“Ohne integrierte ­Planung kein intelligentes Gebäude“

Schmid: Herr Belser, wo stehen wir heute in der Entwicklung des intelligenten Stromnetzes?

Belser: Aus meiner Sicht sind wir noch in der Phase der Definition. Auslöser war ja das Erneuerbare-Energien-Gesetz. Die garantierten Einspeisevergütungen haben dazu geführt, dass sehr viel in Photovoltaik und Windenergie investiert wurde, besonders von Privatleuten. Diese Energie fällt sehr volatil an, steht also nicht planbar zur Verfügung. Dadurch kommt es im Stromnetz sowohl zu ungeplanten Erzeugungsspitzen als auch zu einem kaum vorhersehbaren Strommangel, der durch Regelenergie kompensiert werden muss.

Alle an der Erzeugung, Verteilung und am Verbrauch von Strom beteiligten Gruppen sind jetzt gefordert, Maßnahmen zur Glättung von Stromspitzen und Stromtälern in Abhängigkeit des Stromangebotes zu ergreifen. Dazu wurden verschiedene Normungsvorhaben angestoßen, zum Beispiel bei der DKE¹⁾, um die Normung rund um das intelligente Stromnetz voranzutreiben. Auch der Fachverband VDMA-AMG¹⁾ arbeitet in diesen Gremien mit. Auffallend ist die Vielzahl der Industrievertreter Weißer Ware und der Elektroschaltertechnik. Die Gewerke der Gebäudetechnik sind eher unterrepräsentiert.

Schmid: Welche Rolle spielt der VDMA-Verband AMG in diesen Gremien?

Belser: Die Gremienarbeit des DKE zum Smart Grid konzentrierte sich anfangs primär auf den Privathaushalt, also auf Elektro-Haushaltsgeräte und die Elektroinstallation. Als Hauptanwendung für die kommenden Smart-Grid-Funktionen im Haushalt wurden im ­Wesentlichen zeittolerante Hausgeräte wie die Waschmaschine definiert, da diese am einfachsten bei Niedrigtarifangeboten zugeschaltet werden kann. Durch die VDMA-AMG-Aktivi­täten sind in den Gremien jetzt auch unsere Interessen mit der Zielgruppe kommerzielle ­Gebäude vertreten. Unser Ansatz ist die Defi­nition von Use-Cases, das sind Anwendungs­fälle bestimmter Marktteilnehmer, die aufgrund ihrer speziellen Marktrolle bestimmte Funk­tionen erfüllen müssen. Diese Use-Case-Defi­nitionen sind Teil der Beschreibung der semantischen Schnittstelle, die unter dem Überbegriff EEBus entwickelt wird.

Schmid: Können Sie Beispiele für Use-Cases nennen?

Belser: Nehmen wir den elektrischen Warmwasserspeicher. Über den Use-Case wird definiert, wie viel Wärme innerhalb eines bestimmten Zeitraumes geladen werden könnte und wie sein Zeitverhalten für den Entladevorgang aussieht. Andere Beispiele für Use-Cases sind die Wärme- oder Kälteeinspeicherung in thermoaktiven Bauteilen, die Beladung oder Entladung eines Eisspeichers oder der stromgeführte Betrieb eines Blockheizkraftwerkes. Bei allen Use-Cases geht es um die Logikanforderung, die Funktion, das Zeitverhalten und die Marktrolle des jeweiligen Anwendungsfalls.

Schmid: Die vielen englischen Begriffe lassen vermuten, dass es sich hier um ein internationales Projekt handelt.

Belser: Das DKE-Normungsvorhaben hat eine europaweite Ausstrahlung. So gut wie in allen europäischen Ländern gibt es Standardisierungsbestrebungen rund um das Thema Smart Grid, insbesondere in Großbritannien und Frankreich, aber auch in Italien. Aufgabe des DKE wird es sein, das Projekt auch zu internationalisieren. Aufgrund der Entscheidung für den Atomausstieg und der Einleitung der Energiewende spielt Deutschland hier international eine Vorreiterrolle.

Schmid: In welchem Stadium befindet sich das DKE-Projekt bezüglich der Anwendung in kommerziellen Gebäuden? Was ist noch an Vorarbeit von den verschiedenen Marktteilnehmern zu leisten?

Belser: Der erste Schritt zur späteren Umsetzung der Smart Buildings ist die ganzheitliche Planung, Ausschreibung und Realisierung von Gebäuden. Wichtig ist, dass die technischen Einrichtungen in Gebäuden interaktiv angelegt werden und nur noch ein Automatisierungsverbund besteht. Ideal für die Verknüpfung von gebäudetechnischen Anlagen mit Smart-Grid-Funktionen ist das BACnet-Protokoll, da es über gewerkeübergreifende Funktionen verfügt und Automatisierungsinseln verschiedener Hersteller in einer Liegenschaft funktional miteinander verbindet.

Schmid: Reichen dazu die klassischen Gebäudeautomationsfunktionen aus? Müssen nicht zunächst auch Zusatzfunktionen wie Lastmanagement sowie Energiemonitoring und Energiecontrolling in die Gebäudeautomationssysteme integriert werden, damit später auch die Smart-Grid-Funktionen unterstützt werden können?

Belser: Das ist ein interessanter Ansatz. Ja, wir müssen jetzt schon bei den Gebäudebetreibern das Bewusstsein für die neuen Funktionen bilden, die mittelfristig auf uns zukommen. Jeder weiß heute relativ gut Bescheid, wie viel Kraftstoff sein Auto verbraucht.

Bei Gebäuden haben wir da noch einen erheblichen Nachholbedarf. Die DIN EN ISO 50001²⁾ ist ein wichtiger Schritt zur Einführung von Energiemanagementsystemen und zur Energieeffizienzoptimierung in Gebäuden. Sie ist so etwas wie ein Qualitätsmanagement für den energetisch optimierten Betrieb von Gebäuden, kombiniert mit einer kontinuierlichen Energieeffizienzverbesserung. Als Vertreter des VDMA-Fachverbandes AMG empfehle ich jedem Gebäudebetreiber, bereits heute die DIN EN ISO 50001 umzusetzen, unabhängig von der Einführung des intelligenten Stromnetzes. In jedem Gebäude gibt es genügend Poten­zial zur Verbesserung der Gebäudeenergieeffizienz; etwa 15 % an Energie lassen sich im Schnitt überall durch ein qualifiziertes Energiemanagement einsparen.

Schmid: Das klingt nach einem weiteren System im Gebäude und zusätzliche Schnittstellen. Macht das Sinn?

Belser: Natürlich ist dazu eine zusätzliche ­Infrastruktur notwendig. Es gibt zwei Wege, um die technische Infrastruktur für ein Ener­giemonitoring zu etablieren. Entweder man baut ein separates Zählermanagementsystem mit proprietären Datenbussen auf, aber ohne ­Interaktion mit dem Gebäudeautomations­system. Oder man greift die Zählwerte direkt im Gebäudeautomationssystem ab, quasi nebenbei und interaktiv. Das ist natürlich viel wirtschaftlicher und bei ­modernen Gebäudeautomationssystemen einfach nachzurüsten. Dadurch lassen sich direkte Schalthandlungen integrieren, ohne Umweg über ein zweites System, zum Beispiel Lastabwurf bei hohen Tarifen be­ziehungsweise Zuschaltung von elektrischen Verbrauchern bei Stromüberschuss. Hier kommt das Smart Grid ins Spiel, das je nach ­Tarifangebot beziehungsweise Tarifvereinbarung mit dem Versorger künftig mehrere ­Möglichkeiten eines kosteneffizienten Betriebs zulassen wird.

Schmid: Reichen die Funktionen des BACnet-Protokolls aus, um Lasten nach tariflichen und funktionalen Belangen zu- und abzuschalten? Und wie sieht es mit der Sicherheit aus? Nicht alle Regelungs- und Steuerungsprozesse in gebäudetechnischen Anlagen sind unterbrechungstolerant.

Belser: Ich halte das BACnet-Protokoll im Gebäude unter funktionalen und auch sicherheitstechnischen Aspekten als überaus geeignet für solche Aufgaben. Wir haben bei BACnet die Möglichkeit, Daten mit und ohne Rückmeldung zu übertragen; bei Smart-Grid-Funktionen würde man die BACnet-Funktion mit Rückmeldung wählen. Dann ist man sicher, dass der anvisierte In­formationspartner die Meldung auch erhalten hat und umsetzt.

Schmid: Vielfach handelt es sich bei den Energiemonitoring- und Energiecontrolling-Funktionen um eine Übertragung von Verbrauchswerten. Auch beim intelligenten Stromnetz werden Verbrauchswerte übertragen. Müssen die Mess-Einrichtungen und Übertragungswege in einem solchen Fall eichfähig sein?

Belser: In jedem Fall muss man eichpflichtige Daten über das Protokoll M-Bus übertragen. Das ist kein Problem, denn fast alle Gebäudeautomationssysteme haben heute eine M-Bus-Schnittstelle. Der geeichte Wert wird durch das Endgerät zur Verfügung gestellt und über den M-Bus an das entsprechende BACnet-Objekt übertragen.

Schmid: Viele Heizung-, Lüftungs-, Klima- und Kältegeräte werden von den Herstellern komplett mit einer autark arbeitenden Regelung geliefert. Schon jetzt beklagen sich Systemintegratoren, dass diese Regler oft nur unter großem Aufwand in übergeordnete Automationssysteme integriert werden können. Ist bei den Geräteherstellern Handlungsbedarf bezüglich der stetig wachsenden Unit-Lösungen notwendig?

Belser: Der Systemintegrator muss wissen, wie ein autark arbeitender Regler in ein übergeordnetes Gebäudeautomationssystem integriert wird. Natürlich stellt sich bei Smart-Grid-Funktionen die Frage nach der Übersteuerung von Gerätefunktionen beziehungsweise danach, wie viel Freiheit der Hersteller bei der Übersteuerung zulässt. Hier gibt es mit Sicherheit noch Informationsbedarf.

Schmid: Brauchen wir künftig zusätzliche Smart-Grid-Schnittstellen an autarken Reglern von Unitgeräten? Manche Wärmepumpenhersteller werben ja bereits mit dem Zusatz „smart grid ready“, ohne diese Funktion näher zu spezifizieren.

Belser: Das kann ich im Moment noch nicht einschätzen. Denkbar ist, dass wir künftig bei maßgeblichen Stromverbrauchern in Gebäuden, wie Wärmepumpen oder Kälte­maschinen sowie Blockheizkraftwerken, eine zusätzliche Smart-Grid-Schnittstelle angeboten bekommen. Wichtig ist, dass an der Schnittstelle vom gebäudeinternen Stromnetz zum Stromnetz des Versorgers die datentechnische Infrastruktur eingerichtet wird, um Smart-Grid-Funktionen zu ermöglichen. Dabei geht es künftig auch darum, prognostizierte Verbrauchswerte für den Netzbetreiber bereitzuhalten, damit dieser auf diesen Daten sein Netzmanagement mit Bedarfsprognosen aufbauen kann.

Wichtig ist, dass der Gebäudebetreiber auch künftig die Entscheidungen über den Betrieb seiner gebäudetechnischen Anlagen beeinflussen kann. Deshalb ist ein zentraler Übergabepunkt erforderlich. Ich gehe davon aus, dass auch für große Liegenschaften wie Flughäfen, Krankenhäuser, Universitäten oder Bank- und Versicherungsgebäude ein zentraler Übergabepunkt für Smart-Grid-Funktionen eingerichtet wird. Das gilt sowohl für Stromabnehmer, für Erzeuger von Photovoltaik- und BHKW-Strom – die sogenannten Prosumer – als auch für die Nutzer preisvariabler Tarife.

Schmid: Sind bei bestehenden Gebäudeautomationssystemen Nachrüstungen notwendig, um Smart-Grid-Funktionen verarbeiten zu können?

Belser: Bei bestehender Gebäudeautomations-Infrastruktur reicht es aus, wenn diese Systeme im Rahmen von Updates nach Smart-Grid-Kriterien migriert werden. In erster Linie geht es darum, den Datenaustausch zwischen dem Gebäude und dem Stromnetz zu verbessern. Der mechanische Teil der Gebäudetechnik kann mit Sicherheit noch viele Jahre genutzt werden. Wichtig ist, die zusätzlich notwendigen Informationswege bei Neuinstallationen oder im Rahmen von Migrationen jetzt schon einzurichten. Grundsätzlich halte ich Gebäudeautomationssysteme auf der Basis von BACnet sowie Schnittstellen zu Lon, M-Bus oder KNX für Smart-Grid-fähig. Mit Smart Grid bekommt die gewerkeübergreifende Kommunikation mit Sicherheit einen höheren Stellenwert.

Schmid: Welche Funktionen hat in diesem ­Zusammenhang der neue EEBus?

Belser: Ich stelle mir das so vor, dass die Ge­bäudeautomation in der Hand des Kunden bleibt, aber die zwischen dem Kunden und dem Netzbetreiber vereinbarten Schalthandlungen über die Schnittstelle des EEBus übermittelt werden. Die Energieversorger bzw. Netzbetreiber streben natürlich einen möglichst flexiblen Zugriff auf die gebäudetechnischen Anlagen an, um ihre Lastkurve zu glätten. Die Zugriffsrechte müssen jedoch zum Nutzungsprofil des Gebäudes oder der Liegenschaft passen und vertraglich festgelegt werden. Beispielsweise müssen für ein Krankenhaus oder eine ­industrielle Produktionsstätte andere Zu- und Abschaltkriterien festgelegt werden als für ein Bürogebäude.

Schmid: Ist es denkbar, das BACnet-Protokoll über die Gebäudegrenze hinaus mit den Protokollen der Energiewirtschaft zu verknüpfen, also anstelle des EE-Busses zu treten?

Belser: Prinzipiell ja, denn es gibt im Bereich des BACnet-Programm-Komitees ASHRAE³⁾ SSP C 135 ernstzunehmende Entwürfe, wie man Demand Response Funktionen in die BACnet-Spezifikation mit aufnehmen kann. Auch international soll diese Funktion umgesetzt werden. In wieweit eine solche Spezifikation für Europa geeignet ist und akzeptiert wird, ist noch unklar. BACnet als objektorientiertes Datenübertragungsprotokoll wird in Zukunft sicher auch mit dem EEBus-Funktionen vergleichbare Funktionen bilden. Ob und wie schnell das realisiert werden kann, hängt von der internationalen Akzeptanz der Smart-Grid-orientierten BACnet-Objekte ab. Wenn dort eine kritische Masse erreicht wird, könnte diese Entwicklung auch nach Europa überschwappen. Es ist jedoch davon auszugehen, dass bis dahin die nationalen Normungsbestrebungen schon etabliert sein werden.

Schmid: Ist es sinnvoll, bei Neuplanungen jetzt schon anlagentechnische Vorkehrungen zu treffen, um Smart-Grid-Funktionen optimal nutzen zu können?

Belser: Wie bereits gesagt, empfehlen wir als Vertreter der Gebäudeautomations- und MSR-Industrie eine ganzheitliche Planung von Gebäuden. Auch ohne Smart Grid macht es Sinn, Gebäudesysteme, die mechanischen Gewerke und die Gebäudephysik enger miteinander zu verzahnen. Künftig werden thermoaktive Bauteile als Energiespeicher in Gebäuden eine wesentlich größere Rolle spielen als bisher. Dadurch lassen sich die Tagesganglinien des Gebäudes mit den Bedürfnissen des Nutzers und der Tarifangebote des Netzbetreibers abgleichen. Hierfür werden Energiespeicher benötigt, entweder thermische in Form von Behältern, in Form von thermisch aktiviertem Beton oder als Phasenwechselmaterial. Auch Dienstleistungen im Bereich der lokalen Wetterprognosen werden immer wichtiger, insbesondere für Speicherszenarien. Daraus ergeben sich relativ komplexe Entscheidungsstrukturen, da Gebäude und Wetterdaten von kurzfristigen Tarifanreizen der Netzbetreiber überlagert werden können.

Schmid: Wird aus Ihrer Sicht der Eisspeicher eine Renaissance erleben?

Belser: Da bin ich mir ganz sicher. Die Bundesregierung hat ja im letzten Jahr ein Speicherforschungsprogramm gestartet, um alle Möglichkeiten der Energiespeicherung auszuloten. In diesem Zusammenhang werden auch bekannte Energiespeicherarten weiterentwickelt. Deutschland hat gute Chancen, im Bereich innovativer Energiespeicher künftig den Markt anzuführen.

Schmid: Hat die Energiewirtschaft ihre Hausaufgaben schon gemacht?

Belser: Wir benötigen eine komplett neue Netzleittechnik, um die fluktuierenden Einspeisungen zu verteilen, Lasttäler zu füllen und Lastspitzen zu kappen. Allein 50000 Waschmaschinen in einer Stadt nach Smart-Grid-Kriterien, teilweise mit einer Vielzahl von individuellen Bezugstarifen aufzuschalten, ist eine gewaltige datentechnische Herausforderung.

Schmid: Marktforscher gehen davon aus, dass spätestens im Jahr 2015 die kommerzielle Nutzung der Smart-Grid-Funktionen starten wird. Bis dahin soll die dafür notwendige IT-Infrastruktur installiert sein. Ist das realistisch?

Belser: Wir brauchen diese Zeit, damit sich die IT-Infrastruktur der Dienstleister, die IT-Infrastruktur der Energiewirtschaft und die Infrastruktur der Gebäude einander annähern. Den limitierenden Faktor bei der Umsetzung von Smart-Grid-Funktionen sehe ich weniger in der IT, sondern in der weiterhin praktizierten Gewerketrennung. Ohne eine integrierte Planung wird das intelligente Gebäude nicht realisiert werden können. Und ohne ein intelligentes Gebäude sind Smart-Grid-Funktionen praktisch nicht zu verwirklichen.

Leider verhalten sich die gebäudetechnischen Projektabwicklungsprozesse immer noch nach dem Prinzip „nach mir die Sintflut“. Von ­einem kontinuierlichen Know-how-Aufbau, wie in anderen Industriebereichen, ist in der TGA-Branche wenig zu spüren. Entsprechend lang wird es dauern, bis unsere Gebäude intelligent sind. Wir bauen überwiegend immer noch unter den Kriterien der Minimierung der Erstellungskosten. Lebenszykluskostenbetrachtungen sind leider heute immer noch die ­Ausnahme.

Schmid: In der Branche wird bereits darüber spekuliert, dass fachfremde Unternehmen mit Know-how-Schwerpunkt auf Abrechnungssystemen im Bereich der Smart-Grid-Dienstleistungen Fuß fassen werden. Wie ­sehen Sie diese Entwicklung?

Belser: Damit müssen wir rechnen. Eine ähnliche Situation haben wir ja im Bereich Facility Management. Dort bestimmen die Gebäude­reiniger einen Großteil des Marktes. Abrechnungsdienstleister bringen gute Voraussetzungen mit, um an diesem Markt zu partizipieren. Es gibt aber auch IT-Firmen, die den Kontakt zur Gebäudeautomations-Branche suchen. Hier wird es künftig viele strategische Partnerschaften geben, da ein einzelnes Unternehmen nicht über das gesamte Know-how verfügt. Es gibt natürlich auch sehr visionäre Geschäftsmodelle auf der Basis von sozialen Netzwerken. Denkbar sind Energieerzeugergenossenschaften, die ihren Strom über ein soziales Netzwerk selbst vermarkten. Ich denke hier sind wir erst am Anfang einer neuen Entwicklung.

Schmid: Vielen Dank für das Gespräch. •

1) VDMA-AMG: VDMA-Fachverband Automation + Management für Haus + Gebäude. DKE: Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE.

2) DIN EN ISO 50001 Energiemanagementsysteme – Anforderungen mit Anleitung zur Anwendung, Dezember 2011

3) Der amerikanische Ingenieurverband ASHRAE, American Society of Heating, Refrigerating and Air Conditioning Engineers, ist federführend bei der Fortentwicklung des BACnet-Protokolls.

Weitere Fachartikel zum ­Thema enthalten die TGAdossiers ­Gebäudeautomation sowie Smart ­Metering und Smart Grid: Webcode 740 bzw. 977

Karl-Heinz Belser, Jahrgang 1959, Dipl.-Ing. (FH) studierte an der Hochschule Esslingen Versorgungstechnik mit der Spezialisierung DDC/ GA und wurde mit seiner Diplomarbeit Preisträger der Baelz Stiftung für Regelungstechnik. Nach einer Tätigkeit von 1987 bis 2001 bei Honeywell wechselte Belser zu Johnson Controls, wo er heute Prokurist und Regionalleiter Systemgeschäft West ist. Belser gehört zum Gründungsvorstand der BACnet Interest Group Europe und ist derzeit Mitglied des Beirats der B.I.G. EU, Vorstandsmitglied im VDMA-AMG und Leiter des technischen Ausschuss, Vorstandsmitglied im VDI TGA Stuttgart und in der Arbeitsgemeinschaft Industriebau AGI aktiv.

Smart Homes, Smart Buildings, Smart Industries sowie intelligente Produkte und Lösungen sollen künftig über den einheitlichen Vernetzungs-Standard EEBus sowohl untereinander als auch mit dem intelligenten Stromnetz, sprich Netzbetreibern, Energieversorgern und neuen Smart-Grid-Dienstleistern kommunizieren. Der neue Vernetzungsstandard wurde am 23. April 2012 von der Initiative EEBus auf der Hannover-Messe vorgestellt.

„Das EEBus-Konzept baut auf bestehenden Technologien auf und bietet eine einheitliche Plattform für bereits bestehende Insellösungen“, erklärt Peter Kellendonk, Geschäftsführer von Kellendonk Elektronik. Sein Unternehmen hat das EEBus-System im Rahmen des vom Bundeswirtschaftsministerium und vom Bundesumweltministerium geförderten E-Energy-Projekts maßgeblich entwickelt. Die Technologie ist allen Unternehmen ohne weitere Lizenzkosten frei zugänglich. Mit dem EEBus-Konzept soll die Kommunikationslücke zwischen hausinternen Automationssystemen und den Kommunikationssystemen der Energiewirtschaft geschlossen werden. Der EEBus erkennt beispielsweise, ob im Netz ausreichend Strom und zu welchem Tarif vorhanden ist. Bei Stromüberangeboten könnten vorzugsweise Elektro-Wärmespeicher, Wasch- und Spülmaschinen in Betrieb gehen und Elektrofahrzeuge geladen werden. Bei Nachfragespitzen könnten Klimakälteanlagen oder Tiefkühleinrichtungen zeitweise abgeschaltet werden oder auf Teillast gehen.

Mitglieder der ersten Stunde in der Initiative EEBus sind u.a. Miele, Vaillant, ABB, Schneider Electric, Busch-Jaeger, Gira und Jung. Weiter beteiligt an der Einigung auf den EEBus-Standard sind SMA, Solarworld, die E.G.O.-Gruppe, Landis+Gyr, MVV, Kofler Energie sowie der VDE.

Die klassischen Unternehmen aus der TGA und der Gebäudeautomations-, Mess-, Steuerungs- und Regelungstechnik kooperieren über die BACnet Interest Groupe Europe und über die Beteiligung des VDMA-Fachverbands Automation + Management für Haus + Gebäude (VDMA-AMG) innerhalb der DKE-Initiative (Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE) mit den EEBus Entwicklern. Ziel der MSR-Fachfirmen ist es, branchenspezifische Lösungen und Eigenprodukte zu vermeiden. Stattdessen möchte man eine offene Schnittstelle über BACnet zum EEBus realisieren, die alle Kunden gleichermaßen verwenden können. https://www.eebus.org/