Auch wenn der Fokus der Energiewirtschaft auf dem Rollout der intelligenten Messsysteme und die Herstellung der Fernauslesbarkeit von Stromzählern liegt, steht auch in den anderen Infrastrukturbereichen eines Stadtwerks das Thema Metering nicht still. Nachdem im Rahmen des EU-Winterpakets in der EED-Richtlinie aus dem Jahr 2019 eine verpflichtende Fernauslesbarkeit von Kälte- und Wärmemengenzählern sowie Heizkostenverteilern gefordert wird, zieht der deutsche Gesetzgeber nun endlich mit dem Entwurf zur Umsetzung der „Verordnung zur Umsetzung der Energieeffizienzrichtlinie 2018/2002/EU im Bereich der Fernwärme und Fernkälte“ nach. Ein Baustein zur Lösung des Problems können hier LoRaWAN-Wärmemengenzähler sein.
Konkret fordert die EU in ihrer Richtlinie die Herstellung der Fernauslesbarkeit für alle Kälte- und Wärmemengenzählern sowie Heizkostenverteilern. Ein Bestandsschutz ist nur begrenzt vorgesehen. Gleichzeitig soll nach dem Willen der EU die Abrechnung auch unterjährig erfolgen. Die genauen Forderungen der Richtlinie sind in diesem Kontext in einem alten Blogbeitrag von uns zu finden: Zum Beitrag.
Wärmemengenzähler: Fernauslesbarkeit bis 2026
Nach dem Entwurf des Gesetzgebers sind alle Messeinrichtung zur Erfassung von Wärmengen und Kälte bis zum 31.12.2026 zur Herstellung der Fernauslesbarkeit umzurüsten oder auszutauschen. Demnach ist eine Fernauslesbarkeit gegeben, wenn die Messeinrichtung ohne Betreten der Nutzeinheiten abgelesen werden kann. Eine Anschlusspflicht an das intelligente Messystem besteht nach dem bisherigen Entwurf nicht. Eine Ablesung über bestehende IoT-Netze (wie z. B. über LoRaWAN-Wärmemengenzähler oder eine Walk-by-Ablesung) ist demnach zulässig. Somit ist der Einsatz von LoRaWAN-Wärmemengenzählern erlaubt. Im Rahmen von bestehenden Projekten konnte die items GmbH bereits umfangreiche Praxiserfahrungen mit Herstellern von LoRaWAN-Wärmemengenzählern sammeln.
Monatliche Verbrauchsinformation wird zur Pflicht
Im Zuge der Einführung der verpflichtenden Fernauslesbarkeit von Zählern fordert der Gesetzgeber eine Anpassung der Rechnungsstellung. Kunden, welche noch über keine intelligenten Wärmemengenzähler verfügen, erhalten wie gewohnt einmal jährlich eine Abrechnungsinformation. Dies kann sowohl schriftlich als auch auf dem elektronischen Wege erfolgen, wobei die Abrechnung mindestens einmal jährlich auf dem tatsächlichen Verbrauch basieren muss.
Ab dem Zeitpunkt, zu dem eine fernauslesbare Messeinrichtung z. B. mit einem LoRaWAN-Wärmemengenzähler vorliegt, sind dem Kunden Abrechnungs- oder Verbrauchsinformationen auf der Grundlage des tatsächlichen Verbrauchs mindestens zweimal im Jahr zu übermitteln. Die Zustellung der Rechnung muss auf Verlangen des Kunden in elektronischer Form erfolgen. Ab dem 01.01.2022 ist dem Kunden eine Abrechnungs- oder Verbrauchsinformationen auf der Grundlage des tatsächlichen Verbrauchs mindestens monatlich zu übermitteln. Außerhalb der Heizperiode für Fernwärme oder der Kühlperiode für Kälte ist keine Mitteilung für Fernwärme- bzw. Fernkältenetzbetreiber erforderlich. Die Heizperiode in Sinne der Verordnung liegt zwischen dem 1. Oktober eines Jahres und dem 30. April des Folgejahres, im übrigen Zeitraum des Jahres liegt die Kühlperiode.
Automatisierte Abrechnung der LoRaWAN-Wärmemengenzähler mit der IoT-ERP-Bridge
Durch die verpflichtende Fernauslesbarkeit und monatliche Verbrauchsinformation müssen die Prozesse für Fernwärmenetzbetreiber automatisiert werden. Stadtwerke mit einer LoRaWAN-Infrastruktur können ihre LoRaWAN-Wärmemengenzähler mit der IoT-ERP-Bridge der items abrechnen. Die IoT-ERP-Bridge stellt die Messwerte der Billing-Software bereit, so dass eine monatliche Abrechnung oder Verbrauchsinformation erfolgen kann.
Daneben ist eine Integration der Daten in das Kundenportal des Fernwärmenetzbetreibers möglich. Verfügt der Fernwärmenetzbetreiber über kein eigenes Kundenportal, kann im Billing-System eine monatliche automatische E-Mail generiert werden, welche dem Kunden den aktuellen Verbrauchsstand mitteilt. Das gleiche Verfahren ist auch bei Mobilfunkanbietern zu finden.
Des Weiteren lässt sich die IoT-ERP-Bridge nicht nur für die Abrechnung von Wärmemengenzählern, sondern auch für die weiteren Sparten wie Wasser oder zur Bereitstellung von Lastgängen aus Mieterstromobjekten nutzen. Darüber hinaus besteht eine Schnittstelle zum SAP PM, so dass Instandhaltungsprozesse oder Arbeitsaufträge automatisch generiert werden können.
Features IoT-ERP-Bridge zur Abrechnung von Wärmemengenzählern
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Nach Monaten des Wartens, Ringens und anhaltender Diskussionen herrscht in der Energiewirtschaftsbranche nun endlich Gewissheit. Die 450 MHz Frequenzfrequenzvergabe erfolgte im März 2021 an die 450connect zur Nutzung für kritische Infrastrukturen. Damit hat die Bundesnetzagentur einen Startschuss für den Aufbau eines deutschlandweiten 450 MHz Funknetzes gegeben, auf den ein Großteil der Branche schon lange wartet.
Doch wie kam es eigentlich dazu und was sind die Beweggründe der Energiewirtschaftsbranche, eine eigene Frequenz für kritische Infrastrukturen zu beanspruchen? Diese Frage wollen wir gemeinsam in diesem Blogartikel beleuchten:
Was wurde eigentlich vergeben?
Bei der 450 MHz Frequenz handelt es sich wie bei vielen anderen Funkfrequenzen auch um eine Kommunikationstechnik zur funkbasierten Übertragung von Daten. Die Technologie selbst basiert aktuell auf der Technologie CDMA, soll aber im Zuge des nun anstehenden Rollouts in Deutschland auf einen LTE-Standard „upgedatet“ werden. Aus diesem Grund weist die 450 MHz Technologie die Eigenschaften eines normalen 4G-Funknetzes auf.
Wie es der Name zu Anfang vermuten lässt, wurde mit der Frequenzvergabe von 450 MHz nicht nur eine einzelne Lizenz an die 450connect zugeteilt. Stattdessen umfasst die 450 MHz Technologie mehrere Frequenzbänder. Insgesamt handelt es sich hierbei um folgende Frequenzbänder:
451,2 – 452,45 MHz / 461,2 – 462,45 MHz
452,7 – 453,95 MHz / 462,7 – 463,95 MHz
454,2 – 455,45 MHz / 464,2 – 465,45 MHz
Mit der Frequenzvergabe wird nun der 450connect das Recht/die Lizenz eingeräumt, innerhalb von Deutschland das Funknetz aufbauen zu dürfen und Dritten das Netz als Dienstleistung zur Verfügung zu stellen. Der Anwendungsfall ist jedoch auf kritische Infrastrukturen wie z. B. Stromnetze beschränkt. Die grundlegenden Definitionen, welche Bereiche zu den kritischen Infrastrukturen gehören, sind bereits vor einigen Jahren in der Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen (KritisV) definiert worden.
450 MHz – vom Nischenprodukt zum zentralen Umsetzungsbaustein
Vor 2018 stellte das Thema 450 MHz noch ein Nischenthema in der öffentlichen Aufmerksamkeit dar. Aus diesem Grund stellt sich logischerweise die Frage, wie es zu dem Hype um die 450 MHz Frequenzvergabe kam und wie die historischen Hintergründe zusammenhängen.
Schon in der Vergangenheit hatte die 450connect die Nutzungsrechte für die 450 MHz Frequenz inne. Eine Beschränkung der Nutzung auf kritische Infrastrukturen bestand zu diesem Zeitpunkt nicht. Die Vergabe erfolgte auch zu einem Zeitpunkt, zu dem das Thema Energiewende mehr ein theoretisches Thema ein als praktischer Treiber in der Branche war. Die Herausforderung, einen technologischen Umbruch in der Energiewirtschaft zur Integration der Erneuerbaren Energien herbeizuführen, bestand daher logischerweise nicht.
Ein erster wesentlicher Meilenstein wurde jedoch 2016 mit dem Gesetz zur Einführung der intelligenten Messsysteme im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) gelegt. Im Gegensatz zu konventionellen Zählern sollten diese über ein Gateway aus der Ferne ihre Verbrauchsdaten übertragen und Steuerungsprozesse zulassen. Da die gesamte Architektur der IT-Systeme und Messtechnik auf hohen sicherheitstechnischen Standards beruht, war eine sichere Funkanbindung möglich, deren Einsatz auch wirtschaftlich vertretbar ist. Unter der Betrachtung der Alternativen bzgl. Mobilfunk, Powerline, Glasfaser & Co. war schnell ersichtlich, dass eine wirtschaftliche Bereitstellung der Konnektivität mit den gegeben Bordmitteln schwer zu lösen war. Was es also brauchte war die Bereitstellung einer sicheren, robusten und breitbandigen Technologie, die den Anforderungen zur Steuerung des Stromnetzes über die intelligenten Messysteme gerecht wird.
Durch die parallele Einführung von Informationssicherheitsmanagementsystemen innerhalb von EVUs, dem stetigen Ausbau und der Notwendigkeit der Steuerung von Erneuerbarer Energien und den neuen gesetzlichen Anforderungen zum Schutz kritischer Infrastrukturen wurde der Ruf der Branche nach einer eigenen Kommunikationstechnologie lauter. Diese sollte robust, echtzeitfähig sein sowie über eine hohe Reichweite verfügen. Da die 450 MHz Technologie genau diesen Ansprüchen genügte und bislang in Deutschland kaum genutzt wurde, rückte die Technologie in den Fokus der Branche.
450 MHz – die Hochlaufphase vor der Neuvergabe
Durch die Potenziale von 450 MHz als sicheres Übertragungsmedium, das sich auch zur Notfallkommunikation eignet, nahm der Aufbau von Testinfrastrukturen in den letzten beiden Jahren von 2018 bis 2020 zu. Zu einem flächendeckenden Rollout kam es jedoch nie, da allen Akteuren das Auslaufen der Frequenzrechte zum 31.12.2020 sowie die anstehende und noch unklare Neuvergabe allzu bewusst war.
Das Bewusstsein für den Bedarf nach einer sicheren Kommunikationsinfrastruktur stieg in diesem Zeitraum jedoch nicht nur bei der Energiewirtschaft, sondern auch bei weiteren öffentlichen Behörden und der Bundeswehr. Hinzu kamen weitere Marktakteure, wie die deutsche Telekom, die ebenfalls Interesse an der Frequenz anmeldeten.
Zur Bündelung der eigenen Interessen schloss sich die 450Connect mit einer Vielzahl von Stadtwerken zur Versorger Allianz zusammen, um gemeinsam gegenüber der BNetzA den Bedarf an einer solchen Frequenz zu untermauern. Unterstützt durch die weiteren energiewirtschaftlichen Verbände wie den BDEW beschloss die BNetzA am 16.11.2020 eine Umwidmung des 450 MHz Frequenzbandes zur ausschließlichen Nutzung für kritische Infrastrukturen. Die Zuteilungsgebühr wurde auf 113 Mio. € festgelegt.
Daraufhin hatten alle interessierten bis zum 18.12.2020 Zeit, sich auf die Frequenz für den Aufbau eines deutschlandweiten 450 MHz Funknetzes zu bewerben. Die 450 MHz Frequenzvergabe erfolgt daraufhin im März 2021.
kurze Historie von 450 MHz in Deutschland in der Energiewirtschaft
450 MHz – warum der Bedarf in Zukunft steigen wird
Mit dem sich mittlerweile in der Durchführung befindenden Rollout von intelligenten Messsystemen und der Entwicklung von Smart-Meter-Gateways, die den Funkstandard unterstützen, sowie dem nun startenden Netzaufbau wird das Thema 450 MHz zunehmend an Fahrt gewinnen. Somit heißt es für die Stadtwerke, sich auf den technologischen Einsatz und Rollout vorzubereiten.
Mit dem reinen Aufbau eines 450 MHz Funknetzes ist noch lange keine Umsetzung eines intelligenten Netzes zur Integration von Erneuerbaren Energien-Anlagen oder flexiblen Verbrauchern realisiert. Vielmehr stellen sich nun Fragen nach den notwendigen Prozessen, der erforderlichen IT-Architektur und an welcher Stelle die Daten zu integrieren sind. Auch wenn der Aufbau eines deutschlandweiten Netzes sicherlich noch 2 bis 3 Jahre in Anspruch nehmen sollte, stellt sich bereits jetzt die Frage, wie die Technologie sinnvoll im eigenen Haus zu integrieren ist.
Bereits bestehende IT-Infrastrukturen und Systeme sind hierfür schon nutzbar. Es Bedarf lediglich einer Schnittstelle an dem Ort, wo die Datenaufbereitung und Verwaltung des Stadtwerks in der Rolle des Netzbetreibers stattfindet. Am Ende nimmt 450 MHz als Technologie lediglich die Rolle eines Werkzeugs ein, bei der es vor allem um die Datenaufbereitung geht. Aus diesem Grund ist die items GmbH schon in der Planung, bereits in diesem Jahr in der IoT-Plattform der Kunden eine 450 MHz-Schnittstelle zu implementieren, so dass am Ende sämtliche Datenströme der unterschiedlichsten Technologien (Bsp. LoRaWAN, NB-IoT, Mobilfunk) zusammenfließen und die für den Mitarbeiter in aufbereiteter Form in seinem Fachsystem einsehbar sind. Ebenso unterstützt die items GmbH ihre Kunden beratend für den Aufbau der Prozesse und IT-Systeme für den Einsatz der 450 MHz Technologie.
IT-Architektur zur Integration von 450 MHz bei der items GmbH
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Der LoRaWAN-Netzaufbau stellt jedes Stadtwerk vor eine erste Grundherausforderung. Welche Standorte sind geeignet und welche technischen Restriktionen sind zu beachten? Um ein solches Netz zu errichten, sind potenzielle Standorte zur Installation von LoRa-Gateways erforderlich. Als Erstes gelangen natürlich firmeneigene Standorte in den engeren Fokus, da keine Miet- oder Pachtkosten für den Gatewaystandort anfallen. Zusätzliche Themen wie Stromversorgung, Blitzschutz oder Zugangsrechte sind auch einfach zu organisieren.
Besteht für die Abdeckung des gewünschten Gebiets der Bedarf einer Installation zusätzlicher Gateways, geht der Blick bei der weiteren Standortsuche gerne „nach oben“. Die Höhe ist das A und O für eine gute Netzabdeckung, wie folgendes Bild schematisch zeigt:
Funkverhalten von LoRaWAN Gateways
Während in ländlichen Gebieten das höchste Bauwerk oft Kirchen bzw. die dazugehörigen Türme sind, werden diese in Städten durch Hochhäuser oder von einem Funk- oder Fernsehturm übertroffen. So zum Beispiel auch in der nordrhein-westfälischen Landeshauptstadt Düsseldorf. Hier begleitet items die Stadtwerke Düsseldorf beim Aufbau eines LoRa-Netzes, in so genannten Zukunftsvierteln.
Vorbereitung und Installation
Das höchste Hochhaus Düsseldorfs ist mit 125 Metern immer noch um einiges niedriger als der Rheinturm mit seiner Gesamthöhe von 240,5 Metern und den Plattformen auf mehr als 160 Metern. Somit ist der Standort prädestiniert für die Platzierung eines LoRa-Gateways.
Der Rheinturm wird, wie auch andere Funktürme, durch die DFMG Deutsche Funkturm GmbH (DFMG) betrieben. Fasst man einen solchen Standort für den LoRaWAN-Netzaufbau der DFMG ins Auge, sind folgende Aspekte zu beachten.
Der erste und wohl auch naheliegendste Punkt: Es ist ein Mietvertrag abzuschließen. Die Grundlage dessen ist u. a. eine Ausführungsplanung, die durch ein von der DFMG vorgegebenes Ingenieurbüro zu erstellen ist. Zur Erstellung dessen kann unter Umständen eine Vor-Ort-Begehung notwendig sein, bei der z. B. geprüft wird, wie die Stromversorgung an der gewünschten Stelle zu erweitern ist.
Sind die Ausführungsunterlagen erstellt, von der DFMG abgenommen und ist der Mietvertrag unterschrieben, kann der Bau beginnen, der je nach Ausgangssituation wie folgt aussehen kann:
Die Stromversorgung wird durch ein von der DFMG vorgegebenes Unternehmen erstellt.
Die Baustelle wird min. vier Wochen vor Baubeginn angemeldet. Die notwendigen Stahlbauarbeiten sind durchzuführen.
Das Gateway und notwendiges Zubehör sind zu installieren. Die Bauarbeiten sind dabei, wie von der DFMG und dem Ingenieurbüro, das die Ausführungsunterlagen erstellt hat, vorgegeben, zu dokumentieren. Der Abschluss der Bauarbeiten ist der DFMG zu melden.
Das Ingenieurbüro erstellt den Bestandsplan und die DFMG erteilt die Bauabnahme.
Lessons Learned beim LoRaWAN-Netzaufbau
Von der ersten Anfrage bei der DFMG bis zur Abnahme des installierten Gateways kann der Prozess mehrere Monate dauern. Die Dienstleister waren zu beauftragen, deren Arbeit zu koordinieren und abzunehmen. Termine waren abzustimmen und Vorlaufzeiten zu berücksichtigen. Die Vielzahl der beteiligten Akteure erzeugte einen hohen Abstimmungsaufwand: Beteiligt waren DFMG (mit Asset Management und kaufmännischer Abteilung), das Ingenieurbüro für die Aufbau- und Bestandsplanung, ein Elektroinstallateur und Stahlbauer.
LoRaWAN-Netzaufbau: Installation mit 1a Aussicht und Maskottchen
Doch der Aufwand für einen erfolgreichen LoRaWAN-Netzaufbau lohnt sich: In stichpunktartigen Tests, mit einem Feldtester im PKW, wurden in verschiedenen Himmelsrichtungen Reichweiten von zwölf und mehr Kilometern erzielt. Der Spitzenwert lag bei 26 km.
Da im Stadtgebiet bis dahin erst zwei weitere Gateways installiert waren, sendeten einige Sensoren mit hohen Spreadingfaktoren. Außerdem gingen Pakete von in Schächten installierten Sensoren vereinzelt verloren. Nach der Installation auf dem Rheinturm sind die Spreadingfaktoren und Paketverluste deutlich gesunken. Die damit einhergehende verlängerte Batterielebensdauer sowie die Entlastung des Duty Cycles sind weitere positive Effekte für den Netzbetrieb.
LoRaWAN-Netzaufbau der Zukunft: Grid Insight: LPWAN
Die Projekterfahrung zeigt einmal mehr: je höher die Montage des Gateways, desto besser die Abdeckung. Diese These konnte schon in vielen weiteren Projekten und Simulationen bestätigt werden.
Gerade in der Praxis zeigt sich, dass für einen vollständigen LoRaWAN-Netzaufbau und -betrieb eine Informationsbasis zur tatsächlichen Netzabdeckung und Netzqualität gefragt ist.
Aus diesem Grund entwickelt items zusammen mit mehreren Stadtwerken das Tool Grid Insight: LPWAN, um jedem LoRaWAN-Netzbetreiber eine Aussage über die eigene Netzabdeckung in Form einer Heatmap zur Verfügung zu stellen. Eine gezielte Netzplanung und eine nachgelagerte Analyse mit Grid Insight: LPWAN bilden für viele unserer Kunden die Basis dafür, erfolgreich ein LoRaWAN-Netz zu betrieben und Anwendungsfälle realisieren zu können.
Bis zur Verabschiedung des EEG 2021 war für Anlagen, deren 20-jährige Vergütungsperiode abläuft, der zukünftige rechtliche Rahmen noch nicht abschließend geklärt. Dementsprechend gespannt wurde die zukünftige rechtliche Behandlung dieser Anlagen erwartet. Um diese Lücke zu schließen, erfolgte Ende 2020 eine Novellierung des EEG. In dieser wurde für bestimmte Post-EEG-Anlagen eine Anschlussvergütung festgelegt. Im Rahmen dieses Blogbeitrags werfen wir einen Blick darauf, wie die Anschlussfinanzierung für Post-EEG-Anlagen konkret aussieht:
Post-EEG-Anlagen heißen nun ausgeförderte Anlagen
Der Begriff auslaufender Anlagen aus der EEG-Förderung wurde in der Branche lange als Post-EEG-Anlagen bezeichnet. Mit der Novellierung des EEG 2021 heißen Post-EEG-Anlagen nun ausgeförderte Anlagen. Nach §3 Nr.3a EEG 2021 handelt es sich um Anlagen, die vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb genommen worden sind und bei denen der ursprüngliche Anspruch auf Zahlung nach der für die Anlage maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes beendet ist. Mehrere ausgeförderte Anlagen sind zur Bestimmung der Größe nach den Bestimmungen dieses Gesetzes zu ausgeförderten Anlagen als eine Anlage anzusehen, wenn sie nach der für sie maßgeblichen Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs auf Zahlung als eine Anlage galten.
Für diese Anlagen gilt übergangsweise eine neue Einspeisevergütung (§ 21 Abs. 1, § 100 Abs. 5). Dabei unterscheidet der Gesetzgeber zwischen kleineren Anlagen bis einschließlich 100 Kilowatt und Windenergieanlagen an Land, unabhängig von deren installierter Leistung.
Post-EEG-WKA an Land
Für WKA an Land sind zwei unterschiedliche Fördersystematiken vorgesehen: eine Ausschreibung oder eine feste Einspeisevergütung nach dem Monatsmarktwert. Für Windenergieanlagen an Land ist eine Anschlussfinanzierung bis Ende 2022 vorgesehen. Die Höhe der Vergütung kann über eine Ausschreibung ermittelt werden § 23b Abs. 2. Die Grundlage der Ausschreibungsausgestaltung bildet die Verordnungsermächtigung in § 95 Nr. 3a. Nach dieser dürfen ausschließlich Windenergieanlagen an Land teilnehmen, deren Flächen aus planungsrechtlichen Gründen keine Errichtung einer neuen Anlage zulassen. Das Ausschreibungsvolumen ist auf 1500 MW für 2021 und 1000 MW für 2022 begrenzt. Bei einer Unterzeichnung sind die Zuschläge auf 80 % der Gebote begrenzt. Die Gebotshöchswerte liegen zwischen 3 und 3,8 ct/kWh. Die genaue Gestaltung der Ausschreibung folgt spätestens bis zum 30. Juni 2021 durch die BNetzA.
Für ausgeförderte Windenergieanlagen an Land, die keinen Zuschlag aus einer Ausschreibung nach § 23b Absatz 2 Satz 1 erhalten haben, besteht eine Anschlussförderung bis zum 31. Dezember 2021. Danach ist der Anlagenbetreiber verpflichtet, den Strom selbst oder über einen Direktvermarkter in der sonstigen Direktvermarktung zu vermarkten. Ein Wechsel von der festen Einspeisevergütung für ausgeförderte Windenergieanlagen an Land in die sonstige Direktvermarktung ist nur einmal möglich. Spekulationen auf eine bessere Vergütung sollen so verhindert werden.
Grundsätzlich können alle ausgeförderten Windenergieanlagen an Land ab dem 01.01.2021 eine gesetzliche Anschlussvergütung für das Jahr 2021 erhalten. Die Höhe der zusätzlichen Vergütung richtet sich nach dem Monatsmarktwert abzgl. einer Vermarktungspauschale. Windenergieanlagen an Land ohne Ausschreibungszuschlag erhalten in 2021 und 2022 unterschiedliche, absinkende Zuschläge von 1 ct/kWh bis 0,25 ct/kWh.
Post-EEG-Anlagen kleiner < 100 kW
Auch für ausgeförderte Anlagen bis 100 kW, die keine Windkraftanlagen an Land sind, sieht der Gesetzgeber eine Anschlussförderung vor. Diese können den erzeugten Strom dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen und erhalten hierfür einen technologiespezifischen Jahresmarktwert abzüglich einer Vermarktungspauschale. Durch den Einbau eines iMsys erfolgt eine Reduzierung der Vermarktungspauschale. Bei der Weitervermarktung handelt es sich um eine Übergangsregelung bis Ende 2027. Eine Eigenversorgung mit Überschusseinspeisung ist in diesem Modell zulässig.
Des Weiteren gilt eine erweiterte Umlagenbefreiung von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage für eigenverbrauchten Strom bei einer installierten Anlagenleistung von 30 kW unabhängig von der jeweiligen Vermarktungsform. Bei Altanlagen über 30 Kilowatt fällt bei Eigenversorgung die reduzierte EEG-Umlage in Höhe von 40 Prozent für die vor Ort verbrauchte Menge an.
Ausgeförderte Anlagen werden automatisch zu der neuen Vergütungsform nach Ablauf der Vergütungsperiode zugeordnet § 21c Abs. 1 EEG 2021. Durch die Begrenzung auf Windenergieanlagen an Land und Anlagen kleiner 100 kW fallen Biogas- und PV-Anlagen mit einer installierten Leistung oberhalb von 100 kW aus der Anschlussfinanzierung. Hier ist eine Vermarktung über die sonstige Direktvermarktung erforderlich.
Post-EEG-Anlagen Vermarktungsmöglichkeiten nach dem EEG 2021
Alternative Sonstige Direktvermarktung
Alternativ zur Anschlussförderung haben die Anlagenbetreiber die Möglichkeit, ihre Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung weiter zu vermarkten. In diesem Fall sind die Anforderungen des §10b EEG 2021 zu beachten, wonach die Nutzung eines iMsys oder einer anderen Technik zur Messung und Regelung der Ist-Einspeisung erforderlich ist. Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW sind von dieser Regelung befreit, sofern die gesamte Einspeisung des Stroms in das Netz erfolgt.
Wenn die Mitteilung beim Netzbetreiber über den Wechsel der Vermarktungsform zur sonstigen Direktvermarktung nicht bis zum 18.12.2020 erfolgt ist, erfolgt automatisch ein Wechsel der Veräußerungsform in § 21c EEG 2021, nach der die Mitteilung an den Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats erfolgen muss.
Der Wechsel zwischen den Veräußerungsformen ist für Windenergieanlagen an Land für das Jahr 2021 nur einmal zwischen den Veräußerungsformen der Einspeisevergütung und der sonstigen Direktvermarktung erlaubt §21b Abs.1a EEG 2021.
Hinweis (Update Juli 2021): Voraussichtlich Q4 2021 erscheint beim Springer Vieweg Verlag das Buch Post-EEG-Anlagen – Praxishilfe für Energieversorgungsunternehmen und Anlagenbetreiber zum Umgang mit ausgeförderten Anlagendas Buch bietet einen Leitfaden über die regulatorischen Änderungen, mögliche Geschäftsmodelle und Hinweise für den Aufbau des Post-EEG-Geschäftsmodells im eigenen EVU. Des Weiteren ist als Update zu diesem Blogbeitrag zu ergänzen, dass die Ausschreibung für ausgeförderte Windkraftanlagen an Land von der EU nicht genehmigt wurde. Somit laufen alle WKA-Anlagen 2021 aus der Netzbetreiberförderung aus und wechseln in die Sonstige Direktvermarktung.
Update: Wenn du mehr über das Thema Post-EEG-Anlagen erfahren möchtest empfehlen wir unser Buch beim Springer Vieweg Verlag – Post-EEG-Anlagen in der Energiewirtschaft
Das Grundproblem: fehlender wirtschaftlicher Betrieb von Ladepunkten
Das Thema Elektromobilität ist bei Stadtwerken längst kein neues Thema mehr. Schon seit gefühlt 10 Jahren beschäftigt die Branche die große Frage, wann das Geschäftsfeld endlich zum Durchbruch kommt und sich von einer Marketingmaßnahme zu einem wirtschaftlichen Geschäftsmodell entwickelt.
Gründe, warum es bislang noch nicht zu einem Durchbruch gekommen ist, gibt es sicherlich viele, wobei das bekannteste Argument das Henne-Ei-Problem der Elektromobilität die Frage ist, was zuerst erforderlich ist: Was kommt zuerst, die Ladeinfrastruktur oder das Elektromobil? Viele Stadtwerke haben in den vergangenen Jahren bereits mit dem Aufbau der Ladeinfrastruktur im öffentlichen Raum begonnen oder spezielle Ladestromtarife für Privatkunden entwickelt. Doch gerade beim Betrieb von öffentlichen Ladepunkten fehlt vielen Ladesäulenbetreibern die Auslastung, um langfristig einen wirtschaftlichen Betrieb gewährleisten zu können. Daher stellt sich für viele Stadtwerke die Frage, wie ein Wandel zu einem wirtschaftlichen Geschäftsmodell Elektromobilität vollzogen werden kann. Eine mögliche Lösung könnte der THG-Quotenhandel aus dem Biokraftstoffgesetz sein, dessen Inhalt und Potenziale kurz in diesem Blogbeitrag vorgestellt werden.
Hintergrund: Das Biokraftstoffgesetz & Elektromobilität
Der deutsche Gesetzgeber hat 2007 das sog. Biokraftstoffgesetz beschlossen. Demnach sind Unternehmen, die Diesel- oder Ottokraftstoffe in Verkehr bringen, verpflichtet, bestimmte Emissionsgrenzwerte einzuhalten. In der Vergangenheit geschah dies oft über das Beimischen von Biokraftstoffen (E5/E10). Seit dem Jahr 2020 müssen betroffene Unternehmen ihre Emissionen um 6%, bezogen auf den Referenzwert, senken, wobei aktuell ein neuer Referentenentwurf mit neuen Auflagen in Abstimmung ist. Die Einhaltung der Ziele ist mit der Beimischung von Biokraftstoffen allein nicht mehr möglich. Daher können Unternehmen Dritten sog. THG-Quoten abzukaufen, wenn Fahrzeuge mit alternativen Kraftstoffen angetrieben werden. Hierzu zählt u. a. auch seit 2018 die Elektromobilität, §38 BImSchG. Das Biokraftstoffgesetz soll einen Beitrag zur Umsetzung der CO2-Einsparungsziele im Sektor Verkehr leisten und dient zur Umsetzung der 98/70 EG.
An dem THG-Quotenhandel müssen alle Unternehmen teilnehmen, die mehr als 5.000 l Diesel- oder Ottokraftstoffe (§2 Abs.1 EnergieStG) pro Jahr in den Verkehr bringen, §37a Abs.1 BImSchG. Ein Kraftstoff wird dann in den Verkehr gebracht, wenn dies den Kriterien des Energiesteuergesetzes entspricht.
THG-Quotenhandel: Grundvoraussetzung zur Teilnahme
Nach der aktuellen Rechtslage dürfen ausschließlich Stromlieferanten, die Strom an den Letztverbraucher liefern, THG-Quoten beantragen und weiterverkaufen. Letztverbraucher sind in diesem Fall rein elektrische Fahrzeuge nach §2 Nr.2 LSV. Hybridfahrzeuge sind somit ausgeschlossen. Privatpersonen oder Unternehmen dürfen nicht an dem System teilnehmen.
Der Stromlieferant kann sowohl Letztverbraucher einbinden, die ihre private Ladeinfrastruktur nutzen, als auch öffentliche Ladeinfrastruktur, die einem unbegrenzten Personenkreis zur Verfügung steht. Der Stromlieferant benötigt ein betroffenes Unternehmen als Vertragspartner, das ihm die Quotenmenge abkauft. Grundlage ist ein Kaufvertrag nach §433 BGB.
THG-Quotenhandel Vertragsbeziehung
THG-Zertifikate: Das Beantragungsverfahren
Damit ein Stromlieferant seine gelieferte Strommenge an Elektromobilen zertifizieren kann, sind 4 verschiedene Schritte durchzuführen:
Schritt 1: Datenerfassung
Grundlage zur Zertifizierung ist eine Datenerfassung der gelieferten Strommenge. Hierbei ist zwischen öffentlicher und privater Ladeinfrastruktur zu differenzieren. Bei öffentlichen Ladepunkten sind der Standort, die entnommene Menge elektrischer Energie in MWh sowie der Entnahmezeitraum anzugeben, sofern der Zeitraum nicht das gesamte Verpflichtungsjahr umfasst. Zugelassene Fahrzeuge sind in diesem Kontext reine Elektromobile und Hybridfahrzeuge im Sinne der Ladesäulenverordnung (LSV).
Bei privaten Ladepunkten dient hingegen nicht die gelieferte Menge elektrischer Energie in MWh als Grundwert, stattdessen muss der Lieferant eine Kopie des Fahrzeugscheins und einen Nachweis erbringen, dass der Halter am Standort der privaten Ladeinfrastruktur als Privatperson lebt. Auf Basis dieser Information vergibt das Umweltbundesministerium einen Schätzwert der gelieferten Energie. Eine verbrauchsbezogene Messung ist nicht zugelassen. Zugelassen sind ausschließlich reine Elektromobile im Sinne der LSV.
THG-Quotenhandel: Datenbasis zur Beantragung der Quoten
Schritt 2 Datenübermittlung
Nach der Erfassung sämtlicher Informationen der belieferten Ladepunkte (privat und öffentlich), sind die Daten dem Umweltbundesamt zu melden. Die Beschreibung des Meldeverfahrens kann auf der Homepage des Umweltbundesamtes oder Zolls nachgelesen werden.
Schritt 3 Bescheinigungbeantragen
Das Umweltbundesamt erteilt dem Stromlieferanten eine Bescheinigung über die Strommenge und die verbundene Emission. (Zum Hintergrund: Das Amt schätzt für private LIS den Verbrauch mit einem Schätzwert; derzeit wird keine verbrauchsbezogene Messung akzeptiert. Für öffentliche LIS gilt die verbrauchsbezogene Messung).
Schritt 4 Bescheinigung einreichen
Der Stromlieferant legt die Bescheinigung zusammen mit der Kopie des Übertragungsvertrags mit dem Formular 1199 der Biokraftstoffquotenstelle (Zollamt) vor.
Geschäftsidee: THG-Quotenhandel zur Finanzierung der Ladeinfrastruktur
Durch die Teilnahme am Quotenhandel besteht an der öffentlichen Ladesäule in Zukunft nicht nur eine Einnahmequelle durch die Abgabe elektrischer Energie, sondern auch durch den Verkauf von Quoten. Durch die steigende Anzahl von Elektrofahrzeugen sowie den verschärften Anforderungen des Biokraftstoffgesetzes ist von einer zweiten stabilen Erlösquelle auszugehen. Unwirtschaftliche Ladepunkte werden so attraktiv.
Daneben gewinnen Flotten von Geschäftskunden auf Grund des hohen Verbrauchsvolumens an zusätzlicher Attraktivität. Eine Umsatzbeteiligung für Geschäftskunden zur Steigerung der Kundenbindung ist ebenfalls möglich.
Die zusätzlichen Einnahmen aus dem Privatkundengeschäft können zur Steigerung der Marge führen. Gleichzeitig können Teile der zusätzlichen Einnahmen zur Subventionierung von Autostromtarifen verwendet werden, um am Markt preislich bestehen zu können.
Insgesamt ist festzuhalten, dass der Quotenhandel nach dem Biokraftstoffgesetz durch die zunehmende Menge an elektrischer Energie, die Stromlieferanten verwalten, und die zunehmende Verschärfung der Umweltziele an Attraktivität für Energieversorger gewinnt. Die zusätzlichen Erlöse können wesentlich dazu beitragen, ein wirtschaftliches Geschäftsfeld Elektromobilität aufzubauen. Es liegt nun an jedem Stadtwerk selbst, den geheimen Schatz der THG-Zertifikate zu heben und wirkungsvoll für sich zu nutzen.
Update (Dez 2021):
Im Jahr 2022 wird sich das Eigentumsverhältnis wer die THG Quote erhält ändern. Demnach wird die Quote nicht mehr im Besitz des Energieleiferanten sein, sondern beim Betreiber des Ladepunktes liegen. Aktuell existieren schon erste Modelle, wo Energielieferanten ihren Kunden spezielle, vergünstigte Ladesäulentarife anbieten, wenn diese ihrem Versorger dafür die THG Quote überlassen.
TMA LoRaWAN-Netz: Warum ein technisches Regelwerk notwendig ist
In den klassischen Energieinfrastrukturen wie Strom, Gas, Wasser oder Fernwärme ist die Einhaltung von technischen Mindeststandards zur Gewährleistung der Systemstabilität und Qualität längst selbstverständlich. Die wahrscheinlich bekanntesten technischen Mindeststandards in der Energiebranche stellen vermutlich die technischen Anschlussbedingungen (TAB) im Stromnetz da.
Dabei handelt es sich um ein Regelwerk für den Anschluss von Kundenanlagen an das Niederspannungsverteilungsnetz (0,4 kV). Dieses Regelwerk definiert die grundsätzlichen Anforderungen des Verteilungsnetzbetreibers an den Netzanschluss, die Kundenanlage und den Betrieb einer Anlage. Der Anlagenbetreiber ist verpflichtet, diese Bedingungen einzuhalten. Durch die Festlegung einer einheitlichen, technischen Vorgehensweise soll die Systemstabilität des Netzes langfristig sichergestellt werden. Auf Grund der guten Erfahrungen der letzten Jahrzehnte hat sich für jede Infrastruktursparte die Definition einheitlicher, technischer Regeln durchgesetzt.
Mit der neuen Marktentwicklung von Stadtwerken, IoT-Infrastrukturen wie u. a. LoRaWAN-Netze zu betreiben, stellt sich ähnlich wie bei Energienetzen die Frage, nach welchen technischen Regeln dieses Netz betrieben werden soll. Denn durch die zunehmende Bereitstellung der Infrastruktur an Dritte, zur Erschließung neuer Geschäftsfelder, wird die Regelung einer einheitlichen Nutzung zunehmend wichtiger. Aus diesem Grund hat die items GmbH zusammen mit einigen ihrer Kunden einen ersten Entwurf für eine TAB unter dem Namen technische Mindestanforderungen (TMA) erstellt.
TMA LoRaWAN-Netz: Überblick über die wesentlichen Regelungen
Zur Sicherstellung der technischen Mindeststandards (TMA) für LoRaWAN-Netze sind eine Vielzahl von Regelungen zu treffen. Einen groben Überblick möglicher Bausteine soll in diesem Abschnitt gegeben werden:
LoRaWAN-Gateways: Ein wesentliches Thema des LoRaWAN-Netzbetriebs ist die Festlegung der Mindeststandards für die Gateways in der TMA. Hierzu zählt u. a. die Festlegung, welche Geräte durch den LoRaWAN-Netzbetreiber zugelassen sind. Zwar ist in der Theorie ein Herstellermix möglich, erhöht jedoch langfristig den Wartungsaufwand, da bestimmte Prozesse wie das Einspielen von Updates unterschiedlich funktionieren. Oft verwenden die Hersteller auch unterschiedliche Gatewaymanagementsysteme, so dass ein Überblick mittelfristig schwieriger wird. Daneben ist eine Vielzahl von anderen Faktoren zu regeln, z. B. wie eine Montage der Geräte zu erfolgen hat, wer die Geräte verwalten und aufbauen darf, wie eine Erschließung des Standortes erfolgt usw.
Sensorik: Neben den LoRaWAN-Gateways gilt es, die Mindestanforderungen an die Sensorik zu definieren. So ist z. B. die Festlegung der Einhaltung deutscher, technischer Mindeststandards je Sensorik zwingend erforderlich, da noch immer eine Vielzahl mangelhaft verarbeiteter Hardware im Umlauf ist. Daneben ist eine wichtige Regelung die Einhaltung des Duty-Cycle, um langfristig die Stabilität des eigenen LoRaWAN-Netzes zu gewährleisten. Zudem ist zu regeln, wer im Fall eines Verstoßes die Sensorik aus dem Netz entfernen darf.
IT-Sicherheit: Wie bei jeder anderen IT-Infrastruktur auch, sind neben den Anforderungen an die Hardware technische Mindestanforderungen an das LoRaWAN-Netz im Rahmen der IT-Sicherheit zu definieren. Dazu zählt sicherlich, ob die IT-Infrastruktur in einer Cloud oder einem Rechenzentrum betrieben werden soll. Auch ist z. B. festzulegen, wie die Gateways zum LNS abzusichern sind (Bsp. Glasfaseranschluss, M2M-Simkarten etc.).
IT-Infrastruktur & Schnittstellen: Im Rahmen des Betriebs der IT-Infrastruktur ist u. a. zu definieren, welche Infrastruktur vom Netzbetreiber vorgegeben ist und welche durch den Netznutzer selbst auswählbar sind. Zwingend erforderlich ist eine Festlegung des eingesetzten LoRaWAN-Netzwerk-Servers (LNS) und eine Regelung, wie Daten an externe LoRaWAN-Netze bereitzustellen sind. Aktuell empfehlen wir hier den Einsatz eines Multiplexers, um den Aufbau paralleler Netzinfrastruktur zu vermeiden.
Kritis-Prozesse: Da eine Vielzahl der LoRaWAN-Anwendungsfälle im Kritis-Bereich wie z. B. Stromnetze erfolgen können, ist zu klären, ob hierfür eine zusätzliche Regelung erforderlich ist. Beispielsweise kann die Festlegung eines n-1-Kriteriums für Gateways erfolgen, um im Fall eines Gatewayausfalls die Betriebsfähigkeit weiterhin sicherzustellen. Auch sollte u. a. eine Regelung getroffen werden, wie diese Informationen zu schützen sind. Aktuell empfehlen wir, hier z. B. eine Weiterleitung der Daten in das TTN-Netzwerk zu verbieten, da die Frage des Dateneigentums nicht geklärt ist.
Assetmanagement: Ein wichtiges Thema ist der Bereich des Assetmanagements. Vor allem dann, wenn es auch Dritten gestattet ist, Gateways im LoRaWAN-Netz einzubinden. Sollten darüber hinaus externe Standorte genutzt werden, sollten die Bedingungen der Zutrittsregeln abgestimmt sein. Ebenso sollte der Netzbetreiber die Möglichkeit haben, zur Sicherstellung des Betriebs Zugriff auf die Gateways des Dritten zu haben. Daneben sollte die Verwaltung des Assetmanagements der Gateways zentral durch den Netzbetreiber erfolgen. Die erforderlichen Informationen sollten in den TMA festgehalten werden.
Netzabdeckung & -ausbau: Ein weiteres Thema ist die Regelung der Messung der Netzabdeckung und des -aufbaus. Daneben ist zu klären, wer für die Verdichtung verantwortlich ist und welche Rechte der Netznutzer gegenüber dem Netzbetreiber hat. Empfehlenswert ist es außerdem, wenn der Netzbetreiber dem Netznutzer Informationen über die aktuelle Netzabdeckung bereitstellt und die Informationen regelmäßig aktualisiert.
Mit der Entwicklung eigener technischer Mindestanforderungen (TMA) für das LoRaWAN-Netz sollten Stadtwerke spätestens dann beginnen, wenn eine Nutzung des Netzes durch Dritte geplant ist. Allerdings kann dies auch schon vorher erforderlich sein, wenn die Größe des Stadtwerks einen kritischen Schwellwert überschreitet und eine Vielzahl von Abteilungen das Netz nutzt. Wie bei allen Kommunikationsnetzen ist auch die Störung eines LoRaWAN-Netzes möglich, weswegen die Festlegung technischer Mindestanforderungen eine erste Präventionsmaßnahme darstellt, auf der auch die Festlegung von (künftigen) Betriebsprozessen möglich ist. Zum aktuellen Zeitpunkt verfügen wenige LoRaWAN-Netzbetreiber über eine TMA. Mit der zunehmenden Vermarktung des Netzes und der Öffnung für Dritte ist auch hier wie bei allen anderen Infrastrukturen von Stadtwerken von einem technischen Mindeststandards auszugehen.
Service der items
Da die items zahlreiche Stadtwerke auf den Weg zum IoT-Netz- und Plattformbetreiber begleitet sowie in der Projektumsetzung unterstützt, wurde zusammen mit mehreren Kunden eine erste Version der TMA erstellt. Diese kann gegen eine Einmalgebühr von der items bezogen werden. Daneben haben Stadtwerke die Möglichkeit, einen TMA-Servicevertrag abzuschließen, über den eine jährliche Überarbeitung der TMA erfolgt und dem Kunden zugstellt wird. Auf Grundlage des Musterentwurfs kann dann eine individuelle Anpassung erfolgen. Darüberhinaus unterstützen wir Kunden bei der Entwicklung ihres Organisations- und Netzbetriebskonzept für einen erfolgreichen Aufbau Ihrer IoT-Sparte. Bei Interesse an der ersten Version der TMA oder bei Beratungsbedarf zu der Thematik sprechen Sie uns gerne an.
Herausforderung Netzintegration der Elektromobilität
Der Durchbruch der Elektromobilität in der Gesellschaft steht unmittelbar bevor. Bedingt durch neue Förderprogramme und den Gesetzgeber als primären Förderer der Elektromobilität steht der Verkehrssektor vor einem zentralen Umbruch. Die neusten Zulassungszahlen und die Ankündigungen großer Automobilhersteller sollten auch den konservativsten Analytiker davon überzeugen, dass sich die Elektromobilität zu einem Grundpfeiler der alternativen Antriebstechnologien in Deutschland entwickelt.
Dabei stellt die Netzintegration der Elektromobilität eine der zentralen Herausforderungen der nächsten Jahre in der Versorgungswirtschaft dar. Verantwortlich hierfür sind vor allem die mehr als 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland. Diese haben sowohl die Integration als auch den Aufbau der Ladeinfrastruktur sicherzustellen und tragen einen Teil der Investitionskosten durch ihre Tätigkeit mit. Doch unter Berücksichtigung der geltenden Anreizregulierung steuern Netzbetreiber auf ein Kostendefizit im Bereich der Finanzierung der Elektromobilität zu. Dabei steht ein hoher Ausfall der OPEX-Kosten im Fokus. Daher möchten wir im Rahmen dieses Blogbeitrags erläutern, wie die Finanzierung der Kosten im Bereich Elektromobilität erfolgt, welche Gegenmaßnahmen ergriffen werden können und wo die Probleme in der internen Unternehmensstrategie liegen.
Einflussfaktoren der Anreizregulierung auf die Elektromobilität
Grundsätzlich erwirtschaftet ein Netzbetreiber seine Einnahmen über seine betriebsnotwendigen Kosten, die durch den Letztverbraucher über die Netznutzungsentgelte (NNE) zu tragen sind. Im Kontext der Netzintegration der Elektromobilität ist jedoch zwischen verschiedenen Sachverhalten zu differenzieren.
Zum einen zwischen den kapitalgebundenen CAPEX-Kosten und den betriebsbedingten OPEX-Kosten. Aus diesem Grund ist zu betrachten, welche Auswirkungen die CAPEX- und OPEX-Kosten der Netzintegration auf den Verteilnetzbetreiber haben. Daneben ist zu untersuchen, wie und in welcher Form Baukostenzuschüsse (BKZ) für die Elektromobilität erhoben werden können. Ebenso sind die Auswirkungen hinsichtlich des Effizienzwertes zu betrachten. Eine historische Vorgehensweise von Netzbetreibern ist die Verstärkung des Netzes. Diese könnte sich jedoch langfristig auf den Effizienzwert auswirken, da das BMWi das Instrument der Spitzenlastglättung eingeführt hat, um die Kosten des Netzausbaus zu begrenzen.
Finanzierung der Elektromobilität über Baukostenzuschüsse
Die Finanzierung der Netzintegration der Elektromobilität ist über die Anschlusskosten und ggf. zusätzliche BKZ durch den Anschlussnehmer möglich. Die verbleibenden Kosten wären in diesem Fall über die NNE umzulegen. Dabei bilden die Anschlusskosten ein Lenkungsinstrument, um die Nachfrage des Anschlussnehmers nach zusätzlicher Leistung zu begrenzen. Die Erhebung von BKZ ist dem Netzbetreiber jedoch freigestellt.
Gemäß der Netzanschlussverordnung (NAV) sind dem Anschlussnehmer maximal 50 % der Kosten im Verteilnetz, die für die Durchführung einer Netzverstärkungsmaßnahme notwendig sind, in Rechnung zu stellen. Ein BKZ ist nur ab einer Leistung von 30 kW zulässig. Der Sockelfreibetrag von 30 kW bezieht sich hierbei auf das jeweilige Grundstück. Im Fall eines zweiten Netzanschlusses ist dieser dem bestehenden Anschluss des Grundstücks hinzuzurechnen, weswegen in der Regel auf einen zweiten Anschluss verzichtet wird.
Eine Finanzierung von Netzverstärkungsmaßnahmen über eine zusätzliche BKZ ist aus monetärer Sicht für einen Verteilnetzbetreiber unattraktiv, da diese als netzmindernde Erlöse gelten. Gemäß § 9 Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) erfolgt die Abschreibung über 20 Jahre. Somit stellen BKZ eine kurzfristige Maßnahme zur Herstellung der Liquidität des Netzbetreibers da, sind jedoch nicht geeignet, um Wiederanschaffungsmaßnahmen zu finanzieren.
Finanzierung der Elektromobilität über die CAPEX-Kosten
Die regulatorischen Kapitalkosten stellen für einen Netzbetreiber das Herzstück der Finanzierung des eigenen Netzbetriebs dar. Da die Kapitalkosten nach der Anreizregulierung verzinst werden, sichern diese die langfristige Finanzierung des Netzbetriebs. Die CAPEX-Kosten, die zusätzlich durch die Netzintegration der Elektromobilität entstehen, fließen mit in die individuelle Erlösobergrenze (EOG) ein. Zusätzliche Investitionen nach dem Basisjahr fließen über den Kapitalaufschlag auch während der Regulierungsperiode mit ein. Eine Finanzierung der CAPEX-Kosten stellt für den Netzbetreiber somit kein Problem dar. Die Anerkennung der kalkulatorischen Kapitalkosten im Zusammenhang mit der Finanzierung der Elektromobilität sind somit ohne Zeitverzug anerkennungsfähig.
Finanzierung der Elektromobilität über die OPEX-Kosten
Die Betriebskosten des Netzbetreibers im Zusammenhang der Netzintegration für die Elektromobilität ist ebenfalls Teil der individuellen Erlösobergrenze. Allerdings können zusätzliche Betriebskosten, die nach dem Basisjahr anfallen, nicht im Laufe der Regulierungsperiode geltend gemacht werden.
Konkret bedeutet dies, dass die OPEX-Kosten im Gegensatz zu den CAPEX-Kosten nicht ohne Zeitverzug anerkennungsfähig sind. Steigende Betriebsausgaben sind erst zur nächsten Regulierungsperiode im nächsten Basisjahr anerkennungsfähig. Es gilt das Budgetprinzip für den Netzbetreiber im Zusammenhang mit der Planung der OPEX-Kosten. Somit gehen steigende OPEX-Ausgaben innerhalb einer Regulierungsperiode zu Lasten des Netzbetreibers.
Unter Berücksichtigung, dass in 2021 das nächste Basisjahr ansteht, drohen vielen Netzbetreibern für die kommenden Jahre finanzielle Einbußen. Viele Studien gehen von einer Hochlaufphase der Elektromobilität ab dem Jahr 2024 aus. Dies würde für den Netzbetreiber steigende Betriebsausgaben zur Integration der Elektromobilität bedeuten. Zusätzliche Ausgaben für den Steuerungs-, Planungs- und Monitoringbedarf sind somit nicht finanziert. Da das übernächste Basisjahr erst 2026 stattfindet und die darauffolgende 5. Regulierungsperiode erst 2029 beginnt, droht den Netzbetreibern eine OPEX-Lücke von mehreren Jahren!
Auswirkungen der Netzintegration auf den Effizienzwert
Zur Festlegung der individuellen EOG hat sich jeder Netzbetreiber, der sich nicht im vereinfachten Verfahren befindet, einem Effizienzvergleich nach §§12 bis 16 ARegV zu unterziehen. Auswirkungen auf den Effizienzfaktor und somit die EOG haben unterschiedliche Aufwands- und Strukturparameter, deren Festlegung zu jedem Effizienzvergleich von der Regulierungsbehörde neu erfolgt.
Bezüglich der Elektromobilität ist derzeit noch unklar, inwiefern sich die Netzintegration auf den Effizienzwert auswirkt. Daher ist zu prüfen, inwieweit der vorgezogene Aufbau eines nicht ausgelasteten Ladepunktes im Basisjahr Strom 2021 zu steigenden Werten auf Seiten der Aufwandsparameter führen kann, ohne dass dies auf Seiten der Vergleichsparameter (z. B. wenn die Jahresarbeit ein Parameter des Effizienzvergleiches wäre) seinen Niederschlag findet. Insbesondere bei öffentlicher Schnellladeinfrastruktur, die Leistungsanforderungen über 10 MW hat, kann dies der Fall sein und damit ein Lastmanagement erforderlich machen. Grundsätzlich sind Auswirkungen der Elektromobilität auf den Effizienzwert allerdings noch nicht absehbar.
Maßnahmen gegen die OPEX-Lücke
Auf Grund der gerade erläuterten OPEX-Lücke sollten Netzbetreiber bereits ab dem Jahr 2021 mit der präventiven Planung bzgl. der Elektromobilität beginnen, um erste Aufwände in der 4. Regulierungsperiode anerkannt zu bekommen.
Ein erster wichtiger Meilenstein ist die Erhebung zusätzlicher Daten im Verteilnetz, um die langfristigen Auswirkungen der Elektromobilität abschätzen zu können. An welchen Stellen sind Schwerpunkte zu erwarten? Reicht die Kapazität heute aus? Dies sind nur zwei der vielen Fragen, die im Zusammenhang mit dem Ausbau und der Finanzierung der Elektromobilität zu beantworten sind. Erste Projekte zur Erhebung zusätzlicher Informationen im Verteilnetz, wie z. B. die Überwachung von Trafostationen mittels LoRaWAN, sind somit aus Sicht des Regulierungsmanagements zu begrüßen. Neben der Erhebung der Daten sollten aber auch eigene Netzentwicklungsszenarien durchgeführt werden, um die Auswirkungen besser abschätzen zu können. Daneben bietet die Datengrundlage eine Basis, um gegenüber dem Anschlussnehmer dahingehend auskunftsfähig zu sein, ob die Umsetzung des von ihm gewünschten Ladepunktes möglich ist. Netzbetreiber sind nach § 19 NAV verpflichtet, hierüber binnen zwei Monaten Auskunft zu erteilen.
Neben der Datenerhebung und Analyse sollte es einen engen Austausch mit den jeweiligen Vertrieben geben, um vor allem den Vertrieb von Ladeinfrastruktur ohne Steuerungsmöglichkeiten zu verhindern. Da mittel- bis langfristig von einer hohen Ladepunktdichte auf einzelnen Verteilnetzsträngen auszugehen ist, ist von einer Erforderlichkeit von Steuerungstechnik zur Umsetzung eines netzweiten Lademanagements auszugehen. Die TAB eines Netzbetreibers ist umgehend anzupassen, sofern dies noch nicht erfolgt ist.
Darüber hinaus ist eine Digitalisierung der Prozesse des Netzbetreibers im zusammenhang mit der Elektromobilität zu empfehlen. So findet die verpflichtende Anmeldung von Ladepunkten oft manuell über ein händisch ausgefülltes Formular statt. Elektronisch gestützte Formulare, welche die Kommunikationseingangskanäle standardisieren, die internen Aufwände des Netzbetreibers und somit de OPEX-Kosten senken, sind zu empfehlen. Hier hat die items bereits ein Tool entwickelt, das Netzbetreiber im Mitteilungsprozess für Ladepunkte unterstützt.
Fazit
Insgesamt ist festzuhalten, dass Netzbetreiber in Bezug auf das Basisjahr 2021 schnellstmöglich tätig werden sollten. Das Ziel sollte sein einen Teil der OPEX-Kosten im Zusammenhang mit der Netzintegration der Elektromobilität anerkannt zu bekommen. Maßnahmen sollten zum einen eine Netzentwicklungsstudie zur frühzeitigen Erkennung von Schwerpunkten sein.
Ebenso sollte die Datenerhebung im Verteilnetz für die Argumentation der Auswirkungen der Elektromobilität gegenüber der Regulierungsbehörde angegangen werden, um Aussagen über die Auslastung des eigenen Netzes treffen zu können. items unterstützt hier bereits die ersten Kunden mit dem Monitoring von Trafostationen und KVS-Schränken, um eine erste Aussage bezüglich der Auslastung einzelner Netzstränge treffen zu können. Die Erzielung von Synergieffekten hinsichtlich des Projektes Redispatch 2.0 ist hier sicherlich möglich, was aber ebenfalls eine bessere Datenbasis zur Prognose der Netzkapazitäten benötigt.
Die Standardisierung von Prozessen rund um das Thema Elektromobilität sollte ebenfalls jetzt angegangen werden, um die zusätzlichen OPEX-Kosten im Basisjahr 2021 ansetzen zu können. items bietet hier ein erstes Tool zur Registrierung von Ladepunkten und unterstützt Stadtwerke mit einer ganzheitlichen Beratung zur Ausarbeitung einer Elektromobilitätsstrategie. Denn diese sollte am Ende das Ziel eines jeden Stadtwerks sein:
Die Umsetzung einer eigenen Strategie, welche die Tätigkeiten des Vertriebs und des Netzbetreibers berücksichtigt, um mittelfristig auch finanziell vom Thema Elektromobilität profitieren zu können. Ein kurzfristiges Vorpreschen des Vertriebs z. B. in Form des Vertriebs nichtsteuerbarer Ladepunkteinrichtungen kann sich, wie in diesem Beitrag dargestellt, negativ auf das Finanzergebnis des Netzbetreibers und somit des gesamten Konzerns auswirken. Somit heißt es frühzeitig in die Umsetzung gehen, um die eigenen Kosten des Netzbetreibers anerkannt zu bekommen.
Das Internet der Dinge (IoT) ist seinen Kinderschuhen entwachsen. Aus einer visionären Technologie für Innovationsabteilung wurde eine der Basistechnologien der Digitalisierung. Neben den notwendigen Sensoren und Aktoren nehmen IoT-Plattformen wie DIGIMONDOs Software-Lösung niota dabei eine der Kernrollen ein, welche die items als Kooperationspartner von Digimondo für seine Kunden betreibt. Doch mit dem Sprung vom Proof-of-Concept-Projekt in den flächendeckenden Rollout ergeben sich plötzlich neue Herausforderungen, die nur wenige IoT-Plattformen abdecken können. Wie kann eine IoT-Plattform rolloutfähig werden und echte Mehrwerte aus IoT-Daten entwickeln? Die Antwort auf diese Frage fand das DIGIMONDO-Team im Digital Twin. Erst in Kombination mit dem Digitalen Zwilling kann das IoT sein volles Potential in einem solchen Umfeld entfalten.
Heutige Herausforderungen im IoT
In der Vergangenheit waren die größten Herausforderungen die technologische Reife von IoT und der Mangel an Wissen über die Technologie und mögliche Anwendungsfälle. Viele IoT-Pioniere erinnern sich sicher noch an die Tage, in denen mit semi-professionell gefertigten Sensoren und selbst geschriebenen Skripten die ersten Anwendungsfälle realisiert wurden.
Diese Zeiten sind heute vorbei: eine Vielzahl von professionellen Feldgeräten unterschiedlichster Preisklassen lässt kaum noch Wünsche offen. Moderne IoT-Plattformen ermöglichen es, selbst in Umgebungen mit zigtausenden Sensoren und Aktoren die Daten in kürzester Zeit aufzubereiten und weiterzuleiten – ohne dass der IoT-Administrator den Überblick verliert.
Insbesondere beim großflächigen IoT-Rollout, wie ihn viele Organisationen heute vornehmen, zeigen sich neue Herausforderungen für die IoT-Welt. Neben den Bedürfnissen der IoT-Administratoren kommt nun eine neue Benutzergruppe hinzu: die Fachabteilungen, die IoT als festen Bestandteil ihres täglichen Geschäftes nutzen wollen. Sie haben weniger technische Bedürfnisse, sondern wünschen sich unkomplizierte Lösungen, die sich nahtlos in ihre bestehenden Prozesse integrieren und ihren täglichen Berufsalltag einfacher machen. Oder überspitzt gesagt:
Die Fachabteilungen wollen nicht wissen, was IoT ist oder wie es funktioniert – sie wollen, dass ihr Problem gelöst wird, egal ob mit oder ohne IoT!
IoT-Plattformen müssen nun auch IoT-unerfahrenen Nutzern einfach zu bedienende Lösungen anbieten, damit diese IoT in ihren Fachabteilungen verwenden können. Hierzu gehört mehr als nur die Benutzungsoberfläche, die sowohl einfach als auch passend für den Anwendungsfall sein sollte. Moderne IoT-Plattformen müssen sich nahtlos in die bestehende IT-Infrastruktur und Geschäftsprozesse einbetten lassen, d.h. sie benötigen die notwendigen Schnittstellen und Möglichkeiten zur Automatisierung von Abläufen. Darüber hinaus ist IoT in Fachabteilungen nur dann interessant, wenn es einen echten, messbaren Mehrwert liefert, der größer ist als bei anderen Nicht-IoT-Lösungen.
Digital Twin als Enabler für IoT-Rollouts
Digital Twins repräsentieren Dinge aus der realen Welt. Sie sind – vereinfacht dargestellt – wie das eigene, virtuelle Profil in den sozialen Netzwerken wie Facebook, nur von einem Gebäude oder einem Fernwärmenetz. Ein Digital Twin bündelt alle Informationen zu einem realen Objekt an einem Punkt. Hierzu gehören Eigenschaften (sog. Stammdaten, z.B. der Name oder technische Eigenschaften) als auch sich ständig ändernde Prozessdaten (z.B. Sensordaten). Im Gegensatz zu anderen Ansätzen gruppiert der Digital Twin Informationen nicht technologie-, sondern nutzerorientiert. Die Daten werden konsequent auf das tatsächliche Nutzerbedürfnis zugeschnitten.
Auch wenn das Konzept des Digital Twins nicht neu ist, kann ein Digital Twin erst mit der flächendeckenden Verbreitung von IoT sein volles Potential entfalten. Denn nur wenn der Digital Twin Zugriff auf die Feldgeräte hat, kann er verlässlich ein Echtzeit-Monitoring ermöglichen oder Prozesse automatisieren. Aber auch andersrum profitiert die IoT-Welt von Digital Twins, um z.B. komplexe (Infra-)Strukturen wie Versorgungsleitungen in Städten oder Gebäudekomplexe mit wenig Aufwand virtuell abzubilden.
Da man sich stets an realen Objekten oder Prozessen orientiert, ist für technologie-unerfahrene Nutzer diese Form der Darstellung zugänglicher als eine Gruppierung nach technischen Kriterien wie z.B. Sensorart. Insbesondere bei der Integration in bestehende IT-Systeme ist die am Geschäftsprozess orientierte Gruppierung hilfreich, da so alle notwendigen Daten an einem Endpunkt zur Verfügung stehen. Speziell im IoT-Umfeld ist der Digital Twin mehr als nur eine Datengruppierung. Dank seiner integrierten Intelligenz kann er die Sensordaten interpretieren und proaktiv Geschäftsprozesse in anderen Digital Twins oder IT-Systemen auslösen. Dieser höhere Grad der Automatisierung unterstützt speziell im Rollout von Anwendungsfällen und erhöht den Mehrwert durch IoT.
Der Digital Twin schlägt somit die fehlende Brücke von der IoT-Welt in bestehende Geschäftsprozesse. Er unterstützt Organisationen dabei, den Sprung vom Proof-of-Concept zum flächendeckenden Rollout zu meistern.
Der Digital Twin als Brücke zwischen den bestehenden Welten der Fachabteilungen und des Internets der Dinge
niota 2.0: Digital Twins für IoT
Mit niota 2.0 integriert DIGIMONDO erstmalig den Digital Twin in die IoT-Welt. Hierbei wurde das Konzept des Digital Twin nicht unreflektiert übernommen: Mit Erkenntnissen aus Pilotprojekten von Kunden und der langjährigen Erfahrung von DIGIMONDO wurde der Digital Twin auf die Bedürfnisse der IoT-Welt zugeschnitten. Herausgekommen ist eine neuartige IoT-Plattform, die sowohl die Bedürfnisse der IoT-Administratoren als auch die von Fachabteilungen adressiert.
Mit dem Digital Twin können Fachabteilungen in nur wenigen Mausklicks ihren Anwendungsfall und ihre Domäne virtuell abbilden. So lassen sich Digital Twins in Hierarchien organisieren, um Abhängigkeiten darzustellen und einen Überblick zu schaffen. Z.B. kann ein Gebäude aus mehreren Digital Twins bestehen, die jeweils einen Raum repräsentieren. Die in jedem Raum installierten Sensoren (Personenzähler, Temperatursensor, Belegungssensor etc.) sind direkt dem zugehörigen Digital Twin zugeordnet. Jeder Digital Twin hat darüber hinaus ein eigenes Dashboard, mit dem sich in Echtzeit alle Daten an einem Punkt überwachen lassen. Auch lassen sich relevante Geschäftsdaten, wie z.B. die Verantwortlichkeiten, Reinigungspläne, etc. für alle zugänglich am Digital Twin hinterlegt. Der integrierte Regel-Editor verleiht dem Digital Twin darüber hinaus “Intelligenz”: So kann ein Gebäude automatisch die Mitarbeiter informieren, wenn das CO2-Level im Raum den Grenzwert überschreitet.
IoT-Administratoren finden in niota 2.0 nicht nur die aus der vorherigen Version gewohnten Funktionalitäten wieder. niota 2.0 verbessert die langfristige Wartbarkeit von IoT-Infrastrukturen, indem es die Daten eines Sensors von dem konkreten Gerät entkoppelt. Historische Daten sind in niota 2.0 direkt einem Digital Twin zugeordnet, sodass beim Wechsel eines Gerätes (z.B. im Falle eines Defektes) die Historie nicht verloren geht. Auch bietet das neue System neue Konnektoren wie z.B. eine bidirektionale MQTT-Verbindung. Mit einer direkten Anbindung an offene Wetterdaten-Plattformen können IoT-Verantwortliche teure Hardware- und Wartungskosten für Sensorik in ihrer Stadt einsparen und direkt auf öffentlich verfügbare Daten anderer Anbieter zurückgreifen. Des Weiteren bietet niota 2.0 natürlich auch wieder die Möglichkeit einer umfangreichen Individualisierung der Benutzungsoberfläche, welche nun bereits bei der Login-Seite beginnt.
Nutzergruppen einer IoT-Plattform
Zusammenfassung und Ausblick
Der Digital Twin ist das fehlende Puzzleteil, mit dem IoT den Kinderschuhen entwächst und in den Rollout gehen kann. Der Digital Twin ermöglicht nicht-IoT-erfahrenen Fachbereichen einen einfachen Zugang zu IoT und erleichtert die Integration der IoT-Welt in bestehende IT-Landschaften. Massenrollouts von Sensorik in Energieinfrastrukturen sind somit realisierbar. Der Digital Twin bietet somit einen wesentlichen Funktionsbaustein für zukünftige KI-Lösungen, welche items mit seinen Softwarelösungen Grid Insight: Water und Grid Insight: Heat benötigt.
niota 2.0 greift dieses Konzept auf und bietet hierfür die notwendigen Funktionalitäten. Mit wenigen Mausklicks lassen sich komplexe Szenarien wie die Überwachung städtischer Infrastrukturen, Gebäudeüberwachung oder die Nachverfolgung von Betriebsmitteln umsetzen. Auch unterstützt niota 2.0 im Vergleich zum Vorgänger noch mehr etablierte Protokolle und erleichtert die Wartbarkeit von IoT-Landschaften.
Auch in Zukunft werden items und DIGIMONDO den Fokus auf IoT-Rollouts und passende Lösungen für konkrete Anwendungsfälle weiter fokussieren. Mit dedizierten, maßgeschneiderten Modulen für z.B. das Metering und Asset Tracking können Kunden Mehrwerte mittels IoT umso einfacher realisieren. Des Weiteren wird niota 2.0 in den kommenden Versionen um erweiterte Funktionalitäten für die Datenverarbeitung und Integration mit Drittsystemen anbieten.
niota 2.0’s Digital Twin in Aktion: Visualisierung unterschiedlicher Sensordaten eines Gebäudes in der Kartenansicht mit Dashboard
Der Zugang zu den Energieversorgungsnetzen steht in Deutschland jedem Marktakteur und Netznutzer frei. Sicherzustellen ist dies durch den Netzbetreiber, welcher in seiner Rolle als Monopolist das Stromnetz betreibt. Um einen einheitlichen diskriminierungsfreien Zugang zum Stromnetz zu gewährleisten gibt die Bundesnetzagentur (BNetzA) Standard-Netznutzungsverträge heraus, welche von jedem Netzbetreiber zu verwenden sind. Die derzeitigen Netznutzungsverträge für den Bereich Strom gelten jedoch nur für die Netznutzung über den Stromlieferanten (Lieferantenrahmenvertrag) und für letztverbrauchende Stromabnehmer. Im Rahmen der Weiterentwicklung der Netznutzungsverträge plant die BNetzA eine Einführung eines neuen Vertrages für den Bereich Elektromobilität, welcher die Rolle des Ladesäulenbetreibers nach dem jetzigen Entwurf der BNetzA maßgeblich ändern wird.
Die BNetzA ändert die Rolle des Ladesäulenbetreibers
Ausgehend von den geltenden Regelungen war die Rolle des Ladesäulenbetreibers in den letzten Jahren mit der Anpassung des EnWGs und der Einführung der Ladesäulenverordnung klar. Es handelte sich im juristischen Sinne um einen Letztverbraucher nach §3 Nr.25 EnWG. Jedoch streitet sich die Branche, ob diese Definition wirklich zutreffend ist. Denn ein Ladesäulenbetreiber leitet den Strom an den Ladesäulennutzer weiter, weswegen der eigentliche Verbrauch erst im Rahmen des Ladevorgangs im Fahrzeug stattfindet. Es ist somit nicht eindeutig zuzuordnen, ob es sich bei einem Ladesäulenbetreiber um einen Letztverbraucher, Lieferanten oder eine neue Marktrolle handelt. Die BNetzA greift diese Thematik durch die Erweiterung der Netznutzungsverträge auf und versucht die bisherige Regelung zu überarbeiten.
Ladesäulennutzer erhalten das Lieferantenwahlrecht
Die bisherige angenommene Fiktion, dass es sich bei dem Ladesäulenbetreiber um einen Letztverbraucher handelt, führt dazu, dass die Rechte des Ladesäulennutzers stark eingeschränkt werden. So bestimmt der Ladesäulenbetreiber als Letztverbraucher von welchem Lieferanten seine Ladesäule beliefert wird. Ein Auswahlrecht des Ladesäulennutzers besteht hingegen nicht. Durch die Neufassung des Netznutzungsvertrages soll sich dies jedoch ändern.
Zukünftig soll der Netznutzungsvertrag E-Mob zwischen dem Netzbetreiber und dem Betreiber des Ladepunktes zur Versorgung von Elektromobilen mit elektrischer Energie geschlossen werden. Dabei werden sämtliche Ladepunkte des Betreibers in einem Netzgebiet zu einem virtuellen Ladepunktnetz zusammengefasst. Die in Anlage 1 geführten Ladepunkte des Netznutzers sind die physikalische Übergabestelle (Netzkopplungspunkte) zwischen dem Energieversorgungsnetz des Netzbetreibers und dem nachgelagerten Ladepunktnetz des Netznutzers. Technische Anlagen, die sich hinter dem Netzkopplungspunkt befinden, sind nicht mehr Teil eines Netzes der allgemeinen Versorgung.
Sämtliche Stromflüsse, welche zwischen dem Ladesäulenbetreiber und dem vorgelagerten Netz geliefert werden, sind bilanziell auszugleichen und abzurechnen. Dafür hat jeder Ladesäulenbetreiber ein virtuelles Bilanzierungsgebiet zu bilden. Auf dieser Basis und durch den Einsatz von intelligenten Messystemen, welche ab 2021 notwendig werden, können die entnommenen Strommengen letztverbraucherscharf zugeordnet werden. So soll die Möglichkeit geschaffen werden, dass in Zukunft der Ladesäulennutzer das Auswahlrecht an der Ladesäule erhält.
Die Bilanzierung läuft in Zukunft über die MaBiS
Die Bilanzierung der Strommengen erfolgt nach §3 Netznutzungsvertrag E-Mob zwischen dem Ladesäulenbetreiber und dem Netzbetreiber über die MaBis. Der Netznutzer hat sicherzustellen, dass die Summe der übermittelten Summenzeitreihen bilanzkreisscharf erfolgt. Die Daten sind somit zu jedem Zeitpunkt vollständig und einem Bilanzkreis zugeordnet. Der Ladesäulenbetreiber übernimmt demnach jederzeit die bilanzielle Verantwortung für die entnommenen Strommengen. Zur Festlegung der Leistungswerte sind an den Netzkopplungspunkten registrierte Lastgangmessungen durchzuführen.
Der Netznutzer zahlt in diesem Zusammenhang für die Leistung die Entgelte nach Maßgabe der geltenden Preisblätter §5 Netznutzungsvertrag E-Mob des Netzbetreibers. Die Netzkopplungspunkte gelten als Lastgangkunden. Durch die Integration der öffentlichen Ladepunkte in die MaBiS sind die Auswirkungen auf den Wettbewerb kritisch zu prüfen, da jeder öffentliche Ladepunktbetreiber verpflichtet wäre, einen eigenen Bilanzkreis zu führen und Teil der MaBiS zu werden. Dies würde sogar öffentlich zugängliche und von einem größeren Personenkreis genutzten Ladepunkte an z. B. Supermärkten oder Restaurants einschließen. Hier bleibt abzuwarten, ob der Gesetzgeber Ausnahmen vorsieht oder der Netznutzungsvertrag E-Mob verpflichtend wird.
Viele Fragen bleiben offen
Durch die Integration von öffentlichen Ladepunkten in die MaBis zur Bilanzierung und Abrechnung von Ladepunkten bleibt die Frage offen, welche Rolle in Zukunft Roamingdienstleister bei der Abrechnung spielen werden. Ebenfalls ist zu klären, wie mit alten Ladepunkten umgegangen werden soll, welche nicht mit einem iMsys erweiterbar sind oder dessen Umrüstung aus Zeitgründen nicht bis zum 01.01.2021 erfolgen kann. Ebenso ist der Prozess der Rechnungsstellung zu klären.
Durch die Annahme, dass es sich bei dem Ladesäulenbetreiber um einen Letztverbraucher nach §3 Nr. 25 EnWG handelt, gewinnt der Rechnungsstellungsprozess an Komplexität. Bislang war nach §40 ff. EnWG eine Rechnung zwischen dem Lieferanten und dem Ladesäulenbetreiber notwendig. Durch das mögliche Auswahlrecht des Lieferanten müsste der Lieferant dem Ladesäulennutzer energiewirtschaftliche Rechnung im Sinne des EnWGs stellen. Fraglich bleibt, ob der Ladesäulenbetreiber die Rechnung als Intermediär an den Nutzer weiterleitet oder wie der Ladesäulenbetreiber seine Kosten an den Ladesäulennutzer weiterrecht. Im negativsten Fall wäre eine zweite Rechnung erforderlich. Natürlich ist aber auch die Entwicklung neuer Dienstleistungen möglich, welche die Pflichten des Ladesäulenbetriebs evtl. übernehmen.
Außerdem muss bereits an der Ladesäule ermittelt werden, ob der gewählte Lieferant des Ladesäulennutzers über einen Lieferantenrahmenvertrag mit dem Netzbetreiber verfügt, um den Ladepunkt mit Strom beliefern zu können. Der Konsultationsprozess für den Netznutzungsvertrag E-Mob soll zum 22. Juli 2020 abgeschlossen sein. Auf Basis der Ergebnisse bleibt abzuwarten, welche Änderungen am Netznutzungsvertrag E-Mob noch vorgenommen werden müssen. Gerade für Roamingdienstleister dürfte die Entwicklung spannend sein, welche Rolle diese in der Zukunft einnehmen werden. Auch wenn die Option für einen Ladesäulenbetreiber freiwillig sein sollte, dürfte die Umsetzung des Netznutzungsvertrages E-Mob spannend werden.
Elektromobilität und die Rolle der Energiewirtschaft
Das Thema Elektromobilität ist längst in der Gesellschaft und Energiewirtschaft angekommen. Ob die Elektromobilität kommt, ist generell keine Frage mehr. Vielmehr stellt sich die Frage, wann es zu einem flächendeckenden Rollout kommt. Durch die zunehmende staatliche Förderung von Elektroautos und Ladeinfrastruktur nimmt das Thema immer mehr an Fahrt auf. Ob die Umsetzung der Pariser Klimaziele oder die Einführung eines nationalen CO2-Preises, es ist davon auszugehen, dass das Thema Elektromobilität eine immer größere Bedeutung einnehmen wird.
Aus technologischer Sicht gibt es über die Funktionsweise und den Aufbau von Elektromobilen und Ladeinfrastruktur schon eine Vielzahl an Publikationen. Fragen zu den energiewirtschaftlichen Herausforderungen sind bislang jedoch kaum in den Fokus der Öffentlichkeit geraten. Dabei geht es nicht nur darum, wie sich die Ladeinfrastruktur in das Stromnetz integrieren lässt, sondern auch darum, welche Aufgaben die einzelnen Marktrollen der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Elektromobilität zu übernehmen haben.
Diese Thematik wird in dem neuen Buch „Elektromobilität und die Rolle der Energiewirtschaft“ aufgenommen. Fokus liegt auf der Frage, welche Rechte und Pflichten sich für die neue Rolle des Ladesäulenbetreibers und die bestehenden Marktrollen ergeben. Wie sieht ein Abrechnungssystem für Ladeinfrastruktur aus und wie kann ein wirtschaftlicher Betrieb sichergestellt werden. Das Buch verfolgt einen klaren energiewirtschaftlichen Fokus und soll Praktikern Unterstützung dafür bieten, sich im Geschäftsfeld E-Mobilität zu Recht zu finden. Es ist in Kooperation mit den Stadtwerken Gronau entstanden. Das Buch “Elektromobilität und die Rolle der Energiewirtschaft – Rechte und Pflichten eines Ladesäulenbetreibers” ist ab sofort verfügbar beim Springer Vieweg Verlag: https://www.springer.com/de/book/9783658302160
Die items GmbH ist seit 2018 Mitglied der Blockchain-Initiative Energie+ im EDNA Bundesverband Energiemarkt & Kommunikation e. V. und versteht sich als Interessensvertreter der beteiligten Marktpartner und will die Akzeptanz und Einführung dieser revolutionären Technologie in der Energiewirtschaft frühzeitig fördern. Dazu gehört der Aufbau von Infrastrukturen ebenso wie die Beeinflussung rechtlicher und politischer Rahmenbedingungen. Auf diese Weise sollen die Chancen der Blockchain und anderer Technologien für datengetriebene Innovationen erschlossen sowie in Wechselwirkung damit auch neue Geschäftsmodelle für die Energiewirtschaft entwickelt und vorangetrieben werden. Dabei engagiert sich die Blockchain-Initiative Energie+ nicht nur national, sondern auch auf europäischer Ebene.
Die Energieerzeugung ist längst nicht mehr wie vor 20 Jahren ein Geschäft für wenige hunderte konventionelle Kraftwerke. Mittlerweile erzeugen mehr als 1,7 Millionen Erneuerbare Energien- Anlagen (EE-Anlagen) elektrische Energie und müssen in das Stromnetz integriert werden. Hinzu kommt eine steigende Anzahl neuer Verbraucher wie Wärmepumpen oder Elektromobile, die in das Netz integriert werden müssen. Für ein physikalisches System, bei dem zu jedem Zeitpunkt genauso viel Energie verbraucht wie erzeugt werden muss und für das die physikalischen Grenzen, wie z. B. die der Transportkapazität beachtet werden müssen, stellt dies unter Berücksichtigung des weiteren Ausbaus an EE-Anlagen eine enorme Herausforderung dar. Ein Instrument zur Gewährleistung der Netzstabilität stellen die sogenannten Redispatch-Maßnahmen dar.
Was ist Redispatch?
Der Begriff Redispatch steht für die Änderung der Kraftwerkeinsatzplanung zur Vermeidung von Netzengpässen. Dies geschieht auf Basis von Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnungen. Für die Netzstabilität ist in diesem Zusammenhang der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erforderlich, der eine Übersicht über die Ein- und Ausspeisepunkte der verschiedenen Netzebenen erstellt und nutzt.
Grundsätzlich wird im Rahmen des Redispatch zwischen Standard-Redispatch-Maßnahmen und Sondermaßnahmen differenziert. Bei einer Redispatch-Maßnahme geht es vor allem darum, Netzengpässe zu verlagern, indem Kraftwerke an Standorten mit einer hohen Energienachfrage aktiviert werden und im Gegenzug Kraftwerke in Regionen mit geringerer Nachfrage ihre Erzeugung drosseln müssen (Standard-Redispatch-Maßnahme). Ist auf Basis der Berechnung ein Netzengpass absehbar, weist der Übertragungsnetzbetreiber die Anlagenbetreiber an, ihren Fahrplan zu ändern. Für die Abweichung erhalten die Anlagenbetreiber eine Entschädigung. Die Berechnung erfolgt auf Basis des BDES-Branchenleitfadens zur Vergütung von Redispatch-Maßnahmen.
In diesem Kontext ist zwischen dem negativen und positiven Redispatch zu differenzieren. Bei Sondermaßnahmen ist ein Engpass nicht zeitlich vorhersehbar, weswegen eine Anweisung zur Änderung des Kraftwerkeinsatzplans kurzfristig durch den ÜNB erfolgt. Der Redispatch wird heute mit konventionellen Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt.
Auslöser, das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)
Auf Grund des starken Zubaus von EE-Anlagen in den letzten 10 Jahren, zunehmenden Netzengpässen auf den unteren Netzebenen sowie den geplanten Kapazitätsverringerungen konventioneller Erzeugungsanlagen, wie z. B. dem geplanten Kohleausstieg, wird derzeit eine Reform des Redisptach geplant. Ausgangsbasis hierfür ist das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG), das neue Vorgaben zum Umgang mit Netzengpässen enthält und ab dem 01. Oktober 2021 umzusetzen ist. Die einzelnen Regelungen des Einspeisemanagements für EE- und KWK-Anlagen werden in das EnWG überführt. Das Vorhaben wird in der Branche als Redispatch 2.0 bezeichnet.
Im Gegensatz zu früher schließen die Neuregelungen alle 890 Verteilnetzbetreiber (VNB) mit ein, da jeder VNB verpflichtet wird, am Redispatch teilzunehmen. Für viele Netzbetreiber bedeutet dies die Implementierung neuer Prozesse, die für eine gemeinsame Kommunikation und Datenaustausch notwendig sind. Die Änderungen sind jedoch noch nicht final beschlossen und werden derzeit von den Verbänden in Zusammenarbeit mit der Regulierungsbehörde erarbeitet.
Redispatch 2.0
Im Gegensatz zur bestehenden Regelung des Redispatch sollen nicht mehr nur noch die konventionellen Anlagen mit einer installierten Leistung größer 10 MW in das Redispatch integriert werden. Im Rahmen der Gesetzesnovelle sind auch konventionelle und KWK-Anlagen zwischen 0,1 bis 10 MW installierter Leistung zu integrieren. Ebenfalls sind alle EE-Anlagen größer 0,1 MW zu berücksichtige sowie alle EE-Anlagen, die kleiner 0,1 MW sind und über eine Steuerungseinheit verfügen. Dies würde alle EE-Anlagen betreffen, die über ein intelligentes Messsystem mit einer Steuerbox verfügen. Bis 2032 dürften hiervon alle Anlagen mit einer installierten Leistung größer 7 kW betroffen sein. Somit sind in Zukunft nicht mehr wenige einzelne Großkraftwerke vom Redispatch betroffen, sondern auch ein Großteil der mehr als 1,7 Millionen EE-Anlagen.
Darüber hinaus sind nicht mehr nur die Anlagenbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichen betroffen, sondern auch die Verteilnetzbetreiber der ersten sowie nten-Ebene. Die Entschädigungsprozesse sollen im Kern auf dem Branchenleitfaden für die Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen beruhen sowie dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 der BNetzA.
Wie ein finales Modell am Ende aussehen könnte, welcher Datenbedarf besteht und welche Prozesse im Einzelnen noch auszugestalten sind, findet sich derzeit noch im Bearbeitungsprozess. Die aktuellen Entwicklungen können auf der Website des BDEW nachverfolgt werden. Im Rahmen des Entwicklungsprozesses differenziert der BDEW zwischen drei unterschiedlichen Bilanzierungsmodellen:
Modell 0 für konventionelle und KWK-Anlagen
Modell 0+ für EE-Anlagen
Modell 1 für EE-Anlagen
Für die Modelle 0 und 0+ ist u. a. die Lieferung von Planungsdaten erforderlich, wohingegen Modell 1 auf Planungsdaten verzichtet. Insgesamt differenzieren alle Modelle zwischen unterschiedlichen Leistungsstufen und zu übermittelnden Daten. Je nach installierter Leistung müssen ggf. Planungs-, Stamm-, Echtzeitdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und marktbedingte Anpassungen der Fahrweise durch Bilanzkreisverantwortliche bei PV/Wind mitgeteilt werden.
Eine Kernaufgabe der Netzbetreiber wird die Berechnung und Mitteilung von Flex-Ressourcen sein, die aggregiert werden müssen, so dass einzelne Cluster gebildet werden können. Die Flex-Ressourcen spiegeln die Flexibilitätsoptionen der Erzeugungsanlagen wider. Hierfür ist eine Prognose für den Folgetag auf 15min-Basis notwendig. Die Abrechnung erfolgt ebenfalls über den Netzbetreiber. Hierfür wird wahrscheinlich das Spitz- oder Pauschalverfahren nach dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 eingesetzt. Inwiefern sich die einzelnen Prozesse und Modelle weiterentwickeln bleibt diesbezüglich abzuwarten.
Auch VNB ohne EinsMan vom Redispatch betroffen
Grundsätzlich ist jedoch zu beachten, dass alle Anlagenbetreiber nach dem NABEG verpflichtet sind am Redispatch teilzunehmen, auch wenn die Anlage derzeit nicht Teil des EinsMan ist. Diesbezüglich ist der Anlagenbetreiber verantwortlich für:
Meldung/Ergänzung von Stammdaten und Verwaltung bei Änderungen
Erstellung und Aktualisierung der Einspeiseprognose bei Anlagen, die nicht durch EIV verbindlich planbar sind
Ergänzung/Aktualisierung der netztechnischen Wirksamkeit von Anlagen im eigenen Netz auf Übergabepunkte des vorgelagerten Netzes
Meldung von Flexibilitätsbeschränkungen für vorgelagerte Netzbetreiber
Wenn der ANB die Anlagen in seinem Netzgebiet selber anweist, kommen weitere Pflichten, wie z. B. der Bilanzkreisausgleich und die Abrechnung hinzu.
(Quelle BDEW)
Auswirkungen auf die ARegV
Durch die Neugestaltung des NABEG ist bislang noch unklar, welche Auswirkungen sich für die Erlösobergrenze für Netzbetreiber ergeben. Es ist jedoch davon auszugehen, dass der Verwaltungsaufwand für Maßnahmen des Engpassmanagements durch die steigende Anlagenzahl zunehmen wird. Dadurch steigt auch die Nachweispflicht gegenüber der Regulierungsbehörde, sofern die Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (dnbk) anerkannt werden sollen. Nach §15 EEG liegt dies dann bei EE-Anlagen vor, wenn die Maßnahme erforderlich war, diese nicht durch den Netzbetreiber zu vertreten ist und die Zahlung im gesetzlichen Rahmen liegt.
Durch die Tatsache, dass die meisten Erzeugungsanlagen bedingt durch die Energiewende vor allem im Verteilnetz installiert werden, wird der VNB in Zukunft wahrscheinlich einen erhöhten Aufwand gegenüber der Regulierungsbehörde haben. Hinzu kommt, dass der Verwaltungsaufwand in der Regel über eine Pauschale abgedeckt werden muss. Dadurch ist der VNB gezwungen, möglichst automatisierte Prozesse zu etablieren. Hinzu kommt die aktuelle Problematik der mangelnden Datenbasis im Verteilnetz. Viele Verteilnetzbetreiber haben keine Informationen über genaue Netzengpässe oder Spannungsbandverletzungen. Diese könnten aber gerade auf Verteilnetzebene notwendig werden, wenn z. B. mehrere Ladesäulen und EE-Anlagen auf einem Strang angeschlossen sind. Hier stellt sich auch die Frage, ob die derzeitige Planung des BDEW mit Stammdaten und einer Überschlagsrechnung für EE-Anlagen unter 100 kW ausreicht oder nicht vielmehr ein Echtzeitmonitoring des Verteilnetzes notwendig ist.
Entwicklung weiterhin offen
Viele Fragen sind im Rahmen der Ausgestaltung des Redispatch 2.0 noch offen und werden sicherlich in den nächsten Monaten konkretisiert werden. Spannend dürfte für Netzbetreiber vor allem werden, welche Daten im Verteilnetz erhoben werden müssen, um die Anforderungen des Redispatch 2.0 zu erfüllen. Es dürfte auch die Automatisierung der Prozesse zur Reduktion des Verwaltungsaufwands von hoher Priorität sein. So könnte die Flex-Prognose je Anlage auf 15min-Basis für den Folgetag für VNBs ein hoher Aufwand darstellen, da u. a. die Volatilität der EE-Anlagen zu berücksichtigen ist.
Spätestens mit dem neuen Klimapaket der Bundesregierung und den geplanten Subventionen im Bereich Ladeinfrastruktur für Elektromobile ist klar, dass das Themenfeld Umlagen, Abgaben und Steuern in der E-Mobilität in den nächsten Jahren zunehmend an Bedeutung gewinnen wird. Hierbei stehen Versorger nicht nur vor der Herausforderung eine hohe Anzahl von Ladepunkten in das Stromnetz zu integrieren, sondern auch die Themen Abrechnung, Steuern und Umlagen gewinnen im Bereich der Elektromobilität zunehmend an Bedeutung. Wurde in der Vergangenheit der Fahrtstrom an vielen Ladepunkten auf Grund mangelnder Auslastung kostenlos bereitgestellt, findet eine zunehmende Integration der Ladepunkte in Abrechnungssysteme statt. Dabei rückt auch die Komplexität der Umlagen, Abgaben und Steuern in den Fokus. Der vorliegende Blogbeitrag legt dabei einen Schwerpunkt auf das Thema Stromsteuer im Bereich E-Mobilität. In welchen Fällen ist eine Stromsteuerbefreiung möglich? Wie fällt diese an und was versteht die StromStV unter dem Begriff Elektromobilität? Andere Themen wie die EEG-Umlage oder NNE werden nicht betrachtet.
Elektromobilität im Sinne der Stromsteuer
Der Begriff der Elektromobilität wurde in §1c der StromStV geregelt. Im Sinne der Stromsteuer fallen alle Batterieelektrofahrzeuge sowie von außen aufladbare Hybridelektrofahrzeuge (Plug-in-Hybride) unter den Begriff Elektromobilität. Bei einem Batteriefahrzeug handelt es sich um ein Kraftfahrzeug mit einem elektrischen Antrieb, wobei der elektrische Energiespeicher von außerhalb des Fahrzeuges wieder aufladbar sein muss §1 StVG. Ein Hybridfahrzeug besitzt dagegen mehrere Antriebe. Mindestens bei einem Antrieb muss es sich um einen elektrischen handeln. Dieser muss ebenfalls von außen über einen elektrischen Speicher aufladbar sein.
Sind elektrische Fahrzeuge nicht im Straßenverkehr zugelassen und befinden sich ausschließlich auf einem Betriebsgelände, fallen sie nicht unter die Regelung des § 1c StromStV. Ein Beispiel sind elektrisch betriebene Gabelstapler auf dem Betriebsgelände. Weiterhin gilt für die E-Mobilität und Stromsteuer, dass auch elektrische Fahrräder unter die Ausnahmeregelung fallen können, wenn sie ausschließlich auf dem Betriebsgelände genutzt werden.
Entstehung der Stromsteuer
Die Entstehung der Stromsteuer ist geregelt in §5 Abs.1 StromStG. Stromsteuer entsteht dabei, „dass vom im Steuergebiet ansässigen Versorger geleisteter Strom durch Letztverbraucher im Steuergebiet aus dem Versorgungsnetz entnommen wird, oder dadurch, dass der Versorger dem Versorgungsnetz Strom zum Selbstverbrauch entnimmt“ (§5 StromStG). Derjenige, der den Strom bereitstellt, wird im Sinne des StromStG als Versorger und Steuerschuldner gewertet, auch wenn eine Lieferung an einen Letztverbraucher stattfindet.
Dabei ist im Kontext der Elektromobilität zu berücksichtigen, dass es sich bei einer Ladesäule um eine Kundenanlage im Sinne des EnWG handelt. Unter der Annahme, dass ausschließlich vollbesteuerter Strom bezogen wird und es sich um eine Ladesäule auf dem Betriebsgelände des Versorgers handelt, welche zum Beispiel der Belieferung der eigenen Arbeitnehmer dient, ist eine Befreiung des Versorgerstatus nach §3 EnergieStG möglich, sofern eine Belieferung des Stroms über eine Kundenanlage erfolgt. Durch die Bereitstellung des Stroms über eine Ladesäule wird in diesem Kontext der Strom nicht über das öffentliche Versorgungsnetz bereitgestellt, sondern über die Kundenanlage des EnWG. Eine Steuer durch die Entnahme aus dem öffentlichen Versorgungsnetz kann somit nicht erhoben werden.
Nach § 1a Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 StromStV ist derjenige, der nach § 3 StromStG versteuerten Strom zur Nutzung durch oder unmittelbar an elektrisch betriebene Fahrzeuge leistet, als Letztverbraucher zu werten. Somit stellt das Unternehmen ein Letztverbraucher im Sinne des StromStG dar. Aus diesem Grund ist ein Eintrag beim Hauptzollamt nicht notwendig. Die Rolle des Versorgers und somit Steuerschuldners nimmt in diesem Fall der Lieferant des Unternehmens ein, da das Unternehmen den Strom versteuert von diesem bezieht und die Stromsteuer über die Jahresabrechnung rechtskonform abführt. Die entstandenen Kosten können an den Ladesäulennutzer weitergereicht werden oder vom Unternehmen getragen werden. Maßgeblich ist hierfür die Abrechnung an der Ladesäule in Kombination mit dem Messsystem. Die Verpflichtung der Abgabe der Stromsteuer des Unternehmens gegenüber dem Lieferanten bleibt in jedem Fall bestehen, auch wenn dieses seinen Mitarbeitern den Strom kostenlos zur Verfügung stellt.
Stromsteuerbefreiung
Das StromStG bietet grundsätzlich die Möglichkeit der Stromsteuerbefreiung in bestimmten Fällen. Im Falle der Elektromobilität kann eine Entlastung der Stromsteuer nach §§ 9b, 10 StromStG für das produzierende Gewerbe oder den Spitzenausgleich nicht in Anspruch genommen werden (§ 9b Abs.1 StromStG; § 10 Abs.1 StromStG). Anders als im EEG ist eine Schätzung der entnommenen Strommenge, sofern kein Messsystem zur Erfassung des verbrauchten Stroms der Ladesäule vorliegt, möglich (§§ 17b Abs. 4a, 19 Abs. 4 StromStV). Elektromobile, die nicht unter die Definition des § 1c StromStV fallen, sind weiterhin begünstigungsfähig.
Handelt es sich hingegen um eine Eigenversorgung mit Erneuerbaren Energien, ist eine Befreiung von der Stromsteuer nach § 9 StromStG möglich. Dies gilt sowohl für die Eigenversorgung von Privathaushalten als auch für Unternehmen für deren eigene Fahrzeuge. Ebenfalls ist eine Befreiung für die übrigen Regelungen nach § 9 StromStG möglich. Privathaushalte können die gleichen Regelungen in Anspruch nehmen wie der beschriebene Fall des Unternehmens. Bei einer Belieferung durch einen Lieferanten handelt es sich ebenfalls um eine Belieferung einer Kundenanlage, bei der kein Versorgerstatus zustande kommt. Bei einer Eigenversorgung fällt ebenfalls keine Stromsteuer an (§ 9 StromStG).
Der Klimawandel und die Pariser Klimaziele stehen aktuell, insbesondere auch im Kontext von Fridays for Future, im Mittelpunkt des öffentlichen Interesses. Das Ziel von mindestens 80 % Erneuerbaren Energien stellt hierbei das selbsternannte Ziel der Bundesregierung dar. Bereits Anfang 2000 wurden hierfür die Weichen mit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zur Förderung alternativer Energiequellen gestellt. Das EEG sollte im Kern dazu dienen, regenerative Energien in ihrer Entwicklung zu fördern. Mittlerweile liegt der Anteil des regenerativ produzierten Stroms in Deutschland bei über 40%.
Der Zubau entstand vor allem auf Grund der staatlich garantierten Einspeisevergütung für eine Dauer von 20 Jahre durch das EEG. Ende des nächsten Jahres werden also die ersten Erneuerbaren Energien-Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. Für die Anlagenbetreiber stellt sich deswegen die Frage, was mit ihrer Anlage passieren soll und welche Möglichkeiten des Weiterbetriebs bestehen.
Bis zum Jahr 2032 sollen laut Analyse der Übertragungsnetzbetreiber über eine Millionen Anlagen aus der EEG-Vergütung fallen. So steht die Frage im Vordergrund, wie mit diesen Anlagen zu verfahren ist. Im Rahmen dieses Blogbeitrages soll der Fokus auf PV-Anlagen liegen.
PV-Anlagen benötigen einen Direktvermarkter
Wie für alle regenerativen Erzeugungsanlagen garantiert das EEG ein Einspeiseprivileg für 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Dies bedeutet für den erzeugten Solarstrom aus Post-EEG-Anlagen die Erhebung einer EEG-Umlage von 40% nach §61a EEG. Somit entfällt das Privileg des Eigenverbrauchs für PV-Anlagen < 10 kWpeak.
Ebenso endet die Tätigkeit des Übertragungsnetzbetreibers als Vermarkter des eingespeisten Stroms in die Versorgungsnetze, sofern sich die Anlagen nicht in der Direktvermarktung befinden. Dies bedeutet für den Anlagenbetreiber, dass jede erzeugte Kilowattstunde Strom, die nicht eigenverbraucht werden kann und in das öffentliche Netz eingespeist wird, durch einen Direktvermarkter abgenommen werden muss. Ansonsten müsste der Anlagenbetreiber selbst die Rolle des Lieferanten und Vermarkters einnehmen. Gerade für kleine Haushaltsanlagen birgt dies jedoch einen zu hohen Aufwand. Dazu kommt, dass unabhängig von der Frage, wer die Rolle des Direktvermarkters übernimmt, der Wechsel der Vermarktungsform dem zuständigen Netzbetreiber mitgeteilt werden muss. Gleiches gilt auch für Windkraftanlagen, welche im Rahmen des Beitrags nicht betrachtet werden sollen, auch wenn die meisten Vermarktungsmodelle ähnlich zur Photovoltaik sind.
Herkömmliche PV-Anlagen sind in der Regel für einen längeren Betrieb als 20 Jahre konzipiert und verfügen in der Regel nach 20 Jahren noch über 80% ihrer ursprünglichen Leistung. Aus diesem Grund ist zu klären, welche Weiterbetriebsmodelle für Post-EEG-Anlagen denkbar sind.
Unterschiedliche Betriebsmodelle für Post EEG-Anlagen
Für Photovoltaikanlagen sind mehrere Modelle denkbar. Grundsätzlich sind hierfür im Kern drei Fragen zu beantworten:
Wem soll in Zukunft die Anlage gehören? Dem ursprünglichen Besitzer oder einem Dritten?
Soll überschüssige Energie in das Netz eingespeist werden?
Über welchen Zeitraum soll die Anlage betrieben werden?
Im Regelfall ist davon auszugehen, dass ein Weiterbetrieb der Anlagen über Direktvermarkter erfolgen wird, wobei die Anlage im Besitz des ursprünglichen Erzeugers bleibt. Gegen eine monatliche Pauschale oder eine feste Vergütung pro kWh kann der Strom an der Börse in das Portfolio des Direktvermarkters aufgenommen werden. Die rechtlichen Pflichten der Vermarktung, Prognose etc. übernimmt der Dienstleister.
Zur Steigerung der Effizienz kann der Eigenverbrauch durch einen Stromspeicher optimiert werden. Die Sinnhaftigkeit ist hierbei jedoch vom Zustand der Erzeugungsanlage und der Dauer des geplanten Weiterbetriebs abhängig. Der Energievertrieb kann über eine Börse oder über dezentrale, bilaterale Handelsplätze stattfinden.
Demgegenüber steht die Alternative des Repowerings der Solaranlage, bei der die Erzeugungsanlage zu einem gewissen Grad erneuter wird und dann im Sinne des EEGs als Neuanlage gewertet wird. Hierbei entsteht ein erneuter, aber verringerter Vergütungsanspruch, für 20 Jahre zzgl. des Inbetriebnahmejahrs im Sinne des EEG. Hierbei ist jedoch die Größe des Anschlusses zu berücksichtigen, der evtl. nicht für ein Repowering ausgelegt wurde. Die Anforderungen diesbezüglich sind mit dem zuständigen Netzbetreiber zu klären.
Alternativ kann die Anlage mit einem Energiespeicher zur Eigenstromversorgung optimiert und am Wechselrichter komplett auf der Einspeiseseite abgeregelt werden. So entfällt die Verpflichtung der Auswahl eines Direktvermarkters. Die Maßnahme ist ebenfalls beim zuständigen Netzbetreiber zu melden. Genauso sind Konstruktionen mit einem Heizstab in einem Spitzenlastkessel der Heizungsanlage denkbar, der durch die PV-Anlage mit überschüssiger Energie versorgt wird. Da die PV-Anlage bereits abgeschrieben ist, ist eine wirtschaftliche Betriebsweise möglich.
Darüber hinaus besteht auch die Möglichkeit, die PV-Anlage an einen neuen Betreiber zu verkaufen, der die Pflichten der Energiebelieferung übernimmt. Hierbei ist auch die Kombination eines Mieterstrommodells denkbar, da die Energieerzeugung und -abnahme nicht durch eine Person übernommen wird.
Bei einer Umrüstung auf Eigenverbrauch ist jedoch eine Veränderung des Messkonzeptes zu berücksichtigen und ggf. notwendig, um eine abrechnungskonforme Bilanzierung sicherzustellen. Dies kann zu zusätzlichen Kosten beim Messsystem führen, wie auch zu einer Veränderung des Zählerschrankes, der ggf. nicht über den notwendigen Platz verfügt.
Strategien der Anlagenwartung
Im Rahmen des Weiterbetriebs von PV-Anlagen ist in jedem Fall die geplante Dauer des Weiterbetriebs zu klären. Hierbei ist zwischen drei verschiedenen Betriebsweisen zu differenzieren:
1. langfristige Betriebsweise:
Die Betriebsweise ist für einen langfristigen Weiterbetrieb ausgelegt. Es existiert ein umfangreiches Wartungs- und Versicherungskonzept, um die Leistungsfähigkeit der Anlage zu erhalten. Die Anlage wird lediglich bei einem Großkomponentenschaden nicht weiterbetrieben.
2. mittelfristige Betriebsweise:
Die Betriebsweise ist für einen mittelfristigen Weiterbetrieb über mehrere Jahre ausgelegt. Es wird eine jährliche Wartung durchgeführt. Einzelne, kostengünstige Wartungsmaßnahmen werden durchgeführt. Bei mittleren bis größeren Schäden wird der Betrieb der Anlage eingestellt.
3. kurzfristige Betriebsweise:
Die kurzfristige Betriebsweise ist bis zum ersten Schadensfall ausgelegt. Es werden lediglich die notwendigen Wartungsmaßnahmen durchgeführt. Bei einem relevanten Schadensfall wird die Anlage nicht mehr weiterbetrieben. Das Ziel der Betriebsweise ist die Erzielung der maximalen Rendite bei möglichst geringen Instandhaltungskosten.
Bei der Auswahl der jeweiligen Strategie sind vor allem der Standort, der Zustand und die noch vorhandene Leistungsfähigkeit der Anlage zu berücksichtigen. Bei stark beschädigten Anlagen ist entweder die Installation einer Neuanlage sinnvoll oder die kurzfristige Betriebsweise.
Post EEG – Chance für EVUs
Gerade für Stadtwerke stellen Post-EEG-Anlagen ein ungeheures Potenzial dar. Oft sind in einem Netzgebiet 10% aller Haushalte (sofern es sich um ein EVU im ländlichen Raum handelt) mit einer Erneuerbaren-Energien-Anlage ausgestattet, die in den nächsten Jahren aus der Förderung herausfallen können. Hier bietet sich für Stadtwerke das Potenzial, die Rolle des Direktvermarkters zu übernehmen oder die Anlage als Mieterstromanlage weiterzubetreiben. Darüber hinaus können weitere Services im Bereich E-Mobilität integriert werden. Das EVU rückt so stärker in die Rolle eines Dienstleisters, die zur Bindung der Kunden immer notwendiger wird.
Energiebewusstsein und Ernergiemanagement für Unternehmen
Der Umgang mit Energie ist auch in Unternehmen zunehmend ein politisches, wie auch inhaltliches Thema. Durch die Proteste von Fridays for Future rücken das Verhalten und der Umgang mit Energie eines jeden Einzelnen zunehmend in den Vordergrund. Auch Unternehmen sind von dieser Ernergiemanagement – Debatte nicht ausgeschlossen.
In diesem Zusammenhang gibt es bereits seit einigen Jahren verschiedene Management – Systeme, die Unternehmen ab einer gewissen Mindestgröße umzusetzen haben, um einen Überblick über den eigenen Energieverbrauch zu erlangen und den Verbrauch kontinuierlich zu senken. Kleinere und mittlere Unternehmen (KMU) sind maximal verpflichtet, ein Energieaudit durchzuführen, das die Abbildung des Gesamtenergieverbrauchs zu einem Zeitpunkt zur Ableitung von Energieeinsparmaßnahmen zum Ziel hat. Immer mehr Unternehmen führen hingegen ein sogenanntes Energiemanagementsystem ( EnMS ) ein, um entweder neuen regulatorischen Verpflichtungen nachzukommen oder finanzielle Vorteile in Anspruch nehmen zu können.
Was ist ein Energiemanagement – System?
Die Einführung eines EnMS, dass die Abbildung des Energieverbrauchs bei kontinuierlicher Verbesserung der Energieeffizienz des Unternehmens fördern soll, ist in der ISO 50001 beschrieben. Das EnMS basiert in diesem Kontext auf dem klassischen PDCA-Zyklus (Plan, Do, Act, Check). Im Gegensatz zum Energieaudit, ist die Umsetzung von Maßnahmen verpflichtend. Hierfür sind einzelne Aktionspläne zu definieren und in festgelegten Zeiträumen umzusetzen.
Ein Ernergiemanagement – System besteht insgesamt aus drei Bausteinen: einem etablierten Managementsystem, das Verantwortliche innerhalb der Organisation benennt, und einem Dokumentenmanagementsystem. Darüber hinaus umfasst das EnMS ein aktives Energiemonitoring der eigenen Verbräuche an Hand festgelegter Bilanzgrenzen des Unternehmens, auf dessen Basis Energieeinsparmaßnahmen getroffen werden. Der Prozess wird dabei oft von einer EnMS-Software gestützt. Ausgangsdaten für ein Ernergiemanagement – System können Strom-, Wasser-, Gasverbräuche sein, aber auch Druckluft, Heizöl, Prozesswärme oder Benzinverbräuche. Sämtliche Energieträger sind innerhalb eines Unternehmens zu berücksichtigen.
Die Mehrwerte eines Ernergiemanagement – Systems
Die Beweggründe für ein Ernergiemanagement – System haben oft finanzielle oder rechtliche Hintergründe. Wollen Unternehmen zum einen eine Bafa-Förderung in Anspruch nehmen, ist die Umsetzung eines EnMS in der Regel verpflichtend. Gleiches gilt für eine Abgabenreduzierung oder Abgabenbefreiung wie es z. B. bei der Stromsteuer oder EEG-Umlage der Fall ist. Des Weiteren können die Daten auch zur Vermeidung von Lastspitzen verwendet werden, um die eigenen Netznutzungsentgelte zu optimieren.
Probleme eines EnMS heute
In der Praxis steht und fällt der Erfolg eines Ernergiemanagement – System mit der notwendigen Datenqualität. Je mehr Daten erhoben werden, desto besser können Energiefresser identifiziert und Einsparmaßnahmen umgesetzt werden. Hierfür ist ein Submetering-System erforderlich, über das die einzelnen Energieverbräuche erfasst und zur Berechnung der KPI genutzt werden können. Oft werden die Zähler von den Mitarbeitern abgelaufen und die Daten werden entweder nachträglich manuell in das IT System eingepflegt oder es erfolgt eine Datenübermittlung durch eine App. In jeden Fall sind jedoch Mitarbeiterressourcen erforderlich, um die Messwerte zu erheben.
Effizientes Submetering durch LoRa
Der Einsatz wertvoller Mitarbeiterressourcen kann mit LoRaWAN-fähigen Zählern bzw. Sensorik reduziert werden. Durch die günstige Konnektivitätstechnologie können Zähler schneller, in genau festgelegten Zeiträumen und mit einer besseren Datengranularität ausgelesen werden.
Hierfür ist eine intelligente Technologie-Architektur notwendig, welche die Daten über einen LoRa-Netzwerkserver überträgt und diese durch eine Middleware aufbereitet. Die Daten werden anschließend an die Applikation, das EnMS weitergeleitet. Hier kann der Mitarbeiter Energieeinsparmaßnahmen planen. Kommt es zur Überschreitung von Grenzwerten, wird z. B. eine Push-Benachrichtigung auf ein mobiles Endgerät geschickt.
EnMS, ein Geschäftsmodell für Stadtwerke
Es ist davon auszugehen, dass das Thema Energiemanagement weiterhin an Bedeutung gewinnen wird. Gerade kleinere Unternehmen werden mit einer hohen Wahrscheinlichkeit immer stärker mit dem Thema Energiekosten und regulatorischen Auflagen konfrontiert werden. Hierbei sind Stadtwerke oft erste Ansprechpartner, da diese nicht nur selbst ein Ernergiemanagement – System für ihr eigenes Unternehmen umsetzen müssen, sondern diese Aufgabe oft auch von ihrer Kommune für deren eigene Liegenschaften übernehmen.
Der Einbau von Sensorik wie z. B. Strom-, Wasser- oder Wärmezähler, stellt eine Kernkompetenz eines jeden Stadtwerks da, neben dem technischen Verständnis für Energieoptimierung. Das Stadtwerk kann hierbei als Dienstleister für ein EnMS für kleinere Kunden auftreten. Mit einem mandantenfähigen IT-System ist das Stadtwerk in der Lage, die einzelnen EnMS der Kunden zu verwalten. Gerade im Kontext der sinkenden Margen im Stromvertrieb stellt das Geschäft der Energiedienstleistung ein neues Geschäftsfeld für die Stadtwerke dar, dessen Kernkompetenzen bereits heute vorhanden sind.
Marcel Linnemann
Innovationsmanager / Energiewirtschaft items GmbH
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