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Die OPEX-Lücke bei der Finanzierung der Elektromobilität: Netzbetreibern drohen finanzielle Einbußen

Herausforderung Netzintegration der Elektromobilität

Der Durchbruch der Elektromobilität in der Gesellschaft steht unmittelbar bevor. Bedingt durch neue Förderprogramme und den Gesetzgeber als primären Förderer der Elektromobilität steht der Verkehrssektor vor einem zentralen Umbruch. Die neusten Zulassungszahlen und die Ankündigungen großer Automobilhersteller sollten auch den konservativsten Analytiker davon überzeugen, dass sich die Elektromobilität zu einem Grundpfeiler der alternativen Antriebstechnologien in Deutschland entwickelt.

Dabei stellt die Netzintegration der Elektromobilität eine der zentralen Herausforderungen der nächsten Jahre in der Versorgungswirtschaft dar. Verantwortlich hierfür sind vor allem die mehr als 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland. Diese haben sowohl die Integration als auch den Aufbau der Ladeinfrastruktur sicherzustellen und tragen einen Teil der Investitionskosten durch ihre Tätigkeit mit. Doch unter Berücksichtigung der geltenden Anreizregulierung steuern Netzbetreiber auf ein Kostendefizit im Bereich der Finanzierung der Elektromobilität zu. Dabei steht ein hoher Ausfall der OPEX-Kosten im Fokus. Daher möchten wir im Rahmen dieses Blogbeitrags erläutern, wie die Finanzierung der Kosten im Bereich Elektromobilität erfolgt, welche Gegenmaßnahmen ergriffen werden können und wo die Probleme in der internen Unternehmensstrategie liegen.

Einflussfaktoren der Anreizregulierung auf die Elektromobilität

Grundsätzlich erwirtschaftet ein Netzbetreiber seine Einnahmen über seine betriebsnotwendigen Kosten, die durch den Letztverbraucher über die Netznutzungsentgelte (NNE) zu tragen sind. Im Kontext der Netzintegration der Elektromobilität ist jedoch zwischen verschiedenen Sachverhalten zu differenzieren.

Zum einen zwischen den kapitalgebundenen CAPEX-Kosten und den betriebsbedingten OPEX-Kosten. Aus diesem Grund ist zu betrachten, welche Auswirkungen die CAPEX- und OPEX-Kosten der Netzintegration auf den Verteilnetzbetreiber haben. Daneben ist zu untersuchen, wie und in welcher Form Baukostenzuschüsse (BKZ) für die Elektromobilität erhoben werden können. Ebenso sind die Auswirkungen hinsichtlich des Effizienzwertes zu betrachten. Eine historische Vorgehensweise von Netzbetreibern ist die Verstärkung des Netzes. Diese könnte sich jedoch langfristig auf den Effizienzwert auswirken, da das BMWi das Instrument der Spitzenlastglättung eingeführt hat, um die Kosten des Netzausbaus zu begrenzen.

Finanzierung der Elektromobilität über Baukostenzuschüsse

Die Finanzierung der Netzintegration der Elektromobilität ist über die Anschlusskosten und ggf. zusätzliche BKZ durch den Anschlussnehmer möglich. Die verbleibenden Kosten wären in diesem Fall über die NNE umzulegen. Dabei bilden die Anschlusskosten ein Lenkungsinstrument, um die Nachfrage des Anschlussnehmers nach zusätzlicher Leistung zu begrenzen. Die Erhebung von BKZ ist dem Netzbetreiber jedoch freigestellt.

Gemäß der Netzanschlussverordnung (NAV) sind dem Anschlussnehmer maximal 50 % der Kosten im Verteilnetz, die für die Durchführung einer Netzverstärkungsmaßnahme notwendig sind, in Rechnung zu stellen. Ein BKZ ist nur ab einer Leistung von 30 kW zulässig. Der Sockelfreibetrag von 30 kW bezieht sich hierbei auf das jeweilige Grundstück. Im Fall eines zweiten Netzanschlusses ist dieser dem bestehenden Anschluss des Grundstücks hinzuzurechnen, weswegen in der Regel auf einen zweiten Anschluss verzichtet wird.

Eine Finanzierung von Netzverstärkungsmaßnahmen über eine zusätzliche BKZ ist aus monetärer Sicht für einen Verteilnetzbetreiber unattraktiv, da diese als netzmindernde Erlöse gelten. Gemäß § 9 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) erfolgt die Abschreibung über 20 Jahre. Somit stellen BKZ eine kurzfristige Maßnahme zur Herstellung der Liquidität des Netzbetreibers da, sind jedoch nicht geeignet, um Wiederanschaffungsmaßnahmen zu finanzieren.

Finanzierung der Elektromobilität über die CAPEX-Kosten

Die regulatorischen Kapitalkosten stellen für einen Netzbetreiber das Herzstück der Finanzierung des eigenen Netzbetriebs dar. Da die Kapitalkosten nach der Anreizregulierung verzinst werden, sichern diese die langfristige Finanzierung des Netzbetriebs. Die CAPEX-Kosten, die zusätzlich durch die Netzintegration der Elektromobilität entstehen, fließen mit in die individuelle Erlösobergrenze (EOG) ein. Zusätzliche Investitionen nach dem Basisjahr fließen über den Kapitalaufschlag auch während der Regulierungsperiode mit ein. Eine Finanzierung der CAPEX-Kosten stellt für den Netzbetreiber somit kein Problem dar. Die Anerkennung der kalkulatorischen Kapitalkosten im Zusammenhang mit der Finanzierung der Elektromobilität sind somit ohne Zeitverzug anerkennungsfähig.

Finanzierung der Elektromobilität über die OPEX-Kosten

Die Betriebskosten des Netzbetreibers im Zusammenhang der Netzintegration für die Elektromobilität ist ebenfalls Teil der individuellen Erlösobergrenze. Allerdings können zusätzliche Betriebskosten, die nach dem Basisjahr anfallen, nicht im Laufe der Regulierungsperiode geltend gemacht werden.

Konkret bedeutet dies, dass die OPEX-Kosten im Gegensatz zu den CAPEX-Kosten nicht ohne Zeitverzug anerkennungsfähig sind. Steigende Betriebsausgaben sind erst zur nächsten Regulierungsperiode im nächsten Basisjahr anerkennungsfähig. Es gilt das Budgetprinzip für den Netzbetreiber im Zusammenhang mit der Planung der OPEX-Kosten. Somit gehen steigende OPEX-Ausgaben innerhalb einer Regulierungsperiode zu Lasten des Netzbetreibers.

Unter Berücksichtigung, dass in 2021 das nächste Basisjahr ansteht, drohen vielen Netzbetreibern für die kommenden Jahre finanzielle Einbußen. Viele Studien gehen von einer Hochlaufphase der Elektromobilität ab dem Jahr 2024 aus. Dies würde für den Netzbetreiber steigende Betriebsausgaben zur Integration der Elektromobilität bedeuten. Zusätzliche Ausgaben für den Steuerungs-, Planungs- und Monitoringbedarf sind somit nicht finanziert. Da das übernächste Basisjahr erst 2026 stattfindet und die darauffolgende 5. Regulierungsperiode erst 2029 beginnt, droht den Netzbetreibern eine OPEX-Lücke von mehreren Jahren!

Kostenanerkennung Netzintegration Elektromobilität Finanzierung — Kostenanerkennung Netzintegration Elektromobilität

Auswirkungen der Netzintegration auf den Effizienzwert

Zur Festlegung der individuellen EOG hat sich jeder Netzbetreiber, der sich nicht im vereinfachten Verfahren befindet, einem Effizienzvergleich nach §§12 bis 16 ARegV zu unterziehen. Auswirkungen auf den Effizienzfaktor und somit die EOG haben unterschiedliche Aufwands- und Strukturparameter, deren Festlegung zu jedem Effizienzvergleich von der Regulierungsbehörde neu erfolgt.

Bezüglich der Elektromobilität ist derzeit noch unklar, inwiefern sich die Netzintegration auf den Effizienzwert auswirkt. Daher ist zu prüfen, inwieweit der vorgezogene Aufbau eines nicht ausgelasteten Ladepunktes im Basisjahr Strom 2021 zu steigenden Werten auf Seiten der Aufwandsparameter führen kann, ohne dass dies auf Seiten der Vergleichsparameter (z. B. wenn die Jahresarbeit ein Parameter des Effizienzvergleiches wäre) seinen Niederschlag findet. Insbesondere bei öffentlicher Schnellladeinfrastruktur, die Leistungsanforderungen über 10 MW hat, kann dies der Fall sein und damit ein Lastmanagement erforderlich machen. Grundsätzlich sind Auswirkungen der Elektromobilität auf den Effizienzwert allerdings noch nicht absehbar.

Maßnahmen gegen die OPEX-Lücke

Auf Grund der gerade erläuterten OPEX-Lücke sollten Netzbetreiber bereits ab dem Jahr 2021 mit der präventiven Planung bzgl. der Elektromobilität beginnen, um erste Aufwände in der 4. Regulierungsperiode anerkannt zu bekommen.

Ein erster wichtiger Meilenstein ist die Erhebung zusätzlicher Daten im Verteilnetz, um die langfristigen Auswirkungen der Elektromobilität abschätzen zu können. An welchen Stellen sind Schwerpunkte zu erwarten? Reicht die Kapazität heute aus? Dies sind nur zwei der vielen Fragen, die im Zusammenhang mit dem Ausbau und der Finanzierung der Elektromobilität zu beantworten sind. Erste Projekte zur Erhebung zusätzlicher Informationen im Verteilnetz, wie z. B. die Überwachung von Trafostationen mittels LoRaWAN, sind somit aus Sicht des Regulierungsmanagements zu begrüßen. Neben der Erhebung der Daten sollten aber auch eigene Netzentwicklungsszenarien durchgeführt werden, um die Auswirkungen besser abschätzen zu können. Daneben bietet die Datengrundlage eine Basis, um gegenüber dem Anschlussnehmer dahingehend auskunftsfähig zu sein, ob die Umsetzung des von ihm gewünschten Ladepunktes möglich ist. Netzbetreiber sind nach § 19 NAV verpflichtet, hierüber binnen zwei Monaten Auskunft zu erteilen.

Neben der Datenerhebung und Analyse sollte es einen engen Austausch mit den jeweiligen Vertrieben geben, um vor allem den Vertrieb von Ladeinfrastruktur ohne Steuerungsmöglichkeiten zu verhindern. Da mittel- bis langfristig von einer hohen Ladepunktdichte auf einzelnen Verteilnetzsträngen auszugehen ist, ist von einer Erforderlichkeit von Steuerungstechnik zur Umsetzung eines netzweiten Lademanagements auszugehen. Die TAB eines Netzbetreibers ist umgehend anzupassen, sofern dies noch nicht erfolgt ist.

Darüber hinaus ist eine Digitalisierung der Prozesse des Netzbetreibers im zusammenhang mit der Elektromobilität zu empfehlen. So findet die verpflichtende Anmeldung von Ladepunkten oft manuell über ein händisch ausgefülltes Formular statt. Elektronisch gestützte Formulare, welche die Kommunikationseingangskanäle standardisieren, die internen Aufwände des Netzbetreibers und somit de OPEX-Kosten senken, sind zu empfehlen. Hier hat die items bereits ein Tool entwickelt, das Netzbetreiber im Mitteilungsprozess für Ladepunkte unterstützt.

Fazit

Insgesamt ist festzuhalten, dass Netzbetreiber in Bezug auf das Basisjahr 2021 schnellstmöglich tätig werden sollten. Das Ziel sollte sein einen Teil der OPEX-Kosten im Zusammenhang mit der Netzintegration der Elektromobilität anerkannt zu bekommen. Maßnahmen sollten zum einen eine Netzentwicklungsstudie zur frühzeitigen Erkennung von Schwerpunkten sein.

Ebenso sollte die Datenerhebung im Verteilnetz für die Argumentation der Auswirkungen der Elektromobilität gegenüber der Regulierungsbehörde angegangen werden, um Aussagen über die Auslastung des eigenen Netzes treffen zu können. items unterstützt hier bereits die ersten Kunden mit dem Monitoring von Trafostationen und KVS-Schränken, um eine erste Aussage bezüglich der Auslastung einzelner Netzstränge treffen zu können. Die Erzielung von Synergieffekten hinsichtlich des Projektes Redispatch 2.0 ist hier sicherlich möglich, was aber ebenfalls eine bessere Datenbasis zur Prognose der Netzkapazitäten benötigt.

Die Standardisierung von Prozessen rund um das Thema Elektromobilität sollte ebenfalls jetzt angegangen werden, um die zusätzlichen OPEX-Kosten im Basisjahr 2021 ansetzen zu können. items bietet hier ein erstes Tool zur Registrierung von Ladepunkten und unterstützt Stadtwerke mit einer ganzheitlichen Beratung zur Ausarbeitung einer Elektromobilitätsstrategie. Denn diese sollte am Ende das Ziel eines jeden Stadtwerks sein:

Die Umsetzung einer eigenen Strategie, welche die Tätigkeiten des Vertriebs und des Netzbetreibers berücksichtigt, um mittelfristig auch finanziell vom Thema Elektromobilität profitieren zu können. Ein kurzfristiges Vorpreschen des Vertriebs z. B. in Form des Vertriebs nichtsteuerbarer Ladepunkteinrichtungen kann sich, wie in diesem Beitrag dargestellt, negativ auf das Finanzergebnis des Netzbetreibers und somit des gesamten Konzerns auswirken. Somit heißt es frühzeitig in die Umsetzung gehen, um die eigenen Kosten des Netzbetreibers anerkannt zu bekommen.

niota 2.0: Wie Digital Twins den IoT-Rollout beflügeln

Intro

Das Internet der Dinge (IoT) ist seinen Kinderschuhen entwachsen. Aus einer visionären Technologie für Innovationsabteilung wurde eine der Basistechnologien der Digitalisierung. Neben den notwendigen Sensoren und Aktoren nehmen IoT-Plattformen wie DIGIMONDOs Software-Lösung niota dabei eine der Kernrollen ein, welche die items als Kooperationspartner von Digimondo für seine Kunden betreibt. Doch mit dem Sprung vom Proof-of-Concept-Projekt in den flächendeckenden Rollout ergeben sich plötzlich neue Herausforderungen, die nur wenige IoT-Plattformen abdecken können. Wie kann eine IoT-Plattform rolloutfähig werden und echte Mehrwerte aus IoT-Daten entwickeln? Die Antwort auf diese Frage fand das DIGIMONDO-Team im Digital Twin. Erst in Kombination mit dem Digitalen Zwilling kann das IoT sein volles Potential in einem solchen Umfeld entfalten.

Heutige Herausforderungen im IoT

In der Vergangenheit waren die größten Herausforderungen die technologische Reife von IoT und der Mangel an Wissen über die Technologie und mögliche Anwendungsfälle. Viele IoT-Pioniere erinnern sich sicher noch an die Tage, in denen mit semi-professionell gefertigten Sensoren und selbst geschriebenen Skripten die ersten Anwendungsfälle realisiert wurden.

Diese Zeiten sind heute vorbei: eine Vielzahl von professionellen Feldgeräten unterschiedlichster Preisklassen lässt kaum noch Wünsche offen. Moderne IoT-Plattformen ermöglichen es, selbst in Umgebungen mit zigtausenden Sensoren und Aktoren die Daten in kürzester Zeit aufzubereiten und weiterzuleiten – ohne dass der IoT-Administrator den Überblick verliert.

Insbesondere beim großflächigen IoT-Rollout, wie ihn viele Organisationen heute vornehmen, zeigen sich neue Herausforderungen für die IoT-Welt. Neben den Bedürfnissen der IoT-Administratoren kommt nun eine neue Benutzergruppe hinzu: die Fachabteilungen, die IoT als festen Bestandteil ihres täglichen Geschäftes nutzen wollen. Sie haben weniger technische Bedürfnisse, sondern wünschen sich unkomplizierte Lösungen, die sich nahtlos in ihre bestehenden Prozesse integrieren und ihren täglichen Berufsalltag einfacher machen. Oder überspitzt gesagt:

Die Fachabteilungen wollen nicht wissen, was IoT ist oder wie es funktioniert – sie wollen, dass ihr Problem gelöst wird, egal ob mit oder ohne IoT!

IoT-Plattformen müssen nun auch IoT-unerfahrenen Nutzern einfach zu bedienende Lösungen anbieten, damit diese IoT in ihren Fachabteilungen verwenden können. Hierzu gehört mehr als nur die Benutzungsoberfläche, die sowohl einfach als auch passend für den Anwendungsfall sein sollte. Moderne IoT-Plattformen müssen sich nahtlos in die bestehende IT-Infrastruktur und Geschäftsprozesse einbetten lassen, d.h. sie benötigen die notwendigen Schnittstellen und Möglichkeiten zur Automatisierung von Abläufen. Darüber hinaus ist IoT in Fachabteilungen nur dann interessant, wenn es einen echten, messbaren Mehrwert liefert, der größer ist als bei anderen Nicht-IoT-Lösungen.

Digital Twin als Enabler für IoT-Rollouts

Digital Twins repräsentieren Dinge aus der realen Welt. Sie sind – vereinfacht dargestellt – wie das eigene, virtuelle Profil in den sozialen Netzwerken wie Facebook, nur von einem Gebäude oder einem Fernwärmenetz. Ein Digital Twin bündelt alle Informationen zu einem realen Objekt an einem Punkt. Hierzu gehören Eigenschaften (sog. Stammdaten, z.B. der Name oder technische Eigenschaften) als auch sich ständig ändernde Prozessdaten (z.B. Sensordaten). Im Gegensatz zu anderen Ansätzen gruppiert der Digital Twin Informationen nicht technologie-, sondern nutzerorientiert. Die Daten werden konsequent auf das tatsächliche Nutzerbedürfnis zugeschnitten.

Auch wenn das Konzept des Digital Twins nicht neu ist, kann ein Digital Twin erst mit der flächendeckenden Verbreitung von IoT sein volles Potential entfalten. Denn nur wenn der Digital Twin Zugriff auf die Feldgeräte hat, kann er verlässlich ein Echtzeit-Monitoring ermöglichen oder Prozesse automatisieren. Aber auch andersrum profitiert die IoT-Welt von Digital Twins, um z.B. komplexe (Infra-)Strukturen wie Versorgungsleitungen in Städten oder Gebäudekomplexe mit wenig Aufwand virtuell abzubilden.

Da man sich stets an realen Objekten oder Prozessen orientiert, ist für technologie-unerfahrene Nutzer diese Form der Darstellung zugänglicher als eine Gruppierung nach technischen Kriterien wie z.B. Sensorart. Insbesondere bei der Integration in bestehende IT-Systeme ist die am Geschäftsprozess orientierte Gruppierung hilfreich, da so alle notwendigen Daten an einem Endpunkt zur Verfügung stehen. Speziell im IoT-Umfeld ist der Digital Twin mehr als nur eine Datengruppierung. Dank seiner integrierten Intelligenz kann er die Sensordaten interpretieren und proaktiv Geschäftsprozesse in anderen Digital Twins oder IT-Systemen auslösen. Dieser höhere Grad der Automatisierung unterstützt speziell im Rollout von Anwendungsfällen und erhöht den Mehrwert durch IoT.

Der Digital Twin schlägt somit die fehlende Brücke von der IoT-Welt in bestehende Geschäftsprozesse. Er unterstützt Organisationen dabei, den Sprung vom Proof-of-Concept zum flächendeckenden Rollout zu meistern.

Der Digital Twin als Brücke zwischen den bestehenden Welten der Fachabteilungen und des Internets der Dinge

niota 2.0: Digital Twins für IoT

Mit niota 2.0 integriert DIGIMONDO erstmalig den Digital Twin in die IoT-Welt. Hierbei wurde das Konzept des Digital Twin nicht unreflektiert übernommen: Mit Erkenntnissen aus Pilotprojekten von Kunden und der langjährigen Erfahrung von DIGIMONDO wurde der Digital Twin auf die Bedürfnisse der IoT-Welt zugeschnitten. Herausgekommen ist eine neuartige IoT-Plattform, die sowohl die Bedürfnisse der IoT-Administratoren als auch die von Fachabteilungen adressiert.

Mit dem Digital Twin können Fachabteilungen in nur wenigen Mausklicks ihren Anwendungsfall und ihre Domäne virtuell abbilden. So lassen sich Digital Twins in Hierarchien organisieren, um Abhängigkeiten darzustellen und einen Überblick zu schaffen. Z.B. kann ein Gebäude aus mehreren Digital Twins bestehen, die jeweils einen Raum repräsentieren. Die in jedem Raum installierten Sensoren (Personenzähler, Temperatursensor, Belegungssensor etc.) sind direkt dem zugehörigen Digital Twin zugeordnet. Jeder Digital Twin hat darüber hinaus ein eigenes Dashboard, mit dem sich in Echtzeit alle Daten an einem Punkt überwachen lassen. Auch lassen sich relevante Geschäftsdaten, wie z.B. die Verantwortlichkeiten, Reinigungspläne, etc. für alle zugänglich am Digital Twin hinterlegt. Der integrierte Regel-Editor verleiht dem Digital Twin darüber hinaus “Intelligenz”: So kann ein Gebäude automatisch die Mitarbeiter informieren, wenn das CO2-Level im Raum den Grenzwert überschreitet.

IoT-Administratoren finden in niota 2.0 nicht nur die aus der vorherigen Version gewohnten Funktionalitäten wieder. niota 2.0 verbessert die langfristige Wartbarkeit von IoT-Infrastrukturen, indem es die Daten eines Sensors von dem konkreten Gerät entkoppelt. Historische Daten sind in niota 2.0 direkt einem Digital Twin zugeordnet, sodass beim Wechsel eines Gerätes (z.B. im Falle eines Defektes) die Historie nicht verloren geht. Auch bietet das neue System neue Konnektoren wie z.B. eine bidirektionale MQTT-Verbindung. Mit einer direkten Anbindung an offene Wetterdaten-Plattformen können IoT-Verantwortliche teure Hardware- und Wartungskosten für Sensorik in ihrer Stadt einsparen und direkt auf öffentlich verfügbare Daten anderer Anbieter zurückgreifen. Des Weiteren bietet niota 2.0 natürlich auch wieder die Möglichkeit einer umfangreichen Individualisierung der Benutzungsoberfläche, welche nun bereits bei der Login-Seite beginnt.

Zusammenfassung und Ausblick

Der Digital Twin ist das fehlende Puzzleteil, mit dem IoT den Kinderschuhen entwächst und in den Rollout gehen kann. Der Digital Twin ermöglicht nicht-IoT-erfahrenen Fachbereichen einen einfachen Zugang zu IoT und erleichtert die Integration der IoT-Welt in bestehende IT-Landschaften. Massenrollouts von Sensorik in Energieinfrastrukturen sind somit realisierbar. Der Digital Twin bietet somit einen wesentlichen Funktionsbaustein für zukünftige KI-Lösungen, welche items mit seinen Softwarelösungen Grid Insight: Water und Grid Insight: Heat benötigt.

niota 2.0 greift dieses Konzept auf und bietet hierfür die notwendigen Funktionalitäten. Mit wenigen Mausklicks lassen sich komplexe Szenarien wie die Überwachung städtischer Infrastrukturen, Gebäudeüberwachung oder die Nachverfolgung von Betriebsmitteln umsetzen. Auch unterstützt niota 2.0 im Vergleich zum Vorgänger noch mehr etablierte Protokolle und erleichtert die Wartbarkeit von IoT-Landschaften.

Auch in Zukunft werden items und DIGIMONDO den Fokus auf IoT-Rollouts und passende Lösungen für konkrete Anwendungsfälle weiter fokussieren. Mit dedizierten, maßgeschneiderten Modulen für z.B. das Metering und Asset Tracking können Kunden Mehrwerte mittels IoT umso einfacher realisieren. Des Weiteren wird niota 2.0 in den kommenden Versionen um erweiterte Funktionalitäten für die Datenverarbeitung und Integration mit Drittsystemen anbieten.

niota 2.0’s Digital Twin in Aktion: Visualisierung unterschiedlicher Sensordaten eines Gebäudes in der Kartenansicht mit Dashboard

Ein Gastbeitrag von:

Dennis Kolberg

Product Manager von Digimondo

dennis.kolberg@digimondo.de

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

Blockchain Initiative Energie +

Die items GmbH ist seit 2018 Mitglied der Blockchain-Initiative Energie+ im EDNA Bundesverband Energiemarkt & Kommunikation e. V. und versteht sich als Interessensvertreter der beteiligten Marktpartner und will die Akzeptanz und Einführung dieser revolutionären Technologie in der Energiewirtschaft frühzeitig fördern. Dazu gehört der Aufbau von Infrastrukturen ebenso wie die Beeinflussung rechtlicher und politischer Rahmenbedingungen. Auf diese Weise sollen die Chancen der Blockchain und anderer Technologien für datengetriebene Innovationen erschlossen sowie in Wechselwirkung damit auch neue Geschäftsmodelle für die Energiewirtschaft entwickelt und vorangetrieben werden. Dabei engagiert sich die Blockchain-Initiative Energie+ nicht nur national, sondern auch auf europäischer Ebene.

BEMD

Seit dem 01.01.2014 ist die items GmbH Mitglied im Bundesverband der Energiemarktdienstleister und fördert den Austausch gemeinsamer Interessen.

Der BEMD ist in drei Richtungen aktiv:

Als Forum für Energiemarktdienstleister
Als Informationsplattform für den Markt
Als Interessenvertreter für Energiemarktdienstleistungen

Die Anforderungen des Marktes verknüpfen sich so mit den Perspektiven der Dienstleister zu einem gemeinsamen Kurs.

Redispatch 2.0 – Das Stromnetz wird 2021 flexibler

Flexbilität im Stromnetz

Die Energieerzeugung ist längst nicht mehr wie vor 20 Jahren ein Geschäft für wenige hunderte konventionelle Kraftwerke. Mittlerweile erzeugen mehr als 1,7 Millionen Erneuerbare Energien- Anlagen (EE-Anlagen) elektrische Energie und müssen in das Stromnetz integriert werden. Hinzu kommt eine steigende Anzahl neuer Verbraucher wie Wärmepumpen oder Elektromobile, die in das Netz integriert werden müssen. Für ein physikalisches System, bei dem zu jedem Zeitpunkt genauso viel Energie verbraucht wie erzeugt werden muss und für das die physikalischen Grenzen, wie z. B. die der Transportkapazität beachtet werden müssen, stellt dies unter Berücksichtigung des weiteren Ausbaus an EE-Anlagen eine enorme Herausforderung dar. Ein Instrument zur Gewährleistung der Netzstabilität stellen die sogenannten Redispatch-Maßnahmen dar.

Was ist Redispatch?

Der Begriff Redispatch steht für die Änderung der Kraftwerkeinsatzplanung zur Vermeidung von Netzengpässen. Dies geschieht auf Basis von Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnungen. Für die Netzstabilität ist in diesem Zusammenhang der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erforderlich, der eine Übersicht über die Ein- und Ausspeisepunkte der verschiedenen Netzebenen erstellt und nutzt.

Grundsätzlich wird im Rahmen des Redispatch zwischen Standard-Redispatch-Maßnahmen und Sondermaßnahmen differenziert. Bei einer Redispatch-Maßnahme geht es vor allem darum, Netzengpässe zu verlagern, indem Kraftwerke an Standorten mit einer hohen Energienachfrage aktiviert werden und im Gegenzug Kraftwerke in Regionen mit geringerer Nachfrage ihre Erzeugung drosseln müssen (Standard-Redispatch-Maßnahme). Ist auf Basis der Berechnung ein Netzengpass absehbar, weist der Übertragungsnetzbetreiber die Anlagenbetreiber an, ihren Fahrplan zu ändern. Für die Abweichung erhalten die Anlagenbetreiber eine Entschädigung. Die Berechnung erfolgt auf Basis des BDES-Branchenleitfadens zur Vergütung von Redispatch-Maßnahmen.

In diesem Kontext ist zwischen dem negativen und positiven Redispatch zu differenzieren. Bei Sondermaßnahmen ist ein Engpass nicht zeitlich vorhersehbar, weswegen eine Anweisung zur Änderung des Kraftwerkeinsatzplans kurzfristig durch den ÜNB erfolgt. Der Redispatch wird heute mit konventionellen Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt.

Auslöser, das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)

Auf Grund des starken Zubaus von EE-Anlagen in den letzten 10 Jahren, zunehmenden Netzengpässen auf den unteren Netzebenen sowie den geplanten Kapazitätsverringerungen konventioneller Erzeugungsanlagen, wie z. B. dem geplanten Kohleausstieg, wird derzeit eine Reform des Redisptach geplant. Ausgangsbasis hierfür ist das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG), das neue Vorgaben zum Umgang mit Netzengpässen enthält und ab dem 01. Oktober 2021 umzusetzen ist. Die einzelnen Regelungen des Einspeisemanagements für EE- und KWK-Anlagen werden in das EnWG überführt. Das Vorhaben wird in der Branche als Redispatch 2.0 bezeichnet.

Im Gegensatz zu früher schließen die Neuregelungen alle 890 Verteilnetzbetreiber (VNB) mit ein, da jeder VNB verpflichtet wird, am Redispatch teilzunehmen. Für viele Netzbetreiber bedeutet dies die Implementierung neuer Prozesse, die für eine gemeinsame Kommunikation und Datenaustausch notwendig sind. Die Änderungen sind jedoch noch nicht final beschlossen und werden derzeit von den Verbänden in Zusammenarbeit mit der Regulierungsbehörde erarbeitet.

Redispatch 2.0

Im Gegensatz zur bestehenden Regelung des Redispatch sollen nicht mehr nur noch die konventionellen Anlagen mit einer installierten Leistung größer 10 MW in das Redispatch integriert werden. Im Rahmen der Gesetzesnovelle sind auch konventionelle und KWK-Anlagen zwischen 0,1 bis 10 MW installierter Leistung zu integrieren. Ebenfalls sind alle EE-Anlagen größer 0,1 MW zu berücksichtige sowie alle EE-Anlagen, die kleiner 0,1 MW sind und über eine Steuerungseinheit verfügen. Dies würde alle EE-Anlagen betreffen, die über ein intelligentes Messsystem mit einer Steuerbox verfügen. Bis 2032 dürften hiervon alle Anlagen mit einer installierten Leistung größer 7 kW betroffen sein. Somit sind in Zukunft nicht mehr wenige einzelne Großkraftwerke vom Redispatch betroffen, sondern auch ein Großteil der mehr als 1,7 Millionen EE-Anlagen.

Darüber hinaus sind nicht mehr nur die Anlagenbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichen betroffen, sondern auch die Verteilnetzbetreiber der ersten sowie nten-Ebene. Die Entschädigungsprozesse sollen im Kern auf dem Branchenleitfaden für die Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen beruhen sowie dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 der BNetzA.

ERklärung Redispatch 1.0 vs. 2.0 — © items GmbH

Diskutierte Redispatch-Modelle

Wie ein finales Modell am Ende aussehen könnte, welcher Datenbedarf besteht und welche Prozesse im Einzelnen noch auszugestalten sind, findet sich derzeit noch im Bearbeitungsprozess. Die aktuellen Entwicklungen können auf der Website des BDEW nachverfolgt werden. Im Rahmen des Entwicklungsprozesses differenziert der BDEW zwischen drei unterschiedlichen Bilanzierungsmodellen:

Modell 0 für konventionelle und KWK-Anlagen
Modell 0+ für EE-Anlagen
Modell 1 für EE-Anlagen

Für die Modelle 0 und 0+ ist u. a. die Lieferung von Planungsdaten erforderlich, wohingegen Modell 1 auf Planungsdaten verzichtet. Insgesamt differenzieren alle Modelle zwischen unterschiedlichen Leistungsstufen und zu übermittelnden Daten. Je nach installierter Leistung müssen ggf. Planungs-, Stamm-, Echtzeitdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und marktbedingte Anpassungen der Fahrweise durch Bilanzkreisverantwortliche bei PV/Wind mitgeteilt werden.

Eine Kernaufgabe der Netzbetreiber wird die Berechnung und Mitteilung von Flex-Ressourcen sein, die aggregiert werden müssen, so dass einzelne Cluster gebildet werden können. Die Flex-Ressourcen spiegeln die Flexibilitätsoptionen der Erzeugungsanlagen wider. Hierfür ist eine Prognose für den Folgetag auf 15min-Basis notwendig. Die Abrechnung erfolgt ebenfalls über den Netzbetreiber. Hierfür wird wahrscheinlich das Spitz- oder Pauschalverfahren nach dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 eingesetzt. Inwiefern sich die einzelnen Prozesse und Modelle weiterentwickeln bleibt diesbezüglich abzuwarten.

Auch VNB ohne EinsMan vom Redispatch betroffen

Grundsätzlich ist jedoch zu beachten, dass alle Anlagenbetreiber nach dem NABEG verpflichtet sind am Redispatch teilzunehmen, auch wenn die Anlage derzeit nicht Teil des EinsMan ist. Diesbezüglich ist der Anlagenbetreiber verantwortlich für:

Meldung/Ergänzung von Stammdaten und Verwaltung bei Änderungen
Erstellung und Aktualisierung der Einspeiseprognose bei Anlagen, die nicht durch EIV verbindlich planbar sind
Ergänzung/Aktualisierung der netztechnischen Wirksamkeit von Anlagen im eigenen Netz auf Übergabepunkte des vorgelagerten Netzes
Meldung von Flexibilitätsbeschränkungen für vorgelagerte Netzbetreiber
Wenn der ANB die Anlagen in seinem Netzgebiet selber anweist, kommen weitere Pflichten, wie z. B. der Bilanzkreisausgleich und die Abrechnung hinzu.

(Quelle BDEW)

Auswirkungen auf die ARegV

Durch die Neugestaltung des NABEG ist bislang noch unklar, welche Auswirkungen sich für die Erlösobergrenze für Netzbetreiber ergeben. Es ist jedoch davon auszugehen, dass der Verwaltungsaufwand für Maßnahmen des Engpassmanagements durch die steigende Anlagenzahl zunehmen wird. Dadurch steigt auch die Nachweispflicht gegenüber der Regulierungsbehörde, sofern die Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (dnbk) anerkannt werden sollen. Nach §15 EEG liegt dies dann bei EE-Anlagen vor, wenn die Maßnahme erforderlich war, diese nicht durch den Netzbetreiber zu vertreten ist und die Zahlung im gesetzlichen Rahmen liegt.

Durch die Tatsache, dass die meisten Erzeugungsanlagen bedingt durch die Energiewende vor allem im Verteilnetz installiert werden, wird der VNB in Zukunft wahrscheinlich einen erhöhten Aufwand gegenüber der Regulierungsbehörde haben. Hinzu kommt, dass der Verwaltungsaufwand in der Regel über eine Pauschale abgedeckt werden muss. Dadurch ist der VNB gezwungen, möglichst automatisierte Prozesse zu etablieren. Hinzu kommt die aktuelle Problematik der mangelnden Datenbasis im Verteilnetz. Viele Verteilnetzbetreiber haben keine Informationen über genaue Netzengpässe oder Spannungsbandverletzungen. Diese könnten aber gerade auf Verteilnetzebene notwendig werden, wenn z. B. mehrere Ladesäulen und EE-Anlagen auf einem Strang angeschlossen sind. Hier stellt sich auch die Frage, ob die derzeitige Planung des BDEW mit Stammdaten und einer Überschlagsrechnung für EE-Anlagen unter 100 kW ausreicht oder nicht vielmehr ein Echtzeitmonitoring des Verteilnetzes notwendig ist.

Entwicklung weiterhin offen

Viele Fragen sind im Rahmen der Ausgestaltung des Redispatch 2.0 noch offen und werden sicherlich in den nächsten Monaten konkretisiert werden. Spannend dürfte für Netzbetreiber vor allem werden, welche Daten im Verteilnetz erhoben werden müssen, um die Anforderungen des Redispatch 2.0 zu erfüllen. Es dürfte auch die Automatisierung der Prozesse zur Reduktion des Verwaltungsaufwands von hoher Priorität sein. So könnte die Flex-Prognose je Anlage auf 15min-Basis für den Folgetag für VNBs ein hoher Aufwand darstellen, da u. a. die Volatilität der EE-Anlagen zu berücksichtigen ist.

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.

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).

PV-Anlagen im Post EEG-Zeitalter

Über eine Millionen EEG-Anlagen in zwölf Jahren

Der Klimawandel und die Pariser Klimaziele stehen aktuell, insbesondere auch im Kontext von Fridays for Future, im Mittelpunkt des öffentlichen Interesses. Das Ziel von mindestens 80 % Erneuerbaren Energien stellt hierbei das selbsternannte Ziel der Bundesregierung dar. Bereits Anfang 2000 wurden hierfür die Weichen mit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zur Förderung alternativer Energiequellen gestellt. Das EEG sollte im Kern dazu dienen, regenerative Energien in ihrer Entwicklung zu fördern. Mittlerweile liegt der Anteil des regenerativ produzierten Stroms in Deutschland bei über 40%.

Der Zubau entstand vor allem auf Grund der staatlich garantierten Einspeisevergütung für eine Dauer von 20 Jahre durch das EEG. Ende des nächsten Jahres werden also die ersten Erneuerbaren Energien-Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. Für die Anlagenbetreiber stellt sich deswegen die Frage, was mit ihrer Anlage passieren soll und welche Möglichkeiten des Weiterbetriebs bestehen.
Bis zum Jahr 2032 sollen laut Analyse der Übertragungsnetzbetreiber über eine Millionen Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. So steht die Frage im Vordergrund, wie mit diesen Anlagen zu verfahren ist. Im Rahmen dieses Blogbeitrages soll der Fokus auf PV-Anlagen liegen.

PV-Anlagen benötigen einen Direktvermarkter

Wie für alle regenerativen Erzeugungsanlagen garantiert das EEG ein Einspeiseprivileg für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Dies bedeutet für den erzeugten Solarstrom aus Post-EEG-Anlagen die Erhebung einer EEG-Umlage von 40% nach §61a EEG. Somit entfällt das Privileg des Eigenverbrauchs für PV-Anlagen < 10 kW_peak.

Ebenso endet die Tätigkeit des Übertragungsnetzbetreibers als Vermarkter des eingespeisten Stroms in die Versorgungsnetze, sofern sich die Anlagen nicht in der Direktvermarktung befinden. Dies bedeutet für den Anlagenbetreiber, dass jede erzeugte Kilowattstunde Strom, die nicht eigenverbraucht werden kann und in das öffentliche Netz eingespeist wird, durch einen Direktvermarkter abgenommen werden muss. Ansonsten müsste der Anlagenbetreiber selbst die Rolle des Lieferanten und Vermarkters einnehmen. Gerade für kleine Haushaltsanlagen birgt dies jedoch einen zu hohen Aufwand. Dazu kommt, dass unabhängig von der Frage, wer die Rolle des Direktvermarkters übernimmt, der Wechsel der Vermarktungsform dem zuständigen Netzbetreiber mitgeteilt werden muss. Gleiches gilt auch für Windkraftanlagen, welche im Rahmen des Beitrags nicht betrachtet werden sollen, auch wenn die meisten Vermarktungsmodelle ähnlich zur Photovoltaik sind.

Herkömmliche PV-Anlagen sind in der Regel für einen längeren Betrieb als 20 Jahre konzipiert und verfügen in der Regel nach 20 Jahren noch über 80% ihrer ursprünglichen Leistung. Aus diesem Grund ist zu klären, welche Weiterbetriebsmodelle für Post-EEG-Anlagen denkbar sind.

Unterschiedliche Betriebsmodelle für Post EEG-Anlagen

Für Photovoltaikanlagen sind mehrere Modelle denkbar. Grundsätzlich sind hierfür im Kern drei Fragen zu beantworten:

Wem soll in Zukunft die Anlage gehören? Dem ursprünglichen Besitzer oder einem Dritten?
Soll überschüssige Energie in das Netz eingespeist werden?
Über welchen Zeitraum soll die Anlage betrieben werden?

Im Regelfall ist davon auszugehen, dass ein Weiterbetrieb der Anlagen über Direktvermarkter erfolgen wird, wobei die Anlage im Besitz des ursprünglichen Erzeugers bleibt. Gegen eine monatliche Pauschale oder eine feste Vergütung pro kWh kann der Strom an der Börse in das Portfolio des Direktvermarkters aufgenommen werden. Die rechtlichen Pflichten der Vermarktung, Prognose etc. übernimmt der Dienstleister.

Zur Steigerung der Effizienz kann der Eigenverbrauch durch einen Stromspeicher optimiert werden. Die Sinnhaftigkeit ist hierbei jedoch vom Zustand der Erzeugungsanlage und der Dauer des geplanten Weiterbetriebs abhängig. Der Energievertrieb kann über eine Börse oder über dezentrale, bilaterale Handelsplätze stattfinden.

Demgegenüber steht die Alternative des Repowerings der Solaranlage, bei der die Erzeugungsanlage zu einem gewissen Grad erneuter wird und dann im Sinne des EEGs als Neuanlage gewertet wird. Hierbei entsteht ein erneuter, aber verringerter Vergütungsanspruch, für 20 Jahre zzgl. des Inbetriebnahmejahrs im Sinne des EEG. Hierbei ist jedoch die Größe des Anschlusses zu berücksichtigen, der evtl. nicht für ein Repowering ausgelegt wurde. Die Anforderungen diesbezüglich sind mit dem zuständigen Netzbetreiber zu klären.

Alternativ kann die Anlage mit einem Energiespeicher zur Eigenstromversorgung optimiert und am Wechselrichter komplett auf der Einspeiseseite abgeregelt werden. So entfällt die Verpflichtung der Auswahl eines Direktvermarkters. Die Maßnahme ist ebenfalls beim zuständigen Netzbetreiber zu melden. Genauso sind Konstruktionen mit einem Heizstab in einem Spitzenlastkessel der Heizungsanlage denkbar, der durch die PV-Anlage mit überschüssiger Energie versorgt wird. Da die PV-Anlage bereits abgeschrieben ist, ist eine wirtschaftliche Betriebsweise möglich.

Darüber hinaus besteht auch die Möglichkeit, die PV-Anlage an einen neuen Betreiber zu verkaufen, der die Pflichten der Energiebelieferung übernimmt. Hierbei ist auch die Kombination eines Mieterstrommodells denkbar, da die Energieerzeugung und -abnahme nicht durch eine Person übernommen wird.

Bei einer Umrüstung auf Eigenverbrauch ist jedoch eine Veränderung des Messkonzeptes zu berücksichtigen und ggf. notwendig, um eine abrechnungskonforme Bilanzierung sicherzustellen. Dies kann zu zusätzlichen Kosten beim Messsystem führen, wie auch zu einer Veränderung des Zählerschrankes, der ggf. nicht über den notwendigen Platz verfügt.

Strategien der Anlagenwartung

Im Rahmen des Weiterbetriebs von PV-Anlagen ist in jedem Fall die geplante Dauer des Weiterbetriebs zu klären. Hierbei ist zwischen drei verschiedenen Betriebsweisen zu differenzieren:

1. langfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen langfristigen Weiterbetrieb ausgelegt. Es existiert ein umfangreiches Wartungs- und Versicherungskonzept, um die Leistungsfähigkeit der Anlage zu erhalten. Die Anlage wird lediglich bei einem Großkomponentenschaden nicht weiterbetrieben.

2. mittelfristige Betriebsweise:

Die Betriebsweise ist für einen mittelfristigen Weiterbetrieb über mehrere Jahre ausgelegt. Es wird eine jährliche Wartung durchgeführt. Einzelne, kostengünstige Wartungsmaßnahmen werden durchgeführt. Bei mittleren bis größeren Schäden wird der Betrieb der Anlage eingestellt.

3. kurzfristige Betriebsweise:

Die kurzfristige Betriebsweise ist bis zum ersten Schadensfall ausgelegt. Es werden lediglich die notwendigen Wartungsmaßnahmen durchgeführt. Bei einem relevanten Schadensfall wird die Anlage nicht mehr weiterbetrieben. Das Ziel der Betriebsweise ist die Erzielung der maximalen Rendite bei möglichst geringen Instandhaltungskosten.

Bei der Auswahl der jeweiligen Strategie sind vor allem der Standort, der Zustand und die noch vorhandene Leistungsfähigkeit der Anlage zu berücksichtigen. Bei stark beschädigten Anlagen ist entweder die Installation einer Neuanlage sinnvoll oder die kurzfristige Betriebsweise.

Post EEG – Chance für EVUs

Gerade für Stadtwerke stellen Post-EEG-Anlagen ein ungeheures Potenzial dar. Oft sind in einem Netzgebiet 10% aller Haushalte (sofern es sich um ein EVU im ländlichen Raum handelt) mit einer Erneuerbaren-Energien-Anlage ausgestattet, die in den nächsten Jahren aus der Förderung herausfallen können. Hier bietet sich für Stadtwerke das Potenzial, die Rolle des Direktvermarkters zu übernehmen oder die Anlage als Mieterstromanlage weiterzubetreiben. Darüber hinaus können weitere Services im Bereich E-Mobilität integriert werden. Das EVU rückt so stärker in die Rolle eines Dienstleisters, die zur Bindung der Kunden immer notwendiger wird.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

Energiemanagement – effizient mit LoRa

Energiebewusstsein für Unternehmen

Der Umgang mit Energie ist auch in Unternehmen zunehmend ein politisches, wie auch inhaltliches Thema. Durch die Proteste von Fridays for Future rückt das Verhalten und der Umgang mit Energie eines jeden Einzelnen zunehmend in den Vordergrund. Auch Unternehmen sind von dieser Debatte nicht ausgeschlossen.

In diesem Zusammenhang gibt es bereits seit einigen Jahren verschiedene Managementsysteme, die Unternehmen ab einer gewissen Mindestgröße umzusetzen haben, um einen Überblick über den eigenen Energieverbrauch zu erlangen und den Verbrauch kontinuierlich zu senken. Kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) sind maximal verpflichtet, ein Energieaudit durchzuführen, das die Abbildung des Gesamtenergieverbrauchs zu einem Zeitpunkt t zur Ableitung von Energieeinsparmaßnahmen zum Ziel hat. Immer mehr Unternehmen führen hingegen ein sogenanntes Energiemanagementsystem (EnMS) ein, um entweder neuen regulatorischen Verpflichtungen nachzukommen oder finanzielle Vorteile in Anspruch nehmen zu können.

Was ist ein Energiemanagementsystem?

Die Einführung eines EnMS, dass die Abbildung des Energieverbrauchs bei kontinuierlicher Verbesserung der Energieeffizienz des Unternehmens fördern soll, ist in der ISO 50001 beschrieben. Das EnMS basiert in diesem Kontext auf dem klassischen PDCA-Zyklus (Plan, Do, Act, Check). Im Gegensatz zum Energieaudit, ist die Umsetzung von Maßnahmen verpflichtend. Hierfür sind einzelne Aktionspläne zu definieren und in festgelegten Zeiträumen umzusetzen.

Ein EnMS besteht insgesamt aus drei Bausteinen: einem etablierten Managementsystem, das Verantwortliche innerhalb der Organisation benennt, und einem Dokumentenmanagementsystem. Darüber hinaus umfasst das EnMS ein aktives Energiemonitoring der eigenen Verbräuche an Hand festgelegter Bilanzgrenzen des Unternehmens, auf dessen Basis Energieeinsparmaßnahmen getroffen werden. Der Prozess wird dabei oft von einer EnMS-Software gestützt. Ausgangsdaten für ein EnMS können Strom-, Wasser-, Gasverbräuche sein, aber auch Druckluft, Heizöl, Prozesswärme oder Benzinverbräuche. Sämtliche Energieträger sind innerhalb eines Unternehmens zu berücksichtigen.

Die Mehrwerte eines EnMS

Die Beweggründe für ein EnMS haben oft finanzielle oder rechtliche Hintergründe. Wollen Unternehmen zum einen eine Bafa-Förderung in Anspruch nehmen, ist die Umsetzung eines EnMS in der Regel verpflichtend. Gleiches gilt für eine Abgabenreduzierung oder Abgabenbefreiung wie es z. B. bei der Stromsteuer oder EEG-Umlage der Fall ist. Des Weiteren können die Daten auch zur Vermeidung von Lastspitzen verwendet werden, um die eigenen Netznutzungsentgelte zu optimieren.

Probleme eines EnMS heute

In der Praxis steht und fällt der Erfolg eines EnMS mit der notwendigen Datenqualität. Je mehr Daten erhoben werden, desto besser können Energiefresser identifiziert und Einsparmaßnahmen umgesetzt werden. Hierfür ist ein Submetering-System erforderlich, über das die einzelnen Energieverbräuche erfasst und zur Berechnung der KPI genutzt werden können. Oft werden die Zähler von den Mitarbeitern abgelaufen und die Daten werden entweder nachträglich manuell in das IT System eingepflegt oder es erfolgt eine Datenübermittlung durch eine App. In jeden Fall sind jedoch Mitarbeiterressourcen erforderlich, um die Messwerte zu erheben.

Effizientes Submetering durch LoRa

Der Einsatz wertvoller Mitarbeiterressourcen kann mit LoRaWAN-fähigen Zählern bzw. Sensorik reduziert werden. Durch die günstige Konnektivitätstechnologie können Zähler schneller, in genau festgelegten Zeiträumen und mit einer besseren Datengranularität ausgelesen werden.

Hierfür ist eine intelligente Technologie-Architektur notwendig, welche die Daten über einen LoRa-Netzwerkserver überträgt und diese durch eine Middleware aufbereitet. Die Daten werden anschließend an die Applikation, das EnMS weitergeleitet. Hier kann der Mitarbeiter Energieeinsparmaßnahmen planen. Kommt es zur Überschreitung von Grenzwerten, wird z. B. eine Push-Benachrichtigung auf ein mobiles Endgerät geschickt.

EnMS, ein Geschäftsmodell für Stadtwerke

Es ist davon auszugehen, dass das Thema Energiemanagement weiterhin an Bedeutung gewinnen wird. Gerade kleinere Unternehmen werden mit einer hohen Wahrscheinlichkeit immer stärker mit dem Thema Energiekosten und regulatorischen Auflagen konfrontiert werden. Hierbei sind Stadtwerke oft erste Ansprechpartner, da diese nicht nur selbst ein EnMS für ihr eigenes Unternehmen umsetzen müssen, sondern diese Aufgabe oft auch von ihrer Kommune für deren eigene Liegenschaften übernehmen.

Der Einbau von Sensorik wie z. B. Strom-, Wasser- oder Wärmezähler, stellt eine Kernkompetenz eines jeden Stadtwerks da, neben dem technischen Verständnis für Energieoptimierung. Das Stadtwerk kann hierbei als Dienstleister für ein EnMS für kleinere Kunden auftreten. Mit einem mandantenfähigen IT-System ist das Stadtwerk in der Lage, die einzelnen EnMS der Kunden zu verwalten. Gerade im Kontext der sinkenden Margen im Stromvertrieb stellt das Geschäft der Energiedienstleistung ein neues Geschäftsfeld für die Stadtwerke dar, dessen Kernkompetenzen bereits heute vorhanden sind.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH

Von der IoT-Wertschöpfungskette zum Geschäftsmodell

IoT: Eine Wertschöpfungskette für Praktiker

Buzzwords wie Smart City oder das Internet of Things geistern schon lange durch den Raum. Viele Stadtwerke testen bereits ihre ersten Prototypen mit LoRaWAN und planen bei einzelnen Use-Cases einen größeren Rollout wie z. B. bei der Überwachung von Ortsnetztransformatoren.

Ein flächendeckender Einsatz eines IoT-Netzes für eine Vielzahl von Use-Cases bedeutet jedoch die Etablierung von standardisierten Prozessen, um einen ordnungsgemäßen Betrieb des IoT-Netzes, wie auch der Use-Cases sicherzustellen.

In diesem Zusammenhang soll der Beitrag einen groben Überblick über die einzelnen Themen des Geschäftsfeldes IoT geben. Die Darstellung der Übernahme einzelner Aufgaben durch bestimmte Rollen ist exemplarisch zu betrachten und kann in der Praxis je nach Mindset des Stadtwerks abweichen.

Überblick Geschäftsfeld IoT items — Geschäftsfeld IoT

Einzelthemen im Bereich IoT – Was ist zu tun?

Hardware als Fundament des IoT

Das wichtigste in einem Funknetz ist die notwendige Sensorik und Aktorik. Hierfür sind in der Regel spezielle Hardwarekomponenten teils hochspezialisierter Hersteller erforderlich. Gerade bei einem flächendeckenden Rollout ist es erforderlich, industrietaugliche Hardware mit entsprechender Zertifizierung zu verwenden. Der Einsatz selbstgebauter und teilweise mangelhaft zusammengesetzter Hardware ist nicht zu empfehlen, da sich diese mit hoher Wahrscheinlichkeit als zu fehleranfällig erweisen kann. Gerade Zertifizierungen und Hardwaretests etc. sind sehr zeit- und kostenintensiv, so dass diese nicht durch Stadtwerke übernommen werden sollten. Lediglich für einzelne Spezialfälle kann ggf. eine Ausnahme gemacht werden.

Softwareanbindung

Neben einer funktionierenden Hardware ist ebenso die Software für die Verwaltung der Sensorik sowie des jeweiligen Anwendungsfalls zu berücksichtigen. Diese muss ggf. an das jeweilige IT-System des Stadtwerks angepasst werden. Gerade das Thema Schnittstellen ist hierbei von hoher Bedeutung, da die Software des Herstellers evtl. auch Daten aus dem eigenen Datenhub benötigt. Hierfür wird in der Regel auf den Dienstleister der verwendeten IoT-Plattform zurückgegriffen.

Technische Beratung & Implementierung

In der Praxis erweist es sich oft als schwierig, die geeignete Hardware zu identifizieren. Gerade im Kontext von LoRaWAN existiert eine Vielzahl fehleranfälliger und nicht funktionsfähiger Hardware. Hier kann auf die Expertise von Dienstleistern und Hardwareherstellern zurückgegriffen werden, die bereits erste Erfahrungen in der Praxis gemacht haben. Gleiches gilt für IoT-Softwarelösungen, die einen hohen Unterschied im Reifegrad aufweisen können.

Die technische Implementierung übernimmt dabei in der Regel der beauftragte Dienstleister.

Strategie- und Produktentwicklung

Bei den Themen Smart City und Internet of Things handelt es sich im Grunde um ein Querschnittsthema, das nicht in Form einzelner Projekte gesehen werden sollte, sondern ganzheitlich zu betrachten ist. Die Entwicklung des eigentlichen Produktes ist dann sehr individuell zu betrachten; der Leistungsanteil zwischen dem Stadtwerk, Dienstleister und Hardwarehersteller kann dabei sehr stark schwanken.

Sensorinstallation & Vertrieb

Die Installation der Sensoren vor Ort findet grundsätzlich durch das Stadtwerk statt, das bereits heute über das notwendige Wissen durch den Betrieb von Infrastruktur verfügt. Ggf. kann dies der Kunde des Stadtwerks auch selbst tun, wenn es sich um ein B2B- oder B2C-Geschäftsmodell handelt. In der Praxis wird meistens mit internen Use-Cases begonnen, um erste Erfahrungen mit IoT-Anwendungsfällen zu sammeln.

Vom Projekt in den Betrieb

Field-Service – die Basis für IoT

Wie bereits erwähnt, besteht ein IoT-Netz aus einer Vielzahl miteinander vernetzter Sensoren. Diese müssen auf der einen Seite implementiert und auf der anderen Seite ggf. in regelmäßigen Abständen überprüft werden. Spätestens bei batteriebetriebener Sensorik muss am Ende des Lebenszyklus ein Wechsel der Batterie erfolgen. Darüber hinaus werden für den jeweiligen Anwendungsfall unterschiedliches Wissen und Fähigkeiten benötigt.

So benötigt ein einfacher Temperatursensor innerhalb eines Gebäudes keine Installation durch eine zertifizierte Fachkraft, während die Montage eines Wasserzählers in Schächten eine qualifizierte Ausbildung erfordert. Gerade das breite Spektrum an Anwendungsfeldern erfordert ein hohes Maß an Kompetenzen, die in der Regel innerhalb eines Energieversorgungsunternehmens vorzufinden sind.

Nicht nur die Installation und Wartung von Sensoren wird im Field-Service mitberücksichtigt, sondern auch die der notwendigen Gateways, wenn es sich beispielsweise um ein LoRaWAN-Netz handelt, das durch das Energieversorgungsunternehmen selbst betrieben wird.

Netzbetrieb LoRaWAN

Betreibt ein Energieversorgungsunternehmen selbst ein IoT-Netz, wie zum Beispiel ein LoRaWAN-Netz, dann ist die Übernahme der Tätigkeit des Netzbetriebs notwendig, wie es auch heute schon bei Energieversorgungsnetzen der Fall ist. Bei einem LoRaWAN-Netz ist zum Beispiel darauf zu achten, dass nicht alle Sensoren mit dem Spreading-Faktor 12 senden, da ansonsten die Datenübertragung gestört werden kann.

Darüber hinaus kann es im operativen Betrieb auch zu einer Störung der Gateways kommen. Diese können sich beispielsweise aufhängen und müssen neugestartet werden. Dies kann u. a. per Remote-Zugriff oder Unterbrechung der Stromverbindung erfolgen. Das genaue Vorgehen ist jedoch abhängig von der jeweiligen Technologie.

IT-Betrieb

Neben dem Betrieb des Netzes ist auch der Betrieb der IT-Infrastruktur erforderlich. Dies umfasst zum einen den Betrieb der erforderlichen Server und zum anderen das Einspielen neuer Releases.

Anwendungsbetrieb und Betreuung

Die IoT-Lösungen bestehen in der Regel aus einer Kombination von Hard- und Softwarelösungen. Gerade IT-Systeme benötigen diesbezüglich eine Anwendungsbetreuung, um auf Fehler im System, Anwendungsfragen wie auch Fragen nach potentiellen Features reagieren zu können.

Nach ITIL wird dabei zwischen dem First-, Second- und Third-Level-Support differenziert. Der Third-Level-Support wird in der Regel vom Hersteller der Sensorik bzw. der Entwicklungsfirma der Softwarelösung durchgeführt. First- und Second-Level-Support können durch einen IT-Dienstleister übernommen werden. In der Praxis gibt es dazu oft vereinbarte Rahmenverträge über eine bestimmte Laufzeit.

Fachbereich Stadtwerk

Bei IoT-Anwendungsfällen ist zu differenzieren, welche Art von Use-Cases umgesetzt und betrieben werden. Bei internen Prozessen, wie zum Beispiel der Überwachung von Ortsnetztrafostationen mittels LoRaWAN-fähiger Sensorik, ist der jeweilige Fachbereich für den ordnungsgemäßen Betrieb der Sensorik sowie den Einsatz der Softwarelösung verantwortlich.

Kundenservice B2B und B2C

Neben internen Use-Cases gibt es ebenfalls Produkte für den B2B- und B2C-Bereich. Hierfür ist ein Kundensupport seitens des Energieversorgungsunternehmens notwendig. Sensorik muss ggf. bestellt und dem Kunden zur Verfügung gestellt werden. Eine klassische Delivery-Kette bis zum Endkunden ist aufzubauen. Daneben ist ein Kundensupport zu etablieren, der Störungen und Fehler aufnimmt sowie dem Kunden beratend zur Seite steht.

Fazit

Alles in allem ist festzuhalten, dass das Geschäftsfeld IoT aus einer Vielzahl von Einzelthemen und Betriebsprozessen besteht. Die konkrete Ausgestaltung der Details der Prozesse ist abhängig von den jeweiligen Use-Cases, wobei ein Field-Service, der Netzbetrieb, der IT-Betrieb sowie eine Anwendungsbetreuung immer notwendig sind. Generell ist in der Praxis immer der Beginn mit internen Anwendungsfällen zu empfehlen.

Marcel Linnemann

Innovationsmanager / Energiewirtschaft 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.

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.

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

Die EU erweitert die Pflichten des Submeterings

Heizkostenverteiler müssen spätestens ab 2027 fernausgelsesen werden

Das Thema Smart Metering beschäftigt die Energieversorgungsbranche schon seit mehreren Jahren. Seit Ende 2018 steht nun das erste zertifizierte Smart-Meter-Gateway (SMGW) zur Verfügung, so dass ab 2019 mit dem flächendeckenden Rollout begonnen werden kann. Passend zu Beginn des Rollouts erweitert die EU mit dem Beschluss der neuen Energieeffizienzrichtlinie im Rahmen des EU-Winterpakets die Aufgaben und Pflichten im Bereich Submetering.

Spartenübergreifende Ablesung wird Pflicht

Im Rahmen der Überarbeitung der Energieeffizienzrichtlinie schreibt die neue Richtlinie die Einführung eines Verpflichtenden Submeterings vor, wenn es sich um ein Mehrzweckgebäude oder mehrere Wohneinheiten mit einer zentralen Anlage zur Wärme-/Kälteerzeugung handelt oder dieses über einen Zugang zu einem Fernwärme-/Fernkältesystem verfügt. In diesem Fall sind individuelle Verbrauchszähler in allen Wohneinheiten zu implementieren, wenn dies technisch durchführbar und kosteneffizient zu realisieren ist. Ist der Einsatz von individuellen Zählern nicht möglich, sind an jedem Heizkörper Heizkostenverteiler zu verwenden. Von einer Installation kann nur abgesehen werden, wenn eine Kosteneffizienz nach den Richtlinien und Regeln des jeweiligen Mitgliedstaates nicht gegeben ist. Die Bewertung der Kosteneffizienz sowie die Umlage der Kosten bei nicht vorhandenen individuellen Zählern hat nach allgemeinen und transparenten Regeln zu erfolgen, welche vom Mitgliedsstaat festgelegt werden. In neu errichteten Gebäuden ist jedoch immer der Einsatz eines individuellen Trinkwarmwasserzählers vorgeschrieben.

Grundsätzlich ist die Installation von Strom-, Wärme- und Wasserzählern noch nicht gleichbedeutend mit einer spartenübergreifenden Ablesung über das MsbG; durch die Umsetzung der Richtlinie werden die festgelegten Regeln des MsbGs nicht geändert. Eine Pflichtauslesung der Sparte Strom erfolgt erst ab einem Jahresverbrauch von 6.000 kWh pro Jahr bzw. einer Erzeugungsleistung von 7 kW §31 MsbG. Eine Auslesung von Wasserzählern ist weiterhin nicht vorgesehen. Jedoch ändert sich mit der Neugestaltung der Energieeffizienzrichtlinie das Submetering im Bereich Wärme.

Fernablesung von Heizkostenverteilern wird Pflicht

Im Zuge der Weiterentwicklung der Energieeffizienzrichtlinie sieht die EU eine verpflichtende Fernauslesung von Heizkostenverteilern vor. Demnach müssen installierte Zähler und Heizkostenverteiler, welche nach dem 25. Juni 2020 installiert werden, fernauslesbar sein. Alle weiteren Heizkostenverteiler sind bis zum 01. Januar 2027 umzurüsten oder durch neue zu ersetzen. Voraussetzung hierfür ist die technische und ökonomische Machbarkeit. In diesem Kontext steht jedem Mitgliedsstaat offen, eine Machbarkeitsstudie durchzuführen, wie es bei den intelligenten Messsystemen in Deutschland der Fall war. Da die Richtlinie schon zum 25. Juni 2020 umzusetzen ist, bleibt fraglich, ob eine Studie bereits zu diesem Zeitpunkt vorliegt. Vielmehr ist von einer Verzögerung auszugehen. Ist das Ergebnis negativ, kann der jeweilige Mitgliedsstaat von der Regelung abweichen.

Nach der nationalen Rechtslage würde dies bedeuten, dass die Fernablesung von Heizkostenverteilern oder individuellen Verbrauchszählern über das SMGW zu erfolgen hat. Nach §6 MsbG muss ab dem 01. Januar 2021 sowieso eine zusätzliche Sparte bei Liegenschaftsmodellen über das SMGW erhoben werden. Hierbei wird in §6 Abs. 1 Nr.2 MsbG explizit auf die Sparte Wärme hingewiesen. Durch die Erweiterung der Energieeffizienzrichtlinie auf alle Heizkostenverteiler sind nun nicht mehr nur Objekte im Rahmen des Liegenschaftsmodells des MsbG betroffen, sondern sämtliche Wohnungen, wodurch Wohnungseigentümergemeinschaften ebenfalls von der Mehrspartenablesung über das SMGW betroffen sind.

Die Abrechnung muss ab 2022 monatlich erfolgen

Im Rahmen der Rechnungsstellung hat die Abrechnung der Wärme-, Kälte- und Trinkwasserversorgung auf Verlangen des Kunden in elektronischer Form erfolgen zu können. Der genaue Aufbau der Rechnung wird im Anhang der Energieeffizienzrichtlinie beschrieben. Maßgeblich hierbei ist, dass die Rechnungsstellung auf Basis der erhobenen Werte erfolgt. Die Rechnung ist dem Kunden ab dem 25. Juni 2020 mindestens zweimal pro Jahr zuzustellen. Handelt es sich um eine Fernauslesung, hat die Abrechnung ab dem 1. Januar 2022 monatlich zu erfolgen. Die Bereitstellung kann, wie bei der Sparte Strom, die über das intelligente Messsystem ausgelesen wird, über eine Portallösung erfolgen.

Des Weiteren verfügt der Endverbraucher über das Recht, dass seine historischen Verbrauchsdaten auf Verlangen dem Energiedienstleister zur Verfügung gestellt werden. Dabei ist jedoch von jedem Mitgliedstaat eine Regelung zu treffen, wenn kein direkter Vertrag zwischen dem Endverbraucher und dem Energiedienstleister im Rahmen des Messstellenbetriebs besteht.

Beispiel einer Metering-Architektur

Unter der Annahme, dass das Gutachten zu dem Ergebnis einer technischen und ökonomischen Machbarkeit kommt, müsste die Fernauslesung nach jetziger nationaler Gesetzeslage in die Metering-Architektur integriert werden. Eine besondere Herausforderung stellt dabei die technische Integration der Heizkostenverteiler dar. Durch die dezentrale Verteilung innerhalb eines Wohnquartiers ist die Verwendung einer funkbasierten Konnektivitätstechnologie erforderlich, um bauliche Maßnahmen zu vermeiden, die auch aus ökonomischen Gesichtspunkten in keinem Verhältnis ständen. Potenzielle Technologien könnten LoRaWAN oder W-MBus darstellen. Das W-MBus ist bereits nach der TR-03109 zulässig. Eine Auslesung der Verbrauchswerte kann aber auch mittels LoRaWAN erfolgen. Hierfür wird ein LoRa-Indoor-Gateway am SMGW über die LMN-Schnittstelle implementiert. Über eine Wireless-MBus-Bridge oder LoRa-native Heizkostenverteiler könnte die Ablesung erfolgen. Gleichzeitig könnte die vorhandene Infrastruktur für die Ermittlung der Warmwassertrinkzähler verwendet werden. Die Übermittlung der Verbrauchsdaten an das Backend findet über die WAN-Anbindung des SMGW statt. Der LoRaWAN-Server übernimmt dabei das Gerätemanagement der LoRaWAN-fähigen Hardware. Die Administration erfolgt über den Smart-Meter-Gateway-Administrator (SMGWA).

Nationale Gesetzgebung bleibt abzuwarten

Die weitere Entwicklung bezüglich der verpflichtenden Fernauslesung für Heizkostenverteiler bleibt im Detail abzuwarten. Eine Umsetzung der Richtlinie muss bereits zum 25. Juni 2020 erfolgen. Somit hat der deutsche Gesetzgeber ein gutes Jahr Zeit. Ob dieser auf die Durchführung einer Machbarkeitsstudie verzichtet und eine verpflichtende allgemeine Fernauslesung einführt ist bislang völlig offen. Zwar hat der Gesetzgeber diese Option auch bei der Einführung der intelligenten Messsysteme in Anspruch genommen, allerdings besteht durch die Einführung von Liegenschaftsmodellen ab dem 01. Januar 2021 sowieso eine Pflicht der Mehrspartenauslesung. Die Energieeffizienzrichtlinie verschärft somit nur das bestehende Gesetz. Gleichzeitig wird durch eine verpflichtende monatliche Abrechnung ein erhöhter Aufwand für den Messstellenbetreiber geschaffen.

Marcel Linnemann

Innovationsmanagement items GmbH

LoRaWAN & 450connect ein Duo mit Zukunft?

Keine Smart City ohne Connectivity

Kaum ein Tag vergeht an der nicht über die Weiterentwicklung unserer Städte diskutiert wird. Ob über die Energieversorgung von Morgen wie bei Fridays for Future, unzureichende Verkehrsinfrastruktur oder überhöhte Luftschadstoffwerte. Probleme haben unsere Städte viele, doch in einem sind sich alle einig: Die Stadt der Zukunft soll Smart bzw. Intelligent werden.

Wer nach Definitionen zum Thema Smart City sucht wird schnell feststellen, dass es Kern um die Vernetzung von Assets geht, welche miteinander agieren und kommunizieren, um einen Mehrwert für die Bürger der Stadt zu erzielen. Das erforderliche Fundament ist somit eine kostengünstige Connectivity für tausende von Assets, welche eine Smart City entstehen lassen.

Im Versorgerumfeld fallen dabei immer zwei Namen 450connect und LoRaWAN. Doch welche Technik eignet sich wann und welche Vorteile bieten die zwei Technologien?

Ein Duo mit Gegensätzen

Grundsätzlich lässt sich bei der Analyse der beiden Technologien feststellen, dass Sie grundlegend verschieden für unterschiedliche technische Anforderungen sind. LoRaWAN ist den sogenannten Low Power Area Networks zuzuordnen. Diese zeichnen sich vor allem durch ihre energiesparende Betriebsweise aus, welche jedoch nur über eine geringe Bandbreite von einigen Kilobits pro Sekunde verfügt. Als Frequenz nutzt LoRaWAN das unlizenzierte Frequenzband von 864 MHz.

Die Technologie 450connect basiert hingegen auf der CDMA-Technologie und nutzt das lizensierte 450 MHz Band, wodurch es auch LTE unterstützt. Dadurch kann ein Upload von bis zu 1,5 Mbit/s und Download von bis zu 9 Mbit/s erzielt werden. Durch die höhere Bandbreite ist jedoch keine energiesparende Betriebsweise möglich.

Der Vertrieb und Betrieb der Infrastruktur findet in Deutschland durch das Unternehmen 450connect statt, welche eine Tochtergesellschaft der Alliander aus den Niederlanden ist, die dort die 450 MHz-Infrastruktur betreibt. Die Technologie muss als Dienstleistung bezogen werden. Ein Betrieb des Netzes durch die Stadtwerke ist nicht möglich.

Der Use Case bestimmt die Technik

Welche Technologie zu welchem Zeitpunkt notwendig ist, hängt in der Regel vom jeweiligen Use Case ab. Ist eine hohe Bandbreite wie z. B. bei intelligenten Messsystemen notwendig, wo bereits ein Firmwareupdate 100 MB groß sein kann, ist eine Umsetzung mittels LoRaWAN nicht möglich. Der Duty Cycle muss dabei auch nicht beachtet werden. Jedoch benötigen vernetzte Assets mit 450connect eine aktive Stromversorgung, was bei der Umsetzung der Use Cases zu berücksichtigen ist. Ein Use Case wie die intelligente Mülltonne könnte mit 450connect somit nicht realisiert werden, da jede Mülltonne eine Stromversorgung benötigt.

Zur Umsetzung des Use Cases Smart Waste wäre hingegen LoRaWAN viel geeigneter, da die Übermittlung eines Füllstandes eine geringe Bandbreite erfordert und LoRaWAN-Sensorik keine aktive Stromversorgung benötigt.

Herausforderung kritische Infrastruktur

Gerade im Versorgerumfeld ist zwischen zwei Arten der Infrastruktur zu differenzieren. Kritische Infrastrukturen werden in der Regel als besonders schützenswert eingestuft. Oft muss eine Überwachung oder Steuerung in Echtzeit garantiert werden, wie z. B. bei Schalthandlungen im Stromnetz. Hierfür ist eine Technologie wie 450connect sinnvoll.

Unkritische Use Cases wie z. B. der Überwachung von Mülltonnen oder Parkplätzen kann hingegen mittels LoRaWAN realisiert werden. Hier bietet das Sensorik-Ökosystem von LoRaWAN einen entscheidenden Vorteil gegenüber 450connect, dass Sensorik sich klar auf das Thema Metering fokussiert.

Ein sinnvolles Duo LoRaWAN & 450connect

Grundsätzlich ist festzughalten, dass LoRaWAN und 450connect zwei sinnvolle Bausteine für eine Smart City darstellen. 450connect legt einen besonders starken Fokus auf den Bereich kritische Infrastruktur speziell das Thema Metering und Stromnetze. Durch die hohe Bandbreite und Echtzeitfähigkeit können die hohen regulatorischen Anforderungen für kritische Infrastrukturen eingehalten werden.

LoRaWAN verfügt mit seinem Ökosystem über eine größere Anwendungsvielfalt im Kontext Smart City, wobei Use Cases auch im Batteriebetrieb realisiert werden können. Niedrige Bandbreiten verhindern jedoch zum Teil die Umsetzung von Use Cases. Beide Technologien stellen somit ein sinnvolles Duo zur Erhebung und Weiterverarbeitung von Daten dar, welche in einer IoT-Plattform zusammengeführt werden können.

450connect die ungewisse Zukunft

Unsicherheit bei der Verwendung von 450connect gibt es jedoch hinsichtlich der Weiterverwendung der 450 MHz Frequenz. Bis zum Jahr 2020 verfügen lediglich zwei Unternehmen über die Nutzungsrechte. Wie eine Weiterverwendung ab dem Jahr 2020 aussieht ist bislang unklar. Es wird jedoch seitens der Energiewirtschaft eine Reservierung der Frequenz für kritische Infrastruktur durch die BNetzA angestrebt. Hierfür ist jedoch eine Umwidmung der Frequenz erforderlich.

Daneben wäre ebenfalls eine Verlängerung der Frequenznutzugsrechte nach § 55 Abs.9 TKG möglich, wenn der BNetzA konkrete Investitionsvorhaben angezeigt werden. Eine regionale Zuteilung für jeden einzelnen Netzbetreiber ist nach § 2 Abs.2 Nr.7 TKG und § 55 Abs.5 Nr.4 TKG nicht möglich, weswegen weiterhin von einem zentralen Betriebsmodell auszugehen ist. Darüber hinaus ist bei einer Zuteilung der Frequenz für 2020 zu beachten, dass bei einer höheren Nachfrage eine Ausschreibung verpflichtend ist. Dabei entscheidet allein das höchste Gebot. Dies könnte ab dem Jahr 2020 einen Anstieg der Kosten der Datenübertragung bedeuten, um die Kosten des Vergabeverfahrens zu decken. Die weitere Entwicklung bleibt also abzuwarten.

Marcel Linnemann
Innovationsmanager Energiewirtschaft | items GmbH

Agiliät – hippes Schlagwort oder solides Werkzeug?

Der Grundgedanke von Agilität ist alt: 1943 erhielt Kelly Johnson, ein Konstrukteur eines US-amerikanischen Rüstungs- und Technologiekonzerns, den Auftrag, in 180 Tagen einen neuen Kampfjet zu bauen. Ein scheinbar unmöglicher Auftrag. Johnson ließ seine Experten selbstorganisiert arbeiten, schirmte sie von bürokratischen Störungen ab und brachte sie in Kontakt mit den späteren Nutzern,- den Piloten. In erstaunlichen 143 Tagen war die P-80 Shooting-Star fertig entwickelt. Intuitiv wurden dabei agile Werte und Prinzipien angewendet.

Warum gewinnt dieses alte Thema seit einigen Jahren so sehr an Popularität?

Die Antwort ist genauso komplex wie die Strukturen, in denen wir uns befinden:

Unsere Arbeitswelt hat sich gewandelt. Sie verändert sich schneller und disruptiver. Langwierige Lastenheft- und Pflichtenheftphasen zum Beispiel, sind hier die schon lange die falsche Antwort.
Zudem ist unsere Welt komplexer geworden und Prognosen lassen sich nur mit wachsender Unsicherheit aufstellen. Aus diesem Grund muss mehr experimentiert werden, es muss intensiver kommuniziert werden, außerdem muss man sich bewusst auf Kurswechsel und Scheitern einstellen.
Kunden sowie Dienstleistern fällt es in einer unbeständigen Umwelt besonders schwer, Anforderungen langfristig zu definieren, zu planen und umzusetzen. Klassischerweise wird in Projekten in der Softwareentwicklung nach dem Wasserfallmodell vorgegangen. Das lineare Vorgehensmodell basiert auf aufeinander folgenden Projektphasen mit vordefinierten Start- und Endpunkten. Ergebnisse einer Phase gehen wie bei einem Wasserfall als bindende Vorgaben für die nächsttiefere Phase ein. Am Ende einer langfristigen Planung nach dem Wasserfallmodell haben sich die Anforderungen des Kunden in einer dynamischen Umwelt bis zur Fertigstellung bereits verändert. Auch dies spricht gegen Wasserfallmodelle und für iterative Vorgehensweisen.
Die aktuell auf den Arbeitsmarkt strömende Generation Y (geboren zwischen 1980 und 2000), auch Millennials genannt, stellt besondere Ansprüche an Unternehmen. Die durch ein hohes Bildungsniveau gekennzeichnete Generation Y, legt neben einer gesunden Work-Life-Balance, besonderen Wert auf Selbstverwirklichung in eigenverantwortlichem Arbeiten. MitarbeiterInnen fordern zunehmend mehr Eigenverantwortung und weniger Hierarchien.

Was steckt aber konkreter hinter dem populären Schlagwort?

Agilität ist mehr als eine einzelne agile Methode, wie Scrum oder Kanban. Agilität (im Unternehmenskontext) ist ein Mindset, bestehend aus agilen Werten und Prinzipien, welches Unternehmen dazu befähigt, sich schnell an verändernde Umwelteinflüsse anzupassen. Die vier Werte und 12 Prinzipien wurden 2001 im agilen Manifest durch Vertreter unterschiedlicher agiler Methoden festgehalten.

Eines der 12 Prinzipien setzt auf die regelmäßige Auslieferung funktionierender Software innerhalb kurzer Zeitspannen, idealerweise innerhalb weniger Wochen.
Das Produkt wird also in kleine, auslieferbare Teilfunktionen heruntergebrochen und kann dem Kunden nach kurzer Zeit präsentiert werden. Der Kunde ist intensiver in den Entwicklungsprozess eingebunden und kann zeitnah Feedback zu der Funktion geben. Auf Feedback kann schon im nächsten Entwicklungszyklus reagiert werden.
Im Vergleich dazu ist es bei konventionellem Vorgehen, bei dem erst nach einem langen Zeitraum ein großes Produkt ausgeliefert wird, schwierig Feedback umzusetzen.
Ein Fehler im Fundament beispielsweise, ist dann möglicherweise überhaupt nicht mehr zu beheben. Bei einem agilen Vorgehen sind durch die Einbindung des Kunden und sein zeitnahes Feedback die Kosten für Veränderungen jedoch deutlich geringer und eine Kursänderung oft überhaupt nur möglich. Zudem wächst das gemeinsame Verständnis von Dienstleister und Kunden im Laufe einer solchen intensiven Zusammenarbeit.

Wenn agile Werte und Prinzipien gelebt werden, wirken sie sich auf alle Bereiche eines Unternehmens aus. Durch iterative Prozesslandschaften mit kurzen Planungszyklen können Produkte schnell und in enger Abstimmung mit dem Kunden ausgeliefert werden. An Stelle von Silostrukturen treten kundenorientierte Netzwerkstrukturen. Agile Unternehmenskulturen sind von Transparenz, Dialog, Vertrauen und eine konstruktive Fehlerkultur geprägt. Zusammenfassend sind agile Unternehmen enger an Kunden und Mitarbeitern orientiert. Die Einführung von Agilität erfordert langfristig kontinuierliche Veränderungen der Strukturen, Prozesse, Führung, HR-Instrumente und der Unternehmenskultur. Dies erklärt auch, warum Agilität im Zusammenhang mit vielen Bereichen genannt wird. Man erhält den Eindruck, alles und jeder müsse nun agil sein.

Muss nun jeder auf den Agilitäts-Zug aufspringen?

Jein! Agilität ist kein Selbstzweck, sondern dient dazu, wirtschaftlich in einer von Veränderungen geprägten Umwelt zu überleben. Unternehmen, die in einer beständigen Umwelt arbeiten, können getrost an ihren konventionellen Strukturen festhalten.
Auch für Projekte, bei denen das Ziel und die Werkzeuge klar sind, ist das Wasserfallmodell nach wie vor richtig. In einer turbulenten Umwelt kann es aber zunehmend sinnvoll sein, vom großen Tanker auf ein wendigeres Boot umzusatteln. Wie wendig das Boot sein muss, das wird vom Gewässer abhängen und die Zeit zeigen. In jedem Fall lohnt es sich, dem Schlagwort Agilität aus der jeweiligen Unternehmensperspektive auf den Grund zu gehen. Denn dahinter steckt ein interessanter Ideen- und Methodenkoffer mit viel Potenzial für neue Ansätze.

Über die Autorin
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Anne Kramer studierte Betriebswirtschaft an der FH Münster und schrieb ihre Bachelorarbeit für die items zum Thema „Roadmap zu einer agilen Unternehmensorganisation“.

Seit Januar 2019 verstärkt sie als Projektleiterin das Projektmanagementteam und wird die Implementierung von Agilität bei der items vorantreiben.

Na? Schon neugierig?

ITEMS-JUBILÄUMSFORUM 2019 vom 15.05.19 – 16.05.19 in Ostbevern

Sehr geehrte Kunden, Partner und Freunde der items,

ich hoffe sehr, Sie am 15./16. Mai 2019 beim items-Jubiläumsforum 2019 im Landhotel Beverland, Ostbevern, mitten zwischen Münster und Osnabrück, begrüßen zu dürfen.

Ja, Jubiläumsforum! Die items gibt es im Mai 2019 bereits 20 Jahre! Wir haben eine unglaublich bewegende Zeit von 1999 bis heute erlebt: Die Versorgungswirtschaft und der öffentliche Personennahverkehr haben sich grundlegend verändert. Parallel dazu trat ein unglaublicher Technologiewandel ein. Die Komplexität ist um ein Vielfaches gestiegen.

In dieser Zeit hat sich die items von einem kleinen IT-Unternehmen mit 33 Mitarbeitern und 2,5 Mio. € Umsatz zu einem anerkannten Player mit 300 Mitarbeitern an 5 Standorten und 40 Mio. € Umsatz entwickelt. Ein spannender und erfolgreicher Weg, auf den wir sehr stolz sind! Und wir können uns sicher sein, dass noch viel
größere Veränderungen in den Branchen und in der Technologie und damit auch für die items und ihre Kunden vor uns liegen.

Das Alles ist Grund genug, um beim items-Jubiläumsforum im Rahmen der Fachtagung unter dem Motto „Innovation nachhaltig gestalten“ gemeinsam mit Ihnen über die aktuellen und künftigen Entwicklungen und Herausforderungen zu reden. Wir haben hierfür ein interessantes und vielseitiges Programm mit unterschiedlichen
Formaten und hervorragenden Referenten zusammengestellt.

Bei der Abendveranstaltung am 15. Mai wollen wir dann mit Ihnen das Firmenjubiläum „20 Jahre items“ feiern. Wir werden dabei sicherlich kurz „in den Rückspiegel schauen“. Lassen Sie sich überraschen. Ich freue mich darauf, gemeinsam mit Ihnen einen unbeschwerten Abend zu erleben. Wir wollen damit „danke“ sagen für die
hervorragende Zusammenarbeit, die enge Partnerschaft und für das entgegengebrachte Vertrauen.

Wir sehen uns am 15. Mai zum items-Jubiläumsforum 2019!
Ihr Einladung erhalten Sie in wenigen Tagen direkt in Ihr Postfach.

Ihr Ludger Hemker
Geschäftsführer items GmbH