Schlagwort: Digitalisierung

Teamwork Digital Update 2025

NEXTGeneration-IT: Der Wandel beginnt!

Dieses Jahr ist es endlich wieder soweit und unsere Agenda ist vervollständigt – am 24. September geben Ihnen unsere Expertinnen und Experten in der neuen „Hafen Lounge“ der items am Hafenweg 7 in Münster wieder ein Update rund um das Thema „Teamwork Digital“!  

Automatisierungsmöglichkeiten steigen und KI-Einflüsse nehmen immer weiter zu – sei es beispielsweise rund um den modernen Arbeitsplatz und Microsoft 365 oder der zentralen Infrastruktur, in der Entra ID immer mehr Aufgaben übernimmt. Die Anforderungen an Security und Compliance werden gleichzeitig immer höher.  Und wie baut man eigentlich eine stabile Governance in dem Zusammenhang auf?  

Außerdem freuen wir uns zum Thema „Security Awareness“ ganz besonders auf unsere externen Speaker Rüdiger Trost und Tobias Schrödel von IntraCast – wir gehen ins Darknet und erstellen live einen Security-Awareness-Podcast – ein neuer Ansatz, um Mitarbeitende zu sensibilisieren.   

Diskutieren Sie mit, welche Lösungen einen modernen und zukunftsweisenden IT-Betrieb gewährleisten können und sichern Sie sich schon heute Ihre Teilnahme!  

Die Teilnahme ist kostenfrei. 

Wir freuen uns auf Sie!

Anmeldung

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Agenda

Moderation: Elena Viceconte

Ab 10:00 Uhr

Empfang und kleines Frühstücksbuffet, Begrüßung

10:30-11:00

Unser Beitrag zum Klimawandel – DMO, items und unser neues Rechenzentrum

Jörg Elfring | items GmbH & Co. KG

11:00-11:45

Digital Defense – Ein Update zur IT-Security-Roadmap der items: Was war, was kommt, was schützt?

David Ganser | items GmbH & Co. KG

11:45-12:30

Gerätemanagement der nächsten Generation:
Entra ID Only und die anstehenden Veränderungen im IT-Sektor

Steffen Schoenfeldt | items GmbH & Co. KG

12:30-13:15

Mittagspause

13:15-14:15

Live: Vom Darknet direkt ins Ohr der Mitarbeiter – Wie ein personalisierter Podcast Awareness schafft, überall und jederzeit

Rüdiger Trost und Tobias Schrödel | IntraCast

14:15-14:45

Digitale Visionen mit Verantwortung – Der Einsatz von KI in sensiblen Umfeldern

Daniel Pfeiffer und Benjamin Tölle | items GmbH & Co. KG

14:45-15:15

AI-OPs – ein Beispiel von KI in IT-Operations

Benjamin Tölle | items GmbH & Co. KG

15:15-15:30

Kaffeepause

15:30-16:00

Label it right – Warum Dokumentenlabelling mehr als ein Compliance-Thema ist – ein praxisorientierter Lösungsansatz auf Basis von Microsoft Purview

Daniel Pfeiffer und Michael Nowak | items GmbH & Co. KG

16:00-16:30

Microsoft365 News – Die wichtigsten Updates zu den neuesten Features und Funktionen

Daniel Pfeiffer und Alexander Jahn | items GmbH & Co. KG

ab 16:30

Let’s connect!
Ausklang mit Kaltgetränken & Snacks in der Hafen Lounge

Intracast

Augen zu, Ohren auf! Nach einem (live durchgeführten) Ausflug ins Darknet und dem Kauf einiger Passwörter zeigen Rüdiger Trost und Tobias Schrödel noch einen weiteren KI-basierten Hackerangriff auf der Bühne, der heute schon Firmen und Kommunen bedroht. Geschützt werden Ihre Netzwerke vor solchen Angriffen durch Ihre IT-Systeme, aber auch und immer mehr durch wachsame Mitarbeiter. Nur… wie schult man die am besten? Posterkampagnen und Web-based Trainings hat irgendwie jeder schon gemacht.

Schon mal an einen personalisierten Podcast gedacht, der IHRE Vorgaben einfach, verständlich und spannend über das Trommelfell direkt ins Hirn der Mitarbeiter bringt? Und der zudem noch zu jederzeit, an jedem Ort und mit praktisch jedem Endgerät gehört werden kann? Schließen Sie ruhig die Augen und hören Sie zu, wenn die beiden Referenten noch einen Podcast mit Ihrer Passwortrichtlinie live vor Ihren Ohren aufnehmen.

Hier können Sie den personalisierten Teaser von Intracast für die items sehen.

Speaker

Rüdiger Trost, erfahrener Security Consultant mit einem Diplom in Wirtschaftsinformatik (FH) und fast 25 Jahren Branchenerfahrung, erwarb sein Wissen über Cyber-Security in verschiedenen technischen Positionen bei namhaften Systemhäusern und Herstellern. Trost ist versiert in der Erstellung umfassender Sicherheitskonzepte, der Identifikation von Sicherheitslücken und der Implementierung wirkungsvoller Sicherheitslösungen. Seit 2020 podcastet er regelmäßig mit Tobias Schrödel über alle möglichen Themen im Bereich der Cyber-Security. Seine Einschätzungen und Erklärungen zu aktuellen Sicherheitsvorfällen werden regelmäßig von führenden Medien und Nachrichtenagenturen zitiert.

Seit 2011 ist der Fachinformatiker Tobias Schrödel Experte bei stern TV für Computer- und Handythemen. Er hat fast 14 Jahre für T-Systems als Consultant u.a. im Bereich Security gearbeitet und war davor für die Entwicklung von Logistik-Lösungen im Enterprise Business Bereich von UPS verantwortlich. Heute hält er Vorträge über IT-Sicherheit auf der ganzen Welt. Der zertifizierte Ausbilder nimmt für die IHK seit über zwei Jahrzehnten Prüfungen ab und ist Autor der Bücher “Hacking für Manager”, „Ich glaube, es hackt“ (getAbstract Award als Wirtschaftsbuch des Jahres 2011), „Der digitale Tod“, „It’s a nerd’s world“ (EMYS Sachbuchpreis 08.19) und “WTF?! So tickt das Netz”. Weitere Infos findet man auf seiner Wikipedia Seite

Daniel Pfeiffer ist Principal Solution Consultant. Als Berater und Projektleiter begleitet er seine Kunden rund um das Thema „Modern Work“ und ist mit seiner Expertise verstärkt im Microsoft 365 Umfeld unterwegs. Weiterhin liegt sein Schwerpunkt in der strategischen Ausgestaltung unseres Produktportfolios. Er liebt es, neue Kunden kennenzulernen, mit denen er gemeinsam neue Herausforderungen angehen und bewältigen kann. Abseits der IT sucht er seine Herausforderung jedoch eher im Schrauben, vorzugsweise an amerikanischen Automobilen.

Jörg Elfring items

David Ganser ist Teamleiter Connectivity & Security. Sein Fokus liegt in der strategischen Planung, Integration und Betreuung von IT-Netzwerken. Darüber hinaus ist er für die stetige Weiterentwicklung und Optimierung der IT-Sicherheitskonzepte für eben diese Netzwerke zuständig. Bevor er die Teamleitung übernommen hat, war er bereits einige Jahre technischer Verantwortlicher für die Office-IT eines regionalen Energieversorgers. Er hat eine Vorliebe für die amerikanische Kultur, insbesondere Manhattan hat bei ihm einen bleibenden Eindruck hinterlassen.

Benjaming Tölle items

Benjamin Tölle ist Teamleiter Applications & Communication. Der Schwerpunkt seines Teams liegt in dem Design, der Implementierung und dem Betrieb moderner und sicherer Cloud-, On-Premises oder hybrider Infrastrukturen. Dabei konzentriert er sich ganz auf Microsoft Azure sowie Microsoft 365. Zuvor arbeitete er als Principal Cloud- und Infrastructure-Consultant.

Elena Viceconte ist Teamleiterin Productmanagement & Solutions. Ihr Schwerpunkt liegt in der Entwicklung neuer Leistungen und Beratungskonzepte, um standardisierte Lösungen für die immer komplexer werdenden Herausforderungen der IT-Branche anbieten zu können. Dafür arbeitet sie am liebsten interdisziplinär mit allen Bereichen der items zusammen. Zuvor war sie bereits als Key Account Managerin deutschlandweit in der IT-Branche tätig.

Lokation

items GmbH & Co. KG
Hafenweg 7, 48155 Münster

Hafen Lounge im EG

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items GmbH & Co. KG und TKRZ Stadtwerke GmbH verkünden Partnerschaft für das “DMO – Datacenter Münster Osnabrück”

items GmbH & Co. KG und TKRZ Stadtwerke GmbH gründen Joint Venture „DMO GmbH“ und errichten das „Datacenter Münster Osnabrück“ am Flughafen Münster Osnabrück

Münster/Emsdetten, [03.04.2024] – Die items GmbH & Co. KG und die TKRZ Stadtwerke GmbH freuen sich, gemeinsam das Joint-Venture „DMO – Datacenter Münster Osnabrück“ für den Bau und Betrieb eines Rechenzentrums bekannt zu geben. Dieses wegweisende Projekt markiert einen bedeutenden Schritt für die digitale Infrastruktur in der Region und darüber hinaus.

Das DMO wird am Flughafen Münster Osnabrück errichtet und positioniert sich als das modernste Rechenzentrum der Region. Es wird nicht nur höchste Sicherheitsstandards und eine exzellente Konnektivität bieten, sondern auch einen starken Fokus auf Nachhaltigkeit und Energieeffizienz im Betrieb legen. Hierzu wird eine neue Gesellschaft gegründet, die für Bau und Betrieb verantwortlich ist.

items und TKRZ stehen für eine langjährige Erfahrung und innovativen Lösungen in der Informationstechnologie. Diese Expertise wird nun gebündelt, um das DMO zu einem zentralen Knotenpunkt zu machen, an dem die digitale Souveränität und Resilienz nachhaltig gestärkt werden.

„Wir sind stolz darauf, gemeinsam mit der TKRZ das DMO ins Leben zu rufen“, sagt Alexander Sommer, Bereichsleiter items GmbH & Co. KG, „Dieses Projekt wird nicht nur die digitale Infrastruktur der Region verbessern, sondern auch einen positiven Beitrag in den Themen Informationssicherheit und Nachhaltigkeit leisten.“

Auch Christoph Stegemann, Geschäftsführer TKRZ Stadtwerke GmbH, freut sich auf die Zusammenarbeit: „Das DMO wird ein wichtiger Motor für Innovation und Fortschritt in der Region sein. Wir sind überzeugt, dass es zur Stärkung der digitalen Souveränität unserer Kunden beitragen wird und eine Basis für neue innovative Geschäftsmodelle darstellt.“

Das DMO wird Unternehmen und Organisationen eine sichere und zuverlässige IT-Infrastruktur bieten und gleichzeitig die Weichen für eine nachhaltige digitale Zukunft stellen. In die neue Gesellschaft wird ein bereits bestehendes Rechenzentrum in Rheine eingebracht, womit das Angebot auch höhere Anforderungen in-puncto Verfügbarkeit und Georedundanz erfüllt. Weiterhin ist die Anbindung an die relevanten Internetknotenpunkte in Düsseldorf, Frankfurt, Hamburg und Amsterdam gewährleistet, um den Anforderungen der vernetzten und hybriden Welt gerecht zu werden.

Die gestiegenen Anforderungen an Energieeffizienz haben die beiden Partner items und TKRZ bei Planung und Bau fest im Blick und setzen diese konsequent und überzeugt um. Der Einsatz modernster und effizientester Kühlungstechnik, die Nutzung der Abwärme, wie auch die Erzeugung von über 500.000 kWh Strom aus eigenen PV-Anlagen vor Ort pro Jahr sind fest eingeplant. Damit erfüllt das DMO die höchsten Ansprüche an Nachhaltigkeit.

Für weitere Informationen und Presseanfragen kontaktieren Sie bitte:

[Andreas Müller, Bereichsleiter Vertrieb und Marketing, a.mueller@itemsnet.de, +49 251 2083 1124]
[Anneke Drees, Projektmanagerin, anneke.drees@tkrz.de, +49 2572 202 428]

Über items GmbH & Co. KG: Die items GmbH & Co. KG, mit Hauptsitz in Münster und vier weiteren Standorten, ist ein Beteiligungsunternehmen mehrerer Stadtwerke mit 380 Mitarbeitenden. Das Unternehmen bietet als Energiewirtschaftsdienstleister neben Leistungen rund um den IT-Infrastrukturbetrieb, die Einführung, Betreuung und Weiterentwicklung von Anwendungssystemen, Prozess-Services auch die Beratung rund um energiepolitische Fachthemen an. Zudem unterstützt items viele Stadtwerke bei der Digitalisierung von Städten und Regionen.

Über TKRZ Stadtwerke GmbH: Die TKRZ ist zu 100 Prozent eine Tochter der Stadtwerke Emsdetten. Ihre Erfahrung als IT-Dienstleister umfasst mehr als 20 Jahre. Zusätzlich bietet sie ihren Kunden seit vielen Jahren zeitgemäßes Internet sowie alle Services rund um ihre eigens betriebenen Rechenzentren.

Strategien im Stromnetz: Diskutierte Lösungsansätze für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende im Verteilnetz 

Auf der Suche nach dem Best-Practice 

Wie machen wir die Stromnetze fit für die Energiewende? Wie kommen die Netzbetreiber an ausreichend Kapital, um die Stromnetze zu ertüchtigen? Welche Grenzen setzt der regulatorische Rahmen den Netzbetreibern und mit welchen Netzausbauszenarien muss ein Netzbetreiber rechnen? Es gibt vermutlich tausend Fragen, die sich Netzbetreiber stellen und ebenso viele Herausforderungen, die es zu bewältigen gilt, wenn es um die Ertüchtigung des Stromnetzes zur Umsetzung der Energiewende geht.

Ein Best-Practice-Ansatz ist sicherlich noch nicht gefunden und so experimentieren viele Stromnetzbetreiber mit unterschiedlichen Lösungsansätzen und Vorgehensweisen in der Hoffnung, dass die Maßnahmen zur Ertüchtigung des Netzes ausreichen. Gleichzeitig haben wir nun Ende 2023 die Leitplanken für den Betrieb des Niederspannungsnetzes durch den Beschluss des § 14 a erhalten, der den schrittweisen Aufbau eines digitalen Verteilnetzes vorsieht, in dem sogenannte steuerbare Verbraucher auf Hausanschlussebene in ihrer Leistung gedimmt werden sollen, sofern netzkritische Situationen auftreten und keine alternativen Maßnahmen mehr zur Verfügung stehen.

Da wir uns noch am Anfang des Umbaus der Stromnetze befinden, ist es auch schwer zu sagen, welcher Lösungsansatz nun der richtige oder der falsche sein wird, weshalb ein sehr vielfältiges und heterogenes Vorgehen der Netzbetreiber zu beobachten ist, auch wenn der § 14 a bereits seit dem 01.01. in Kraft ist.

Aus diesem Grund soll der vorliegende Newsletterbeitrag dazu dienen, die verschiedenen Strategieansätze in einer kurzen Übersicht zusammenzustellen und auf die unterschiedlichen Gedankengänge der einzelnen Strategieansätze einzugehen. Im Ergebnis soll dem Leser ein kurzer, prägnanter Überblick gegeben werden, worüber in der Branche diskutiert wird, wobei natürlich die Diskussion zwischen dem notwendigen physischen Netzausbau und Digitalisierungsmaßnahmen in unterschiedlichen Ausprägungen im Mittelpunkt steht.

Kupferzentrierte-Lösungsansätze 

Der kupferzentrierte Lösungsansatz basiert auf der Vorgehensweise der Vergangenheit. Dabei erfolgte die Netzertüchtigung primär durch den physischen Netzausbau. Digitalisierungsmaßnahmen spielen bei diesen Netzertüchtigungsmaßnahmen eine untergeordnete Rolle. Die Netzertüchtigung erfolgt in der Regel auf Basis von Prognosen, die auf historischen Daten und dem aktuell gültigen Regelwerk basieren. Die Planung der Netzertüchtigungsmaßnahmen erfolgt i.d.R. mit einer großzügigen Überdimensionierung im Verteilnetz, so dass eine (digitale) Überwachung nur in begrenztem Umfang notwendig ist, da keine kritischen Netzzustände auftreten, da die Netzdimensionierung immer von Extremsituationen ausgeht.

Mit Blick auf die aktuelle Regulierung folgt ein kupferzentrierter Lösungsansatz dem Gedanken der Netzentgeltregulierung, die den Ausbau der physischen Netzertüchtigung mit einer höheren Rendite belohnt als Digitalisierungsmaßnahmen, die Betriebs- und keine Investitionskosten verursachen. Digitalisierungsmaßnahmen beschränken sich in diesen Lösungsansätzen primär auf regulatorische Notwendigkeiten wie den Rollout von intelligenten Messsystemen (iMS) oder die Umsetzung der technischen Vorgaben zur Steuerung im Niederspannungsnetz (§ 14 a EnWG). Auf operativer Ebene werden die zusätzlichen Informationen und Möglichkeiten jedoch nur begrenzt genutzt, da aufgrund der Überdimensionierung keine Notwendigkeit zur Lastreduzierung im Niederspannungsnetz besteht. Generell kann daher von einer Kupfer-First-Strategie gesprochen werden. Da der § 14 a jedoch den verstärkten Einsatz eines digitalisierten Netzmonitorings vorsieht und die BNetzA über eine stärkere Berücksichtigung von Digitalisierungsmaßnahmen in der Regulierung diskutiert, dürfte eine Kupfer-First-Strategie eher ein Auslaufmodell sein.

Kupfer-Marktsignal-Strategie 

Als weitere Strategie für Kupfer-zentrierte-Lösungsansätze kann eine Kupfer-Marktsignal-Strategie gesehen werden. Hierbei verfolgt der Netzbetreiber weiterhin den Ansatz die Anforderungen an das Stromnetz durch den physischen Netzausbau zu lösen. Allerdings bedient er sich weiterer physischer Eingriffsinstrumente wie der Spitzenlastkappung, um die nächste physische Netzertüchtigung weiter hinauszuzögern. Als zusätzliche Ergänzung greift der Netzbetreiber auf das Anreizsystem der Marktsignale im Verteilnetz zurück, indem er durch dynamische Netzentgelte versucht die Auslastung im Stromnetz so zu verlagern, dass der physische Netzausbau weiter in die Zukunft verlagert werden kann.  

Ein erster Baustein für dynamische Netzentgelte dürfte das Modul 3 für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach dem § 14a EnWG ab 2025 sein, welches die Einführung stündlicher Netzentgeltpreise in drei Tarifstufen vorsieht, wobei die Festlegung der Tarifstufen noch nicht dynamisch auf Basis der Ertragslage der EE-Anlagen erfolgt, sondern in Form einer jährlichen Festlegung.     

Die De-Minimis-Digitalisierungsstrategie 

Anstatt ausschließlich kupferzentrierte Lösungsansätze zu priorisieren, bei denen die gesetzlich zu erhebenden Netzzustandsinformationen in den Prozessen nicht wirklich genutzt werden, verfolgt die De-minimis-Digitalisierungsstrategie einen erweiterten Ansatz. Zwar setzt die Strategie weiterhin auf den physischen Netzausbau, jedoch werden die Informationen aus dem iMS-Rollout und dem § 14a aktiv in die Prozesse eingebunden, um den physischen Netzausbau durch Digitalisierungsmaßnahmen aktiv zu begrenzen.

Zwar wird auch in diesem Fall kein vollautomatisiertes Niederspannungsnetz aufgebaut, jedoch nutzt der verantwortliche Netzbetreiber aktiv die Informationen aus seinem Netz, um bestimmte Netzabschnitte zu überwachen und durch Eingriffe aktiv zu steuern, um eine Netzüberlastung zu vermeiden. Die Art und Weise, wie der Netzbetreiber sein Netz steuert, ändert sich somit von einer passiven Netzsteuerung zu einer aktiven Netzsteuerung.

Aus Sicht des Netzbetreibers kann dies ein sehr sinnvoller Ansatz sein, da er im Kern noch von der Regulierung in Verbindung mit einer besseren Kapitalverzinsung profitiert und gleichzeitig der Tatsache Rechnung trägt, dass die eigenen Systeme, Strukturen und Organisationen noch nicht so weit sind, dass eine automatisierte Netzführung im Verteilnetz überhaupt möglich wäre.

Die Digitalisierung des eigenen Stromnetzes erfolgt daher partiell und auf Basis der prognostizierten bzw. gemessenen Netzlast. Diese Strategie kann als Ausgangsbasis genutzt werden, wenn eine weitergehende Digitalisierung technisch notwendig oder regulatorisch, z.B. durch § 14a, gefordert wird.

Die integrierte Netzplanungsstrategie 

Unabhängig vom Grad der Digitalisierung ist eine effiziente Netzplanung entscheidend für den Netzausbau. Eine effiziente Netzplanung im Verteilnetz erfordert einen ganzheitlichen Ansatz, der die zunehmende Integration erneuerbarer Energien und dezentraler Erzeugungsquellen berücksichtigt. Sie sollte flexibel genug sein, um auf sich ändernde Anforderungen reagieren zu können, die Verteilnetze optimieren und die Integration von Speicherlösungen und Smart Grid-Technologien ermöglichen, um die Netzauslastung und -stabilität zu gewährleisten.

Mit Blick auf die zukünftige Stromnetzplanung reicht eine reine Betrachtung der Entwicklung im Stromsektor nicht mehr aus. Gerade durch die kommunale Wärmeplanung und weitere Planungsinstrumente (z.B. Regionalplanung im Bereich Strom) ist eine Verschränkung der verschiedenen Netzplanungen zwingend erforderlich.

Grundlage für eine integrierte Netzplanung ist daher ein einheitliches Datenmodell, das die wechselseitigen Anforderungen und Einflüsse der jeweiligen Sparten berücksichtigt. Hier stehen viele Versorger jedoch vor der Herausforderung, dass ein solches Datenmodell nicht existiert und eine Vielzahl von Systemen mit unterschiedlicher Datenqualität im Einsatz sind. Somit ist eine integrierte Netzplanung nicht nur mit organisatorischen Veränderungen verbunden, sondern auch mit der Bereitstellung einer einheitlichen Datenbasis, um unterschiedliche Planungen / Annahmen in den jeweiligen Sektoren bei der Bewertung von Wechselwirkungen / Einflüssen eines anderen Sektors zu vermeiden.

Die Strategie der integrierten Netzplanung steht somit weniger im Konflikt zwischen der Frage, ob der Netzausbau physisch oder digital erfolgen soll, sondern liefert die Grundlage dafür, dass der Bedarf für einen physischen Netzausbau ermittelt werden kann bzw. digitale Lösungsansätze die Datengrundlage erhalten, um effektiv arbeiten zu können.

Monitoring mit dem Fokus der Niederspannungsnetzleitwarte 

Neben der Frage des physischen Netzausbaus oder der Etablierung einer integrierte Netzplanung beschäftigen sich einige Netzbetreiber mit dem Aufbau einer Niederspannungsnetzleitwarte. Was genau unter dieser Art von Leitwarte verstanden wird und welchen Funktionsumfang diese erfüllen soll, kann im Allgemeinen nicht beantwortet werden, da keine einheitliche Definition existiert.  

Allgemein könnte man sagen, dass es sich bei einer Niederspannungsnetzleitwarte um eine Einrichtung zur Überwachung und Steuerung des Niederspannungsnetzes handelt, welche den reibungslosen Betrieb, die Stabilität und die Effizienz der Stromversorgung in diesem Bereich sicherstellen soll.  

Grundsätzlich stellt sich jedoch die Frage, welche Informationen in dieser Leitwarte auflaufen sollen und welchen Aufgabenschwerpunkte zu erfüllen sind: das Monitoren oder auch das Steuern. Gerade die Vielfältigkeit und hohe Anzahl der Assets im Niederspannungsnetz führt dazu, dass eine Vielzahl von Informationen übermittelt werden könnte (bei einem hohen Digitalisierungsgrad) und die Informationsflut entweder das System aus technischer Sicht oder den Anwender durch die Vielzahl an Handlungs- und Bewertungsmöglichkeiten überfordern könnte.  

Aus diesem Grund setzen sich die Netzbetreiber, welche eine Niederspannungsnetzleitwarte etablieren wollen, intensiv mit der Frage auseinander, welchen Funktionsumfang und Zweck die Art der Leitwarte erfüllen soll.  

Persönlich gehe ich davon aus, dass der menschliche Operator nur in begrenztem Umfang eine aktive Netzführung durchführen kann und die Messwerte an der Ortsnetzstation das Maximum sind, was der menschliche Operator verarbeiten kann. Aufgrund der Vielzahl von Betriebsmitteln und Wechselwirkungen innerhalb eines Netzabschnittes und der Notwendigkeit einer schnellen Reaktion in kritischen Situationen wäre der Mensch mit der alleinigen Netzführung auch überfordert, weshalb ein hoher Automatisierungsgrad erforderlich wäre. Hier stellt sich aber auch die Frage, ob die Überwachungs- und Steuerungsaufgaben zentral oder dezentral durchgeführt werden sollen. Gerade im letzteren Fall wäre eine Niederspannungsnetzleitstelle nur in sehr begrenztem Umfang erforderlich.    

Full-Digitalisierungsstrategien 

Alternativ zum physischen Netzausbau kann der Netzbetreiber auch versuchen, den physischen Netzausbau durch einen hohen Automatisierungsgrad auf Basis von Digitalisierungsmaßnahmen zu vermeiden. Wie das vollautomatisierte Netz aussehen könnte, dazu gibt es verschiedene Ansätze, die in der Branche diskutiert werden.

Ein Baustein könnte eine zentrale, vollautomatisierte Niederspannungsnetzleitstelle sein, die zentral alle Netzzustandsdaten erhält und mit einem unterlagerten Netzmodell die Zustandsbewertung durchführt und in kritischen Situationen stabilisierende Maßnahmen einleitet.

Alternativ kann die Netzführung auch dezentral über autarke Netzstränge erfolgen. In diesem Fall fungiert die Ortsnetzstation als Knotenpunkt, der den Netzzustand der eigenen Abgänge überwacht und bei Bedarf netzstützende Maßnahmen einleitet oder Informationen an andere Betriebsmittel weitergibt. Durch den autarken Betrieb wird die Resilienz des Systems erhöht. Zusätzlich kann eine zentrale Überwachung über eine Netzleitstelle erfolgen, wobei die Entscheidungen vor Ort getroffen werden.

Fazit 

Wie das Stromnetzmanagement in einigen Jahren aussehen wird, um die Energiewende im eigenen Stromnetz möglichst effizient umsetzen zu können, können wir heute wahrscheinlich noch nicht sagen. Wir sehen aber, dass in der Branche intensiv über verschiedene Lösungsansätze diskutiert wird. Die Entscheidungen der BNetzA zum § 14a beschleunigen die Diskussion und die Notwendigkeit enorm, wenn spätestens ab 2029 die netzdienliche Steuerung zum Branchenstandard werden soll. Welcher Ansatz am Ende zielführend sein wird, lässt sich heute noch nicht abschätzen. Dies wird zum Teil auch von der historischen Entwicklung der jeweiligen lokalen Netzinfrastruktur abhängen. Der Digitalisierungsgrad des Netzes wird jedoch durch den Rollout und die Vorgaben des § 14a zunehmen.

Darüber hinaus ist es nicht erforderlich, dass sich die Netzbetreiber auf eine einzelne der vorgestellten Strategien konzentrieren. Vielmehr ist von einer Kombination auszugehen, die durch ein iteratives Vorgehen etabliert wird – z.B. um perspektivisch ein möglichst hoch automatisiertes Niederspannungsnetz zu erreichen.

Aktuell sehen wir die Tendenz, dass die Vorgehensweise des Netzbetreibers stark vom Mindset und Hintergrund der Mitarbeiter des Netzbetreibers abhängt. Dies ist nicht verwunderlich, da wir als Menschen eine Organisation prägen. Je nachdem, welche Annahmen die Netzbetreiber treffen und wie sie in ihren Kompetenzen ausgeprägt sind, fällt die Wahl auf die eigene Netzstrategie Strom.

Aus meiner Sicht würde ich sagen, dass Versorger, die unter akutem Personalmangel leiden, weiterhin die konventionelle Strategie verfolgen, da die notwendigen Ressourcen fehlen, um die Organisation auf neue Strukturen, Prozesse, Abläufe etc. vorzubereiten. Netzbetreiber, die stärker in die Umsetzung der Nahwärmeplanung eingebunden sind, beschäftigen sich hingegen verstärkt mit der Thematik einer einheitlichen Datenbasis für die Netzplanung, da erstmals eine spartenübergreifende Planung erstellt werden muss.

Der Aufbau eines hochautomatisierten Niederspannungsnetzes ist derzeit noch weniger am Markt zu beobachten. Zum einen fehlt möglicherweise das Kapital für die Umsetzung, vor allem aber verfügen die Netzbetreiber derzeit noch nicht über die notwendige IT-Landschaft und Datenbasis, um die Vision eines vollautomatisierten Netzes überhaupt umsetzen zu können. Aus diesem Grund dürfte der Übergang zu einer stärkeren Digitalisierung nur schrittweise erfolgen, wobei der Grad der Ausprägung noch offen ist. Allerdings hat die Entscheidung zu §14a die Netzbetreiber bereits jetzt dazu veranlasst, sich verstärkt mit der Konzeption eines digitalisierten Stromnetzes zu befassen und sich intensiver mit der IT-Architektur auseinanderzusetzen.

Stadtwerke Münster fördern Entwicklung innovativer App zur Unterstützung dynamischer Stromtarife

Die Stadtwerke Münster unterstützen die Hamburger Software-Entwickler von Enytime Green bei der Entwicklung einer innovativen App für smarte, dynamische Stromtarife. “Gemeinsam mit unserem Software-Dienstleister items investieren wir in innovative App-basierte Lösungen von Enytime Green. Digitale Lösungen erweitern unser klassisches Produktportfolio und sprechen neue Zielgruppen an, die ihrem lokalen Stadtwerk bisher nicht stark verbunden waren”, so Sebastian Jurczyk, Geschäftsführer der Stadtwerke Münster.

Ziel sei es, den Alltag der Kundinnen und Kunden zu vereinfachen. Sie sollen die Vorteile von steuerbaren Energieverbrauchern wie Elektroautos oder Wärmepumpen niedrigschwellig nutzbar und dynamische Stromtarife alltagstauglich machen. Dafür entwickelt Enytime Green eine White-Label-App, die beispielsweise intelligentes Laden von Elektroautos ermöglicht.

Die Präsentation der App ist für die E-world energy & water vom 20. bis 22. Februar 2024 geplant, wo Enytime Green in Zusammenarbeit mit verschiedenen Partnern das umfassende Ökosystem für dynamische Stromtarife am Stand von items (Stand 3.J124 Halle 3) vorstellen wird. Bereits auf den Stadtwerke Impact Days (24. – 26. Januar 2024) zeigte Enytime Green zusammen mit den Stadtwerken Münster und items den MVP des neuen Ökosystems, einschließlich rechtlicher und technischer Aspekte.

Diese Initiative ist ein zentraler Schritt hin zu einer nachhaltigen und effizienten Energiezukunft. Sie bietet Stadtwerken und regionalen Energieversorgern eine integrierte Lösung, um den Herausforderungen des sich wandelnden Energiemarktes zu begegnen und Energie optimal zu nutzen.

Die App ist mit 90 Prozent aller Elektroautos, Wallboxen sowie zunehmend auch mit Wärmepumpen und Batteriespeichern kompatibel und wird 2024 in der Lage sein, sich an alle gängigen ERP-Systeme anzubinden. CTO Toto Maas von Enytime Green erklärt: “Diese Entwicklung ist die perfekte Ergänzung zu bestehenden ERP-Systemen, um die Vorteile dynamischer Stromtarife voll auszuschöpfen.”

Uli Meyer, Geschäftsführer der Enytime Green GmbH, äußert seine Freude über die positive Branchenresonanz: “Wir freuen uns besonders, mit den Stadtwerken Münster als Kunde 1 bereits starten zu können. Dieser Schritt bestätigt unsere Vision und das Potenzial unserer Technologie.”

items-Geschäftsführer Ludger Hemker fügt hinzu: “Es ist uns ein Anliegen, Enytime Green bei der Anbindung an die Infrastruktur zu unterstützen und so die digitale Transformation im Energiebereich voranzutreiben.”

Zum Abschluss äußert Matthias Mett, Organisator der Stadtwerke Impact Days, seine Freude: “Wir sind stolz, dieser Innovation eine Bühne geboten zu haben und laden alle interessierten Stadtwerke ein, Teil dieser Entwicklung zu werden. Beim SummerSID im Juni werden wir die ersten Erfahrungen in Düsseldorf präsentiert bekommen.”

Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte:

Pressekontakt Enytime Green

Torben Keck

T 040 57 30 834 0
M torben.keck@enytime.green

Pressekontakt Stadtwerke Münster

Lisa Schmees
Pressesprecherin Energie

T 0251 694 2016
M l.schmees@stadtwerke-muenster.de

Pressekontakt items

Andreas Müller

T 0251 2083-1124
M A.Mueller@itemsnet.de

Die Evolution des Stromkunden: Vom passiven Abnehmer zur aktiven Marktteilnahme

Von der Abnahmestelle zum Stromkunden 

Wer sich an die Energiewirtschaft vor gut zwei bis drei Jahrzehnten erinnert, wird wissen, dass die Bedeutung des Stromkunden, heute meist Endverbraucher genannt, meist eine untergeordnete Rolle spielte. Durch die durchgängige Monopolstruktur der Versorger von der Erzeugung über die Verteilung bis zum Vertrieb des Stroms hatten die Kunden keine Möglichkeit, sich für einen alternativen Stromanbieter zu entscheiden, so dass man immer auf ein Energieunternehmen als Lieferanten angewiesen war.

So ist es nicht verwunderlich, dass in den alten IT-Systemen nicht von Stromkunden oder Endverbrauchern die Rede war, sondern vom technischen Begriff der Abnahmestelle, bei der sich der Versorger wenig um den Vertrieb oder das Marketing der Stromkunden kümmern musste. Inzwischen hat sich die Welt verändert. Jeder von uns hat als Privatkunde die Wahl zwischen einer Vielzahl von Stromanbietern (wenn nicht gerade eine Energiekrise herrscht😊). Schaut man sich den Monitoringbericht der Bundesnetzagentur (BNetzA) an, sind es meist mehr als 100 Anbieter. So sind wir es mittlerweile gewohnt, alle ein bis zwei Jahre einen neuen Stromvertrag abzuschließen, wenn wir nicht in der Grundversorgung bleiben wollen.

Mit Blick auf die Energiewende und die weitere Liberalisierung des Energiemarktes ist ein zunehmender Trend zu erkennen, der es den Stromkunden immer mehr ermöglicht, aktiv am Energiemarkt teilzunehmen und von individuellen Vorteilen zu profitieren, um die eigenen Stromkosten zu optimieren. Begriffe wie Mieterstrom, Gebäudestrom oder Energiegemeinschaften fallen hier schnell, wodurch sich auch die Rolle des Stromkunden als reiner Verbraucher von elektrischer Energie verändert. Aus diesem Grund soll im Rahmen dieses Blogbeitrags eine Einordnung in die verschiedenen Einteilungsmöglichkeiten der Rolle des Letztverbrauchers aus regulatorischer Sicht vorgenommen werden, um einen besseren Überblick zu erhalten. Dabei wird zwischen drei Kategorien unterschieden: dem individuellen Letztverbraucher und dem kollektiven Stromverbrauch mit und ohne Nutzung des öffentlichen Netzes.

Die Möglichkeiten des einzelnen Letztverbrauchers 

Der bisher am häufigsten anzutreffende Standardfall ist der einzelne Letztverbraucher, der sich selbst mit Energie versorgt. Als Letztverbraucher wird in der Regel eine „natürliche oder juristische Person, die Energie für den eigenen Verbrauch bezieht“ verstanden, wie „auch der Strombezug von Ladepunkten für Elektromobile und der Strombezug von Landstromanlagen […]“.

Der einzelne Letztverbraucher hat ohne Nutzung eines Kollektivs in der Regel zwei Möglichkeiten, Strom zu beziehen und seine Konditionen zu optimieren. Die erste Möglichkeit ist der Abschluss eines auf 1 oder 2 Jahre befristeten Energieliefervertrages. Alternativ fällt der Haushaltskunde (Verbraucher mit einem Jahresverbrauch < 10.000 kWh nach EnWG) in die Grundversorgung. Damit hat der Letztverbraucher die Möglichkeit, seinen Lieferanten frei zu wählen und nach bestimmten Kriterien wie z.B. Preis oder Nachhaltigkeit auszuwählen.

Alternativ hat der Letztverbraucher die Möglichkeit, den Anteil der bezogenen Energie zu reduzieren, indem er einen Teil der Energie selbst verbraucht und durch eine mögliche Befreiung von Umlagen seine Kosten reduziert. Nach § 21b Abs. 4 EEG muss der Strom aus einer Anlage in unmittelbarer räumlicher Nähe ohne Nutzung des öffentlichen Netzes verbraucht werden. Überschüssiger Strom kann jedoch ins Netz eingespeist und vermarktet werden. Die rechtliche Grundlage hierfür findet sich auch auf EU-Ebene, wonach nach EU 201/2001 Art.2 Nr.14 der Kunde als Eigenversorger das Recht hat, EE-Strom zu erzeugen, zu speichern und zu verkaufen.

In der Vergangenheit wurde das Eigenverbrauchsprivileg vor allem von Immobilieneigentümern genutzt, da Eigenverbrauch nur dann vorlag, wenn Identität zwischen Verbraucher und Betreiber der Erzeugungsanlage bestand. Mieter konnten daher kaum von der Regelung profitieren. Seit kurzem besteht die Möglichkeit, dass Mieter und auch Eigentümer mit einer steckerfertigen Solaranlage (PV-Balkonanlage) bis zu einer Leistung von 2 kW ihre Wohneinheit direkt mit elektrischer Energie versorgen und selbst in den Genuss des Eigenverbrauchsprivilegs kommen. Nach § 3 Nr. 43 EEG-Entwurf ist eine Stecker-Solaranlage „eine Einrichtung, die aus einem Solargenerator oder mehreren Solargeneratoren, einem Wechselrichter, einer Anschlussleitung und einem Stecker zum Anschluss an den Endstromkreis eines Letztverbrauchers besteht“.

Endverbraucher, die sowohl Strom erzeugen als auch verbrauchen, werden umgangssprachlich als Prosumer bezeichnet. Der Begriff ist auch in der IEC 60050-617 definiert. Auf europäischer Ebene wird das Synonym “aktiver Kunde” verwendet.

Neben der Eigenerzeugung hat der Letztverbraucher auch die Möglichkeit, seinen Verbrauch zu flexibilisieren und dynamische Tarife zu nutzen. Darunter ist nach § 3 Nr. 31b EnWG ein Stromliefervertrag mit einem Letztverbraucher zu verstehen, „[…] der die Preisschwankungen auf den Spotmärkten einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte in Zeitabständen widerspiegelt, die mindestens den Abrechnungszeiträumen des jeweiligen Marktes entsprechen“.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass der einzelne Endverbraucher die Möglichkeit hat, sich als reiner Stromkonsument zu positionieren, indem er einen Stromliefervertrag abschließt. Alternativ kann er seinen Strombezug durch Eigenverbrauch reduzieren, wobei Erzeugung und Verbrauch in unmittelbarer räumlicher Nähe ohne Nutzung des öffentlichen Netzes erfolgen müssen.

Kollektiver Stromverbrauch ohne öffentliche Netznutzung 

Aus Endkundensicht ergeben sich weitere Möglichkeiten, wenn sich mehrere Letztverbraucher zu einem Kollektiv zusammenschließen. Hier stehen dem Kollektiv ab 2024 zwei Möglichkeiten zur Verfügung, wenn das öffentliche Netz nicht genutzt werden soll: das Mieterstrommodell oder das gemeinschaftliche Gebäudeversorgungsmodell.

Das Mieterstrommodell in Deutschland ermöglicht es Mietern in Mehrfamilienhäusern, Solarstrom aus einer Photovoltaikanlage auf dem Dach ihres Gebäudes zu nutzen. Im Kern wird der erzeugte Solarstrom direkt an die Mieter geliefert, die so ihren eigenen Ökostrom beziehen und von reduzierten Energiekosten profitieren. Die rechtlichen Rahmenbedingungen und Anreize für Vermieter, die in Photovoltaik investieren, wurden geschaffen, um die Verbreitung erneuerbarer Energien in Wohngebäuden zu fördern. Die gesetzliche Grundlage für dieses Modell findet sich in §21 Abs. 3 EEG.

Beim Mieterstrom ist jedoch zu beachten, dass der Mieterstrombetreiber gegenüber den Letztverbrauchern immer als Energielieferant auftritt (Vollversorgung), die Stromkunden also keinen separaten Vertrag mit einem Stromlieferanten abschließen, da die Residuallieferung sowie die Überschussvermarktung aus der Anlage über den Mieterstrombetreiber erfolgt.

Neu ist ab 2024 als Alternative zum Mieterstrom das Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (§42b EnWG-Novelle). Hier übernimmt nicht mehr ein zentraler Betreiber die Vollversorgung aller teilnehmenden Letztverbraucher innerhalb eines Gebäudes, sondern nur noch eine Teilversorgung über die PV-Anlage. Die Wahl des Lieferanten bleibt weiterhin beim Letztverbraucher. Dieser erhält nun zwei Strompreise. Der erste Preis wird mit dem Betreiber der Erzeugungsanlage für den Eigenverbrauch abgerechnet und über einen Schlüssel auf die Teilnehmer des Gebäudestrommodells verteilt. Der zweite Preis ergibt sich aus dem Liefervertrag, den der Endverbraucher mit dem Stromlieferanten abgeschlossen hat.

Beide Modelle basieren somit auf der europäischen Regelung nach der Richtlinie EU/2018/2001 Art. 2 Nr. 15 + Art. 21. Auf Basis dieser Regelung soll Eigenversorgern das Recht eingeräumt werden, sich zu einer Gemeinschaft zusammenzuschließen und elektrische Energie gemeinschaftlich zu nutzen, was dem Kerngedanken des Mieterstrom- und Gebäudestrommodells entspricht.

Kollektiver Stromverbrauch mit begrenzter Netzdurchleitung 

Der Stromverbrauch muss sich jedoch nicht auf ein Kollektiv beschränken, das sich hinter dem Anschluss an das öffentliche Netz befindet. Vielmehr gibt es auf europäischer Ebene bereits ein Regelwerk, das auch Konstruktionen in einem räumlich begrenzten Netzgebiet zulässt.

Auf europäischer Ebene gibt es hierzu verschiedene Rechtsgrundlagen, die den kollektiven Zusammenschluss fördern. Dazu gehören nach EU 2019/944 Art. 2 Nr. 11 und § 3 Nr. 15 EEG Bürgerenergiegemeinschaften, die eine auf freiwilliger und offener Mitgliedschaft beruhende juristische Person sind, die von ihren Mitgliedern oder Anteilseignern, bei denen es sich um natürliche Personen, Gebietskörperschaften einschließlich Kommunen oder kleine Unternehmen handelt, tatsächlich kontrolliert wird.

Ihr Hauptzweck besteht nicht in der Erzielung eines finanziellen Gewinns, sondern darin, ihren Mitgliedern oder Anteilseignern oder den lokalen Gebieten, in denen sie tätig ist, einen ökologischen, wirtschaftlichen oder sozialen Nutzen für die Gemeinschaft zu bringen. Der Schwerpunkt liegt dabei auf der Erzeugung, einschließlich der Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen, der Verteilung, der Versorgung, dem Verbrauch, der Aggregation, der Speicherung, der Energieeffizienzdienstleistungen oder dem Aufladen von Elektrofahrzeugen oder anderen Energiedienstleistungen, die für ihre Mitglieder oder Anteilseigner erbracht werden können.

Ähnliche Rahmenbedingungen gelten auch für Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften, die in der EU-Richtlinie 2018/2001 geregelt sind. In der Praxis ist jedoch zu beobachten, dass sich der Fokus beider Gemeinschaftsformen auf die Errichtung und Vermarktung von Energiemengen aus Erzeugungsanlagen beschränkt. Ein tatsächlicher Handel und gemeinsamer Verbrauch von Energie innerhalb der Gemeinschaft findet nur in wenigen Fällen statt. Aus diesem Grund plant die EU die Einführung von Möglichkeiten des Energy Sharing. Darunter versteht man die Möglichkeit, dass sich einzelne Akteure zu einem Netzwerk zusammenschließen, gemeinsam Energie aus eigenen oder fremden Anlagen beziehen und den Strom zu vergünstigten Konditionen über das öffentliche Stromnetz teilen. Die genaue Ausgestaltung und die Möglichkeiten von Sharing-Communities werden derzeit noch diskutiert.

Der Wandel des Endverbrauchers: Vom passiven Stromkunden zum aktiven Gestalter der Energiewende

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass sich die Rolle des Endverbrauchers in den letzten Jahren gewandelt hat und voraussichtlich weiter wandeln wird. Statt einer eindimensionalen Betrachtung hat der Stromkunde die Option, sich auf einer mehrdimensionalen Ebene an verschiedenen Möglichkeiten zu beteiligen, um immer mehr Teil der Energiewende zu werden.

Mit Blick auf die anstehenden regulatorischen Veränderungen wird immer deutlicher, dass der Gesetzgeber den aktiven Kunden als Teil des Energiemarktes bevorzugt. Durch die stärkere Einbindung des Einzelnen soll die Grundlage geschaffen werden, das Nachfrageverhalten der Stromkunden so anzupassen, dass sie ihre Energie dann verbrauchen, wenn die volatilen Erzeugungsanlagen auch ihren Strom produzieren. Statt statischer Nachfrage und flexiblem Angebot wird das System auf dynamische Nachfrage und teilweise volatile Erzeugung vorbereitet.

Es ist daher davon auszugehen, dass die Energiewirtschaft weiterhin mit neuen Energieprodukten, neuen Kooperationsformen und Aggregationsansätzen von Erzeugern und Nachfragern konfrontiert sein wird. Die Einordnung des heutigen Blogbeitrags liefert hoffentlich eine erste Grundlage, um die Frage, was eigentlich der Endverbraucher ist, differenzierter zu betrachten.

Datenübertragung in die USA unter dem EU-U.S. Data Privacy Framework – aktuelle Handlungsempfehlungen 

Die zur Verfügung gestellten Informationen im Beitrag ersetzen 
keine individuelle juristische Beratung. 

Mit Inkrafttreten des neuen Angemessenheitsbeschlusses, dem EU-U.S. Data Privacy Framework (DPF) gibt es seit Juli 2023 wieder eine Grundlage, auf der Daten rechtssicher in die USA transferiert werden können. Der Nachfolger des Privacy Shields sorgt nun dafür, dass personenbezogene Daten wieder von der EU in die USA fließen können, ohne dass weitere Übermittlungsinstrumente oder Garantien notwendig sind. Voraussetzung dafür ist allerdings die Zertifizierung der amerikanischen Unternehmen oder Organisationen unter dem EU-U.S. Data Privacy Framework.  

Übermittlungen personenbezogener Daten in Drittländer sind bekanntlich nur dann möglich, wenn die Voraussetzungen der Art. 44 ff. DSGVO erfüllt sind. Das heißt, dass durch geeignete Maßnahmen sichergestellt werden muss, dass das durch die DSGVO gewährleistete Schutzniveau für natürliche Personen nicht untergraben wird. Dies kann durch geeignete Garantien wie bspw. den Abschluss von Standardvertragsklauseln (Standard Contractual Clauses, SCC), Binding Corporate Rules (BCR) oder einen Angemessenheitsbeschluss erreicht werden.  

In der alltäglichen Geschäftspraxis europäischer Unternehmen sind insbesondere Datenübermittlungen in die USA von großer wirtschaftlicher Bedeutung. In der Vergangenheit gab es bereits zwei Angemessenheitsbeschlüsse, auf die Unternehmen die Übermittlung personenbezogener Daten in die USA stützen konnten. Beide Beschlüsse hielten allerdings einer rechtlichen Überprüfung durch den EuGH nicht stand. So wurde sowohl das Safe Harbour Abkommen (Oktober 2015) als auch das Privacy Shield Abkommen (Juli 2020) für ungültig erklärt, weil der EuGH der Ansicht war, dass die Abkommen aufgrund der bestehenden Rechtslage in den USA kein angemessenes Datenschutzniveau gewährleisten können. Unter anderem fehle es an effektivem Rechtsschutz für betroffene Personen. Zudem seien die Befugnisse US-amerikanischer Geheimdienste und Sicherheitsbehörden zu weitreichend, sodass für Betroffene kein ausreichender Schutz vor Datenmissbrauch durch staatliche Überwachung gewährleistet werden könne. Somit herrschte seit Juli 2020 erhebliche Rechtsunsicherheit in Bezug auf den Datentransfer in die USA, denn auch der Einsatz der Standardvertragsklauseln inkl. des verpflichtenden Transfer Impact Assessment (TIA) waren stets dem Risiko ausgesetzt, einer gerichtlichen Prüfung nicht standhalten zu können.  

Mit Erlass des neuen EU-U.S. Data Privacy Framework (DPF) im Juli 2023 wurde dieser Zustand nun vorerst geheilt. Damit hat die EU-Kommission festgestellt, dass Unternehmen, die unter dem DPF zertifiziert sind (Wichtig: nicht die gesamten USA), ein angemessenes Schutzniveau für personenbezogene Daten bieten. Anhand der öffentlichen Liste des US-Handelsministeriums (https://www.dataprivacyframework.gov/s/participant-search) müssen EU-Unternehmen jetzt prüfen, ob und in welchem Umfang ein Unternehmen aus den USA zertifiziert ist. Denn eine solche Zertifizierung gilt nicht immer gleich für das gesamte Unternehmen, sondern kann auf bestimmte Datenkategorien (z. B. nur HR-Daten) beschränkt sein. Ist die geplante Datenübermittlung vom DPF gedeckt, sind keine weiteren Schutzmaßnahmen notwendig. Findet die geplante Datenübermittlung im Rahmen einer Auftragsverarbeitung statt, ist jedoch nach wie vor der Abschluss eines Auftragsverarbeitungsvertrages notwendig. Letzterer kann auch weiterhin durch den Einsatz von Standardvertragsklauseln (SCC) abgebildet werden.  

Es ist durchaus möglich und sogar empfehlenswert, das DPF und die SCC zu kombinieren. Sollte der aktuelle Angemessenheitsbeschluss durch den EuGH erneut für ungültig erklärt werden, können bestehende Datenverarbeitungen weiterhin auf die abgeschlossenen SCCs gestützt werden. So kann verhindert werden, dass Übermittlungen, die ausschließlich auf das DPF gestützt werden, mit sofortiger Wirkung rechtswidrig werden. Unternehmen sollten bei paralleler Verwendung von DPF und SCC zu Beginn klarstellen, in welchem Verhältnis (nebeneinander oder subsidiär?) die beiden Übermittlungsinstrumente zueinander stehen. Die gleichzeitige Anwendung von DPF und SCC bewahrt das Unternehmen jedoch nicht vor der Durchführung eines Transfer Impact Assessment (TIA) im Rahmen des Abschlusses der SCC. Das TIA kann jedoch unter Berücksichtigung der Einschätzung der Kommission zum Datenschutzniveau in den USA deutlich weniger umfangreich ausfallen als bisher. Die Änderungen der Rechtslage zum Datenschutz in den USA (Siehe auch Executive Order https://www.whitehouse.gov/briefing-room/statements-releases/2022/03/25/fact-sheet-united-states-and-european-commission-announce-trans-atlantic-data-privacy-framework/) können somit positiv in die Bewertung des TIA einfließen. Dies gilt auch für bereits durchgeführte TIAs, die nun dahingehend angepasst werden können. Jedoch ist an dieser Stelle zu berücksichtigen, dass ein TIA hinsichtlich des Datenschutzniveaus in den USA überarbeitet werden muss, sollte der EuGH das DPF in Zukunft für ungültig erklären.  

Abschließend ist festzuhalten, dass mit dem DPF die Rechtsunsicherheit von Datenübermittlungen in die USA vorerst beseitigt wurde. Solange der Angemessenheitsbeschluss durch den EuGH nicht für ungültig erklärt wird, dürfte er den EU-U.S. Datentransfer erheblich erleichtern. Unternehmen sind jedoch nicht gezwungen, ihre Datenverarbeitung auf den Angemessenheitsbeschluss zu stützen. Übermittlungen sind nach wie vor auch unter Verwendung von Binding Corporate Rules oder Standardvertragsklauseln möglich, nicht zuletzt auch in Kombination mit dem DPF. Gerade vor dem Hintergrund, dass das DPF in naher Zukunft einer rechtlichen Überprüfung durch den EuGH wird standhalten müssen, ist der zusätzliche Abschluss von SCCs als Safeguard empfohlen.  

Hybride Planung mit SAC und BPC embedded im BW/4HANA 

Eigentlich wollte ich einen rein technischen Beitrag zu dem Thema Hybride Planung mit SAC und BPC schreiben. Allerdings möchte ich im gleichen Zuge die Chance ergreifen und für nachhaltige IT-Systeme werben. Ein zentraler Aspekt der Nachhaltigkeit ist es, vorhandene Ressourcen weiterhin zu nutzen – Reduce, Reuse, Recycle. Im IT-Umfeld ist das nicht nur aus technischer, sondern vor allem auch aus kaufmännischer Sicht sehr interessant. Warum sollen Investitionen, in denen viel Zeit und Geld stecken und die gut funktionieren, nicht weiterhin genutzt werden. Genau an diesem Aspekt setzt die SAC mit ihrer Möglichkeit an, ein BW/4HANA-System nicht nur für Reportingzwecke anzubinden. Wenn ich in meinem Unternehmen die Planung und das Forecasting mit BPC embedded durchführe, was ins BW/4HANA eingebettet ist, dann liegt die Idee nahe, die SAC ebenfalls als moderne Oberfläche für die Planungsanwender zu nutzen. Stellt sich nur die Frage, ob das auch wirklich sinnvoll ist, wenn die SAC doch auch eine eigene Planungsengine im Bauch hat? 

Im folgenden Blogbeitrag schauen wir uns also die Vorteile und Nachteile der SAC Planungsengine im Vergleich zur Business Planing und Consolidation (BPC) embedded genauer an. Darüberhinaus schauen wir außerdem auf die hybride Planung mit SAC und BPC und beleuchten die Entwicklung der SAP BI aus einer nachhaltigen Perspektive. 

Vor- und Nachteile der (isolierten) Planung mit SAC 

Wenn ich mir zum einen die Planungsengine der SAC und zum anderen die des BPC embedded mit all ihren Möglichkeiten anschaue, dann erkenne ich, dass es im Kern keine großen Unterschiede gibt. Ja, mit der SAC können Wertetreiberbäume und KI-gestützte Hochrechnungsmethoden genutzt werden. Klar ist auch, dass der Fokus der Weiterentwicklung der SAP auf der SAC liegt. Jedoch ist das Commitment zur SAC nicht nur mit Vorteilen verbunden. Zum einen, kann das im Unternehmen vorhandene ABAP-Know-How nicht für die Entwicklung der SAC eingesetzt werden. Es können keine Customer-Exit-Variblen definiert werden, die mir z. B. anhand eines Tagesdatums und einer Fiskalvariante eine Periode, eventuell noch mit Zeitverschiebung, berechnen. Auch das automatisierte Sperren der Daten ist aktuell in der SAC nicht möglich. Zum anderen hat die SAC, wenn ich sie als Planungstool nutzen möchte, dieselben Voraussetzungen, wie alle ihre Mitbewerber auch: Ihr müssen per Schnittstelle sämtliche Stamm- und Bewegungsdaten zur Verfügung gestellt werden. Das sind beispielsweise Attribute und Texte zur Kostenstelle, wie auch ein Verantwortlicher. Auf Basis dieser Information kann dann ein Berechtigungskonzept aufgebaut werden. Oder aber es werden die Buchungen auf meinen Kostenstellen und den dazugehörigen Konten der letzten drei Jahre benötigt, um eventuell Trends identifizieren zu können.  

Vorteile der hybriden Planung mit SAC und BPC 

„Ja“, mag der geneigte Leser oder die geneigte Leserin jetzt sagen, „das muss ich beim BPC embedded doch auch!“ Das stimmt natürlich. Aber da im Herzen des BPC embedded noch immer die BW-integrierte Planung steckt, und ich in einem gut aufgebauten BW diese Daten bereits zur Verfügung habe, kann ich sie hier direkt nutzen. Ich kann sogar bestehende Datenmodelle, die bisher nur die Ist-Daten enthalten, um die neuen Plandaten erweitern. Ich nutze also vorhandene Ressourcen und muss das Rad nicht neu erfinden! Wenn ich mir vorstelle, dass all die Investitionen, sei es Arbeitszeit oder Kosten, nicht umsonst waren, sondern ich sie weiter nutzen und sogar veredeln kann, dann müsste mir das neue Tool, in unserem Fall also die SAC, doch so viel Mehrwert liefern, dass ich bereit bin, meine Investitionen nicht zu schützen. Ein weiterer Vorteil der hybriden Planung mit SAC-Frontend und BPC-Backend ist, dass ich die Auswirkungen meiner Planwerte direkt im Reporting wiederfinde, ohne dass auf einen Datenextraktionslauf ins Reporting warten zu müssen, der aller Wahrscheinlichkeit nach erst nächste Nacht stattfindet. Ich kann also quasi live sehen, wie sich meine Zahlen auswirken. 

Entwicklung und Vorteile der SAC 

Ich möchte die SAC als Planungstool nicht abwerten, ganz im Gegenteil! Man sieht an den Funktionalitäten, dass die SAP mit der BW-integrierten Planung über die Jahre viel Know-how aufgebaut hat und dieses nun in moderner Form in die SAC einfließen lässt. Auch hier erfindet die SAP das Rad nicht neu, sondern greift auf vorhandene Ressourcen in Form des erlangten Wissens zurück. Wenn ich aber in meinem Unternehmen ein BW- oder BW/4HANA-System nutze, dann kann ich dieses weiterhin als Basis sowohl für mein Reporting als auch für meine Planung nutzen. Und das nenne ich Nachhaltigkeit. Dass die SAP es technisch ermöglicht, die SAC als Frontend auch für die Planung zu nutzen, ist nicht nur nachhaltig, sondern auch ein sehr gutes Angebot an ihre Kunden! Denn wenn wir ehrlich sind, kennen wir alle die Probleme, die eine Planungsmappe auf Basis von Excel/Analysis for Office hat. Das fängt bei der Gestaltung von Reitern mit mehreren Tabellen an und hört beider Fehlerbehandlung von falsch eingegebenen Formaten auf. Auf die fehleranfällige VBA-Programmierung, um die man in den meisten Fällen leider nicht herumkommt, möchte ich an dieser Stelle gar nicht erst eingehen. Hier bietet mir die SAC sowohl als Entwickler als auch als Anwender ein stabiles Framework, auf das ich mich verlassen kann und das mir eine komfortable Erfassung ermöglicht. 

Nachhaltige SAP BI Roadmap 

Deshalb möchte ich an dieser Stelle eine Lanze brechen für all die bewährten On-Premise-Systeme, die mir in den letzten Jahren treue Dienste geleistet haben. Wir betreuen viele Kunden im Hinblick auf die anstehenden Veränderungen durch die Abkündigung der Netweaver-Welt durch die SAP. Was mir persönlich bei diesen Diskussionen oft zu kurz kommt, ist der Aspekt des Investitionsschutzes und der Nachhaltigkeit. Nicht umsonst hat die SAP den S/4- und BW/4-Systemen dieser Welt eine Wartungszusage bis ins Jahr 2040 gegeben (welcher Softwarehersteller kann das noch von sich behaupten?). Daher meine Bitte an alle SAP-Kunden: Beziehe diese Möglichkeit in deine Überlegungen mit ein! 

Nun könnte man mir natürlich leicht vorwerfen, dass ich hier rückwärtsgewandt argumentiere und der Weg nun mal zwangsläufig in die Cloud führen wird. Dem halte ich aber entgegen, dass ich ein großer Freund der neuen Produkte der SAP bin, wenn sie denn sinnvoll eingesetzt werden. Die SAC ist endlich das Produkt, auf das alle SAP-Kunden im BI-Kontext gewartet haben. Sie ist heute schon unverzichtbar und natürlich besser in die SAP-Welt integriert als ein PowerBI von Microsoft. Und auch das neue Datasphere, der Nachfolger von DWC, kann in verschiedenen Situationen als Ergänzung zum BW/4HANA eingesetzt werden. Man muss nur immer im Blick behalten, was man will und wie man nachhaltig investieren kann, aber auch wann man den kompletten Schritt auf die neuen Technologien geht. Denn dass dieser notwendig sein wird, steht außer Frage. Aber bis dahin kann ein wenig Nachhaltigkeit auch nicht schaden. 

Flexible Netznutzungsentgelte im Niederspannungsnetz

Hintergrund – Warum wird es bald flexible Netznutzungsentgelte geben?

Wie können steuerbare Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) besser in das Niederspannungsnetz integriert werden? Ob Wärmepumpen oder Ladeinfrastruktur, alle Großverbraucher auf der Niederspannungsebene erleben derzeit ein enormes Wachstum. Mit der zunehmenden Anschlussleistung steigt auch die Auslastung des Niederspannungsnetzes stetig an, sodass die Wahrscheinlichkeit steigt, dass die physikalische Netzkapazität nicht mehr ausreicht, um alle Netzzustände für einen sicheren Betrieb abbilden zu können. Vereinfacht könnte man sagen, dass es den Netzbetreibern in Zukunft voraussichtlich nicht mehr gelingen wird, das Netz so schnell zu ertüchtigen, wie es nach den bisherigen Grundsätzen erforderlich ist, sodass neue Lösungsoptionen gefragt sind.

Aus diesem Grund plant die Bundesnetzagentur eine Weiterentwicklung der Verordnung über steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Niederspannungsnetz – kurz § 14a EnWG -, um Wärmepumpen und Co. bei kritischen Netzsituationen abregeln zu können. Über die einzelnen Regelungen des Entwurfs der neuen Verordnung haben wir bereits in einem früheren Blogbeitrag berichtet, dabei aber die Frage offen gelassen, welchen finanziellen Anreiz Betreiber von SteuVE erhalten, wenn sie am Modell des § 14a teilnehmen. Die Antwort ist auf den ersten Blick sehr einfach: flexible Netznutzungsentgelte. Im Kern bedeutet dies, dass SteuVE im § 14a-Modell von Vergünstigungen bei der Erhebung der Netznutzungsentgelte profitieren sollen, da ihre Leistung nicht mehr ganzjährig vollständig, sondern mit einer garantierten Mindestleistung pro SteuVE zur Verfügung steht. Wie die von der Beschlusskammer 8 der BNetzA vorgeschlagenen Regelungen zu flexiblen Netznutzungsentgelten genau aussehen, soll im Rahmen dieses Blogbeitrags näher beleuchtet werden.

Anwendungsbereich – Für wen gelten flexible Netzentgelte?

Damit der Betreiber einer größeren Verbrauchseinrichtung von flexiblen Netznutzungsentgelten nach dem Modell des § 14a EnWG profitieren kann, müssen zunächst zwei Voraussetzungen erfüllt sein: Die Verbrauchseinrichtung muss an das Niederspannungsnetz angeschlossen sein und es muss sich um eine SteuVE im Sinne der Verordnung nach § 14a EnWG handeln. Dies sind im Wesentlichen Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge oder Klimageräte. Ausnahmen gelten für Nachtspeicherheizungen. Die Inanspruchnahme der flexiblen Netznutzungsentgelte ist nur möglich, wenn die SteuVE am Modell des § 14a EnWG teilnimmt. Für Neuanlagen, die ab dem 01.01.2024 angeschlossen werden, ist eine verpflichtende Teilnahme vorgesehen. Betreiber von SteuVE müssen in diesem Fall nichts unternehmen. Für Bestandsanlagen gelten jedoch Übergangsfristen.

Sie müssen zum 01.01.2029 auf das neue NNE-Abrechnungssystem umgestellt werden. Für Nachtspeicherheizungen gelten die individuellen Vereinbarungen mit dem Netzbetreiber bis zur Außerbetriebnahme weiter. Altanlagen haben die Möglichkeit, entweder aktiv in das neue System zu wechseln oder nach Ablauf der Übergangsfrist zum 01.01.2029 in das neue Modell überführt zu werden.

Ausgestaltungsvarianten im Überblick – Wofür kann sich der VNE-Betreiber entscheiden?

Die Ausgestaltung der variablen Netzentgelte ist sehr umfangreich, wobei drei verschiedene Ansätze (von der BNetzA Module genannt) verfolgt werden. Eine Möglichkeit für den Betreiber einer SteuVE ist die Inanspruchnahme einer pauschalen Netzentgeltreduktion. Hierfür hat die Beschlusskammer der BNetzA eine Berechnungsformel entwickelt, in die die Kosten für das iMS, die Steuerbox, die Kosten für den Arbeitspreis sowie ein sogenannter Stabilitätsaufschlag einfließen. Der Berechnungsansatz geht somit von einer jährlichen Prämie für den Betreiber der Steuerbox aus. Bei unterjährigem Anschluss erfolgt eine taggenaue Abrechnung im jeweiligen Jahr. Die pauschale Netzentgeltreduktion folgt der Idee, dass die Prämie den Beitrag des Betreibers mit einer SteuVE zur Netzstabilität in der Niederspannung, die höhere Auslastung sowie die Kosten & Effizienzgewinne beim Netzausbau für alle Netznutzer angemessen ausgleichen soll. Die Höhe des pauschalen Abschlags darf das Netzentgelt, das der Netzbetreiber ohne pauschalen Abschlag am Zählpunkt (Messlokation) zu zahlen hätte, nicht überschreiten. Die NNE dürfen also nicht unter null sinken.

Betreiber, die sich für die pauschale NNE-Absenkung entschieden haben, können das sogenannte Anreizmodul (Modul 3) der variablen Netzentgelte in Anspruch nehmen. Die BNetzA verfolgt hierbei die Idee eines ergänzenden Anreizmechanismus zur pauschalen NNE-Absenkung. Die konkrete Ausgestaltung des Anreizmoduls obliegt dem jeweiligen Netzbetreiber. Als Rahmen gibt die BNetzA vor, dass das Anreizmodul aus drei Preisstufen besteht: dem Standardtarif, dem Hochlasttarif und dem Niederlasttarif. Für den Hochlasttarif gilt eine Preisobergrenze von maximal 100 % gegenüber dem Standardtarif und muss mindestens 2h pro Tag gelten. Für den Niederlasttarif gilt eine Preisobergrenze von maximal 80 % und mindestens 10 % im Vergleich zum Niederlasttarif. Damit entspricht die Tarifausgestaltung näherungsweise dem Tarifanwendungsfall 2, der in iMS abgebildet werden muss. Bei der Festlegung der Zeitzonen für die drei Preisstufen ist zu beachten, dass ein Kunde mit SteuVE weder besser noch schlechter gestellt werden darf als ein klassischer H0-Kunde. Die Festlegung der Preisstufen soll jährlich zum Stichtag 15.10. des Vorjahres erfolgen.

Alternativ kann der Betreiber der SteuVE eine prozentuale Reduktion des Arbeitspreises (Modul 2) in Anspruch nehmen. Voraussetzung für die Inanspruchnahme ist ein separater Zählpunkt für die SteuVE. Die prozentuale Entlastung wird von der BNetzA bundesweit auf 60 % des Arbeitspreises (ct/kWh) für die Entnahme ohne Lastgangmessung festgelegt. Durch den Einbau der getrennten Messeinrichtungen ist aus Kundensicht die Möglichkeit von zwei getrennten Abrechnungen gegeben. Darüber hinaus ist eine getrennte Verbrauchserfassung z. B. Voraussetzung, für die getrennte Teilnahme steuerbarer Verbrauchseinrichtungen an variablen Stromtarifen ohne Auswirkung auf den nicht verschiebbaren Haushaltsverbrauch oder für die Befreiung von Umlagen nach §§ 22 Abs. 1 i. V.m. 10 EnFG auf Netzentnahmen für Strom, der in einer elektrisch angetriebenen Wärmepumpe verbraucht wird.

Dem Betreiber der SteuVE stehen somit mehrere Möglichkeiten zur Verfügung, bei denen er selbst entscheiden muss, welche Variante für ihn den größeren wirtschaftlichen Vorteil bietet. Beratungsbedarf ist an dieser Stelle sicherlich vorprogrammiert. Betrachtet man nur die beiden Ansätze zur Netzentgeltreduzierung, sollte eine Abbildung in den bestehenden IT-Systemen sicherlich möglich sein, auch wenn Anpassungen erforderlich sind. So muss z. B. das Berechnungsformat für die pauschale Entlastung implementiert werden. Auch die variablen Netzentgelte in verschiedenen Zeitzonen sollten umsetzbar sein, hier haben wir in der Energiewirtschaft mit den heutigen HT-NT-Tarifen schon genügend Erfahrung. Komplex wird es sicherlich, wenn wir anfangen, massenhaft verschiedene Tarife miteinander zu kombinieren. Der Kunde wird spätestens ab 2025 die Möglichkeit haben, zwischen den Optionen des § 14a EnWG, dynamischen Tarifen oder klassischen, fixen Stromtarifen zu wählen. Hier den Kunden zu beraten, den optimalen Energievertrag mit einem maßgeschneiderten Risikoprofil zu ermitteln, dürfte aus Sicht des Lieferanten in jedem Fall eine Herausforderung darstellen. Aus Sicht des Netzbetreibers dürften die technischen Fragen deutlich herausfordernder sein als die Umsetzung der reinen NNE-Reduktion.

Messkonzepte, Baukostenzuschüsse, Abrechnung & Co. – Was ist zu beachten?

Neben den verschiedenen Punkten, welche bei der Ausgestaltung der flexiblen Netznutzungsentgelten möglich sind, gibt es weitere Anforderungen hinsichtlich des Messkonzepts, der Baukostenzuschüsse und der Abrechnung. Da die Umsetzung des Messkonzeptes aus Betreibersicht durchaus mit Mehraufwand verbunden sein kann, z. B. durch eine weitere Messeinrichtung für die SteuVE, stellt sich die Frage, wie sich dies auf die Kosten auswirkt. Hier sieht die BNetzA eine vermutlich nachteilige Regelung für den Messstellenbetrieb vor, da nur ein Grundpreis hinter dem Anschlusspunkt zulässig ist, unabhängig von der Anzahl der SteuVE oder separaten Messeinrichtungen.

Auf der anderen Seite haben Netzbetreiber die Möglichkeit, zukünftigen Betreibern von SteuVE eine Rabattierung des BKZ von bis zu 20 % zu ermöglichen. Die BNetzA sieht eine Rabattierung als möglich an, da die Anlage ja nicht permanent die maximale Anschlussleistung zur Verfügung stehe, weswegen eine Vergünstigung gerechtfertigt sei. Die Einführung der Vergünstigung obliegt jedoch dem Netzbetreiber. Für den Netzbetreiber stellt sich daher die Frage, ob er von dieser Vergünstigung Gebrauch machen möchte, da dies kurzfristig einen Liquiditätsverlust bedeutet, welchen er sich über die Jahre zurückholen kann, da erhobene Baukostenzuschüsse sich mindernd auf die Erlösobergrenze auswirken mit einer linearen Abschreibung von 20 Jahren.

Bzgl. der Ausgestaltung der Abrechnung von SteuVE kommen auf die Versorger zusätzliche Anpassungsmaßnahmen zu, da die reduzierten Netznutzungsentgelte separat auf der Rechnung auszuweisen sind. Befindet sich die SteuVE im Modul 1 (pauschale Reduzierung) ist die Reduzierung als eigene Position getrennt und transparent auszuweisen.

Fazit

Mit dem Modell der flexiblen NNE hat die BNetzA sicherlich ein aus Betreibersicht attraktives Angebot geschaffen, weshalb es sich lohnen könnte, am § 14a teilzunehmen, weshalb es durchaus wahrscheinlich sein könnte, dass auch eine Vielzahl von Bestandsanlagen in das Modell wechseln könnte. Auch die Umsetzung scheint mit verhältnismäßigem Aufwand machbar, da die Vergünstigung entweder komplett statisch berechnet wird oder über einfache Berechnungsansätze wie einen prozentualen Abschlag oder unterschiedliche Preise für verschiedene Zeitscheiben, die es heute schon bei den klassischen HT-NT-Tarifen gibt.

Mit Blick auf weitere kommende Instrumente wie z. B. dynamische Tarife dürfte es aus Verbrauchersicht spannend werden, den richtigen Mix an Instrumenten zu finden, um das bestmögliche Ergebnis aus Kundensicht (Preis, Komfort, Risikobereitschaft etc.) zu erzielen. Die verschiedenen Marktsignale könnten sich teilweise widersprüchlich zueinander verhalten, sodass die Komplexität der Tarifgestaltung deutlich zunehmen könnte. Insgesamt dürfte sich daher in den nächsten Jahren ein völlig neuer, auf Preissignalen basierender Markt entwickeln, der jedoch nicht das Ende des klassischen, fixen Jahresstromtarifs bedeutet. Vielmehr wird es darauf ankommen, den Kunden und seine Bedürfnisse genau zu analysieren und das für ihn passende Produkt auszuwählen. Es wird wohl ähnlich wie bei einer Bankberatung sein, das Chancenpotential gegen die Risikoaffinität des Kunden abzuwägen und das entsprechende Produkt auszuwählen. Kunden, die heute auf Festgeld setzen, werden vermutlich bei der sicheren jährlichen Verzinsung bleiben, während aktienaffine Menschen durchaus auf dynamische Marktsignale zurückgreifen, um ein besseres finanzielles Ergebnis zu erzielen. Es bleibt also mit Spannung abzuwarten, wie sich das Thema entwickelt.

Gebäudestrom – Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung – die neue Mieterstromalternative?  

Gebäudestrom: Kommt eine neue Alternative zum Mieterstrom?

Die Frage, wie Bewohner von Mehrfamilienhäusern besser an der Energiewende beteiligt werden können, beschäftigt Politik und Energiewirtschaft schon lange. Die Idee von Mieterstromprojekten ist bislang nicht so recht in Fahrt gekommen, auch wenn das Thema langsam Fahrt aufnimmt. Ein wesentlicher Grund dafür ist sicherlich die Komplexität und die hohen Umsetzungshürden für unerfahrene Akteure in der Energiewirtschaft. Die komplexeren Messkonzepte, Bilanzierungspflichten oder der erhöhte Abstimmungsaufwand zwischen den energiewirtschaftlichen Marktrollen dürften wesentliche Gründe dafür sein, dass Mieterstromprojekte bisher nicht durchstarten konnten und teilweise auch heute noch nicht können. Insofern ist es zu begrüßen, dass die Politik z. B. mit dem Gemeinschaftsstrom nach Lösungen sucht, wie die Nutzung von PV-Strom in Mehrfamilienhäusern von Gewerbeimmobilien verbessert werden kann.

Mit der Suche nach einfacheren Mieterstrommodellen folgt der Gesetzgeber den Zielen der EU, die Zugangsvoraussetzungen und regulatorischen Hürden für Mieter weiter zu senken. In diesem Blogbeitrag soll daher näher beleuchtet werden, wie das vorgeschlagene Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung ausgestaltet ist, welche Vor- und Nachteile es hat und vor welchen Herausforderungen die Energiewirtschaft bei der Umsetzung stünde.

Gebäudestrom: Funktionsweise des neuen Modells

Nach dem ersten Entwurf des BMWK zum Gebäudestrom sieht das gemeinschaftliche Gebäudestrom-Modell eine Entkopplung von Anlagenbetreiber- und Versorgerrolle vor. Demnach könnten Gebäudeeigentümer zukünftig die Möglichkeit erhalten, selbst eine PV-Anlage zu betreiben und die Nutzer des Gebäudes (Mieter, Eigentümer) an der erzeugten Strommenge zu beteiligen. Dazu muss der Anlagenbetreiber mit den teilnehmenden Haushalten einen sogenannten Gebäudestromvertrag abschließen. Die Teilnehmer haben die Möglichkeit, vertraglich einen relativen Anteil an der erzeugten Strommenge der Anlage zu erwerben. Insofern hat der Letztverbraucher einen ideellen Anteil an der Erzeugungsanlage. Dieser Anteil ist jedoch insofern nur ideell, als er sich nur auf den Verbrauch des von der Erzeugungsanlage erzeugten Stroms und nicht auf die Anlage selbst bezieht.

Der Vertrag räumt den teilnehmenden Letztverbrauchern das Recht ein, die von der Gebäudestromanlage erzeugte elektrische Energie in Höhe des anhand eines Verteilungsschlüssels ermittelten Anteils zu nutzen und legt einen entsprechenden Verteilungsschlüssel fest. Darüber hinaus enthält der Vertrag eine Vereinbarung über den Betrieb, die Wartung und Instandhaltung der Gebäudeenergieanlage sowie die Kostentragung hierfür. Die Finanzierung erfolgt somit über eine jährliche Umlage für die Abnahme des Jahresanteils. Eine mengenbezogene Abrechnung findet nicht statt. Aus diesem Grund muss der Betreiber auch keine vollständige Abrechnung im Sinne des EnWG durchführen, sondern es genügt eine vereinfachte Abrechnung nach § 40a und § 40b Abs. 1 bis 4 EnWG.

Der Anlagenbetreiber ist in diesem Modell nicht wie ein klassischer Lieferant für die komplette Stromlieferung verantwortlich. Jede Partei sucht sich einen Lieferanten für die Restlieferung (im Zweifel den Grundversorger). Der Anlagenbetreiber hat jedoch für die Umsetzung des erforderlichen Messkonzeptes zu sorgen. Der erzeugte Strom gilt aus Sicht des Teilnehmers als Eigenverbrauch, wenn Verbrauch und Erzeugung in derselben Viertelstunde erfolgen. Es gilt der Grundsatz, dass nur so viel Menge auf alle Teilnehmer verteilt wird, wie in der jeweiligen Viertelstunde erzeugt und gemessen wurde. Dem Verbraucher kann nicht mehr Menge zugeordnet werden, als er in der Viertelstunde verbraucht hat. Zusätzlich wird der Eigenverbrauch durch einen festgelegten Verteilschlüssel nach oben begrenzt. Hierbei ist zwischen einem statischen und einem dynamischen Schlüssel zu unterscheiden.

Bei einem statischen Schlüssel wird ein konstanter Anteil in der jeweiligen Viertelstunde festgelegt, der vom Nutzer genutzt werden kann, solange Verbrauch und Erzeugung zeitgleich stattfinden. Bei einer dynamischen Verteilung hingegen kann der Anteil innerhalb der Viertelstunde flexibel verteilt werden, z. B. wenn ein Teilnehmer seinen Anteil in der jeweiligen Viertelstunde z. B. aufgrund eines geringen Strombedarfs nicht voll ausschöpfen kann. Eine zusammenfassende Darstellung des Modells kann der folgenden Abbildung entnommen werden:

Gebäudestrom: Vor- und Nachteile auf einen Blick

Der Ansatz, die Komplexität des Gebäudestroms durch die Trennung der Rollen des Anlagenbetreibers und des klassischen Energieversorgers zu reduzieren, ist zu begrüßen und lässt erwarten, dass das Modell aus Nutzersicht einfacher, transparenter und übersichtlicher wird. Auch der Verzicht auf unterjährige Informationspflichten zum Eigenverbrauch und die Reduzierung der Anforderungen an die Rechnungslegung sind ein sinnvoller Schritt. Gleichzeitig ist eine hohe Investitionssicherheit für den Anlagenbetreiber gegeben, da die Finanzierung über eine jährliche Umlage erfolgt und nicht mehr mengenabhängig ist. Ein Vorteil für die Teilnehmer ist der günstigere Strompreis bei gleichzeitiger Beibehaltung der freien Lieferantenwahl.

Allerdings hat das Modell auch einige Nachteile, die vor der Einführung des Gebäudestrommodells abgewogen werden sollten. Im Gegensatz zum Mieterstrommodell besteht aus Sicht des Anlagenbetreibers kein Anspruch auf die Inanspruchnahme des Mieterstromzuschlags. Hinzu kommt, dass die Eigenverbrauchsmenge des Teilnehmers je nach Ausgestaltung des Gebäudestromnutzungsvertrages durch den Verteilungsschlüssel gedeckelt ist. Damit besteht aus Teilnehmersicht ggf. kein Anreiz, den Eigenverbrauch über die nach dem (statischen) Verteilschlüssel zugeordnete Verbrauchsmenge hinaus zu erhöhen. Hinzu kommt, dass das Modell für institutionelle Immobilieneigentümer zu kurz greifen könnte, da deren Anforderungen i. d. R. weitergehender sind (z. B. Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen etc.). Ob der potenzielle Eigenverbrauch durch die Nutzung eines „Gemeinschaftsspeichers“ optimiert werden kann, lässt sich aus dem Gesetzesentwurf noch nicht ableiten.

Gebäudestrom: Hemmnisse aus energiewirtschaftlicher Sicht und alternative Konzepte

Darüber hinaus erscheint das Modell noch nicht zu Ende gedacht, da eine Vielzahl von energiewirtschaftlichen Anforderungen noch nicht durchdacht zu sein scheint. Das Modell bedeutet voraussichtlich eine deutliche Verkomplizierung für Residuallieferanten, Messstellenbetreiber und Netzbetreiber, wobei insbesondere die Frage der Bilanzierung ungeklärt ist. Durch die Lieferung der Energie aus der PV-Anlage und der Reststromlieferung aus dem Netz (z. T. mit virtuellen Messwerten) hat der Letztverbraucher in der gleichen Viertelstunde zwei Lieferanten, was energiewirtschaftlich derzeit nicht abbildbar ist. Unklar ist auch, welche Energielieferung (Gebäudestrom oder Reststrom) die Wahl des MSB bestimmt. Hinzu kommt ein weiteres Problem, auf das der BDEW bereits im Juni hingewiesen hat: „Die Residuallieferungen werden in der Regel als All-Inclusive-Verträge inklusive Messstellenbetrieb und Netzentgelten angeboten. Hier muss es klare Regelungen geben. Die rein virtuelle Verrechnung führt dazu, dass die originären Viertelstundenzählerstände aus dem intelligenten Messsystem von den vom Messstellenbetreiber für den jeweiligen Lieferanten abgegrenzten und mitgeteilten Zählerstandsdaten abweichen und ggf. zu einem Informations- und Transparenzdefizit gegenüber dem Kunden mit erhöhtem Clearingaufwand führen.“ Diese Problematik würde sich bei Anwendung des virtuellen Summenzählermodells noch verschärfen. Zudem führt das Modell zu einem erhöhten Informationsaufwand beim Netzbetreiber, da im Gebäudestrommodell der Anlagenbetreiber nur eine Informationspflicht über den Verteilungsschlüssel gegenüber dem Netzbetreiber hat. Dieser müsste die Information gemäß den Pflichten der MaKo mit allen relevanten Akteuren teilen.

Alles in allem erscheint das derzeitige Konzept des Gebäudestroms gut gemeint und auf den ersten Blick logisch und einfach, aber energiewirtschaftlich schwer umsetzbar. Das heißt aber nicht, dass es keine bessere, weniger verwaltungsaufwändige Alternative gibt. Eine Möglichkeit wäre, den Modellvorschlag des BDEW zum Gebäudestrom zu übernehmen. Dabei würde die PV-Anlage als Volleinspeiser mit der regulären EEG-Vergütung in Betrieb genommen und ein zusätzlicher Zuschlag gezahlt. Mit den zusätzlichen Einnahmen könnten die Nebenkosten für die Bewohner gesenkt werden. Gleichzeitig sollte der Strom aus der PV-Anlage zu verbesserten Konditionen in die Energiebilanzierung nach § 23 GEG einbezogen werden. Als Verteilungsschlüssel würde die Wohnungsgröße dienen. Der Vorteil dieses Modells wäre, dass keine aufwendige Bilanzierung, kein neues Messkonzept etc. erforderlich wäre. Die Umsetzung wäre sofort möglich.

Fazit

Die Wahrscheinlichkeit, dass das Modell der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung in der derzeit vorgeschlagenen Konstellation umgesetzt wird, ist aufgrund der hohen energetischen Anforderungen als gering einzustufen. Es ist jedoch davon auszugehen, dass der Gesetzgeber neue Alternativen zu den klassischen Mieterstrommodellen beschließen wird, um zum einen den Anforderungen der EU gerecht zu werden und zum anderen die Nutzung von PV-Strom in Mehrfamilienhäusern endlich voranzubringen, da die derzeitige Entwicklung von Mieterstromprojekten bei weitem nicht ausreicht.

Ob der Vorschlag des BDEW für einen einfacheren Ansatz zur Senkung der Nebenkosten umgesetzt wird, bleibt sicherlich abzuwarten. Der Vorschlag zeigt aber, dass deutlich einfachere Modelle existieren und auf den Markt kommen werden. Die Idee, diese Modelle z. B. mit der energetischen Bilanzierung des Gebäudes zu verknüpfen, wie es der BDEW vorschlägt, wäre sicherlich zu begrüßen, da dies zwei Vorteile hätte: Zum einen würde der Wert der Immobilie steigen, da dieser zunehmend mit der energetischen Bilanzierung korreliert, zum anderen würden die laufenden Kosten der Bewohner sinken, was neben den finanziellen Einsparungen auch die Akzeptanz der Bürger für die Umsetzung der Energiewende erhöht. Alles in allem ist es daher gut, dass die Diskussion um alternative Lösungen zum Mieterstrommodell langsam Fahrt aufnimmt, auch wenn wir bei der Lösungsfindung wohl noch lange nicht am Ziel sind.

Digitalisierung im Bauwesen: BIM als Schlüssel zur Effizienzsteigerung

Marode Brücken und Autobahnen, sanierungsbedürftige Kindergärten und Schulen sowie ein Mangel an bezahlbarem Wohnraum – auf die deutschen Kommunen kommen in den nächsten Jahren hohe Investitionen für den Neu- und Umbau sowie die Sanierung ihrer Infrastruktur zu. Neben steigenden ökologischen und energetischen Anforderungen stellen explodierende Baukosten und ein Mangel an Fachkräften die Kommunen vor Herausforderungen. Unterbesetzte Bauämter und ausgelastete Planungsbüros werden trotz voller Auftragsbücher nicht selten zum limitierenden Faktor im kommunalen Baugeschehen. Viele Projekte scheitern bereits in der Planungsphase.

Bauvorhaben zu beschleunigen und Planungsprozesse effizienter zu gestalten, ist daher ein großes Anliegen von Politik, Verwaltung und Bauwirtschaft. Viele Bauakteure setzen große Hoffnungen in die Digitalisierung und Automatisierung von Planungs- und Steuerungsprozessen. Ein vielversprechender Ansatz ist in diesem Zusammenhang das sogenannte BIM (Building Information Modeling), das derzeit – befördert durch bundespolitische Beschlüsse – auch auf kommunaler Ebene an Relevanz gewinnt. Doch was ist das überhaupt und wie ist der Status Quo?

Nachhaltigkeit, Energieeffizienz und Klimaschutz als drängende Anforderungen

Selten war Bauen so kompliziert wie heute: Seit Jahren steigen die Anforderungen an Nachhaltigkeit, Energieeffizienz und Klimaschutz durch gesetzliche Vorgaben kontinuierlich. Steigende Material- und Energiekosten sowie Zinserhöhungen und Reallohnverluste gefährden vielfach die Baufinanzierung privater, aber auch öffentlicher Bauherren. Diskussionen, Proteste und Klagen über die Zulässigkeit von Bauvorhaben gehören mittlerweile auch im kommunalen Bauwesen zum Alltag. Eine nachvollziehbare und transparente Abwägung zwischen ökonomischen, ökologischen und sozialen Belangen spielt daher eine immer entscheidendere Rolle. Ein stetig wachsender Mangel an Fachkräften für Planung und Umsetzungsbegleitung in Bauunternehmen, Planungsbüros und Bauämtern führt zudem dazu, dass trotz voller Auftragsbücher in der Bauwirtschaft die Umsetzung massiv hinter den Ambitionen zurückbleibt. Das Ziel der Bundesregierung beispielsweise, jährlich 400.000 neue, bezahlbare und klimafreundliche Wohnungen zu bauen, dürfte angesichts der aktuellen Bauzahlen unerreichbar sein.

Angesichts dieser komplexen Ausgangslage und der begrenzten Planungskapazitäten wächst der Bedarf an Instrumenten und Methoden zur Effizienzsteigerung der Planungs-, Bau- und Betriebsprozesse. Neben finanziellen Anreizen und der Straffung von Genehmigungsverfahren steht der Einsatz digitaler Lösungen zur Effizienzsteigerung weit oben auf der politischen Agenda. Und auch in der Bauwirtschaft wächst das Bewusstsein für die großen Potenziale vernetzter Planungs- und Steuerungsprozesse.

Was ist Building Information Modeling (BIM)?

BIM steht für Building Information Modeling und beschreibt einen methodischen Ansatz zur softwaregestützten Planung und Bewirtschaftung von Bau- und Infrastrukturobjekten mit Hilfe verschiedener digitaler Modellierungsverfahren. Hierbei werden planungs-, bau- und betriebsrelevante Daten digital erfasst und zu einem dreidimensionalen Bauinformationsmodell (BIM-Modell) des Bauobjektes kombiniert, das verschiedenste Lebenszyklusphasen des Objekts (Entwurf, Planung, Ausführung, Betrieb, Abriss) digital abbilden kann. Das BIM-Modell dient den Planungsbeteiligten als zentrale Wissensbasis, über die Informationen z. B. zur Kostenschätzung, Mengenermittlung oder Terminplanung abgerufen und ausgetauscht werden können. Planungs- und Ausführungsinformationen werden somit nicht mehr wie bisher in Zeichnungen, Tabellen und anderen Dokumenten bei unterschiedlichen Akteuren erfasst, sondern direkt in ein gemeinsames virtuelles BIM-Modell integriert.

Im Rahmen von BIM-Projekten gibt es in der Regel kein einheitliches BIM-Modell, in dem alle Informationsaspekte zusammengeführt werden, sondern viele Fachmodelle, die nach Gebäudeabschnitten oder auch Themenschwerpunkten aufgeteilt sind und in einem Koordinationsmodell zusammengeführt werden. Das Architekturmodell bildet dabei in der Regel das Referenzmodell für die Fachplanungen.

Die Arbeitsmethode BIM ermöglicht eine modellbasierte Kommunikation und sorgt damit für einen effizienteren Informations- und Wissenstransfer zwischen den Planungsbeteiligten, wodurch Informationsverluste reduziert, Zeit und Kosten eingespart und ein durchgängiger Workflow gewährleistet werden können. Gleichzeitig kann durch den ganzheitlichen, datenbasierten und prozessorientierten Ansatz die Qualität von Planung, Betrieb und Instandhaltung von Gebäuden und Infrastrukturen gesteigert werden. Im Idealfall können durch die Modellierung von Bauwerken und die Simulation von Prozessen Entscheidungsprozesse transparenter gestaltet werden, was zu einer konfliktärmeren Kommunikation beitragen kann.

Als europäische Vorreiter in Sachen BIM gelten Großbritannien, die Niederlande und die skandinavischen Länder. Hier ist vor allem die öffentliche Hand die treibende Kraft, die BIM-Projekte fordert. Finnland beispielsweise hat seine Baugenehmigungsverfahren weitgehend digitalisiert. Verwaltungsdaten, erteilte Baugenehmigungen sowie Stadt- und Katasterpläne und dreidimensionale Gemeindemodelle sind in der Regel im offenen Format „CityGML“ des Open Geospatial Consortium verfügbar.

Warum wird BIM für das kommunale Bauwesen wichtiger?

Virtuelle Gebäude- und Infrastrukturmodelle werden bereits seit einigen Jahren in der Bauwirtschaft und Gebäudetechnik eingesetzt. In den letzten Jahren gewinnt BIM aber auch darüber hinaus in der Wohnungswirtschaft sowie bei Verwaltungen und Behörden an Bedeutung. Durch die virtuelle Modellierung von Bauobjekten und die Simulation verschiedener Lebenszyklusphasen werden hier enorme Effizienzsteigerungen bei der Planung, Genehmigung, Realisierung und dem laufenden Betrieb von Gebäuden und Infrastrukturen erwartet.

Im aktuellen Koalitionsvertrag für die 20. Legislaturperiode1 werden die Digitalisierung und Vereinfachung von Bauvorhaben als zentrale Bausteine zur Umsetzung der bau-, wohnungs- und klimapolitischen Ziele benannt. Die Einführung offener, interdisziplinärer BIM-Ansätze spielt dabei eine wichtige Rolle, um Planungs- und Genehmigungsverfahren zu beschleunigen.

Seit Ende 2020 ist BIM für Hochbauprojekte des Bundes bereits verpflichtend und soll sukzessive auch für andere Bundesbauprojekte (u. a. Bundesfernstraßen, Wasserstraßen etc.) zur Regel werden, in der Hoffnung, dass möglichst viele weitere öffentliche Auftraggeber von Bund, Ländern und Kommunen, aber auch private Auftraggeber folgen.

Um der BIM-Methode in Deutschland zum Durchbruch zu verhelfen, wurde im Oktober 2022 ein öffentliches BIM-Portal des Bundes freigeschaltet, das öffentlichen Auftraggebern Merkmale, Auftraggeber-Informationsanforderungen (AIA) und Objektvorlagen für Vergabeverfahren liefert.

Auch auf der Ebene der Landesregierungen wird die Einführung der BIM-Methodik bei der Planung öffentlicher Bauvorhaben verstärkt vorangetrieben. Abgesehen von Leitfäden gibt es jedoch noch keine Verpflichtungen zur Anwendung von BIM im kommunalen Bauwesen, weitere Entwicklungen sind jedoch zu erwarten.

Mit zunehmender Bedeutung und Nutzung steigt auch der Standardisierungsbedarf im Bereich BIM. So beschäftigen sich nationale und internationale Normungsorganisationen und Verbände (u. a. DIN, CEN, ISO, VDI) bereits seit einigen Jahren mit der Normung und Standardisierung von BIM-Prozessen.

Trotz der vielfältigen Vorteile BIM-basierter Arbeitsmethoden und der lauten Forderungen nach einer beschleunigten Digitalisierung des Bauwesens kommt die flächendeckende Einführung in Deutschland bislang nur schleppend voran. Insbesondere auf regionaler und kommunaler Ebene gibt es bislang nur vereinzelte Pilotprojekte, wie z. B. BIM-Ruhr. Dabei zeigen Erfahrungen aus anderen Ländern, dass die erfolgreiche Umsetzung von BIM maßgeblich von der Einführung in die lokale Praxis und damit auch vom öffentlichen Sektor abhängt. Ein wesentlicher Grund für die Umsetzungsschwierigkeiten ist sicherlich der erhebliche Mangel an kompetentem und erfahrenem Personal in den betroffenen Organisationen und in den Verwaltungen selbst. Hinzu kommen das Fehlen standardisierter BIM-Prozesse für das kommunale Bauwesen, Unsicherheiten bei der Finanzierung des (anfänglichen) Mehraufwandes und die oft mangelnde Datenverfügbarkeit und -qualität. 

BIM ist eine infrastrukturelle Herausforderung

Wie der Name Building Information Modeling bereits beschreibt, sind BIM-Modelle in erster Linie Informationsmodelle, die das Bauwerk, Prozesse, Aufgaben, Systeme, Eigenschaften und Beziehungen in digitaler Form beschreiben. Da BIM aber auch ein Prozess ist, der maßgeblich auf Kooperation, Zusammenarbeit und Kommunikation verschiedener Fachdisziplinen basiert, sind Absprachen zwischen den Projektbeteiligten über einzuhaltende Standards für Modellinhalte, Datenmanagement und Koordination erforderlich. Eine leistungsfähige Modellierungssoftware allein reicht daher nicht aus. Vielmehr müssen die eingesetzten Systeme auch in der Lage sein, Daten aus unterschiedlichen Quellen zu verarbeiten und in geeigneter Weise zur Verfügung zu stellen. Die Herausforderung besteht insbesondere darin, durch klare Regeln und einen abgestimmten Softwareeinsatz einen strukturierten Datenaustausch zwischen den Planungsbeteiligten und eine passgenaue Bereitstellung der benötigten Informationen zu ermöglichen.

Hierbei spielen zum einen praxistaugliche, hersteller- und gewerkeunabhängige Austauschformate eine Rolle, wie sie beispielsweise im Bereich BIM unter dem Stichwort „openBIM“ von nationalen und internationalen Organisationen, Fachverbänden und Vereinen (u. a. buildingSMART, VDI, DIN, CEM u. v. m.) vorangetrieben werden.

Darüber hinaus müssen aber auch geeignete Dateninfrastrukturen für die Erfassung, Speicherung, Integration, Verwaltung, Bereitstellung und Analyse der relevanten Daten aus unterschiedlichsten Quellen geschaffen werden. Insgesamt handelt es sich aufgrund der Heterogenität der Ausgangsdaten im Kontext von BIM um eine oftmals außerordentlich umfangreiche Aufgabe, deren Aufwand die erzielten Effizienzvorteile häufig schnell neutralisiert.

Angesichts des starken Wachstums datengetriebener Prozesse im kommunalen Umfeld und der Zunahme datenkonsumierender und -produzierender Fachanwendungen auch über BIM hinaus (z. B. im Kontext von Verkehrsplanung, Energieleitplanung, Umweltmonitoring etc.) kann es durchaus sinnvoll sein, auf lokaler Ebene übergreifende Dateninfrastrukturen in Form interoperabler Datenmanagementsysteme aufzubauen, die kommunale Daten an zentraler Stelle bündeln, für verschiedene Anwendungszwecke und Nutzer verwalten und damit Skaleneffekte ermöglichen. Unter der Bezeichnung „Urbane Datenplattform“ werden derzeit in einigen Städten bereits Pilotplattformen aufgebaut, die zukünftig als zentrale Drehscheibe für die Verwaltung kommunaler Daten dienen sollen.

Von statischen BIM-Modellen zu intelligenten Digitalen Zwillingen

BIM-Modelle sind ein n-dimensionales digitales Abbild eines Bauwerks mit seinen physikalischen und funktionalen Eigenschaften und damit grundsätzlich zumindest eine erste Evolutionsstufe des Digitalen Zwillings im Sinne einer digitalen Repräsentation eines Objekts. Da die allgemeine Definition eines Digitalen Zwillings inzwischen jedoch über die reine Abbildung hinaus auch Interaktionsmöglichkeiten zwischen virtueller und physischer Welt, d.h. einen dynamischen Echtzeit-Datenfluss sowie Steuerungsmöglichkeiten vorsieht, können die bislang meist statischen BIM-Modelle nur als erster Schritt in Richtung Digitaler Zwilling betrachtet werden. Hinzu kommt, dass der BIM-Ansatz in der Regel auf einzelne Bauwerke fokussiert ist und die Abhängigkeiten zu Nachbargebäuden, geschweige denn zum gesamten Stadtgebiet, bisher kaum berücksichtigt werden bzw. aufgrund der lückenhaften Datenbasis nicht betrachtet werden können. Von einer vollständigen virtuellen Abbildbarkeit ganzer Städte mit all ihren Wirkungszusammenhängen sind wir in Deutschland (aber auch international) wohl noch weit entfernt.

Ungeachtet dessen können die geometrisch-semantischen Datenstrukturen eines BIM-Modells ein Referenzmodell bilden, auf dem digitale Zwillinge aufbauen können und das kontinuierlich um dynamische Daten zum Gebäudeverhalten ergänzt und durch die Integration angrenzender Datenströme erweitert werden kann.

Einblicke in den neuen Entwurf des § 14a EnWG

§ 14a EnWG – Das neue Werkzeug für den Netzbetreiber

Wie sollen in Zukunft unsere Niederspannungsnetze fit für die Energiewende gemacht werden? Eine spannende Frage, welche die Branche seit Jahren diskutiert, wenn es um den Ausbau von Erneuerbaren Energien, neuen Verbrauchern (Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen etc.) geht. Da die Netze in der Vergangenheit überdimensioniert wurden, stellte sich diese Frage eigentlich nie, weswegen auch auf Mess- und Steuerungstechnik auf den unteren Netzebenen verzichtet werden konnte, da nur wenige Kraftwerke den Strom bereitstellten und dieser top-down transformiert wurde.

Mittlerweile ist jedoch ein Wendepunkt im Stromnetz in Sicht. Zwar haben wir nicht mehr die wenigen hundert konventionellen Anlagen, sondern bereits mehr als 2. Mio. Erzeugungsanlagen im Netz und ebenfalls eine große Anzahl neuer Verbraucher, trotzdem konnte das Netz diese meistens noch mit wenig Aufwand integrieren aufgrund der Überdimensionierung.

Durch das zunehmende Tempo der Regierung, die hohen Ausbauzahlen seit dem Krieg zwischen Russland und der Ukraine sowie der hohen Nachfrage der Kunden, ist eine Grenze der Stromnetzbelastung in einigen Bereichen schon heute absehbar. Aufgrund der knappen Zeitspanne wird es vermutlich nicht möglich sein, physikalisch das Netz schnell genug zu ertüchtigen, womit neue Lösungsansätze erforderlich sind, damit kein Netzbetreiber seinen Kunden den Anschluss an das Stromnetz verweigern muss. 

Aus diesem Grund erfolgt aktuell eine Evaluation der Bundesnetzagentur (BNetzA), wie mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen im Niederspannungsnetz zu verfahren ist, da dort die größte Anzahl von neuen Verbrauchern installiert wird. Hierzu hat die BNetzA im Juni 2023 nun den neuen, zweiten Entwurf vorgestellt, welche sich aktuell in der Diskussion befindet und endgültig zum 01.01.2024 inkrafttreten soll (Verschiebung nach hinten auf Grund der knappen Fristen ggf. Nicht ausgeschlossen). Da die Neuregelung der BNetzA größere Auswirkungen auf den Netzbetrieb haben dürfte, möchten wir mit diesem Blogbeitrag noch einmal einen Blick auf die neue Konsultationsfassung werfen.

Der Geltungsbereich und das grundlegende Funktionsprinzip

Alle Betriebsmittel eines Netzstrangs des Niederspannungsnetzes unter Einschluss der den Netzstrang versorgenden und unmittelbar mit diesen verbundenen Transformatoren. Die Verordnung gilt für Neuanlagen ab dem 01.01.24,, für ältere Anlagen gelten Übergangsbestimmungen. Anwendung findet die Verordnung nicht für Betreiber von geschlossenen Verteilnetzen nach § 110 EnWG und für Ladepunkte für Elektromobile von Institutionen mit Sonderrechten § 35 Abs.1 / 5a StVO. Höhere gelagerte Netzebenen sind also nicht von der Verordnung betroffen.

Allgemein sind von der Definition steuerbaren Verbrauchseinrichtung (SteuVE) folgende Verbraucher erfasst:

  • Ladepunkt für Elektromobile, der kein öffentlich zugänglicher Ladepunkt im Sinne des § 2 Nr. 5 LSV ist,
  • eine Wärmepumpenheizung unter Einbeziehung von Zusatz- oder Notheizvorrichtungen (z. B. Heizstäbe),
  • Anlage zur Raumkühlung oder
  • Anlage zur Speicherung elektrischer Energie (Stromspeicher) hinsichtlich Einspeicherung

Grundlegendes Funktionsprinzip

Der Grundgedanke des § 14a EnWG ist, dass dieser zur Anwendung kommt, wenn es zu kritischen Netzsituationen im Niederspannungsnetz kommt oder diese erwartbar sind. In diesem Fall hat der Netzbetreiber das Recht, eine sog. netzorientierte Steuerung durchzuführen. Die Ermittlung eines netzkritischen Zustands erfolgt mittels einer Netzzustandsermittlung. Die Netzzustandsermittlung besteht aus „aktuellen Messungen des jeweiligen Netzbereichs unter Berücksichtigung von Netzmodellen und -berechnungen abgeleitete Auslastung eines Netzbereichs. Für die Ermittlung der objektiven Erforderlichkeit einer Maßnahme hat dies nach aktuellem Stand der Technik zu erfolgen. Die Einhaltung des aktuellen Standes der Technik wird vermutet, wenn in die Netzzustandsermittlung eines Netzbereichs Netzzustandsdaten von mindestens 20 Prozent aller Anschlussnehmer des Netzbereiches oder Netzzustandsdaten der Trafoabgänge in Kombination mit Messungen bei mindestens 10 Prozent aller Anschlussnehmer, jeweils in minütlicher Auflösung, einfließen.“

Erst wenn die Netzzustandsermittlung eine kritische Netzsituation ergibt, darf eine netzorientierte Steuerung durchgeführt werden. Allgemein gilt, dass es sich bei der netzorientierten Steuerung um eine ultima ratio Maßnahme handelt. Die Reduzierung der Leistung des Anschlussnehmers muss geeignet, objektiv und erforderlich sein.

Der Netzeingriff muss sich nach den Vorgaben der BNetzA auf den notwendigen Umfang beschränken. Aus diesem Grund muss die Intensität und Dauer verhältnismäßig sein und darf sich nur über den Zeitraum des kritischen Netzzustandes erstrecken. Das Heranziehen der SteuVE hat diskriminierungsfrei zu erfolgen (gleiche Wirkung aller SteuVE auf Entlastung wird angenommen). Es erfolgt aber keine zahlenmäßige oder zeitbezogene Limitierung der netzorientierten Steuerung. Eine Mindestbezugsleistung der SteuVE von 4,2 kW wird immer sichergestellt. Sind mehrere SteuVE hinter einem Netzanschlusspunkt installiert, ist die Anzahl der SteuVE mit der Leistung von 4,2 kW zu multiplizieren sowie einem vorgegebenen Gleichzeitigkeitsfaktor. Das Ergebnis ist die Mindestleistung, welche dem Anschlussnehmer zu garantieren ist.

Die Zuständigkeit des Netzbetreibers endet somit am Netzanschlusspunkt. Durch ein Steuerungssignal wird dem Anschlussnehmer signalisiert, dass er seine Leistung zu reduzieren hat. Die konkrete Reduktion der Leistung kann dann entweder über ein internes Energiemanagement erfolgen, welches selbst die Abregelung der Verbraucher hinter dem Netzanschlusspunkt koordiniert oder durch einen Direktanschluss der SteuVE, dessen Leistung direkt gedrosselt wird.

Wichtig hervorzuheben ist, dass eine Drosselung der Leistung durch den Netzbetreiber ausschließlich bei kritischen Netzsituationen zulässig ist und nicht um Flexibilitätspotentiale des Kunden zu erhaben. Durch die Teilnahme am § 14a EnWG sollen Betreiber von SteuVE aber eine Entlastung über die Netznutzungsentgelte (NNE) erhalten. Da zum 01.01.2024 vermutlich alle Netzbetreiber aber noch nicht in der Lage sein werden, das Niederspannungsnetz ertüchtigt zu haben, um die Vorgaben der BNetzA umzusetzen, ist zwischen zwei Modellen zu differenzieren, wie eine Umsetzung zu erfolgen hat:

Das Übergangsmodell und das Regelmodell des § 14a

Um zeitnah mit der Umsetzung des § 14a EnWG starten zu können in 2024, hat die BNetzA die Möglichkeit eines Übergangsmodells zugelassen, welches bis maximal zum 31.12.2028 gilt. Anwendung findet das Übergangsmodell immer dann, wenn es zu einem Eintritt einer Grenzwertverletzung und die technischen Gegebenheiten zur Steuerung von Verbrauchsanlagen nicht gegeben sind. Einbezogen werden dürfen in diesem Fall alle Anlage, welche zur Behebung des netzkritischen Zustands nötig sind. Als konkrete Maßnahme erfolgt eine präventive Abregelung der Anlagen, wenn der Netzbetreiber den Eintritt einer netzkritischen Situation mit einer hohen Wahrscheinlichkeit als gegeben erachtet. Ab dem Zeitpunkt der erstmaligen Durchführung der präventiven Steuerung im betreffenden Netzbereich darf der Netzbetreiber maximal 24 Monate das Instrument des präventiven Steuerns anwenden. Auch in diesem Fall ist zugunsten des Betreibers einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung die Gewährung einer jederzeitigen netzwirksamen Leistungsbezuges von mindestens 4,2 kW sicherzustellen. Das präventive Steuern ist auf zwei Stunden täglich beschränkt.

Nach Ablauf der 24 Monate bzw. spätestens zum 01.01.2029 ist das Regelmodell anzuwenden. Hierbei handelt es sich um ein allgemeines Monitoring, welches den Eintritt von Grenzwertverletzungen überwacht. Die Ermittlung der Grenzwertverletzung erfolgt über die Netzzustandsermittlung. Die Drosselung der Leistung ist erst zulässig, wenn eine Grenzwertverletzung vorliegt. Somit handelt es sich um ein reaktives Steuern bzw. von der BNetzA netzorientiertes Steuern bezeichnet.

Zur Umsetzung des netzorientierten Steuerns, ist eine permanente Durchführung einer Netzzustandsermittlung erforderlich. Bei Eintritt von Grenzwertverletzungen erfolgt die Verringerung der Leistung am Hausanschluss innerhalb von 3 Minuten gleichmäßig auf alle Verbraucher im selben Netzbereich (alle Betriebsmittel hinter dem Netzstrang inkl. ONT). Die Gewährleistung einer Mindestleistung von 4,2 kW – bei mehreren Verbrauchern wird die Leistung addiert und mit einem Gleichzeitigkeitsfaktor multipliziert – ist ebenfalls sicherzustellen. Auf Wunsch des Betreibers können auch einzelne Verbraucher direkt gesteuert werden. Alternativ ist ein Energiemanagementsystem einzusetzen. Es erfolgt kein bilanzieller Ausgleich beim Lieferanten durch den Eingriff des Netzbetreibers. Außerdem gilt, dass der Steuerungsbefehl des Netzbetreibers Vorrang vor anderen Marktsignalen (Bsp. Preissignale in Form von dynamischen Tarifen) hat. 

Umsetzung des netzorientierten Steuerns durch unmittelbare Weitergabe der Reduzierung an die SteuVE
Umsetzung des netzorientierten Steuerns mittels Reduzierung durch EMS

Dokumentations- und Mitteilungspflichten

Allgemein gilt, dass der Netzbetreiber nicht berechtigt ist, willkürlich die Leistung von SteuVE zu drosseln. Um eine diskriminierungsfreie Behandlung sicherzustellen, haben die Netzbetreiber bestimmte Informationspflichten zu erfüllen. Hierzu gehört u. a. die „Anzahl der jeweiligen pro Netzbereich vorhandenen steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die Netzzustandsermittlungen, die zu einer netzorientieren Steuerung geführt haben sowie die Adressaten, Intensität und Dauer der Maßnahme; im Fall der präventiven Steuerung nach Ziffer 11.5 sind die zugrunde gelegten Berechnungen und durchgeführten Maßnahmen zu dokumentieren, alle Maßnahmen, die zur Vermeidung der Reduzierung des netzwirksamen Leistungsbezugs unternommen werden. Dies beinhaltet insbesondere Maßnahmen zur Optimierung, Verstärkung oder Ausbau des betroffenen Netzbereichs.“  Die Informationen sollen die Netzbetreiber auf einer zentralen Plattform veröffentlichen müssen, sodass eine transparente Kontrolle und Übersicht der Netzeingriffe möglich sind.

Ebenso haben die Betreiber bestimmte Auflagen zu erfüllen. Hierzu gehört u. a. eine Mitteilungspflicht zur Anmeldung der Anlage, aber auch zur dauerhaften Außerbetriebnahme. Im Gegenzug muss der Netzbetreiber den Betreiber der SteuVE eine bereitstellen, dass aktuell eine Steuerung stattfindet oder über den Zeitpunkt der präventiven Steuerung, wenn das Übergangsmodell zur Anwendung kommt. Ebenso besteht eine Informationspflicht an den Lieferanten, wie gesteuert wird (präventiv, netzorientiert) und wann. Der Anschlussnehmer wiederum hat dafür Sorge zu tragen, dass der Steuerungsbefehl des Netzbetreibers am Netzanschlusspunkt weiterverarbeitet wird.

Konzeptionspflichten gegenüber der BNetzA

Damit die Umsetzung des § 14a EnWG auch auf der technologischen Ebene funktioniert, haben die Netzbetreiber bis zum 01.10.2024 der BNetzA einigen Informationen und Konzepte vorzulegen, wie diese sich die Umsetzung der Verordnung vorstellen. Dazu zählen laut dem Entwurf folgende Punkte: 

  1. zu den Anforderungen an die technische Ausgestaltung der physischen und logischen Schnittstellen der Steuerbox zum Anschluss und zur Übermittlung des Steuerbefehls an eine steuerbare Verbrauchseinrichtung oder an ein Energiemanagementsystem,
  2. zu standardisierten technischen Möglichkeiten des Betreibers einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung, den jeweils zulässigen netzwirksamen Leistungsbezug unter gleichzeitiger Gewährleistung der Flexibilität nach Ziffer 4 einzuhalten,
  3. zum einheitlichen Vorgehen für die Durchführung von Netzzustandsermittlungen auf Basis von Messwerten in der Niederspannung unter Berücksichtigung des Standes der Technik. Dies beinhaltet auch Mindestanforderungen an die Qualität der Netzzustandsermittlungen, den Eingangsgrößen, dem Verhältnis von Plan- zu Messwerten sowie Vorgaben zur Rücknahme der Maßnahmen,
  4. zu den Mindestanforderungen der technischen Umsetzung und der Dokumentation eines Befehls durch die steuerbare Verbrauchseinrichtung oder dem Energie-Management-System des Anschlussnehmers im Sinne von Ziffer 4.5 und 4.6,
  5. zur Definition der technischen Parameter zur Annahme einer Gefährdung oder Störung im Netzbereich,
  6. zu einem bundeseinheitlichen Format für die Umsetzung der Veröffentlichungspflichten nach Ziffer 8.4.,
  7. zu dem anzuwendenden Gleichzeitigkeitsfaktor nach Ziffer 4.4.
  8. zum Entwurf eines Mustervertrags zwischen dem Betreiber und dem Netzbetreiber, der mindestens die in dieser Festlegung enthaltenen Vorgaben abdeckt.

Auf Basis der eingereichten Konzepte wird dann die BNetzA entscheiden, wie der technische Branchenstandard zum § 14a aussehen soll.

Fazit

Der Neubeschluss der Verordnung zum § 14a EnWG ist durchaus positiv zu werten. Die Netzbetreiber bekommen nun ein Werkzeug an die Hand, mit höheren Lasten im Niederspannungsnetz umzugehen, auch wenn das Netz noch nicht ertüchtigt wurde. Es wird weiterhin das Prinzip verfolgt, Kupfer statt die Digitalisierung voranzubringen, sodass das netzorientierte Steuern nur in Ausnahmefällen zur Anwendung kommen soll und bei Auftreten regelmäßiger Grenzwertverletzungen verpflichtet sind zu ertüchtigen, sollte sich der Rahmen der Anreizregulierung nicht ändern. Durch die Einführung einer verpflichtenden Netzzustandsermittlung und der Vorgabe einer Quote fernauszulesender Assets im Niederspannungsnetz in Minutenauslösung wird wiederum eine erste Grundlage für ein digitales Verteilnetz geschaffen.

Die Einführung einer Quote ist auch als richtig zu erachten, da eine flächendeckende Überwachung alle Betriebsmittel nicht notwendig ist, um eine Netzzustandsermittlung durchführen zu können.  Spannend dürfte jedoch sein, in welchen IT-Systemen die Netzzustandsberechnung erfolgt, da perspektivisch größere Datenmengen verarbeitet werden müssten und heutige Netzleitstellen, GIS-Systeme etc. entweder nicht für die Aufgabe geeignet oder vorbereitet sind. Auch das Thema des Datenmodells des Netzbetriebs, welches die Daten speichert und später verarbeitet, dürfte in der Diskussion wieder an Bedeutung gewinnen.

Außerdem sollte die Frage aufgeworfen werden, warum SteuVE nur gedrosselt, aber nicht hochgefahren werden dürfen. Zumindest bei Ladeinfrastruktur wäre dies sehr interessant. Nach ersten Gesprächen mit einigen Netzbetreibern sind kritische Netzsituationen vor allem durch den Zubau von PV-Anlagen im Niederspannungsnetz zu erwarten. Zur Entlastung des Netzes wäre es hilfreich, zusätzliche Verbrauchslasten im Netz hochfahren zu können. Dies sieht der § 14a EnWG in seinem zweiten Entwurf allerdings nicht vor. Auch der Umgang mit EE-Erzeugungsanlagen im Stromnetz wird im § 14a EnWG nicht geregelt. Allerdings finden sich hierzu zumindest einige Punkte im EnWG und EEG, wobei eine einheitliche Regelung für Verbraucher und Erzeuger in einem Konzept hilfreich gewesen wäre.

Daneben ist es schwer verständlich, warum die Verordnung zum 01.01.24 in Kraft treten soll, aber die Netzbetreiber erst 10 Monate später wissen, wie das technische Konzept aussehen soll. Daher ist es durchaus wahrscheinlich, dass die zeitlichen Fristen noch einmal überarbeitet werden.  

Alles in allem handelt es sich somit um einen spannenden Entwurf mit guten Ansatzpunkten, bei dem sicherlich noch nicht alle Punkte beantwortet sind und auch noch in der Praxis weitere hinzukommen werden. Weitere Informationen zu diesem Thema befinden sich auf der Seite der BNetzA, Beschlusskammer 6. Wenn ihr ansonsten noch Fragen oder Anregungen zu dem Beitrag habt, meldet euch gerne.

Trinkwassereinzugsgebieteverordnung – Neue Anforderungen für Betreiber von Wassergewinnungsanlagen 

Unser Trinkwasser ist ohne Frage eine der wichtigsten Lebensgrundlagen für uns Menschen. Gleichzeitig ist es jedoch auch eine der bedrohtesten Ressourcen. Obwohl die Erde zu 71 Prozent von Wasser bedeckt ist, kann nur ein Prozent dieser Wasservorräte als Trinkwasser genutzt werden.  

Auch im tendenziell als wasserreich geltenden Deutschland steht die Trinkwasserversorgung vor Herausforderungen. Ausgeprägte Hitze- und Dürreperioden sorgen auch hier dafür, dass Trinkwasser in einigen Regionen mitunter zum knappen Gut wird. Hinzu kommen Belastung mit Stoffen wie Nitrat, Pflanzenschutzmitteln, Bioziden und deren Metaboliten oder Mikroorganismen, die vielerorts die Trinkwasserqualität und damit auch die Gesundheit der Konsumenten gefährden. Die Ressource Wasser muss somit geschützt werden, um eine nachhaltige Entwicklung auch für nachfolgende Generationen zu ermöglichen. 

Mit einem Anschlussgrad von über 99 Prozent wird fast die gesamte Bevölkerung Deutschlands durch die öffentliche Wasserversorgung mit Trinkwasser versorgt. Über 5.800 Wasserversorgungsunternehmen betreiben hierfür in rund 16.000 deutschen Trinkwassereinzugsgebieten komplexe Infrastrukturen mit Entnahmebrunnen, Wasserwerken und Trinkwasserleitungen. Zur Gewährleistung einer hohen Wasserqualität und -verfügbarkeit sind die Wasserversorger an Schutzvorschriften für Trinkwasser gebunden, die in der deutschen Trinkwasserverordnung geregelt sind. 

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Gesetzesentwurf zur Trinkwassereinzugsgebieteverordnung (TrinkwEzgV) 

Am 16. Dezember 2020 ist die Richtlinie (EU) 2020/2184 des Europäischen Parlaments und des Rates vom über die Qualität von Wasser für den menschlichen Gebrauch (Neufassung der Trinkwasserrichtlinie, im Folgenden TW-RL) in Kraft getreten und musste bis zum 12. Januar 2023 in deutsches Recht umgesetzt werden. Ziel der Novellierung war u. a. die Implementierung eines risikobasierten Ansatzes für die Sicherheit der Trinkwasserversorgung. Brüssel hat bereits ein Vertragsverletzungsverfahren gegen die Bundesrepublik eingeleitet. 

Zur Umsetzung der Richtlinie in Deutschland sind neben Änderungen der Trinkwasserverordnung auch Anpassungen im Infektionsschutzgesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz erforderlich. Darüber hinaus soll zur Implementierung des in Artikel 7 und 8 der TW-RL genannten Risikomanagements eine Verordnung über Einzugsgebiete von Entnahmestellen für die Trinkwassergewinnung (Trinkwassereinzugsgebieteverordnung – TrinkwEzgV) erlassen werden. Hierfür wurde vom BMUV im April 2023 ein Referentenentwurf vorgelegt, welcher noch nicht innerhalb der Ampel-Koalition und mit anderen Ministerien abgestimmt ist. Änderungen sind also noch möglich. 

Risikobasierter Ansatz und umfassende Wasseruntersuchungen

Wichtigste Neuerung im Entwurf der TrinkwEzgV ist die verpflichtende Einführung eines risikobasierten Ansatzes für die Gewährleistung einer sicheren Trinkwasserversorgung und zur Verringerung des erforderlichen Aufbereitungsaufwands. Dieser soll die gesamte Versorgungskette, von der Wassergewinnung an Entnahmestellen im Einzugsgebiet über die Aufbereitung und Speicherung bis hin zur Verteilung des Wassers umfassen. 

Der risikobasierte Ansatz umfasst sowohl die Risikobewertung als auch das Risikomanagement in den Einzugsgebieten von Entnahmestellen für die Trinkwassergewinnung. Betreiber von Wassergewinnungsanlagen sollen dem Entwurf entsprechend erstmalig bis zum 12. Januar 2024 eine Risikobewertung durchführen. Anschließend müssen sie alle sechs Jahre eine Risikobewertung für die Einzugsgebiete von allen Trinkwasserentnahmestellen durchführen, an denen mehr als 10 m3 Wasser pro Tag entnommen oder aber mehr als 50 Menschen versorgt werden. Dies umfasst die Bestimmung und Darstellung des einzelnen Einzugsgebietes durch umfangreiche Beschreibungen zur geologischen, hydrogeologischen und hydrochemischen Situation. Auf Grundlage der Abgrenzung und Kartierung der einzelnen Einzugsgebiete ist eine Gefährdungsanalyse und Risikoabschätzung zu wassergefährdenden Stoffen und Flächennutzungen durchzuführen. 

Bis zum 1. Januar 2026 und danach alle sechs Jahre haben Betreiber von Wassergewinnungsanlagen zudem eine umfassende Wasseruntersuchung vorzunehmen, wobei die zu untersuchenden Parameter von der zuständigen Wasserbehörde jeweils ein Jahr im Voraus festgelegt werden. Bei Bedarf können Untersuchungsumfang und -intervall durch die Behörden angepasst werden. Untersuchungen und Probennahmen, dürfen dabei nur von akkreditierten (nach Norm EN ISO/IEC 17025 oder einer anderen, gleichwertigen, international anerkannten Norm) Untersuchungsstellen durchgeführt werden. 

Aufbauend auf den Daten der Bewertung und den Untersuchungen ist ein behördenseitig ein Risikomanagement zu entwickeln, welches Risiken durch Verunreinigungen oder Belastungen des Wassers rechtzeitig vorgebeugt oder ihnen entgegengewirkt bzw. diese minimiert.  Dabei ist es Aufgabe die zuständige Behörde sicherzustellen, dass die erforderlichen Risikomanagementmaßnahmen von zuständigen Instanzen (Wasserversorger, Grundstückseigentümern, Verursachern der Belastung) ergriffen werden. 

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Relevanz für kommunale Versorgungsunternehmen 

Die erforderlichen geologischen, hydrogeologischen, hydrochemischen Untersuchungen und Analysen werden perspektivisch für die Betreiber von Wassergewinnungsanlagen mit erheblichen Mehraufwänden verbunden sein. Nach Berechnungen des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU) drohen zusätzliche Belastungen in Höhe eines dreistelligen Millionenbetrags für die Erstbewertung der rund 16000 Trinkwassereinzugsgebiete in Deutschland. Kosten, die wohl an die Verbraucher weitergeben werden könnten. Hinzu kämen die Folgekosten durch Revisionen und Folgebewertungen. Zudem gibt es auf Seiten von Verbänden und Vertretern der kommunalen Wasserwirtschaft (u. a. VKU, BDEW und DVGW) erhebliche Bedenken, was die Umsetzbarkeit und juristische Tragfähigkeit des Entwurfs anbelangt, weshalb der vorliegende Entwurf des Bundesumweltministeriums weitgehend auf Ablehnung stößt.  

Besonders interessant ist in diesem Zusammenhang, dass gemäß dem aktuellen Entwurf nur Wasserversorgungsunternehmen verpflichtet werden, die mit dem risikobasierten Ansatz verbundenen zusätzlichen Aufgaben (Gefährdungsanalysen, Risikoabschätzungen, Überwachung und Auswahl geeigneter Maßnahmen zur Risikominderung) zu übernehmen, um die Auswirkungen von Umweltschäden zu minimieren. Dies stellt im Grunde eine Umkehrung des Prinzips der Verursacherhaftung im Umweltrecht dar, bei dem die Kosten für die Vermeidung, Beseitigung und den Ausgleich von Umweltverschmutzungen dem Verursacher zugerechnet werden.

Zusätzlich bestehen seitens der Verbände Zweifel, ob die nahezu vollständige Übertragung der Verantwortung für die Umsetzung des risikobasierten Ansatzes auf die Betreiber von Wassergewinnungsanlagen im Einklang mit den Absichten der EU-Trinkwasserrichtlinie steht. In der Richtlinie wird gefordert, dass die Mitgliedstaaten eine klare und angemessene Aufteilung der Zuständigkeiten zwischen den Interessenträgern bei der Umsetzung des risikobasierten Ansatzes sicherstellen. Weitere Zweifel beziehen sich u. a. auf die fehlende bzw. uneindeutige Abgrenzung der im Entwurf vorgeschlagenen Untersuchungspflichten von staatlichen Umweltüberwachungsaufgaben sowie auf eine vermeintlich mangelnde Vereinbarkeit des Verordnungsentwurfs mit bestehenden Landesvorschriften und der verfassungsrechtlich festgeschriebenen konkurrierenden Gesetzgebungszuständigkeit. 

Die Verordnung soll voraussichtlich im Herbst im Bundesrat beraten werden. Angesichts harscher Kritik ist fraglich, ob der Verordnungsentwurf in der jetzigen Form den Gesetzgebungsprozess passiert.  

Kundentag Digitale Netze

Wir freuen uns euch am Donnerstag, den 15. Juni 2023 wieder zum »Kundentag Digitale Netze« ab 12:00 Uhr einladen zu dürfen. Dazu treffen wir uns im Konferenzraum HAFENdach der PSD Bank in Münster um.

Also: Merkt euch den Termin jetzt schonmal vor!

Im Anschluss der Veranstaltung laden wir euch zu einem Get-together ein.

Weitere Informationen und die Agenda zum Kundentag findet ihr in Kürze hier.

Die Teilnahme ist kostenfrei.

Wir freuen uns auf zahlreiche Teilnahme!

Agenda

Optionale Vormittagsworkshops

10:00 – 12:00 Uhr

Feature Workshops

»Feature Workshop – Grid Insight Heat«

Dr. Mark Feldmann | Chapter Lead Data Science & Product Owner, items

»Feature Workshop – IoT Plattform«

Hubertus Aumann | Chapter Lead Products & Consulting, items & Marcus Walena | CTO, Digimondo GmbH

Veranstaltungsbeginn

12:00 – 13:00 Uhr

Check-In & Snacks

13:00 – 13:30 Uhr

»Begrüßung und Strategischer Ausblick«
Alexander Sommer | Bereichsleiter Innovation & Digitale Netze, items

13:30 – 14:00 Uhr

»Das Phänomen der unnatürlichen Gleichzeitigkeit im Stromnetz – warum wir unsere Stromnetze besser verstehen müssen«
Marcel Linnemann | Leiter Innovationen & Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen, items

14:00 – 14:30 Uhr

»Update für dein Wärmenetz – Grid Insight Heat 2.0«
Dr. Mark Feldmann | Chapter Lead Data Science & Product Owner, items &
Dennis Betzinger | Innovationsmanager, Stadtwerke Iserlohn

14:30 – 15:30 Uhr

Fast Tracks – Praxisprojekte

Track 1

»Smart Region Nordhessen – ein Blick unter die Motorhaube«
Denis Blum | Fachbereichsleiter IT, Kasseler Verkehrs- und Versorgungs-GmbH

Track 2

»Zusammenführung von IoT und Energiemanagement als relevanter Baustein des Kundenmanagements«
Julian Folgner | IoT-Projektmanager, Enervie Service GmbH

Track 3

»Civitas Connect – Der offene Community Ansatz für die Urban Data Platform«
Ralf Leufkes | Geschäftsleiter, Civitas Connect

Track 4

»IIP – Intelligent Pendeln – Bericht aus dem Forschungsprojekt«
Jan-Hendrik Worch | Platformmanager Smart City, SWO Netz GmbH

15:30 – 16:15 Uhr

Coffee & Network Break

16:15 – 17:30 Uhr

Fast Tracks – Praxisprojekte

Track 1

»IoT Wasserzähler im Massenrollout – Praxisbericht«
Marc Dräger | IoT Engineer, BadenovaNetze GmbH

Track 2

»Digitalisierung von Blockheizkraftwerken über LoRaWAN«
Stefan Kohake | IT-Management & Alexander Hetzel | Facharbeiter dez. Anlagenservice Stadtwerke Münster

Track 3

»Digitalisierung Wärmezähler – Praxiserfahrung Zählertechnik und Konnektivität«
Kristof Kamps | Teamleiter Technologien und Standards, NGN Netzgesellschaft Niederrhein

Track 4

»Bürgerkommunikation mit dem Smartboard«
David Westphalen | Smartmacher, Energieversorgung Mittelrhein AG

Track 5

»Netzleitstelle und LoRaWAN: Sicherheitsrisiken minimieren mit IEC 104 Schnittstelle« Tim Klausmeyer & Christoph Willmann | SWO Netz

17:30 – 18:00 Uhr

»Quo Vadis niotix? Produktstrategie und aktuelle Neuerungen der IoT Platform«
Marcus Walena | CTO, Digimondo GmbH

18:00 Uhr

»Abschluss«
Alexander Sommer | Bereichsleiter Innovation & Digitale Netze, items &
Hubertus Aumann | Chapter Lead Products & Consulting, items

ab 19:00 Uhr

Beach, Pizza & Drinks

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Speakervorstellung

Dr. Mark Feldmann

Chapter Lead Data Science & Product Owner
items GmbH & Co. KG

Hubertus Aumann

Chapter Lead Products & Consulting
items GmbH & Co. KG

Markus Walena

CTO
DIGIMONDO GmbH
items-alexander-sommer

Alexander Sommer

Bereichsleiter Innovation & Digitale Netze
items GmbH & Co. KG
items-marcel-linnemann

Marcel Linnemann

Leiter Innovationen & Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen
items GmbH & Co. KG

Dennis Betzinger

Innovationsmanager
Stadtwerke Iserlohn GmbH

Jan-Hendrik Worch

Platformmanager Smart City
SWO Netz GmbH

Julian Folgner

IoT-Projektmanager
Enervie Service GmbH
items-ralf-leufkes

Ralf Leufkes

Geschäftsleiter
Civitas Connect e. V.

Mark Dräger

IoT Engineer
BadenovaNetze GmbH

Stefan Kohake

IT-Management
Stadtwerke Münster GmbH

Alexander Hetzel

Facharbeiter dez. Anlagenservice
Stadtwerke Münster GmbH

Kristof Kamps

Teamleiter Technologien und Standards
NGN Netzgesellschaft Niederrhein

David Westphalen

Smartmacher
Energieversorgung Mittelrhein AG

Die kommunale Wärmeplanung – Fakten, Hintergründe und Herausforderungen 

Während die deutsche Energiewende in Vergangenheit vor allem eine Stromwende war, hinkt der Wärmesektor weit hinterher. In Zeiten von Energie- und Klimakrisen wächst daher der Bedarf an effektiven Strategien zur zukunftsfähigen Umgestaltung der Wärmeversorgung. Wie wir um letzten Beitrag schon zeigen konnten, stellt der Wärmesektor mit einem Anteil von über 50 % am Gesamtenergieverbrauch und 40 Prozent an den energiebedingten Treibhausgasemissionen einen Schlüsselbereich für die Substitution fossiler Energiequellen dar.  

Im Gegensatz zur Stromversorgung sind Wärmeströme meist kleinteiliger und heterogener, weil sie von vielzähligen Akteuren, Technologien und örtlichen Gegebenheiten geprägt sind. So gehören zu den relevanten Akteuren der lokalen Energiewende neben Politik und Verwaltung, Energieversorger, Netzbetreiber, Baugewerbe, Wohnungsunternehmen, private Eigentums- und Mietparteien, Gewerbetreibende, Industriebetriebe, Rechenzentren, Ver- und Entsorgungsbetriebe. Außerdem sind Bürgerinnen und Bürger mit ihren privaten Verbräuchen und Einspeisungen zu berücksichtigen.  

Die Wärmewende ist daher nur bedingt zentral steuerbar, weshalb neben bundespolitischen Weichenstellungen lokale Transformationspfade notwendig sind, um die oftmals unkoordiniert verlaufenden Maßnahmen vor Ort in ein strategisches Gesamtkonzept einzubinden. Hinzu kommt, dass für eine flächendeckende Wärmewende vielfältige, zumeist private Investitionen in Heizungsanlagen, Gebäude, Erzeugungskapazitäten und Netze mit hohem Kapitalaufwand und vergleichsweise langen Refinanzierungsräumen getätigt werden müssen. Planungssicherheit spielt für die Beteiligten daher eine große Rolle. Anstelle universeller Blaupausen braucht es vor allem festgelegte, lokale Ausbauszenarien, die Investitionsanreize und -sicherheit schaffen sowie ein abgestimmtes, sektorübergreifendes Handeln befördern. In Debatten um den Umbau des Wärmesektors rücken daher derzeit vermehrt kommunale Planungsbedarfe ins Blickfeld. 

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Die kommunale Wärmeplanung als Instrument zur Umsetzung der lokalen Wärmewende 

Mit einer umfassenden klima- und energiepolitischen Zielarchitektur hat die Bundesregierung bereits wesentliche Weichen für den zukunftsgerichteten Umbau der deutschen Wärmeversorgung gestellt. Wie aktuelle Daten verdeutlichen, werden die Zielsetzungen bislang jedoch mit mäßigem Erfolg verfolgt.  

Häufig mangelt es gerade auf lokaler Ebene, wo die Wärmewende maßgeblich vorangetrieben werden müsste, an Orientierung und einem abgestimmten Verhalten von Beteiligten. Neben der nationalen muss somit eine weitere Maßstabsebene einbezogen werden, wo die erforderlichen Entscheidungen getroffen und Koordinierungsaufgaben stattfinden. Nur kleinräumig lassen sich die übergeordneten Zielsetzungen in konkrete Transformationspläne übersetzen, die kohärente, ineinandergreifende Investitionsentscheidungen und ein zielgerichtetes, sektorenübergreifendes von Akteuren ermöglichen. jedoch in der Bundespolitik bislang wenig bis keine Beachtung. Diese Planungsebene zwischen den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen und konkreten Maßnahmen auf Gebäudeebene findet in der Bundespolitik jedoch bislang wenig bis keine Beachtung. 

Anders als in Deutschland stellt sich die Situation beispielsweise in Dänemark dar. Seit 1979 sind Kommunen hier durch das Wärmeversorgungsgesetz zu einer sogenannten Wärmeplanung verpflichtet. Nach den Ölkrisen von 1973 und 1979 sollte hierdurch die stark von Erdölimporten abhängige dänische Wärmeversorgung durch die Planung und den Bau von Fernwärmenetzen nachhaltig umgebaut werden. Durch eine effizientere Nutzung von Brennstoffen in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erhoffte man sich einen Abbau der Importabhängigkeit und eine Stabilisierung der nationalen Wirtschaft. Der dänische Ansatz basiert dabei auf einer klaren Kompetenzaufteilung zwischen der nationalen Ebene, wo politische und technischen Rahmenbedingungen bereitgestellt werden und der kommunalen Ebene, wo die Gestaltungshoheit über die konkrete Ausgestaltung der lokalen Wärmesysteme liegt. Auch wenn es zu dieser Zeit noch weniger um die Nachhaltigkeitsaspekte ging, wurde Dänemark zum mit dieser Initiative europäischen Vorreiter der Wärmewende. Inzwischen werden 63 Prozent der Haushalte mit Fernwärme versorgt. Über 60 Prozent dieser Wärme stammt aus erneuerbaren Quellen.  

Landespolitische Vorreiter der kommunalen Wärmeplanung in Deutschland 

Während die wesentliche klimapolitische Gesetzgebungskompetenz im föderalen Deutschland auf Bundesebene liegt, sind erste Bundesländer innerhalb ihrer Vollzugszuständigkeit aktiv geworden und haben nach dänischem Vorbild die kommunale Wärmeplanung als zentrales Koordinierungsinstrument für die lokale Wärmewende eingeführt. 

Im Zuge der Novelle des Klimaschutzgesetzes Ende 2021 verpflichtete. das Land Baden-Württemberg als erstes Bundesland alle Gemeinden ab 20.000 Einwohnern zur Erstellung eines kommunalen Wärmeplans bis Dezember 2023. Mit Schleswig-Holstein, Hessen und Niedersachsen folgten bereits weitere Flächenländer und verankerten das strategisch-planerische Instrument als kommunale Pflichtaufgaben in den Landesgesetzgebungen. Ziel der kommunalen Wärmeplanung ist die Entwicklung gesellschaftlich und wirtschaftlich tragfähiger lokaler Transformationspfade zur nachhaltigen Wärmeversorgung und zur Lösung bisheriger Koordinations- und Interessensprobleme im Zuge der Wärmewende. 

Hierfür wurde die Wärmeplanung in den betreffenden Bundesländern als langfristiger Multiakteur-Prozess angelegt, der stufenweise in einer Abfolge aus Bestandsanalyse, Potenzialanalyse, Aufstellung eines Zielszenarios und Maßnahmenkonkretisierung erfolgt. Zunächst werden aktuelle Wärmebedarfe, daraus resultierende Emissionen und Informationen zu Gebäuden, Wärmequellen und Infrastrukturen erfasst. Anschließend werden Wärmepotenziale (Einsparmöglichkeiten durch Sanierung, Abwärmenutzung) untersucht, um hierauf aufbauend ein Zielszenario bzw. -szenarien zu entwickeln, die in eine übergreifende Strategie und konkrete Detailplanungen überführt werden können. 

Die Qualität und Aussagekraft eines kommunalen Wärmeplans hängt dabei maßgeblich und unmittelbar von der zur Verfügung stehenden Datengrundlage ab. Für eine fundierte Wärmeplanung müssen zahlreiche Daten beschafft und verarbeitet werden. Hierzu zählen nicht nur räumlich aufgelöste Gebäudeinformationen (z. B. Gebäudetypen, Baualtersklasse, Sanierungszustand, Geschosszahl, Wärmeerzeugungsanlagen), Bedarfe, Verbräuche und Emissionen sowie Informationen zur Versorgungsinfrastruktur. Sondern auch Daten zur Nutzung der Gebäude (z. B. Anzahl der Personen bzw. Haushalte, Gewerbeart), Daten zur Erfassung möglicher Wärmequellen (z. B. Solarthermische Potenziale, Abwärmepotenziale, Erdwärme aus tiefer Geothermie) und ggf. sogar Sozialdaten spielen eine entscheidende Rolle. Um eine substantiierte Wärmeplanung zu ermöglichen, wurden Kommunen in den Ländern mit Wärmeplanungspflicht Freiheiten für die Beschaffung, Erhebung, Zusammenführung, Auswertung und Verwendung der zur Planerstellung erforderlichen personenbezogenen Daten, sicherheitskritischen Informationen und Unternehmensgeheimnisse eingeräumt. 

Mangels bundeseinheitlicher Standards besteht durch das Vorpreschen einzelner Länder aktuell jedoch die Gefahr, dass unterschiedliche Regelungen getroffen werden und uneinheitliche Lösungen entstehen. Eine Standardisierung und Vergleichbarkeit sowie ein Ausschöpfen der damit verbundenen Synergiepotenziale wird hierdurch konterkariert.  

Aktuelle Beratungen für ein Bundesgesetz zur Kommunalen Wärmeplanung 

Die Bedeutung der Kommunalen Wärmeplanung und einheitlicher Vorgehensweisen wurde auf Bundesebene erkannt und im Koalitionsvertrag für die 20. Legislaturperiode eine flächendeckende Einführung der Kommunalen Wärmeplanung angekündigt. Zur Verhinderung eines methodischen Flickenteppichs, laufen hierauf aufbauend aktuell Vorbereitungen für ein Bundesgesetz auf Grundlage der bestehenden Landesgesetze. Auf Basis von Länder- und Stakeholder-Konsultationen wurden erste Eckpunkte für das Gesetz zur Wärmeplanung bekannt gegeben:  

So soll das Gesetz Länder zur Durchführung einer Wärmeplanung verpflichten und unter Berücksichtigung nationaler Ziele einen groben Orientierungsrahmen für die Durchführung vorgeben, den Planenden gleichzeitig aber möglichst große Gestaltungsspielräume einräumen. Es ist zu erwarten, dass die Aufgabe in den meisten Ländern auf die Kommunen übertragen wird. Zu den bislang bekannt gegebenen Bestandteilen des Bundesgesetzes zählen einheitliche Fristen für die Erstellung, inhaltliche Anforderungen sowie spezielle Datenerhebungsermächtigungen für personenbezogene Daten. 

Auch wenn diese Standardisierungsbestrebungen zu begrüßen sind, gibt es noch operative Lücken, wenn es um Fragen der Finanzierung von Mehraufwänden, der Verbindlichkeit von Wärmeplänen sowie dem Verhältnis zu bestehenden Rechtsordnungen, Verträgen und Zielsetzungen geht. Zumal für eine fundierte Wärmeplanung städtebauliche und energiewirtschaftliche Zusammenhänge eng abzustimmen sind, überrascht es zudem, dass die kommunale Energiebranche bislang nur im Rahmen von Datenbereitstellungspflichten berücksichtigt wird.  

Die Rollen von Kommunen und Stadtwerken  

Die Bereitstellung und der Betrieb leitungsgebundener Energieinfrastrukturen zählen seit jeher zu den Kernaufgaben der Stadtwerke. Im Prozess der Kommunalen Wärmeplanung können und müssen sie neben Kommunen daher eine zentrale Rolle einnehmen – Und das nicht nur als Datenlieferanten, sondern auch als Vorbilder, Akteure, Beratende sowie in koordinierender und steuernder Funktion. 

Gerade kleinere Kommunen werden perspektivisch mit der komplexen Kommunalen Wärmeplanung an ihre personellen und fachlichen Grenzen stoßen. Für die Erstellung sind sie daher meist zwingend auf externe Unterstützung angewiesen. Um die operativen Lücken zu schließen und zugleich ineffiziente Parallelplanungen zu verhindern, bietet sich daher eine enge partnerschaftliche Einbindung kommunaler Versorger mit ihren Interessen, Ressourcen und ihrem Wissen in den Prozess der Wärmeplanung an.  

Energieversorgungsunternehmen besitzen durch ihr traditionell breites Aufgabenportfolio und jahrelange Erfahrung im kommunalen Kontext spartenübergreifendes Spezialwissen, das sie gezielt einbringen können. Gemeinsam mit der Kommunalverwaltung verwalten sie zudem ohnehin einen Großteil der für die Wärmeplanung relevanten Daten und stehen zugleich als Betreiber von kritischen Infrastrukturen für Vertrauenswürdigkeit und Beständigkeit im Umgang mit sensiblen Daten. 

Umgekehrt birgt die Wärmeplanung auch für die lokale Energiewirtschaft zentrale Chancen, wenn es um Planungs- und Investitionssicherheit für den Aus- und Umbau lokaler Energie- und Wärmenetze geht. Das wirtschaftliche Risiko bei der erforderlichen Infrastrukturplanung, welches durch hohe Kapitalaufwendungen und lange Abschreibungszeiträume befördert wird, kann so minimiert werden. 

Aufgrund des zuletzt gestiegenen Bedarfs haben viele Stadtwerke, die große Wärmenetze betreiben, bereits aus eigener Motivation Wärmepläne erstellt, um im eigenen Verantwortungsbereich Maßnahmen zur Energieeffizienz und/oder zur Dekarbonisierung der Erzeugung umzusetzen. Hinsichtlich der aktuellen Energie- und Klimakrise werden weitere notwendigerweise folgen müssen. Über Kooperations- und Austauschplattformen wie Civitas Connect e. V. wird hierzu der Wissenstransfer zwischen Versorgungsunternehmen und Kommunen auch überregional befördert. Das Vorwissen aus anderen Kommunen kann so gezielt für lokale Strategien für die Wärmewende genutzt werden. 

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Fazit  

Die Kommunale Wärmeplanung bietet den Kommunen und der kommunalen Energiewirtschaft ein strategisch-planerisches Instrumentarium, um die Erfüllung nationaler Zielsetzungen mit lokalen Zugewinnen zu verbinden. So sorgt die Kommunale Wärmeplanung einerseits für Versorgungssicherheit, Dekarbonisierung, Klimaschutz und Importunabhängigkeit, bietet zusätzlich aber auch die Möglichkeit den lokalen Daseinsvorsorgeauftrag der Kommune zu unterstützen. Die im Zuge der Kommunale Wärmeplanung erarbeiteten integrierten und strategischen Flächen- und Infrastrukturplanungen tragen zu einer vorausschauenden Stadtentwicklungsplanung bei und erlauben es, soziale Aspekte wie Milieuschutz mit der sanierungsbezogenen Aufwertung von Wohnungen zu verbinden. Unabhängig von einer gesetzlichen Verpflichtung eröffnet eine systematische Wärmeplanung somit auch für kleinere Kommunen erhebliches Potenzial für Kosteneinsparungen und die effiziente Umsetzung von Klimaschutzzielen.  

Perspektivisch sollten bundeseinheitliche Regelung die Vergleichbarkeit kommunaler Wärmeplanungen sowie eine Übertragbarkeit von Instrumenten ermöglichen. Um eine effiziente und fundierte Wärmeplanung zu befördern, gilt es auf bundespolitischer Ebene jedoch noch zentrale operative Lücken im Hinblick auf die Finanzierung, von Mehraufwänden, die Verbindlichkeit von Wärmeplänen, dem Verhältnis zu bestehenden Rechtsordnungen, Verträgen und Zielsetzungen sowie das Zusammenwirken mit kommunalen Versorgungsunternehmen zu schließen. 

Veranstaltungsempfehlung

Beim kommenden CIVI/TALK geht es um das Thema „kommunale Wärmekonzepte“. Im Webinar wird ein Überblick zur aktuellen Lage der kommunalen Wärmeplanung (gesetzlicher Rahmen, Fördermöglichkeiten etc.) vorgestellt und durch Praxisbeispiele aus zwei Bundesländern ergänzt.

Die Online-Veranstaltung wird durch die Landesagentur NRW.Energy4Climate und Civitas Connect, unterstützt durch die EE Energy Engineers, durchgeführt.

Die Zielgruppe sind Mitarbeiter von Kommunen und Stadtwerken.

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IoT-Monitoring: Mit intelligenten Kurzschlussanzeigern das Stromnetz optimieren

Intelligente Kurzschlussanzeiger als Treiber der Versorgungssicherheit

Die Sicherstellung der Versorgungssicherheit der Energieversorgung ist eines der wesentlichen Ziele im energiewirtschaftlichen Zieldreieck und bedingt durch die aktuelle Situation in Deutschland mehr diskutiert denn je. Bei der Versorgungssicherheit geht es jedoch nicht nur um die Sicherstellung ausreichender Rohstoffe zur Erzeugung von Energie, sondern auch um den sicheren und effizienten Betrieb der Stromnetze. Zur Optimierung des eigenen Betriebs und Steigerung der Netzverfügbarkeit haben die Bielefelder Netze einen Anwendungsfall zur Überwachung von Kurzschlussanzeigern entwickelt.

Dabei greifen die Bielefelder Netze auf die LoRaWAN-Technologie zurück, um Kurzschlussanzeiger im Netz zu monitorieren, damit eine effizientere Störungsbehebung zu erzielen und die Netzausfallzeiten weiter zu minimieren.

In diesem Blogbeitrag wollen wir einmal näher betrachten, warum das Thema Kurzschlussanzeiger für Netzbetreiber so interessant ist, wie der Anwendungsfall technologisch aufgebaut ist und wie der Ansatz zur Finanzierung der Kosten aussieht.

Funktion und Mehrwerte von Kurzschlussanzeigern im Verteilnetz

Grundsätzlich gibt es verschiedenen mögliche Fehler im Netz, die zur Unterbrechung der Energieversorgung führen können. Häufig sind Kurzschlüsse im Stromnetz die Ursache. Diese können beispielsweise durch Schalthandlungen, Umwelteinflüsse oder Unfälle verursacht werden. Kommt es zu einem Kurzschluss im Netz, erfolgt die Auslösung der installierten Schutztechnik, die dann zu einer Unterbrechung der Energieversorgung führt. Bei einem Kurzschluss schaltet das Umspannwerk die Strecke direkt stromlos.

In diesem Fall muss der zuständige Stromnetzbetreiber schnellstmöglich den Betrieb des Stromnetzes wiederherstellen. In der Regel muss hierfür ein Mitarbeiter die Netzstationen hinter dem Umspannwerk, bei dem es zum Auftreten des Kurzschlusses kam, abfahren, um den Fehlerort des Kurzschlusses zu ermitteln. Hierfür benötigt der Mitarbeiter die Information der Richtung des Fehlers, die ihm der Kurzschlussanzeiger in der jeweiligen Netzstation anzeigt. So kann der Ursprungsort des Fehlers schrittweise ermittelt werden, wie beispielhaft in der folgenden Abbildung zu sehen ist.

Der intelligente Kurzschlussanzeiger – der Ansatz der Bielefelder Netze

Zur schnelleren Fehlerlokalisation haben sich die Bielefelder Netze dazu entschieden, die Kurzschlussanzeiger zu digitalisieren, um bei Eintritt eines Kurzschlusses schneller reagieren zu können. Durch die Übertragung der Informationen ist ein manuelles Anfahren der Netzstationen nicht mehr erforderlich. Vielmehr kann direkt nach Eintritt des Kurzschlusses aus der Ferne ermittelt werden, zwischen welchen zwei Netzstationen sich der Kurzschluss befindet.

Die Aufbereitung der Daten erfolgt im niotix des Softwareherstellers Digimondo.

Der Sensor von Comtac konnte nach ausführlichen Tests die Anforderungen erfüllen. Durch eine externe Antenne, welche mit dem Sensor verbunden werden kann, konnte die Empfangsqualität situativ verbessert werden, um auch aus der Netzstation heraus noch Empfang zu haben. Durch eine vorhandene Stromversorgung in der Station und den Betrieb als Class C Gerät ist der Sensor wartungsarm sowie permanent verfügbar. Der Sensor wurde am Kurzschlussanzeiger Compass 2.0 des Herstellers Horstmann angeschlossen und an der Innenwand der Trafostation befestigt. Die Bielefelder Netze befinden sich im Rollout von   mehr als 300 i Comtac Sensoren im Verteilnetz.

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Die Visualisierung der intelligenten Kurzschlussanzeiger

Die Verarbeitung der Informationen der Kurzschlussanzeiger mittels der LoRaWAN-Sensorik erfolgt in niotix des Softwareherstellers Digimondo.  Anschließend erfolgt die Übertragung von niotix in die Netzleitstelle der Stadtwerke über eine bereitgestellte IEC-104-Schnittstelle. Hierdurch kann das Personal gezielt zur betroffenen Netzstation geschickt werden.

Verbesserung SAIDI Kennzahl durch intelligente Kurzschlussanzeiger

Die SAIDI-Kennzahl der Bundesnetzagentur gibt an, wie lange ein Kunde auf der jeweiligen Spannungsebene im Durchschnitt pro Jahr aufgrund eines Ausfalls im Netz ohne Strom ist. Anhand der Kennzahl bestimmt die BNetzA die Qualität des Netzes. Die intelligenten Kurzschlussanzeiger ermöglichen die schnellere Fehlerbehebung bei Stromausfällen, da der Kurzschluss schneller lokalisiert werden kann. Ergo verbessert sich der SAIDI. Dies ermöglicht wiederum eine Vergütung aus dem rechtlichen Finanzierungsinstrument der Anreizregulierung, über den sich Stromnetzbetreiber in Deutschland finanzieren. So ermöglichen die Bielefelder Netze das Investitionsbudget, welches gerade für den flächendeckenden Rollout, also der Anschaffung und Einbau der Hardware, erforderlich ist.

Zur Ermittlung des SAIDI erfolgt jedes Jahr ein Benchmarking der Netzbetreiber. Liegt der Netzbetreiber unter dem ermittelten Durchschnittswert, erhält dieser auf Grund seiner hohen Versorgungssicherheit einen Bonus. Liegt der Netzbetreiber über dem Referenzwert, hat dieser eine Strafzahlung zu leisten. Es liegt also ein Bonus-/Malussystem vor, welches sich querfinanziert.

Die Unterbrechung des Stromnetzes durch einen Kurzschluss wirkt sich somit negativ auf den SAIDI aus, weswegen Netzbetreiber ein hohes Interesse haben, den Fehler schnell zu beheben. Der intelligente Kurzschlussanzeiger auf LoRaWAN-Basis trägt somit aktiv dazu bei, den SAIDI zu senken und damit mögliche Kosten einzusparen oder den Bonus für die hohe Netzeffizienz zu erhöhen.

Das Fazit aus dem Projekt

Das Projekt des intelligenten Kurzschlussanzeigers hat bei den Bielefelder Netzen dazu geführt, dass ein Prozess zur effizienteren Behebung von Kurzschlüssen etabliert werden konnte. Durch eine Pilotierung der Hardware konnten die Anforderungen verifiziert werden, sodass der Anwendungsfall sich mit nun mehr als 300 Sensoren im Rollout befindet. Gleichzeitig kann die Versorgungssicherheit im Netz erhöht werden.

Wenn du Fragen oder Anregungen zu diesem Blogbeitrag hast, melde dich gerne. Wenn dir der Beitrag gefallen hat, dann abonniere gerne unseren Blog.

Forum Netz & Vertrieb

Treffen Sie uns am 01.12.2022 auf dem Forum Netz & Vertrieb der Smart Optimo im Factory Hotel in Münster. Auf dem Branchentreffpunkt für Fach- und Führungskräfte erwarten Sie spannende Vorträge, Workshops und natürlich die Möglichkeit des Netzwerkens – endlich wieder live und in Farbe!

Sprechen Sie mit uns zu Ihnen Möglichkeiten, wie die technische Umsetzung des Metering einzelner Sparten mit LoRaWAN erfolgen kann und die Prozesse bis zur Abrechnung abgebildet werden können. Darüber hinaus sollten wir auch darüber sprechen, dass die erhobenen Daten nicht nur zur Abrechnung genutzt werden können, sondern auch zur Optimierung ihrer bestehenden Netze und Infrastrukturen eingesetzt werden sollten.

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