Smart Grid wird bis 2029 Pflicht – Die Konsultationsfassung zum § 14a EnWG

30. November 2022

Lange ist es her, dass von der Novellierung des § 14a EnWG (steuerbare Lasten) zu hören war. Nachdem die Novellierung eigentlich noch durch den letzten Wirtschaftsminister Peter Altmaier erst veröffentlicht und wenige Tage später zurückgezogen wurde, hat die Branche lange darauf gewartet, wie es mit der Steuerung größerer Verbraucher im Nieder- und Mittelspannungsnetz weitergehen soll.  Hierzu hatte die BNetzA dieses Jahr den Auftrag des Gesetzgebers erhalten, sich um die neue Ausgestaltung des § 14a EnWG zu kümmern. Diesbezüglich hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) in der vergangenen Woche ein Konsultationspapier für das Festlegungsverfahren „zur Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und steuerbaren Netzanschlüssen nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz“ veröffentlicht. Da die Thematik sowohl Netzbetreiber als auch Lieferantenprozesse betreffen, arbeiten die Beschlusskammern 6 und 8 bei der Ausarbeitung des Themas zusammen.

Das Konsultationspapier ist ein Eckpunktepapier, in dem die Grundideen zur Umsetzung der BNetzA umrissen sind. Der Markt hat bis Mitte Januar Zeit, seine Stellungnahme abzugeben. Das Eckpunktepapier fokussiert sich dabei stark auf die Frage, wie und in welcher Form Steuerungsprozesse von größeren Lasten im Verteilnetz ablaufen sollen. Es gliedert sich in eine Vielzahl von Aktivitäten der Behörde und des Gesetzgebers ein, welche den Ausbau eines Smart Grids begünstigen wollen. So ist beim Lesen des Eckpunktepapiers klar zu erkennen, dass das grundlegende Zielbild klar in die anstehende Marktkommunikation 2023 / 2024 eingliedert ist und die Prozesse zur Umsetzung z. T. bereits beschlossen wurden.

In Rahmen unseres Blogbeitrags schauen wir uns die Kerninhalte des Eckpunktepapiers an und ordnen diese aus energiewirtschaftlicher Sicht ein. Zwar handelt es sich noch um eine Konsultationsfassung, beim Lesen wird jedoch deutlich, dass es eine zukünftige, fundamentale Grundlage für den Aufbau eines Smart Grids liefern wird. Bevor wir jedoch auf die Inhalte eingehen, erklären wir, warum es eigentlich einer Regelung in Form des § 14a EnWG bedarf.

§ 14a EnWG – Wofür benötigen wir abschaltbare Lasten?

Bedingt durch die Energiewende und den stetigen Zubau von erneuerbaren Energien (EE) im Strom sowie dem Trend der Elektrifizierung wird das Management und die Steuerung unserer Netze immer komplizierter. Früher konnte das Stromnetz mit mehreren hundert konventionellen Kraftwerken, die hauptsächlich auf der Hoch- und Höchstspannungsebene angeschlossen waren, noch top-down gesteuert werden. Heute haben jedoch wir mittlerweile mehr als 2 Mio. Anlagen im deutschen Stromnetz. Den Großteil bilden EE-Anlagen, welche zu über 95 % im Nieder- und Mittelspannungsnetz angeschlossen sind. Durch das volatile Einspeiseverhalten wird es für Netzbetreiber zunehmend schwieriger, ein permanentes Gleichgewicht aus Erzeugung und Verbrauch zu gewährleisten, da die Erzeugung nicht immer der Nachfrage angepasst werden kann.

Gerade in sonnen- oder windarmen Stunden kann dies bedeuten, dass eine zu hohe Nachfrage auf ein zu geringes Angebot trifft. Zur Netzstabilisierung ist es folglich erforderlich, einzelne Verbraucher vom Netz zu nehmen, um die Nachfrage zu senken. Weil durch die Elektrifizierungsstrategie des Gesetzgebers immer mehr Ladepunkte für Elektromobile und Wärmepumpen angeschlossen werden, steigt der Leistungsbedarf gerade der Haushalte auf der Niederspannungsebene an.

Damit der Netzbetreiber weiterhin die Funktionsfähigkeit seines Stromnetzes gewährleisten kann, benötigt er einen entsprechenden Werkzeugkasten. Hierzu gehört im ersten Schritt die Implementierung geeigneter Monitoring-Lösungen, welche ihm die Strom- und Spannungsflüsse anzeigen. Denn das Niederspannungsnetz wird bis heute zum Großteil blind gefahren. Auf Basis der Informationen kann der Netzbetreiber kritische Netzzustände identifizieren und Gegenmaßnahmen wie die Abschaltung von größeren Lasten nach dem § 14a EnWG einleiten.

In der Vergangenheit war dies im Niederspannungsnetz nicht nötig, da die Betriebsmittel mit ausreichenden Sicherheitsaufschlägen so groß dimensioniert wurden, dass eine Überlastung der Betriebsmittel nur von geringerer Bedeutung war. Außerdem erfolgten Energieflüsse stets top-down. Mit dem Voranschreiten der Energiewende ändert sich dies jedoch zunehmend, bei der z. T. Energieflüsse aus der Niederspannung in die Mittelspannung hochtransformiert werden müssen. Um den neuen Anforderungen gerecht zu werden, dient der Entwurf zur Ausgestaltung des § 14a EnWG steuerbare Lasten als eine wesentliche Grundlage, wie in Zukunft der Aufbau des Smart Grids auf den unteren Netzebenen aussehen soll.  Die BNetzA hat die folgenden Vorschläge gemacht:

§ 14a EnWG – Welche abschaltbare Lasten nehmen an dem Modell teil?

Am System der abschaltbaren Lasten müssen nach dem ersten Vorschlag der BNetzA nicht alle Verbraucher teilnehmen. Vielmehr handelt es sich um größere Verbraucher, welche eine maximale Leistung größer 3,7 kW haben. Zum Vergleich: Eine übliche Schukosteckdose liegt unterhalb des Schwellwerts. Konkret nennt die Bundesnetzagentur folgende Verbraucher (die im Gesetz als Steuerbareverbrauchseinrichtung (SteuVE) bezeichnet werden), welche an dem System der abschaltbaren Lasten teilnehmen sollen:

  • Nicht-öffentlich zugängliche Ladepunkte für Elektromobile
  • Wärmepumpenheizungen unter Einbeziehung etwaiger Zusatzheizvorrichtungen (Elektroheizstab)
  • Anlagen zur Erzeugung von Kälte
  • Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie (Stromspeicher) hinsichtlich der Strombezugsrichtung

Voraussetzung ist, dass die Verbrauchseinrichtungen einen unmittelbaren oder mittelbaren Anschluss am Niederspannungsnetz besitzen. Nicht alle Verbraucher müssen sofort am neuen System teilnehmen. Vielmehr gilt eine Verpflichtung nur für die Verbrauchseinrichtungen, deren Inbetriebnahme ab dem 01.01.2024 erfolgt. Somit haben Verbrauchseinrichtungen, welche vor dem 01.01.2024 angeschlossen wurden, einen Bestandsschutz. Diesen steht es jedoch frei, an dem System teilzunehmen. Ein Rückkehrrecht besteht jedoch nicht.  Gleiches gilt für Nachtspeicherheizungen, die vor dem 01.01.24 in Betrieb genommen wurden. Sie müssen dauerhaft bis zur Außerbetriebnahme nicht am Modell des § 14a teilnehmen. Haben diese Verbrauchseinrichtungen bereits einen Vertrag mit dem Netzbetreiber zur Steuerung im Niederspannungsnetz, fallen auch diese unter den Bestandsschutz. Ab 2029 müssen diese Anlagen jedoch in das Zielmodell überführt werden.  Somit haben Netzbetreiber die Möglichkeit, alle neuen SteuVE statisch und dynamisch zu steuern. Was hierunter zu verstehen ist, schauen wir uns im folgenden Kapitel an.

§ 14a EnWG – statisches und dynamisches Steuern

Um kritische Situationen im Niederspannungsnetz zu vermeiden, sollen Netzbetreiber zwei Möglichkeiten erhalten, SteuVE im Netz zu steuern. Hierzu gehören die statische und dynamische Steuerung. Erstes findet hauptsächlich dann Anwendung, wenn dem Netzbetreiber aufgrund fehlender Messtechnik (noch) keine Informationen aus seinem Niederspannungsnetz vorliegen. Ausgangspunkt für das statische Steuern ist die Identifikation kritischer Netzzustände mithilfe rechnerischer Ermittlungsprogramme (Bsp. Lastflussrechnung mit einem Simulationstool). Auf Basis der Simulationsergebnisse kann der Netzbetreiber präventiv Abschaltungen an der SteuVE festlegen. Hierzu können z. B. feste Abschaltzeiten für einzelne SteuVE zählen. Liegen bereits erste Messwerte vor, z. B. auf Basis intelligenter Messsysteme oder durch die Ermittlung von Leistungsflüssen an den Trafoabgängen, sind diese in der Simulation zu berücksichtigen. Der Ansatz des statischen Steuerns ähnelt dem Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber auf der Höchstspannungsebene. Bei diesem wird im Rahmen der Ermittlung von Redispatchmaßnahmen, bei der mithilfe einer Lastflussrechnung durch die Anmeldung aller Fahrpläne der Bilanzkreisverantwortlichen eine Lastflussrechnung zur Erkennung von Transportkapazitäten durchgeführt.

Einen anderen Ansatz verfolgt hingegen die dynamische Steuerung. Sie ist erst dann möglich, wenn der Netzbetreiber eine vollständige messtechnische Überwachung des jeweiligen Netzabschnittes durchführen kann, um die Auslastungssituation zu ermitteln. Eine Abschaltung der SteuVE ist erst dann zulässig, wenn aufgrund der Messergebnisse kritische Netzzustände erkannt werden. Ein präventives Vorgehen wie beim statischen Steuern ist hingegen bei diesem Ansatz nicht zulässig. Beim dynamischen Steuern darf die Abschaltung auch nur so lange aufrechterhalten werden, wie der kritische Netzzustand besteht. Zwischen der Feststellung eines kritischen Netzzustands und der Durchführung der Schalthandlung dürfen maximal 3 Minuten vergehen. Somit hat der Verteilnetzbetreiber (VNB) zwei Minuten mehr Zeit als beim Redispatch 2.0 bei dem eine Schaltung binnen einer Minute erfolgen muss.

§ 14a EnWG – Wie sieht das Modell abschaltbare Lasten im Kern aus?

Bei der Ausgestaltung des Modells zur Steuerung größerer Verbrauchseinrichtungen setzt die BNetzA auf ein Zielmodell. Alle neuen größeren Verbraucher oberhalb von 3,7 kW im Niederspannungsnetz, die ab dem 1. Januar 2024 in Betrieb gehen, werden in den Steuerungsprozess einbezogen. Im ersten Schritt soll die Steuerung mithilfe der statischen Steuerung durchgeführt werden. Messtechnik ist im ersten Schritt somit noch nicht zwingend erforderlich, da nicht mit der dynamischen Steuerung gestartet werden muss. Für Netzbetreiber bedeutet dies jedoch, dass ab 2024 ein Simulationsmodell der Niederspannungsnetze zur Verfügung stehen muss, um Grenzwertverletzungen (Betriebsmittelüberlastung, Spannungsbandverletzungen etc.) erkennen zu können. Wie oft diese Simulation durchgeführt werden muss, wurde im Konsultationspapier noch nicht definiert. In der Praxis sollte jedoch von einer täglichen Simulation für den nächsten Tag ausgegangen werden.

Im Zielmodell stehen dem Letztverbraucher zwei Optionen zur Auswahl, wie die Steuerung durch den Netzbetreiber erfolgen kann. Bei der ersten Option handelt es sich um eine Einzelsteuerung der SteuVE. Der Steuerbefehl kommt in diesem Fall vom VNB. Allerdings darf die SteuVE nicht vollständig abgeregelt werden. Eine Mindestleistung von 3,7 kW muss weiterhin garantiert werden. Sollte die SteuVE nicht in der Lage sein, die Wirkleistung auf 3,7 kW zu reduzieren, dann darf die SteuVE durch den Netzbetreiber vollständig abgeregelt werden.

Als zweite Option steht dem Verbraucher eine sogenannte Prosumersteuerung über eine steuerbare Netzlokation (SteuNA) zur Auswahl. Hierbei richtet sich der Steuerungsbefehl des Netzbetreibers nicht an eine einzelne SteuVE, sondern direkt an einen „intelligenten Hausanschluss“. Hinter dem Hausanschluss besitzt der Anschlussnehmer ein eigenes Energiemanagementsystem, welches den Steuerungsbefehl des Netzbetreibers entgegennimmt und die Reduktion der Wirkleistung selbst auf die SteuVE verteilt. Hierbei soll gegenüber dem Netzbetreiber nachgewiesen werden, dass die vorgegebene Leistungsobergrenze eingehalten wird. Auch hier gilt, dass eine vollständige Abregelung des SteuNA nicht zulässig ist. Zu jedem Zeitpunkt muss eine Mindestverfügbarkeit von 5 kW, bezogen auf eine Viertelstunde, garantiert werden. Grundsätzlich soll der Letztverbraucher zwischen beiden Steuerungsoptionen wählen können, sofern die notwendigen technischen Voraussetzungen erfüllt sind. Eine spätere Änderung soll ebenfalls möglich sein.

Bis 2029 soll der Netzbetreiber die Möglichkeit haben, die statische Steuerung zu nutzen. Ab 2029 ist nur noch die dynamische Steuerung zulässig. Für den Netzbetreiber heißt das, dass ab 2029  für kritische Netzabschnitte der Aufbau eines Smart Grids zur Steuerung seines Netzes mithilfe von realen Netzzustandsinformationen abgeschlossen sein muss! Sind die Voraussetzungen für das dynamische Steuern bereits früher vorhanden, ist zu diesem Zeitpunkt das statische Steuern nicht mehr zulässig.

Welche Rechte und Pflichten hat der Netzbetreiber?

Nach Ansicht der BNetzA im Rahmen des Konsultationspapiers sind alle Verteilnetzbetreiber auf der Niederspannungsebene und z. T. der Mittelspannungsebene verpflichtet, die Vorgaben des § 14a EnWG umzusetzen. Ein Ausnahmetatbestand ist nicht vorgesehen. Die Kernaufgabe des Netzbetreibers ist die Identifikation kritischer Netzzustände und die Einleitung von Gegenmaßnahmen. Hierzu zählt nach § 14a EnWG die Reduktion der Wirkleistung von SteuVE oder SteuNA im eigenen Netz. Ab 2029 hat die Steuerung ausschließlich dynamisch zu erfolgen.

Der zulässige Anwendungsbereich für die Steuerung ist ausschließlich in drei Szenarien anzuwenden: Zur Beseitigung von strom- und spannungsbedingten Gefährdungen, bei Störungen durch Betriebsmittelüberlastungen im NS-Leitungsstrang, an den die SteuVE (bzw. der SteuNA) angeschlossen ist, oder im Trafo Mittelspannung/Niederspannung, der unmittelbar mit dem NS-Abgang verbunden ist. Die Steuerung hat nach einer diskriminierungsfreien Auswahl zu erfolgen, soweit die technischen Voraussetzungen gegeben sind. Hierzu zählt u. a. eine gleichmäßige Reduktion der Wirkleistung, verteilt auf die einzelnen SteuVE / SteuNA. Eine Entlastung durch Steuerungsmaßnahmen vorgelagerter Netzbetreiber soll und darf nicht erfolgen. Vielmehr hat der Verteilnetzbetreiber für sein Netz allein Sorge zu tragen, kritische Netzzustände zu vermeiden.

Alle Steuerungsmaßnahmen sind hinsichtlich ihrer Dauer und Intensität vom Netzbetreiber zu dokumentieren und gelten als Nachweis gegenüber der BNetzA. Im Falle des dynamischen Steuerns, sind die Messwerte strangscharf zu archivieren. Ebenso dienen die Daten als Begründung, um Netzausbaumaßnahmen gegenüber der Regulierungsbehörde zu rechtfertigen. Auf Verlangen der Behörde sind die Daten vorzulegen. Darüber hinaus soll die gesamte Anzahl an Steuerungsmaßnahmen und deren Hintergründe als neue Kategorie im Monitoringbericht aufgenommen werden.

Welche Rechte und Pflichten hat der Letztverbraucher?

Sofern Letztverbraucher unter den Geltungsbereich des § 14a fallen, sind sie verpflichtet, am Modell teilzunehmen. Ausnahmebestimmungen existieren keine, bis auf die oben genannten (Bsp. Nachtspeicherheizungen vor 01.01.24). Es ergeben sich jedoch auch Vorteile für den Letztverbraucher. So hat dieser durch die Teilnahme das Recht, unverzüglich an das Niederspannungsnetz angeschlossen zu werden. Der Netzbetreiber darf ab 2024 damit dem Kunden nicht mehr den Anschluss aufgrund kritischer Netzzustände, wie der Gefahr der Überlastung der Betriebsmittel aufgrund einer zu geringen Dimensionierung, zu verweigern. Vielmehr weist die BNetzA darauf hin, dass der Netzbetreiber nach den Pflichten des EnWG das Stromnetz für jeden Anschluss zu ertüchtigen habe.

In der Praxis könnte ein schneller Anschluss von SteuVE und eine gleichzeitig zu geringer Dimensionierung der Netzbetriebsmittel zu einer verstärkten Abregelung der SteuVE oder SteuNA zur Folge haben. Solange, bis der Netzbetreiber es geschafft hat, sein Netz weiter auszubauen. Werden hinter einem Trafo oder in einem Strang bereits Steuerungsmaßnahmen nach § 14a EnWG durchgeführt und ist mit weiteren Maßnahmen zu rechnen, so muss der Netzbetreiber spätestens dann seine Netzausbauplanung für diesen Netzbereich anpassen.

Soweit der Letztverbraucher noch nicht über ein intelligentes Messsystem verfügt, hat er die technischen Vorgaben des Netzbetreibers in Bezug auf die Einrichtung einer Steuerung der SteuVE einzuhalten. Ist hingegen ein intelligentes Messsystem eingebaut, hat die Bereitstellung der erforderlichen Technik zur Anbindung der SteuVE an das iMS durch den Messstellenbetreiber zu erfolgen.

§ 14a EnWG – Wie erfolgt die Vergütung der Teilnehmer?

Durch die Abschaltung kann Letztverbrauchern ein finanzieller Schaden entstehen. Vor allem dann, wenn sein Stromtarif zeitvariabel ist und unterschiedliche Preise zu unterschiedlichen Zeitpunkten gelten. In der Vergangenheit war es deswegen meist so, dass Verbraucher auf höheren Spannungsebenen für potenzielle Abschaltmaßnahmen entschädigt wurden. Dies ist jedoch bei Maßnahmen im Rahmen des § 14a EnWG im Verteilnetz nicht der Fall.

Aus Steuerungsbefehlen von Netzbetreibern sollen keine Rechtsfolgen entstehen, die einen bilanziellen oder finanziellen Ausgleich zur Konsequenz haben. Somit wird weder der Bilanzkreis des Lieferanten bereinigt, noch erhält der Letztverbraucher eine zusätzliche finanzielle Entschädigung. Als Entschädigung wird hingegen angesehen, dass der Letztverbraucher durch die Teilnahme am Modell des § 14a EnWG von verringerten oder dynamischen Netzentgelten profitieren soll. Die notwendige Verordnungsermächtigung ist noch durch die BNetzA auszugestalten, liegt aber bereits vor. 

Die Höhe der pauschalen Netzentgeltreduzierung soll dabei bundesweit einheitlich sein und kalenderjährlich ausgewiesen werden. Sie könnte sich mangels geeigneterer Kriterien an den zusätzlichen Kosten orientieren, die dem Netznutzer für die Einrichtung oder Herstellung der Steuerbarkeit entstehen. Die Netzanschlusskosten (NAK) finden keine Berücksichtigung bei der Berechnung eines reduzierten Netzentgeltes. Diese sind diskriminierungsfrei und gleich zu entrichten. Die Zahlung erfolgt unabhängig davon, ob tatsächlich Steuerungseingriffe erfolgt sind. Grundlage für die Zahlung ist bereits die Möglichkeit, einen solchen Eingriff vornehmen zu können. Ob die Abwicklung der verringerten Netznutzungsentgelte über das Lieferantenverhältnis erfolgen soll oder direkt über den Netzbetreiber ist zum aktuellen Zeitpunkt noch offen.

Fazit zum Entwurf abschaltbare Lasten

Mit dem Konsultationspapier schafft die BNetzA einen großen Aufschlag für eine Diskussions- und spätere Umsetzungsgrundlage für den Aufbau eines Smart Grids im Verteilnetz. Mit der perspektivischen Pflicht zur dynamischen Steuerung ab 2029 wird faktisch jeder Netzbetreiber gezwungen, in kritischen Netzabschnitten ein Smart Grid zu implementieren, in dem mithilfe von Messtechnik Entscheidungen für Steuerungsbefehle getroffen werden.

Für den Verteilnetzbetreiber würde dies im Rahmen der Netzführung eine große operative Umstellung bedeuten, da bislang Schaltmaßnahmen noch sehr wenig und wenn meist nur im Rahmen von Baumaßnahmen durchgeführt werden. Allein für die Umsetzung des statischen Steuerns benötigt der Verteilnetzbetreiber ein eigenes Simulationsmodell, um im Voraus kritische Zustände ohne Messtechnik erkennen zu können. Hier dürften Fragen hinsichtlich des geeigneten Systems aufkommen, aber auch hinsichtlich der Datenbasis. Oft dienen Geoinformationssysteme als Datengrundlage für das Verteilnetz, wobei die Datenqualität von Netzbetreiber zu Netzbetreiber stark variieren kann. Die Datenqualität ist jedoch eine wesentliche Grundlage, um automatisiert Simulationsberechnungen durchführen zu können.

Da von einer täglichen Simulation auszugehen ist und mit Voranschreiten der Energiewende mit einem erhöhten personellen Aufwand zu rechnen wäre, muss der Prozess perspektivisch simuliert werden. Mit dem Wechsel zur dynamischen Steuerung bis spätestens 2029 müsste das Monitoring des Netzes in die Netzleitwarte überführt werden, damit binnen 3 Minuten Schaltmaßnahmen zur Reduktion der Wirkleistung umgesetzt werden können. Perspektivisch sollte neben dem Wirkleistungsmanagement auch ein Blindleistungsmanagement eingeplant werden. Da die Blindleistung aktuell zum Großteil noch durch große konventionelle Kraftwerke aus vorgelagerten Netzen bereitgestellt wird und diese schrittweise vom Netz gehen, müssen perspektivisch kleinere Erzeugungsanlagen und SteuVE die Blindleistung bereitstellen.

Eine weitere Herausforderung dürfte die Finanzierung des Aufbaus eines Smart Grids darstellen. Für den Aufbau ist neben Messtechnik vor allem der Ausbau der IT-Infrastruktur erforderlich, welcher zum Anstieg der OPEX-Kosten bei dem Netzbetreiber führt. Hier besteht das Problem, dass das Basisjahr gerade erst vorbei ist und zusätzliche Kosten nicht berücksichtigt werden konnten. Das nächste Basisjahr im Bereich Strom erfolgt erst 2026, wodurch die Gelder erst mit einem Zeitverzug von zwei Jahren bereitstehen. Viel zu spät, um die Fristen des dynamischen Steuerns bis 2029 zu erreichen.  Vorherige OPEX-Ausgaben muss der Netzbetreiber als Verlust abschreiben. Hinzu kommt, dass die OPEX-Ausgaben nicht wie die CAPEX-Ausgaben verzinst werden. Dadurch besteht eigentlich weiter der Anreiz mehr Geld in Netzverstärkungsmaßnahmen zu investieren als in Netzdigitalisierung. Ob die BNetzA den Missstand zur nächsten Regulierungsperiode ändert, bleibt abzuwarten. Kurzfristig sollten Netzbetreiber daher den Ansatz verfolgen, die Kosten aus dem § 14a EnWG als Gesamtprojekt möglichst mit einem geringen OPEX-Anteil abzurechnen, um diese über den Kapitalkostenabgleich unterhalb der Regulierungsperiode wälzen zu können.

Alles in allem ist der Entwurf der BNetzA als positiv zu bewerten, da er einen Ausblick gibt, in welche Richtung der Aufbau eines Smart Grids erfolgen soll. Ergänzend dazu werden mit der Mako 2023 und Mako 2024 die notwendigen Prozesse geschaffen, um den § 14a EnWG auch in der Praxis umsetzen zu können. Allerdings ist durch die Schwierigkeiten der Hard- und Software des intelligenten Messsystems davon auszugehen, dass Netzbetreiber vermutlich mehr auf eine Zählerfernauslesung zu Anlagensteuerung setzen werden und mögliche IoT-Sensorik (Bsp. LoRaWAN), um einzelne Assets zu überwachen. Auch ist die Entwicklung der SteuNA als intelligenter Hausanschluss zu beobachten, welche sicherlich die Grundlage für einen neuen Service in der Energiewirtschaft bilden wird.

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Marcel Linnemann

Leitung Innovation & Grundsatzfragen Energiewirtschaft
Marcel Linnemann, Wirt. Ing. Energiewirtschaft, Msc. Netzwirtschaft, ist Leiter Innovation und regulatorische Grundsatzfragen bei items und Autor diverser Fachbücher und -artikel rund um die Thematiken der Energiewirtschaft und der Transformation