Werden Ladesäulenbetreiber bilanzkreispflichtig?

Ausgangspunkt Netznutzungsverträge

Der Zugang zu den Energieversorgungsnetzen steht in Deutschland jedem Marktakteur und Netznutzer frei. Sicherzustellen ist dies durch den Netzbetreiber, welcher in seiner Rolle als Monopolist das Stromnetz betreibt. Um einen einheitlichen diskriminierungsfreien Zugang zum Stromnetz zu gewährleisten gibt die Bundesnetzagentur (BNetzA) Standard-Netznutzungsverträge heraus, welche von jedem Netzbetreiber zu verwenden sind. Die derzeitigen Netznutzungsverträge für den Bereich Strom gelten jedoch nur für die Netznutzung über den Stromlieferanten (Lieferantenrahmenvertrag) und für letztverbrauchende Stromabnehmer. Im Rahmen der Weiterentwicklung der Netznutzungsverträge plant die BNetzA eine Einführung eines neuen Vertrages für den Bereich Elektromobilität, welcher die Rolle des Ladesäulenbetreibers nach dem jetzigen Entwurf der BNetzA maßgeblich ändern wird.

Die BNetzA ändert die Rolle des Ladesäulenbetreibers

Ausgehend von den geltenden Regelungen war die Rolle des Ladesäulenbetreibers in den letzten Jahren mit der Anpassung des EnWGs und der Einführung der Ladesäulenverordnung klar. Es handelte sich im juristischen Sinne um einen Letztverbraucher nach §3 Nr.25 EnWG. Jedoch streitet sich die Branche, ob diese Definition wirklich zutreffend ist. Denn ein Ladesäulenbetreiber leitet den Strom an den Ladesäulennutzer weiter, weswegen der eigentliche Verbrauch erst im Rahmen des Ladevorgangs im Fahrzeug stattfindet. Es ist somit nicht eindeutig zuzuordnen, ob es sich bei einem Ladesäulenbetreiber um einen Letztverbraucher, Lieferanten oder eine neue Marktrolle handelt. Die BNetzA greift diese Thematik durch die Erweiterung der Netznutzungsverträge auf und versucht die bisherige Regelung zu überarbeiten.

Ladesäulennutzer erhalten das Lieferantenwahlrecht

Die bisherige angenommene Fiktion, dass es sich bei dem Ladesäulenbetreiber um einen Letztverbraucher handelt, führt dazu, dass die Rechte des Ladesäulennutzers stark eingeschränkt werden. So bestimmt der Ladesäulenbetreiber als Letztverbraucher von welchem Lieferanten seine Ladesäule beliefert wird. Ein Auswahlrecht des Ladesäulennutzers besteht hingegen nicht. Durch die Neufassung des Netznutzungsvertrages soll sich dies jedoch ändern.

Zukünftig soll der Netznutzungsvertrag E-Mob zwischen dem Netzbetreiber und dem Betreiber des Ladepunktes zur Versorgung von Elektromobilen mit elektrischer Energie geschlossen werden. Dabei werden sämtliche Ladepunkte des Betreibers in einem Netzgebiet zu einem virtuellen Ladepunktnetz zusammengefasst. Die in Anlage 1 geführten Ladepunkte des Netznutzers sind die physikalische Übergabestelle (Netzkopplungspunkte) zwischen dem Energieversorgungsnetz des Netzbetreibers und dem nachgelagerten Ladepunktnetz des Netznutzers. Technische Anlagen, die sich hinter dem Netzkopplungspunkt befinden, sind nicht mehr Teil eines Netzes der allgemeinen Versorgung.

Sämtliche Stromflüsse, welche zwischen dem Ladesäulenbetreiber und dem vorgelagerten Netz geliefert werden, sind bilanziell auszugleichen und abzurechnen. Dafür hat jeder Ladesäulenbetreiber ein virtuelles Bilanzierungsgebiet zu bilden. Auf dieser Basis und durch den Einsatz von intelligenten Messystemen, welche ab 2021 notwendig werden, können die entnommenen Strommengen letztverbraucherscharf zugeordnet werden. So soll die Möglichkeit geschaffen werden, dass in Zukunft der Ladesäulennutzer das Auswahlrecht an der Ladesäule erhält.

Die Bilanzierung läuft in Zukunft über die MaBiS

Die Bilanzierung der Strommengen erfolgt nach §3 Netznutzungsvertrag E-Mob zwischen dem Ladesäulenbetreiber und dem Netzbetreiber über die MaBis. Der Netznutzer hat sicherzustellen, dass die Summe der übermittelten Summenzeitreihen bilanzkreisscharf erfolgt. Die Daten sind somit zu jedem Zeitpunkt vollständig und einem Bilanzkreis zugeordnet. Der Ladesäulenbetreiber übernimmt demnach jederzeit die bilanzielle Verantwortung für die entnommenen Strommengen. Zur Festlegung der Leistungswerte sind an den Netzkopplungspunkten registrierte Lastgangmessungen durchzuführen.

Der Netznutzer zahlt in diesem Zusammenhang für die Leistung die Entgelte nach Maßgabe der geltenden Preisblätter §5 Netznutzungsvertrag E-Mob des Netzbetreibers. Die Netzkopplungspunkte gelten als Lastgangkunden. Durch die Integration der öffentlichen Ladepunkte in die MaBiS sind die Auswirkungen auf den Wettbewerb kritisch zu prüfen, da jeder öffentliche Ladepunktbetreiber verpflichtet wäre, einen eigenen Bilanzkreis zu führen und Teil der MaBiS zu werden. Dies würde sogar öffentlich zugängliche und von einem größeren Personenkreis genutzten Ladepunkte an z. B. Supermärkten oder Restaurants einschließen. Hier bleibt abzuwarten, ob der Gesetzgeber Ausnahmen vorsieht oder der Netznutzungsvertrag E-Mob verpflichtend wird.

Viele Fragen bleiben offen

Durch die Integration von öffentlichen Ladepunkten in die MaBis zur Bilanzierung und Abrechnung von Ladepunkten bleibt die Frage offen, welche Rolle in Zukunft Roamingdienstleister bei der Abrechnung spielen werden. Ebenfalls ist zu klären, wie mit alten Ladepunkten umgegangen werden soll, welche nicht mit einem iMsys erweiterbar sind oder dessen Umrüstung aus Zeitgründen nicht bis zum 01.01.2021 erfolgen kann. Ebenso ist der Prozess der Rechnungsstellung zu klären.

Durch die Annahme, dass es sich bei dem Ladesäulenbetreiber um einen Letztverbraucher nach §3 Nr. 25 EnWG handelt, gewinnt der Rechnungsstellungsprozess an Komplexität. Bislang war nach §40 ff. EnWG eine Rechnung zwischen dem Lieferanten und dem Ladesäulenbetreiber notwendig. Durch das mögliche Auswahlrecht des Lieferanten müsste der Lieferant dem Ladesäulennutzer energiewirtschaftliche Rechnung im Sinne des EnWGs stellen. Fraglich bleibt, ob der Ladesäulenbetreiber die Rechnung als Intermediär an den Nutzer weiterleitet oder wie der Ladesäulenbetreiber seine Kosten an den Ladesäulennutzer weiterrecht. Im negativsten Fall wäre eine zweite Rechnung erforderlich. Natürlich ist aber auch die Entwicklung neuer Dienstleistungen möglich, welche die Pflichten des Ladesäulenbetriebs evtl. übernehmen.

Außerdem muss bereits an der Ladesäule ermittelt werden, ob der gewählte Lieferant des Ladesäulennutzers über einen Lieferantenrahmenvertrag mit dem Netzbetreiber verfügt, um den Ladepunkt mit Strom beliefern zu können. Der Konsultationsprozess für den Netznutzungsvertrag E-Mob soll zum 22. Juli 2020 abgeschlossen sein. Auf Basis der Ergebnisse bleibt abzuwarten, welche Änderungen am Netznutzungsvertrag E-Mob noch vorgenommen werden müssen. Gerade für Roamingdienstleister dürfte die Entwicklung spannend sein, welche Rolle diese in der Zukunft einnehmen werden. Auch wenn die Option für einen Ladesäulenbetreiber freiwillig sein sollte, dürfte die Umsetzung des Netznutzungsvertrages E-Mob spannend werden.

Elektromobilität: Neues Buch aus dem Hause items

Elektromobilität und die Rolle der Energiewirtschaft

Das Thema Elektromobilität ist längst in der Gesellschaft und Energiewirtschaft angekommen. Ob die Elektromobilität kommt, ist generell keine Frage mehr. Vielmehr stellt sich die Frage, wann es zu einem flächendeckenden Rollout kommt. Durch die zunehmende staatliche Förderung von Elektroautos und Ladeinfrastruktur nimmt das Thema immer mehr an Fahrt auf. Ob die Umsetzung der Pariser Klimaziele oder die Einführung eines nationalen CO2-Preises, es ist davon auszugehen, dass das Thema Elektromobilität eine immer größere Bedeutung einnehmen wird.

Aus technologischer Sicht gibt es über die Funktionsweise und den Aufbau von Elektromobilen und Ladeinfrastruktur schon eine Vielzahl an Publikationen. Fragen zu den energiewirtschaftlichen Herausforderungen sind bislang jedoch kaum in den Fokus der Öffentlichkeit geraten. Dabei geht es nicht nur darum, wie sich die Ladeinfrastruktur in das Stromnetz integrieren lässt, sondern auch darum, welche Aufgaben die einzelnen Marktrollen der Energiewirtschaft zu übernehmen haben.

Diese Thematik wird in dem neuen Buch „Elektromobilität und die Rolle der Energiewirtschaft“ aufgenommen. Fokus liegt auf der Frage, welche Rechte und Pflichten sich für die neue Rolle des Ladesäulenbetreibers und die bestehenden Marktrollen ergeben. Wie sieht ein Abrechnungssystem für Ladeinfrastruktur aus und wie kann ein wirtschaftlicher Betrieb sichergestellt werden. Das Buch verfolgt einen klaren energiewirtschaftlichen Fokus und soll Praktikern Unterstützung dafür bieten, sich im Geschäftsfeld E-Mobilität zu Recht zu finden. Es ist in Kooperation mit den Stadtwerken Gronau entstanden. Das Buch ist ab sofort verfügbar beim Springer Vieweg Verlag: https://www.springer.com/de/book/9783658302160

 

Kontiki

Seit Januar 2013 gehört die items GmbH dem Kontiki e. V. an.

Der Arbeitskreis Kontiki – kontaktlose Chipkartensysteme für Electronic Ticketing e.V. – wurde im März 1998 in Dresden gegründet. Zweck des Vereins ist die Förderung von eTicketing, Mobile Ticketing und Elektronischen Fahrgeldmanagement-Systemen im Öffentlichen Personenverkehr, die auf kontaktlosen Medien basieren.

Kontiki ist interdisziplinär verankert und hat damit einen ganzheitlichen Blick auf die aktuellen Themen und will optimale Rahmenbedingungen für EFM und (((eTicket Deutschland erreichen. Ein weiteres Ziel ist es, Verkehrsverbünde und Verkehrsunternehmen für das Elektronische Fahrgeldmanagement zu motivieren. Kontiki hat es sich zur Aufgabe gemacht, Effizienz und Nutzen transparent zu machen und so den EFM-Einsatz unter wirtschaftlichen, organisatorischen, vertrieblichen und technischen Aspekten zu unterstützen.

Elektromobilität im Fokus der Stromsteuer

Spätestens mit dem neuen Klimapaket der Bundesregierung und den geplanten Subventionen im Bereich Ladeinfrastruktur für Elektromobile ist klar, dass das Themenfeld Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität in den nächsten Jahren zunehmend an Bedeutung gewinnen wird.
In welchen Fällen eine Stromsteuerbefreiung möglich ist und was die StromStV unter dem Begriff Elektromobilität versteht, erfahren Sie in unserem neuen Blogbeitrag.

Hier gelangen Sie zum vollständigen Beitrag.

Elektromobilität im Fokus der Stromsteuer

Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität

Spätestens mit dem neuen Klimapaket der Bundesregierung und den geplanten Subventionen im Bereich Ladeinfrastruktur für Elektromobile ist klar, dass das Themenfeld Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität in den nächsten Jahren zunehmend an Bedeutung gewinnen wird. Hierbei stehen Versorger nicht nur vor der Herausforderung eine hohe Anzahl von Ladepunkten in das Stromnetz zu integrieren, sondern auch die Themen Abrechnung, Steuern und Umlagen gewinnen im Bereich der Elektromobilität zunehmend an Bedeutung. Wurde in der Vergangenheit der Fahrtstrom an vielen Ladepunkten auf Grund mangelnder Auslastung kostenlos bereitgestellt, findet eine zunehmende Integration der Ladepunkte in Abrechnungssysteme statt. Dabei rückt auch die Komplexität der Umlagen, Abgaben und Steuern in den Fokus. Der vorliegende Blogbeitrag legt dabei einen Schwerpunkt auf das Thema Stromsteuer im Bereich E-Mobilität. In welchen Fällen ist eine Stromsteuerbefreiung möglich? Wie fällt diese an und was versteht die StromStV unter dem Begriff Elektromobilität? Andere Themen wie die EEG-Umlage oder NNE werden nicht betrachtet.

Elektromobilität im Sinne der Stromsteuer

Der Begriff der Elektromobilität wurde in §1c der StromStV geregelt. Im Sinne der Stromsteuer fallen alle Batterieelektrofahrzeuge sowie von außen aufladbare Hybridelektrofahrzeuge (Plug-in-Hybride) unter den Begriff Elektromobilität. Bei einem Batteriefahrzeug handelt es sich um ein Kraftfahrzeug mit einem elektrischen Antrieb, wobei der elektrische Energiespeicher von außerhalb des Fahrzeuges wieder aufladbar sein muss §1 StVG. Ein Hybridfahrzeug besitzt dagegen mehrere Antriebe. Mindestens bei einem Antrieb muss es sich um einen elektrischen handeln. Dieser muss ebenfalls von außen über einen elektrischen Speicher aufladbar sein.
Sind elektrische Fahrzeuge nicht im Straßenverkehr zugelassen und befinden sich ausschließlich auf einem Betriebsgelände, fallen sie nicht unter die Regelung des § 1c StromStV. Ein Beispiel sind elektrisch betriebene Gabelstapler auf dem Betriebsgelände. Weiterhin gilt für die E-Mobilität und Stromsteuer, dass auch elektrische Fahrräder unter die Ausnahmeregelung fallen können, wenn sie ausschließlich auf dem Betriebsgelände genutzt werden.

Entstehung der Stromsteuer

Die Entstehung der Stromsteuer ist geregelt in §5 Abs.1 StromStG. Stromsteuer entsteht dabei, „dass vom im Steuergebiet ansässigen Versorger geleisteter Strom durch Letztverbraucher im Steuergebiet aus dem Versorgungsnetz entnommen wird, oder dadurch, dass der Versorger dem Versorgungsnetz Strom zum Selbstverbrauch entnimmt“ (§5 StromStG). Derjenige, der den Strom bereitstellt, wird im Sinne des StromStG als Versorger und Steuerschuldner gewertet, auch wenn eine Lieferung an einen Letztverbraucher stattfindet.
Dabei ist im Kontext der Elektromobilität zu berücksichtigen, dass es sich bei einer Ladesäule um eine Kundenanlage im Sinne des EnWG handelt. Unter der Annahme, dass ausschließlich vollbesteuerter Strom bezogen wird und es sich um eine Ladesäule auf dem Betriebsgelände des Versorgers handelt, welche zum Beispiel der Belieferung der eigenen Arbeitnehmer dient, ist eine Befreiung des Versorgerstatus nach §3 EnergieStG möglich, sofern eine Belieferung des Stroms über eine Kundenanlage erfolgt. Durch die Bereitstellung des Stroms über eine Ladesäule wird in diesem Kontext der Strom nicht über das öffentliche Versorgungsnetz bereitgestellt, sondern über die Kundenanlage des EnWG. Eine Steuer durch die Entnahme aus dem öffentlichen Versorgungsnetz kann somit nicht erhoben werden.
Nach § 1a Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 StromStV ist derjenige, der nach § 3 StromStG versteuerten Strom zur Nutzung durch oder unmittelbar an elektrisch betriebene Fahrzeuge leistet, als Letztverbraucher zu werten. Somit stellt das Unternehmen ein Letztverbraucher im Sinne des StromStG dar. Aus diesem Grund ist ein Eintrag beim Hauptzollamt nicht notwendig. Die Rolle des Versorgers und somit Steuerschuldners nimmt in diesem Fall der Lieferant des Unternehmens ein, da das Unternehmen den Strom versteuert von diesem bezieht und die Stromsteuer über die Jahresabrechnung rechtskonform abführt. Die entstandenen Kosten können an den Ladesäulennutzer weitergereicht werden oder vom Unternehmen getragen werden. Maßgeblich ist hierfür die Abrechnung an der Ladesäule in Kombination mit dem Messsystem. Die Verpflichtung der Abgabe der Stromsteuer des Unternehmens gegenüber dem Lieferanten bleibt in jedem Fall bestehen, auch wenn dieses seinen Mitarbeitern den Strom kostenlos zur Verfügung stellt.

Elektromobilität - Übersicht Befreiung von der Stromsteuer

Stromsteuerbefreiung

Das StromStG bietet grundsätzlich die Möglichkeit der Stromsteuerbefreiung in bestimmten Fällen. Im Falle der Elektromobilität kann eine Entlastung der Stromsteuer nach §§ 9b, 10 StromStG für das produzierende Gewerbe oder den Spitzenausgleich nicht in Anspruch genommen werden (§ 9b Abs.1 StromStG; § 10 Abs.1 StromStG). Anders als im EEG ist eine Schätzung der entnommenen Strommenge, sofern kein Messsystem zur Erfassung des verbrauchten Stroms der Ladesäule vorliegt, möglich (§§ 17b Abs. 4a, 19 Abs. 4 StromStV). Elektromobile, die nicht unter die Definition des § 1c StromStV fallen, sind weiterhin begünstigungsfähig.
Handelt es sich hingegen um eine Eigenversorgung mit Erneuerbaren Energien, ist eine Befreiung von der Stromsteuer nach § 9 StromStG möglich. Dies gilt sowohl für die Eigenversorgung von Privathaushalten als auch für Unternehmen für deren eigene Fahrzeuge. Ebenfalls ist eine Befreiung für die übrigen Regelungen nach § 9 StromStG möglich. Privathaushalte können die gleichen Regelungen in Anspruch nehmen wie der beschriebene Fall des Unternehmens. Bei einer Belieferung durch einen Lieferanten handelt es sich ebenfalls um eine Belieferung einer Kundenanlage, bei der kein Versorgerstatus zustande kommt. Bei einer Eigenversorgung fällt ebenfalls keine Stromsteuer an (§ 9 StromStG).

ÖPNV im Wandel der Zeit

Eins ist sicher, die ÖPNV Ära der ausgereiften Diesel-Technologie neigt sich dem Ende entgegen. Bei fast allen Verkehrsbetrieben werden anstatt Dieselfahrzeugen sukzessive Elektrobusse angeschafft, um den innerstädtischen CO2 Auflagen gerecht zu werden. Da die bereits vorhandenen Dieselfahrzeuge in der Regel über Fördermittel angeschafft wurden, die Investition daher Bindungsfristen unterliegt und die Elektrofahrzeuge fast doppelt so teuer sind wie die bisherige Technologie, wird sich der Austauschprozess bei vielen Verkehrsbetrieben bis ins Jahr 2030 hinziehen.
Häufig muss erst einmal die Infrastruktur zum Betreiben von Elektrobussen geschaffen werden, wie die Stromversorgung und Ladeinfrastruktur. Die Werkstätten müssen sich auf die neuen Gegebenheiten einstellen, keine Verbrennungsmotoren mehr, dafür aber neue Technologie z. B. auf dem Fahrzeugdach, andere gesetzliche Vorgaben, und viele weitere.
Linienlängen und die Geländetopologie sind entscheidende Faktoren für die Auswahl von Ladepunkten und Fahrzeugtechnologien. Als Beispiel setzt Münster zukünftig bei längeren Linien auf die Brennstoffzelle und deren Wasserstoff-Technologie.

Das Entwicklerteam der items erlebt gerade die Umstrukturierung der eigens betreuten Softwarekomponenten in den Punkten:

  • Planungssoftware: Ladepunkte, Ladezeiten und Reichweiten müssen implementiert werden
  • Fahr- und Dienstplan: Pausenzeiten, Infrastruktur und Ladepausen müssen kalkuliert werden
  • Personaldisposition: Dienste anpassen, Ladezeiten, Pausenzeiten, Ablösungen, etc.
  • ICTS (Leitstellensoftware): Integration zur Anzeige vom Fahrzeugreichweiten und Zuständen
  • Betriebshof Management Software: Busspuren mit Ladeinfrastruktur, Fahrzeug- Zuweisungen etc.
  • Werkstattsoftware: Infrastruktur, Elektro-Bus-Technologie, Batteriemanagement, Betriebsmittel etc.

Dabei gab es schon einmal elektrisch angetriebene Busse. Dies war eine Infrastruktur für O-Busse und/oder STRAB und bei unseren Kunden vor vielen Jahren schon einmal vorhanden:

  • Münster: 1949 OBus-Betrieb bis 1962 / 1901 Straßenbahn-Betrieb bis 1954
  • Lübeck: 1881 Straßenbahn-Betrieb bis 1959
  • Kassel: 1944 OBus-Betrieb bis 1962 / 1877 Straßenbahn-Betrieb bis heute

An unserem Standort Solingen (noch ohne items-ÖPNV-Unterstützung), weiteren Städten wie Esslingen und Eberswalde oder in Österreich (Salzburg, Linz) gibt es heute noch den OBus-Betrieb.
Denken wir auch an die geniale Erfindung der Schwebebahn im Wuppertal, die 1901 eröffnet wurde und heute noch täglich über 80.000 Menschen elektrisch befördert.
Aufgrund des politischen Willens und dem Pariser Klimaabkommen wird der elektrisch angetriebene Bus sicher in den nächsten 10 Jahren zum alltäglichen Bild in den Innenstädten gehören.
Wir freuen uns, dass wir im Zuge der Digitalisierung nach den div. (((eTicketing-Projekten diesen Wandel miterleben dürfen und versuchen, unsere Kunden und Hersteller bestmöglich zu unterstützen.

Ein Beitrag von Peter Kohnke, Leitender Berater Anwendungen und Prozesse bei der items GmbH

LoRaWAN: Haben Sie ihr Verteilnetz im Griff?

Die Energiewende – eine Aufgabe für das Verteilnetz

Spätestens durch Fridays for Future und die letzte Europawahl, verbunden mit dem Aufschwung der Grünen, ist das Thema Klimapolitik und Energiewende wieder in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt. Bis 2050 sollen 80% der Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien kommen und andere Sektoren wie u. a. die Mobilität auf Erneuerbare Energien umgestellt haben.

Dies bedeutet vor allem für Netzbetreiber eine enorme Kraftanstrengung. Wurde Strom früher grundsätzlich in großen konventionellen Kraftwerken produziert und top-down zum Kunden transportiert, findet die Energiewende vor allem im Verteilnetz statt. Bereits heute werden 95% aller Neuanlagen im Verteil- und Mittelspannungsnetz installiert. Durch die zunehmende Anzahl an volatilen Erzeugungsanlagen steigt die Komplexität der Netzsteuerung.

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Das Verteilnetz – eine Blackbox

Historisch gesehen unterliegen die Verteilnetze jedoch dem Problem, dass es an der notwendigen Transparenz mangelt. Im Gegensatz zum Höchst- oder Hochspannungsnetz verfügt das Verteilnetz nicht über eine Sensorik, die Auskunft über den Ist-Zustand des Netzes gibt. So ist es in der Regel nicht bekannt, wie stark Betriebsmittel im Verteilnetz belastet werden. Für eine aktive Netzsteuerung benötigt man jedoch eine Datenbasis sowie notwendige Aktoren, die auf Basis der Informationen Netzsteuerungsmaßnahmen durchführen können.

Als erster Schritt werden in der Branche derzeit intelligente Messsysteme diskutiert, durch die Vernetzung von Erzeugungsanlagen Informationen über Anlagen über 7 kW Leistung und Verbraucher mit einem Verbrauch größer 6.000 kWh liefern sollen. Da jedoch die Messwerte mit einem zu großen Zeitverzug und ggf. in einer zu geringen Auflösung bereitgestellt werden sowie nur ein geringer Teil mit intelligenten Messsystemen ausgestattet wird, ist vor allem eine Überwachung von Betriebsmitteln wie zum Beispiel Transformatoren und Leitungen notwendig.

Das Herzstück des Netzes – die Transformatoren

Gerade Assets im Netz, die für eine top-down-Betriebsweise mit einer langen Lebensdauer ausgelegt sind, sind für die Anforderungen der Energiewende nicht ausgelegt. So sind Transformatoren im Verteilnetzen nicht in der Lage, Strom zurück auf höhere Netzebenen zu transformieren. Erste Lösungen stellen regelbare Ortsnetztransformatoren dar, die besser mit stärken Netzschwankungen umgehen können. Diese haben jedoch wie die herkömmlichen Transformatoren dasselbe Problem, der Netzbetreiber erhält keine Information über den Zustand und die Auslastung seines Betriebsmittels. Lediglich der Stufenschalter bei regelbaren Ortsnetztransformatoren regelt sich wie bei Transformatoren im Höchstspannungsnetz automatisiert.

Mittels LoRaWAN-fähiger Sensorik ist es bereits heute möglich, Transformatoren zu überwachen. Durch die Messung der Spannung, Stromstärke sowie der Phasenverschiebung können kostengünstig die Schein-, Wirk- und Blindleistung je Transformator berechnet werden. Durch die Messung kann außerdem die Auslastung des Transformators bestimmt werden, welche die Lebensdauer beeinflusst. Aus diesem Grund werden in der Praxis Transformatoren in Teillast von max. 70% betrieben, da mit zunehmender Last die Betriebstemperatur steigt und die Isolierung schneller zerstört wird. Durch einen zusätzlichen Temperatursensor könnte darüber hinaus auch ein thermisches Alterungsprofil je Transformator unter Berücksichtigung des Transformatorentyps berechnet werden. Die Daten können dann in den jeweiligen Fachsysteme oder über die 104-Schnittstelle in der Netzleitwarte visualisiert werden.

Gerade unter Berücksichtigung der Anforderungen der Energiewende können so erste Schritte eingeleitet werden, um Betriebsmittel fit für die Erneuerbaren Energien zu machen.

Trafostationen

Private Ladeinfrastruktur netzdienlich steuern

Im Verteilnetz geht es jedoch nicht nur um erneuerbare Energieerzeugungsanlagen oder Transformatoren. Vor allem das Thema private Ladeinfrastruktur im Verteilnetz ist durch die perspektivische Zunahme der Elektromobilität von wesentlicher Bedeutung, da der Gleichzeitigkeitsgrad im Verteilnetz dadurch in bestimmten Zeitfenstern stark ansteigt. Bislang wurde in der Gesetzgebung lediglich die öffentliche Ladeinfrastruktur geregelt, die demnächst mit einem intelligenten Messsystem auszustatten ist.

Für private Ladeinfrastruktur gibt es jedoch bislang nur eine unzureichende Regelung. Zwar kann vom §14a EnWG Gebrauch gemacht werden, dies geschieht in der Praxis bislang jedoch nur selten. Es besteht für den Netzbetreiber allerdings die Möglichkeit, eine Steuerungsmöglichkeit über die technischen Anschlussbedingungen festzulegen.

Zur Steuerung dieser benötigt der Netzbetreiber jedoch geeignete Infrastruktur, die das Einspielen von Ladeprofilen nach dem OCPP-Protokoll erlaubt. Hierfür laufen bereits die ersten Piloten mittels LoRaWAN. Ziel ist die Entwicklung einer intelligenten Steuerung, welche die Ladeleistung je Auslastung des Netzes reguliert. Gerade bei Stichleitungen ist dies notwendig, wenn eine höhere Ladeleistung installiert ist, als technisch zur Verfügung steht.

Erster Schritt Informationstransparenz

Oft wird gerade im Zusammenhang mit Netzsteuerung vom intelligenten Netz oder Smart Grid gesprochen. Mit dem Ansatz des Monitorings von Betriebsmitteln, wie Trafostationen oder Ladekurven von privater Infrastruktur, kann bereits ein Mehrwert generiert werden. Instandhaltungsprozesse können durch die Ermittlung des thermischen Alters optimiert, Netzplanungsprozesse durch das Monitoring effizient angepasst werden. Bis zur vollständigen Umsetzung des Smart Grid ist es sicherlich ein langer Weg, allerdings können bereits heute die ersten Fundamente für das Netz von Morgen gelegt werden.

 

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

Das Paradoxon im Bereich E-Mobility: Ladesäulen fördern und doch verhindern

E-Mobilität – jeder will sie, doch wann kommt sie?

Elektromobilität, Dieselskandal oder Feinstaubwerte sind längst keine Themen mehr, die bei den Bürgern großes Interesse hervorrufen. Schon seid knapp 10 Jahren plant die Politik die Erreichung des Ziels von mehr als 1 Millionen Elektrofahrzeugen, doch bislang sind immer noch nur ein paar Zehntausend Fahrzeuge auf dem Markt.

Auch die Diskussion, was zur Weiterentwicklung der E-Mobilität zuerst notwendig ist – die Ladeinfrastruktur oder das Elektroauto – ist eher ein leidiges Dauerthema. Die Politik beantwortet die Frage ganz klar mit der Antwort Ladeinfrastruktur. So stellen der Bund, das Land und die Kommunen unterschiedliche Fördertöpfe zum Ausbau der Ladeinfrastruktur bereit.

Der Europäische Fahrplan für Ladeinfrastruktur

Gleiches gilt für die Europäische Union, die mit dem neuen Beschluss  der Gebäude und Energieeffizienzrichtlinie im Mai 2018 einen ersten Ausbauplan für Ladeinfrastruktur vorgesehen hat. Demnach muss ab dem Jahr 2020 für alle neuen Nichtwohngebäude und die, die einer größeren Renovierung unterzogen werden sowie die über mehr als 10 Parkplätze verfügen, mindestens ein Ladepunkt bereitgestellt werden. Für jeden 5. Stellplatz müssen die notwendigen Schutzrohre für eine spätere Installation von Ladepunkten installiert werden. Die Verlegung von Schutzrohren für jeden Parkplatz gilt auch für alle neuerrichteten Wohngebäude bzw. diejenigen, die einer größeren Renovierung unterzogen werden, wenn diese über mehr als 10 Parkplätze verfügen. Ab 2025 ist darüber hinaus für alle Gebäudetypen, die mehr als 20 Parkplätze haben, eine einheitliche Regelung durch den Nationalstaat zu treffen.

Von einer Pflichtausstattung mit Ladepunkten bzw. Schutzrohren kann nur in folgenden Fällen abgesehen werden:

  • Für alle Gebäude, für die ein Antrag auf Befreiung vor dem 10.3.2021 gestellt wird
  • Bei Bedrohung der Netzstabilität
  • Wenn die Kosten für die Lade- und Leistungsinstallation die Gesamtkosten der Renovierung um mehr als 7% überschreiten
  • Öffentliche Gebäude, die ähnlichen Bedingungen der 2017/94/EU unterliegen

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Das E-Mobilitätsparadoxon – keine Ladepunkte im ländlichen Raum

Insgesamt scheint der Fahrplan klar. Ladeinfrastruktur wird durch Steuergelder subventioniert, um die E-Mobilität weiter voran zu bringen. Doch ist das wirklich so? Gerade der jetzige Ausbau von Ladeinfrastruktur leidet unter zwei wesentlichen Problemen: Die Art der Fördervergabe sowie der Genehmigungspflicht von Ladepunkten durch den Netzbetreiber.

Im energiewirtschaftlichen Kontext ist die Marktrolle des Ladesäulenbetreibers nicht dem Netzbetreiber oder Vertrieb zuzuordnen. Vielmehr agiert er im freien Wettbewerb und unterliegt ökonomischen Zwängen. Ladeinfrastruktur wird folglich dort errichtet, wo der bestmögliche Profit zu erwarten ist. Dadurch entsteht Ladeinfrastruktur vor allem in dichtbesiedelten Gebieten bzw. an Verkehrsknotenpunkten wie z. B. Autobahnen. Der ländliche Raum wird völlig vernachlässigt, da der Betrieb einer Ladesäule nicht wirtschaftlich realisierbar ist. Netzbetreiber können diese Aufgabe aus rechtlichen Gründen nicht übernehmen, weswegen perspektivisch von einer Ungleichverteilung auszugehen ist. Auch das sich noch in der Gesetzgebung befindende EU-Winterpaket verspricht keine Besserung. Es unterstützt weiterhin das Betriebsverbot von Ladeinfrastruktur durch den Netzbetreiber auf Grund seiner Monopolstellung.

Das E-Mobilitätsparadoxon – Zustimmungspflicht für Ladesäulen

Die wichtigste Entscheidung, die wahrscheinlich starke negative Auswirkungen auf den Ausbau von Ladeinfrastruktur hat, ist die Neufassung der Niederspannungsverordnung. Demnach muss in Zukunft jeder Ladepunkt vom Netzbetreiber genehmigt werden. Erhält der Ladesäulenbetreiber keine Genehmigung, ist eine Errichtung nicht möglich. Die Genehmigungsfrist beträgt zwei Monate, wobei dem Netzbetreiber keine Konsequenzen drohen, wenn er diese Frist nicht einhält.

Daher ist von einer Praxis auszugehen, nach der Netzbetreiber nicht auf Anträge reagieren, um den Prozess zu verzögern, und ggf. Ladeinfrastruktur des eigenen Vertriebs fördern. Genauso wird das Netz durch dieses Instrument nicht auf die zukünftigen Anforderungen vorbereitet. De facto hat der Gesetzgeber dem Netzbetreiber ein Werkzeug in die Hand gegeben, den Ausbau von Ladeinfrastruktur aktiv zu verzögern. So steht die Gefahr im Raum, dass Steuergelder in Millionenhöhe für Ladeinfrastruktur bereitgestellt, aber nicht genutzt werden können, und zudem Ladeinfrastruktur nur in Ballungsgebieten installiert wird, wo sie bereits eh schon vorgesehen sind.

 

Marcel Linnemann

Innovationsmanager | items GmbH