Schlagwort: Energiewirtschaft

Erdgasnetzstillegung und -rückbau: Welche Fragen beachtet werden sollten

Die Wärmewende erzwingt die Zukunftsfrage der Gasnetze

Die Rahmenbedingungen für die Wärmewende dürften in den kommenden Wochen durch den Beschluss des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) und der kommunalen Wärmeplanung durch das Wärmeplanungsgesetz gelegt sein. Eine große Frage dürfte aber weiter offen sein, trotz Beschluss der gesetzlichen Rahmenbedingungen: Was wird aus unseren Erdgasnetzen? Zwar wissen wir nicht, wie viel Erdgas oder grüne Gase wir am Ende brauchen werden, eines dürfte aber ziemlich sicher sein, die Gasinfrastrukturkapazitäten dürften sinken, da der Trend der Elektrifizierung anhalten dürfte.
Für Gasnetzbetreiber ergeben sich dazu eine Vielzahl von Fragestellungen, wenn es um den Weiterbetrieb, die Stilllegung und den Rückbau der Netze geht, da diese natürlich mit erheblichen finanziellen Auswirkungen verbunden sind.
Aus diesem Grund wollen wir in diesem Blogbeitrag uns intensiver mit potentiellen Fragestellungen beschäftigen, welche im Zuge der Erdgasnetzstilllegung und des ggf. notwendigen Rückbaus ergeben. Die potentiellen Fragen spiegeln sicherlich nur einen Ausschnitt des Themenkomplexes wider, sollen aber eine erste Grundlage bilden. Im Fokus hierbei stehen sicherlich die Fragen, wer die Stilllegung und den Rückbau zu verantworten haben, mit welchen finanziellen Auswirkungen auf Seiten des Energieversorgungsunternehmen sowie der Kommune zu rechnen ist, aber auch, zu welchen Konsequenzen die Stilllegung in anderen Energiesektoren führt.

Die Verantwortungsfrage der Erdgasnetzstilllegung und des Rückbaus

Die erste Ausgangsfrage, wenn es um die Stilllegung des Erdgasnetzes geht, dürfte sein, ob der Netzbetreiber und somit das Energieversorgungsunternehmen oder die Kommune verantwortlich ist. Eine Frage, welche in der Praxis nicht so einfach zu beantworten ist.
Allgemein gilt in Deutschland, dass der Rückbau eines Erdgasnetzes in der Regel Sache des Netzbetreibers oder des Eigentümers des Gasnetzes ist. Diese Unternehmen sind gesetzlich verpflichtet, sicherzustellen, dass die stillgelegte Infrastruktur ordnungsgemäß demontiert und zurückgebaut wird. Der Rückbau eines Gasnetzes muss in Übereinstimmung mit den einschlägigen Gesetzen, Vorschriften und Umweltauflagen erfolgen. Die genauen Verantwortlichkeiten und Prozesse können jedoch je nach den Umständen und den örtlichen Bestimmungen variieren. In einigen Fällen kann es auch erforderlich sein, behördliche Genehmigungen einzuholen und Umweltauswirkungen zu berücksichtigen, insbesondere wenn das Gasnetz in der Nähe von Umweltschutzgebieten oder sensiblen Gebieten liegt.
Wichtig für die Klärung der Verantwortungsfrage ist jedoch der Zeitpunkt, in dem dieser stattfindet und welche Abstimmungen individuell mit der Kommune im Konzessionsvertrag getroffen wurden. Findet eine (Teil-)Stilllegung während der Laufzeit der Konzession mit einem Netzbetreiber statt, dürfte die Stilllegung und der Rückbau in den Aufgabenbereich des Netzbetreibers fallen. Läuft die Konzession jedoch aus und steht im Anschluss die Stilllegung des Erdgasnetzes an, dürfte die Kommune als Eigentümer des Netzes in die Verantwortung gezogen werden, sofern keine individuelle Vereinbarung mit dem Netzbetreiber geschlossen wurde.
Auf der anderen Seite wäre es auch denkbar, dass wenn im KA-Vertrag nichts bzgl. Rückbauverpflichtung geregelt ist, hätte die Kommune immer noch den Beseitigungsanspruch nach §1004 BGB, zumindest während der Verjährungsfrist von 3 Jahren – das sollte als mögliches Risiko beim Netzbetreiber beachtet werden. Im Ergebnis gilt somit das Prinzip, dass die Ausgestaltung des Konzessionsvertrages zwischen Kommune und Netzbetreiber im Einzelfall zu prüfen ist.

Die Fragen der finanziellen Auswirkungen des Erdgasnetzrückbaus

Die Frage der Verantwortung für die Stilllegung und den Rückbau der Erdgasnetze dürfte eng mit den finanziellen Auswirkungen auf den Netzbetreiber, die Kommune und den Endkunden verknüpft sein. Aus der ganzheitlichen Sicht des Energieversorgungsunternehmens stellt sich sicherlich die Frage, welche Auswirkungen der Wegfall einer Kernsparte auf die Unternehmenszahlen sowie deren Bewertung haben wird. Auf der einen Seite bricht der Gasvertrieb in der Marktrolle des Lieferanten ggf. vollständig weg, sofern kein Umstieg auf grüne Gase erfolgt. Die Einnahmeausfälle müssten entweder durch neue Geschäftsmodelle in anderen Energiesparten (Strom / Wasser / Fernwärme) kompensiert werden oder es müsste auch über eine Verkleinerung des Unternehmens nachgedacht werden.
Auf der anderen Seite gehen dem Energieversorgungsunternehmen stabile Gewinne aus dem Netzbetrieb verloren, welche oft zur Quersubventionierung von Aufgaben der kommunalen Daseinsfürsorge (ÖPNV / Schwimmbäder etc.) genutzt werden. Kann das EVU die Ausfälle nicht kompensieren, dürfte die Kommune einspringen müssen oder die Kürzung des Leistungsspektrums in die Wege leiten.
Ebenfalls zu berücksichtigen ist, dass die heutige Gasnetzinfrastruktur ein hohes Sachanlagevermögen ausweist und wesentlich zur Stabilität der Bilanz der Unternehmensstruktur beiträgt. Ein Wegfall der Assets durch Sonderabschreibungen, durch die Stilllegung der Netze vor 2045 dürfte zu einer deutlichen Verschlechterung der Unternehmensbewertung führen. In der Konsequenz würde die Bonität der Unternehmen sinken und sich damit die Finanzierungsmöglichkeiten verschlechtern, sofern die Kommune neue Kredite nicht zusätzlich absichert.
Allerdings geht es bei der Betrachtung nicht nur um den Wegfall von Einnahmen oder dem Abschreiben von Anlagegütern, sondern auch um die Klärung der Anschlussfinanzierung des Rückbaus und die Bildung möglicher Rückstellungen. Aus Netzbetreibersicht dürften die Kosten des Rückbaus erheblich sein, wenn die gesamte Erdgasnetzinfrastruktur zurückgebaut werden müsste. Einzelne Expertenmeinungen gehen sogar von höheren Rückbau- als Errichtungskosten aus. In der Konsequenz müsste der Netzbetreiber schon heute Rückstellungen bilden.
Hier besteht jedoch zum einen das Problem, dass der heutige Regulierungsrahmen die Bildung von Rückstellungen für den Rückbau nicht (ausreichend) berücksichtigt und ggf. binnen kurzer Zeit hohe finanzielle Mittel erforderlich wären. Vor allem, wenn die Stilllegung deutlich vor 2045 erfolgen sollte. Die Einnahmen müssten über die Netznutzungsentgelte generiert werden, welche somit für die Endkunden weiter steigen würden. Die Frage der Anschlussfinanzierung ist somit ein wesentlicher Punkt aus Sicht aller Beteiligten, wenn es um die Stilllegung des Erdgasnetzes geht.
Die Netznutzungsentgelte dürften auch weiter für die verblieben Netznutzer steigen, wenn es zu einer Teilstilllegung des Gasnetzes kommen sollte, da von sinkenden Skaleneffekten auszugehen ist, wodurch die Netzkosten stärker auf die Nutzer umgelegt werden müssten. Auch ist zu klären, welche Auswirkungen eine Netzverkleinerung auf den Effizienzvergleich hätten oder wenn ein Gasversorger in das vereinfachte Verfahren rutscht (unter der Einnahme, dass der Regulierungsrahmen in der jetzigen Form fortgeführt wird).

Die Auswirkung der Stilllegung auf andere Energieinfrastrukturen

Die Verringerung der Anschlussnutzerzahlen und des Absatzvolumens von Gas wird zwangsläufig zu einer Verlagerung der Nachfrage auf andere Energieträger führen. Durch den Trend der Elektrifizierung, das politische Ziel des Fernwärmenetzausbaus sowie die Umstellung konventioneller Wärme hin zu erneuerbarer Wärme, wird zu einer stärkeren Belastung der anderen Energieinfrastrukturen führen. Die zusätzliche Beanspruchung der anderen Energieinfrastrukturen muss zeitgleich mit der Stilllegung der Erdgasnetze berücksichtigt werden.
Mit Blick auf die kommunale Wärmeplanung, dürfte dies vor allem die Niederspannungsnetze treffen, wenn es u.a. um den Ausbau der Wärmepumpen geht, aber auch die Erweiterung der Fern- und Nahwärmenetze, wenn es um den Umstieg auf erneuerbares Heizen geht. Auf der anderen Seite dürfte der Ausbau der Fernwärme dazu führen, dass Fernwärmenetzbetreiber ihre Bemühungen intensivieren müssen, die Quoten für erneuerbare Energien zu erreichen, da der Zuwachs der Nachfrage zu einem Mehrbedarf an Erzeugungskapazitäten führt. Da schon jetzt einige Versorger vor der Herausforderung stehen ihre Fernwärme grün zu produzieren.
Die Stilllegung der Erdgasnetzinfrastruktur ist somit kein in sich geschlossenes Thema, sondern die Auswirkung sind sektorübergreifend zu betrachten. Dies gilt auch bei einer Umstellung auf grüne Gase, welche zu einer Verringerung der Nachfrage in den Bereichen Strom und Fernwärme führen. Genauso kann die Herstellung von grünen Gasen aber auch zu einer zusätzlichen Netzauslastung führen, falls lokale Elektroylsekapazitäten vor Ort aufgebaut werden sollten.

Fazit

Die Stilllegung unserer Erdgaskapazitäten ist mit einer Vielzahl von Fragestellungen und potentiellen Auswirkungen verbunden, welche in der Praxis noch zu einigen Umsetzungsdiskussionen führen dürften. Erheblich aus Netzbetreibersicht dürften sicherlich die finanziellen Auswirkungen auf das Geschäftsmodell sein sowie die die Frage der Verantwortung der Stilllegung und des Rückbaus der Netze.
Insgesamt müssen sich die Kommunen als auch die Netzbetreiber intensiv mit der Ausgestaltung der bisherigen, aber auch der zukünftigen Erdgasnetze auseinandersetzen. Gerade mittelfristig mit Blick auf das Jahr 2045 dürfte es aus Sicht der Kommune immer schwieriger werden einen Netzbetreiber zu finden, welcher den Erdgasnetzbetrieb übernimmt und gleichzeitig die Verantwortung des Rückbaus. Schon jetzt ist am Markt zu beobachten, dass einzelne Kommunen nur noch einen Bewerber auf eine Gasnetzkonzession erhalten oder keine mehr. Findet sich ein Bewerber sichern sich diese Netzbetreiber bereits jetzt die Möglichkeit die Verantwortung des Rückbaus auf die Kommune zu verlagern. Die Kommunen wiederum gehen diese Vereinbarung ein, damit der Netzbetrieb noch gewährleistet bleibt und nicht selbst die Verantwortung übernehmen muss.
Die Netzbetreiber und Kommunen müssen jedoch nicht nur die Wende im Gassektor managen, sondern auch die Auswirkungen auf alternative Energieinfrastrukturen berücksichtigen. Daher dürfte vor allem die kommunale Wärmewende stark mit der Entwicklung der Gasnetze verknüpft werden. Hier gibt es jedoch Bedarf den Regulierungsrahmen (ARegV und Co.) stärker an die Wärmeplanung anzupassen, da z. B. eine vorzeitige Stilllegung vor 2045 nicht möglich ist, da die kalkulatorischen Abschreibungen nur maximal auf das Jahr 2045 auf Neuinvestitionen begrenzt sind. Ein schnelleres Abschreiben ist nicht möglich, weswegen der Anreiz für Gasnetzbetreiber gering ist.

TEAMWORK DIGITAL UPDATE 2023: SECURE MODERN WORKPLACE 

Am 14. September 2023 fand im Atlantic Hotel in Münster das Event “TEAMWORK DIGITAL UPDATE 2023: SECURE MODERN WORKPLACE” statt. Was kann getan werden, um den modernen Arbeitsplatz auf das nächste Level zu heben? Unter dieser zentralen Fragestellung und mit der Prämisse, dass die Arbeitsplatzanforderungen der Anwender immer stärker ins Zentrum der Unternehmensstrategie rücken, wurden Vorträge zu den aktuellen Entwicklungen und der zugehörigen Sicherheitsmaßnahmen gehört und diskutiert. Etwa 50 Teilnehmer aus dem Kundenkreis der items versammelten sich unter diesem Titel, um von Experten und externen Gästen einen umfassenden Einblick in die neuesten Trends und Lösungen zu erhalten. 

Bereits im Vorfeld war klar, dass nicht nur die reine technische Bereitstellung des Modern Workplace von Interesse ist. Beim letzten TEAMWORK DIGITAL UPDATE vor vier Jahren standen die technischen Rahmenbedingungen noch verstärkt im Vordergrund. Mittlerweile ist es darüber hinaus von großer Bedeutung, den Modern Workplace im Betrieb und in der Unternehmenskultur fest zu etablieren und alle Mitarbeiter daran teilhaben zu lassen – ohne dabei die gestiegenen Sicherheitsanforderungen aus dem Blick zu verlieren. 

Die Herausforderungen des Secure Modern Workplace

Für die Keynote konnten wir Ragnar Heil, seinerseits Microsoft MVP, gewinnen. In seinem Vortrag „Hybrid Work: The Good, The Bad and The Ugly“ führte er in die technischen und kulturellen Herausforderungen des hybriden Arbeitens ein. Dabei wurden Gestaltung, Bausteine und Fallstricke einer zukunftsorientierten hybriden Arbeitswelt beleuchtet, mit besonderem Augenmerk auf die notwendigen Governance-Strategien. Denn ein Modern Workplace ist mehr als nur die Bereitstellung von Endgeräten.  

Frank Schneider, Key-Account-Manager beim HERDT-Verlag für Bildungsmedien GmbH, hat in seinem Vortrag „Digital-Codex – Ein wichtiger Baustein für die Etablierung von Microsoft 365“ den integrativen Fokus des Modern Workplace noch weiter gestärkt und Impulse für mögliche Regelwerke für die Nutzung des neuen Arbeitsplatzes dargelegt.  Kurze Schulungseinheiten und Regelwerke an einem zentralen Ort können hierbei einen großen Mehrwert leisten und bei der Einarbeitung die individuellen Bedürfnisse neuer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter berücksichtigen.  

Netzwerksicherheit: Schutz vor DDOS-Angriffen

Ebenso wichtig wie die Arbeitskultur und die Bedürfnisse der Mitarbeiter sind das zugrunde liegende Netzwerk und dessen Sicherheit. Im Vortrag »Eine Waschmaschine als Schutz vor Überlastung im Netzwerk? – Der effektive Schutz vor DDOS-Angriffen« von David Ganser | Teamleitung Connectivity & Security, items GmbH & Co. KG & Christoph Stegemann | Technischer Leiter, tkrz Stadtwerke GmbH wurde die „Waschmaschine“ vorgestellt, die den Traffic im Netzwerk „wäscht“ und so effektiv vor DDOS-Attacken schützen kann.  

Die Veranstaltung zeichnete sich insgesamt durch eine umfassende Themenvielfalt aus, indem praxisorientierte Lösungen für die heutigen und zukünftigen Herausforderungen zum Modern Workplace vorgestellt wurden.  Darüber hinaus bot sie eine hervorragende Gelegenheit zum Networking und Erfahrungsaustausch. Unsere Kunden konnten von den Erkenntnissen und Erfahrungen anderer Unternehmen profitieren und wertvolle Kontakte knüpfen. 

Insgesamt war das Event “TEAMWORK DIGITAL UPDATE 2023: SECURE MODERN WORKPLACE” ein großer Erfolg. Die Teilnehmer erhielten wertvolle Einblicke zu den aktuellen Trends und den Herausforderungen im Bereich der digitalen Zusammenarbeit und der Sicherheit am modernen Arbeitsplatz im Jahr 2023. Das ganze Team IT-Operations freut sich bereits auf die nächste Ausgabe dieses bedeutenden Events! 

Elena Viceconte items

Elena Viceconte

Teamleitung Productmanagement & Solutions

Kontakt: e.viceconte@itemsnet.de

Flexible Netznutzungsentgelte im Niederspannungsnetz

Hintergrund – Warum wird es bald flexible Netznutzungsentgelte geben?

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

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

Anwendungsbereich – Für wen gelten flexible Netzentgelte?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fazit

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

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

Gebäudestrom – Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung – die neue Mieterstromalternative?  

Gebäudestrom: Kommt eine neue Alternative zum Mieterstrom?

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

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

Gebäudestrom: Funktionsweise des neuen Modells

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

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

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

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

Gebäudestrom: Vor- und Nachteile auf einen Blick

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

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

Gebäudestrom: Hemmnisse aus energiewirtschaftlicher Sicht und alternative Konzepte

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

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

Fazit

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

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

Einblicke in den neuen Entwurf des § 14a EnWG

§ 14a EnWG – Das neue Werkzeug für den Netzbetreiber

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

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

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

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

Der Geltungsbereich und das grundlegende Funktionsprinzip

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

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

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

Grundlegendes Funktionsprinzip

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

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

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

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

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

Das Übergangsmodell und das Regelmodell des § 14a

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

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

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

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

Dokumentations- und Mitteilungspflichten

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

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

Konzeptionspflichten gegenüber der BNetzA

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

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

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

Fazit

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

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

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

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

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

Trinkwassereinzugsgebieteverordnung – Neue Anforderungen für Betreiber von Wassergewinnungsanlagen 

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

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

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

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Gesetzesentwurf zur Trinkwassereinzugsgebieteverordnung (TrinkwEzgV) 

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

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

Risikobasierter Ansatz und umfassende Wasseruntersuchungen

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

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

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

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

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Relevanz für kommunale Versorgungsunternehmen 

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

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

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

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

Wie H2-ready sind unsere LNG-Terminals?

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.

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Verflüssigung H2 im Vergleich

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:

  1. Wasserstoff:
  2. Kritische Temperatur: -240,17°C
  3. Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar): -252,87 °C
  4. Verflüssigungstemperatur bei erhöhtem Druck (z. B. 700 bar): ca. -253 °C bis -259 °C, abhängig vom Druck
  5. Ammoniak:
  6. Kritische Temperatur: 132,4°C
  7. Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar): -33,35°C
  8. Verflüssigungstemperatur bei erhöhtem Druck (z. B. 10 bar): ca. -58°C bis -50°C, abhängig vom Druck
  9. Erdgas:
  10. Kritische Temperatur: variiert je nach Zusammensetzung (meistens zwischen -82°C und -116°C)
  11. Verflüssigungstemperatur bei Normaldruck (1 bar): variiert je nach Zusammensetzung (meistens zwischen -162°C und -182°C)
  12. 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:

  1. 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.
  2. Etablierte Technologie: Die Technik zur Verflüssigung von Ammoniak ist etablierte, die bereits in großem Maßstab für industrielle Anwendungen genutzt wird (Kältemittel / Düngemittelproduktion).
  3. 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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.)

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Umrüstung LNG-Terminals auf Wasserstoff

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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.

items RPA Campus Day begeistert Studierende für die Zukunft der Automatisierung

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.

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Was bedeutet die Einführung eines Industriestrompreises

Brauchen wir einen Industriestrompreis?

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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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. :

  1. 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?
  2. 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?
  3. 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?
  4. 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?
  5. 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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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. 

European Data Act: Auswirkungen auf die europäische Datenwirtschaft und die Kommunalwirtschaft

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: 

  1. Schaffung eines sektorübergreifenden Governance-Rahmens für den Zugang zu und die Nutzung von Daten. 
  1. Förderung von Investitionen in Daten, Dateninfrastrukturen 
  1. Stärkung der Kontrolle des Einzelnen über seine Daten und digitaler Kompetenzen 
  1. 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. 

Das Energieeffizienzgesetz: Neue Anforderungen für Rechenzentren

Energieeinsparpotential für Rechenzentren

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.

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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.

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Fazit

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.

Wasserstoffeinspeisung ins Gasnetz: Was ist zu beachten?

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.

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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:

Tabellarische Auflistung der Unterschiede zwischen Wasserstoff und Biomethan bei der Wasserstoffeinspeisung

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.

Mehr dazu im eigenen Blogbeitrag.

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.

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Fazit

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.

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CLS-Management: Eine energiewirtschaftliche und technische Einordnung

CLS-Management: Historie und Hintergründe

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.  

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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.

LMN- & HAN-Schnittstelle im Smartmeter Gateway

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.

Passiver und Aktiver EMT

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.

Funktionsprinzip CLS-Management

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).

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Fazit

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.

EEG 2023: Was ändert sich für die Photovoltaik?

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.

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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.

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Fazit

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.

Kundentag Digitale Netze

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

Also: Merkt euch den Termin jetzt schonmal vor!

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

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

Die Teilnahme ist kostenfrei.

Wir freuen uns auf zahlreiche Teilnahme!

Agenda

Optionale Vormittagsworkshops

10:00 – 12:00 Uhr

Feature Workshops

»Feature Workshop – Grid Insight Heat«

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

»Feature Workshop – IoT Plattform«

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

Veranstaltungsbeginn

12:00 – 13:00 Uhr

Check-In & Snacks

13:00 – 13:30 Uhr

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

13:30 – 14:00 Uhr

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

14:00 – 14:30 Uhr

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

14:30 – 15:30 Uhr

Fast Tracks – Praxisprojekte

Track 1

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

Track 2

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

Track 3

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

Track 4

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

15:30 – 16:15 Uhr

Coffee & Network Break

16:15 – 17:30 Uhr

Fast Tracks – Praxisprojekte

Track 1

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

Track 2

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

Track 3

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

Track 4

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

Track 5

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

17:30 – 18:00 Uhr

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

18:00 Uhr

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

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Speakervorstellung

Dr. Mark Feldmann

Chapter Lead Data Science & Product Owner
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Hubertus Aumann

Chapter Lead Products & Consulting
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Markus Walena

CTO
DIGIMONDO GmbH
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Alexander Sommer

Bereichsleiter Innovation & Digitale Netze
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Marcel Linnemann

Leiter Innovationen & Energiewirtschaftliche Grundsatzfragen
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Dennis Betzinger

Innovationsmanager
Stadtwerke Iserlohn GmbH

Jan-Hendrik Worch

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SWO Netz GmbH

Julian Folgner

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Ralf Leufkes

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Stadtwerke Münster GmbH

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Teamleiter Technologien und Standards
NGN Netzgesellschaft Niederrhein

David Westphalen

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Energieversorgung Mittelrhein AG

Ein Tag mit… Drei Fragen an Lea Felzmann

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!

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