können durch die Sensoren in den Häusern viel schneller erkannt werden als bisher.