Unser Trinkwasser ist ohne Frage eine der wichtigsten Lebensgrundlagen für uns Menschen. Gleichzeitig ist es jedoch auch eine der bedrohtesten Ressourcen. Obwohl die Erde zu 71 Prozent von Wasser bedeckt ist, kann nur ein Prozent dieser Wasservorräte als Trinkwasser genutzt werden.
Auch im tendenziell als wasserreich geltenden Deutschland steht die Trinkwasserversorgung vor Herausforderungen. Ausgeprägte Hitze- und Dürreperioden sorgen auch hier dafür, dass Trinkwasser in einigen Regionen mitunter zum knappen Gut wird. Hinzu kommen Belastung mit Stoffen wie Nitrat, Pflanzenschutzmitteln, Bioziden und deren Metaboliten oder Mikroorganismen, die vielerorts die Trinkwasserqualität und damit auch die Gesundheit der Konsumenten gefährden. Die Ressource Wasser muss somit geschützt werden, um eine nachhaltige Entwicklung auch für nachfolgende Generationen zu ermöglichen.
Mit einem Anschlussgrad von über 99 Prozent wird fast die gesamte Bevölkerung Deutschlands durch die öffentliche Wasserversorgung mit Trinkwasser versorgt. Über 5.800 Wasserversorgungsunternehmen betreiben hierfür in rund 16.000 deutschen Trinkwassereinzugsgebieten komplexe Infrastrukturen mit Entnahmebrunnen, Wasserwerken und Trinkwasserleitungen. Zur Gewährleistung einer hohen Wasserqualität und -verfügbarkeit sind die Wasserversorger an Schutzvorschriften für Trinkwasser gebunden, die in der deutschen Trinkwasserverordnung geregelt sind.
Gesetzesentwurf zur Trinkwassereinzugsgebieteverordnung (TrinkwEzgV)
Am 16. Dezember 2020 ist die Richtlinie (EU) 2020/2184 des Europäischen Parlaments und des Rates vom über die Qualität von Wasser für den menschlichen Gebrauch (Neufassung der Trinkwasserrichtlinie, im Folgenden TW-RL) in Kraft getreten und musste bis zum 12. Januar 2023 in deutsches Recht umgesetzt werden. Ziel der Novellierung war u. a. die Implementierung eines risikobasierten Ansatzes für die Sicherheit der Trinkwasserversorgung. Brüssel hat bereits ein Vertragsverletzungsverfahren gegen die Bundesrepublik eingeleitet.
Zur Umsetzung der Richtlinie in Deutschland sind neben Änderungen der Trinkwasserverordnung auch Anpassungen im Infektionsschutzgesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz erforderlich. Darüber hinaus soll zur Implementierung des in Artikel 7 und 8 der TW-RL genannten Risikomanagements eine Verordnung über Einzugsgebiete von Entnahmestellen für die Trinkwassergewinnung (Trinkwassereinzugsgebieteverordnung – TrinkwEzgV) erlassen werden. Hierfür wurde vom BMUV im April 2023 ein Referentenentwurf vorgelegt, welcher noch nicht innerhalb der Ampel-Koalition und mit anderen Ministerien abgestimmt ist. Änderungen sind also noch möglich.
Risikobasierter Ansatz und umfassende Wasseruntersuchungen
Wichtigste Neuerung im Entwurf der TrinkwEzgV ist die verpflichtende Einführung eines risikobasierten Ansatzes für die Gewährleistung einer sicheren Trinkwasserversorgung und zur Verringerung des erforderlichen Aufbereitungsaufwands. Dieser soll die gesamte Versorgungskette, von der Wassergewinnung an Entnahmestellen im Einzugsgebiet über die Aufbereitung und Speicherung bis hin zur Verteilung des Wassers umfassen.
Der risikobasierte Ansatz umfasst sowohl die Risikobewertung als auch das Risikomanagement in den Einzugsgebieten von Entnahmestellen für die Trinkwassergewinnung. Betreiber von Wassergewinnungsanlagen sollen dem Entwurf entsprechend erstmalig bis zum 12. Januar 2024 eine Risikobewertung durchführen. Anschließend müssen sie alle sechs Jahre eine Risikobewertung für die Einzugsgebiete von allen Trinkwasserentnahmestellen durchführen, an denen mehr als 10 m3 Wasser pro Tag entnommen oder aber mehr als 50 Menschen versorgt werden. Dies umfasst die Bestimmung und Darstellung des einzelnen Einzugsgebietes durch umfangreiche Beschreibungen zur geologischen, hydrogeologischen und hydrochemischen Situation. Auf Grundlage der Abgrenzung und Kartierung der einzelnen Einzugsgebiete ist eine Gefährdungsanalyse und Risikoabschätzung zu wassergefährdenden Stoffen und Flächennutzungen durchzuführen.
Bis zum 1. Januar 2026 und danach alle sechs Jahre haben Betreiber von Wassergewinnungsanlagen zudem eine umfassende Wasseruntersuchung vorzunehmen, wobei die zu untersuchenden Parameter von der zuständigen Wasserbehörde jeweils ein Jahr im Voraus festgelegt werden. Bei Bedarf können Untersuchungsumfang und -intervall durch die Behörden angepasst werden. Untersuchungen und Probennahmen, dürfen dabei nur von akkreditierten (nach Norm EN ISO/IEC 17025 oder einer anderen, gleichwertigen, international anerkannten Norm) Untersuchungsstellen durchgeführt werden.
Aufbauend auf den Daten der Bewertung und den Untersuchungen ist ein behördenseitig ein Risikomanagement zu entwickeln, welches Risiken durch Verunreinigungen oder Belastungen des Wassers rechtzeitig vorgebeugt oder ihnen entgegengewirkt bzw. diese minimiert. Dabei ist es Aufgabe die zuständige Behörde sicherzustellen, dass die erforderlichen Risikomanagementmaßnahmen von zuständigen Instanzen (Wasserversorger, Grundstückseigentümern, Verursachern der Belastung) ergriffen werden.
Die erforderlichen geologischen, hydrogeologischen, hydrochemischen Untersuchungen und Analysen werden perspektivisch für die Betreiber von Wassergewinnungsanlagen mit erheblichen Mehraufwänden verbunden sein. Nach Berechnungen des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU) drohen zusätzliche Belastungen in Höhe eines dreistelligen Millionenbetrags für die Erstbewertung der rund 16000 Trinkwassereinzugsgebiete in Deutschland. Kosten, die wohl an die Verbraucher weitergeben werden könnten. Hinzu kämen die Folgekosten durch Revisionen und Folgebewertungen. Zudem gibt es auf Seiten von Verbänden und Vertretern der kommunalen Wasserwirtschaft (u. a. VKU, BDEW und DVGW) erhebliche Bedenken, was die Umsetzbarkeit und juristische Tragfähigkeit des Entwurfs anbelangt, weshalb der vorliegende Entwurf des Bundesumweltministeriums weitgehend auf Ablehnung stößt.
Besonders interessant ist in diesem Zusammenhang, dass gemäß dem aktuellen Entwurf nur Wasserversorgungsunternehmen verpflichtet werden, die mit dem risikobasierten Ansatz verbundenen zusätzlichen Aufgaben (Gefährdungsanalysen, Risikoabschätzungen, Überwachung und Auswahl geeigneter Maßnahmen zur Risikominderung) zu übernehmen, um die Auswirkungen von Umweltschäden zu minimieren. Dies stellt im Grunde eine Umkehrung des Prinzips der Verursacherhaftung im Umweltrecht dar, bei dem die Kosten für die Vermeidung, Beseitigung und den Ausgleich von Umweltverschmutzungen dem Verursacher zugerechnet werden.
Zusätzlich bestehen seitens der Verbände Zweifel, ob die nahezu vollständige Übertragung der Verantwortung für die Umsetzung des risikobasierten Ansatzes auf die Betreiber von Wassergewinnungsanlagen im Einklang mit den Absichten der EU-Trinkwasserrichtlinie steht. In der Richtlinie wird gefordert, dass die Mitgliedstaaten eine klare und angemessene Aufteilung der Zuständigkeiten zwischen den Interessenträgern bei der Umsetzung des risikobasierten Ansatzes sicherstellen. Weitere Zweifel beziehen sich u. a. auf die fehlende bzw. uneindeutige Abgrenzung der im Entwurf vorgeschlagenen Untersuchungspflichten von staatlichen Umweltüberwachungsaufgaben sowie auf eine vermeintlich mangelnde Vereinbarkeit des Verordnungsentwurfs mit bestehenden Landesvorschriften und der verfassungsrechtlich festgeschriebenen konkurrierenden Gesetzgebungszuständigkeit.
Die Verordnung soll voraussichtlich im Herbst im Bundesrat beraten werden. Angesichts harscher Kritik ist fraglich, ob der Verordnungsentwurf in der jetzigen Form den Gesetzgebungsprozess passiert.
Streitfrage LNG-Terminals: Wie viele brauchen wir wirklich?
Zur Sicherung der Energieversorgung in Deutschland bedingt durch den Ausfall von russischem Pipelinegas werden seit dem vergangenen Jahr LNG-Terminals in Deutschland errichtet. Aktuell handelt es sich meist um schwimmende Terminals, die ab 2025 durch drei feste in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Stade ergänzt werden sollen. Insgesamt sind 7 Standorte als LNG-Terminalplätze vorgesehen, um einen Teil des russischen Gases in Deutschland ersetzen zu können.
Politisch wird die Errichtung der LNG-Terminals z. T. sehr kritisch gesehen, da eine neue Infrastruktur für konventionelle Energieträger mit viel Steuergeld errichtet werde, obwohl wir bis 2045 klimaneutral sein wollen. Ein häufiges Gegenargument, was neben der kurzfristigen Sicherung der Versorgungssicherheit gegeben wird, ist, dass die LNG-Terminals auch perspektivisch für den Transport von flüssigen (grünem) Wasserstoff verwendet werden können. Und genau um diese Frage soll es auch in diesem Blogbeitrag gehen. Was müssen wir tun, damit ein LNG-Terminal H2-ready wird bzw. sind sie es schon? Ganz wichtig an dieser Stelle ist zu erwähnen, dass der Beitrag sich ausschließlich mit der technischen Ebene beschäftigt. Eine politische Betrachtung, welche LNG-Kapazitäten erforderlich sind, erfolgt hier nicht. Um zu verstehen, welche Anforderungen ein LNG-Terminal erfüllen muss, um flüssigen Wasserstoff statt Erdgas verarbeiten zu können, schauen wir uns daher im ersten Abschnitt einmal an.
Schon heute haben wir Erfahrungen mit dem Transport von flüssigen Gasen. Allerdings handelt es sich dabei in der Regel um flüssiges Erdgas (2. Gasfamilie). Der Transport von Wasserstoff (5. Gasfamilie) ist im Feld noch relativ neu. Außerdem wird als Alternative noch der Transport von flüssigem Ammoniak diskutiert. Um alle drei Gase im flüssigen Zustand zu „verarbeiten“ zu können, sind daher die Eigenschaften der drei Energieträger zu betrachten:
Wasserstoff:
Kritische Temperatur: -240,17°C
Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar): -252,87 °C
Verflüssigungstemperatur bei erhöhtem Druck (z. B. 700 bar): ca. -253 °C bis -259 °C, abhängig vom Druck
Ammoniak:
Kritische Temperatur: 132,4°C
Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar): -33,35°C
Verflüssigungstemperatur bei erhöhtem Druck (z. B. 10 bar): ca. -58°C bis -50°C, abhängig vom Druck
Erdgas:
Kritische Temperatur: variiert je nach Zusammensetzung (meistens zwischen -82°C und -116°C)
Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar): variiert je nach Zusammensetzung (meistens zwischen -162°C und -182°C)
Verflüssigungstemperatur bei erhöhtem Druck: variiert je nach Zusammensetzung (meistens zwischen -30°C und -70°C), abhängig vom Druck
Wir erkennen somit für den Transport von flüssigem Wasserstoff müssen wir deutlich tiefere Temperaturen erreichen. Damit ein LNG-Terminal für flüssigen Wasserstoff verwendet werden kann, müssen die Materialien die besonders tiefen Temperaturen verkraften sowie mit den anderen chemischen / physikalischen Eigenschaften umgehen können (Bsp. Explosionsschutz).
Die LNG-Terminals sind i. d. R. noch nicht auf die tiefen Temperaturen und Materialanforderungen eingestellt, aktuell fehlt es auch an Schiffen, welche den Wasserstoff in flüssiger Form transportieren können, daher gibt es die Diskussion auf Ammoniak auszuweichen. Somit ist klar, unsere LNG-Terminals sind nicht unbedingt H2-ready und müssen auf die neuen „Betriebstemperaturen“ vorbereitet werden. Außerdem gibt es ggf. eine Alternative mit flüssigem Ammoniak. Aus diesem Grund werden wir uns im nächsten Kapitel einmal schauen, welches die Vor- und Nachteile von flüssigem Ammoniak gegenüber zu Wasserstoff sind.
Vorteile des flüssigen Ammoniaks
Flüssiges Ammoniak oder flüssiger Wasserstoff? Was sind die Vor- und Nachteile für LNG-Terminals? Hierzu ist ein Vergleich zwischen den beiden Energieträgern erforderlich. Die Diskussion ist auch deswegen interessant, weil die Initiative H2-Global in ihrer ersten Ausschreibung den Import von flüssigem Ammoniak fördern möchte. Vergleicht man die Vor- und Nachteile von flüssigem Ammoniak, kommt man zu folgendem Ergebnis:
Vorteile der Verflüssigung von Ammoniak:
Höhere Verflüssigungstemperatur: Ammoniak verflüssigt sich bei höheren Temperaturen im Vergleich zu Wasserstoff (-33,35 °C bei Normaldruck für Ammoniak, -252,87 °C für Wasserstoff). D. h. die Verflüssigung von Ammoniak ist weniger energieintensiv und erfordert weniger anspruchsvolle Kühlsysteme.
Etablierte Technologie: Die Technik zur Verflüssigung von Ammoniak ist etablierte, die bereits in großem Maßstab für industrielle Anwendungen genutzt wird (Kältemittel / Düngemittelproduktion).
Hohe Energiedichte: Ammoniak hat eine hohe Energiedichte, was bedeutet, dass es eine große Menge an Energie in einem kompakten Volumen speichern kann. Erleichterte Transport- und Lagerungsbedingungen.
Nachteile der Verflüssigung von Ammoniak:
Hoher Siedepunkt: Ammoniak hat im Vergleich zu Wasserstoff einen höheren Siedepunkt. Bei normalen Temperaturen ist es gasförmig. Dies kann den Umgang mit verflüssigtem Ammoniak anspruchsvoller machen, da es bei höheren Temperaturen verdampfen kann und spezielle Vorkehrungen für die Handhabung und Lagerung getroffen werden müssen.
Toxisch und korrosiv: Ammoniak ist giftig und korrosiv, was spezielle Vorsichtsmaßnahmen erfordert, um eine sichere Handhabung zu gewährleisten. Ein durchdachtes Sicherheitskonzept und geschultes Personal erforderlich.
Geringere Energiedichte im Vergleich zu Wasserstoff: Obwohl Ammoniak eine hohe Energiedichte hat, ist sie im Vergleich zu Wasserstoff geringer. Das bedeutet, dass eine größere Menge an verflüssigtem Ammoniak benötigt wird, um die gleiche Energiemenge wie Wasserstoff zu speichern. Mehr Lagerungskapazitäten nötig.
Wir erkennen, gerade die höhere Verflüssigungstemperatur von Ammoniak kann ein Argument für den Einsatz von verflüssigtem Ammoniak sein. Auf der anderen Seite ist die Energiedichte von Ammoniak geringer, es sind größere Transportvolumina nötig. Außerdem stehen bereits heute Transportkapazitäten für verflüssigten Ammoniak (wenn auch im begrenzten Umfang) zur Verfügung, für flüssiges H2 gibt es nur Test-LNG-Tanker.
Materialien Verflüssigung H2:
Neben den chemischen Eigenschaften der verschiedenen Gase sind auch die Wechselwirkungen mit den unterschiedlichen Materialien zu beachten, damit das LNG-Terminal nicht beschädigt wird. Die Verflüssigung von Wasserstoff erfordert extrem niedrige Temperaturen, da Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar) bei -252,87 °C liegt. Daher sind nicht alle Materialien für die Handhabung und Lagerung von verflüssigtem Wasserstoff geeignet. Denn nur, wenn die Materialeigenschaften für flüssigen Wasserstoff geeignet sind, ist ein sicherer Betrieb für Mensch und Umwelt gewährleistet. Daher können nur spezielle Materialien eingesetzt werden, wie z. B.:
Edelstahl: Einige hochwertige Edelstahlsorten können für die Verflüssigung von Wasserstoff bei tiefen Temperaturen verwendet werden, insbesondere bei kurzzeitiger Exposition. Hierbei ist jedoch darauf zu achten, dass der Edelstahl eine geringe Austenitbildungstemperatur und gute Zähigkeitseigenschaften bei niedrigen Temperaturen aufweist, um Kältebrüche zu vermeiden.
Aluminiumlegierungen: Einige Aluminiumlegierungen können bei tiefen Temperaturen für die Verflüssigung von Wasserstoff verwendet werden. Aluminium weist eine hohe Wärmeleitfähigkeit und geringe Anfälligkeit für Kältebrüche auf, was es zu einer geeigneten Wahl für Kryotechnikanwendungen machen kann.
Kupfer und Kupferlegierungen: Kupfer und einige Kupferlegierungen können bei tiefen Temperaturen für die Verflüssigung von Wasserstoff verwendet werden. Jedoch kann Kupfer bei niedrigen Temperaturen spröde werden, daher ist eine sorgfältige Materialauswahl und Konstruktion erforderlich, um Kältebrüche zu minimieren.
Spezielle Kunststoffe: Einige spezielle Kunststoffe, wie z. B. Polyethylen (PE) oder Polytetrafluorethylen (PTFE), können bei tiefen Temperaturen für die Verflüssigung von Wasserstoff verwendet werden. Diese Kunststoffe weisen eine gute Beständigkeit gegenüber niedrigen Temperaturen und Wasserstoff auf, können jedoch in einigen Fällen spröde werden und müssen daher sorgfältig ausgewählt und getestet werden.
Wir sehen also, es gibt durchaus heute schon Materialien, welche für flüssigen Wasserstoff geeignet sind, jedoch ist eine sorgfältige Auswahl zu beachten.
(Erläuterung Austenit: ist eine spezielle Struktur von Eisen oder Eisenlegierungen, die bei hohen Temperaturen existiert. Es hat eine regelmäßige Anordnung von Atomen und wird oft in Stahllegierungen wie rostfreiem Stahl gefunden. Austenitische Stähle sind bekannt für ihre Korrosionsbeständigkeit, Festigkeit und Schweißbarkeit.)
In den ersten Kapiteln des Beitrages haben wir also gelernt, dass LNG-Terminals für die Verarbeitung von flüssigem Wasserstoff noch vorbereitet werden müssen. Die Umrüstung bestehender LNG-Terminals auf flüssigen Wasserstoff ist technisch möglich, erfordert aber umfassende Anpassungen an den bestehenden Anlagen. Beispielhaft sind hier zu nennen:
Speichertanks: Die Speichertanks in LNG-Terminals sind in der Regel für die Lagerung von verflüssigtem Erdgas bei sehr niedrigen Temperaturen ausgelegt. Wasserstoff hat jedoch eine viel niedrigere kritische Temperatur von -240,17 °C im Vergleich zu Erdgas. Die Speichertanks sind daher anzupassen, um die extrem niedrigen Temperaturen von flüssigem Wasserstoff handhaben zu können. Beispielsweise durch den Einsatz von speziellen Isolationsmaterialien und Kühlsystemen.
Verladung und Entladung: LNG-Terminals verfügen über komplexe Verladungs- und Entladungseinrichtungen, die speziell für Erdgas ausgelegt sind. Da Wasserstoff jedoch geringere Dichten und unterschiedliche physikalische Eigenschaften im Vergleich zu Erdgas aufweist, müssten die Verladungs- und Entladungseinrichtungen angepasst werden, um mit flüssigem Wasserstoff umzugehen. Beispielsweise durch den Einsatz von speziellen Düsen, Ventilen und Kontrollsystemen.
Sicherheit: Aufgrund der Eigenschaften von Wasserstoff und der höheren Reaktionsfreudigkeit muss das Sicherheitskonzept überarbeitet werden. Mögliche Maßnahmen sind z. B. die Verbesserung von Brand- und Explosionsschutzmaßnahmen, die Installation von Wasserstoff-Detektionssystemen und die Schulung von Personal umfassen.
Infrastruktur: Wasserstoff benötigt spezielle Infrastruktur für die Kühlung, Lagerung, Verladung und den Transport. Die Umrüstung von bestehenden LNG-Terminals auf flüssigen Wasserstoff könnte daher auch den Aufbau oder die Anpassung von zusätzlicher Infrastruktur umfassen, einschließlich Wasserstoffproduktionseinrichtungen, Wasserstofftransportleitungen und Wasserstofftankstellen.
Insgesamt sollte mit dem Beitrag hoffentlich ersichtlich gewesen sein, dass ein LNG-Terminal nicht sofort H2-ready ist, sondern Anpassungen und auf jeden Fall Überprüfungen der Tauglichkeit durchzuführen sind. Neben den Terminals bedarf es auch noch einem weiteren Ausbau der Infrastruktur, um den flüssigen Wasserstoff per Schiff zum LNG-Terminal transportieren können sowie das erforderliche Gasnetz. Ein Beispiel für ein spezialisiertes Wasserstoff-Tankerschiff ist das Projekt “Hydrogenia”, das von der norwegischen Reederei Wilhelmsen entwickelt wird. Es ist geplant, dass dieses Schiff eine Kapazität von etwa 9.000 Kubikmetern flüssigem Wasserstoff haben wird. Insgesamt bleibt also noch viel zu tun, wenn in Zukunft unsere LNG-Terminals Wasserstoff verarbeiten sollen.
Am Montag, dem 12.06.2023 fand in den Räumlichkeiten der items ein bemerkenswertes Event statt: der RPA Campus Day. Organisiert von der items und unter der Leitung von Prof. Dr. rer. pol. Ralf Ziegenbein, versprach dieser Tag den Teilnehmenden einen Einblick in die faszinierende Welt der Robotic Process Automation (RPA) in der Energiewirtschaft.
Die Veranstaltung bot den Studierenden die Möglichkeit, unter Anleitung erfahrener RPA-Entwickler ihren eigenen Software-Roboter zu programmieren. Dieser Schwerpunkt auf praktischer Anwendung und Hands-on-Erfahrung machte den RPA Campus Day besonders attraktiv für die Teilnehmenden, die sich für Automatisierungstechnologien und deren Potenzial in der Energiewirtschaft interessierten.
Die Studierenden wurden in Kleingruppen aufgeteilt und erhielten detaillierte Schulungen und praktische Übungen, um ihre Fähigkeiten in der Entwicklung von RPA-Lösungen zu erweitern. Dabei wurden ihnen verschiedene Aspekte von RPA vermittelt, von der Prozessautomatisierung bis hin zur Datenintegration und -analyse. Die Experten von items standen den Teilnehmenden mit Rat und Tat zur Seite, um sicherzustellen, dass sie das Beste aus dieser einzigartigen Lernerfahrung herausholen konnten.
Der RPA Campus Day stieß bei den Studierenden auf eine positive Resonanz. Die Möglichkeit, direkt mit erfahrenen RPA-Entwicklern zu interagieren und von ihrem Fachwissen zu profitieren, wurde als äußerst wertvoll empfunden. Viele der Teilnehmenden zeigten sich begeistert von der praktischen Herangehensweise und betonten, dass sie durch das Event ein tieferes Verständnis für die Anwendung von RPA in der Energiewirtschaft gewonnen haben.
Die Veranstalter, die items und Prof. Dr. rer. pol. Ralf Ziegenbein, waren mit dem Erfolg des RPA Campus Day äußerst zufrieden. Sie betonten die Bedeutung solcher praxisorientierten Events, um das Bewusstsein und die Begeisterung für RPA und seine Möglichkeiten in der Energiewirtschaft zu fördern. Die positive Resonanz der Studierenden bestärkt sie in ihrem Engagement, solche Veranstaltungen weiterhin anzubieten und die nächste Generation von RPA-Experten zu fördern.
Insgesamt war der RPA Campus Day ein voller Erfolg. Studierende, Veranstalter und RPA-Experten profitierten gleichermaßen von dieser einzigartigen Gelegenheit, die Zukunft der Automatisierungstechnologien in der Energiewirtschaft zu erkunden und aktiv daran teilzuhaben. Mit solchen Veranstaltungen wird nicht nur Wissen vermittelt, sondern auch das Potenzial für zukünftige Innovationen und Fortschritte in diesem Bereich gefördert.
Viel wurde darüber in den vergangenen Wochen, ob Deutschland zur Sicherung des Wirtschaftsstandorts aufgrund der gestiegenen Energiepreise, welche sich auf einem doppelten Niveau vor dem Russland-Ukraine-Konflikt befinden, einen Industriestrompreis einführen sollte. Allgemein wird unter dem Begriff Industriestrompreis ein spezifischer Strompreis verstanden, der für industrielle Verbraucher in einem Land oder einer Region festgelegt wird. Dieser Preis kann entweder niedriger sein als der allgemeine Strompreis oder spezielle Vergünstigungen für energieintensive Industrien beinhalten. In Deutschland wurde vor allem der erste Punkt diskutiert, bei dem der Stromverbrauch für einen Großteil des Unternehmensverbrauchs staatlich gedeckelt und durch Steuergelder quersubventioniert wird.
Unabhängig von der Frage, was am Ende zur Einführung eines Industriestrompreises für ein politisches Ergebnis stehen wird, soll sich dieser Blogbeitrag auf der allgemeinen Ebene mit den möglichen Dimensionen und Fragestellungen eines Industriestrompreises beschäftigen. Hierbei soll zum einen der Fokus auf die Fragestellung gelegt werden, welche Auswirkungen ein Industriestrompreis auf den PPA-Markt haben könnte, welche Einflussfaktoren vor der Einführung eines solchen Tarifes mitgedacht werden sollten und ob es alternative politische Steuerungsinstrumente gibt?
Welche Auswirkungen hat ein Industriestrompreis auf den PPA-Markt?
Mit Blick auf die Klimaziele und zur Sicherung langfristig stabiler Preise sowie dem Auslaufen erster EE-Anlagen aus dem EEG haben die letzten 2–3 Jahre Industrieunternehmen vermehrt damit begonnen sog. PPA-Verträge mit Erzeugern abzuschließen. PPA-Verträge (Power Purchase Agreements) im Strommarkt sind langfristige Vereinbarungen zwischen Stromerzeugern und Abnehmern, bei denen der Preis und die Liefermenge des Stroms über einen bestimmten Zeitraum festgelegt werden. Sie dienen dazu, die Stromversorgung zu sichern, Preisrisiken zu minimieren und erneuerbare Energien zu fördern. Gerade mit Blick auf die unsichere Entwicklung der Strompreise hat die Absicherung mithilfe von PPA-Verträgen an Attraktivität gewonnen.
Durch die aktuellen Marktpreise gehen Projektierer mittlerweile den Weg, erste Anlagen außerhalb der EEG-Vergütung zu errichten, da über den PPA-Markt bessere Konditionen erzielt werden können. Mit Blick auf die Energiewende eine erfreuliche Entwicklung, welche perspektivisch EE-Anlagen in den Markt ohne staatliche Förderung integrieren muss. Es stellt sich allerdings die Frage, wie sich der Industriestrompreis auf den PPA-Markt auswirken könnte:
Verzerrter Markt: Die Einführung eines begrenzten Industriestrompreises könnte zu Marktverzerrungen führen, da der Preis nicht mehr den tatsächlichen Angebot- und Nachfragebedingungen entspricht. Dies könnte zu ineffizienten Ressourcenallokationen führen und die Entwicklung neuer Energiequellen bremsen.
Fehlende Anreize für erneuerbare Energien: Wenn der begrenzte Strompreis unter dem Marktpreis liegt, könnte dies die Nachfrage nach erneuerbaren Energien und Investitionen in deren Entwicklung verringern. Die Förderung erneuerbarer Energien wäre möglicherweise weniger attraktiv, da die Unternehmen bereits von einem begrenzten, günstigeren Strompreis profitieren.
Begrenzte Flexibilität: Ein fester Strompreis könnte die Flexibilität des PPA-Marktes einschränken. Unternehmen, die PPAs abschließen möchten, könnten Schwierigkeiten haben, Verträge anzupassen, wenn sich ihre Energiebedürfnisse ändern oder neue Technologien auf den Markt kommen.
Aus Sicht des PPA-Marktes sind somit die Auswirkungen eines Industriestrompreises genau zu beobachten, vor allem dann, wenn er sich über einen längeren Zeitraum erstreckt. Allgemein ist festzuhalten, dass je länger der Industriestrompreis gilt, desto größer dürften die Marktverzerrungen sein, außer der Marktpreis fällt unter den Industriestrompreis.
Welche weiteren Bewertungsfaktoren sind bei einem Industriestrompreis zu berücksichtigen?
Neben den Auswirkungen auf den PPA-Markt sind noch weitere Einflussfaktoren zu berücksichtigen, die sich auf das energiewirtschaftliche Umfeld auswirken könnten. Hierzu zählen u. a. :
Wirtschaftliche Auswirkungen: Es ist wichtig zu analysieren, wie sich ein Industriestrompreis auf die Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen auswirken würde. Welche Branchen wären betroffen? Wie könnten sich die Stromkosten auf Investitionen, Produktion, Arbeitsplätze und das Wirtschaftswachstum auswirken?
Energieversorgungssicherheit: Die Sicherstellung einer zuverlässigen Stromversorgung ist von großer Bedeutung. Wie würde sich ein Industriestrompreis auf die Energieversorgungssicherheit auswirken? Gibt es genügend Kapazitäten, um den Strombedarf der Industrie zu decken? Könnte ein fester Strompreis die Investitionen in die Energieinfrastruktur beeinflussen?
Umweltauswirkungen: Die Förderung erneuerbarer Energien und die Reduzierung der CO₂-Emissionen sind wichtige Ziele vieler Länder. Wie würde sich ein Industriestrompreis auf die Nutzung erneuerbarer Energien auswirken? Könnte er die Nachfrage nach sauberer Energie drosseln oder Anreize für Investitionen in erneuerbare Energien verringern?
Auswirkungen auf den Strommarkt: Ein Industriestrompreis könnte zu Marktverzerrungen führen und die Preissignale des freien Marktes beeinflussen. Wie würde dies den Strommarkt insgesamt beeinflussen? Welche Auswirkungen hätte es auf andere Akteure, wie Haushalte und kleinere Gewerbebetriebe?
Soziale Auswirkungen: Es ist wichtig, zu analysieren, wie sich ein Industriestrompreis auf Verbraucher auswirken würde. Könnten höhere Stromkosten für Haushalte oder kleinere Gewerbebetriebe entstehen? Welche sozialen Ausgleichsmechanismen könnten eingeführt werden, um mögliche Ungleichheiten auszugleichen?
Somit wird ersichtlich, dass es sich bei einem Industriestrompreis zwar um einen einfachen Tarif handeln kann, aber die Auswirkungen eine hohe Komplexität mit sich bringen. Aus diesem Grund ist die Ausgestaltung eines Industriestrompreises maßgeblich, sowie sich stark mit der temporären Wirkung der Maßnahme zu beschäftigen.
Gibt es Alternativen zum Industriestrompreis?
Die Feststellung, dass es sich bei einem Industriestrompreis und seinen Auswirkungen um ein komplexes Gebilde handelt, wirft die Frage auf, ob nicht alternative Steuerungsinstrumente genutzt werden könnten, um den Strompreis eines Wirtschaftsstandortes zu verringern. Mögliche Instrumente könnten u. a. sein:
Stärkere Förderung erneuerbarer Energien: Durch den Ausbau erneuerbarer Energien können die Stromkosten langfristig gesenkt werden. Dies kann durch staatliche Anreize wie Einspeisetarife, Subventionen oder steuerliche Vergünstigungen für erneuerbare Energieprojekte erreicht werden. Vorteile sind eine nachhaltigere Energieversorgung, geringere Umweltauswirkungen und langfristige Kosteneinsparungen. Nachteile können Investitionskosten und anfänglich höhere Strompreise sein, bis die erneuerbaren Energien einen größeren Marktanteil erreichen.
Zusätzliche Energieeffizienzprogramme: Durch die Förderung von Energieeffizienzmaßnahmen können Unternehmen und Verbraucher ihren Energieverbrauch reduzieren und dadurch ihre Energiekosten senken. Dies kann durch staatliche Unterstützung bei der Modernisierung von Gebäuden, der Nutzung energieeffizienter Technologien und der Sensibilisierung für Energieeinsparungen erfolgen. Vorteile sind geringere Energiekosten, verringerte Abhängigkeit von Energieimporten und Umweltvorteile. Ein Nachteil könnte anfänglich höhere Investitionskosten für die Umstellung auf energieeffiziente Technologien sein.
Stärkere Liberalisierung des Strommarktes: Durch die Öffnung des Strommarktes für Wettbewerb und den Eintritt neuer Anbieter kann dies zu niedrigeren Strompreisen führen. Eine größere Auswahl an Anbietern und Tarifen ermöglicht den Verbrauchern, den günstigsten Anbieter zu wählen. Vorteile sind niedrigere Strompreise, mehr Auswahlmöglichkeiten und Innovation im Markt. Nachteile können eine höhere Komplexität für Verbraucher bei der Tarifauswahl und die Gefahr von Monopolbildung sein.
Vermehrte internationale Energieverbindungen: Der Aufbau von Strominterkonnektoren mit benachbarten Ländern ermöglicht den grenzüberschreitenden Handel mit Strom. Dies kann zu einer größeren Versorgungssicherheit und niedrigeren Strompreisen führen, da Länder ihre Ressourcen und Kapazitäten teilen können. Vorteile sind niedrigere Strompreise, eine verbesserte Versorgungssicherheit und die Integration erneuerbarer Energien auf regionaler Ebene. Nachteile können hohe Investitionskosten für die Infrastruktur und regulatorische Herausforderungen sein.
Bei den möglichen Maßnahmen handelt es sich nur um Beispiele. Eine Kombination von Maßnahmen ist ebenfalls möglich. Genauso sind weitere Steuerungsinstrumente als die hier genannten möglich.
Fazit
Mit Blick auf den Industriestrompreis stellen wir also fest, dass es sich nicht einfach um nur einen vergünstigten Stromtarif handelt. Durch die Subventionierung des Strompreises kommt es in jedem Fall zu einer Marktverzerrung, dessen Auswirkung vor der Einführung abzuwägen sind. Auch sind die verschiedenen Dimensionen und Auswirkungen abzuwägen.
Die Komplexität des Markteingriffes ist als hoch einzustufen, weswegen die Einführung eines Industriestrompreises mit einer Operation am offenen Herzen der Energiewirtschaft verglichen werden kann, dessen Notwendigkeit ggf. erforderlich ist, aber deren Auswirkungen sorgfältig analysiert werden sollte.
Bevor der Industriestrompreis eingeführt werden sollte, sollten alternative Förderinstrumente geprüft werden und der Industriestrompreis auf die möglichst kürzeste Laufzeit begrenzt werden, um nicht gewünschte Auswirkungen gering zu halten. In diesem Sinne warten wir einmal ab, wie sich das Thema Industriestrompreis entwickelt.
Wir produzieren und verwenden immer größere Datenmengen, weshalb der Bedarf an Regularien und Mechanismen für einen sicheren und zugleich innovationsfördernden Umgang wächst. Mit einem Bündel neuer Rechtsnormen möchte die Europäische Union die Entwicklung einer wettbewerbsfähigen europäischen Datenwirtschaft beschleunigen. Um den Zugang zu Daten und deren gemeinsame Nutzung zu erleichtern sowie die Vorschriften über den rechtlichen Schutz von Datenbanken auf den neusten Stand zu bringen, hat die EU-Kommission einen Vorschlag für ein neues Datengesetz (den sog. Data Act) vorgestellt. Dieser nimmt insbesondere Industriedaten und Daten aus vernetzten Produkten sowie Cloud- und Edge-Diensten in den Fokus und könnte damit auch für die deutsche Kommunalwirtschaft einige wichtige Veränderungen mit sich bringen.
Die Bedeutung der europäischen Datenwirtschaft
Daten stehen heute im Zentrum der Aufmerksamkeit, wenn es um die Erreichung umweltbezogener, wirtschaftlicher und sozialer Ziele einer nachhaltigen Entwicklung geht. Anders als andere Ressourcen, sind Daten eine schier endlose Quelle des Wissens und bilden die Grundlage für Prognosen und Entscheidungen, die zur Bewältigung aktueller und künftiger Herausforderungen beitragen.
Angesichts eines rasanten Anstiegs des weltweit produzierten Datenvolumens und den damit verbundenen Chancen für neue, datengetriebene Geschäftsmodelle rückt die volkswirtschaftliche Bedeutung von Daten immer stärker ins Blickfeld. Auch auf europapolitischer Ebene wird der zielgerichtete Einsatz von Daten als Grundvoraussetzung für die zukunftsfähige Entwicklung der EU und seiner Mitgliedsstaaten aufgefasst. Bis 2025 rechnet die EU-Kommission mit einer Verfünffachung des weltweiten Datenvolumens. Der Wert der Datenwirtschaft wird sich Schätzungen zufolge für die 27 EU-Staaten im selben Zeitraum auf etwa 829 Milliarden Euro verdreifachen. Gleichzeitig rechnet die Kommission mit einer Verdopplung der EU-Datenfachkräfte auf ca. 10,9 Millionen Menschen.1
Die Verfügbarkeit großer Datenmengen ist für den Einsatz zahlreicher Zukunftstechnologien unabdingbar. So sind bspw. statistische Modelle des maschinellen Lernens zur Erkennung von Mustern und Gesetzmäßigkeiten auf eine große Zahl von repräsentativen Trainingsdaten angewiesen. Im Zusammenhang mit den wandelnden Marktanforderungen haben viele Unternehmen erkannt, dass es zunehmend wichtiger wird, nicht nur selbst erzeugten Daten zu nutzen, sondern ein Austausch von Daten im Branchenkontext neue Potenziale für datengetriebene Innovationen eröffnet. Oftmals kollidieren diese Potenziale jedoch mit Problemen bei der Verfügbarkeit, Qualität, Organisation, Zugänglichkeit und gemeinsamen Nutzung der generierten Daten.
Als unerschöpfliche Ressource lassen sich Daten im Grunde beliebig oft und ohne Qualitätsverluste verwerten und über große Distanzen teilen. Weil Daten für die meisten Marktakteure strategische Produktions- und Wettbewerbsfaktoren sind, stehen viele einem freien Datenverkehr jedoch kritisch gegenüber. Sie befürchten Wettbewerbsnachteile oder Sicherheitsrisiken, wenn sie ihre Daten Mitbewerbern preisgeben. Wie in Wirtschaftsbereichen entstehen in der Datenökonomie mitunter Marktasymmetrien, die dazu führen, dass einzelne Datenmärkte von einer kleinen Zahl großer, überwiegend nicht-europäischer Technologiekonzerne beherrscht werden.
Trotz der Unmengen an produzierten Daten, wird bislang nur ein Bruchteil des eigentlichen Potenzials ausgeschöpft. Laut Angaben der EU-Kommission würden rund 80 % aller anfallenden Industriedaten niemals genutzt, weshalb eine Förderung von Datennutzung und den Datenaustausch und damit eine Belebung der europäischen Datenwirtschaft hoch oben auf der politischen Agenda steht. In den nächsten Jahren soll der europäische Rechtsrahmen angepasst werden, um einen freien und fairen Datenverkehr über die Sektoren hinweg zu ermöglichen.2
Die europäische Datenstrategie
Im Februar 2020 veröffentlichte die EU-Kommission die europäische Datenstrategie – einen Rahmenplan für den digitalen Wandel der EU, welcher den Austausch und die Nutzung von Daten erleichtern sowie die Entwicklung eines EU-Binnenmarkts für Daten fördern soll. Hierin enthalten sind vier strategischen Säule:
Schaffung eines sektorübergreifenden Governance-Rahmens für den Zugang zu und die Nutzung von Daten.
Förderung von Investitionenin Daten, Dateninfrastrukturen
Stärkung der Kontrolle des Einzelnen über seine Daten und digitaler Kompetenzen
Schaffung von gemeinsamen, sektorspezifischen europäischen Datenräumen (Data Spaces) in verschiedenen strategischen Sektoren und Gesellschaftsbereichen von öffentlichem Interesse.
Mit der Datenstrategie wird eine enge Verzahnung der Digitalpolitik mit der Umsetzung des europäischen Grünen Deals betont. Die Dekarbonisierung und der Übergang zu einer nachhaltigen Kreislaufwirtschaft stehen somit im Fokus einer innovativen Datennutzung. Die Strategie selbst enthält noch keine verbindlichen Verordnungen oder Richtlinien, sondern bildet die strategische Grundlage für folgende Gesetzgebungen und flankierende Maßnahmen.
Der europäische Data Act
Am 22.02.2022 hat die EU-Kommission einen Vorschlag für ein europäisches Datengesetz, den sogenannten „Data Act“ (Datengesetz) vorgelegt. Die Gesetzgebungsinitiative zum Datengesetz ist zentraler Baustein der europäischen Datenstrategie und ergänzt den am 23. Juni 2022 in Kraft getretenen Data Governance Act. Flankiert wird der Data Act zudem vom Digital Services Act (dt. Gesetz über digitale Dienste) und dem Digital Market Act (dt. Gesetz über digitale Märkte), zwei Gesetzesvorhaben über digitale Dienste beziehungsweise digitale Märkte vom November 2022, die insbesondere große marktbeherrschenden Digitalkonzerne (insb. Online-Plattformen und Suchmaschinen) regulieren sollen.
Während der Data Governance Act Verfahren, Strukturen und Systeme für die grenzüberschreitende, gemeinsame Datennutzung von Unternehmen, Einzelpersonen und der öffentlichen Hand schafft, soll der Data Act die Bedingungen, unter denen Datenwertschöpfung erfolgen kann, definieren und die Regelungen zur Nutzung und zum Teilen von Daten über Branchengrenzen hinweg harmonisieren. Ziel des Data Acts ist es, Rechtssicherheit für gemeinsame Datennutzung im B2B- (Business-to-Business), B2C- (Business-to-Consumer) und B2G-Bereich (Business-to-Government) zu schaffen, datenbezogene Rechte von Nutzern vernetzter Dienste und von Clouddiensten zu stärken sowie Marktungleichgewichte zuungunsten kleinerer Unternehmen zu verringern.
Der Entwurf der EU-Kommission für den Data Act wurde bereits vom EU-Parlament mit großer Mehrheit beschlossen und wird im nächsten Schritt innerhalb von Trilog Verhandlungen weiterverhandelt. Sobald eine Einigung erzielt ist, kann das Gesetz verabschiedet werden und in Kraft treten. Dies könnte bereits Ende 2023 der Fall sein, wodurch mit einem Inkrafttreten bereits Ende 2024 zu rechnen wäre.
Der Data Act wird im Wege einer Verordnung erlassen. Europäische Verordnungen entfalten – im Gegensatz zu Richtlinien – unmittelbare Wirkung in den EU-Mitgliedstaaten, ohne dass es einer nationalen Umsetzung bedarf.
Zentrale Regelungen des Vorschlags zum Data Act in Kürze:
Bereitstellungspflichten für IoT-Daten: Hersteller vernetzter Produkte bzw. faktische Datenhalter sollen künftig zur kostenlosen Herausgabe der durch die Nutzung entstandenen Daten gegenüber Nutzern verpflichtet werden. Nutzer sollen auch Dritte (z. B. Dienstleister) zum Datenzugang ermächtigen dürfen. Mit dem Data Act würde die EU-Kommission zudem zur Erarbeitung von weiteren technischen Interoperabilitätsstandards ermächtigt.
Datenbereitstellungspflicht gegenüber öffentlichen Stellen: Behörden und öffentliche Stellen sollen künftig gesonderte Zugangsrechte zu Daten erhalten, die zur Bewältigung besonderer Umstände (z. B. Naturkatastrophen) erforderlich sind, sofern diese nicht anderweitig, bspw. durch Kauf, erhältlich sind.
Regulierung unternehmerischer Vertragsgestaltung: Kleine und mittlere Unternehmen (KMU) sollen künftig besser vor unfairen Wettbewerbspraktiken und geschützt werden. Verträge über Datenzugang und Datennutzung sollen dem Grundsatz nach fair ausgestaltet werden.
Datenübertragbarkeit: Anbieter von zwischen Datenverarbeitungsdiensten (z. B. Cloud- und Edge-Dienste) sollen künftig Nutzern einen einfachen Wechsel zwischen Anbietern ermöglichen und entsprechende technische Kompatibilitäten sicherstellen von Datenverarbeitungsdiensten und damit den reibungslosen Wechsel zu gewährleisten.
Einschränkung Datenbankherstellerrecht: Im Vorschlag zum Datengesetz werden zudem bestimmte Aspekte der EU-Datenbank-Richtlinie aus dem Jahre 1998 zum rechtlichen Schutz von Datenbanken überarbeitet. . Um Investitionen in die strukturierte Darstellung von Daten zu schützen, sieht diese bislang ein spezifisches Schutzrecht (auch sui-generis-Recht) für Strukturen (nicht aber die enthaltenen Daten) von Datenbankwerken vor. Im Vorschlag zum Data Act wird dieses Schutzrecht spezifiziert und eingeschränkt. So sollen Datenbanken, die Daten von Geräten und Objekten des Internets der Dinge enthalten, künftig keinem gesonderten Rechtsschutz unterliegen. Dies soll die vom Gesetz angestrebte Erleichterung des Datenzugangs und der Datennutzung garantieren.
Bedeutung des Data Acts für die Kommunalwirtschaft
Kommunale Unternehmen sollten beim Data Act hellhörig werden, denn der Gesetzesentwurf bringt weitreichende Änderungen für datengenerierende Dienste und Produkte mit sich, die schon in der Produktentwicklung Berücksichtigung finden müssten.
Besonders relevant für kommunale Unternehmen: Vernetzte Produkte und Dienste müssten dem Entwurf entsprechend künftig so konzipiert und hergestellt werden, dass sie Nutzenden die bei der Nutzung generierten Daten standardmäßig und kostenfrei zugänglich machen. Diese Herausgabepflichten beträfen insbesondere IoT-Daten aus Sensoren und Messsystemen, bei denen kommunale Unternehmen selbst als Datenhalter gelten.
Für kommunale Unternehmen verbessert sich voraussichtlich die Datenverfügbarkeit, wenn Herausgabe bzw. das Teilen von Daten im B2B Kontext gefördert wird. Zudem schafft die Kommission mehr Rechtssicherheit im digitalen Raum. Gleichzeitig könnten aber auch wirtschaftliche Anreize zum Erheben von Daten sinken, wenn künftig geschäftskritische Daten geteilt werden müssten, wodurch Zielsetzungen der europäischen Datenstrategie konterkariert werden könnten.
Das Datengesetz statuiert neben der Herausgabepflicht für Unternehmen gegenüber Nutzern eine gesetzliche Datenbereitstellungspflicht gegenüber öffentlichen Stellen: In außergewöhnlichen Situationen und Notlagen soll es öffentlichen Stellen zur Wahrung von Aufgaben im öffentlichen Interesse möglich sein, auf Daten, die sich im Besitz von Unternehmen befinden, zuzugreifen.
Von dem im Vorschlag angekündigten vereinfachten Anbieterwechsel zwischen Datenverarbeitungsdiensten profitieren auch kommunale Unternehmen und Kommunen, die in Vergangenheit mitunter der Marktmacht großer Technologiekonzerne und Lock-In-Effekten ausgesetzt waren.
Offene Fragen
Der Vorschlag zum Data Act lässt noch einige Fragen offen, die z. T. bereits im Rahmen eines öffentlichen Konsultationsprozesses von Verbänden und Interessensvertretungen thematisiert wurden:
Eindeutige begriffliche Definitionen
Der aktuell im Entwurf verwendete Begriffe wie Daten, Datenhalter, Produkt sehr weit und unpräzise, wodurch der Anwendungsbereich der Verordnung und die betroffenen Stellen nicht klar umrissen werden können. Hier sind noch einige begriffliche Klarstellungen erforderlich.
Haftungsansprüche und Schutz sensibler Daten
Wenn Unternehmen zur Herausgabe von Daten gegenüber Nutzern ihrer Produkte und Services verpflichtet werden, stellt sich die Frage, inwieweit hiermit eine Haftung für Korrektheit und Vollständigkeit einhergeht. Gerade weil mit der Bereinigung und Validierung von Datenbeständen häufig ein zusätzlicher Aufwand beim Dateninhaber entsteht, könnte durch etwaige Haftungsansprüche der wirtschaftliche Anreiz zum Datensammeln eingeschränkt werden.
Der Data Act enthält zum Zweck des Schutzes von Geschäftsgeheimnissen bislang noch eher uneindeutige Regelungen, die Daten von Betreibern kritischer Infrastrukturen noch nicht erfassen. In dieser Hinsicht ist eine Erweiterung der Ausnahmen von Datenbereitstellungspflichten sinnvoll.
Verhältnis zu Open-Data-Regeln und Datenschutzgrundverordnung (DSGVO)
Wenn es um das Teilen von Daten geht, sind die Bestimmungen der Open Data Richtlinie (ehm. PSI-Richtlinie) als weiteres wichtiges Element der europäischen Datenpolitik sowie daran anschließende Regelungen relevant. So wurde bspw. mit der Durchführungsverordnung (EU) 2023/138 zur Bestimmung hochwertiger Datensätze, sog. „High Value Datasets“ (HVD) vom Januar 2023 der Druck auf alle öffentlichen Stellen erhöht, einen offenen Zugang zu hochwertigen Datenbeständen zu schaffen. In bestimmten Fällen sind hiervon auch Daten kommunaler Unternehmen betroffen.
Gemäß Art. 17 Abs. 3 des Data Act-Entwurfs (bzw. Erwägungsgrund 62) sind jedoch Daten, die unter den Data Act fallen von den Bestimmungen der Open Data-Richtlinie ausgenommen. Hier ist eine Klarstellung erforderlich, was das Verhältnis des Data Acts zu Regelungen der Open-Data-Richtlinie sowie der HDV-Verordnung betrifft. Da gerade Unternehmen der Kommunalwirtschaft häufig über personenbezogene Endkundendaten verfügen, ist zudem eine eindeutige Klärung des Verhältnisses zur Datenschutzgrundverordnung (DSGVO) erforderlich.
Verhältnis zum Smart-Metering
Der Bundestag hat das Gesetz am 20. April 2023 das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende beschlossen, das in Verbindung dem Messstellenbetriebsgesetz den Smart-Meter-Rollout beschleunigen soll. Spätestens ab 2025 sollen hierdurch alle Verbraucher intelligente Zähler nutzen können; bis 2032 sollen sie Pflicht werden. Im Interesse von Datenschutz und IT-Sicherheit unterliegen die Daten zu Erzeugung, Verbrauch und Netz-zustand besonderen Schutzstandards. Die Bundesregierung ist in der Pflicht, das Verhältnis des Data Acts zu nationalen Bestimmungen für das Smart Metering und den Messtellenbetrieb zu klären, um etwaige Konflikte zu vermeiden.
Fazit
Der Data Act kann als Paradigmenwechsels im Bereich des Datenteilens aufgefasst werden. Sollte der Gesetzesvorschlag erwartungsgemäß den Gesetzgebungsprozess erfolgreich passieren, wären Unternehmen im privaten und öffentlichen Sektor unmittelbar im Zugzwang. Einerseits sind durch die breitere Datennutzung Potenziale für Effizienzsteigerungen und die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle möglich, andererseits entstünden konkrete systemische und organisatorische Anforderungen an die Bereitstellung eigener und die Nutzung externer Daten. Gerade bei Produkten mit langen Entwicklungszyklen sollten entsprechende Anpassungen bereits frühzeitig mitgedacht werden.
Zur Erreichung der deutschen Klimaziele bis 2045 hin zur Klimaneutralität bedarf es nicht nur einer Kraftanstrengung im Bereich des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, sondern es gilt auch Energie einzusparen oder effizienter einzusetzen. Aus diesem Grund hat die EU beschlossen, das Energieeffizienzziel bis 2030 noch einmal anzuheben und den Endenergieverbrauch in der EU um 11,7 % zu senken im Vergleich zu 2020. Auch aus diesem Grund, aber auch zur Erreichung der eigenen nationalen Klimaziele, hat der Gesetzgeber ein neues Effizienzgesetz auf den Weg gebracht, welches die deutschen Effizienzbemühungen steigern soll. Ein wesentlicher Fokus des neuen Energieeffizienzgesetzes ist dem Thema Rechenzentren gewidmet, da mit zunehmender Digitalisierung der Energieverbrauch zunimmt. Schon heute benötigen Rechenzentren so viel Energie wie der gesamte Flugverkehr, weswegen Energieeinsparpotentiale im Rechenzentrumsbetrieb sich auf den Gesamtenergieverbrauch Deutschlands auswirken können.
Auch wir als items und Nutzer von Rechenzentrumsinfrastruktur beschäftigen uns daher, wie wir den Rechenzentrumsbetrieb effizienter gestalten können, um den eigenen CO₂-Fußabdruck minimieren zu können. Aus diesem Grund schauen wir in diesem Blogbeitrag einmal gemeinsam mit euch, welche Anforderungen für neue Rechenzentren vorgesehen sind. Warum ist das Thema spannend für euch und euer Unternehmen? Nun ja, in Zukunft werden die meisten Unternehmen einen Nachhaltigkeitsbericht veröffentlichen müssen. In diesem Zuge spielt auch der CO₂-Fußabdruck eures Dienstleisters in euren Nachhaltigkeitsbericht, wovon wiederum die Bewertung eures Unternehmens abhängen kann. Somit lohnt es sich einmal zu schauen, welche Regeln für alte und neue Rechenzentren in Deutschland zukünftig gelten sollen.
Pflicht zur Abwärmenutzung und des effizienten Energieeinsatzes für Rechenzentren
Um in Zukunft ein Rechenzentrum in Deutschland errichten zu können, sind Rechenzentrumsbetreiber verpflichtet, Rechenzentren mit einem besonders guten Effizienzfaktor zu errichten. Maßgeblich ist hier der sog. PuE-Faktor, welcher die zusätzliche Energie für die Kühlung der Server angibt. Ein PuE-Faktor von 1,2 bedeutet somit, dass neben dem reinen Strombedarf für den Betrieb der Server 20 % zusätzliche Energie zur Kühlung bereitgestellt werden müssen.
Wer ab 2026 in Deutschland ein neues Rechenzentrum betreiben möchte, muss mindestens einen PuE-Faktor von 1,3 einhalten. Bestehende Rechenzentrum gilt es hingegen noch zu ertüchtigen, sodass ab 2027 ein PuE-Faktor von maximal 1,5 und ab 2030 von 1,3 einzuhalten sind.
Daneben besteht zukünftig eine Pflicht zur Nutzung der Abwärme für Rechenzentren. Für Neubauten ist eine verpflichtende Nutzung von 15 % ab 2027 und von 20 % ab 2028 vorgesehen. Daneben ist festgeschrieben, dass Rechenzentren ab 2024 eine maximale Eintrittstemperatur vorgesehen, welche einzuhalten ist. Auch für jetzige Rechenzentren ist eine verpflichtende Abwärmenutzung von 10 % in den nächsten Jahren vorgesehen.
Nutzung von Erneuerbaren Energien wird Pflicht
Neben der Nutzung von Abwärme, werden Betreiber von Rechenzentren ab dem kommenden Jahr (2024) verpflichtet, Strom aus ungeförderten EE-Anlagen zu nutzen. Hierfür ist ab 2024 eine verpflichtende Quote von 50 % vorgesehen, welche ab 2027 100 % betragen muss. Die Beschaffung darf aber rein bilanziell erfolgen. Somit ist keine direkte physische Lieferung aus EE-Anlagen zum Betrieb des Rechenzentrums verknüpft. Trotzdem könnte die Regelung gerade auf dem PPA-Markt dazu führen, dass der Handel mit Grünstromzertifikaten oder nicht geförderten EE-Anlagen bzw. ausgeförderten Anlagen an Attraktivität gewinnen könnte.
Die Pflicht zur Einführung eines Energiemanagements kommt
Ab 2025 werden Rechenzentrumsbetreiber ab einer gewissen Größe verpflichtet, ein zertifiziertes Energiemanagementsystem (EnMS) einzuführen. Das EnMS muss allerdings nicht nur bis 2025 eingeführt sein, sondern es muss auch ein zertifizierter Nachweis vorliegen. Für das EnMS ist eine kontinuierliche Messung der elektrischen Leistung und des Energiebedarfs der wesentlichen Komponenten erforderlich. Eine Maßnahmenergreifung zur Steigerung der Energieeffizienz ist nötig.
Die Einführung eines zertifizierten EnMS ist erforderlich, wenn die Nennanschlussleistung > 1000 kW beträgt oder es sich um ein RZ im öffentlichen Auftrag ab einer Leistung von 200 kW handelt.
Eine Pflicht zur Validierung oder Zertifizierung eines EnMS ist erforderlich, wenn der Nennanschlussleistung der Informationstechnik > 500 kW beträgt. Kein EnMS ist hingegen nötig, wenn die Abwärme in ein Wärmenetz vollständig eingespeist wird und der Gesamtendenergie-verbrauch < 25 GWh ist. Wichtig an dieser Stelle als Alternative zu einem zertifizierten EnMS kann auch ein Umweltmanagementsystem eingeführt werden.
Allgemeine Informationspflichten nehmen zu
Mit dem neuen Energieeffizienzgesetz steigen nicht nur die Anforderungen an die Technik zur Einsparung von Energie, sondern auch die Informationspflichten des Rechenzentrumsbetreibers nehmen zu. So ist eine jährliche Informationsübermittlung nach Anlage 3 an die zuständige Behörde erforderlich. Diese umfasst u. a.:
Allgemeine Daten zum RZ (Bsp. Größe, Standort etc.)
Allgemeine Daten zum Betrieb des RZ (Bsp. Gesamtenergieverbrauch, Energieträgereinsatz etc.)
Allgemeine Angaben zur Berechnung der abgeleiteten Kenngrößen zur Einsichtnahme der Behörden (Bsp. Nennanschlussleistung, Angaben zur Kälteanlage etc.)
Allgemeine Betriebsangaben zur Berechnung der abgeleiteten Kenngrößen zur Einsichtnahme der Behörden (Bsp. Brennstoffverbrauch)
Außerdem ist eine Informationsübermittlung nach Anlage 4, wenn die Leistung der Informationstechnik > 50 kW ist:
Allgemeine Angaben zur Informationstechnik (Bsp. Standort, Größe)
Angaben zur Informationstechnik zur Berechnung ableitbarer Kenngrößen und zur Einsichtnahme durch Behörden (Bsp. Anschlussleistung)
Des Weiteren ist die ungenutzte Abwärmeleistung auf einer neuen Plattform des Bundes zu veröffentlichen. Zusätzlich haben die Rechenzentrumsbetreiber nicht nur die Behörden, sondern auch ihre Kunden zu informieren. Hierzu gehören u. a. Informationen über direkt zurechenbare Energieverbräuche p.a. sowie Ausweisung der Verbrauchsanteile je technischer Infrastruktur. Handelt es sich um einen Betreiber von Co-Location, so muss der Betreiber den Kunden den Anteil der Energiekosten an den Gesamtkosten separat auszuweisen, seiner Unterstützungspflicht des Kunden einer Co-Location Energieverbräuche zu erfassen / zu reduzieren (Monitoringinformationen) nachkommen sowie dem Kunden seine Registernummer des RZs mitteilen. Unter einer Co-Location wird eine Dienstleistung an einem Ort eines Rechenzentrumsbetreibers, die darin besteht, technische Infrastruktur bereitzustellen, innerhalb derer Kunden ihre eigene Informationstechnik betreiben können, verstanden.
Das neue Energieeffizienzgesetz bedeutet für neue Rechenzentren sowie solche im Bestand neue Anforderungen. Sowohl was den Einsatz der notwendigen Energie angeht, als auch der Umsetzung neuer Informationspflichten. Insgesamt ist der Beschluss des Energieeffizienzgesetzes deutlich milder als der erste Entwurf, welcher deutlich schärfere Vorgaben vorsah. Trotzdem ist z. B. die Festlegung eines maximalen PuE-Faktors von 1,3 ein Schritt in die richtige Richtung.
Insgesamt ist es auch als richtig zu bewerten, dass Rechenzentren einen Beitrag leisten müssen auf dem Weg, die Klimaziele einzuhalten, als auch zur Steigerung der Energieeffizienz beizutragen. Der Markt für Rechenkapazitäten wird bedingt durch den Trend der Digitalisierung sicherlich zunehmen, weswegen die Pflicht zum Einsatz effizienter Technologie positiv zu werten ist.
Auch die Informationspflichten stellen eine sinnvolle Ergänzung dar, wenn sie sowieso nicht zur Erstellung der Nachhaltigkeitsberichte notwendig sind. Insgesamt dürfte der Markt und die Nachfrage nach einer nachhaltigen IT-Infrastruktur in der Wirtschaft tendenziell zunehmen, um die eigene Klimabilanz und damit den eigenen Nachhaltigkeitsbericht aufzuwerten, von dem in Zukunft auf Finanzierungsfragen abhängig sein könnten. Somit dürfte die Thematik einer grünen IT nicht nur die IT-Unternehmen oder Rechenzentrumsbetreiber beschäftigen, sondern eine Vielzahl von Unternehmen.
Gastransformationspläne als Treiber der Wasserstoffeinspeisung
Die Planungen für einen Wasserstoffhochlauf in Deutschland sind im vollen Gange. Viele Gasnetzbetreiber sind dabei, ihre Gasnetztransformationspläne zu grünen Gasen zu erstellen und führen erste Analysen für die Transporttauglichkeit ihrer Netze durch. Welche Rolle Wasserstoff in unserem Energiesystem spielen wird, ist sicherlich noch offen, da ein Blick in die Zukunft über mehrere Jahrzehnte notwendig ist. Klar dürfte jedoch sein, dass der Wasserstoff als Energieträger für bestimmte Sektoren benötigt werden dürfte, da eine vollständige Elektrifizierung nicht in allen Sektoren möglich ist. Klar ist jedoch, für den Transport und die Bereitstellung von (grünem) Wasserstoff durch unsere Gasnetze muss die Verfügbarkeit des Energieträgers gewährleistet sein.
Zwar wird der Großteil des Wasserstoffs importiert werden müssen, doch ist bereits jetzt klar, dass wir in Deutschland auch über eigene Elektrolysekapazitäten verfügen werden. So setzt sich die nationale Wasserstoffstrategie u. a. zum Ziel, mindestens Elektrolyseanlagen mit einer Kapazität von 10 GW zu errichten. Daneben existieren noch zahlreiche Biomethan- und Biogasanlagen in Deutschland, deren Gas auch in das Gasnetz eingespeist werden könnte. Die Einspeisung von Wasserstoff oder Biogas dürfte also für einige Gasnetzbetreiber ein Thema werden.
Aus diesem Grund stellt sich die Frage, was bei einem Anschlussbegehren einer Wasserstofferzeugungsanlage zu beachten ist. Welche rechtlichen und technischen Fragestellungen sind zu beantworten und vor allem welche Auswirkungen hat die Wasserstoff-Netzeinspeisung auf die Gasqualität? In diesem Blogbeitrag beschäftigen wir uns daher ausführlich mit der Thematik der Wasserstoff-Netzeinspeisung.
Die rechtliche Grundlage der Wasserstoffeinspeisung
Die rechtliche Grundlage für das Thema Wasserstoff findet sich im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Nach § 1 sind Zweck und Ziele des Gesetzes, die Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff sicherzustellen. Nach der Biogasdefinition des EnWG sind dies Biomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas sowie Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist. Soll das Biogas oder der Wasserstoff in das Wasserstoffnetz eingespeist werden, findet sich der Anwendungsbereich zur Regulierung von Wasserstoffnetzen in § 28j. Netzbetreiber erklären sich (unwiderruflich) bereit, dass ihr Netz der Regulierung unterliegen soll. Zur Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs sind die Entflechtungsvorschriften nach § 28m einzuhalten. Die Unabhängigkeit des Netzbetriebs von der Wasserstofferzeugung, -speicherung und -vertrieb soll hierdurch sichergestellt werden.
Der Anschluss und der Zugang zu den Wasserstoffnetzen ist in § 28n geregelt. Demnach haben Netzbetreiber Dritten den Anschluss und den Zugang zu ihren Wasserstoffnetzen zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren. Es besteht somit eine Anspruchsgrundlage für Wasserstofferzeuger, ihren Wasserstoff in das reine Wasserstoffnetz einzuspeisen, sofern sich der Netzbetreiber der Regulierung des EnWG unterworfen hat.
Neben dem EnWG ist auch die GasNZV zu beachten. Wirft man jedoch einen Blick in die Verordnung, ist der Begriff Wasserstoff nicht enthalten. Eine eigene WasserstoffNZV existiert jedoch auch nicht. Somit muss Wasserstoff derzeit unter dem Begriff Biogas in der GasNZV betrachtet werden. Der § 33 GasNZV regelt die Netzanschlusspflicht für Biogasanlagen, die auch auf grünen Wasserstoff übertragen werden können. Nach § 19 GasNZV ist allerdings die Gasbeschaffenheit im Rahmen Einspeisung zu beachten. Maßgeblich ist hier das Arbeitsblatt G260 des Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Ist eine ausreichende Gasqualität nicht gegeben, muss der Netzbetreiber ein Angebot zur Herstellung der Kompatibilität unterbreiten. Ansonsten ist eine Ablehnung durch ihn zu begründen.
Wichtige Punkte des Anschlussbegehrens
Damit eine Wasserstoffnetzanlage in ein Gasnetz einspeisen kann, muss ein Antrag auf ein Netzanschlussbegehren gestellt werden. Die Prüfung des Netzanschlussbegehrens hat binnen 3 Monaten mit einem Entscheid des Netzbetreibers zu erfolgen.
Aus technischer Sicht ist zu differenzieren, ob der Anlagenbetreiber Biomethan oder Wasserstoff in das Gasnetz einspeisen möchte. Hier sind u. a. unterschiedliche Qualitätsanforderungen am Einspeisepunkt zu beachten: eine notfalls erforderliche Mengenregelung, bestimmte Anforderungen zur Kontrolle der Gasqualität, der Odierung etc. Eine gute Übersicht über die zu beachtenden Regelungen gibt ein Bericht des DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg:
Unterschiede der Wasserstoffeinspeisung aus regulatorischer Sicht
Aus Sicht des Netzbetreibers kann es unterschiedliche Möglichkeiten bzw. Herausforderungen geben, wenn Wasserstoff in ein Gasnetz eingespeist werden soll. Maßgeblich ist hier neben der Art des Gases auch der regulatorische Rechtsrahmen. Handelt es sich um ein bestehendes Erdgasnetz, gilt als rechtliche Basis die GasNZV. Zur Sicherstellung der Gasqualität und einer ordnungsgemäßen Abrechnung sind die Arbeitsblätter G260 und G685 zu berücksichtigen. Hierdurch ist eine Wasserstoffeinspeisung nur in einem begrenzten Umfang möglich. Größere Volumenströme können somit nicht eingespeist werden.
Handelt es sich hingegen um ein reines Wasserstoffnetz, welches der Regulierung des EnWG unterliegt, besteht noch keine eigene rechtliche Basis in Form einer WasserstoffNZV, wie die Einspeisung zu erfolgen hat. Einen Anspruch auf einen diskriminierungsfreien Netzzugang gibt es durch das EnWG aber bereits. Komplizierter wird es, wenn das Wasserstoffnetz nicht der Regulierung des EnWG unterliegt. In diesem Fall muss der Anlagenbetreiber in bilaterale Verhandlungen mit dem Netzbetreiber gehen.
Auswirkungen der Wasserstoffeinspeisung aus technischer Sicht
Die Einspeisung von Wasserstoff führt zu einer Änderung der Gasqualität, wobei der Anteil des Wasserstoffs maßgeblich ist. Aktuell transportieren die Gasnetze i. d. R. Erdgas, welches der 2. Gasfamilie (methanreiche Gase) zuzuordnen ist. Wasserstoff wird hier als Zusatzgas gesehen, welches dem Erdgas beigemischt werden kann. Hierbei sind die Veränderungen der brenntechnischen Kenndaten (Wobbeindex, Dichteverhältnis etc.) zu berücksichtigen und einhalten. Eine strikte Wasserstoff-Obergrenze ist somit nicht definiert. Es geht lediglich darum, die Gasqualität einzuhalten. Somit muss der Netzbetreiber bei einer Wasserstoff-Beimischung sicherstellen, dass eine Eignung der Netze, Messgeräte, Verbrauchseinrichtungen etc. vorliegt.
Exkurs: Analogiebetrachtung Gasumstellung Wasserstoff und die L-/H-Gas-Umstellung
Der Wechsel von Erdgas auf Wasserstoff ist jedoch kein Schalter, der einfach über Nacht umgelegt werden kann. Vielmehr sind die Gasnetzbetreiber gefragt, ihre Netze wasserstofftauglich zu machen. Zwar ist schon heute eine Wasserstoff-Beimischung von bis zu 10 Vol.-% technisch möglich und soll demnächst auf 20 Vol-% angehoben werden, jedoch sind die Netze aktuell nicht in der Lage reinen Wasserstoff zu transportieren, da sich die physikalischen Eigenschaften und Verhaltensweisen dessen im Vergleich zum konventionellen Erdgas unterscheiden. Was es für eine flächendeckende Wasserstoffinfrastruktur bedarf, ist u. a. eine Marktraumumstellung von Erdgas auf Wasserstoff.
Erreicht der Wasserstoffanteil einen signifikanten Anteil, erfolgt nach G260 ein Wechsel auf die 5. Gasfamilie. Hier bildet Wasserstoff und nicht mehr Erdgas das Grundgas. Der Wasserstoff lässt sich in zwei Kategorien unterteilen. Die erste Kategorie hat einen Anteil von mind. 98mol% und die zweite von mind. 99,97mol%. Letzteres ist speziell für den Verkehrssektor erforderlich.
Eine Beimischung von Wasserstoff kann im Netz zur Unterschreitung der unteren Grenze der relativen Dichte führen. Ein Unterschreiten ist nur zulässig nach G260, wenn vorab eine Prüfung der Kompatibilität und Interoperabilität mit der Gasinfrastruktur und den Gasanwendungen erfolgt ist. Bei Einspeisung >10mol% ist eine Herstellerbescheinigung nötig.
Ebenso ist eine Brennwertnachverfolgung erforderlich, da der Brennwert von Wasserstoff deutlich unter dem von Erdgas bzw. Methan liegt und nur so eine ordnungsgemäße Abrechnung möglich ist. Hier ist zu differenzieren zwischen einer 1-Seitigen- und 2-Seitigen-Einspeisung. Bei ersterem erhält der betroffene Netzabschnitt den gleichen Abrechnungsbrennwert, wenn der Wasserstoff direkt am Einspeisepunkt erfolgt. Bei einer 2-Seitigen-Einspeisung ist die 2%-Grenze nach dem Verfahren von G685 einhalten. Ist der Brennwert von H2 kleiner als 3,54 kWh/Nm3 ist keine 2-Seiten-Einspeisung größer 3 % H2 möglich. Dies ist nur relevant bei H2 als Zusatzgas, sonst ist ein fester Brennwert von 3,543 kWh/m3 (Anteil mind. 99,9 % H2) anzuwenden.
Die Wasserstoffeinspeisung ist somit kein einfaches, sondern ein durchaus komplexeres Thema. Zum einen ist zu klären, in welche Art von Gasnetz aus technischer, aber auch regulatorischer Sicht der Wasserstoff eingespeist werden soll. Zum Teil fehlt aktuell auch noch die rechtliche Grundlage bzw. die Vereinfachung. Eine eigene Wasserstoffnetzzugangsverordnung wäre hier sicherlich wünschenswert. Aus technischer Sicht sind vor allem die Auswirkungen auf die Gasqualität zu beachten sowie die Auswirkungen auf die Veränderung des Brennwertes für die spätere Abrechnung. Die beiden Arbeitsblätter G260 und G685 sind somit für das Thema Wasserstoffeinspeisung eine wesentliche Grundlage.
Da in den Anfangszeiten vermutlich noch wenig reine Wasserstoffnetze vorhanden sein werden, in welche die Anlagenbetreiber ihren Wasserstoff einspeisen können, dürfte der Blick sich vermutlich erst einmal auf die Erdgasnetze und erste Mischgasnetze (Erdgas, Biomethan, Biogas, Wasserstoff) richten. Mit Spannung dürfte auch die Entwicklung zu beobachten sein, ob Versorgungsgebiete entstehen, bei der der Gasnetzbetreiber sein bestehendes Gasnetz zurückbauen möchte, sich aber Wasserstofferzeuger ansiedeln möchten. Da insgesamt die Ausgestaltung des Regulierungsrahmens für das Thema Wasserstoff nicht am Ende sein wird, ist weiterhin zu beobachten, welche Änderungen von rechtlicher Seite noch erfolgen werden. Es bleibt also spannend beim Thema Wasserstoff.
Wasserstoffnetzfinanzierung: Das Problem der hohen Netznutzungsentgelte Zuerst der Wasserstoff oder zuerst die Wasserstoff-Infrastruktur? Oder besser beides gleichzeitig? Es ist ein bisschen wie bei der Elektromobilität und dem Henne-Ei-Problem: Was kommt zuerst, das Elektroauto oder die Ladeinfrastruktur? Ähnlich dürfte die Diskussion beim Wasserstoff verlaufen, da eine ganze Wertschöpfungskette parallel aufgebaut werden muss, da eine einzelne Wertschöpfungsstufe…
Streitfrage LNG-Terminals: Wie viele brauchen wir wirklich? Zur Sicherung der Energieversorgung in Deutschland bedingt durch den Ausfall von russischem Pipelinegas werden seit dem vergangenen Jahr LNG-Terminals in Deutschland errichtet. Aktuell handelt es sich meist um schwimmende Terminals, die ab 2025 durch drei feste in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Stade ergänzt werden sollen. Insgesamt sind 7 Standorte als…
Gastransformationspläne als Treiber der Wasserstoffeinspeisung Die Planungen für einen Wasserstoffhochlauf in Deutschland sind im vollen Gange. Viele Gasnetzbetreiber sind dabei, ihre Gasnetztransformationspläne zu grünen Gasen zu erstellen und führen erste Analysen für die Transporttauglichkeit ihrer Netze durch. Welche Rolle Wasserstoff in unserem Energiesystem spielen wird, ist sicherlich noch offen, da ein Blick in die Zukunft…
Die Steuerung von Assets in Energienetzen zur Behebung kritischer Netzzustände ist eines der wesentlichen Themen, wenn es um die Umsetzung der Energiewende geht. Mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und neuer elektrischer Lasten wie z. B. Wärmepumpen wird es immer schwieriger sein, das Angebot und die Nachfrage in einem Gleichgewicht zu halten. Daher bedarf es für die Netzbetreiber eines Werkzeugkastens, um weiterhin das Gleichgewicht zu gewährleisten. Ein wesentlicher Baustein sollten intelligente Messsysteme darstellen, welche Netzzustandsdaten an den Netzbetreiber übertragen sollten, damit dieser auf Basis der zusätzlichen Informationen bei kritischen Netzzuständen reagieren kann.
Auch wenn der Rollout in den letzten Jahren hat auf sich warten lassen, zeigt die kommende Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes, dass das Thema des Netzmonitorings im Niederspannungsnetz und damit verbundene Schaltmaßnahmen in den Vordergrund rücken. Damit ein Netzbetreiber überhaupt ein Asset im eigenen Netz schalten kann, reicht die bloße Installation eines intelligenten Messsystems nicht aus. Vielmehr muss das Messsystem um eine Steuerbox sowie einen verschlüsselten Kanal erweitert werden, der eine sichere Informationsübertragung gewährleistet, damit Schaltmaßnahmen korrekt ausgeführt werden.
Bei diesem sicheren Kanal handelt es sich um einen sog. CLS-Kanal, welcher vom Messstellenbetreiber (MSB) aufzubauen ist, damit z. B. ein Netzbetreiber Schaltmaßnahmen einleiten kann. Die Abkürzung CLS steht in diesem Zusammenhang für Controllable Local System. Das Thema Schalthandlungen dürfte in den nächsten Jahren zunehmen. Auch dem CLS-Management, d. h. der Aufbau und Bereitstellung des CLS-Kanals zur Durchführung von Schalthandlungen, dürfte eine zunehmende Bedeutung beigemessen werden. Daher wollen wir uns im Rahmen dieses Blogbeitrags die Funktionsweise und den grundlegenden Aufbau näher anschauen.
CLS-Management: Wo findet das CLS-Management statt
Damit ein Verbraucher über das CLS-Management gesteuert werden kann, muss dieser über ein intelligentes Messsystem verfügen. Das zu steuernde Asset ist über die HAN-Schnittstelle mithilfe eines HAN-Kommunikationsadapters und einer Steuerbox an das SMGW angeschlossen. Somit erfolgt die Steuerung des Assets über die HAN-CLS-Schnittstelle.
Insgesamt verfügt das SMGW über drei Schnittstellen: die HAN-, LMN- und WAN-Schnittstelle. Hierbei dient die HAN-Schnittstelle zur Anbindung des steuernden Assets. Die LMN-Schnittstelle ist der Anbindung von Zählern zur Hauptmessung und Erfassung des Verbrauchs am Netzverknüpfungspunkt vorbehalten. Die WAN-Schnittstelle dient zur Kommunikation mit der Außenwelt, über die das SMGW erreichbar ist und über die der Schaltbefehl eingeht.
Ein wesentlicher Unterschied der LMN-Schnittstelle zur HAN-CLS-Schnittstelle ist, dass für Geräte im LMN das SMGW eine Entschlüsselung, Messwerterfassung, Zeitstempelung, Tarifierung und Speicherung durchführen kann. Die Werte können im SMGW somit bearbeitet und an einen externen Marktteilnehmer (EMT) weitergeleitet werden. Vermutlich sollen nur die Hauptzähler über eine drahtgebundene (RS485, HDLC) oder drahtlose Lösung (wM-Bus) angeschlossen werden.
Über die HAN-CLS-Schnittstelle kann hingegen keine Verarbeitung der Informationen im SMGW erfolgen. Es besteht lediglich die Möglichkeit der verschlüsselten Weiterleitung an den aktiven EMT über einen entsprechenden TLS-Proxyserver. Somit hat der SMGW-Administrator keine Informationen darüber, welche Schaltanweisung über den CLS-Kanal mithilfe des SMGW übermittelt wird, da die Daten vor dem Gateway verschlüsselt sind.
CLS-Management: Wer darf das CLS-Management nutzen?
Grundsätzlich steht dem CLS-Management einer Vielzahl von Marktrollen offen. Voraussetzung ist jedoch, dass er sich von einem passiven externen Marktteilnehmer (pEMT) zu einem aktiven externen Marktteilnehmer (aEMT) zertifizieren lässt. pEMTs können im Gegensatz zu aEMTs nur Daten aus dem SMGW empfangen und auf dieser Basis Geschäftsprozesse abwickeln. Hierzu gehört z. B. die Abrechnung von Energiemengen auf Grundlage der übermittelten Messwerte. Der pEMT kann keine nachgelagerten Assets per CLS ansprechen oder steuern.
Der aEMT kann hingegen nachgelagerte Assets über einen CLS-Kanal ansprechen bzw. steuern. Er benötigt hierfür eine Zertifizierung nach ISO/IEC 27000 oder IT-Grundschutz. Die Ausprägung als aEMT ist somit immer dann erforderlich, wenn ein Marktteilnehmer Dienstleistungen erbringen möchte, welche mit Schalthandlungen über den CLS-Kanal verknüpft sind. Dabei kann es sich um den gMSB handeln, welcher die verpflichtenden Zusatzdienstleistungen nach dem neuen MsbG anzubieten hat, ein Netzbetreiber, welcher im Rahmen des § 14a EnWG Assets steuert oder ein Direktvermarkter, welche das Asset auf einer Strombörse vermarktet.
Da die Zertifizierung als aEMT mit einem gewissen Aufwand verbunden ist, haben die jeweiligen Marktakteure auch die Möglichkeit auf Dienstleister zurückzugreifen, welche in ihren Namen als aEMT tätig werden und eine zertifizierte aEMT-Umgebung bereitstellen. Erste zertifizierte Dienstleister sind am Markt bereits vorhanden.
CLS-Management: Wie sieht das grundlegende Funktionsprinzip aus?
Damit aEMT das CLS-Management nutzen kann, muss der CLS-Kanal und das CLS-Gerät erst für ihn eingerichtet werden. Hierfür erhält der aEMT ein CLS-Zertifikat für das jeweilige Gerät, mit dem er sich später als HAN-Teilnehmer gegenüber dem SMGW authentifizieren kann. Das CLS-Zertifikat des anzubindenden Assets muss der aEMT dem Smart-Meter-Gateway-Administrator (SMGW-Administrator) mitteilen. Dieser überträgt das Zertifikat in CLS-Profil an das SMGW. Erst dann kann das SMGW die TLS-Verbindung des Assets mit dem SMGW über die HAN-Schnittstelle akzeptieren.
Der sich aktuell in Arbeit befindende Entwurf der TR-03109-5 sieht im Rahmen des Authentifizierungsprozesses eine gegenseitige Authentifizierung vor. Dies bedeutet, dass nach der Kopplung des Assets mit dem SMGW und de Einspielen des CLS-Zertifikats des Assets im SMGW ein SMGW-Zertifikat erzeugt wird, welches vom SMGW zu exportieren ist. Das neue SMGW-Zertifikat muss dann an den aEMT zurück übermittelt werden. Erst dann ist der Aufbau eines CLS-Kanals und das Ansprechen des Gerätes möglich.
Spätere Änderungen und Anpassungen der Zertifikate sind durchführbar. Allerdings sollten Ausfälle der jeweiligen CLS-Anwendung eingeplant werden, da die Neuinstallation eine gewisse Zeit benötigt. Hinzu kommt, dass die Installation neuer SMGW-Zertifikate aktuell nur vor Ort möglich ist und somit Vor-Ort-Einsätze erforderlich sind.
Der Entwurf der TR-03109-5 sieht auch den Einsatz zertifizierter Hardware vor, weswegen zur Umsetzung des CLS-Managements nicht jede beliebige Hardware genutzt werden kann. Inwieweit der Entwurf final umgesetzt wird, bleibt abzuwarten. Die Gesetzesnovelle des MsbG für das Jahr 2023 sieht eine Änderung der Kompetenzen zwischen dem BSI und BMWK vor, durch welche eventuell dem BSI die Zuständigkeit für die weitere Bearbeitung der Richtlinie entzogen wird. Grundsätzliche Änderungen über den Aufbau, den Ablauf und die einzusetzenden Geräte sind also möglich.
CLS-Management: Wie ist das CLS-Management im Rahmen der Netzsteuerung einzuordnen?
Das Steuern von Assets dürfte gerade für den Netzbetreiber von besonderer Bedeutung sein. Dieser wird verpflichtet im Rahmen des § 14a EnWG größere Verbraucher ab einer Anschlussleistung von 4,2 kW, welche neu an das Netz angeschlossen werden, zu steuern. Entweder durch das sofortige Abriegeln der Anlage bei Auftreten kritischer Netzzustände oder präventiv durch das Einspielen von Schaltprofilen auf Basis einer Netzsimulation, welche kritische Netzzustände für den Folgetag prognostiziert. Der Einsatz eines intelligenten Messsystems mit integriertem CLS-Management bietet dem Netzbetreiber eine Möglichkeit, wie er seine Anlagen im Niederspannungsnetz steuern kann.
Allerdings ist der Netzbetreiber nicht verpflichtet, Anlagen oder Hausanschlüsse über ein intelligentes Messsystem zu steuern. Vielmehr obliegt ihm die Auswahl der geeigneten Technik. Daher ist genauso der Einsatz der Rundsteuertechnik über die ZFA zulässig. Dem Netzbetreiber stehen damit somit mehrere Optionen zur Verfügung.
CLS-Management: Zusammenfassend – Was sind die grundlegenden technischen Anforderungen?
Auf Basis des Blogbeitrags und der bisher vorgestellten Inhalte kann auf der Ebene der Kommunikationsprotokolle folgendes festgehalten werden: Die Kommunikation mittels CLS-Kanals erfolgt vollständig verschlüsselt. Vorgesehen ist eine TLS-Verschlüsselung. Die Inhalte des CLS-Kanals sind nicht definiert, weswegen nahezu beliebige Informationen über den Kanal versendet werden können. Auf der Ebene der Messwertverarbeitung bedeutet dies aber, dass keine Informationsverarbeitung von CLS-Inhalten im SMGW stattfinden kann. Das SMGW dient lediglich dazu, die CLS-Inhalte verschlüsselt durchzuleiten und nimmt damit quasi die Funktion eines Routers ein. Der Messstellenbetreiber hat somit keine Kenntnis über die versendeten CLS-Inhalte. Er ist vielmehr lediglich dafür verantwortlich, die Initialisierung und die Bereitstellung des CLS-Kanals zu gewährleisten. Somit ist der iMSB z. B. nicht für die Durchführung von Schaltmaßnahmen verantwortlich, sondern der aEMT.
Damit ein CLS-Management initialisiert werden kann, müssen im Rahmen der Installation Zertifikate des CLS-Geräts zur Anbindung an die HAN-Schnittstelle zwischen dem CLS-Gerät und dem SMGW ausgetauscht werden. Somit ist eine gegenseitige Authentifizierung erforderlich, damit ein CLS-Gerät vom aEMT genutzt werden kann. Zur Gewährleistung der IT-Sicherheit sind die Kryptovorgaben der Zertifikate im HAN mit denen im WAN gleichzusetzen. Sollte die TR-03109-5 beschlossen werden, ist außerdem der Einsatz zertifizierter Hardware nach den Vorgaben der technischen Richtlinie erforderlich.
Benötigt der MSB Messdaten aus Tarifanwendungsfällen (TAF), dann ist zwingend eine Anbindung über das LMN erforderlich. Auch für bestimmte CLS-Anwendungsfälle sind bestimmte TAFs von Bedeutung. Hierzu zählen u. a. der TAF 9 (Abruf der Ist-Einspeisung) und TAF 10 (Übermittlung von Netzzustandsdaten).
Die Thematik CLS-Management dürfte in den kommenden Jahren an Bedeutung gewinnen. Zum einen um die neuen Anforderungen des Netzbetreibers zur Steuerung der Niederspannungsnetze umzusetzen, zum anderen um die neuen verpflichtenden Zusatzdienstleistungen des gMSB umsetzen zu können. Der Erfolg des CLS-Managements dürfte jedoch maßgeblich von der Entwicklungsgeschwindigkeit abhängen. Aktuell steckt das Thema CLS-Management noch in der Entwicklungsphase und ist noch nicht geeignet, um in Massenprozessen umgesetzt zu werden. Gerade der Zertifikataustausch stellt noch einen Prozess mit einem hohen manuellen Aufwand dar, den es noch zu automatisieren gilt.
Prozessual sollten die notwendigen Prozesse auf der Ebene der Marktkommunikation für ein Steuern von Assets über den CLS-Kanal ab dem 01. Oktober 2023 mit der kommenden Formatanpassung zur Verfügung stehen. Daher gilt es, die IT-Systeme und Hardware fit zu machen, um das CLS-Management einsetzen zu können. Um hohe Zertifizierungsaufwände zu vermeiden, ist es auch als wahrscheinlich zu erachten, dass viele Marktakteure auf Dienstleister setzen werden, welche ihnen eine zertifizierte aEMT-Umgebung bereitstellt.
Sollte das Thema CLS-Management allerdings in seiner Entwicklung zu langsam voranschreiten, dürften Netzbetreiber auf alternative Technologien ausweichen, da zur Gewährleistung der Netzstabilität im Niederspannungsnetz dann vermutlich auf bereits bewährte Technologien gesetzt wird. Es bleibt also wieder einmal spannend und am Ende eine Frage der Umsetzungsgeschwindigkeit.
Das EEG 2023 und die vielen Änderungen der Photovoltaik
Nachdem die EU im letzten Jahr ihre beihilferechtliche Genehmigung zum EEG 2023 ausgesprochen hat, sind zum 1. Januar 2023 eine Reihe von Änderungen im EEG in Kraft getreten. Ein Schwerpunkt der Reformierung des EEG sind Änderungen im Bereich der Photovoltaik. Um das Klimaziel von 80 % EE-Strom im Jahr 2030 zu erreichen, hat der Gesetzgeber die Änderungen aus seiner Sicht genutzt, den Ausbau der Photovoltaik in Deutschland durch die gesetzlichen Anpassungen schneller vorantreiben zu können.
Aus diesem Grund wollen wir uns im Rahmen dieses Blogbeitrags einmal anschauen, welche Änderungen im EEG 2023 zu finden sind. Welche Änderungen hinsichtlich der Vergütung sind zu erwarten? Welche neuen Arten von Photovoltaik sind nun erlaubt? Welche Änderungen im Ausschreibungsdesign sind zu erwarten? Das alles und noch weitere Punkte schauen wir uns in diesem Beitrag näher an.
EEG 2023: Was ändert sich an der Anlagenvergütung?
Die Höhe der Vergütungssätze wird für alle Photovoltaikanlagen nach oben angepasst. Das EEG differenziert hierbei bei kleineren PV-Anlagen zwischen Volleinspeisern und PV-Anlagen mit einer Eigenversorgung. So soll für Volleinspeiser bis 10 kW die feste Vergütung auf 13 ct/kWh ansteigen und bis 40 kW 10,90 ct/kWh betragen. Liegt hingegen auch eine Eigenversorgung vor, beträgt die Förderhöhe bis 10 kW 8,2 ct/kWh, bis 40 kW 7,10 ct/kWh und bis 100 kW 5,80 ct/kWh.
Neu geschaffen wurden die Kategorien der Garten-PV-Anlage bis zu einer Grenze von 20 kW. Dieser Anlagentyp ist für alle Hausbesitzer interessant, welche nicht über die nötige Dachfläche verfügen, eine Photovoltaikanlage zu installieren. Für alle Anlagen bis 20 kW in der festen Einspeisevergütung beträgt die Vergütung zukünftig 6,6 ct/kWh. Geht die Anlage in die Direktvermarktung, steigt die Vergütung auf 7,0 ct/kWh. Ebenso neu sind die Parkplatz-PV-Anlagen. Hier gelten die gleichen Fördergrenzen wie bei PV-Garten-Anlagen. Allerdings liegt der Schwellwert nicht bei 20 kW, sondern 100 kW.
Für ausgeförderte Anlagen bis 100 kW, die im Netzbetreibermodell nach § 23 EEG vergütet werden, wird der maximale Jahresmarktwert auf 10 ct/kWh gedeckelt. Außerdem erhält die BNetzA die Möglichkeit, die Höchstsätze im Ausschreibungsverfahren für PV-Anlagen des ersten und zweiten Segments um bis zu 25 % anzupassen. Hiervon hat die BNetzA bereits Gebrauch gemacht und für Freiflächenanlagen eine Vergütung von 7,37 ct/kWh festgelegt. Für PV-Dachanlagen soll die Höchstgrenze auf 11,25 ct/kWh ansteigen.
Um der Problematik der Lieferengpässe zu begegnen, wurde auch im neuen EEG 2023 beschlossen, dass es zu keiner Verringerung der festen Einspeisevergütung mehr kommen soll, wenn die PV-Anlage nicht mehr rechtzeitig realisiert werden kann. Konkret wird die monatliche Absenkung der Vergütungshöhe, also die Degression der Vergütungssätze, bevor die Anlage in Betrieb genommen ist, bis Anfang 2024 ausgesetzt. Die oben genannten Vergütungssätze bleiben also auch 2023 konstant.
EEG 2023: Gilt die 70 %-Begrenzung weiterhin?
Mit der Novellierung des EEG 2023 fällt für alle Neuanlagen ab dem 01. Januar 2023 die technische Vorgabe zur Begrenzung der PV-Nennleistung von 70 % zur Netzeinspeisung weg bis maximal 25 kW. Weiterhin fällt auch die Pflicht zur Steuerung bis 25 kW weg. Bereits im Oktober 2022 wurde durch weitere EEG-Änderung beschlossen, dass auch die Bestandsanlagen bis 7 kW diese Regelung künftig nicht mehr einhalten müssen. Ältere Anlagen zwischen 7 und 25 kW müssen dagegen auch über den Jahreswechsel hinaus die entsprechende Programmierung beibehalten.
Für Netzbetreiber bedeutet die Regelung, dass ein Instrument zur Integration von PV-Anlagen nicht mehr zur Verfügung steht und maximal das Instrument der Spitzenlastkappung angewandt werden kann.
EEG 2023: Welche Kompetenzen zur Mengensteuerung der Ausschreibungsvolumen erhält die BNetzA?
Mit dem EEG 2023 erhält die BNetzA das neue Instrument der endogenen Mengensteuerung im Zuge der Festlegung der Ausschreibungsvolumen. Die endogene Mengensteuerung ist vor allem dafür gedacht, wenn eine drohende Unterschreitung der Gebote in einer Gebotsrunde droht. In diesem Fall hat die BNetzA die Möglichkeit, das Ausschreibungsvolumen nach unten zu senken (§ 28a EEG).
Um einer kommenden Unterzeichnung entgegenzuwirken, kann die BNetzA parallel dazu vor einer Ausschreibungsrunde die Höchstgrenzen für Wind an Land, Solarstrom des ersten und zweiten Segments bis max. 25 % und Biomethan max. 10 % (bereits erfolgt) erhöhen. Die neuen Höchstgrenzen gelten für mindestens 12 Monate.
Neben dem Instrument der endogenen Mengensteuerung gelten mit dem neuen EEG 2023 vereinfachte Auflagen für Bürgerenergiegesellschaften bei Wind- und Solarprojekte, die von der Ausschreibung ausgenommen werden. Bürgerenergieprojekte erhalten auch ohne Ausschreibung eine Vergütung.
EEG 2023: Was ändert sich im Zuge des Netzanschlusses für PV-Anlagen?
Mit der Novellierung des EEG 2023 ist neu, dass man mehrere PV-Anlagen am Netzanschluss gleichzeitig bauen darf, dass auch ein Teil der PV-Anlagen als Volleinspeiseanlage betrieben werden und die andere Anlage im Eigenversorgungsbetrieb, ohne dass die Anlagen zusammengefasst werden. Jede Anlage muss aber über einen eigenen Zähler verfügen.
Außerdem erfolgt eine Klarstellung in der Zusammenfassung von PV-Anlagen, die sich in unmittelbarer räumlicher Nähe zueinander befinden (z. B. auf demselben Dach installiert sind). Sind diese mit einem Abstand von mehr als zwölf Kalendermonaten in Betrieb genommen worden, werden sie nicht leistungsseitig addiert. Übersteigt der Wert in Summe 100 kW, muss eine Direktvermarktung erfolgen.
Neu ist auch, dass Netzbetreiber ab 2025 ein Portal zur Verfügung stellen müssen, über die eine Netzanfrage für eine geplante Photovoltaikanlage, Hausanschlüssen etc. möglich ist. Zudem werden Fristen vorgegeben, wie schnell Netzbetreiber diese Anfragen bearbeiten müssen. Obendrein sollen Netzanfragen digitalisiert und bundesweit vereinheitlicht werden.
EEG 2023: Fällt durch die Abschaffung EEG-Umlage der zusätzliche Einspeisezähler weg?
Mit der Abschaffung der EEG-Umlage im Jahr 2022 sind auch Anlagenbetreiber oberhalb von 30 kW nicht mehr gezwungen eine anteilige EEG-Umlage zu zahlen. Durch die vollständige Streichung der EEG-Umlage kann ein zusätzlicher Erzeugungszähler bei einigen bestehenden PV-Anlagen ab 2023 entfallen. Erzeugungszähler, die vom Netzbetreiber angemietet wurden, können voraussichtlich ausgebaut werden.
Allerdings sollte darauf geachtet werden, ob wirklich auf den Zähler verzichtet werden kann. Der zusätzliche Einspeisezähler kann evtl. noch erforderlich sein, wenn die Anlage von anderen Vergünstigungen profitieren sollte. Daher sollte der Sachverhalt vor dem Ausbau des zusätzlichen Einspeisezählers geprüft werden.
Insgesamt hält das EEG 2023 eine Vielzahl von Änderungen bereit, wobei wir hier nur auf einige Änderungen im Bereich der Photovoltaik eingegangen sind. Positiv zu werten sind die neuen Möglichkeiten der BNetzA, die Höchstsätze anzupassen, um ein breiteres Angebot in den Ausschreibungsrunden zu erhalten. Die Vereinfachungen für Bürgerenergiegesellschaften sind ebenfalls positiv zu werten, da die hohen Anforderungen der Ausschreibungen teilweise den Ausbau von EE-Anlagen durch Bürgerenergiegesellschaften verhindert haben.
Die Anhebung der Vergütungssätze parallel mit der Mehrwertsteuerbefreiung für kleinere PV-Anlagen durch das Bundesfinanzministerium für einen begrenzten Zeitraum, können ebenfalls dazu beitragen, im Privatbereich den Ausbau von PV-Anlagen zu fördern. Den Anmeldeprozess ab 2025 durch ein Netzbetreiberportal zu digitalisieren, kann ebenfalls dazu beitragen, dass der Ausbau von PV-Anlagen vereinfacht wird.
Ob die Maßnahmen jedoch ausreichen, um die Klimaziele 2030 mit einem EE-Anteil von 80 % zu erreichen, bleibt abzuwarten. Aktuell sind in den Ausschreibungsrunden der BNetzA massive Unterzeichnungen im Jahr 2022 zu verzeichnen, sodass das Ziel der Verdopplung der bisherigen PV-Anlagenleistung bis 2030 in weitere Ferne rückt. Aus diesem Grund wird interessant zu beobachten sein, welche Auswirkungen die neuen Höchstgrenzen in 2023 auf das Angebot in den Ausschreibungen hat.
Die Art und die Möglichkeiten der digitalen Zusammenarbeit haben sich insbesondere in den letzten drei Jahren enorm weiterentwickelt. Daraus resultierende neue Anforderungen an den modernen Arbeitsplatz ziehen sich durch nahezu alle Branchen und stellen Unternehmen teilweise vor große Herausforderungen.
Auch 2023 ist der „Modern Workplace“ immer noch einer der primären Treiber bei der Entwicklung von IT-Strategien. Der damit in Verbindung stehende hohe Bedarf an Sicherheitsmaßnahmen rückt dabei gleichzeitig immer mehr in den Vordergrund.
Wie können die Anforderungen an den heutigen modernen Arbeitsplatz erfolgreich mit den notwendigen Security-Maßnahmen in Einklang gebracht werden und welche Updates und Weiterentwicklungen plant Microsoft in diesem Jahr?
Lassen Sie sich am 14. September im Atlantic Hotel von unseren eigenen Experten und von externen Gästen einen Überblick geben und diskutieren Sie mit rund um das Thema „Secure Modern Workplace“ im Jahr 2023.
Die Teilnahme ist kostenfrei.
Wir freuen uns auf Sie!
agenda
Ab 10:00 Uhr
Empfang und kleines Frühstücksbuffet
10:30 – 10:45 Uhr
»Einleitung und Begrüßung« Gaby Kortum | Bereichsleiterin IT-Operations, items GmbH & Co. KG
10:45 – 11:30 Uhr
»Hybrid Work: „The Good, The Bad an the Ugly“ – Gestaltung, Bausteine und Fallen einer zukunftsorientierten hybriden Arbeitswelt« Ragnar Heil | Microsoft MVP
11:30 – 12:15 Uhr
»Neues von Microsoft 365 – wie spinnt Microsoft die Modern Workplace Strategie weiter? Eine kurze Vorstellung aktueller und kommender Features« Benjamin Tölle | Teamleitung Applications & Communications, items GmbH & Co. KG & Daniel Pfeiffer | Principal Solution Consultant, items GmbH & Co. KG
12:15 – 13:15 Uhr
Mittagspause
13:15 – 14:00 Uhr
»Sicherheitskritische Berechtigungen im Unternehmen – vom Anwender bis zum Superadministrator mit der Benutzer- und Berechtigungsverwaltung „Privius“« Dennis Westers | Teamleitung Business Automation, items GmbH & Co. KG Manuel Müller | Consultant Business Automation, items GmbH & Co. KG
14:00 – 14:45 Uhr
»Digital-Codex – Ein wichtiger Baustein für die Etablierung von Microsoft 365« Frank Schneider | Key Account Manager, HERDT-Verlag für Bildungsmedien GmbH
14:45 – 15:00 Uhr
Kaffeepause
15:00 – 15:30 Uhr
»Security Maßnahmen im Unternehmen – nur wie? Ein Steckbrief vom Backend bis zum Anwender« Benjamin Tölle | Teamleitung Applications & Communications, items GmbH & Co. KG & Daniel Pfeiffer | Principal Solution Consultant, items GmbH & Co. KG
15:30 – 16:00 Uhr
»Eine Waschmaschine als Schutz vor Überlastung im Netzwerk? – Der effektive Schutz vor DDOS Angriffen« David Ganser | Teamleitung Connectivity & Security, items GmbH & Co. KG & Christoph Stegemann | Technischer Leiter, tkrz Stadtwerke GmbH
16:00 – 16:30 Uhr
Pitch 1: Container as a Service – eine Alternative zum Server? (15 min.) Jörg Elfring | Principal Technology Consultant
Pitch 2: Teams als Plattform für Custom Apps – „Die Plattform“ oder nur eine weitere Möglichkeit, Apps zu entwickeln? (15 min.) Dennis Westers | Teamleitung Business Automation & Manuel Müller | Consultant Business Automation, items GmbH & Co. KG
Bereichsleiterin IT-Operations items GmbH & Co. KG
Gaby Kortum ist Bereichsleiterin IT-Operations. Als gelernte Fernmeldehandwerkerin und diplomierte Ingenieurin für technische Informatik lernte sie IT von der Pike auf. Ihre Schwerpunkte liegen in Themen wie Outsourcing, Auf- und Abbau von IT-Organisationen sowie umfangreichen Restrukturierungen. Bevor sie 2013 zur items GmbH wechselte, war Gaby Kortum unter anderem als IT-Leiterin bei den Stadtwerken Lübeck tätig.
Ragnar Heil
Microsoft MVP
Bevor Ragnar Heil als Global Director of Partners & Alliances zu Rencore kam, arbeitete er bei Quest und Microsoft in verschiedenen Positionen wie SharePoint Senior Consultant, Office 365 Customer Success Manager und Partner Channel Lead für Office 365 E5. Microsoft hat ihn seit 5 Jahren als MVP für M365 Apps + Services ausgezeichnet. Er hat mehrere Bücher und Artikel über New Work veröffentlicht und ist ein Gründungsmitglied der Working Out Loud Community in Deutschland. Bei Rencore hilft er Kunden durch seine Partner, die Kontrolle über ihre Cloud Technologien durch Azure SAAS Governance Lösungen zu behalten. Ragnars Social Media Kanäle, Blog über M365, Headsets und seine zweiwöchentliche Microsoft Teams Video Live News Show und Podcast finden Sie unter https://linktr.ee/ragnarh
Benjamin Tölle
Teamleitung Applications & Communications items GmbH & Co. KG
Benjamin Tölle ist Teamleiter “Applications & Communications”. In dieser Funktion konzentriert er sich mit seinem Team auf das Design, die Implementierung und den Betrieb moderner Cloud-, On-Premises- sowie hybrider Infrastrukturen mit einem besonderen Fokus auf Microsoft Azure und Microsoft 365. Darüber hinaus bringt er sein fundiertes Wissen als Berater in Projekte rund um die Microsoft Cloud ein.
Daniel Pfeiffer
Principal Solution Consultant items GmbH & Co. KG
Daniel Pfeiffer ist Principal Solution Consultant. Als Berater und Projektleiter begleitet er seine Kunden bei der Umstellung ihrer Systeme auf Microsoft Office 365. Weiterhin liegt sein Schwerpunkt in der strategischen Ausgestaltung unseres Produktportfolios. Er liebt es, neue Kunden kennenzulernen, mit denen er gemeinsam neue Herausforderungen angehen und bewältigen kann. Abseits von Microsoft sucht er seine Herausforderung jedoch eher im Schrauben, vorzugsweise an amerikanischen Automobilen.
Dennis Westers
Teamleitung Business Automation items GmbH & Co. KG
Dennis Westers ist Teamleiter Automation Consultant. Durch seine Qualifikation als Microsoft Certified Solution Expert hat er seinen Schwerpunkt auf die Betriebsautomatisierung gelegt. Zuvor lag sein Fokus auf der Automatisierung von Kundenprozessen mittels SharePoint und Nintex / Microsoft Power Platform.
Manuel Müller
Consultant Business Automation items GmbH & Co. KG
Manuel Müller ist Automation Consultant mit Schwerpunkt auf SAP. Er hat mehrjährige Erfahrung in der SAP Basisadministration und dessen Automatisierung im Betrieb. Mittlerweile beschäftigt er sich mit diversen Automatisierungs-Themen für den IT-Betrieb, sei es SAP, Betriebssysteme oder Berechtigungen.
Frank Schneider
Key Account Manager HERDT-Verlag für Bildungsmedien GmbH
Frank T. Schneider ist Key Account Manager beim HERDT-Verlag. Durch seine langjährige Tätigkeit als IT-Trainer und Leiter eines IT-Seminarzentrums hat er zahlreiche Projekte in der Erwachsenenbildung erfolgreich umgesetzt. Seit mehr als 20 Jahren begleitet er für den HERDT-Verlag Unternehmen und Behörden bei der Umsetzung von Softwareprojekten und berät erfolgreich zum Thema Anwender-Unterstützung. Im Fokus dieser Projekte steht aktuell die Einführung und Etablierung von Microsoft 365 und die damit verbundene notwendige digitale Unterstützung der Anwender.
Christoph Stegemann
Technischer Leiter TKRZ Stadtwerke GmbH
Christoph Stegemann ist IT-Professional seit mehr als 20 Jahren. Nach seinem Abschluss als Informatik-Betriebswirt war er in leitender Funktion für die IT-Operations am Flughafen Münster-Osnabrück tätig. Seit nunmehr 7 Jahren verantwortet er beim Emsdettener Unternehmen TKRZ Stadtwerke GmbH den Betrieb des Glasfaser-Backbone, der Dienste rund um Konnektivität, Internet und Cyber-Security, sowie der der vier regionalen Rechenzentren.
Jörg Elfring
Principal Technology Consultant items GmbH & Co. KG
Jörg Elfring ist Principal Technology Consultant. Sein Schwerpunkt liegt in der Beratung unserer Kunden bei der Integration von neuen Projekten, Technologien und IT Architekturen. Darüber hinaus ist er Ansprechpartner in allen Fragen rund um Linux, Unix und Open-Source-Technologien.
Wir freuen uns euch am Donnerstag, den 15. Juni 2023 wieder zum »Kundentag Digitale Netze« ab 12:00 Uhr einladen zu dürfen. Dazu treffen wir uns im Konferenzraum HAFENdach der PSD Bank in Münster um.
Also: Merkt euch den Termin jetzt schonmal vor!
Im Anschluss der Veranstaltung laden wir euch zu einem Get-together ein.
Weitere Informationen und die Agenda zum Kundentag findet ihr in Kürze hier.
Die Teilnahme ist kostenfrei.
Wir freuen uns auf zahlreiche Teilnahme!
Agenda
Optionale Vormittagsworkshops
10:00 – 12:00 Uhr
Feature Workshops
»Feature Workshop – Grid Insight Heat«
Dr. Mark Feldmann | Chapter Lead Data Science & Product Owner, items
»Feature Workshop – IoT Plattform«
Hubertus Aumann | Chapter Lead Products & Consulting, items & Marcus Walena | CTO, Digimondo GmbH
Veranstaltungsbeginn
12:00 – 13:00 Uhr
Check-In & Snacks
13:00 – 13:30 Uhr
»Begrüßung und Strategischer Ausblick« Alexander Sommer | Bereichsleiter Innovation & Digitale Netze, items
13:30 – 14:00 Uhr
»Das Phänomen der unnatürlichen Gleichzeitigkeit im Stromnetz – warum wir unsere Stromnetze besser verstehen müssen« Marcel Linnemann | Leiter Innovationen & Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen, items
14:00 – 14:30 Uhr
»Update für dein Wärmenetz – Grid Insight Heat 2.0« Dr. Mark Feldmann | Chapter Lead Data Science & Product Owner, items & Dennis Betzinger | Innovationsmanager, Stadtwerke Iserlohn
14:30 – 15:30 Uhr
Fast Tracks – Praxisprojekte
Track 1
»Smart Region Nordhessen – ein Blick unter die Motorhaube« Denis Blum | Fachbereichsleiter IT, Kasseler Verkehrs- und Versorgungs-GmbH
Track 2
»Zusammenführung von IoT und Energiemanagement als relevanter Baustein des Kundenmanagements« Julian Folgner | IoT-Projektmanager, Enervie Service GmbH
Track 3
»Civitas Connect – Der offene Community Ansatz für die Urban Data Platform« Ralf Leufkes | Geschäftsleiter, Civitas Connect
Track 4
»IIP – Intelligent Pendeln – Bericht aus dem Forschungsprojekt« Jan-Hendrik Worch | Platformmanager Smart City, SWO Netz GmbH
15:30 – 16:15 Uhr
Coffee & Network Break
16:15 – 17:30 Uhr
Fast Tracks – Praxisprojekte
Track 1
»IoT Wasserzähler im Massenrollout – Praxisbericht« Marc Dräger | IoT Engineer, BadenovaNetze GmbH
Track 2
»Digitalisierung von Blockheizkraftwerken über LoRaWAN« Stefan Kohake | IT-Management & Alexander Hetzel | Facharbeiter dez. Anlagenservice Stadtwerke Münster
Track 3
»Digitalisierung Wärmezähler – Praxiserfahrung Zählertechnik und Konnektivität« Kristof Kamps | Teamleiter Technologien und Standards, NGN Netzgesellschaft Niederrhein
Track 4
»Bürgerkommunikation mit dem Smartboard« David Westphalen | Smartmacher, Energieversorgung Mittelrhein AG
Track 5
»Netzleitstelle und LoRaWAN: Sicherheitsrisiken minimieren mit IEC 104 Schnittstelle«
Tim Klausmeyer & Christoph Willmann | SWO Netz
17:30 – 18:00 Uhr
»Quo Vadis niotix? Produktstrategie und aktuelle Neuerungen der IoT Platform« Marcus Walena | CTO, Digimondo GmbH
18:00 Uhr
»Abschluss« Alexander Sommer | Bereichsleiter Innovation & Digitale Netze, items & Hubertus Aumann | Chapter Lead Products & Consulting, items
Was machen die itemsianer eigentlich den ganzen Tag? Zum Beispiel, wenn sie als Marketing Managerin tätig sind? Um das herauszufinden, haben wir heute mit Lea Felzmann gesprochen.
Lea, du arbeitest bei uns als Marketing Managerin. Kannst du uns ein wenig mehr über deinen Aufgabenbereich berichten?
Als Marketing Managerin kümmere ich mich überwiegend um die Veranstaltungsplanung sowie um die Erstellung von allen Grafiken, die wir sowohl im Print als auch im Digitalbereich benötigen. Dabei arbeite ich in vielen verschiedenen Bereichen mit unterschiedlichen Teams eng zusammen. Ich unterstütze bei der Social Media Planung und bin außerdem in die Bearbeitung unserer Homepage involviert. Wenn es um Veranstaltungen geht, bin ich ebenfalls stets aktiv dabei. Die Themenfelder und Aufgaben sind vielfältig und spannend.
Das klingt abwechslungsreich. Was gefällt dir an dem Job am meisten?
Ja, die Arbeit im Marketing bei der items ist sehr abwechslungsreich. In meinem Kernbereich macht mir die Betreuung und Organisation einer Veranstaltung von Anfang bis Ende ebenso große Freude, wie die grafische Begleitung. Dazu gehört das Erstellen aller Online-Grafiken und Drucksachen, einschließlich der Einladungen.
Vor allem bietet mir meine Arbeit aber viele Berührungspunkte mit anderen Abteilungen, wie der Personalabteilung. Es gibt immer wieder Schnittmengen bei Themen wie Employer Branding, Stellenausschreibungen und verschiedenen Azubi-Portalen. Die enge abteilungsübergreifende Zusammenarbeit, der Austausch im Team und mit den Kolleginnen und Kollegen gefällt mir sehr. Dabei machen der vertrauensvolle Umgang und das familiäre Arbeitsklima die items und den Job für mich zu etwas Besonderem.
Hört sich an, als fühltest du dich wohl! Hattest du schon früh den Wunsch, im Marketing zu arbeiten?
Tatsächlich ja, schon immer: Mein Onkel hatte eine Werbeagentur und auch meine Eltern arbeiten beide in einem kreativen Beruf. Für mich war schnell klar, dass ich in ebenfalls meine Kreativität einsetzen möchte. Durch die positiven Einblicke bei meinem Onkel habe ich mich für eine Ausbildung als Mediengestalterin für Digital und Print entschieden. Im Laufe der Zeit kamen dann viele Bereiche des Marketings hinzu. Somit mache ich heute genau das, was ich beruflich machen wollte und auch weiterhin möchte.
Schön, dass du deinen Traumberuf bei uns gefunden hast und uns hoffentlich noch lange erhalten bleibst. Lea, wir danken dir für diesen spannenden Einblick in deine tägliche Arbeit!
Gestalte zusammen mit uns die Zukunft der Versorgungs- und Mobilitätssektors
Die Bedeutung von Mieterstromprojekten für die Energiewende
Bis zum Jahr 2030 soll in Deutschland nach dem Willen des Gesetzgebers 80 % der erzeugten Strommenge aus regenerativen Energien stammen. Hierfür ist ein großer Ausbau Erneuerbarer Energien erforderlich, da deren Anteil am deutschen Strommix noch bei ca. 45 %% liegt. Auf Basis des Koalitionsvertrages der aktuellen Bundesregierung soll die Realisation von 80 % erneuerbarer Energien bis 2030 primär durch die Photovoltaik und Windkraft erfolgen.
Bei einem Blick in die Vergangenheit der Förderung und den Ausbau erneuerbarer Energien ist festzustellen, dass vor allem Hauseigentümer von der Förderung für den Bau einer EE-Anlage profitieren konnten und die Errichtung verstärkt im ländlichen Raum stattfand. Gerade in städtischen Gebieten, die im Gegensatz zum ländlichen Raum einen höheren Anteil von Mietern aufweisen, besteht daher noch ein größeres Ausbaupotential im Bereich der Photovoltaik. Denn bis zum EEG 2016 konnten Mieter nicht von steuerlichen Erleichterungen profitieren, da im juristischen Sinne kein Eigenverbrauch möglich war, weil hierfür der Anschlussnehmer und Anschlussnutzer dieselbe Identität aufweisen müssen.
Um Mieter in die Energiewende zu integrieren, wurde daher das Konzept des Mieterstroms entwickelt. Dies sollte Mietern ermöglichen, von einem vergünstigten Strompreis zu profitieren, wenn ihr Vermieter eine Installation einer Photovoltaikanlage auf dem Hausdach ermöglicht und ein räumlicher Zusammenhang der Erzeugung und des Verbrauchs gegeben ist. Da die Fördersätze für den überschüssigen, eingespeisten Strom in das öffentliche Stromnetz im Mieterstrommodell jedoch zu gering waren und die steuerlichen Erleichterungen für Mieter (Bsp. Zahlung der EEG-Umlage für Mieter auf den Eigenverbrauch) nicht denen mit Hauseigentümern gleichgesetzt wurden, war die Errichtung von Mieterstromprojekten in den vergangenen Jahren noch ein Randthema, welches sich wenig auf die Stabilität bzw. Belastung des Verteilnetzes auswirkte.
Bedingt durch die Anhebung der Fördersätze in der vergangenen EEG-Novelle vom Juli 2022, dem starken Anstieg der Strompreise am Markt und dem Streben zur Erreichung der Klimaziele auf lokaler Ebene rückt das Mieterstrommodell immer stärker in den Fokus der Energiewirtschaft. Für Stromnetzbetreiber bedeutet diese Entwicklung eine stärkere Beanspruchung ihrer Netzinfrastruktur, da sich die Letztverbraucher von klassischen Haushaltskunden, welche ausschließlich Energie verbrauchen, zu Prosumern entwickeln, welche sowohl Energie produzieren, in das öffentliche Stromnetz einspeisen sowie Strom aus dem öffentlichen Stromnetz beziehen. Hierbei kann nicht nur das Szenario auftreten, dass die Mieter Strom von einer PV-Anlage auf dem Hausdach partizipieren, sondern das Modell mit zusätzlichen, größeren Verbrauchern wie z. B. Ladeinfrastruktur oder einer Wärmepumpe erweitert wird.
In allen diesen Fällen steigt die Belastung für die Betriebsmittel im Stromnetz an. Auch sind die Letztverbraucher für den Verteilnetzbetreiber als auch dem Lieferanten hinsichtlich ihres Verbrauchsverhaltens neu zu prognostizieren und zu bewerten. Hierzu wurde im Rahmen einer studentischen Seminararbeit im Auftrag der items untersucht, welche Auswirkungen Mieterstromprojekte auf das lokale Verteilnetz und seine Betriebsmittel haben können. Außerdem sollte untersucht werden, wie eine Lastkurve in einem Mieterstromprojekt aussehen könnte. Im Rahmen dieses Blogbeitrags wollen wir euch die wesentlichen Ergebnisse und Vorgehensweise der Seminararbeit vorstellen.
Der Untersuchungsschwerpunkt der Seminararbeit
Für die Durchführung der Seminararbeit wurde eine Roadmap erstellt, welche die wesentlichen Arbeitsschritte definieren sollte. Ausgangspunkt der Seminararbeit war die Definition eines Mieterstromreferenzobjektes, welches für die spätere Simulation genutzt werden sollte. Für die Simulation wurde auf das Simulationstool Neplan zurückgegriffen. Als Datenbasis wurde für die Simulation auf unterschiedliche (Standard-)Lastprofile zurückgegriffen, welche entweder auf empirischen Daten oder realen Messungen einzelner Versorger beruhen.
Nach der Modellierung des Mieterstromreferenzobjektes wurde das Lastverhalten innerhalb des Gebäudes analysiert und wie die PV-Anlage oder zusätzliche Verbraucher den Lastverlauf verändern. An dieser Stelle fand bereits eine Analyse des Hausanschlusses bzw. der Hausanschlussleitung statt, ob dieser der neuen Belastung standhielt. Als Prämisse wurde festgesetzt, dass der Hausanschluss nicht mehr als 65 % belastet werden soll, um die Lebensdauer durch zu starke thermische Erhitzung nicht weiter zu verkürzen.
Im Anschluss wurde das Mieterstromreferenzmodell in einen realen Netzabschnitt eingebettet und eine Simulation für den gesamten Netzabschnitt durchgeführt, um zu untersuchen, ob eine Überlastung der Betriebsmittel entsteht. Zum Schluss wurde ein Ausbauszenario für 2035 definiert und eine Überschlagsrechnung durchgeführt, ob eine Netzerweiterung erforderlich ist.
Die Datenbasis des Simulationsmodells
Um das Einspeise- und Lastverhalten in Neplan simulieren zu können, wurde im ersten Schritt auf die Methodik der Zeitreihenanalyse auf Basis von Standardlastprofilen zurückgegriffen. Bei einem Mieterstromobjekt ist eine Kombination aus unterschiedlichen Lastprofilen notwendig, da der Mieter nicht mehr als klassischer SLP-Kunde mit einem festen Lastprofil prognostiziert werden kann. Vielmehr wirken sich die PV-Anlage und weitere größere Verbraucher wie z. B. eine Wärmepumpe oder Elektromobil auf das Gesamtverhalten des Objektes und damit auf die Netzbelastung aus.
Für die Modellierung des Mieterstrommodells wurde daher auf mehrere Standardlastprofile zurückgegriffen. Verwendet wurden insgesamt folgende Lastprofile:
Ein Lastprofil für Haushaltskunden H0 bereitgestellt vom BDEW
Ein Lastprofil für die PV-Anlage auf Basis von Durchschnittswerten des eigenen EDM-Systems
Ein Lastprofil für Elektromobile aus einer realen Projektmessung eines EVUs
Ein Lastprofil für Wärmepumpen aus einer realen Projektmessung
Bei den Lastprofilen ist zu berücksichtigen, dass die einzelnen Lastprofile sich nicht über den gleichen Zeithorizont erstrecken. So liegen für das H0-, das e-Auto- und PV-Lastprofil nur Tageslastgänge auf 15min-Basis vor, während für das Wärmepumpenlastprofil eine vollständige Jahresmessung für das Jahr 2019 auf 15min-Basis vorlag. Da das Simulationstool Neplan nur Lastprofile auf Tagesbasis unterteilt, nach Jahresquartalen abbildet und kein Import von ganzen CSV-Lastgängen in der Demo-Version möglich war, wurde alle Lastgänge auf eine Quartalsbetrachtung nach Tagesprofilen auf Stundenbasis angepasst. Somit hat jeder Erzeuger / Verbraucher für jedes Quartal einen eigenen Lastgang, welcher zwischen Werktagen, Samstagen und Sonntagen differenziert.
Parameter des Mieterstromreferenzmodells
Zur Beurteilung des Lastprofils eines Mieterstromobjektes wurde in der Seminararbeit ein Mieterstromreferenzmodell entwickelt, welches die typischen Eigenschaften eines Mieterstromobjektes darstellen und dessen Lastprofil unter Berücksichtigung verschiedener Erzeuger bzw. Verbraucher analysiert werden soll. Da Mieterstromobjekte vor allem in Mehrfamilienhäuser umgesetzt werden, wurde der Analyseschwerpunkt für das Referenzobjekt ausschließlich auf Mehrfamilienhäuser eingeschränkt.
Nach einer Studie der ista zur Analyse des Bestandes von Mehrfamilienhäusern besteht in NRW ein solches Haus aus durchschnittlich 6 Wohneinheiten mit einer Wohnfläche von 70 m2 je Wohneinheit. Die gesamte mittlere Heizfläche beträgt 472 m2. Als Grundfläche wurde eine Annahme von 15,7 m × 10 m getroffen, mit je 2 Wohneinheiten pro Etage. Es wird die Annahme getroffen, dass alle Parteien am Mieterstrommodell teilnehmen.
Die Auslegung der erforderlichen Hausanschlusskapazität erfolgte auf Basis der DIN 18015-1 Planung von elektrischen Anlagen in Wohngebäuden. Es wurde eine elektrische Anschlussleistung von 48 kVA festgelegt. Als Hausanschlusskabel wurde ein NAYY-Kabel verwendet, mit einem Querschnitt von 50 mm2. Die Auswahl des Querschnittes erfolgte auf Basis der Simulation der Strombelastbarkeit. Der jährliche Strombedarf wurde auf 18.000 kWh (3000 kWh je WE) festgelegt. Dies entspricht ca. 375 Vollbenutzungsstunden. Für die PV-Anlage wurde eine 20 kWPeak Anlage definiert.
In weiteren Modellschritten wurde die Annahme getroffen, dass 50 % der Wohnparteien über einen eigenen Ladepunkt mit maximal 11 kW verfügen und das Gebäude mit einer Wärmepumpe mit einer elektrischen Anschlussleistung von ca. 23,6 kW verfügt. Die Berechnung der Heizlast erfolgte unter der Annahme, dass es sich um ein KfW 60 Haus handelt.
Analyse der Lastprofile im Mieterstromreferenzobjekt
Im Rahmen der Analyse des Mieterstromreferenzobjektes (mit nur einer PV-Anlage) in Neplan wurde sichtbar, dass die PV-Anlage deutlich zur Steigerung des Autarkiegrades beitragen kann. Gerade im Sommer konnte ein Eigenverbrauch von bis zu 50 % erreicht werden. Aufgrund des hohen Eigenbedarfs kam es auch nur in dieser Jahreszeit zu einer Netzeinspeisung. Begünstigt wurde der hohe Eigenverbrauch dadurch, dass die Erzeugungsspitze der PV-Anlage und die Verbrauchslastspitze etwa zu einem selben Zeitraum auftreten.
Bei einer Erweiterung des Modells um die Ladeinfrastruktur (LIS) war erkennbar, dass die LIS eine deutlich höhere Lastspitze mit ca. 15 kW aufweist als die Summe der Wohneinheiten mit knapp 5,5 kW. Hinzu kommt, dass die Lastspitzen des allgemeinen Stromverbrauchs und der LIS etwa zeitgleich auftreten, was perspektivisch hohe Lastspitzen zur Folge hat. Gleichzeitig sinkt der Eigenverbrauch durch die Implementierung der zusätzlichen Verbraucher.
Fügt man dem Mieterstromreferenzmodell noch eine Wärmepumpe hinzu, steigt die Last weiter an. Da im Winter die Wärmepumpe zu einigen Zeitpunkten an ihre Leistungsspitze (23,6 kW) kommt, trägt die Wärmepumpe zu einer deutlich höheren Last als die LIS bei. Allerdings treten die Lastspitzen der Wärmepumpe und der LIS etwas zeitversetzt voneinander auf.
Auswirkung des Mieterstromprojektes auf den Hausanschluss
Neben der Analyse der Lastprofile in Abhängigkeit der verschiedenen Ausbaustufen (PV-Anlage, LIS, Wärmepumpe) wurde im nächsten Schritt die Belastung der Hausanschlussleitung analysiert. Hierfür wurden je Ausbaustufe mit der PV-Anlage simuliert und einmal ohne, da eine Dunkelflaute mitberücksichtigt werden sollte. Im Rahmen der Simulation war zu erkennen, dass mit der Implementierung der PV-Anlage und der LIS noch keine Erweiterung des Hausanschlusses erfolgen muss. Die PV-Anlage trägt jedoch in allen Fällen zur Entlastung bei. Erst bei der Implementierung der Wärmepumpe kam es zu einer thermischen Überlastung der Hausanschlussleitung, weswegen eine Erweiterung um eine weiteres 50 mm2 Kabel vorgenommen wurde. Bei der Simulation des Hausanschlusses ist zu berücksichtigen, dass die Simulation mit dem Worst-Case-Szenario gerechnet wurde und die maximale Leistung zu jedem Zeitpunkt angesetzt wurde. Lastprofile wurden in diesem Schritt nicht verwendet, erst in der späteren Netzsimulation im Verteilnetz. Spannungsbandprobleme traten in keiner der Simulationen auf.
Auswirkung des Mieterstromprojektes auf das Verteilnetz
Im nächsten Schritt wurde das Mieterstromreferenzmodell in ein Niederspannungsnetz (0,4 kV) implementiert. Ausgewählt wurde ein Wohngebiet in einem städtischen Randgebiet. Das Netz wurde als offenes Ringnetz betrieben. Als Übergabepunkt diente ein Ortsnetztransformator mit einer Anschlussleistung von 400 kVA. Als Kabeltyp wurden ausschließlich NA2X2Y-J-Kabel verwendet, mit Querschnitten von 35 bis 150 mm2. In dem Netzabschnitt war bislang nur eine einzige PV-Anlage mit einer Anschlussleistung von 6 kW angeschlossen. Die Leistung der real installierten Hausanschlüsse waren nicht im System gepflegt und wurden ebenfalls über die DIN 18015-1 ermittelt.
Die Auswirkungen des Mieterstromobjektes im Verteilnetz wurden in zwei Stufen durchgeführt. Einmal wurde die Auswirkung des Mieterstromobjektes nur mit einer PV-Anlage, mit und ohne Lastprofile analysiert. In der zweiten Stufe wurde das Modell dann um die Wärmepumpe und LIS erweitert. Insgesamt konnte festgestellt werden, dass das einzelne Mieterstromobjekt mit nur einer PV-Anlage zu keiner Überlastung der Betriebsmittel führte. Die implementierte PV-Anlage wirkte sich hingegen positiv auf das einzuhaltende Spannungsband aus, da noch eine geringe Anzahl von Einspeisern im untersuchten Netzabschnitt vorhanden waren. Mit der Erweiterung des Modells um die Wärmepumpe und der LIS stieg die Betriebsmittelbelastung jedoch um etwa 1/3 an. Bei der Simulation ohne Lastprofile waren erste Betriebsmittel bereits überlastet. Bei einer Analyse mit Lastprofilen, die das statische Verbrauchsverhalten mitberücksichtigen, war dies jedoch nicht der Fall, wodurch die Lastprofile dazu beitragen eine unnötige Überdimensionierung im Netz zu vermeiden. Allerdings war zu beobachten, dass durch die Implementierung der neuen Lasten sich der stärkste Spannungsfall auf den Straßenzug des Mieterstromreferenzgebäudes verschob. Insgesamt waren die Betriebsmittel jedoch maximal mit 38 % belastet, womit das einzelne Mieterstromobjekt noch zu keinem Netzausbau führte, mit Ausnahme der Anpassung des Hausanschlusses.
Ausbauszenario 2035
Da das einzelne Mieterstromobjekt im untersuchten Netzabschnitt zu keinem Ausbau führte, wurde eine Überschlagsrechnung erstellt mit einem Ausbauszenario 2035. Hier wurde die Annahme getroffen, dass in Zukunft jedes Hausdach über eine eigene PV-Anlage verfügt, jedes zweite Haus über eine Wärmepumpe und einen Ladepunkt. Bis 2035 wären somit zusätzliche 92 kW Anschlussleistung für PV-Anlagen, 71 kW für Wärmepumpen und 90 kW für LIS erforderlich.
Bereits in der ersten Simulation mit nur einem Mieterstromobjekt war erkennbar, dass die maximale Auslastung am Transformator 25 % betrug, was 100 kVA entspricht. Somit ständen bis zu einer Auslastung von 50 % noch weitere 100 kVA zur Verfügung. Da bis 2035 allerdings zusätzliche 253 kW erforderlich wären, wäre ein Netzausbau wahrscheinlich, sofern keine Steuerungs- und Regelungstechnik zur Abregelung der Anlagen implementiert werden würde. Auch wäre durch den starken Anstieg von Erzeugern und größeren Verbrauchern das Thema Spannungsbandverletzung neu zu bewerten.
Kritische Würdigung des Analyseprojektes
Ein Problem bei der Umsetzung der Seminararbeit war die mangelnde Datenlage in Form der vorhandenen Lastprofile. Es standen, mit Ausnahme der Wärmepumpe, keine Jahreslastgänge zur Verfügung. Hinzu kam, dass das Simulationstool Neplan nur Tageslastgänge je Quartal abbilden (Werktag, Samstag, Sonntag). Eine ganzjährige Simulation war somit nicht möglich. Sehr volatile Lastgänge wie die der WP konnten somit nur schwer abgebildet werden. Daher musste die Wärmepumpe mit einem Tageslastgang des kältesten Tages je Quartal simuliert werden, da Durchschnittswerte über ein Quartal zu ungenau waren. Der PV-Lastgang war so normiert, dass immer nur eine durchschnittliche Erzeugung angegeben wird, aber kein Extremszenario abgebildet werden kann (Gleichzeitigkeitsgrad nie größer 0,5). Der Lastgang für die Beladung von E-Autos war für eine höhere Anzahl von Fahrzeugen gedacht, daher dürfte der Gleichzeitigkeitsgrad im Modell zu niedrig sein. Insgesamt ist zu berücksichtigen, dass jedes Lastprofil nur ein durchschnittliches Nutzerverhalten, aber nicht das individuelle widerspiegelt! Somit eigenen sich Lastprofile eher zur Simulation eines gesamten Netzes, die das statistische Verbrauchsverhalten widerspiegelt. Die exakte Analyse des Lastgangs für nur ein Objekt ist eher schwieriger.
Außerdem wurde die Auswirkung des Mieterstromobjektes wurde nur an einem Netzabschnitt getestet, eine größere Stichprobe wäre aussagekräftiger gewesen. Interessant wäre auch gewesen, wie sich ein Mieterstromobjekt in einem Verteilnetz mit einem größeren EE-Anteil auswirkt.
Trotz der Kritikpunkte wurde die Seminararbeit als positiv gewertet, da gezeigt werden konnte, welchen Nutzen Lastprofile (mit einer guten Datenbasis) haben können, um Überdimensionierungen im Netz zu vermeiden, da ein Verbraucher läuft, selten permanent zu 100 % seine maximale Last benötigt. Insgesamt hat aber die Datenqualität der Lastprofile einen entscheidenden Einfluss auf die Ergebnisse des Simulationsmodells! Die Simulationsergebnisse zeigen, ein einzelnes Mieterstromobjekt wirkt sich i. d. R. nur gering auf ein gesamtes Verteilnetz aus. In Netzen mit wenig EE-Anlagen wirkt sich die PV-Anlage positiv auf die Netzstabilität aus (Bsp. Anhebung Spannungsband). Die Erweiterung der Hausanschlüsse wird bei Mieterstromobjekten jedoch schnell erforderlich, wenn weitere, größere Verbraucher implementiert werden.
Mitte Februar hat die Europäische Kommission gemäß den Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie zwei Rechtsakte erlassen, welche sich mit der Herstellung von grünen Gasen im Verkehrssektor beschäftigen sowie mit der Bilanzierung der Treibhausgasmengen bei der Herstellung von erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs). Die beiden Rechtsakte sind auch für Deutschland maßgeblich, unter welchen Bedingungen Kraftstoffe als erneuerbar gelten.
Der erste delegierte Rechtsakt legt fest, unter welchen Bedingungen Wasserstoff, wasserstoffbasierte Kraftstoffe oder andere Energieträger als RFNBO betrachtet werden können. Das Gesetz präzisiert den Grundsatz der “Zusätzlichkeit” für Wasserstoff, der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU verankert ist. Elektrolyseure zur Erzeugung von Wasserstoff müssen an neue erneuerbare Stromerzeugung angeschlossen werden. Mit diesem Grundsatz soll sichergestellt werden, dass die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff Anreize für eine Erhöhung des Volumens erneuerbarer Energie schafft, das im Netz verfügbar ist, verglichen mit dem, was bereits vorhanden ist. Auf diese Weise wird die Wasserstoffproduktion die Dekarbonisierung unterstützen und die Elektrifizierungsbemühungen ergänzen, während gleichzeitig Druck auf die Stromerzeugung vermieden werden soll.
Der zweite delegierte Rechtsakt enthält eine Methode zur Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen für RFNBO. Die Methode berücksichtigt Treibhausgasemissionen über den gesamten Lebenszyklus der Brennstoffe, einschließlich vorgelagerter Emissionen, Emissionen im Zusammenhang mit der Entnahme von Strom aus dem Netz, aus der Verarbeitung und solchen, die mit dem Transport dieser Kraftstoffe zum Endverbraucher verbunden sind. Die Methodik klärt auch, wie die Treibhausgasemissionen von erneuerbarem Wasserstoff oder seinen Derivaten berechnet werden können, wenn er in einer Anlage zur Herstellung fossiler Brennstoffe koproduziert wird.
In unserem Blogbeitrag wollen wir uns einmal die Regelungen des ersten Rechtsaktes zur Erzeugung von erneuerbaren Kraftstoffen näher anschauen, um zu verstehen, wie und in welchen Umfang erneuerbarer Kraftstoff mithilfe von Strom aus EE-Anlagen hergestellt werden kann.
Herstellung von erneuerbarem Kraftstoff über eine direkt angeschlossene Erzeugungsanlage
Der erste delegierte Rechtsakt präzisiert zwei Möglichkeiten, wie erneuerbare, strombasierte Kraftstoffe erzeugt werden können. Möglichkeit 1 ist der Bezug von elektrischer Energie aus dem öffentlichen Stromnetz unter bestimmten regulatorischen Auflagen. Die andere Möglichkeit ist die direkte Produktion der Kraftstoffe vor Ort über den gleichen Anschluss. Die EE-Stromerzeugungsanlage und die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe stehen somit in räumlicher Nähe und verfügen über eine direkte Leitung, ohne dass das öffentliche Stromnetz der allgemeinen Versorgung genutzt werden muss.
Hierfür muss der Betreiber nach Artikel 3 einen Nachweis erbringen, dass die Elektrolyseanlage und die EE-Stromerzeugungsanlage über einen direkten Anschluss verfügen. Außerdem darf die EE-Stromerzeugungsanlage maximal 36 Monate vor der Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe installiert worden sein. Die EE-Stromerzeugungsanlage darf nicht an das allgemeine Versorgungsnetz angeschlossen sein oder, mithilfe des Messkonzeptes ist nachzuweisen, dass keine Einspeisung in das öffentliche Stromnetz erfolgt, wenn die Produktionsanlage den Kraftstoff produziert.
Herstellung von Kraftstoff mit bezogenem Strom aus dem Netz der allgemeinen Versorgung
Nicht immer besteht die Möglichkeit, dass der Strom direkt vor Ort neben der Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe produziert werden kann. In diesem Fall muss die Produktionsanlage Strom aus dem öffentlichen Stromnetz beziehen. Damit dieser Strom als erneuerbar gilt und damit der produzierte Kraftstoff, hat der Betreiber der Produktionsanlage zwei Möglichkeiten.
Möglichkeit 1 setzt voraus, dass der EE-Anteil in der Gebotszone, in der sich die Produktionsanlage befindet, einen Anteil regenerativer Energien am Strommix von über 90 % beträgt. In diesem Fall gilt der Strom grundsätzlich ohne Nachweisverpflichtungen als erneuerbar und somit auch der produzierte Kraftstoff. Wird der Schwellwert erstmalig von 90 % EE-Anteil am Strommix in der Gebotszone überschritten, wird pauschal für die nächsten 5 Jahre vorausgesetzt, dass der Wert immer über 90 % liegt.
Daneben ist das Kriterium der Zusätzlichkeit zu beachten, welches vorsieht, dass die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe den Strom dann zu nutzen hat, wenn die EE-Stromerzeugungsanlage diese auch produziert. Es ist ein maximaler zeitlicher Unterschied von 1h erlaubt (Es existieren bestimmte Ausnahmen und Übergangsfristen, auf die noch eingegangen wird). Außerdem darf eine maximale Stundenzahl überschritten werden. Diese wird berechnet, indem die Gesamtstundenzahl in jedem Kalenderjahr mit dem Anteil des Stroms aus erneuerbaren Quellen multipliziert wird.
Die Möglichkeit 2 findet hingegen dann Anwendung, wenn der Gesamtstrommix in der Gebotszone noch nicht den Schwellwert von 90 % überschritten hat. In diesem Fall ist die Emissionsintensität in der jeweiligen Gebotszone zu beachten. Diese darf nach Artikel 4 bei Strom bei maximal 18 gCO2eq/MJ liegen. Wird der Wert erstmalig erreicht, wird pauschal angenommen, dass der Grenzwert für die nächsten 5 Jahre eingehalten wird. Daneben sind folgende Kriterien aus Sicht des Betreibers der Produktionsanlage zu beachten:
Die Berechnung der Emissionsintensität erfolgt auf Basis des zweiten delegierten Rechtsaktes zur Berechnung der Treibhausgasemissionseinsparungen aus flüssigen und gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biologischen Ursprungs und aus recycelten Kohlenstoffkraftstoffen bestimmt der gemäß Artikel 28 Absatz 5 der Richtlinie (EU) 2018/2001
Der Betreiber der Produktionsanlage muss einen oder mehrere Stromlieferverträge mit Anlagen geschlossen haben, welche erneuerbaren Strom produzieren
Sollte die EE-Stromerzeugungsanlage aufgrund einer Anweisung des Netzbetreibers abgeriegelt werden (bspw. Redispatchmaßnahme), darf der Betreiber der Produktionsanlage auch Graustrom verwenden. In diesem Fall gilt sein Kraftstoff weiterhin als erneuerbar.
Unabhängig von den beiden Herstellungsmöglichkeiten haben die Betreiber (gewisse Ausnahmen ausgeklammert) bestimmte, weitere Kriterien zu erfüllen. Hierzu gehören primär die Kriterien der Zusätzlichkeit, des zeitlichen Zusammenhangs und der geografischen Korrelation, auf welche im nächsten Kapitel eingegangen werden soll.
Das Kriterium der Zusätzlichkeit
Damit eine EE-Stromerzeugungsanlage für die Produktion von erneuerbaren Kraftstoffen eingesetzt werden kann, ist das Kriterium der Zusätzlichkeit zu beachten. Das Kriterium bedeutet, dass der Strom aus einer EE-Stromerzeugungsanlage nur genutzt werden kann, wenn die Anlage maximal 36 Monate vor der Kraftstoffproduktionsanlage in Betrieb genommen ist. Ausnahmen gelten, wenn die EE-Stromerzeugungsanlage bereits eine andere Kraftstoffproduktionsanlage mit elektrischer Energie versorgt hat und das bestehende Stromlieferverhältnis endet.
Daneben ist zu berücksichtigen, dass bei einer Erweiterung der Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe gilt, dass die Erweiterung gleichgesetzt wird mit dem Zeitpunkt der in Betrieb genommen Erstanlage, sofern die Erweiterung in den nächsten 36 Monaten stattfindet.
Außerdem ist zu beachten, dass die EE-Stromerzeugungsanlage keine finanzielle Unterstützung in Form von Beihilfen/ Investitionshilfen erhalten darf. Eine EEG-Förderung wäre somit nicht zulässig! Ausnahmen für staatliche Beihilfen und Investitionszuschüsse gelten für das Repowering, finanzielle Unterstützung für Grundstücke oder Netzanschlüsse.
Nach Artikel 11 gibt es zudem noch einen Bestandsschutz für Elektrolyseanlage, die vor dem 1.1.2028 in Betrieb gegangen sind. Für diese Anlagen gilt das Kriterium der Zusätzlichkeit erst ab dem 1.1.2038.
Das Kriterium des zeitlichen Zusammenhanges
Neben dem Kriterium der Zusätzlichkeit ist das Kriterium des zeitlichen Zusammenhangs zu beachten. Demnach muss ein zeitlicher Zusammenhang zwischen der Stromerzeugung und der Kraftstoffproduktion bestehen. Als Zeitfenster sieht der delegierte Rechtsakt eine 1h vor, in der der erzeugte Strom verwendet werden muss.
Allerdings gilt eine Übergangsfrist bis zum 31.12.2029. Bis zu diesem Zeitpunkt reicht es aus, wenn die Produktion des erneuerbaren Kraftstoffs und der Strommenge im selben Monat stattfindet. Die Mitgliedsstaaten haben die Möglichkeit, die Übergangsfrist zu verkürzen auf den 1. Juli 2027. Ab dem 1. Januar 2030 ist dann der zeitliche Abstand von 1h anzusetzen. Ausnahmen dann nur möglich, wenn der EE-Strom zwischengespeichert wird und direkt hinter dem gleichen Netzanschlusspunkt zu einem späteren Zeitpunkt umgewandelt wird.
Das Kriterium der geografischen Korrelation
Als drittes und letztes Kriterium ist die geografische Korrelation zu beachten. Diese gilt nach Artikel 7 als erfüllt, wenn einer der drei Punkte erfüllt ist:
Die EE-Stromerzeugungsanlage und die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe befinden sich in der gleichen Gebotszone
Die EE-Stromerzeugungsanlage und die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe sind in einer gleichen Verbundangebotszone (heißt die Anlagen stehen in unterschiedlichen Mitgliedsländern) und der Strompreis in der Gebotszone der EE-Stromerzeugungsanlage muss am day-ahead-Markt höher oder gleich hoch sein wie in der Gebotszone der Kraftstoffproduktionsanlage
Der Stromabnahmevertrag für erneuerbare Energien und die zugehörige EE-Stromerzeugungsanlage befindet sich in einer Offshore-Gebotszone, die mit der Gebotszone verbunden ist, in der sich der Kraftstoffproduktionsanlage befindet
Informationspflichten für (erneuerbare) Kraftstoffhersteller
Im Rahmen der Produktion von erneuerbarem Kraftstoff haben die Kraftstoffhersteller nach Artikel 8 zuverlässige Informationen vorlegen, welche den Anforderungen der Artikel 3 bis 7 (im Kern die dargestellten Kriterien), einschließlich für jede Stunde soweit relevant vorzulegen:
die aus dem Netz bezogene Strommenge, die nicht als vollständig erneuerbar gilt, sowie der Anteil des Stroms aus erneuerbaren Quellen;
die Strommenge, die als vollständig erneuerbar gilt, weil sie aus einem direkten Anschluss an eine Anlage bezogen wurde, die Strom aus erneuerbaren Quellen gemäß Artikel 3 erzeugt;
der Anteil der Strommengen gemäß der unterschiedlichen Möglichkeiten nach § 4 getrennt ausgewiesen
die Menge an erneuerbarem Strom, die von den Anlagen erzeugt wird, die erneuerbaren Strom erzeugen, unabhängig davon, ob sie direkt an einen Elektrolyseur angeschlossen sind und unabhängig davon, ob der erneuerbare Strom für die Herstellung des erneuerbaren flüssigen und gasförmigen Verkehrskraftstoffs, nicht biologischen Ursprungs oder für andere Zwecke
die vom Kraftstoffhersteller produzierten Mengen an erneuerbaren und nicht erneuerbaren, flüssigen und gasförmigen Verkehrskraftstoffen nicht biologischen Ursprungs.
Nach Artikel 9 können Kraftstoffhersteller ihren Kraftstoff als nachhaltig klassifizieren, wenn sie nachweisen, dass ihr erneuerbarer Kraftstoff nach den Vorgaben des Rechtsaktes auch im europäischen Ausland produziert worden ist.
Fazit
Wie evtl. schon beim Lesen des Blogbeitrags ersichtlich geworden ist, dürfte die Produktion von erneuerbarem Kraftstoff mit einigen rechtlichen Hürden verknüpft sein. Da die EU unbedingt ausschließen will, dass es einen Verteilungskampf um die EE-Erzeugungsanlagen gibt, führen die eingeführten Kriterien zu einem höheren Nachweisaufwand. Positiv zu sehen ist, dass ein Übergangszeitraum gewährt, wird gerade im Hinblick auf die Kriterien der Zusätzlichkeit und des zeitlichen Zusammenhanges. Falls es einzelnen Mitgliedsstaaten auch gelingen sollte, bis 2030 einen EE-Anteil im Strommix von mindestens 90 % vorzuweisen, könnte die Produktion von erneuerbarem Kraftstoff deutlich leichter werden, da dann jeder bezogene Strom aus dem öffentlichen Netz der allgemeinen Versorgung als erneuerbarer Strom gilt. Setzt man die deutschen Klimaziele als Maßstab voraus, ist dieser Zeitpunkt mit einem 90 % EE-Anteil noch nicht definiert. Lediglich für 2030 wurde die Zielmarke mit 80 % festgelegt.
Kritisch ist jedoch zu setzen, dass ausgeförderte EE-Anlagen eine geringe Chance haben von den Neuregelungen zu akzeptieren, wenn das Kriterium der Zusätzlichkeit greift, da die Inbetriebnahme deutlich vor den festgelegten 36 Monaten erfolgt ist. Somit hätten diese Anlagen nur eine Chance, wenn ein Repowering durchgeführt werden würde.
Interessant könnte es auch werden, die Gebotszonen neu zu bewerten, da lokale Gebiete mit einem hohen EE-Anteil einen Wettbewerbsvorteil generieren könnten, wenn für diese Gebiete die Auflagen sinken, da ein 90 % EE-Anteil vorliegt. Vielleicht könnte dies die Debatte noch einmal verschärfen, ob es in Deutschland nicht mehrere Gebotszonen – Bsp. Nord-/Südgebotszonen – geben sollte. Insgesamt positiv zu werten ist, dass der Rechtsakt endlich erschienen ist und nun wenigstens Planungssicherheit für die Unternehmen besteht. Ob die delegierten Rechtsakte am Ende wirklich eine Hilfe sind, das Thema erneuerbare Kraftstoffe und speziell Wasserstoff zu pushen, bleibt sicherlich in der Praxis noch abzuwarten.
Ab 2024 soll das Niederspannungsnetz im Rahmen des § 14a EnWG schrittweise zu einem Smart-Grid ausgebaut werden. Die erste Ausbaustufe für jeden Verteilnetzbetreiber stellt das statische Steuern von abschaltbaren Lasten auf der Niederspannungsnetzebene dar, welche bis spätestens 2029 durch das dynamische Steuern abgelöst werden soll.
Unter dem Begriff abschaltbare Lasten werden im Niederspannungsnetz alle Verbraucher mit einer Anschlussleistung größer 3,7 kW verstanden. Darunter fallen primär Wärmepumpen, elektrische Speicher, Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge oder Klimaanlagen.
Statisches und dynamisches Steuern von abschaltbaren Lasten
Alle diese Assets soll der Verteilnetzbetreiber schrittweise im Niederspannungsnetz an- und abschalten dürfen, um die Wirkleistung im Netz zu steuern und kritische Netzsituationen zu vermeiden. Im Rahmen des statischen Steuerns im Kontext des § 14a EnWG muss der Netzbetreiber zur Vermeidung kritischer Netzsituationen eine rechnerische Simulation zur Ermittlung der Netzauslastung durchführen. Auf Basis der Ergebnisse hat der Verteilnetzbetreiber Schaltmaßnahmen für den Folgetag zu definieren und die Schaltanweisung in Form von Schaltprofilen in die Systeme der jeweiligen Steuerungstechnik zu hinterlegen in Form eines Schaltprofils.
Die Steuerungsanweisung kann aus Sicht des Netzbetreibers über zwei Wege erfolgen. Entweder steuert er jede einzelne abschaltbare Anlage des Kunden, wobei für jede Anlage eine Mindestleistung von 3,7 kW weiterhin garantiert werden muss. Oder er weist den Hausanschluss des Kunden an, dass die Leistung für einen bestimmten Zeitraum zu reduzieren sei und das Energiemanagement im Hausanschluss des Kunden legt selbstständig fest, wie die Leistung der Anlagen reduziert wird.
Umsetzungsbedarf für Verteilnetzbetreiber
Was auf den ersten Blick so unspektakulär klingt, bedeutet für den Netzbetreiber in der Praxis einen erheblichen Umsetzungsbedarf. Er muss ein Netzmodell seines Verteilnetzes aufsetzen. Hierfür müssen notwendige Informationen aus bestehenden IT-Systemen (Bsp. GIS oder ERP-System) zusammengeführt oder neu ermittelt werden. Beispielsweise haben viele Netzbetreiber keine Information über die reale Anschlussleistung des Hausanschlusses. Zwar gibt es eine vertraglich vereinbarte maximale Leistung, aber ob diese wirklich installiert wurde, ist etwas anderes. So bleibt dem Netzbetreiber nichts anders übrig, als die Leistung des Hausanschlusses auf Basis der DIN-Norm zu schätzen oder messtechnisch zu ermitteln, wenn ihm keine exakten Informationen vorliegen.
Genauso muss der Netzbetreiber einen Mechanismus ermitteln, wie abschaltbare Lasten gleichmäßig und diskriminierungsfrei gesteuert werden können, während zeitgleich Mess- und Steuerungstechnik in das Netz installiert werden muss, damit überhaupt Steuerungssignale versendet werden können. Hier gilt es, das CLS-Management über das intelligente Messsystem weiter aufzubauen oder Prozesse in der Zählerfernauslesung (ZFA) zu nutzen. Alles in allem ein sportliches Projekt für Netzbetreiber, wenn die neuen Prozesse 2024 binnen 1 Jahres schon an den Start gehen sollen. Von dynamischen Steuern haben wir hier ja noch gar nicht gesprochen😊 – Kurz um, das Verteilnetz dürfte vor seinem größten Umbau stehen und der Verteilnetzbetreiber vor einem seiner größten Herausforderungen der letzten Jahrzehnte. Vor allem, da er ab 2024 den Anschluss von neuen Assets im Netz nicht mehr verweigern darf, sondern das Netz ertüchtigen muss und die Verpflichtungen aus dem § 14a EnWG umzusetzen sind.
Herausforderungen für Verteilnetzbetreiber
Somit steht der Netzbetreiber gleich vor mehreren Herausforderungen. Er muss das Netzmodell aufsetzen und gleichzeitig mit fehlenden Daten kämpfen. Daneben muss er für sich definieren, mit welcher Steuerungstechnik er ab 2024 das statische und später das dynamische Schalten durchführen will. Genannt wird hier oft das Schalten über das intelligente Messsystem mithilfe einer Steuerbox über den CLS-Kanal. Doch aktuell befindet sich das CLS-Management noch im Entwicklungsstadium, weswegen ggf. auf die bereits bestehende ZFA zurückgegriffen werden muss.
Viele Aufgaben also, die ein Verteilnetzbetreiber umzusetzen hat. Zur Minimierung des Aufwandes könnte es sich daher anbieten, das eigene Verteilnetz in einzelne Abschnitte zu unterteilen, um die kritischen Netzabschnitte zu analysieren. Maßgeblicher Indikator könnte die Dichte der EE-Anlagen im Netz sein, die bereits im Marktstammdatenregister registriert und auch im System des Verteilnetzbetreibers hinterlegt sein müssen.
Status Quo Steuerung im Niederspannungsnetz
Einen guten Überblick über den Status Quo zum Stand der Steuerung im Niederspannungsnetz bietet auch der aktuelle Monitoringbericht der Bundesnetzagentur. Demnach haben vergangenes Jahr von 809 Netzbetreibern 675 Gebrauch von der Möglichkeit steuerbarer Lasten im Verteilnetz gemacht. Vor allem Netzbetreiber in NRW und Baden-Württemberg bedienen sich dem Steuerungsinstrument.
Bei den steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die von reduzierten Netznutzungsentgelten profitieren, handelt es sich primär um Nachtspeicherheizungen (60 %) und Wärmepumpen (37 %). Nur 1 % der Ladepunkte profitieren von reduzierten Netznutzungsentgelten. Die durchschnittliche Reduzierung lag 2022 bei 3,84 ct/kWh, wobei die Spannbreite des Rabattes zwischen 3 % bis 85 % lag. Insgesamt gab es 2022 ca. 1,8 Mio. steuerbare Verbrauchsanlagen, die das reduzierte Netzentgelt in Anspruch genommen haben.
Der Monitoringbericht bietet ebenfalls Antworten, welcher Steuerungstechnik sich die Netzbetreiber bedienen, wenn sie eine Verbrauchsanlage steuern wollen. Die Abbildung aus dem Monitoringbericht der Bundesnetzagentur zeigt somit nicht den gesamten Anteil der gesteuerten Verbrauchseinrichtungen! Bei Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen setzen Netzbetreiber primär auf die etablierte Rundsteuertechnik und Zeitschaltungen. Allerdings existieren auch Netzbetreiber, die grundsätzlich die Assets nicht steuern. Besonders bei Ladepunkten ist der Anteil deutlich höher ausgeprägt. Unter den Bereich sonstige Anlagen fallen primär Stromdirektheizungen, die meistens über die Rundfunksteuertechnik gesteuert werden.
Intelligente Messsysteme spielen somit bei der Netzsteuerung noch keine Rolle, wobei der Anteil bestimmt zunehmen wird, wenn das CLS-Management seine Marktreife erlangt hat. Insofern bleibt es abzuwarten, auf welchen Instrumentenbaukasten Netzbetreiber zur Steuerung des Netzes zukünftig setzen werden.
Was meint denn ihr zum Thema § 14a EnWG? Wie groß schätzt ihr den Aufwand und den Mehrwert ein? Schreibt uns gerne unter kontakt@itemsnet.de, was ihr von dem Thema haltet oder welche Herausforderungen ihr bei der Entwicklung des Netzmodells seht. Reichen die bestehenden Simulationsmodelle Neplan, PowerFactory und Co. aus oder brauchen wir neue Simulationsansätze, gerade dann, wenn das dynamische Steuern ab spätestens 2029 kommen soll?
Welche Aufgaben übernimmt der intelligente Messstellenbetreiber?
Mit der Veröffentlichung des Entwurfs zur Novellierung des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG), ist das Thema und Geschäftsmodell des intelligenten Messstellenbetreibers (iMSB) wieder in den Fokus der Branche gerückt. Die möglichen Änderungen der Gesetzesnovelle, wie die Einführung verpflichtender Zusatzdienstleistungen des grundzuständigen Messstellenbetreibers (gMSB), dürften die Karten am Markt neu mischen. Aufgrund der aktuellen Entwicklung wollen wir daher in diesem Blogbeitrag einen Blick auf das aktuelle Marktumfeld des iMSB werfen. Als Datengrundlage dient der aktuelle Monitoringbericht 2022 der Bundesnetzagentur (BNetzA), welcher im Dezember 2022 erschienen ist.
Ausgangsfrage hierbei ist, welche Aufgaben der iMSB mittlerweile am Markt übernimmt. Hierzu bietet der Monitoringbericht eine gute Übersicht, welche Hauptaufgaben vom iMSB selbst oder dritten durchgeführt wird. Wobei es sich um die Standarddienstleistungen im Sinne des MsbG handelt. Hierbei wird schnell ersichtlich, wenn es um den Einbau, Betrieb und die Wartung der Messtechnik geht sowie die Abrechnung übernimmt ein großer Teil der Aufgaben der iMSBs selbst. Lediglich die Funktion des Smart-Meter-Gateway-Administrators (SMGWA) ist in der Regel an einen Dienstleister vergeben. Vermutlich aufgrund des hohen Zertifizierungsaufwandes und zur Reduktion der eigenen Kosten, da der iMSB auf die Einhaltung der Preisobergrenze (POG) achten muss. Setzt der iMSB in einem der Aufgabenfelder auf einen Dienstleister, ist jedoch auffällig, dass es sich meist um einen Kooperationspartner im eigenen Konzernverbund handelt.
Wie viele wettbewerbliche intelligente Messstellenbetreiber gibt es?
Da es dem gMSB bislang nicht möglich war außerhalb des eigenen Versorgungsgebietes tätig zu werden oder kundenindividuelle Preise anzubieten, ist eine spannende Frage, ob EVUs auf die Möglichkeit zurückgreifen einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) gründen, um diese Hürden zu umgehen. Es zeigt sich jedoch weiterhin, dass mit 39 wMSBs am Markt für intelligente Messsysteme (iMSB) und moderne Messsysteme (mM) der Ausprägungswille auf Seiten der EVUs noch gering ist.
Das Dienstleistungsportfolio der Zusatzdienstleistungen von iMSBs bleibt weiterhin ein durchwachsenes Themenfeld. Nur ein geringer Teil bietet überhaupt Zusatzdienstleistungen an. Am meisten sind noch die Dienstleistung zur Herstellung einer Steuerbarkeit am iMsys zu finden sowie die Bereitstellung von Vorkassesystemen. Eine Vielzahl von iMSBs schließt jedoch weiterhin das Angebot von Zusatzdienstleistungen aus. Dies könnte auch ein Indikator sein, warum der Gesetzgeber mit der Novelle des MsbG die verpflichtenden Zusatzdienstleistungen einführt, weil es am Markt zu wenig wMSBs gibt, welche die Dienstleistungen erbringen könnten.
Da das Thema des Rollouts mit der Rücknahme der Markterklärung und der mangelnden Verfügbarkeit der Hardware ins Stocken geraten ist, ist es umso interessanter, wie es um den jetzigen Ausbaustand bestellt ist. Auch weil selbst im neuen Gesetzesentwurf an Ausbauquoten festgehalten wird und der Rollout größtenteils schon bis 2030 abgeschlossen sein soll.
Bis zum Ende 2021 wurden insgesamt etwas mehr als 130.000 iMsys verbaut im Kundensegment der Pflichteinbaufälle. Berücksichtigt man die optionalen Einbaufälle mit, so steigt die Anzahl um etwa 25.000 weitere iMsys. Allerdings verfügen ca. 1,5 Mio. aller Messlokationen, bei denen es sich um einen Pflichteinbau handelt, über eine moderne Messeinrichtung. Bereits weitere 12 Mio. moderne Messeinrichtungen wurden installiert, wenn man die optionalen Kundengruppen (kleiner 6.000 kWh p.a. oder kleiner 7 kWPeak) mitberücksichtigt. Zumindest was den Rollout der modernen Messeinrichtungen betrifft, wurde bereits eine große Anzahl an Geräten im Feld installiert. Besonders auffällig ist aber, dass gerade bei größeren Verbrauchern und Erzeugern faktisch noch keine iMsys installiert wurden. Eine mögliche Ursache dürfte sein, dass bislang noch keine Hardware für diese Kundengruppe zur Verfügung stand und Netzbetreiber daher auf die klassische ZFA-Technik gesetzt haben.
Was macht das Thema spartenübergreifende Ablesung?
Das Thema spartenübergreifende Ablesung über das iMsys ist vermutlich eines der Klassikerthemen des intelligenten Messstellenbetriebs, bei der alle Zähler aller Sparten zentral an das SMGW angebunden werden sollen. In der Praxis zeigt sich jedoch, dass die iMSBs sich weiterhin auf die Sparte Strom fokussieren. Vermutlich auch, weil hier eine rechtliche Anbindungspflicht besteht und in den anderen Sparten nur begrenzt – Stichwort § 6 MsbG Bündelablesung.
Dafür, dass die Mehrspartenablesung noch so wenig populär ist, dürfte es vermutlich einige Ursachen geben. Ein Grund dürfte die eingeschränkte Funktionalität der Hardware sein, die eine Anbindung spartenfremder Messtechnik an ein SMGW nicht zulässt oder weil keine standardisierten Marktprozesse zur Weitergabe der Messwerte existieren. Ein Grund dürften aber auch die höheren Kosten spielen, wenn die Messwertübertragung über das SMGW erfolgt. Außerdem stehen mittlerweile auch alternative Technologien (Bsp. NB-IoT, LoRaWAN etc.) zur Verfügung, um Messtechnik aus der Ferne auszulesen. Dies dürfte auch ein Grund sein, warum der Anteil der Mehrspartenauslesung über das SMGW im Bergleich zum Jahr 2022 gesunken ist.
Zur Anbindung der SMGWs über die WAN-Schnittstelle zur Sicherstellung der Fernauslesbarkeit, setzen die Messstellenbetreiber auf eine Vielzahl von Kommunikationstechniken. Als meistgenutzte Kommunikationstechnik greifen die MSBs zur Auslesung von SLP- und RLM-Kunden auf das bestehende Mobilfunknetz zurück. Im RLM-Kundensegment beträgt der Anteil sogar mehr als 90 %. Im SLP-Bereich kommt hingegen Powerline mit 17 % hinzu, sowie mit 8 % die Nutzung einer bestehenden DSL-Anbindung. Der Anteil der weiteren Technologien beträgt 11 %. 450 MHz als zukünftige neue Kommunikationstechnik spielt mit 1.349 angebundenen Messgeräten eine noch unbedeutende Rolle.
