IoT-Energiemonitoring in der Produktion: Messkonzept, Technik und Auswertung

IoT-Energiemonitoring in der Produktion verbindet die messtechnische Erfassung von Energieströmen mit der digitalen Auswertung von Betriebsdaten und schafft damit die Grundlage, Verbräuche einzelnen Anlagen, Aufträgen und Betriebszuständen zuzuordnen. Der Unterschied zur klassischen Energieerfassung liegt weniger in der Sensorik als in der Auflösung und der Verknüpfung: Wo früher ein monatlicher Zählerstand für den gesamten Standort vorlag, stehen heute Messwerte im Sekundentakt je Anlage zur Verfügung, die sich mit Produktionsdaten aus der Fertigungssteuerung zusammenführen lassen. Erst diese Verknüpfung macht aus einer Verbrauchszahl eine Handlungsgrundlage, weil sie zeigt, wie viel Energie in ein bestimmtes Erzeugnis fließt und welcher Anteil davon in Stillstands- und Bereitschaftszeiten anfällt. Der Weg dorthin führt über ein durchdachtes Messkonzept, das vor der Beschaffung von Sensorik steht, und über ein Datenmodell, das die spätere Auswertung überhaupt erst ermöglicht.

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Titelbild: Foto von Jon Moore auf Unsplash.

Zielsetzung vor Technik

Energiemonitoring-Projekte scheitern selten an der Messtechnik. Sie scheitern daran, dass gemessen wird, was einfach messbar ist, und nicht, was für Entscheidungen gebraucht wird. Am Anfang steht deshalb die Frage, welche Entscheidungen mit den Daten getroffen werden sollen.

• Kostenzuordnung: Energiekosten sollen verursachungsgerecht auf Produkte oder Kostenstellen verteilt werden
• Lastmanagement: Lastspitzen sollen erkannt und durch zeitliche Verschiebung von Prozessen reduziert werden
• Anlagenbewertung: Der spezifische Verbrauch einzelner Anlagen soll verglichen und die Modernisierung priorisiert werden
• Zustandsüberwachung: Veränderungen im Verbrauchsprofil sollen als Hinweis auf Verschleiß oder Fehlfunktion dienen
• Normkonformität: Ein Energiemanagementsystem nach ISO 50001 soll mit belastbaren Daten unterlegt werden

Diese Ziele stellen unterschiedliche Anforderungen an Messstellendichte, Abtastrate und Datenhaltung. Lastspitzenmanagement erfordert eine hohe zeitliche Auflösung am Übergabepunkt, aber keine feingliedrige Erfassung je Maschine. Die verursachungsgerechte Kostenzuordnung erfordert das Gegenteil. Wer beide Ziele gleichzeitig verfolgt, braucht zwei Messebenen und sollte das von Beginn an einplanen.

Das Messkonzept

Messebenen festlegen

Ebene	Messpunkt	Typische Auflösung	Zweck
Standort	Netzübergabepunkt	Viertelstundenwerte, teils feiner	Abrechnung, Lastspitzen, Gesamtbilanz
Bereich	Unterverteilung je Halle oder Fertigungsbereich	Minutenwerte	Zuordnung zu Kostenstellen, Grobanalyse
Anlage	Einspeisung der einzelnen Maschine	Sekunden bis Minutenwerte	Spezifischer Verbrauch, Zustandsanalyse
Aggregat	Antrieb, Heizung, Druckluftverbraucher	Sekundenwerte	Detailanalyse in Verbesserungsprojekten

Ein tragfähiger Einstieg umfasst die Ebenen Standort und Bereich vollständig sowie die Anlagenebene für die Hauptverbraucher. Als Faustregel gilt, dass eine begrenzte Zahl von Anlagen den überwiegenden Teil des Verbrauchs verursacht. Diese Anlagen werden zuerst einzeln erfasst, die übrigen zunächst über die Bereichsebene abgebildet und rechnerisch als Differenz geführt.

Nicht nur Strom erfassen

Die Konzentration auf elektrische Energie ist naheliegend, greift aber in vielen Fertigungsbetrieben zu kurz. Druckluft, Prozesswärme, Kälte, Wasser und Gas gehören in dasselbe Konzept, weil sie erhebliche Kostenanteile ausmachen und untereinander in Wechselwirkung stehen. Druckluft ist dabei ein Sonderfall: Sie wird elektrisch erzeugt, aber dezentral verbraucht, und Leckagen bleiben ohne separate Messung praktisch unsichtbar.

Ein Energiemonitoring, das nur den Strombezug am Übergabepunkt kennt, beantwortet die Frage nach der Höhe der Rechnung. Es beantwortet keine einzige Frage danach, wo im Betrieb die Energie tatsächlich bleibt.

Technische Umsetzung

Sensorik und Anbindung

Für die nachträgliche Erfassung an Bestandsanlagen kommen überwiegend Messwandler zum Einsatz, die ohne Eingriff in die Verkabelung montiert werden können. Bei Neuanlagen und Umbauten sind fest installierte Messgeräte in der Unterverteilung die robustere Lösung. Die Auswahl richtet sich nach der geforderten Genauigkeitsklasse, die für interne Analysezwecke geringer ausfallen darf als für abrechnungsrelevante Messungen.

Für die Anbindung stehen mehrere Wege offen, die sich in Aufwand, Reichweite und Datenrate unterscheiden. Feldbusse und industrielle Ethernet-Protokolle bieten hohe Datenraten bei kabelgebundener Installation. Funkbasierte Verfahren mit geringer Datenrate eignen sich für weit verteilte Messpunkte mit langen Aktualisierungsintervallen. Für die Übertragung an die Auswertungsebene hat sich ein publish-subscribe-Verfahren etabliert, das Messwerte ereignisbasiert überträgt und damit Netzlast reduziert.

Datenmodell und Zeitreihenhaltung

Messwerte allein sind wertlos. Erst die Kontextinformation macht sie auswertbar. Jeder Messpunkt braucht daher eine eindeutige Kennung sowie eine Zuordnung zu Anlage, Bereich, Kostenstelle und Medium. Diese Zuordnung gehört in ein zentrales Verzeichnis, das gepflegt wird, wenn sich Anlagen verändern.

1. Eindeutige Messstellenkennung nach einem festen Schema, das Bereich, Anlage und Medium abbildet
2. Zeitstempel in einheitlicher Zeitbasis, mit dokumentiertem Umgang mit der Sommerzeitumstellung
3. Einheiten und Messgröße je Messpunkt hinterlegt, inklusive Wandlerfaktoren
4. Statusinformation, die fehlende oder als unplausibel erkannte Werte kennzeichnet, statt sie stillschweigend zu interpolieren
5. Verdichtungsregeln, die festlegen, wie lange Rohwerte vorgehalten und ab wann sie zu Mittelwerten zusammengefasst werden

Der letzte Punkt entscheidet über die langfristige Betreibbarkeit. Sekundenwerte über mehrere Jahre für hunderte Messpunkte erzeugen Datenmengen, die ohne Verdichtungsstrategie sowohl Speicher als auch Auswertungsgeschwindigkeit belasten. Üblich ist, Rohwerte für einige Monate vorzuhalten und darüber hinaus verdichtete Werte zu speichern.

Verknüpfung mit Produktionsdaten

Der eigentliche Nutzen entsteht durch die Verknüpfung mit Betriebsdaten aus der Fertigungssteuerung: Auftragsnummer, produzierte Menge, Betriebszustand der Anlage, Rüstzeiten und Störungen. Erst dadurch lässt sich der Verbrauch je Stück berechnen und der Anteil unterscheiden, der in produktiven Zeiten anfällt, von jenem in Bereitschaft und Stillstand.

Der Anteil in nichtproduktiven Zeiten ist erfahrungsgemäß der ergiebigste Ansatzpunkt, weil er ohne Eingriff in den Prozess reduzierbar ist, etwa durch Abschaltkonzepte, angepasste Bereitschaftszustände oder die Vermeidung von Leerlauf über Wochenenden und Betriebsruhen.

Kennzahlen und Auswertung

• Spezifischer Energieverbrauch: Energie je produzierter Einheit, getrennt nach Erzeugnis und Anlage
• Grundlastanteil: Verbrauch in produktionsfreien Zeiten im Verhältnis zum Gesamtverbrauch
• Lastspitze: Höchster Viertelstundenmittelwert im Abrechnungszeitraum, mit Zuordnung zum auslösenden Betriebsvorgang
• Energieproduktivität: Wertschöpfung im Verhältnis zum Energieeinsatz, als Führungskennzahl
• Abweichung vom Erwartungswert: Vergleich des gemessenen Verbrauchs mit einem aus Produktionsmenge und Außentemperatur abgeleiteten Erwartungswert

Die letztgenannte Kennzahl ist methodisch die anspruchsvollste und zugleich die aussagekräftigste. Ein absoluter Verbrauchsvergleich zwischen zwei Monaten sagt wenig, weil Produktionsmenge und Witterung schwanken. Ein Regressionsmodell, das den erwarteten Verbrauch aus diesen Einflussgrößen schätzt, macht die tatsächliche Veränderung der Energieeffizienz sichtbar. Diese Vorgehensweise entspricht dem Konzept der energetischen Ausgangsbasis und der Leistungskennzahlen, wie es die ISO 50001 vorsieht.

Alarmierung sinnvoll gestalten

Schwellenwertalarme auf Absolutwerten erzeugen in der Produktion regelmäßig so viele Meldungen, dass sie nach kurzer Zeit ignoriert werden. Wirksamer sind Alarme auf Veränderungen im Muster, etwa ein gegenüber dem Vergleichszeitraum deutlich erhöhter Grundlastanteil oder ein Verbrauch außerhalb der geplanten Betriebszeiten. Jeder Alarm braucht zudem eine definierte Zuständigkeit und eine beschriebene Reaktion, sonst ist er wirkungslos.

Sicherheit und Netztrennung

Energiemessgeräte sind Netzwerkteilnehmer im Produktionsnetz und damit Teil der Angriffsfläche. Viele Geräte bringen Webschnittstellen mit Standardzugangsdaten mit und werden über Jahre nicht aktualisiert. Sie gehören deshalb in ein eigenes Netzsegment mit kontrolliertem Übergang zur Auswertungsebene, idealerweise mit ausschließlich ausgehender Datenverbindung.

Für die Beurteilung des Schutzbedarfs und die Ableitung von Maßnahmen bietet das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik unter bsi.bund.de Grundlagen an, die sich auf industrielle Umgebungen übertragen lassen. Ergänzend liefert die Normenreihe IEC 62443 einen Rahmen für die Absicherung industrieller Automatisierungssysteme, und ISO 27001 einen Rahmen für das übergreifende Managementsystem.

Vorgehen bei der Einführung

1. Energiebilanz erstellen: Vorhandene Zählerstände und Rechnungen auswerten, um die Hauptverbraucher grob zu identifizieren.
2. Messkonzept entwerfen: Messebenen, Messpunkte und Auflösung festlegen, abgeleitet aus den Zielen, und die Investition priorisieren.
3. Pilotbereich auswählen: Einen Fertigungsbereich mit hohem Verbrauch und überschaubarer Komplexität vollständig ausrüsten.
4. Datenmodell und Auswertung aufbauen: Messstellenverzeichnis, Zeitreihenhaltung und erste Auswertungen im Pilotbereich erproben.
5. Ergebnisse validieren: Gemessene Werte gegen die Summenmessung und gegen technische Erwartungswerte prüfen, um Wandlerfehler und Zuordnungsfehler zu finden.
6. Maßnahmen ableiten und wirksam prüfen: Aus den Erkenntnissen konkrete Maßnahmen umsetzen und deren Wirkung anhand derselben Kennzahlen nachweisen.
7. Ausrollen: Erst nach nachgewiesenem Nutzen auf weitere Bereiche ausdehnen, mit dem im Pilot bewährten Datenmodell.

Beispielrechnung zur Priorisierung

Eine Anlage mit einer durchschnittlichen Leistungsaufnahme von 30 Kilowatt in Bereitschaft, die an 100 produktionsfreien Tagen jeweils 16 Stunden in Bereitschaft verbleibt, verbraucht rechnerisch 48.000 Kilowattstunden ohne jede Wertschöpfung. Bei einem angenommenen Arbeitspreis von 20 Cent je Kilowattstunde entspricht das 9.600 Euro jährlich. Die Zahlen sind frei gewählt und dienen nur der Veranschaulichung der Rechenlogik. Der Punkt ist methodisch: Genau diese Größenordnung bleibt ohne anlagenscharfe Messung unsichtbar, weil sie im Gesamtverbrauch des Standorts untergeht.

Organisation und Betrieb

Zuständigkeiten festlegen

Ein Energiemonitoring erzeugt dauerhaft Daten und damit dauerhaft Arbeit. Ohne benannte Zuständigkeiten verfällt das System innerhalb weniger Monate zur reinen Anzeigetafel. Drei Aufgaben sind zu verteilen: die technische Pflege der Messstellen und der Datenstrecke, die fachliche Auswertung mit Ableitung von Maßnahmen und die kaufmännische Bewertung der Einsparungen.

Die technische Pflege gehört üblicherweise in die Instandhaltung oder Elektrotechnik, weil dort die Kenntnis über Anlagenänderungen liegt. Die fachliche Auswertung liegt beim Energiemanagement oder der Produktionsleitung. Die kaufmännische Bewertung gehört ins Controlling, damit Einsparungen mit denselben Maßstäben bewertet werden wie andere Ergebnisbeiträge.

Der Regeltermin als Wirkmechanismus

Ein monatlicher Termin von rund einer Stunde, in dem die Kennzahlen des Vormonats durchgegangen und Abweichungen besprochen werden, ist wirksamer als jede zusätzliche Auswertungsfunktion. Wichtig ist, dass aus dem Termin benannte Maßnahmen mit Verantwortlichen und Terminen hervorgehen und dass die Wirkung dieser Maßnahmen im Folgetermin geprüft wird. Ohne diese Rückkopplung entstehen Berichte, die den Zustand beschreiben, ohne ihn zu verändern.

Einbindung der Mitarbeitenden

Ein erheblicher Teil des Verbrauchs in nichtproduktiven Zeiten hängt von Verhalten ab, etwa vom Abschalten von Anlagen vor dem Wochenende oder vom Schließen von Toren in beheizten Bereichen. Sichtbare Rückmeldung an die betroffenen Bereiche, etwa eine einfache Anzeige des Grundlastanteils je Schicht, wirkt hier stärker als Anweisungen. Voraussetzung ist, dass die Darstellung auf Bereichsebene bleibt und keine Rückschlüsse auf einzelne Beschäftigte zulässt, weil andernfalls eine Leistungs- oder Verhaltenskontrolle vorliegt, die der Mitbestimmung unterliegt.

Typische Fehler

Messpunkte ohne Zuordnungspflege. Anlagen werden umgesetzt, Verteilungen umgeklemmt, das Messstellenverzeichnis bleibt unverändert. Nach zwei Jahren stimmt die Zuordnung nicht mehr, und die Auswertung wird stillschweigend falsch.

Fehlende Plausibilisierung. Ein defekter Wandler liefert plausibel wirkende, aber falsche Werte. Ohne regelmäßigen Abgleich der Summe der Untermessungen gegen die übergeordnete Messung bleibt das unentdeckt.

Auswertung ohne Adressaten. Berichte, die niemand liest, ändern nichts. Jede Auswertung braucht eine Person, die daraus Maßnahmen ableitet, und einen Termin, in dem das geschieht.

Zu große erste Ausbaustufe. Eine flächendeckende Ausrüstung vor dem Nachweis des Nutzens bindet Investitionsmittel und erzeugt Datenmengen, die mangels Auswertungskapazität ungenutzt bleiben.

Wirtschaftlichkeit der Messtechnik selbst

Messtechnik verursacht Investitions- und Betriebskosten, ohne unmittelbar Energie zu sparen. Der Nutzen entsteht ausschließlich aus den Maßnahmen, die aus den Daten abgeleitet werden. Deshalb gehört zu jeder Ausbaustufe eine Abschätzung, welche Einsparung durch die zusätzliche Transparenz plausibel erreichbar ist und in welchem Verhältnis sie zum Aufwand steht.

Eine grobe Priorisierungsregel hat sich bewährt: Je höher der Anteil eines Verbrauchers am Gesamtverbrauch und je stärker sein Betrieb schwankt, desto größer ist der Erkenntnisgewinn einer Einzelmessung. Konstante Verbraucher mit geringem Anteil lassen sich rechnerisch abbilden und brauchen keinen eigenen Messpunkt.

FAQ

Wie viele Messpunkte sind für den Einstieg sinnvoll?
Sinnvoll ist eine vollständige Erfassung auf Bereichsebene sowie eine Einzelerfassung der Anlagen, die den überwiegenden Teil des Verbrauchs verursachen. In vielen Fertigungsbetrieben führt das zu einer überschaubaren zweistelligen Zahl von Messpunkten in der ersten Ausbaustufe.

Muss das Monitoring an ein Energiemanagementsystem nach ISO 50001 gekoppelt sein?
Zwingend ist das nicht. Wo eine Zertifizierung angestrebt oder bereits vorhanden ist, sollte das Messkonzept aber von Beginn an die Anforderungen an energetische Ausgangsbasis und Leistungskennzahlen berücksichtigen, weil eine nachträgliche Anpassung des Datenmodells aufwendig ist.

Wie genau müssen die Messgeräte sein?
Für interne Analyse- und Steuerungszwecke genügen in der Regel geringere Genauigkeitsklassen als für abrechnungsrelevante Messungen. Sobald Energiekosten intern verursachungsgerecht weiterverrechnet werden sollen, steigen die Anforderungen, und die Auswahl sollte mit der kaufmännischen Seite abgestimmt werden.

Wie lange sollten Messdaten aufbewahrt werden?
Für Trendanalysen und den Jahresvergleich sind mindestens drei Jahre verdichteter Werte sinnvoll. Rohwerte in hoher Auflösung werden meist nur für einige Monate benötigt, sofern keine besonderen Nachweispflichten bestehen.

Lässt sich Energiemonitoring auf Bestandsanlagen ohne Schnittstellen umsetzen?
Ja. Die Erfassung erfolgt in diesen Fällen über nachgerüstete Messtechnik in der Einspeisung, unabhängig von der Steuerung der Anlage. Die Verknüpfung mit Betriebszuständen gelingt dann näherungsweise über Verbrauchsmuster oder über zusätzliche Signale, etwa aus der Betriebsdatenerfassung.

Wer sollte das Thema im Unternehmen verantworten?
In der Regel die Instandhaltung oder ein benanntes Energiemanagement, mit fester Anbindung an das Controlling für die kaufmännische Bewertung und an die IT für Betrieb und Absicherung der Datenstrecke.

Sollte die Auswertung im eigenen Netz oder in einer externen Plattform erfolgen?
Beides ist tragfähig. Für die Entscheidung sind drei Punkte maßgeblich: die Frage, ob Produktionsdaten den Betrieb verlassen dürfen, der interne Aufwand für Betrieb und Aktualisierung einer eigenen Lösung sowie die Frage, wie die Daten im Fall eines Anbieterwechsels herausgelöst werden können. Wird eine externe Plattform gewählt, gehört ein vertraglich zugesicherter Datenexport in einem offenen Format zu den Mindestanforderungen.