Corporate Publishing

Ausgabe 2015/0 - Artikel

Smart Grid

Geballte Energie

• Wer eine Ahnung davon bekommen will, wie das deutsche Elektrizitätsnetz aussehen wird, wenn im Jahr 2022 das letzte Atomkraftwerk offline geht, muss nach Bayern fahren. Egal, was Horst Seehofer sagt: Nicht der ganze Freistaat ist besetzt von Energiewende-Bremsern, die keine neuen Windräder, Solaräcker und Hochspannungsmasten mehr dulden. Wie im alten Gallien gibt es ein Dorf von Unbeugsamen. Es heißt Wildpoldsried, liegt östlich von Kempten inmitten bewaldeter Hügel und wird von einem tapferen CSU-Bürgermeister regiert. Die von sieben bürgereigenen Windturbinen umrahmte 2500-Einwohner-Gemeinde lockt nicht nur Pilgerscharen aus der Ökostrom-Szene ins Oberallgäu, sondern auch Unternehmen, die Elektrizitätsnetze ausrüsten und vor ein paar Jahren erkannt haben, dass sie ihr Handwerk neu lernen müssen.

Der Hauptakteur heißt Siemens. „Wildpoldsried ist eines unserer Vorzeigeprojekte“, sagt Thomas Zimmermann, CEO für Smart Grid Solutions & Services in der Konzernsparte Energy- Management in Nürnberg. „Smart Grid“ steht für das von vielen dezentralen Computern überwachte und geregelte Stromnetz der Zukunft, eine Art Internet der Elektrizität. Sein heutiger Entwicklungsstand erinnert Online-Veteranen an die Neunzigerjahre: Damals gab es viele unabhängig voneinander geplante Datennetze verschiedenster Provenienz und Größe, die erst noch zum versprochenen World Wide Web zusammenwachsen mussten. Der Brückenschlag zwischen den Inseln war nicht trivial; die Definition technischer Standards hinkte dem Ausbau hinterher, Flickschusterei war unvermeidlich.

Zu komplex für einen allein

Das Smart Grid muss zwar keine riesigen Datenmengen transportieren, doch die Aufgabe ist ähnlich komplex. Das schlaue Stromnetz soll nämlich den zentralen Zielkonflikt der Energiewende meistern – also Versorgungssicherheit und Klimaschutz auf einen Nenner bringen, indem es den schwankenden Zufluss aus regenerativen Quellen ausgleicht, Energieeffizienz belohnt, die Netzspannung konstant hält und Blackouts notfalls dadurch verhindert, dass es besondere Stromfresser per Softwarebefehl für ein Weilchen in den Sparmodus versetzt.

Das „Energiedorf“ Wildpoldsried ist prä- destiniert als Freilandlabor, in dem sich das technische Zusammenspiel beobachten lässt. Auf wenigen Quadratkilometern greift alles ineinander: Wind, Fotovoltaik, Biogas, Blockheizkraftwerk, Wasserkraft-Strom vom regionalen Elek- trizitätsversorger Allgäuer Überlandwerk (AÜW), Speicherung kleinerer Mengen von Überschussstrom im Akku-Container am Ortsrand, Einspeisung größerer Mengen ins Netz des AÜW.

Ein Unternehmen wie Siemens wäre dennoch heillos überfordert, wenn plötzlich jedes Dorf ab 2500 Einwohnern dem Allgäuer Vorbild nacheiferte. Die Voraussetzungen sind so unterschiedlich, dass vor jedem Smart-Grid-Projekt Systemintegratoren und Berater anrücken müssen, um zu prüfen, wie sich die gewünschte Hardware und Software am besten verknüpfen lässt mit der vorhandenen Landschaft aus IT und OT (Operational Technology, Fach- jargon für physische Komponenten des Netzes). Thomas Zimmermanns Ressort setzt deshalb auf Partnerschaften: „Wenn unser Kunde eine End-to-End-Lösung braucht, machen wir das in einer sich so schnell verändernden Welt nicht allein, sondern meist mit Partnern zusammen. Gut zwei Dutzend solcher Kooperationen gebe es derzeit weltweit. Eine sticht heraus: Mit dem Dubliner IT-Giganten Accenture, einem Zwitter aus Unternehmensberatung und Outsourcing-Dienstleister mit weltweit mehr als 300 000 Angestellten, gründete Siemens ein Joint Venture, das sich ganz aufs Smart Grid konzentriert. Es heißt Omnetric Group – ein Kunstwort aus „omni“, „net“ und „metric“.

Das Gemeinschaftsunternehmen ist als „Schnellboot“ konstruiert. So nannte der frühere Konzernchef Heinrich von Pierer kleine Ableger, die auf dem Markt wendiger operieren können als der behäbige „Tanker“ Siemens. Die Münchner halten 51 Prozent an Omnetric. Den Kapitän stellt jedoch Accenture: Maikel van Verseveld – Holländer, Hausgewächs, Mitte 40, Ökostrom-Fan, passionierter Energiesparer – leitete dort zuletzt die Smart-Grid-Aktivitäten als Managing Director für Europa, Lateinamerika und Afrika.

In dieser Funktion kam der Consultant mit Zimmermann ins Geschäft. Im Oktober 2012 verkündeten beide auf einer Fachmesse in van Versevelds Heimatstadt Amsterdam ihre Zusammenarbeit. Im folgenden Herbst besiegelten sie den Omnetric-Deal – und schalteten in den Speedboat-Modus. Kein halbes Jahr verging bis zum offiziellen Start im April 2014. Heute unterhält das Joint Venture bereits Niederlassungen in Österreich, Holland, England, Texas, Kalifornien und Minnesota. In diesen Wochen stehen Büroeröffnungen in Brasilien und Asien an.

Die rasche Präsenz auf dem Weltmarkt wäre kaum möglich gewesen ohne logistische Unterstützung der Elternkonzerne. Die delegierten nicht nur Projekte, die sie sonst im Rahmen ihrer Kooperation gemeinsam bearbeitet hätten, an die Tochter; sie stellten auch Büroräume bereit. Die Zentrale residiert zum Beispiel in München-Neuperlach in dem als „Legoland“ oder „Datasibirsk“ bekannten Gebäudekomplex, in dem Siemens einst forschte und Großrechner entwickelte.

Mitarbeiter rekrutierte Omnetric in der Aufbauphase nicht auf dem Personal- markt, sondern bei den beiden Gesellschaftern. „Wir wollten Experten von verschiedenen Seiten zusammenbringen“, erklärt van Verseveld, „bei uns sitzen Elektroingenieure von Siemens und IT-Fachleute von Accenture im selben Raum.“ Niemand sei zur Tochterfirma abkommandiert oder zum Wechsel gedrängt worden. Die Omnetric-Chefs – zwei Mitglieder der Geschäftsführung, Carsten Speckmann und Martin Runge, kommen von Siemens, Nordamerika-CEO Wade Malcolm von Accenture – legten Wert auf ein Team, das nicht nur eingearbeitet war, sondern auch Lust auf die interdisziplinäre Zusammenarbeit mitbrachte. Mittlerweile stellen sie auch externe Bewerber ein, „um die Vermischung noch weiter zu bringen“.

Zeigen, was machbar ist

Welcher der beiden Teilhaber den größeren Nutzen aus der Gründung des Ablegers zieht, ist schwer zu sagen. Die treibende Kraft scheint Accenture gewesen zu sein. Die gegenseitigen Komplimente fallen auf Berater-Seite noch eine Spur charmanter aus, und auch das Anteilsverhältnis deutet darauf hin, dass Siemens auf eine formelle Mehrheit pochte, während Accenture zu viel an der Ehe lag, um sie an einem Prozent- punkt mehr oder weniger scheitern zu lassen. „Siemens ist der Produkt- und Softwareanbieter Nummer eins und hat Software, die Accenture gern implementieren möchte“, lobt Omnetric-CEO van Verseveld, „aber unsere Vision war nicht: Wie kann ich die Software von Siemens besser verkaufen?“ Das Ziel heiße Innovation, und die werde mit vereinten Kräften besser gelingen, als hätte jeder für sich weitergemacht. Beratungs- und Softwarefähigkeiten müssten ineinandergreifen. Anders gesagt: Wir zeigen euch jetzt mal, was ihr daraus alles machen könnt.

Gemeinsam durch Turbulenzen

Thomas Zimmermann mussten die Accenture-Leute wohl nicht lange überreden, denn er weiß genau, was Siemens nicht so genau weiß – zum Beispiel wie man Smart-Grid-Technik am besten an ein kaufmännisches Abrechnungssystem à la SAP andockt, mit dem Stromrechnungen und Einspeiseabrechnungen erstellt werden. Allerdings ist ihm die Frage, wozu Siemens denn eigentlich externes Know-how brauche, aus dem eigenen Haus vertraut. Laut Valentín de Miguel, Global Managing Director für Smart Grid Services bei Accenture, hatten die Partner nach der ersten Annäherung vereinbart, in konkreten Projekten die Probe aufs Exempel zu machen. „Die Resonanz der Kunden war überwältigend enthusiastisch“, schwelgt de Miguel. „Sie sagten: ‚Das ist genau das, was wir brauchen.‘“

Das Selbstbewusstsein des Spaniers stützt sich nicht zuletzt auf die Einschätzung der britischen Marktforschungsfirma Ovum, die Accenture kürzlich zum weltweit führenden Spezialisten für die Verbindung von IT und OT gekürt hatte. Eine solche Referenz hat indes keinen Ewigkeitswert in einer Branche, in der es neuerdings so turbulent zugeht, dass selbst die alten Hasen fassungslos mit den Löffeln schlackern. „Ich bin jetzt mehr als 25 Jahre in der Branche, aber ich hätte nie gedacht, dass jemand wie Ikea meinen Kunden Konkurrenz machen könnte“, gesteht Valentín de Miguel. Der Möbelmarktmulti machte kürzlich in Großbritannien und den Niederlanden Furore mit chinesischen Solar-Paneelen zu Kampfpreisen – und stellte in Aussicht, sie europaweit anzubieten.

In den USA, erzählt der Accenture-Manager, bräuchten Hausbesitzer nicht einmal mehr in die eigene Tasche zu greifen; sie könnten sich die Fotovol-taik-Module jetzt von kommerziellen Investoren aufs Dach montieren lassen und pachten. Dank solcher Geschäftsideen verdoppelte sich voriges Jahr die (zuvor geringe) Solarstrom-Ausbeute in den Vereinigten Staaten.

Grüne Energie reüssiert dort immer mehr – sogar in der Republikaner-Hochburg Texas, wie Omnetric-Chef van Verseveld unlängst feststellen konnte: „Man sieht jetzt mehr Windturbinen als Ford F-150.“ Das rentiert sich, denn zwischen Amarillo und Houston fängt eine Windkraftanlage so viel Energie ein, als liefe sie durchschnittlich acht Stunden pro Tag unter Volllast. Das sind rund zwei Drittel mehr als in Niedersachsen oder Brandenburg.

Als Spezialist für das Energiewende- Thema Smart Grid bewegt sich Omnetric unweigerlich in einem Spannungsfeld. Den einen Pol bilden potenzielle Neukunden aus dem Kreis aufstrebender kleiner Energieanbieter. Diesen Markt darf sich das Joint Venture selbst erschließen und dabei Produkte und Dienst- leistungen der Eltern – etwa Managed Services – mitverkaufen. Gegenpol sind die großen Stammkunden von Siemens und Accenture, für die es als Subunternehmer maßgeschneiderte IT-OT-Lösungen entwickeln soll. Mit jedem Erfolg der ersten Kundengruppe gerät die zweite stärker unter Zugzwang.

Was für die Etablierten auf dem Spiel steht, zeigte ein Report der Citibank, der während der Gründungsphase von Omnetric für Aufsehen sorgte. Das Analystenteam von der Wall Street interpretierte den Erfolg der Renewables als Zeichen eines „Energie-Darwinismus“, der die Betreiber konventioneller Kraftwerke die Hälfte ihres Marktanteils kosten könne. Jesse Berst, Chairman des von Technologiefirmen getragenen Thinktanks „Smart Cities Council“, setzte noch eins obendrauf: Die Energieriesen seien Dinosaurier, die nur noch aufs Aussterben warten.

Dass die sich ohne Gegenwehr in ihr Schicksal ergeben werden, glaubt Valentín de Miguel dann doch nicht. Er ließ von seinen Leuten noch einmal zwei Szenarien für das Jahr 2025 durchrechnen. Demnach bedeuten dezentral erzeugter Ökostrom und Energie-Einsparungen nicht den Exitus der überregionalen Energieversorger. Sie lassen aber deren Einnahmen drastisch schmelzen – laut Accenture-Studie im schlimmsten Fall um 61 Milliarden Euro (Europa) beziehungsweise 48 Milliarden Dollar (USA). Wahrscheinlich kämen sie aber glimpflicher davon, nämlich mit Einbußen von nur 39 Milliarden Euro respektive 18 Milliarden Dollar. Zum Vergleich: Allein Eon und RWE setzten 2014 zusammen 160 Milliarden Euro um.

Mehr als eine deutsche Marotte

„Während die Umsätze sinken“, prophe- zeit de Miguel, „werden die Kosten steigen.“ Der Grund: „Das Netz zu managen wird immer komplexer.“ Daran ist nicht zu rütteln; allein in Deutschland sind 1,5 Millionen Kleinerzeuger angeschlossen, in Südaustralien soll bereits fast jedes vierte Dach mit Fotovoltaik bestückt sein. Hinter diesen Extra-Kosten verbirgt sich indes der Nutzen derer, die das Netz dafür herrichten und es als Dienstleister managen, also Unternehmen wie Omnetric und seine Eltern.

Das alte Geschäftsmodell der großen Versorger war simpel gestrickt – ein zentralistisches Top-down-Konzept. Im Mittelpunkt stand die Grundlast, unflexible Kohle- und Atomkraftwerke, die rund um die Uhr mit weitgehend konstanter Leistung gefahren werden. Ergänzt wurden sie durch schnell zuschaltbare Gasturbinen- und Pumpspeicherwerke für die täglichen Bedarfsspitzen. Die Verteilnetze verzweigten sich wie Kaskaden von Einbahnstraßen zu den Verbrauchern hin. Sie waren nie gedacht für den Gegenverkehr, den die „Prosumenten“ erzeugen, die produzierenden Konsumenten.

Auf der operativen Ebene ist dieses Problem praktikabel gelöst, viel mehr ist nicht passiert. Das Optimierungspotenzial, das die Auswertung der Betriebsdaten im Digitalzeitalter bietet, schöpft auch das Musterland der Energiewende nicht systematisch aus. „Siemens hat in seinen Transformatoren Sensoren, die derzeit nicht genutzt werden“, bedauert van Verseveld, „weil es noch keinen Datenaustausch gibt.“

Dieser Austausch ist aber auch kein triviales Problem, wenn man bedenkt, wer alles ein Interesse an solchen Daten haben könnte: der Verteilnetzbetreiber, der die Spannung stabil halten muss; der Stromhändler, der für seine Kunden günstig einkaufen möchte; der Kraftwerksbetreiber, der möglichst frühzeitig erkennen will, wie sich die Nachfrage entwickelt. Da ist es ein Unterschied, ob engmaschig erhobene Echtzeitdaten zugänglich sind oder nur grob gerasterte Updates im Viertelstundentakt.

Immerhin ist inzwischen klar, dass erneuerbare Energien keine Marotte der Deutschen und einiger ihrer Nachbarn sind, sondern sich auf dem Weltmarkt etabliert haben. Längst hat sich herumgesprochen, was selbst am mäßig sonnigen und nicht besonders windhöffigen Standort Deutschland möglich ist: An schönen Sommertagen fließt manchmal just zur mittäglichen Lastspitze dermaßen viel Solarstrom ins Netz, dass die Gigawattstunden der Grundlastkraftwerke exportiert werden müssen. Wenn aber Angebot und Nachfrage fast synchron den Gipfel erreichen, treibt dies konventionelle Regelkraftwerke in die Unwirtschaftlichkeit. Sie werden zu Lückenbüßern für Schlechtwettertage.

Besser messen und steuern

Das hat die scheinbar paradoxe Folge, dass eine temporäre Drosselung der Stromnachfrage im Interesse der Stromerzeuger liegen kann, die ja eigentlich vom Verkauf von Kilowattstunden leben. Je besser sich die täglichen und jähr-lichen Verbrauchskurven glätten lassen, desto weniger Kraftwerke muss die Energiewirtschaft betreiben, um die Ver- sorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Im Idealfall steigt der Wirkungsgrad des Gesamtsystems bei sinkender Klima-belastung. Der Energieverbrauch einer Volkswirtschaft wäre kein Wachtums-indikator mehr, sondern ein Indiz für Ineffizienz.

Die Grundlage für einen solchen Paradigmenwechsel ist das Messen und Steuern. Derzeit profitiert Omnetric in der Berater- und Dienstleisterrolle von der Komplexität dieser Aufgabe. Zugleich arbeitet das Unternehmen an der Seite von Siemens daran mit, ebendiese Komplexität zu reduzieren – in einem Projekt von Duke Energy. Der große Regionalversorger mit Sitz in North Carolina, Kunde beider Elternfirmen, folgt seit einiger Zeit dem Motto „Angriff ist die beste Verteidigung“. Er kannibalisiert seine eigenen Atom- und Kohlekraftwerke, die auch in Amerika nicht unumstritten sind, mit alternativer Stromerzeugung. Ein heißes Thema bei Duke, aber auch anderswo in den USA, sind die „Microgrids“, eine Art Wildpoldsried mit anderem kulturellen Hintergrund. Die kleinen smarten Netze sollen peripher gelegene Ortschaften, Gewerbegebiete oder Stadtviertel in die Lage versetzen, sich für eine Weile autark zu versorgen, wenn nach einem Unwetter die hölzernen Strommasten mal wieder umgeknickt am Boden liegen.

Die Technik für diese Strominseln inmitten eines Blackout-Gebietes ist wesentlich aufwendiger als die traditionellen Diesel-Notstromaggregate, diesen aber auch haushoch überlegen. Ist sie einmal installiert, kann man sie ohne Not nutzen und damit den Strombezug aus dem Großkraftwerk minimieren. Auf diese Weise lernen die Amerikaner nach Wind und Solar jetzt auch die in Europa schon länger bekannten Prinzipien des Blockheizkraftwerks, der Kraft-Wärme-Kopplung und des virtuellen Kraftwerks kennen, bei dem mehrere alternative Stromquellen wie Fotovoltaik, Windkraft und Biogas so zusammengeschaltet werden, dass immer genug Spannung auf der Leitung ist.

Ganz schön harmonisch

Das Management von Duke Energy hat nur ein Problem: Die Komponenten der vielen beteiligten Lieferanten sind nicht aufeinander abgestimmt. Es gibt oberhalb der physikalischen Ebene (Dinge wie Spannung, Leistung, elektrischer Widerstand) keine Norm. Um das Problem der sogenannten Interoperabilität zu lösen, trommelte Duke eine „Coalition of the Willing“ (COW) zusammen, der neben dem Stammausrüster Siemens auch Omnetric beigetreten ist. Am Ende soll eine Lösung stehen, bei der nicht nur innerhalb des sich selbst steuernden Microgrids alle Komponenten miteinander harmonieren, sondern auch nach oben zum Verteilnetz hin und nach unten zum Smart Meter, dem intelligenten Stromzähler im Gebäude des Kunden.

Diese Schaltgeräte sind in den USA auf dem Vormarsch. Einige regionale Versorger haben sie bereits flächen-deckend eingeführt und wären jetzt in der Lage, von außen den Stromverbrauch eines Haushalts zeitlich zu verschieben oder zu beschränken, wenn es denn schon passende Geräte gäbe – und die zunehmend um ihre Privatsphäre bangenden Bürger sie auch kaufen würden. Theoretisch könnte ein krimineller Hacker Einbrecher mit Opferprofilen beliefern, die genau den typischen Tagesverlauf zeigen. Immerhin kommen die intelligenten Thermostaten der Google-Tochter Nest gut an, die nicht nur die Stromrechnung von Klimaanlagenbesitzern reduzieren, sondern den Netzbetreibern auch bessere Verbrauchsprognosen ermöglichen.

Für Maikel van Verseveld, der ab 2009 am ambitionierten Smart-City-Projekt seiner Heimatstadt Amsterdam mitgearbeitet hatte, ist das ein Lichtblick. Damals lernte er, dass es schwer ist, das Bewusstsein für Stromverschwendung im Alltag zu wecken: „Nicht die Elektrizitätsrechnung ist interessant, sondern die Gasrechnung für die Heizung.“ Während Nachfragesteuerung („Demand Response“) im B2B-Bereich funktioniere, fehle dafür im Privatkundensegment ein überzeugendes Geschäftsmodell. In Deutschland tragen zwar Waschmaschinen, Trockner und Geschirrspüler der gehobenen Preis- lage neuerdings das Logo „SG ready“ (SG = Smart Grid). Bis dato bietet aber niemand darauf abgestimmte Tarife an, weil eine flächendeckende Installation von Smart Meters nicht in Sicht ist.

Es gibt sie nur in Neubauten; eine Nachrüstung im Bestand ist erst ab 2021 obligatorisch – und das auch nur, falls der Haushalt mehr als 6000 Kilowattstunden im Jahr konsumiert. Das ist mehr als das Anderthalbfache des Durchschnittsverbrauchs vierköpfiger Familien. Die Regel betrifft also fast niemanden. Bei Normalverbrauchern amor- tisierten sich teure Smart Meter, die der Europanorm entsprechen, schlichtweg nicht, hatte Ernst & Young 2013 im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums ausgerechnet. Das könnte allerdings anders aussehen, wenn es hierzulande so erzieherische Spitzenlast-Tarife gäbe wie in Kalifornien. Pacific Gas & Electric (PG&E) hat ein Peak-Price-Tarifmodell eingeführt, in dem die Kilowattstunde mit bis zu 85,2 US-Cent ins Kontor haut.

Für Maikel van Verseveld hat es vorerst keinen Sinn, viel Energie in die sogenannten Behind-the-Meter-Lösungen zu investieren, die Endverbraucher ins System einbänden. Profilieren kann er sich momentan mit Microgrid-Projekten wie bei Duke oder mit virtuellen Kraftwerken, wie Siemens und Omnetric eines für den Hagener Energieanbieter Mark-E aufgesetzt haben. Dabei wird ein Sammelsurium dezentraler Energiequellen über eine Cloud-Lösung miteinander verknüpft und deren Strom gebündelt vermarktet. So werden kleinere Stadtwerke indirekt zu Teilnehmern auf einem Markt, in den sie aus Kostengründen allein nicht einsteigen könnten.

Ganz wie es jedem gefällt

Bei Vorhaben dieser Art könnte das Schnellboot künftig auch allein andocken, ohne dass das Dickschiff Siemens in der Nähe ist. Die Zusammenarbeit ist ohnehin nicht exklusiv. Zwar stehen Produkte von Siemens grundsätzlich im Mittelpunkt. Aber so wie die Mutter auch mit anderen Systemintegratoren im Geschäft bleibt, kann Omnetric bei Bedarf andere Zulieferer an Bord nehmen, etwa wenn es um die Einbindung von Geodaten geht, wo Siemens gar nichts im Programm hat.

Maikel van Verseveld und seine Kollegen bemühen sich denn auch um eine freundschaftlich-kollegiale Äquidis- tanz zu den Eltern. Omnetric-Mitarbeiter sollen beide Unternehmenskulturen verstehen, wofür schon das Stamm-personal mit seinen Erfahrungen sorgt, aber eine eigene entwickeln. Obwohl Siemens die Anteilsmehrheit hat, endet deshalb auch in München-Datasibirsk die Siemensianer-Welt vor der Glastür. Das beginnt schon bei der Gestaltung der Büros. „Wir haben ein offenes Arbeitsplatzkonzept“, sagt van Verseveld.

Die Gesellschafter lassen sich zwar im Quartalstakt auf dem Laufenden halten, regieren aber nicht hinein. „Es ist ein unabhängiges Unternehmen“, weist Thomas Zimmermann jeden Verdacht der Einmischung von sich. Natürlich achte Siemens in der Gesellschafterversammlung darauf, dass die im Businessplan gemeinsam abgesteckten Ziele eingehalten werden. Das sei der Fall: „Omnetric läuft in die richtige Richtung, wir sind voll im Plan.“ Zimmermann erkennt auch an, dass die Tochter Dinge kann, die der Mutter schwerer fielen, denn „so ein Start-up ist dynamischer und kann schneller agieren“.

Der Satz könnte auch von van Verseveld kommen. Mit vergnügter Miene schwärmt der Diener zweier Großkonzerne von der Freiheit, die er genieße: „Ich fühle mich wie der Chef eines mittelständischen Unternehmens.“ //

Mehr aus diesem Heft

 

Restrukturierung

Lesen

 

Interimsmanagement

Lesen