Direktvermarktung: Windparks und Einzelanlagen an EMSYS anbinden

Der Vertrag mit dem neuen Direktvermarkter ist unterschrieben, der Starttermin steht. Dann kommt die Mail mit der Datenpunktliste: Istwert der Wirkleistung, Sollwert-Vorgabe, Rückmeldung, Statussignale, alles über eine gesicherte Verbindung. Viele Betreiber merken erst an dieser Stelle, dass ihre Anlage zwar seit Jahren zuverlässig Strom erzeugt, aber noch nie einen Sollwert von außen bekommen hat.

Genau diese technische Brücke zwischen Windenergieanlage und Vermarktungsplattform ist Thema dieses Beitrags. Wir bauen sie für Einzelanlagen und Windparks, herstellerunabhängig und häufig an Steuerungen, die zwanzig Jahre und älter sind. Seit 1998 betreiben wir eigene Windkraftanlagen. Was wir entwickeln, läuft zuerst im eigenen Bestand.

Sie erfahren, was das EEG konkret verlangt, wie die Anbindung an EMSYS technisch funktioniert, welche Varianten es gibt, wo ältere Steuerungen von Vestas, Enercon, Südwind oder DeWind Probleme machen und wie ein Anbindungsprojekt Schritt für Schritt abläuft. Am Ende wissen Sie, welche Fragen Sie Ihrem Direktvermarkter, Ihrem Netzbetreiber und uns stellen sollten.

Was die Direktvermarktung technisch verlangt

In der Direktvermarktung verkaufen Sie den Strom Ihrer Anlage nicht mehr zu einem festen Satz an den Netzbetreiber, sondern über ein Direktvermarktungsunternehmen am Strommarkt. Wer noch im EEG ist, erhält zusätzlich die Marktprämie: Sie gleicht die Differenz zwischen dem gesetzlich oder per Ausschreibung festgelegten Wert und dem Marktwert des Stroms aus. Der Direktvermarkter bündelt viele Anlagen, prognostiziert ihre Erzeugung und handelt sie.

Damit das funktioniert, muss der Direktvermarkter Ihre Anlage sehen und steuern können. Ein Händler, der bei negativen Strompreisen nicht abregeln kann, verliert Geld. Deshalb schreibt das Gesetz die Fernsteuerbarkeit verbindlich vor.

Fernsteuerbarkeit nach § 10b EEG

Die zentrale Vorschrift ist § 10b EEG 2023 mit der Überschrift „Vorgaben zur Direktvermarktung“. Sie verlangt zwei Dinge: eine technische Einrichtung und eine Befugnis. Die Technik muss es dem Direktvermarkter erlauben, jederzeit die Ist-Einspeisung abzurufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert zu regeln. Die Befugnis räumen Sie vertraglich ein.

Wichtig ist die Abstufung. Mindestens muss die Anlage vollständig abregelbar sein. Kann die Steuerung stufenweise oder stufenlos reduzieren, muss sie das auch tun. Für die Praxis heißt das: Eine reine Aus-Taste genügt nur, wenn die Steuerung technisch nichts anderes zulässt.

Für Parks gibt es eine Erleichterung. Hängen mehrere Anlagen am selben Verknüpfungspunkt mit dem Netz, reicht eine gemeinsame technische Einrichtung, über die der Direktvermarkter die Gesamtheit steuern kann. Das ist typischerweise ein Parkregler oder eine zentrale Fernwirkeinheit.

Wer betroffen ist: Neuanlagen, Wechsler und Post-EEG

Die Pflicht gilt für Anlagen mit mehr als 25 Kilowatt installierter Leistung, die direkt vermarktet werden. Das betrifft praktisch jede Windenergieanlage. Drei Gruppen begegnen uns besonders häufig:

1. Anlagen im EEG mit Marktprämie, deren Fernsteuerung beim bisherigen Vermarkter lief und beim neuen Vermarkter neu eingerichtet werden muss.
2. Post-EEG-Anlagen, also Anlagen nach Ende des 20-jährigen Zahlungszeitraums aus § 25 EEG. Sie vermarkten ihren Strom ohne Marktprämie direkt, etwa über einen Liefervertrag mit einem Abnehmer. Auch dann gilt § 10b.
3. Altanlagen mit Steuerungen ohne Sollwert-Eingang, die bisher nur über die Fernüberwachung des Herstellers oder gar nicht von außen erreichbar waren.

Für ausgeförderte Anlagen sieht das EEG daneben einen Anspruch auf Einspeisevergütung vor, abzüglich eines Werts, den die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen. Nach § 25 Abs. 2 EEG wird diese Vergütung bis zum 31. Dezember 2032 gezahlt. Ob dieser Weg oder die Direktvermarktung für Ihre Anlage wirtschaftlich besser ist, klären Sie mit Ihrem Netzbetreiber und Ihrem Berater. Für die Technik gilt: Sobald Sie direkt vermarkten, brauchen Sie die Fernsteuerbarkeit.

Was ein Verstoß kostet

Fehlt die Fernsteuerbarkeit, wird es teuer. Nach § 52 EEG zahlen Anlagenbetreiber dann an den Netzbetreiber 10 Euro pro Kilowatt installierter Leistung und Kalendermonat, in dem der Verstoß ganz oder zeitweise vorliegt. Für eine Anlage mit 2.000 Kilowatt sind das rechnerisch 20.000 Euro pro Monat.

Wird die Pflicht später erfüllt, verringert sich die Zahlung rückwirkend auf 2 Euro pro Kilowatt und Monat. Fällt die Technik durch einen Defekt aus, entfällt die Zahlung für den betreffenden und den folgenden Kalendermonat. Den Defekt müssen Sie allerdings belegen können. Darauf kommen wir beim Thema Nachweis zurück.

EMSYS: die Plattform zwischen Anlage und Markt

Viele Direktvermarkter betreiben die Steuerung ihrer Anlagen nicht mit eigener Software, sondern über ein virtuelles Kraftwerk. Gemeint ist eine Leitwarte in Software, die verteilte Erzeuger zusammenfasst, überwacht, fernsteuert und ihre Leistung gemeinsam vermarktbar macht. Eine verbreitete Plattform dafür ist das virtuelle Kraftwerk von emsys aus Oldenburg. Wenn wir von einer Anbindung an EMSYS sprechen, meinen wir die Verbindung Ihrer Anlage mit dieser Plattform.

Wer hinter EMSYS steht

Das virtuelle Kraftwerk wurde bei der energy & meteo systems GmbH in Oldenburg entwickelt, die vor allem für Wind- und Solarleistungsprognosen bekannt ist. Zum 1. Juni 2021 hat das Unternehmen den Geschäftsbereich ausgegliedert: Seitdem betreibt die emsys VPP GmbH das virtuelle Kraftwerk, die emsys grid services GmbH die Redispatch-Plattform für Netzbetreiber. Das hat energy & meteo systems selbst mitgeteilt. Laut dieser Mitteilung nutzen zahlreiche Energieversorger und Direktvermarkter die Plattform.

Für Sie als Betreiber ist das vor allem organisatorisch relevant. Ihr Vertragspartner bleibt der Direktvermarkter. Die technischen Vorgaben für Datenpunkte, Verbindung und Inbetriebnahmetest kommen aber in der Regel von der Plattform.

Was die Plattform von der Anlage braucht

Die Plattform spricht nicht direkt mit dem Generator, sondern mit einem Zielgerät an der Anlage. Das kann ein Datenlogger, eine Parksteuerung (SCADA) oder eine speicherprogrammierbare Steuerung (SPS) sein. Laut den FAQ zur emsys Box liefert dieses Zielgerät Messdaten und nimmt Sollwerte entgegen. Messdaten werden in der Regel alle 30 Sekunden abgerufen.

Als Protokolle nennt emsys Modbus TCP und IEC 60870-5-104. Die emsys Box selbst ist ein vorkonfigurierter Router, der eine VPN-Verbindung zu den Servern der Plattform aufbaut. Sie ersetzt also nicht die Steuerungstechnik an der Anlage, sondern stellt nur den gesicherten Kanal her.

Die Technik an der Anlage: vom Steuerschrank zur Plattform

Zwischen Rotor und Handelsplattform liegen drei Ebenen. Unten die Anlagensteuerung, die Leistung, Drehzahl und Pitch regelt. In der Mitte eine Fernwirkeinheit, die Daten sammelt, übersetzt und Sollwerte weitergibt. Oben der Kommunikationsweg zur Plattform. Jede Ebene muss zur nächsten passen.

Datenpunkte: Istwert, Sollwert, Status

Die Datenpunktliste legt fest, welche Werte in welchem Format ausgetauscht werden. Die genaue Liste kommt vom Direktvermarkter oder der Plattform. Typischerweise enthält sie diese Gruppen:

• Istwert der Wirkleistung am Einspeisepunkt oder je Anlage, die Grundlage für Prognose und Abrechnung.
• Sollwert der Wirkleistung, als Prozentwert der installierten Leistung oder als Kilowatt-Wert.
• Rückmeldung des Sollwerts, damit die Plattform sieht, dass die Vorgabe angekommen ist.
• Verfügbarkeit und Status, etwa Betrieb, Störung, Wartung oder Abschaltung durch externe Systeme.
• Meteorologische Werte wie Windgeschwindigkeit, soweit gefordert, zur Verbesserung der Prognose.

Bei Parks kommt die Frage hinzu, ob die Werte am Netzverknüpfungspunkt oder je Anlage geliefert werden. Beides hat Folgen für die Messtechnik und für die Verteilung des Sollwerts auf die einzelnen Maschinen.

Protokolle: Modbus zur Anlage, IEC 104 zur Leitwarte

Modbus ist ein einfaches Industrieprotokoll, mit dem Steuerungen Register lesen und schreiben. Viele Anlagensteuerungen und Parkregler sprechen Modbus TCP über Ethernet oder Modbus RTU über eine serielle Leitung. IEC 60870-5-104, kurz IEC 104, ist der Standard der Fernwirktechnik in der Energiewirtschaft. Er überträgt Messwerte und Befehle mit Zeitstempel und ist auf Leitwarten ausgelegt.

In der Praxis übersetzt die Fernwirkeinheit häufig zwischen beiden Welten: zur Anlage Modbus oder ein herstellereigenes Protokoll, zur Plattform IEC 104 oder Modbus TCP. Bei proprietären Schnittstellen entscheidet sich hier, ob ein Projekt glatt läuft oder ob erst eine Protokollbeschreibung beim Hersteller beschafft werden muss.

Kommunikationsweg und Sicherheit

Die Plattform braucht eine stabile, dauerhafte Internetverbindung zum Standort. Die emsys-FAQ verlangen unter anderem, dass der Router VPN-Verbindungen über UDP aufbauen darf und das Zielgerät unter einer privaten IP-Adresse erreichbar ist. An vielen Windstandorten gibt es keinen Festnetzanschluss. Dann richten wir eine Mobilfunkstrecke über 4G oder 5G ein oder verlegen im Park LWL-Verkabelung, je nach Standort, Datenmenge und geforderter Zuverlässigkeit.

Für neue Anlagen verlangt § 10b Abs. 2 EEG Übertragungstechnik nach dem Stand der Technik bei Inbetriebnahme, die wirtschaftlich vertretbar ist. Berücksichtigen Sie die Standards und Empfehlungen des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), wird vermutet, dass der Stand der Technik eingehalten ist. Ab dem 1. Januar 2028 muss die Pflicht über das Smart-Meter-Gateway erfüllt werden, sobald ein intelligentes Messsystem eingebaut ist. Wer heute neu anbindet, sollte diesen Übergang bei der Planung mitdenken.

Anbindungsvarianten im Vergleich

Es gibt nicht die eine richtige Lösung. Welche Variante passt, hängt von der vorhandenen Steuerung, der Parkgröße und der Frage ab, wer die Fernsteuerung künftig betreut. Die folgende Übersicht fasst die Varianten zusammen, die uns in Projekten begegnen.

Einzelanlage oder Park: was sich unterscheidet

Bei einer Einzelanlage sitzt die Fernwirkeinheit im Turmfuß oder in der Übergabestation und spricht direkt mit der Steuerung. Der Sollwert gilt für genau eine Maschine. Das ist überschaubar, aber nicht automatisch einfach, wenn die Steuerung alt ist.

Im Park verteilt ein zentrales Gerät den Sollwert auf mehrere Anlagen. Stammen die Anlagen von verschiedenen Herstellern oder aus verschiedenen Baujahren, muss die Fernwirkeinheit unterschiedliche Schnittstellen bedienen. Hier zahlt sich ein herstellerunabhängiger Ansatz aus. Ein weiterer Vorteil: Ein gemeinsames System liefert auch für die Fernüberwachung des gesamten Parks eine einheitliche Datenbasis.

Stolpersteine bei älteren Steuerungen

Je älter die Anlage, desto größer die Wahrscheinlichkeit, dass die Fernsteuerbarkeit nicht mit einem Router erledigt ist. Das ist kein Grund zur Sorge, aber ein Grund, früher anzufangen. Diese Punkte prüfen wir bei Altanlagen zuerst.

Wenn die Steuerung keinen Sollwert kennt

Viele Steuerungen aus den 1990er- und frühen 2000er-Jahren wurden für Einspeisung nach Netzbedarf gebaut, nicht für Marktsignale. Manche bieten nur einen Fern-Stopp, andere einen Eingang für Leistungsstufen, den der Netzbetreiber über einen Funkrundsteuerempfänger nutzt. Eine stufenlose Sollwertvorgabe über ein Netzwerkprotokoll fehlt oft ganz.

Dann gibt es drei Wege: einen vorhandenen Stufeneingang mitnutzen, eine Leistungsbegrenzung über Parameter der Steuerung ansprechen oder, wenn nichts davon geht, die vollständige Abregelung als technisch mögliche Minimallösung umsetzen. Welcher Weg zulässig und sinnvoll ist, klären wir gemeinsam mit Ihnen und Ihrer Servicefirma.

Herstellerschnittstellen und Servicezugang

Bei Anlagen großer Hersteller wie Vestas oder Enercon laufen Daten und Steuerbefehle häufig über die herstellereigene Parksteuerung oder Fernüberwachung. Ob dort eine Schnittstelle für Direktvermarkter freigeschaltet werden kann und zu welchen Bedingungen, ist eine Frage an den Hersteller oder Ihren Servicevertrag. Wir respektieren bestehende Herstellerlösungen und binden sie ein, wo es technisch und vertraglich geht.

Anders sieht es bei Anlagen aus, deren ursprünglicher Hersteller heute nicht mehr in der damaligen Form besteht, etwa bei manchen Typen von Südwind oder DeWind. Hier fehlen oft aktuelle Dokumentation, Protokollbeschreibungen oder Ansprechpartner. Wir arbeiten dann mit der betreuenden Servicefirma zusammen und erschließen die Schnittstelle an der vorhandenen Steuerung. Weil wir seit 1998 eigene Anlagen betreiben, kennen wir diese Situation aus erster Hand.

Genehmigungsauflagen und Abschaltsysteme

Viele Anlagen laufen mit Auflagen aus der Genehmigung: Fledermausabschaltung, Vogelerkennung, Eiserkennung oder Sektorabschaltung. Diese Abschaltungen haben Vorrang vor jedem Marktsignal. Das EEG berücksichtigt das ausdrücklich: Die Befugnis des Direktvermarkters reicht nur so weit, wie sie nicht nach den genehmigungsrechtlichen Vorgaben nachweislich ausgeschlossen ist.

Technisch heißt das: Die Fernwirkeinheit muss wissen, ob die Anlage wegen einer Auflage steht, und das als Status an die Plattform melden. Sonst sieht der Direktvermarkter eine Anlage, die trotz Freigabe nicht einspeist, und rechnet mit falschen Werten. Wo wir externe Systeme ohnehin in die Steuerung einbinden, lässt sich diese Statusmeldung direkt mitliefern.

Redispatch 2.0: zwei Akteure, eine Anlage

Neben dem Direktvermarkter greift ein zweiter Akteur auf Ihre Anlage zu: der Netzbetreiber. Seit dem 1. Oktober 2021 gilt Redispatch 2.0. Gemeint ist das Engpassmanagement im Stromnetz, bei dem Netzbetreiber Erzeugung gezielt hoch- oder herunterfahren, um Überlastungen zu vermeiden. Laut Bundesnetzagentur betrifft Redispatch 2.0 alle Anlagen ab 100 Kilowatt, ausdrücklich auch Erneuerbare-Energien-Anlagen. Das frühere Einspeisemanagement ist darin aufgegangen.

Rollen: Einsatzverantwortlicher und Betreiber der technischen Ressource

Redispatch 2.0 arbeitet mit Rollen. Der Einsatzverantwortliche (EIV) liefert dem Netzbetreiber Planungsdaten und setzt Abrufe um. Der Betreiber der technischen Ressource (BTR) ist für die Anlage selbst zuständig. Beide Rollen kann der Anlagenbetreiber übernehmen. In der Praxis übernimmt die EIV-Rolle oft der Direktvermarkter, weil er die nötigen IT-Systeme und Datenflüsse ohnehin betreibt.

Für die Technik ist entscheidend, wie Abrufe bei der Anlage ankommen. Im sogenannten Duldungsfall steuert der Netzbetreiber die Anlage direkt. Im Aufforderungsfall fordert er den EIV auf, die Leistung anzupassen, und der EIV gibt das als Sollwert an die Anlage weiter. Welches Modell bei Ihnen gilt, regeln Sie mit Netzbetreiber und Direktvermarkter.

Vorrang des Netzbetreibers sauber umsetzen

§ 10b Abs. 3 EEG stellt klar: Die Fernsteuerung durch den Direktvermarkter darf die Maßnahmen des Netzbetreibers nicht beschränken. Für die Fernwirkeinheit bedeutet das eine klare Priorisierung. Kommen gleichzeitig ein Netzbetreiber-Signal und ein Marktsignal, gilt immer die stärkere Reduzierung.

1. Sicherheits- und Genehmigungsabschaltungen wie Eis, Fledermaus oder Sektor haben Vorrang vor allem anderen.
2. Vorgaben des Netzbetreibers, ob über eigene Fernwirktechnik, Funkrundsteuerempfänger oder über den EIV, folgen danach.
3. Sollwerte des Direktvermarkters wirken nur innerhalb des Rahmens, den die ersten beiden Ebenen lassen.

Diese Logik gehört dokumentiert und getestet, bevor die Anlage in den Markt geht. Fehler fallen sonst erst auf, wenn eine Abrechnung nicht stimmt oder der Netzbetreiber nachfragt.

Ablauf eines Anbindungsprojekts

Eine Anbindung an EMSYS ist kein Großprojekt, aber eines mit vielen Beteiligten. Die meisten Verzögerungen entstehen an den Schnittstellen zwischen ihnen, nicht in der Technik. Die folgende Tabelle zeigt, wer in welchem Schritt typischerweise gefragt ist.

Vorbereitung: welche Unterlagen helfen

Je mehr Sie zu Beginn bereitlegen, desto schneller wird die Bestandsaufnahme. Hilfreich sind:

• Anlagentyp, Baujahr und Steuerungsversion, bei Parks für jede Anlage.
• Die Datenpunktliste und die technischen Anforderungen Ihres Direktvermarkters.
• Angaben zur vorhandenen Netzbetreiber-Technik, etwa Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage.
• Genehmigungsauflagen mit Abschaltzeiten und die Unterlagen vorhandener Abschaltsysteme.
• Informationen zur Datenverbindung am Standort: Festnetz, Mobilfunkempfang, vorhandene LWL-Strecken.
• Kontakt zur Servicefirma und, falls vorhanden, zum Herstellerservice.

Bauseits stellen Sie Zuleitungen, Anschlüsse und die Energieversorgung für die Technik bereit. Das klären wir bei der technischen Abstimmung, damit am Montagetag nichts fehlt.

Test und Abnahme: der Curtailment-Test

Nach dem Einbau prüft die Plattform zuerst, ob Verbindung und Messdatenabruf funktionieren. Dann folgt ein Curtailment-Test, also ein Abregeltest: Die Plattform schickt Sollwerte, und alle Beteiligten kontrollieren, ob die Anlage sie umsetzt und korrekt zurückmeldet. Laut emsys braucht es dafür ausreichende Einspeisung. Bei Flaute wird der Termin verschoben.

Unser Rat aus der Praxis: Testen Sie vorab intern, bevor der offizielle Termin steht. Ein Sollwert, der an der Anlage mit falscher Skalierung ankommt, kostet sonst einen zweiten Termin und im ungünstigen Fall die Frist aus § 10b.

Kosten und Nutzen realistisch einordnen

Pauschale Preise nennen wir nicht, weil sie von Steuerung, Standort und Variante abhängen. Die Kostenstruktur lässt sich aber gut beschreiben, und die Nutzenseite ist klarer, als viele denken.

Woraus sich die Kosten zusammensetzen

Wo sich die Anbindung auszahlt

Der wichtigste Nutzen ist schlicht der Zugang zum Markt. Ohne Fernsteuerbarkeit nimmt Sie kein Direktvermarkter unter Vertrag, und jeder Monat ohne funktionierende Technik kann nach § 52 EEG eine Zahlung von 10 Euro pro Kilowatt auslösen. Gegenüber dieser Summe ist eine saubere Anbindung meist schnell gerechtfertigt.

Dazu kommen Vorteile, die über die Pflicht hinausgehen. Eine Anlage, die zuverlässig Istwerte liefert und Sollwerte präzise umsetzt, ist für den Vermarkter besser planbar. Und wer die Fernwirkeinheit ohnehin modernisiert, kann Fernüberwachung, Kamera oder Fernschaltung im selben Zug auf einen gemeinsamen Stand bringen.

Nachweisen statt vermuten: Datenbankserver und LIVE-Displays

Die Fernsteuerung funktioniert, der Test ist bestanden. Damit beginnt der Teil, der oft unterschätzt wird: der Betrieb über Jahre. Hier geht es um die Frage, ob Sie im Zweifel belegen können, was Ihre Anlage wann getan hat.

Was aufgezeichnet werden sollte

Ein vollautomatischer Datenbankserver zeichnet die Betriebsdaten fortlaufend auf: Leistung, Wind, Betriebszustände und Meldungen. Für die Direktvermarktung sind zusätzlich die empfangenen Sollwerte und deren Umsetzung interessant. So lässt sich später nachvollziehen, ob eine Mindereinspeisung vom Markt, vom Netzbetreiber, von einer Auflage oder von einer Störung kam.

Das ist mehr als Ordnungsliebe. § 52 EEG verlangt beim Defekt einer technischen Einrichtung, dass der Anlagenbetreiber den Defekt darlegt und beweist. Eine lückenlose Aufzeichnung von Verbindungsstatus und Sollwerten ist dafür die beste Grundlage. Auch bei Rückfragen zur Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen helfen eigene Daten, die unabhängig von Plattform und Netzbetreiber vorliegen.

Störungen schnell erkennen

LIVE-Displays zeigen den aktuellen Zustand auf einen Blick, im Büro oder vor Ort. Steht ein Sollwert an, der nicht zur Wetterlage passt, oder bricht die Verbindung zur Plattform ab, sehen Sie das sofort und nicht erst bei der nächsten Abrechnung. Mit der Online-Überwachung erkennen Sie Störungen rund um die Uhr. Die Fernadministration des Systems läuft über unser Büro zu den allgemeinen Geschäftszeiten.

Unser Ansatz dabei: Die Daten gehören Ihnen und liegen in Ihrem System. Wechseln Sie später den Direktvermarkter, bleibt die Historie erhalten, und die Fernwirkeinheit muss nur an die neue Datenpunktliste angepasst werden.

Häufige Fragen

Fazit

Die Anbindung an EMSYS ist keine Formalität, aber auch kein Hexenwerk. Das EEG verlangt Istwert und ferngesteuerte Regelung, die Plattform verlangt ein Zielgerät mit Modbus TCP oder IEC 104 und eine gesicherte Verbindung, der Netzbetreiber verlangt Vorrang für seine Vorgaben. Bei neueren Anlagen lässt sich das oft über vorhandene Schnittstellen lösen. Bei älteren Steuerungen entscheidet eine sorgfältige Bestandsaufnahme darüber, ob die Frist aus § 10b hält.

Wenn Sie in die Direktvermarktung gehen, den Vermarkter wechseln oder mit einer Post-EEG-Anlage weitermachen wollen, beginnen Sie mit der Technik, nicht erst nach der Vertragsunterschrift. Wir binden Einzelanlagen und Windparks herstellerunabhängig an, setzen Fahrpläne und Abregelungen an der Anlage um und sorgen mit Datenbankserver und LIVE-Display dafür, dass Sie jederzeit belegen können, was Ihre Anlage getan hat. Sprechen Sie uns an.