Teil 2 – § 14a EnWG: Wie sehen die Leitplanken der Niederspannungsnetzführung aus

1. Welche Arten von reduzierten NNE (Modulen) gibt es?
2. Erhält der Betreiber die reduzierten NNE sofort, auch wenn die Steuerungstechnik nicht verbaut wurde?
3. Wie sehen die Übergangsregeln für Bestandsanlagen aus?
4. Wie erfolgt die Auszahlung der reduzierten NNE?
5. Kann ich zwischen den Modulen wechseln?
6. Erhalten Lieferanten einen bilanziellen Ausgleich?
7. Welche Veröffentlichungspflichten gibt es?
8. Welche Standards- und Regeln gibt es?
9. Muss der Netzbetreiber nun immer physisch ausbauen?
10. Was ist unser Fazit?

Im ersten Teil dieses Beitrags haben bereits festgestellt, dass die neue Verordnung zu § 14a von der BNetzA Ende November veröffentlicht wurde. Sie stellt die Leitplanken für den zukünftigen Betrieb des Niederspannungsnetzes dar. In einem mehrstufigen Konsultationsprozess im Jahr 2023 wurden verschiedene Aspekte der Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) diskutiert. Die Verordnung teilt sich grob in zwei Teile: die Steuerung und Einbindung von SteuVE ins Niederspannungsnetz und die Regelungen für reduzierte Netznutzungsentgelte (NNE). Netzbetreiber müssen SteuVE künftig in das Netz integrieren und können sie nur bei Netzengpässen abregeln. Im Gegenzug erhalten SteuVE-Betreiber reduzierte NNE. Die Verordnung schafft auch die Grundlage für dynamische Netznutzungsentgelte, die schrittweise ab 2024 eingeführt werden. Die Mindestleistung einer SteuVE beträgt 4,2 kW und variiert je nach Anlagenart und -anzahl. Betreiber müssen die Umsetzung von Schaltbefehlen nachweisen, entweder durch separate Zähler, EnMS oder digitale Schnittstellen. Für §14a-Maßnahmen gibt es Dokumentationspflichten für Netzbetreiber, um Transparenz und Nachvollziehbarkeit sicherzustellen. Ein Berichtsstandard wird entwickelt, und die Dokumentation muss mindestens 2 Jahre aufbewahrt werden.

Welche Arten von reduzierten NNE (Modulen) gibt es?

Für die Teilnahme am § 14a erhalten Betreiber von SteuVE reduzierte Netzentgelte. Hierzu hat die Beschlusskammer 8 drei verschiedene Arten der NNE-Reduzierung entwickelt. Diese werden als Module 1 bis 3 bezeichnet.

Bei Modul 1 handelt es sich um ein pauschaliertes reduziertes Netzentgelt mit einem jährlichen Preisblatt, das sich aus einer festen Berechnungsformel ergibt, in der als einzige Variable der Arbeitspreis der NNE verwendet wird. Die Höhe ergibt sich aus einer sog. fixen Bereitstellungsprämie von 80 € sowie einer arbeitspreisabhängigen Stabilitätsprämie. Modul 1 wird immer gewählt, wenn sich der Kunde nicht aktiv für ein anderes Modul entscheidet (Defaultmodul). Voraussetzung für die Abrechnung ist die Inbetriebnahme der SteuVE und die Meldung an den Netzbetreiber. Bei dauerhafter Außerbetriebnahme oder Leistungsänderung ist der Netzbetreiber zu informieren.

Der pauschale Abschlag wird pro Marktlokation gewährt, unabhängig davon, ob eine oder mehrere SteuVE über eine MaLo abgerechnet werden. Der auszuzahlende NNE darf die Vergütung von 0 € nicht unterschreiten. Bei unterjähriger Teilnahme hat eine taggenaue Abrechnung zwischen Netzbetreiber und Netznutzer zu erfolgen. Modul 1 kann ab 01.04.25 mit Modul 3 kombiniert werden. Bei getrennter Messung kann ein dynamischer Tarif auch nur für die SteuVE in Anspruch genommen werden.

Alternativ steht dem Betreiber einer SteuVE ab 01.01.24 auch das Modul 2 zur Verfügung. Im Modul 2 erfolgt eine pauschale Reduzierung des Arbeitspreises auf 40 % des Arbeitspreises des jeweiligen Netzbetreibers. Voraussetzung ist die Installation einer separaten Messeinrichtung für die SteuVE. Der Kunde muss sich aktiv für das Modul 2 entscheiden. Modul 2 kann nicht mit anderen Modulen kombiniert werden. Im Modul 2 wird kein zusätzlicher Grundpreis mit dem Netzbetreiber verrechnet. Die prozentuale Reduktion des Arbeitspreises bezieht sich ausschließlich auf die Entnahmemenge der SteuVE aus dem Netz – bei Eigenverbrauch ist eine Differenzierung zwischen Netzbezug und Eigenverbrauch sicherzustellen! – Eine Viertelstundenmessung ist jedoch keine zwingende Voraussetzung. Die Inanspruchnahme eines dynamischen Tarifs nur für die SteuVE im Modul 2 bleibt weiterhin zulässig, ebenso die Befreiung von Umlagen nach dem EnFG, sofern diese in Anspruch genommen werden.

Ab dem 01.04.25 steht den Betreibern auch das Modul 3, das sogenannte Anreizmodul, zur Verfügung. Ziel des Moduls ist der Anreiz zur Verlagerung des Verbrauchs zur Entlastung der Stromnetze (vorgelagertes Instrument zur Schaltmaßnahme). Voraussetzung für die Inanspruchnahme ist das Modul 1 (also nur Kombination 1 & 3 möglich) sowie die Installation eines iMS. Außerdem darf es sich nicht um einen RLM-Kunden handeln. Das Modul 3 besteht aus drei Tarifstufen (Arbeitspreisstufen): Standard-, Hochlast- und Schwachlasttarif. Hierbei ist zu beachten, dass der TAF 2 derzeit nur 2 Tarifstufen unterstützt, daher wäre der TAF 7 notwendig, der jedoch derzeit nicht zur Abrechnung herangezogen werden darf.

Die Festlegung der Tarifstufen erfolgt jährlich gemäß dem kalenderjährlichen Preisblatt (erstmalige Festlegung zum 15.10.2024). Die HT-/NT-Stufe muss mindestens in zwei Quartalen des Jahres zur Anwendung kommen (Quartale und Preisstufen sind ebenfalls im Preisblatt auszuweisen). Bei der Bildung des HT-/NT-Tarifs sind folgende Punkte zu beachten:

• HT: Die Hochlasttarifstufe muss mindestens 2h des Tages verrechnet werden und darf die Standardtarifstufe um max. 100 % übersteigen.
• NT: Der Netzbetreiber hat die Schwachlaststufe im Korridor zwischen 10 und 40 % der Normaltarifstufe zu bilden.
• Verhältnis HT zu NT: Ein hypothetischer Kunde mit einem SLP-Profil für Haushaltskunden (H0) identischem Verbrauchsprofil wäre bei bestehender Wahlmöglichkeit indifferent zwischen dem Arbeitspreis für Ausspeisung ohne Leistungsmessung und dem Modul 3.
• Mindestens 6 Monate muss ein HT/NT Tarif angewendet werden
• Netzbetreiber können durch Festlegung auf die Anreizsetzung in Jahreszeiten verzichten, in denen eine unbeobachtete Verschiebung des Strombezugs aufgrund unerwarteter Lastspitzen nicht vertretbar ist. In diesen Zeiten wird nur der Standardtarif angewendet.

§ 14a: Erhält der Betreiber sofort den reduzierten NNE, auch wenn die Steuerungstechnik nicht installiert wurde?

Kurz: Ja, der Abschlag ist auch dann zu gewähren, wenn der Einbau einer Steuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber / MSB nicht möglich ist. Die Begründung der BNetzA verdeutlicht dies insbesondere unter Punkt 3.3. Dort wird betont, dass ab dem 01.01.24 für alle neuen SteuVE-Anlagen eine automatische Verpflichtung zur Teilnahme am § 14a besteht. Ab dem Zeitpunkt der technischen Inbetriebnahme hat der Betreiber somit Anspruch auf die reduzierte Vergütung, da die Teilnahmepflicht nicht an das Vorhandensein der #Steuerungstechnik (iMS, Steuerbox) gebunden ist.

Besonders deutlich wird dies in Abschnitt 4.6.1, in dem die Pflicht des Betreibers zur Herstellung einer Steuerungsverbindung beschrieben wird. Dort wird betont, dass der Betreiber für die Schaffung der technischen Voraussetzungen verantwortlich ist. Entscheidend ist, dass er seiner Verpflichtung bereits dann nachgekommen ist, wenn er die erforderliche Zusatzleistung beim #MSB bestellt hat, unabhängig von der Lieferfähigkeit des MSB.

In diesem Zusammenhang wird klargestellt, dass der Betreiber zwei Möglichkeiten hat, den Steueranschluss zu beauftragen. Die erste Möglichkeit ist die Beauftragung als Zusatzleistung bei einem MSB. Wenn der MSB technisch nicht in der Lage ist, die Messstelle auszurüsten, weil er noch nicht so weit ist, kann der Kunde auf den MSB warten und erhält trotzdem den reduzierten NNE. Aus Sicht des Netzbetreibers kann dies jedoch problematisch sein, wenn er bereits im Netzabschnitt eine Steuerung benötigt.

Als zweite Option kann der Betreiber den Auftrag für die Leittechnik direkt an den Netzbetreiber vergeben. Dieser hat dann mehrere Möglichkeiten. Die erste ist ebenfalls die Beauftragung des MSB, wobei auch er ggf. auf die Bereitschaft des MSB warten muss. Die zweite Möglichkeit ist der Einbau konventioneller Leittechnik durch den Netzbetreiber. Alternativ räumt die BNetzA dem Netzbetreiber auch das Recht ein, zu warten, bis der Netzbetreiber den Zeitpunkt für geeignet hält, die steuerungstechnischen Voraussetzungen zu schaffen.

Die Kosten für die Herstellung des Anschlusses trägt in jedem Fall der Netzbetreiber, unabhängig davon, welche Option er wählt. In jedem Fall erhält der Betreiber jedoch den reduzierten NNE. Zur Vermeidung von Kommunikationsaufwand erscheint es mir jedoch sinnvoller, die Herstellung der Steuerungsanbindung direkt beim Netzbetreiber zu beauftragen.

§ 14a: Wie sehen die Übergangsregelungen für Bestandsanlagen aus?

Bestandsanlagen (vor dem 01.01.24) werden bis zum 31.12.2028 wie bisher abgerechnet (für § 14a-Anlagen gab es bereits in der Vergangenheit reduzierte NNE – dies betrifft auch den Grundpreis), Nachtspeicherheizungen darüber hinaus bis zur Außerbetriebnahme. Der Bestandsschutz für Nachtspeicherheizungen endet bei Austausch, Ersatz oder Umrüstung. Bestandsanlagen können einmalig in die neue Vergütungsstruktur des § 14a wechseln, nach der auch Neuanlagen vergütet werden. Bestandsanlagen erhalten bis zur Übergangsfrist am 31.12.2028 weiterhin den gewährten Prozentsatz zur Reduzierung des Arbeits- und Grundpreises aus dem Jahr 2023 – für Nachtspeicherheizungen gilt der gewährte Prozentsatz über die Frist hinaus.

§ 14a: Wie erfolgt die Auszahlung der reduzierten NNE?

Die Auszahlung der NNE erfolgt aus Betreibersicht über den Lieferanten. Durch den Abschluss eines Stromliefervertrages. Es besteht kein direktes Abrechnungs- und Vertragsverhältnis zwischen Betreiber und Netzbetreiber. Der Betreiber entscheidet sich daher gegenüber dem Lieferanten für ein Modul (Modul 2, Modul 1 oder Modul 1 + 3). Wird keine Wahl getroffen, kommt immer Modul 1 zur Anwendung.
Aus Transparenzgründen ist der Lieferant verpflichtet, die sich aus einer SteuVE ergebende Netzentgeltreduktion auf der Rechnung gesondert auszuweisen (Ergänzung zu § 40 Abs. 3 Nr. 4 EnWG –> Bestandteil des Stromliefervertrages). Voraussetzung ist jedoch, dass die Meldung der Inbetriebnahme an den Netzbetreiber nach § 19 Abs.2 NAV erfolgt ist.

Kann ich zwischen den Modulen wechseln?

Kurz gesagt: Ja. Ein Wechsel zwischen den Modulen ist unter Einhaltung der (technischen) Voraussetzungen, insbesondere bei einem Lieferantenwechsel möglich. Der Modulwechsel erfolgt jedoch frühestens zum Zeitpunkt der Mitteilung an den Netzbetreiber und den Lieferanten. Eine rückwirkende Änderung ist ausgeschlossen. Der Netzbetreiber ist somit in der Lage, bei Vorliegen der technischen Voraussetzungen und der Mitteilungen der Marktteilnehmer einen kontinuierlichen Wechsel zu handhaben.

Erhalten Lieferanten einen bilanziellen Ausgleich?

Die Entscheidung der BNetzA, dass für die Inanspruchnahme von SteuVE nach § 14a EnWG kein bilanzieller Ausgleich erfolgt und die Lieferanten die Mehrkosten zu tragen haben, mag bei einigen Lieferanten für Unmut gesorgt haben.

Zum Hintergrund: Als Lieferant und Bilanzkreisverantwortlicher ist man verpflichtet, möglichst genau die Strommenge zu liefern, die der Kunde in der jeweiligen Viertelstunde benötigt. Die Fahrpläne werden einen Tag im Voraus angemeldet. Dies erfordert eine entsprechende Prognose des Lieferanten, denn bei Abweichungen drohen zusätzliche Strafzahlungen für die so genannte Ausgleichsenergie.

Der ungeplante Eingriff eines Netzbetreibers durch Drosselung einer SteuVE führt somit immer zu einem Eingriff in den Bilanzkreis des Lieferanten, der die Folgekosten zu tragen hat, weshalb aus Lieferantensicht die Hoffnung bestand, dass bei § 14a-Eingriffen (netzorientierte Steuerung) ein bilanzieller Ausgleich erfolgt.

In Erwägungsgrund 4.8 des BNetzA-Beschlusses legt die Behörde nun ihre Sichtweise dar, warum ein bilanzieller Ausgleich nicht erforderlich ist. Zum einen geht die BNetzA davon aus, dass sich die Abweichung der Energiemenge durch die netzorientierte Steuerung nur marginal auf die Gesamtmenge in einem Bilanzkreis auswirkt und im „Grundrauschen“ untergeht. Der finanzielle Einfluss sei im Vergleich zum Aufwand eines nachträglichen Bilanzausgleichs vernachlässigbar.

Zudem sei ein BKV ohnehin verpflichtet, seine Prognose- und Beschaffungsmodelle ständig zu optimieren, um die Bilanzkreistreue einzuhalten, weshalb die betroffenen Marktrollen ihre Prognosen verbessern müssten, was im Zuge von § 14a-Eingriffen geschehen könne. Darüber hinaus sei der Netzbetreiber verpflichtet, den Lieferanten über die Durchführung einer § 14a-Maßnahme zu informieren. Somit hätte der Netzbetreiber auch bei längeren Eingriffen die Möglichkeit, seinen Bilanzkreis kurzfristig anzupassen.

Eine nachträgliche Anpassung ist aus den genannten Gründen nicht zu erwarten. Da die Anzahl der § 14a-Anlagen und -Eingriffe zu Beginn noch gering sein dürfte, besteht daher noch die Möglichkeit, im kommenden Jahr mit geringem Risiko aus der Praxis zu lernen, wie das eigene Bilanzkreismanagement optimiert werden kann.

Welche Veröffentlichungspflichten bestehen?

Für Netzbetreiber besteht eine Veröffentlichungspflicht im Zusammenhang mit durchgeführten §14a-Maßnahmen auf einer gemeinsamen Internetplattform, die bis 2025 von den Netzbetreibern zur Verfügung zu stellen ist. Ziel ist die Information der Netzbenutzer über die in ihrem Netzbereich durchgeführten Steuerungsmaßnahmen. Die Aktualisierung der Daten hat monatlich zu erfolgen. Eine kategorische Darstellung ist ausreichend. Es muss jedoch ersichtlich sein, ob in einer einmaligen Ausnahmesituation gesteuert wurde oder weitere Steuerungsmaßnahmen ersichtlich sind und wenn ja, bis wann eine Netzertüchtigung erfolgt.

Welche Standards und Regeln gibt es?

Obwohl die Regelungen des § 14a bereits zum 01.01.24 in Kraft treten, sind einige technische Regeln und Standards derzeit noch unklar und müssen in den kommenden Monaten definiert werden. Die BNetzA plant hierzu einen Standardisierungsprozess. Hierzu sollen die VNB bis zum 01.10.2024 / 01.01.2025 Standardisierungsvorgaben bei der BNetzA einreichen (Beteiligung des FNN). Diese Vorgaben umfassen u.a. folgende Punkte:

1. Standardisierung der physikalischen und logischen Schnittstellen der Leittechnik (insb. Protokolle)
2. Dokumentation der Umsetzung in SteuVE/EMS/…
3. Definition einer Netzüberlastung/Grenzwertverletzung
4. Format für Veröffentlichungen
5. Verfahren zur Durchführung der Netzzustandsbestimmung
6. Berechnungsformeln Mindestleistung und Gleichzeitigkeit
7. Zeitraum bis zur Auslösung Leistungsreduzierung

Muss der Netzbetreiber jetzt immer physisch ausbauen?

Die Antwort ist ein klares Nein. Die bisherige Aussage, dass der Netzbetreiber im Falle einer Regelleistung sein Netz sofort (vermutlich physisch) ertüchtigen muss, ist so nicht ganz richtig. Liegt eine §14a-Maßnahme vor, muss der Netzbetreiber einen Entscheidungsbaum durchlaufen. Handelt es sich um eine atypische Netzsituation, ist keine Netzertüchtigungsmaßnahme erforderlich.

Sind hingegen im Zuge der netzorientierten Steuerung weitere § 14a-Maßnahmen absehbar, muss der Netzbetreiber umgehend Folgemaßnahmen prüfen (aber nicht sofort umsetzen). Perspektivisch muss das Netz dann dauerhaft so ertüchtigt werden, dass keine wiederholten § 14a-Maßnahmen erforderlich sind.
Die Netzertüchtigung muss jedoch nach dem Prinzip der aufwandärmsten Maßnahmen erfolgen. Da die BNetzA den physischen Netzausbau immer als die teuerste Maßnahme ansieht, sollten zunächst alle anderen kostengünstigeren Möglichkeiten ausgeschöpft werden. Im Rahmen der Netzoptimierung nennt die BNetzA u.a. Maßnahmen zur Verbesserung der Lastflussrichtung oder zur gleichmäßigeren Auslastung der Phasen. Solche Maßnahmen können jedoch nur erkannt werden, wenn ein Netzmonitoring vorhanden ist. An der Digitalisierung des Verteilnetzes werden die Netzbetreiber daher mittelfristig nicht vorbeikommen. Der physische Netzausbau dürfte nach diesen Regeln eher nach dem Ultima-Ratio-Prinzip erfolgen.

§ 14a: Was ist unser Fazit?

Die Festlegungen zu §14a dürften aus Sicht der VNB wesentliche Leitplanken darstellen, wie das Netz zukünftig zu ertüchtigen und zu betreiben ist. Schwierig dürfte allerdings die Übergangszeit werden, solange der Standardisierungsprozess nicht abgeschlossen ist. Insbesondere die fehlenden Marktprozesse bis mindestens 01.10.24 dürften zu einem hohen manuellen Aufwand bei den Netzbetreibern führen.

Die Festlegung sollte unterstreichen, dass der iMS-Rollout endlich vorankommen muss, da sonst eine wesentliche Grundlage für die Datenerhebung fehlt, auch wenn das iMS nicht das alleinige Datenerhebungstool sein darf und für jedes Netzgebiet geprüft werden muss, welche Monitoringlösung in Abhängigkeit von der technischen Fragestellung am besten geeignet ist. Projekte zur Digitalisierung von Trafostationen dürften jedoch weiter an Fahrt gewinnen.

Auch wenn die Definition im Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung sehr umfangreich und komplex erscheint, gibt es keinen Grund in Aktionismus zu verfallen. Allerdings sollte die Definition als letzter Ansatzpunkt gesehen werden, sich Gedanken über die IT-Architektur und die Prozesse des Netzbetriebs zu machen, da konventionelle Netzleitstellen vermutlich nicht in der Lage sein werden, die Vielzahl an Daten in minütlicher Auflösung zu verarbeiten. Stattdessen sind vorgelagerte Analysesysteme erforderlich, so dass die Netzleitstelle lediglich die Übermittlung des Schaltbefehls übernimmt.

Mit Blick auf die personellen Ressourcen dürfte für 2024 jedoch klar sein, dass die Kapazitäten priorisiert werden müssen. Projekte wie die SAP-Umstellung auf Hana dürften hier ebenso klare Priorität haben wie die Weiterentwicklung der IT-Strategie aus Sicht des Netzbetreibers. Die Digitalisierung der Trafostationen kann bereits parallel erfolgen, während die Definition der Netzgebiete umgehend erfolgen muss.
Kurzfristig dürfte die Dimmung von SteuVE bei vielen Netzbetreibern nicht erforderlich sein, so dass mit ersten Maßnahmen voraussichtlich erst um 2025/26 zu rechnen ist. Die Branche hat also noch etwas Zeit zur Vorbereitung, die genutzt werden sollte.