Schlagwort: Netzbetreiber

Teil 2 – § 14a EnWG: Wie sehen die Leitplanken der Niederspannungsnetzführung aus

  1. Welche Arten von reduzierten NNE (Modulen) gibt es?
  2. Erhält der Betreiber die reduzierten NNE sofort, auch wenn die Steuerungstechnik nicht verbaut wurde?
  3. Wie sehen die Übergangsregeln für Bestandsanlagen aus?
  4. Wie erfolgt die Auszahlung der reduzierten NNE?
  5. Kann ich zwischen den Modulen wechseln?
  6. Erhalten Lieferanten einen bilanziellen Ausgleich?
  7. Welche Veröffentlichungspflichten gibt es?
  8. Welche Standards- und Regeln gibt es?
  9. Muss der Netzbetreiber nun immer physisch ausbauen?
  10. Was ist unser Fazit?

Im ersten Teil dieses Beitrags haben bereits festgestellt, dass die neue Verordnung zu § 14a von der BNetzA Ende November veröffentlicht wurde. Sie stellt die Leitplanken für den zukünftigen Betrieb des Niederspannungsnetzes dar. In einem mehrstufigen Konsultationsprozess im Jahr 2023 wurden verschiedene Aspekte der Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) diskutiert. Die Verordnung teilt sich grob in zwei Teile: die Steuerung und Einbindung von SteuVE ins Niederspannungsnetz und die Regelungen für reduzierte Netznutzungsentgelte (NNE). Netzbetreiber müssen SteuVE künftig in das Netz integrieren und können sie nur bei Netzengpässen abregeln. Im Gegenzug erhalten SteuVE-Betreiber reduzierte NNE. Die Verordnung schafft auch die Grundlage für dynamische Netznutzungsentgelte, die schrittweise ab 2024 eingeführt werden. Die Mindestleistung einer SteuVE beträgt 4,2 kW und variiert je nach Anlagenart und -anzahl. Betreiber müssen die Umsetzung von Schaltbefehlen nachweisen, entweder durch separate Zähler, EnMS oder digitale Schnittstellen. Für §14a-Maßnahmen gibt es Dokumentationspflichten für Netzbetreiber, um Transparenz und Nachvollziehbarkeit sicherzustellen. Ein Berichtsstandard wird entwickelt, und die Dokumentation muss mindestens 2 Jahre aufbewahrt werden.

Welche Arten von reduzierten NNE (Modulen) gibt es?

Für die Teilnahme am § 14a erhalten Betreiber von SteuVE reduzierte Netzentgelte. Hierzu hat die Beschlusskammer 8 drei verschiedene Arten der NNE-Reduzierung entwickelt. Diese werden als Module 1 bis 3 bezeichnet.

Bei Modul 1 handelt es sich um ein pauschaliertes reduziertes Netzentgelt mit einem jährlichen Preisblatt, das sich aus einer festen Berechnungsformel ergibt, in der als einzige Variable der Arbeitspreis der NNE verwendet wird. Die Höhe ergibt sich aus einer sog. fixen Bereitstellungsprämie von 80 € sowie einer arbeitspreisabhängigen Stabilitätsprämie. Modul 1 wird immer gewählt, wenn sich der Kunde nicht aktiv für ein anderes Modul entscheidet (Defaultmodul). Voraussetzung für die Abrechnung ist die Inbetriebnahme der SteuVE und die Meldung an den Netzbetreiber. Bei dauerhafter Außerbetriebnahme oder Leistungsänderung ist der Netzbetreiber zu informieren.

Der pauschale Abschlag wird pro Marktlokation gewährt, unabhängig davon, ob eine oder mehrere SteuVE über eine MaLo abgerechnet werden. Der auszuzahlende NNE darf die Vergütung von 0 € nicht unterschreiten. Bei unterjähriger Teilnahme hat eine taggenaue Abrechnung zwischen Netzbetreiber und Netznutzer zu erfolgen. Modul 1 kann ab 01.04.25 mit Modul 3 kombiniert werden. Bei getrennter Messung kann ein dynamischer Tarif auch nur für die SteuVE in Anspruch genommen werden.

Alternativ steht dem Betreiber einer SteuVE ab 01.01.24 auch das Modul 2 zur Verfügung. Im Modul 2 erfolgt eine pauschale Reduzierung des Arbeitspreises auf 40 % des Arbeitspreises des jeweiligen Netzbetreibers. Voraussetzung ist die Installation einer separaten Messeinrichtung für die SteuVE. Der Kunde muss sich aktiv für das Modul 2 entscheiden. Modul 2 kann nicht mit anderen Modulen kombiniert werden. Im Modul 2 wird kein zusätzlicher Grundpreis mit dem Netzbetreiber verrechnet. Die prozentuale Reduktion des Arbeitspreises bezieht sich ausschließlich auf die Entnahmemenge der SteuVE aus dem Netz – bei Eigenverbrauch ist eine Differenzierung zwischen Netzbezug und Eigenverbrauch sicherzustellen! – Eine Viertelstundenmessung ist jedoch keine zwingende Voraussetzung. Die Inanspruchnahme eines dynamischen Tarifs nur für die SteuVE im Modul 2 bleibt weiterhin zulässig, ebenso die Befreiung von Umlagen nach dem EnFG, sofern diese in Anspruch genommen werden.

Ab dem 01.04.25 steht den Betreibern auch das Modul 3, das sogenannte Anreizmodul, zur Verfügung. Ziel des Moduls ist der Anreiz zur Verlagerung des Verbrauchs zur Entlastung der Stromnetze (vorgelagertes Instrument zur Schaltmaßnahme). Voraussetzung für die Inanspruchnahme ist das Modul 1 (also nur Kombination 1 & 3 möglich) sowie die Installation eines iMS. Außerdem darf es sich nicht um einen RLM-Kunden handeln. Das Modul 3 besteht aus drei Tarifstufen (Arbeitspreisstufen): Standard-, Hochlast- und Schwachlasttarif. Hierbei ist zu beachten, dass der TAF 2 derzeit nur 2 Tarifstufen unterstützt, daher wäre der TAF 7 notwendig, der jedoch derzeit nicht zur Abrechnung herangezogen werden darf.

Die Festlegung der Tarifstufen erfolgt jährlich gemäß dem kalenderjährlichen Preisblatt (erstmalige Festlegung zum 15.10.2024). Die HT-/NT-Stufe muss mindestens in zwei Quartalen des Jahres zur Anwendung kommen (Quartale und Preisstufen sind ebenfalls im Preisblatt auszuweisen). Bei der Bildung des HT-/NT-Tarifs sind folgende Punkte zu beachten:

  • HT: Die Hochlasttarifstufe muss mindestens 2h des Tages verrechnet werden und darf die Standardtarifstufe um max. 100 % übersteigen.
  • NT: Der Netzbetreiber hat die Schwachlaststufe im Korridor zwischen 10 und 40 % der Normaltarifstufe zu bilden.
  • Verhältnis HT zu NT: Ein hypothetischer Kunde mit einem SLP-Profil für Haushaltskunden (H0) identischem Verbrauchsprofil wäre bei bestehender Wahlmöglichkeit indifferent zwischen dem Arbeitspreis für Ausspeisung ohne Leistungsmessung und dem Modul 3.
  • Mindestens 6 Monate muss ein HT/NT Tarif angewendet werden
  • Netzbetreiber können durch Festlegung auf die Anreizsetzung in Jahreszeiten verzichten, in denen eine unbeobachtete Verschiebung des Strombezugs aufgrund unerwarteter Lastspitzen nicht vertretbar ist. In diesen Zeiten wird nur der Standardtarif angewendet.

§ 14a: Erhält der Betreiber sofort den reduzierten NNE, auch wenn die Steuerungstechnik nicht installiert wurde?

Kurz: Ja, der Abschlag ist auch dann zu gewähren, wenn der Einbau einer Steuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber / MSB nicht möglich ist. Die Begründung der BNetzA verdeutlicht dies insbesondere unter Punkt 3.3. Dort wird betont, dass ab dem 01.01.24 für alle neuen SteuVE-Anlagen eine automatische Verpflichtung zur Teilnahme am § 14a besteht. Ab dem Zeitpunkt der technischen Inbetriebnahme hat der Betreiber somit Anspruch auf die reduzierte Vergütung, da die Teilnahmepflicht nicht an das Vorhandensein der #Steuerungstechnik (iMS, Steuerbox) gebunden ist.

Besonders deutlich wird dies in Abschnitt 4.6.1, in dem die Pflicht des Betreibers zur Herstellung einer Steuerungsverbindung beschrieben wird. Dort wird betont, dass der Betreiber für die Schaffung der technischen Voraussetzungen verantwortlich ist. Entscheidend ist, dass er seiner Verpflichtung bereits dann nachgekommen ist, wenn er die erforderliche Zusatzleistung beim #MSB bestellt hat, unabhängig von der Lieferfähigkeit des MSB.

In diesem Zusammenhang wird klargestellt, dass der Betreiber zwei Möglichkeiten hat, den Steueranschluss zu beauftragen. Die erste Möglichkeit ist die Beauftragung als Zusatzleistung bei einem MSB. Wenn der MSB technisch nicht in der Lage ist, die Messstelle auszurüsten, weil er noch nicht so weit ist, kann der Kunde auf den MSB warten und erhält trotzdem den reduzierten NNE. Aus Sicht des Netzbetreibers kann dies jedoch problematisch sein, wenn er bereits im Netzabschnitt eine Steuerung benötigt.

Als zweite Option kann der Betreiber den Auftrag für die Leittechnik direkt an den Netzbetreiber vergeben. Dieser hat dann mehrere Möglichkeiten. Die erste ist ebenfalls die Beauftragung des MSB, wobei auch er ggf. auf die Bereitschaft des MSB warten muss. Die zweite Möglichkeit ist der Einbau konventioneller Leittechnik durch den Netzbetreiber. Alternativ räumt die BNetzA dem Netzbetreiber auch das Recht ein, zu warten, bis der Netzbetreiber den Zeitpunkt für geeignet hält, die steuerungstechnischen Voraussetzungen zu schaffen.

Die Kosten für die Herstellung des Anschlusses trägt in jedem Fall der Netzbetreiber, unabhängig davon, welche Option er wählt. In jedem Fall erhält der Betreiber jedoch den reduzierten NNE. Zur Vermeidung von Kommunikationsaufwand erscheint es mir jedoch sinnvoller, die Herstellung der Steuerungsanbindung direkt beim Netzbetreiber zu beauftragen.

§ 14a: Wie sehen die Übergangsregelungen für Bestandsanlagen aus?

Bestandsanlagen (vor dem 01.01.24) werden bis zum 31.12.2028 wie bisher abgerechnet (für § 14a-Anlagen gab es bereits in der Vergangenheit reduzierte NNE – dies betrifft auch den Grundpreis), Nachtspeicherheizungen darüber hinaus bis zur Außerbetriebnahme. Der Bestandsschutz für Nachtspeicherheizungen endet bei Austausch, Ersatz oder Umrüstung. Bestandsanlagen können einmalig in die neue Vergütungsstruktur des § 14a wechseln, nach der auch Neuanlagen vergütet werden. Bestandsanlagen erhalten bis zur Übergangsfrist am 31.12.2028 weiterhin den gewährten Prozentsatz zur Reduzierung des Arbeits- und Grundpreises aus dem Jahr 2023 – für Nachtspeicherheizungen gilt der gewährte Prozentsatz über die Frist hinaus.

§ 14a: Wie erfolgt die Auszahlung der reduzierten NNE?

Die Auszahlung der NNE erfolgt aus Betreibersicht über den Lieferanten. Durch den Abschluss eines Stromliefervertrages. Es besteht kein direktes Abrechnungs- und Vertragsverhältnis zwischen Betreiber und Netzbetreiber. Der Betreiber entscheidet sich daher gegenüber dem Lieferanten für ein Modul (Modul 2, Modul 1 oder Modul 1 + 3). Wird keine Wahl getroffen, kommt immer Modul 1 zur Anwendung.
Aus Transparenzgründen ist der Lieferant verpflichtet, die sich aus einer SteuVE ergebende Netzentgeltreduktion auf der Rechnung gesondert auszuweisen (Ergänzung zu § 40 Abs. 3 Nr. 4 EnWG –> Bestandteil des Stromliefervertrages). Voraussetzung ist jedoch, dass die Meldung der Inbetriebnahme an den Netzbetreiber nach § 19 Abs.2 NAV erfolgt ist.

Kann ich zwischen den Modulen wechseln?

Kurz gesagt: Ja. Ein Wechsel zwischen den Modulen ist unter Einhaltung der (technischen) Voraussetzungen, insbesondere bei einem Lieferantenwechsel möglich. Der Modulwechsel erfolgt jedoch frühestens zum Zeitpunkt der Mitteilung an den Netzbetreiber und den Lieferanten. Eine rückwirkende Änderung ist ausgeschlossen. Der Netzbetreiber ist somit in der Lage, bei Vorliegen der technischen Voraussetzungen und der Mitteilungen der Marktteilnehmer einen kontinuierlichen Wechsel zu handhaben.

Erhalten Lieferanten einen bilanziellen Ausgleich?

Die Entscheidung der BNetzA, dass für die Inanspruchnahme von SteuVE nach § 14a EnWG kein bilanzieller Ausgleich erfolgt und die Lieferanten die Mehrkosten zu tragen haben, mag bei einigen Lieferanten für Unmut gesorgt haben.

Zum Hintergrund: Als Lieferant und Bilanzkreisverantwortlicher ist man verpflichtet, möglichst genau die Strommenge zu liefern, die der Kunde in der jeweiligen Viertelstunde benötigt. Die Fahrpläne werden einen Tag im Voraus angemeldet. Dies erfordert eine entsprechende Prognose des Lieferanten, denn bei Abweichungen drohen zusätzliche Strafzahlungen für die so genannte Ausgleichsenergie.

Der ungeplante Eingriff eines Netzbetreibers durch Drosselung einer SteuVE führt somit immer zu einem Eingriff in den Bilanzkreis des Lieferanten, der die Folgekosten zu tragen hat, weshalb aus Lieferantensicht die Hoffnung bestand, dass bei § 14a-Eingriffen (netzorientierte Steuerung) ein bilanzieller Ausgleich erfolgt.

In Erwägungsgrund 4.8 des BNetzA-Beschlusses legt die Behörde nun ihre Sichtweise dar, warum ein bilanzieller Ausgleich nicht erforderlich ist. Zum einen geht die BNetzA davon aus, dass sich die Abweichung der Energiemenge durch die netzorientierte Steuerung nur marginal auf die Gesamtmenge in einem Bilanzkreis auswirkt und im „Grundrauschen“ untergeht. Der finanzielle Einfluss sei im Vergleich zum Aufwand eines nachträglichen Bilanzausgleichs vernachlässigbar.

Zudem sei ein BKV ohnehin verpflichtet, seine Prognose- und Beschaffungsmodelle ständig zu optimieren, um die Bilanzkreistreue einzuhalten, weshalb die betroffenen Marktrollen ihre Prognosen verbessern müssten, was im Zuge von § 14a-Eingriffen geschehen könne. Darüber hinaus sei der Netzbetreiber verpflichtet, den Lieferanten über die Durchführung einer § 14a-Maßnahme zu informieren. Somit hätte der Netzbetreiber auch bei längeren Eingriffen die Möglichkeit, seinen Bilanzkreis kurzfristig anzupassen.

Eine nachträgliche Anpassung ist aus den genannten Gründen nicht zu erwarten. Da die Anzahl der § 14a-Anlagen und -Eingriffe zu Beginn noch gering sein dürfte, besteht daher noch die Möglichkeit, im kommenden Jahr mit geringem Risiko aus der Praxis zu lernen, wie das eigene Bilanzkreismanagement optimiert werden kann.

Welche Veröffentlichungspflichten bestehen?

Für Netzbetreiber besteht eine Veröffentlichungspflicht im Zusammenhang mit durchgeführten §14a-Maßnahmen auf einer gemeinsamen Internetplattform, die bis 2025 von den Netzbetreibern zur Verfügung zu stellen ist. Ziel ist die Information der Netzbenutzer über die in ihrem Netzbereich durchgeführten Steuerungsmaßnahmen. Die Aktualisierung der Daten hat monatlich zu erfolgen. Eine kategorische Darstellung ist ausreichend. Es muss jedoch ersichtlich sein, ob in einer einmaligen Ausnahmesituation gesteuert wurde oder weitere Steuerungsmaßnahmen ersichtlich sind und wenn ja, bis wann eine Netzertüchtigung erfolgt.

Welche Standards und Regeln gibt es?

Obwohl die Regelungen des § 14a bereits zum 01.01.24 in Kraft treten, sind einige technische Regeln und Standards derzeit noch unklar und müssen in den kommenden Monaten definiert werden. Die BNetzA plant hierzu einen Standardisierungsprozess. Hierzu sollen die VNB bis zum 01.10.2024 / 01.01.2025 Standardisierungsvorgaben bei der BNetzA einreichen (Beteiligung des FNN). Diese Vorgaben umfassen u.a. folgende Punkte:

  1. Standardisierung der physikalischen und logischen Schnittstellen der Leittechnik (insb. Protokolle)
  2. Dokumentation der Umsetzung in SteuVE/EMS/…
  3. Definition einer Netzüberlastung/Grenzwertverletzung
  4. Format für Veröffentlichungen
  5. Verfahren zur Durchführung der Netzzustandsbestimmung
  6. Berechnungsformeln Mindestleistung und Gleichzeitigkeit
  7. Zeitraum bis zur Auslösung Leistungsreduzierung

Muss der Netzbetreiber jetzt immer physisch ausbauen?

Die Antwort ist ein klares Nein. Die bisherige Aussage, dass der Netzbetreiber im Falle einer Regelleistung sein Netz sofort (vermutlich physisch) ertüchtigen muss, ist so nicht ganz richtig. Liegt eine §14a-Maßnahme vor, muss der Netzbetreiber einen Entscheidungsbaum durchlaufen. Handelt es sich um eine atypische Netzsituation, ist keine Netzertüchtigungsmaßnahme erforderlich.

Sind hingegen im Zuge der netzorientierten Steuerung weitere § 14a-Maßnahmen absehbar, muss der Netzbetreiber umgehend Folgemaßnahmen prüfen (aber nicht sofort umsetzen). Perspektivisch muss das Netz dann dauerhaft so ertüchtigt werden, dass keine wiederholten § 14a-Maßnahmen erforderlich sind.
Die Netzertüchtigung muss jedoch nach dem Prinzip der aufwandärmsten Maßnahmen erfolgen. Da die BNetzA den physischen Netzausbau immer als die teuerste Maßnahme ansieht, sollten zunächst alle anderen kostengünstigeren Möglichkeiten ausgeschöpft werden. Im Rahmen der Netzoptimierung nennt die BNetzA u.a. Maßnahmen zur Verbesserung der Lastflussrichtung oder zur gleichmäßigeren Auslastung der Phasen. Solche Maßnahmen können jedoch nur erkannt werden, wenn ein Netzmonitoring vorhanden ist. An der Digitalisierung des Verteilnetzes werden die Netzbetreiber daher mittelfristig nicht vorbeikommen. Der physische Netzausbau dürfte nach diesen Regeln eher nach dem Ultima-Ratio-Prinzip erfolgen.

§ 14a: Was ist unser Fazit?

Die Festlegungen zu §14a dürften aus Sicht der VNB wesentliche Leitplanken darstellen, wie das Netz zukünftig zu ertüchtigen und zu betreiben ist. Schwierig dürfte allerdings die Übergangszeit werden, solange der Standardisierungsprozess nicht abgeschlossen ist. Insbesondere die fehlenden Marktprozesse bis mindestens 01.10.24 dürften zu einem hohen manuellen Aufwand bei den Netzbetreibern führen.

Die Festlegung sollte unterstreichen, dass der iMS-Rollout endlich vorankommen muss, da sonst eine wesentliche Grundlage für die Datenerhebung fehlt, auch wenn das iMS nicht das alleinige Datenerhebungstool sein darf und für jedes Netzgebiet geprüft werden muss, welche Monitoringlösung in Abhängigkeit von der technischen Fragestellung am besten geeignet ist. Projekte zur Digitalisierung von Trafostationen dürften jedoch weiter an Fahrt gewinnen.

Auch wenn die Definition im Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung sehr umfangreich und komplex erscheint, gibt es keinen Grund in Aktionismus zu verfallen. Allerdings sollte die Definition als letzter Ansatzpunkt gesehen werden, sich Gedanken über die IT-Architektur und die Prozesse des Netzbetriebs zu machen, da konventionelle Netzleitstellen vermutlich nicht in der Lage sein werden, die Vielzahl an Daten in minütlicher Auflösung zu verarbeiten. Stattdessen sind vorgelagerte Analysesysteme erforderlich, so dass die Netzleitstelle lediglich die Übermittlung des Schaltbefehls übernimmt.

Mit Blick auf die personellen Ressourcen dürfte für 2024 jedoch klar sein, dass die Kapazitäten priorisiert werden müssen. Projekte wie die SAP-Umstellung auf Hana dürften hier ebenso klare Priorität haben wie die Weiterentwicklung der IT-Strategie aus Sicht des Netzbetreibers. Die Digitalisierung der Trafostationen kann bereits parallel erfolgen, während die Definition der Netzgebiete umgehend erfolgen muss.
Kurzfristig dürfte die Dimmung von SteuVE bei vielen Netzbetreibern nicht erforderlich sein, so dass mit ersten Maßnahmen voraussichtlich erst um 2025/26 zu rechnen ist. Die Branche hat also noch etwas Zeit zur Vorbereitung, die genutzt werden sollte.

Teil 1 – § 14a EnWG: Wie sehen die Leitplanken der Niederspannungsnetzführung aus?

  1. Was ist der Hintergrund der Verordnung?
  2. Was sind die Kernelemente der Verordnung?
  3. Was ist eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a?
  4. Welche Verbrauchseinrichtungen fallen unter den § 14a?
  5. Wie erfolgt zukünftig die Netzsteuerung im Niederspannungsnetz?
  6. Welche Mindestleistung hat eine SteuVE?
  7. Was ist die Mindestleistung einer SteuVE?
  8. Wie muss der Netzbetreiber eine §14a-Maßnahme dokumentieren

§ 14a: Was ist der Hintergrund der Verordnung?

Endlich ist sie da, die neue Verordnung zu § 14a. So oder so ähnlich mag mancher in der Branche gedacht haben, auch wenn die Festlegungen der BNetzA in Teilen sicherlich noch umstritten sind. Dennoch hat die BNetzA Ende November die neuen Regeln für den Umgang mit sogenannten steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) im Niederspannungsnetz festgelegt und damit die Leitplanken für den zukünftigen Betrieb des Niederspannungsnetzes gesetzt.

In einem mehrstufigen Konsultationsprozess, der sich über das gesamte Jahr 2023 erstreckte, veröffentlichte die BNetzA vor der endgültigen Fassung zwei Konsultationsentwürfe, wie die Integration von SteuVE in das Niederspannungsnetz aussehen könnte. Die Diskussion war dabei stark von der Frage geprägt, wie ein Hochlauf von SteuVE gelingen kann, um die Ziele der Energiewende zu erreichen, wenn gleichzeitig der Netzausbau mit den Kapazitätsanforderungen nicht Schritt halten kann.

Insgesamt besteht die Festlegung zu § 14a aus drei verschiedenen Dokumenten der Beschlusskammern 6 und 8. Die eigentliche Festlegung ist mit knapp 10 Seiten relativ kurz gehalten und beschreibt den Prozess der Netzintegration und den Umgang mit SteuVE im Niederspannungsnetz. Um diese wenigen Seiten wirklich zu verstehen, ist es jedoch notwendig, die Begründungsdokumente der beiden Beschlusskammern (ca. 160 Seiten) zu lesen. Was hier in welcher Form geregelt wurde, wollen wir im Rahmen dieses Blogeintrags für Euch aufbereiten, wohl wissend, dass wir nicht auf alle Punkte eingehen können, aber zumindest einen ersten Überblick geben:

§ 14a: Was sind die Kernelemente der Verordnung?

Die Verordnung zu § 14a lässt sich grob in zwei Teile gliedern. Der erste Teil beschäftigt sich mit der Frage der Steuerung von SteuVE sowie der Einbindung in das Niederspannungsnetz. Wichtig ist hierbei, dass der Netzbetreiber in Zukunft den Anschluss einer SteuVE nicht mehr ablehnen darf, sondern diese in das Netz integrieren muss. Erkennt er potenzielle Netzengpässe, muss er die Anlage nach den Regeln des § 14a abregeln, wobei eine Mindestleistung pro SteuVE garantiert wird. Im Gegenzug erhält der Betreiber der SteuVE ein reduziertes Netznutzungsentgelt (NNE). Die Ausgestaltung und die Regeln zur Berechnung des reduzierten NNE bilden wiederum den zweiten Teil der § 14a-Festlegung und wurden von der Beschlusskammer 8 entwickelt.
Zusammenfassend lässt sich somit festhalten, dass die Festlegung den Netzbetreibern die Leitplanken für die technische Betriebsführung im Niederspannungsnetz in Form eines bundeseinheitlichen Regelwerks zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit im Verteilernetz an die Hand gibt. Mit der Festlegung initiiert die BNetzA einen Standardisierungsprozess, wie die Netzführung mittelfristig zu erfolgen hat (netzorientierte Steuerung). Die BNetzA schafft die Grundlage für dynamische Netznutzungsentgelte (NNE), die ab 2024 schrittweise eingeführt werden.

Was ist eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a?

Unter einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung sind in der Regel folgende Verbrauchseinrichtungen zu verstehen:

  • ein Ladepunkt für Elektrofahrzeuge, der kein öffentlich zugänglicher Ladepunkt im Sinne des § 2 Nr. 5 der Ladesäulenverordnung (LSV) ist,
  • eine Wärmepumpenheizung, einschließlich Zusatz- oder Notheizgeräte (z. B. Heizstäbe),
  • eine Anlage zur Raumkühlung und
  • eine Anlage zur Speicherung von elektrischer Energie (Stromspeicher) hinsichtlich der Stromentnahme (Einspeicherung).

Die Anlagen sind nur dann relevant, wenn eine SteuVE eine Netzanschlussleistung von mehr als 4,2 kW hat und direkt oder indirekt in der Niederspannung (Netzebene 6 oder 7) angeschlossen ist. Erzeugungsanlagen, wie z. B. PV-Anlagen, sind von der § 14a-Festlegung nicht betroffen. Ebenso sind Nachtspeicherheizungen von der Regelung ausgenommen und können nach den bisherigen Regelungen weiter betrieben werden, solange keine Umrüstung der Anlage erfolgt.

Welche Verbrauchseinrichtungen fallen unter den § 14a?

Betroffen von der Festlegung sind alle neuen SteuVE, die ab dem 01.01.24 in Betrieb genommen werden. Optional haben Betreiber von alten SteuVE, die vor dem 01.01.24 in Betrieb genommen wurden, das einmalige Recht, in die neuen Regelungen des § 14a (netzorientierte Steuerung) zu wechseln.

Folgende SteuVE sind nicht betroffen:

  • Ladepunkte, die von Institutionen betrieben werden, die Sonderrechte nach § 35 Abs. 1 und 5a StVO in Anspruch nehmen dürfen
  • Anlagen nach den Ziffern 2.4.1.b. und 2.4.1.c., die nicht der Raumheizung oder -kühlung von Wohn-, Büro- oder Aufenthaltsräumen dienen, insbesondere solche, die zu betriebsnotwendigen Zwecken gewerblich genutzt werden oder der kritischen Infrastruktur dienen (z. B. Prozesswärme)
  • Betreiber geschlossener Verteilernetze nach § 110 EnWG
  • Betreiber, die nachweisen können, dass eine technische Steuerung technisch nicht möglich ist (gilt nur für den Zeitraum 01.01.24 bis 31.12.26 – dann erhält der Betreiber auch keine reduzierte NNE)

§ 14a: Wie erfolgt zukünftig die Netzsteuerung im Niederspannungsnetz?

Da die Netzbetreiber in Zukunft keine Möglichkeit mehr haben, neue SteuVE im Niederspannungsnetz aufgrund fehlender Netzanschlusskapazitäten abzulehnen, gibt die § 14a-Bestimmung den Netzbetreibern das Recht, SteuVE in ihrer Bezugsleistung zu „dimmen“. Das Wort “dimmen” bedeutet in diesem Fall, dass den SteuVE eine Mindestleistung zur Verfügung gestellt wird und eine vollständige Abschaltung nicht zulässig ist, es sei denn, eine Abschaltung der SteuVE ist technisch nicht anders möglich.

Das Dimmen der SteuVE kann technisch über zwei verschiedene Wege erfolgen. Entweder gewährt der Anlagenbetreiber dem Anlagenbetreiber eine direkte Steuerung über ein iMS oder der Betreiber der SteuVE verfügt über ein eigenes Energiemanagement (EnMS), das den Steuerbefehl des Netzbetreibers entgegennimmt, wodurch der Betreiber selbst definieren kann, welche Anlage hinter dem Netzanschlusspunkt abgeregelt wird.

Insgesamt erlaubt der § 14a dem Netzbetreiber zwei verschiedene Möglichkeiten, wie er das Niederspannungsnetz steuern kann. In einem Übergangsmodell bis maximal 31.12.2028 hat der Netzbetreiber das Recht zur präventiven Steuerung. In diesem Fall kann der Netzbetreiber die Anschlussleistung der SteuVE für maximal 2 h pro Tag begrenzen, wenn er zu dem Ergebnis kommt, dass eine Netzüberlastung droht. Ab dem Zeitpunkt der ersten Steuerung im definierten Netzbereich hat der Netzbetreiber maximal 24 Monate Zeit, um auf die zweite Steuerungsmöglichkeit, die sogenannte netzdienliche Steuerung, umzustellen.

Bei der netzdienlichen Steuerung muss der Netzbetreiber eine Art Netzmonitoring einsetzen, das permanent eine sogenannte Netzzustandsermittlung durchführt, um auf Basis von Echtzeitwerten kritische Netzzustände zu erkennen. Hierfür ist ein Mindestdigitalisierungsgrad zu erreichen, den die BNetzA bei Echtzeitdaten in minütlicher Auflösung von 15 % der Hausanschlüsse bzw. 7 % der Hausanschlüsse, wenn auch die Transformatorabgänge überwacht werden, im jeweiligen Netzbereich als erreicht ansieht. Unter einem Netzbereich wird wiederum ein durch definierte Trennstellen abgegrenzter Bereich eines Niederspannungsnetzes verstanden, der von einer oder mehreren Trafostationen versorgt wird. Dabei kann es sich sowohl um einen einzelnen Strang als auch um ein komplettes Gebiet handeln, das von einem oder mehreren Transformatoren versorgt wird. Maßgeblich für die Betrachtung ist der Schaltzustand der Trennstelle im Normalbetrieb. Daher muss der Netzbetreiber vor Einführung der netzorientierten Regelung seine Netzbereiche definiert haben!

Wird ein kritischer Netzzustand erkannt, muss der Netzbetreiber Gegenmaßnahmen ergreifen: Hier ist zu unterscheiden zwischen netzbezogenen Maßnahmen und § 14a-Maßnahmen – letztere sind immer als Ultima Ratio anzuwenden. Bis zur Aktivierung einer SteuVE muss eine Art Entscheidungsbaum durchlaufen werden, um auszuschließen, dass eine SteuVE als Ultima Ratio eingesetzt wurde. Mit der Aktivierung sind umfangreiche Dokumentationspflichten verbunden. Zwischen dem Erkennen eines netzkritischen Zustandes und der Aktivierung dürfen maximal 5 min vergehen (Stand der Technik).

In der Verantwortungskette der netzorientierten Steuerung ist somit der Netzbetreiber für die Erkennung des kritischen Netzzustandes verantwortlich. Er hat vorab alle netzbezogenen Maßnahmen auszuschöpfen (z. B. Umstellung von Strahl- auf Ringnetz), den Bedarf an gedrosselter Leistung durch die SteuVE diskriminierungsfrei zu ermitteln und den Schaltbefehl an den Messstellenbetreiber zu übermitteln. Die Umsetzung des Schaltbefehls liegt dann im Verantwortungsbereich des Betreibers der SteuVE.

Wichtig ist eine Sonderregelung im Zusammenhang mit alten SteuVE. Für SteuVE, die vor dem 31.12.23 in Betrieb genommen wurden, kann direkt in die netzorientierte Steuerung übergegangen werden. Hier besteht die Ausnahme, dass die präventive Steuerungspraxis bis zum 31.12.25 beibehalten werden kann. Ein Steuerungsvorgang bis zu diesem Stichtag löst nicht den Beginn der 24 Monate der präventiven Netzsteuerung aus, sondern erst danach.

§14a: Welche Mindestleistung hat eine SteuVE?

Grundsätzlich gilt, dass eine SteuVE immer eine Anschlussleistung von 4,2 kW im gedimmten Zustand zusteht. Der gewöhnliche Haushaltsstrom ist dabei nicht eingerechnet. Übersteigt eine SteuVE (speziell Wärmepumpen) die Leistung von 11 kW beträgt die Mindestleistung nicht 4,2 kW, sondern ist über einen Skalierungsfaktor von 0,4 zu berechnen. Im Falle von 11 kW ergäbe sich eine Mindestleistung von 4,4 kW.

Sind hingegen mehrere SteuVE hinter einem Netzanschlusspunkt installiert ergibt sich die Mindestleistung aus der Anzahl der SteuVE und einem definierten Gleichzeitigkeitsfaktor, welcher mit steigender Anzahl der SteuVE abnimmt. Hier empfiehlt sich ein Blick in die Festlegung, in der die Berechnungsformeln zu finden sind.

Eine Sonderregel gibt es auch im Zusammenhang kleiner Wärmepumpen oder Klimaanlagen mit einer installierten Einzelleistung kleiner 4,2 kW dessen Summe hinter einem Netzanschlusspunkt die 4,2 kW übersteigt. Bei Überschreitung des Schwellwertes sind die Anlagen in Summe als eine §14a-Anlage zu betrachten. Wird die Summe von > 11 kW Anschlussleistung in Summe überschritten ist nach den Regeln zur Berechnung der Mindestleistung der Skalierungsfaktor anzuwenden. Eine besondere Herausforderung besteht darin, dass der Netzbetreiber die Klimaanlagen und kleineren Wärmepumpen erst einmal kennen müsste – bislang gibt es keine Meldepflicht für diese Anlagen!

Eine SteuVE in Kombination mit einer Erzeugungsanlage führt wiederum zu einer Änderung der anzusetzenden Anschlussleistung. Ist hinter dem Netzanschlusspunkt eine Wärmepumpe von 11 kW installiert sowie eine PV-Anlage mit einer Leistung von 6 kW, so wird für die Wärmepumpe nur eine Leistung von 5 kW angenommen. Statt dem Skalierungsfaktor gilt nun wieder die fixe Mindestleistung von 4,2 kW.

§14a: Was ist die Mindestleistung einer SteuVE?

Grundsätzlich gilt, dass eine SteuVE immer einen Anschlusswert von 4,2 kW im gedimmten Zustand haben muss. Normaler Haushaltsstrom wird dabei nicht berücksichtigt. Übersteigt eine SteuVE (insbesondere Wärmepumpen) die Leistung von 11 kW, beträgt die Mindestleistung nicht 4,2 kW, sondern ist mit einem Skalierungsfaktor von 0,4 zu berechnen. Im Fall von 11 kW ergäbe sich eine Mindestleistung von 4,4 kW.

Sind hingegen mehrere SteuVE hinter einem Netzanschlusspunkt installiert, ergibt sich die Mindestleistung aus der Anzahl der SteuVE und einem definierten Gleichzeitigkeitsfaktor, der mit steigender Anzahl der SteuVE abnimmt. Hier empfiehlt sich ein Blick in die Spezifikation, in der die Berechnungsformeln zu finden sind.

Eine Sonderregelung gibt es auch im Zusammenhang mit kleinen Wärmepumpen oder Klimaanlagen mit einer installierten Einzelleistung kleiner 4,2 kW, deren Summe hinter einem Netzanschlusspunkt die 4,2 kW überschreitet. Wird der Schwellenwert überschritten, sind die Anlagen in Summe als eine §14a-Anlage zu betrachten. Wird die Summe von > 11 kW Anschlussleistung in Summe überschritten, ist der Skalierungsfaktor nach den Regeln zur Berechnung der Mindestleistung anzuwenden. Eine besondere Herausforderung besteht darin, dass der Netzbetreiber die Klimaanlagen und Kleinwärmepumpen erst einmal kennen müsste – bisher gibt es für diese Anlagen keine Meldepflicht!

Eine SteuVE in Kombination mit einer Erzeugungsanlage führt wiederum zu einer Änderung der anzusetzenden Anschlussleistung. Ist hinter dem Netzanschlusspunkt eine Wärmepumpe mit 11 kW und eine PV-Anlage mit einer Leistung von 6 kW installiert, so wird für die Wärmepumpe nur noch eine Leistung von 5 kW angenommen. Anstelle des Skalierungsfaktors gilt dann wieder die feste Mindestleistung von 4,2 kW.

§14a: Wie weist der Betreiber eine Schalthandlung nach?

Im Rahmen der netzorientierten Steuerung im Kontext des §14a müssen Betreiber von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (SteuVE), die ab dem 01.01.24 in Betrieb genommen wurden und sich im Modell der netzorientierten Steuerung befinden, nachweisen, dass sie dem Schaltbefehl des Netzbetreibers nachgekommen sind. Denn aus Sicht des Netzbetreibers besteht die Problematik, dass er ggf. nicht weiß, ob vor Ort eine Leistungsreduzierung stattgefunden hat, er nur den Schaltbefehl übermittelt, der vom MSB weiterzuleiten und vom Betreiber umzusetzen ist und die Messdaten vor Ort ggf. nicht an den Netzbetreiber übermittelt werden.

Aus diesem Grund benötigt der Betreiber ein Nachweissystem, welches ihm ggf. auf Nachfrage des Netzbetreibers darlegt, dass der Schaltbefehl auch umgesetzt wurde. In Erwägungsgrund 7.2 des Beschlusses der Beschlusskammer 6 der BNetzA sind hierzu einige #Optionen aufgeführt, wie Betreiber rechtssicher nachweisen können, dass sie den Anforderungen des Netzbetreibers nachgekommen sind:

  • separater Zähler: Durch einen separaten Zähler, der die Leistungsreduzierung nachweislich aufzeichnet (Betriebsmessung), kann der Betreiber die Umsetzung nachweisen.
  • Protokollierung im EnMS: Setzt der Betreiber ein Energiemanagementsystem ein, welches das Steuersignal des Netzbetreibers empfängt und umsetzt, kann alternativ dort die Umsetzung dokumentiert werden.
  • digitale Schnittstelle: Bei einer digitalen Schnittstelle besteht die Möglichkeit, dass eine Quittierung des Steuerbefehls über eine Bestätigungsnachricht an den Netzbetreiber zurückgesendet wird.

Die Umsetzung für eine spätere Nachweisführung liegt im Ermessen des Betreibers und ist nur dann vorzulegen, wenn der Netzbetreiber erhebliche Zweifel an der Umsetzung der Steuerbefehle hat. Einzelfallprüfungen sind somit die Regel und eine permanente Bereitstellung der Dokumentation durch den Betreiber ist nicht erforderlich. Ein möglicher #Berichtsstandard ist noch nicht festgelegt, wird aber zu einem späteren Zeitpunkt von der BNetzA angestrebt. Insgesamt ist jedoch zu sagen, dass die Umsetzung der rechtssicheren Dokumentation aus Sicht des Betreibers von der Art der Steuerung, der eingesetzten Technik und der Anbindung der Anlage abhängt.

§14a: Wie muss der Netzbetreiber eine §14a-Maßnahme dokumentieren?

Kommt es zu einer Durchführung einer §14a-Maßnahme muss der Netzbetreiber für einen sachkundigen Dritten nachvollziehbar mindestens folgende Punkte dokumentieren:

  1. die Anzahl der jeweiligen pro Netzbereich vorhandenen SteuVE,
  2. die Netzzustandsermittlungen, die zu einer netzorientieren Steuerung geführt haben sowie die Adressaten, Intensität und Dauer der Maßnahme; im Fall der präventiven Steuerung nach Ziffer 10.5. sind die zugrunde gelegten Berechnungen und durchgeführten Maßnahmen zu dokumentieren,
  3. alle Maßnahmen, die zur Vermeidung der Reduzierung des netzwirksamen Leistungsbezugs unternommen werden. Dies beinhaltet insbesondere Maßnahmen zu Optimierung, Verstärkung oder Ausbau des betroffenen Netzbereichs.

Ein allgemeiner Berichtsstandard soll durch die Verbände im Auftrag der BNetzA entwickelt werden. Die Dokumentation ist mindestens 2 Jahre zu archevieren.

In diesem ersten Teil unseres Blogbeitrags haben wir einen Einblick in die neuen Regelungen zu § 14a und die Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen im Niederspannungsnetz gegeben. Wir haben die Kernelemente der Verordnung und die Mindestleistungen von SteuVE behandelt.

Im zweiten Teil beleuchten wir die verschiedenen Module für die reduzierten Netzentgelte für Betreiber von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (SteuVE). Modul 1 bietet eine pauschale Reduzierung des Netzentgelts, Modul 2 reduziert den Arbeitspreis um 40%, und Modul 3, das Anreizmodul, soll die Verlagerung des Verbrauchs zur Entlastung der Stromnetze fördern. Bestandsanlagen genießen Übergangsregeln, und die Auszahlung der reduzierten Netzentgelte erfolgt über den Lieferanten. Ein Wechsel zwischen den Modulen ist möglich, aber nicht rückwirkend. Lieferanten tragen die Kosten für etwaige bilanzielle Ausgleiche, und es gibt Veröffentlichungspflichten für Netzbetreiber. Trotzdem bleiben einige technische Regeln und Standards noch unklar.

Wasserstoffnetzfinanzierung: Das Amortisationsmodell als Starthilfe

Wasserstoffnetzfinanzierung: Das Problem der hohen Netznutzungsentgelte

Zuerst der Wasserstoff oder zuerst die Wasserstoff-Infrastruktur? Oder besser beides gleichzeitig? Es ist ein bisschen wie bei der Elektromobilität und dem Henne-Ei-Problem: Was kommt zuerst, das Elektroauto oder die Ladeinfrastruktur? Ähnlich dürfte die Diskussion beim Wasserstoff verlaufen, da eine ganze Wertschöpfungskette parallel aufgebaut werden muss, da eine einzelne Wertschöpfungsstufe kaum eine Existenzberechtigung haben wird. Ein wesentlicher Baustein der Wasserstoff-Infrastruktur dürfte das Wasserstoffnetz sein, das die Wertschöpfungsstufen der Wasserstofferzeugung, -speicherung und -nutzung miteinander verbindet.

Eine wesentliche Frage ist jedoch, wie die Finanzierung des Wasserstoffnetzes und insbesondere die Anschubfinanzierung erfolgen soll. Gerade in der Anfangsphase besteht aus Sicht der Netznutzer die Situation, dass eine kleine Anzahl von Nutzern an eine kapitalintensive Infrastruktur angeschlossen wird. In der Konsequenz muss genau diese kleine Gruppe mit ihren Netznutzungsentgelten die gesamte Netzfinanzierung tragen, wodurch die Netznutzungsentgelte besonders hoch ausfallen dürften. Die wirtschaftliche Attraktivität der Netznutzung sinkt dadurch erheblich, weshalb ein Wasserstoffhochlauf nicht gelingen kann.

Es bedarf daher eines Mechanismus, der den Kostendruck auf die Netznutzer auf ein erträgliches Maß reduziert und den Hochlauf fördert. Wie ein möglicher Mechanismus aussehen könnte, hat die dena in einem Diskussionspapier in Form eines Amortisationsmodells untersucht, das in einem zweiten Schritt von der Kanzlei BBH rechtlich geprüft wurde. In diesem Blogbeitrag soll daher die Funktionsweise des vorgeschlagenen Modells – des sogenannten Amortisationsmodells – sowie die allgemeinen Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit eines Energienetzes näher beleuchtet werden.

Wasserstoffnetzfinanzierung: die Einflussfaktoren im Überblick

Der wirtschaftliche Betrieb einer Energienetzinfrastruktur ist eine wesentliche Grundvoraussetzung für die langfristige Gewährleistung des Ziels der Versorgungssicherheit, um das jeweilige Energienetz sicher, zuverlässig und effizient betreiben zu können. Insgesamt spielen eine Vielzahl von wesentlichen Faktoren eine Rolle, die sich auf die Wirtschaftlichkeit auswirken können. In diesem Abschnitt wollen wir uns jedoch auf drei wesentliche Säulen konzentrieren, die eine große Hebelwirkung auf die Wirtschaftlichkeit des Energienetzes haben.

Die erste Säule ist die Abnahmemenge pro Netzlänge. Für den wirtschaftlichen Betrieb eines Netzes ist es entscheidend, dass eine ausreichende Anzahl von Anschlussnehmern vorhanden ist, die eine ausreichende Menge an Energie verbrauchen. Dabei wirkt es sich positiv aus, wenn das Netz in seiner Struktur möglichst kompakt aufgebaut ist. Kurze Wege und eine hohe Energiedichte mit einer breiten Nutzergruppe zur Abfederung des Risikos bei Ausfall eines Kunden ist hier die Devise.

Die zweite Säule stellt der Aufwand für den zukünftigen Netzbetrieb dar. Hervorzuheben sind hier die Kosten für die Instandhaltung des Netzes. Je höher die Kosten, desto höher die Netznutzungsentgelte. Gerade bei der Umnutzung bestehender Erdgasnetzinfrastrukturen ist davon auszugehen, dass die Instandhaltungskosten höher sind als bei einem kompletten Neubau. Dabei spielen das Alter und natürlich der Zustand eine entscheidende Rolle.

Als dritte Säule sind die regulatorischen Rahmenbedingungen zu betrachten. Sie bestimmen, unter welchen Rahmenbedingungen eine Kostenwälzung und Refinanzierung der Energienetzinfrastruktur überhaupt möglich ist. Mit Blick auf die (noch) geltende Anreizregulierung dürften die Eigenkapitalverzinsung, die Höhe der Restbuchwerte sowie die Bewertung der Effizienz des Netzbetriebs eine wesentliche Rolle spielen.

Wasserstoffnetzfinanzierung: das Amortisationsmodell als Brückenhilfe

Um das Problem der hohen Netzentgelte aufgrund der anfangs geringen Kundenzahl zu vermeiden, hat die dena ein sogenanntes Amortisationsmodell vorgeschlagen. Bei Anwendung dieses Modells erfolgt die Finanzierung des Wasserstoffnetzes in zwei Phasen. In Phase I werden die Netznutzungsentgelte gedeckelt. Dadurch soll die finanzielle Belastung der Netznutzer nicht zu stark ansteigen. Für den Wasserstoffnetzbetreiber entsteht durch die Deckelung der Netznutzungsentgelte eine Finanzierungslücke. Ein wirtschaftlicher Netzbetrieb kann so nicht aufrechterhalten werden. An dieser Stelle greift das Amortisationskonto. Die entstehende Finanzierungslücke wird über die ersten Jahre kumuliert, auf einem Amortisationskonto festgehalten und vom Staat mit finanziellen Mitteln ausgeglichen. Damit sinkt das Finanzierungsrisiko für den Wasserstoffnetzbetreiber.

In Phase II, wenn genügend Netznutzer an das Wasserstoffnetz angeschlossen sind und eine Deckelung der Netznutzungsentgelte nicht mehr erforderlich ist, wird für alle Netznutzer ein Aufschlag auf die tatsächlichen Netznutzungsentgelte aus dem Amortisationskonto erhoben. Der finanzielle Aufschlag fließt an den Wasserstoffnetzbetreiber, der mit der zusätzlichen Liquidität die staatliche Vorfinanzierung zurückzahlt. Insgesamt handelt es sich beim Amortisationsmodell also um ein staatliches Umlageverfahren zur Anschubfinanzierung.

Wasserstoffnetzfinanzierung: die gesetzlichen Voraussetzungen des Amortisationsmodells

Da es sich bei dem Amortisationsmodell um eine staatliche Beihilfe handelt, stellt sich die Frage, inwieweit das Amortisationsmodell mit dem geltenden EU-Recht vereinbar ist. Hierzu hat die Kanzlei BBH ein umfassendes Gutachten erstellt, welches sich mit der Frage der rechtlichen Umsetzung auf Basis des EU-Regelwerks beschäftigt hat. Dabei hat BBH verschiedene Möglichkeiten wie z. B. die Möglichkeit einer Investitionsbeihilfe in Energieinfrastruktur nach Art. 48 AGVO oder die Inanspruchnahme einer Einzelfallgenehmigung nach Art. 107 Abs. 3 AEUV auf der Grundlage verschiedener Leitlinien untersucht.

Dabei differenzierte das Gutachten zwischen den beiden Ansätzen einer Einzelfallgenehmigung auf der Grundlage des Temporary Crisis Framework (TCF – Ziel: Beschleunigte Verringerung der Abhängigkeit von russischem Erdgas im Sinne der REPowerEU-Strategie) oder der Inanspruchnahme der Leitlinien für staatliche Beihilfen für Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen (Beihilfen zur Verringerung von Treibhausgasemissionen) – KUEBLL. Im Kern der Studie kommt BBH zu dem Ergebnis, dass nur eine Einzelfallgenehmigung auf Basis der Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen eine Möglichkeit darstellt. Allerdings sind auch hier bestimmte Voraussetzungen zu erfüllen:

Daher muss das Amortisationsmodell eine Förderung von Investitionen in die Energieinfrastruktur für erneuerbare oder CO₂-arme Energie sein. Somit wäre das Amortisationsmodell nur für Wasserstoffnetze für den Transport von CO₂-armem und erneuerbarem Wasserstoff umsetzbar. Zudem muss die Ausgleichszahlung aus dem Amortisationskonto so ausgestaltet sein, dass es nicht zu einer Überkompensation kommt.  Die staatliche Absicherung des Amortisationsrisikos ist daher auf ein Minimum zu beschränken. Darüber hinaus darf das Amortisationskonto nicht dazu führen, dass der Netzbetreiber in Projekte investiert, die er auch ohne Absicherung nicht getätigt hätte, oder dass Risiken finanziert werden, die der Netzbetreiber auch im normalen Verlauf des Netzausbaus, also ohne staatliche Finanzierung, zu tragen hätte.

Darüber hinaus ist sicherzustellen, dass sich die H2-Netzbetreiber der Kostenregulierung durch die BNetzA unterwerfen. Ein diskriminierungsfreier Netzzugang muss gewährleistet sein. Darüber hinaus muss eine schnellere Umsetzung der Treibhausgasminderung durch das Amortisationskonto erreicht werden. Eine transparente Veröffentlichung der Förderrichtlinie, d. h. wie das Amortisationskonto genutzt werden kann, ist notwendig.

Fazit

Das Amortisationsmodell kann ein mögliches Instrument sein, wie eine Anschubfinanzierung des Wasserstoffnetzes in Deutschland gelingen kann. Es bietet den Netzbetreibern die Möglichkeit, ihre Netznutzer gerade in der Anfangszeit nicht mit zu hohen Netznutzungsentgelten zu belasten und damit die Möglichkeit eines Wasserstoffhochlaufs zu ermöglichen.

Nach dem Rechtsgutachten von BBH erscheint auch die Einführung eines Abschreibungsmodells auf Basis des EU-Rechtsrahmens möglich. Dabei sind jedoch einige Einschränkungen zu beachten. Problematisch könnte hier vor allem sein, dass nur die Förderung von Netzen möglich ist, die ausschließlich erneuerbare oder kohlenstoffarme Gase transportieren. Gerade in der Anfangszeit könnte es aber sein, dass nicht genügend Kapazitäten dieser Art von Wasserstoff zur Verfügung stehen. Es wäre zu untersuchen, ob z.B. blauer Wasserstoff aus Norwegen bei Anwendung des Amortisationsmodells nutzbar wäre.

Darüber hinaus gibt es noch einige offene Fragen, die im Zuge einer Umsetzung der Förderung in Form des Amortisationsmodells zu klären wären. Unter anderem wäre zu klären, nach welchen Kriterien Netzbetreiber eine Förderzusage erhalten? Ob und wie wird zwischen der Förderung des Netzneubaus und der Umrüstung bestehender Gasnetze unterschieden? Und wie soll zwischen der Förderung des Netzneubaus und der Umrüstung bestehender Gasnetze unterschieden werden? Darüber hinaus sollte untersucht werden, wie die potenzielle Nachfrage nach Zugang zu Wasserstoffnetzen und Wasserstoffversorgung (Netzausbauszenarien) überhaupt aussieht.

Insgesamt sind also noch einige Fragen zu klären, sollte das Amortisationsmodell umgesetzt werden. Insgesamt bleibt abzuwarten, wie sich die Rahmenbedingungen für das Thema Wasserstoff / Grüne Gase entwickeln werden, da nicht nur die Frage der Anschubfinanzierung, sondern auch viele andere Themen wie z. B. das Unbundling ungeklärt sind.

Flexible Netznutzungsentgelte im Niederspannungsnetz

Hintergrund – Warum wird es bald flexible Netznutzungsentgelte geben?

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

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

Anwendungsbereich – Für wen gelten flexible Netzentgelte?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fazit

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

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

Wasserstoffeinspeisung ins Gasnetz: Was ist zu beachten?

Gastransformationspläne als Treiber der Wasserstoffeinspeisung

Die Planungen für einen Wasserstoffhochlauf in Deutschland sind im vollen Gange. Viele Gasnetzbetreiber sind dabei, ihre Gasnetztransformationspläne zu grünen Gasen zu erstellen und führen erste Analysen für die Transporttauglichkeit ihrer Netze durch. Welche Rolle Wasserstoff in unserem Energiesystem spielen wird, ist sicherlich noch offen, da ein Blick in die Zukunft über mehrere Jahrzehnte notwendig ist. Klar dürfte jedoch sein, dass der Wasserstoff als Energieträger für bestimmte Sektoren benötigt werden dürfte, da eine vollständige Elektrifizierung nicht in allen Sektoren möglich ist. Klar ist jedoch, für den Transport und die Bereitstellung von (grünem) Wasserstoff durch unsere Gasnetze muss die Verfügbarkeit des Energieträgers gewährleistet sein.

Zwar wird der Großteil des Wasserstoffs importiert werden müssen, doch ist bereits jetzt klar, dass wir in Deutschland auch über eigene Elektrolysekapazitäten verfügen werden. So setzt sich die nationale Wasserstoffstrategie u. a. zum Ziel, mindestens Elektrolyseanlagen mit einer Kapazität von 10 GW zu errichten. Daneben existieren noch zahlreiche Biomethan- und Biogasanlagen in Deutschland, deren Gas auch in das Gasnetz eingespeist werden könnte. Die Einspeisung von Wasserstoff oder Biogas dürfte also für einige Gasnetzbetreiber ein Thema werden.

Aus diesem Grund stellt sich die Frage, was bei einem Anschlussbegehren einer Wasserstofferzeugungsanlage zu beachten ist. Welche rechtlichen und technischen Fragestellungen sind zu beantworten und vor allem welche Auswirkungen hat die Wasserstoff-Netzeinspeisung auf die Gasqualität? In diesem Blogbeitrag beschäftigen wir uns daher ausführlich mit der Thematik der Wasserstoff-Netzeinspeisung.

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Die rechtliche Grundlage der Wasserstoffeinspeisung

Die rechtliche Grundlage für das Thema Wasserstoff findet sich im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Nach § 1 sind Zweck und Ziele des Gesetzes, die Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff sicherzustellen. Nach der Biogasdefinition des EnWG sind dies Biomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas sowie Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist. Soll das Biogas oder der Wasserstoff in das Wasserstoffnetz eingespeist werden, findet sich der Anwendungsbereich zur Regulierung von Wasserstoffnetzen in § 28j. Netzbetreiber erklären sich (unwiderruflich) bereit, dass ihr Netz der Regulierung unterliegen soll. Zur Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs sind die Entflechtungsvorschriften nach § 28m einzuhalten. Die Unabhängigkeit des Netzbetriebs von der Wasserstofferzeugung, -speicherung und -vertrieb soll hierdurch sichergestellt werden.

Der Anschluss und der Zugang zu den Wasserstoffnetzen ist in § 28n geregelt. Demnach haben Netzbetreiber Dritten den Anschluss und den Zugang zu ihren Wasserstoffnetzen zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren. Es besteht somit eine Anspruchsgrundlage für Wasserstofferzeuger, ihren Wasserstoff in das reine Wasserstoffnetz einzuspeisen, sofern sich der Netzbetreiber der Regulierung des EnWG unterworfen hat.

Neben dem EnWG ist auch die GasNZV zu beachten. Wirft man jedoch einen Blick in die Verordnung, ist der Begriff Wasserstoff nicht enthalten. Eine eigene WasserstoffNZV existiert jedoch auch nicht. Somit muss Wasserstoff derzeit unter dem Begriff Biogas in der GasNZV betrachtet werden. Der § 33 GasNZV regelt die Netzanschlusspflicht für Biogasanlagen, die auch auf grünen Wasserstoff übertragen werden können. Nach § 19 GasNZV ist allerdings die Gasbeschaffenheit im Rahmen Einspeisung zu beachten. Maßgeblich ist hier das Arbeitsblatt G260 des Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Ist eine ausreichende Gasqualität nicht gegeben, muss der Netzbetreiber ein Angebot zur Herstellung der Kompatibilität unterbreiten. Ansonsten ist eine Ablehnung durch ihn zu begründen.

Wichtige Punkte des Anschlussbegehrens

Damit eine Wasserstoffnetzanlage in ein Gasnetz einspeisen kann, muss ein Antrag auf ein Netzanschlussbegehren gestellt werden. Die Prüfung des Netzanschlussbegehrens hat binnen 3 Monaten mit einem Entscheid des Netzbetreibers zu erfolgen.

Aus technischer Sicht ist zu differenzieren, ob der Anlagenbetreiber Biomethan oder Wasserstoff in das Gasnetz einspeisen möchte. Hier sind u. a. unterschiedliche Qualitätsanforderungen am Einspeisepunkt zu beachten: eine notfalls erforderliche Mengenregelung, bestimmte Anforderungen zur Kontrolle der Gasqualität, der Odierung etc. Eine gute Übersicht über die zu beachtenden Regelungen gibt ein Bericht des DBI – Gastechnologisches Institut gGmbH Freiberg:

Tabellarische Auflistung der Unterschiede zwischen Wasserstoff und Biomethan bei der Wasserstoffeinspeisung

Unterschiede der Wasserstoffeinspeisung aus regulatorischer Sicht

Aus Sicht des Netzbetreibers kann es unterschiedliche Möglichkeiten bzw. Herausforderungen geben, wenn Wasserstoff in ein Gasnetz eingespeist werden soll. Maßgeblich ist hier neben der Art des Gases auch der regulatorische Rechtsrahmen. Handelt es sich um ein bestehendes Erdgasnetz, gilt als rechtliche Basis die GasNZV. Zur Sicherstellung der Gasqualität und einer ordnungsgemäßen Abrechnung sind die Arbeitsblätter G260 und G685 zu berücksichtigen. Hierdurch ist eine Wasserstoffeinspeisung nur in einem begrenzten Umfang möglich. Größere Volumenströme können somit nicht eingespeist werden.

Handelt es sich hingegen um ein reines Wasserstoffnetz, welches der Regulierung des EnWG unterliegt, besteht noch keine eigene rechtliche Basis in Form einer WasserstoffNZV, wie die Einspeisung zu erfolgen hat. Einen Anspruch auf einen diskriminierungsfreien Netzzugang gibt es durch das EnWG aber bereits. Komplizierter wird es, wenn das Wasserstoffnetz nicht der Regulierung des EnWG unterliegt. In diesem Fall muss der Anlagenbetreiber in bilaterale Verhandlungen mit dem Netzbetreiber gehen.

Auswirkungen der Wasserstoffeinspeisung aus technischer Sicht

Die Einspeisung von Wasserstoff führt zu einer Änderung der Gasqualität, wobei der Anteil des Wasserstoffs maßgeblich ist. Aktuell transportieren die Gasnetze i. d. R. Erdgas, welches der 2. Gasfamilie (methanreiche Gase) zuzuordnen ist. Wasserstoff wird hier als Zusatzgas gesehen, welches dem Erdgas beigemischt werden kann. Hierbei sind die Veränderungen der brenntechnischen Kenndaten (Wobbeindex, Dichteverhältnis etc.) zu berücksichtigen und einhalten. Eine strikte Wasserstoff-Obergrenze ist somit nicht definiert. Es geht lediglich darum, die Gasqualität einzuhalten. Somit muss der Netzbetreiber bei einer Wasserstoff-Beimischung sicherstellen, dass eine Eignung der Netze, Messgeräte, Verbrauchseinrichtungen etc. vorliegt.

Exkurs: Analogiebetrachtung Gasumstellung Wasserstoff und die L-/H-Gas-Umstellung

Der Wechsel von Erdgas auf Wasserstoff ist jedoch kein Schalter, der einfach über Nacht umgelegt werden kann. Vielmehr sind die Gasnetzbetreiber gefragt, ihre Netze wasserstofftauglich zu machen. Zwar ist schon heute eine Wasserstoff-Beimischung von bis zu 10 Vol.-% technisch möglich und soll demnächst auf 20 Vol-% angehoben werden, jedoch sind die Netze aktuell nicht in der Lage reinen Wasserstoff zu transportieren, da sich die physikalischen Eigenschaften und Verhaltensweisen dessen im Vergleich zum konventionellen Erdgas unterscheiden. Was es für eine flächendeckende Wasserstoffinfrastruktur bedarf, ist u. a. eine Marktraumumstellung von Erdgas auf Wasserstoff.

Mehr dazu im eigenen Blogbeitrag.

Erreicht der Wasserstoffanteil einen signifikanten Anteil, erfolgt nach G260 ein Wechsel auf die 5. Gasfamilie. Hier bildet Wasserstoff und nicht mehr Erdgas das Grundgas. Der Wasserstoff lässt sich in zwei Kategorien unterteilen. Die erste Kategorie hat einen Anteil von mind. 98mol% und die zweite von mind. 99,97mol%. Letzteres ist speziell für den Verkehrssektor erforderlich.

Eine Beimischung von Wasserstoff kann im Netz zur Unterschreitung der unteren Grenze der relativen Dichte führen. Ein Unterschreiten ist nur zulässig nach G260, wenn vorab eine Prüfung der Kompatibilität und Interoperabilität mit der Gasinfrastruktur und den Gasanwendungen erfolgt ist. Bei Einspeisung >10mol% ist eine Herstellerbescheinigung nötig.

Ebenso ist eine Brennwertnachverfolgung erforderlich, da der Brennwert von Wasserstoff deutlich unter dem von Erdgas bzw. Methan liegt und nur so eine ordnungsgemäße Abrechnung möglich ist. Hier ist zu differenzieren zwischen einer 1-Seitigen- und 2-Seitigen-Einspeisung. Bei ersterem erhält der betroffene Netzabschnitt den gleichen Abrechnungsbrennwert, wenn der Wasserstoff direkt am Einspeisepunkt erfolgt. Bei einer 2-Seitigen-Einspeisung ist die 2%-Grenze nach dem Verfahren von G685 einhalten. Ist der Brennwert von H2 kleiner als 3,54 kWh/Nm3 ist keine 2-Seiten-Einspeisung größer 3 % H2 möglich. Dies ist nur relevant bei H2 als Zusatzgas, sonst ist ein fester Brennwert von 3,543 kWh/m3 (Anteil mind. 99,9 % H2) anzuwenden.

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Fazit

Die Wasserstoffeinspeisung ist somit kein einfaches, sondern ein durchaus komplexeres Thema. Zum einen ist zu klären, in welche Art von Gasnetz aus technischer, aber auch regulatorischer Sicht der Wasserstoff eingespeist werden soll. Zum Teil fehlt aktuell auch noch die rechtliche Grundlage bzw. die Vereinfachung. Eine eigene Wasserstoffnetzzugangsverordnung wäre hier sicherlich wünschenswert. Aus technischer Sicht sind vor allem die Auswirkungen auf die Gasqualität zu beachten sowie die Auswirkungen auf die Veränderung des Brennwertes für die spätere Abrechnung. Die beiden Arbeitsblätter G260 und G685 sind somit für das Thema Wasserstoffeinspeisung eine wesentliche Grundlage.

Da in den Anfangszeiten vermutlich noch wenig reine Wasserstoffnetze vorhanden sein werden, in welche die Anlagenbetreiber ihren Wasserstoff einspeisen können, dürfte der Blick sich vermutlich erst einmal auf die Erdgasnetze und erste Mischgasnetze (Erdgas, Biomethan, Biogas, Wasserstoff) richten. Mit Spannung dürfte auch die Entwicklung zu beobachten sein, ob Versorgungsgebiete entstehen, bei der der Gasnetzbetreiber sein bestehendes Gasnetz zurückbauen möchte, sich aber Wasserstofferzeuger ansiedeln möchten. Da insgesamt die Ausgestaltung des Regulierungsrahmens für das Thema Wasserstoff nicht am Ende sein wird, ist weiterhin zu beobachten, welche Änderungen von rechtlicher Seite noch erfolgen werden. Es bleibt also spannend beim Thema Wasserstoff.

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IoT-Monitoring: Mit intelligenten Kurzschlussanzeigern das Stromnetz optimieren

Intelligente Kurzschlussanzeiger als Treiber der Versorgungssicherheit

Die Sicherstellung der Versorgungssicherheit der Energieversorgung ist eines der wesentlichen Ziele im energiewirtschaftlichen Zieldreieck und bedingt durch die aktuelle Situation in Deutschland mehr diskutiert denn je. Bei der Versorgungssicherheit geht es jedoch nicht nur um die Sicherstellung ausreichender Rohstoffe zur Erzeugung von Energie, sondern auch um den sicheren und effizienten Betrieb der Stromnetze. Zur Optimierung des eigenen Betriebs und Steigerung der Netzverfügbarkeit haben die Bielefelder Netze einen Anwendungsfall zur Überwachung von Kurzschlussanzeigern entwickelt.

Dabei greifen die Bielefelder Netze auf die LoRaWAN-Technologie zurück, um Kurzschlussanzeiger im Netz zu monitorieren, damit eine effizientere Störungsbehebung zu erzielen und die Netzausfallzeiten weiter zu minimieren.

In diesem Blogbeitrag wollen wir einmal näher betrachten, warum das Thema Kurzschlussanzeiger für Netzbetreiber so interessant ist, wie der Anwendungsfall technologisch aufgebaut ist und wie der Ansatz zur Finanzierung der Kosten aussieht.

Funktion und Mehrwerte von Kurzschlussanzeigern im Verteilnetz

Grundsätzlich gibt es verschiedenen mögliche Fehler im Netz, die zur Unterbrechung der Energieversorgung führen können. Häufig sind Kurzschlüsse im Stromnetz die Ursache. Diese können beispielsweise durch Schalthandlungen, Umwelteinflüsse oder Unfälle verursacht werden. Kommt es zu einem Kurzschluss im Netz, erfolgt die Auslösung der installierten Schutztechnik, die dann zu einer Unterbrechung der Energieversorgung führt. Bei einem Kurzschluss schaltet das Umspannwerk die Strecke direkt stromlos.

In diesem Fall muss der zuständige Stromnetzbetreiber schnellstmöglich den Betrieb des Stromnetzes wiederherstellen. In der Regel muss hierfür ein Mitarbeiter die Netzstationen hinter dem Umspannwerk, bei dem es zum Auftreten des Kurzschlusses kam, abfahren, um den Fehlerort des Kurzschlusses zu ermitteln. Hierfür benötigt der Mitarbeiter die Information der Richtung des Fehlers, die ihm der Kurzschlussanzeiger in der jeweiligen Netzstation anzeigt. So kann der Ursprungsort des Fehlers schrittweise ermittelt werden, wie beispielhaft in der folgenden Abbildung zu sehen ist.

Der intelligente Kurzschlussanzeiger – der Ansatz der Bielefelder Netze

Zur schnelleren Fehlerlokalisation haben sich die Bielefelder Netze dazu entschieden, die Kurzschlussanzeiger zu digitalisieren, um bei Eintritt eines Kurzschlusses schneller reagieren zu können. Durch die Übertragung der Informationen ist ein manuelles Anfahren der Netzstationen nicht mehr erforderlich. Vielmehr kann direkt nach Eintritt des Kurzschlusses aus der Ferne ermittelt werden, zwischen welchen zwei Netzstationen sich der Kurzschluss befindet.

Die Aufbereitung der Daten erfolgt im niotix des Softwareherstellers Digimondo.

Der Sensor von Comtac konnte nach ausführlichen Tests die Anforderungen erfüllen. Durch eine externe Antenne, welche mit dem Sensor verbunden werden kann, konnte die Empfangsqualität situativ verbessert werden, um auch aus der Netzstation heraus noch Empfang zu haben. Durch eine vorhandene Stromversorgung in der Station und den Betrieb als Class C Gerät ist der Sensor wartungsarm sowie permanent verfügbar. Der Sensor wurde am Kurzschlussanzeiger Compass 2.0 des Herstellers Horstmann angeschlossen und an der Innenwand der Trafostation befestigt. Die Bielefelder Netze befinden sich im Rollout von   mehr als 300 i Comtac Sensoren im Verteilnetz.

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Die Visualisierung der intelligenten Kurzschlussanzeiger

Die Verarbeitung der Informationen der Kurzschlussanzeiger mittels der LoRaWAN-Sensorik erfolgt in niotix des Softwareherstellers Digimondo.  Anschließend erfolgt die Übertragung von niotix in die Netzleitstelle der Stadtwerke über eine bereitgestellte IEC-104-Schnittstelle. Hierdurch kann das Personal gezielt zur betroffenen Netzstation geschickt werden.

Verbesserung SAIDI Kennzahl durch intelligente Kurzschlussanzeiger

Die SAIDI-Kennzahl der Bundesnetzagentur gibt an, wie lange ein Kunde auf der jeweiligen Spannungsebene im Durchschnitt pro Jahr aufgrund eines Ausfalls im Netz ohne Strom ist. Anhand der Kennzahl bestimmt die BNetzA die Qualität des Netzes. Die intelligenten Kurzschlussanzeiger ermöglichen die schnellere Fehlerbehebung bei Stromausfällen, da der Kurzschluss schneller lokalisiert werden kann. Ergo verbessert sich der SAIDI. Dies ermöglicht wiederum eine Vergütung aus dem rechtlichen Finanzierungsinstrument der Anreizregulierung, über den sich Stromnetzbetreiber in Deutschland finanzieren. So ermöglichen die Bielefelder Netze das Investitionsbudget, welches gerade für den flächendeckenden Rollout, also der Anschaffung und Einbau der Hardware, erforderlich ist.

Zur Ermittlung des SAIDI erfolgt jedes Jahr ein Benchmarking der Netzbetreiber. Liegt der Netzbetreiber unter dem ermittelten Durchschnittswert, erhält dieser auf Grund seiner hohen Versorgungssicherheit einen Bonus. Liegt der Netzbetreiber über dem Referenzwert, hat dieser eine Strafzahlung zu leisten. Es liegt also ein Bonus-/Malussystem vor, welches sich querfinanziert.

Die Unterbrechung des Stromnetzes durch einen Kurzschluss wirkt sich somit negativ auf den SAIDI aus, weswegen Netzbetreiber ein hohes Interesse haben, den Fehler schnell zu beheben. Der intelligente Kurzschlussanzeiger auf LoRaWAN-Basis trägt somit aktiv dazu bei, den SAIDI zu senken und damit mögliche Kosten einzusparen oder den Bonus für die hohe Netzeffizienz zu erhöhen.

Das Fazit aus dem Projekt

Das Projekt des intelligenten Kurzschlussanzeigers hat bei den Bielefelder Netzen dazu geführt, dass ein Prozess zur effizienteren Behebung von Kurzschlüssen etabliert werden konnte. Durch eine Pilotierung der Hardware konnten die Anforderungen verifiziert werden, sodass der Anwendungsfall sich mit nun mehr als 300 Sensoren im Rollout befindet. Gleichzeitig kann die Versorgungssicherheit im Netz erhöht werden.

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Fachbeitrag Grid Insight: Heat

Gemeinsam mit den Stadtwerken Iserlohn haben wir Grid Insight: Heat entwickelt, mit dessen Hilfe auf Basis von künstlicher Intelligenz der Betrieb von Fernwärmenetzen optimiert werden kann. Echtzeitmonitoring und Wärmebedarfsprognose ermöglichen es u.a., die Fahrweise des Fernwärmenetzes zu verbessern.

Im Gegensatz zu vielen bereits bestehenden Lösungen verfolgt Grid Insight: Heat einen ganzheitlichen Ansatz, durch den ein umfassenderer Blick auf die gesamte Sparte Fernwärme ermöglicht wird. Operatives und strategisches Management in der Fernwärmewirtschaft sollen so zusammengebracht werden, um das doch teilweise noch vorliegende „Silodenken“ aufzubrechen.

Lesen Sie den ganzen Fachbeitrag auf der energie.de.

Redispatch 2.0 Ressourcen und Ressourcen-IDs im Überblick (TR, SR, SG, CR)

Redispatch 2.0: Die Umsetzung geht in den Vollgasmodus

Das Thema Redispatch 2.0 nimmt mit Blick auf die Umsetzungsfrist zum 1. Oktober 2021 zunehmend Fahrt auf. Wo es lange um die eher theoretische Ausgestaltung des Themas ging, geht es nun mit Vollgas in die Umsetzungsphase. Für Netzbetreiber heißt es jetzt, die notwendigen Prozesse aufzubauen und Datengrundlagen zu schaffen.

Ein erster, wesentlicher Schritt für den Anschlussnetzbetreiber (ANB) und den Einsatzverantwortlichen (EIV) ist die Aufbereitung der Stammdaten der Erzeugungsanlagen bzw. der jeweiligen Redispatch 2.0-Ressourcen. Mit den Begriffen technische Ressource (TR), steuerbare Ressource (SR), Steuergruppe (SG) und Cluster-Ressource (CR) stehen im Zuge des Redispatch 2.0 eine Vielzahl von Ressourcen zur Verfügung, die mit unterschiedlichen Stammdaten zu versehen sind. Da der ANB seit dem 01. April die Möglichkeit hat, die jeweiligen IDs der Ressourcen zu beantragen, werfen wir in unserem Beitrag einen Blick auf die unterschiedlichen Typen von Ressourcen und wie die IDs eigentlich zu unterscheiden sind.

Redispatch 2.0-Ressourcen im Überblick

Im Sinne des Redispatch 2.0 existieren vier unterschiedliche Typen von Ressourcen: technische Ressourcen (TR), steuerbare Ressourcen (SR), Steuergruppen (SG) und Cluster-Ressourcen (CR). Alle Ressourcen bauen in diesem Konstrukt aufeinander auf und sollen im Folgenden definiert werden:

technische Ressource (TR)

Bei einer technischen Ressource handelt es sich um ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt. Es stellt im Kontext der Ressourcen die kleinstmögliche Einheit dar. Somit kann es sich um jede Art von Verbrauchern oder Erzeugern handeln. Ob eine Fernsteuerbarkeit der technischen Ressource gegeben sein muss, ist in diesem Kontext irrelevant.

steuerbare Ressource (SR)

Eine steuerbare Ressource ist im Prinzip eine Erweiterung einer technischen Ressource. Wie der Name sagt, ist die Erzeugung oder der Verbrauch der Anlage(n) aus der Ferne steuerbar. Eine steuerbare Ressource wirkt somit auf mindestens einen Netzanschlusspunkt. Eine SR setzt sich daher aus einer einzelnen oder mehreren TR zusammen, wobei die SR mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet ist. Jede TR ist in diesem Zusammenhang genau einer SR zugeordnet. Insgesamt ist immer genau ein EIV für die SR verantwortlich. Die SR selbst kann über den Aufforderungs- und Duldungsfall aufgerufen werden. Für den Duldungsfall gilt: Sofern TR über eine gemeinsame technische Steuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber (NB) steuerbar sind, müssen diese TR zu einer SR zusammengefasst werden. Für den Aufforderungsfall gilt: Sofern TR am selben Netzanschlusspunkt einspeisen oder der NB die netzanschlusspunktübergreifende Aggregation freigegeben hat und diese TR die gleichen (kalkulatorischen) Kosten haben sowie diese TR denselben verantwortlichen EIV haben, können TR zu einer SR zusammengefasst werden.

Steuergruppe (SG)

Bei der Steuergruppe handelt es sich um eine Ressource, die nachträglich im Redispatch 2.0-Prozess geschaffen wurde. Eine SG enthält i. d. R. mehrere SR, wobei jede SR maximal einer SG zugeordnet sein darf. Die Bildung der SG obliegt dem ANB. Die Steuergruppe wurde u. a. für die SR geschaffen, die über die klassische Fernwirktechnik gesteuert wird, bei der ein einzelnes Ansteuern der SR nicht möglich ist. Stattdessen ist eine Steuerung ausschließlich in Gruppen möglich. Um technische Änderungen an den SR zu vermeiden, wurde nachträglich die Gruppe der SG eingeführt. Die Steuerung der SG erfolgt somit über ein einheitliches Signal des ANB. Der ANB übernimmt somit die Rolle des anweisenden Netzbetreibers. Alle SR innerhalb einer SG sind damit dem Duldungsfall zugeordnet.

Cluster-Ressource (CR)

Bei einem Cluster handelt es sich um eine Zusammenfassung steuerbarer Ressourcen, die auch Steuergruppen miteinschließen kann. Die Cluster-Ressource ist zwischen dem clusternden und vorgelagerten Netzbetreiber abzustimmen. Die Zuordnung einer SR oder SG zu einer CR erfolgt durch den clusternden Netzbetreiber. Ein vorgelagerter Netzbetreiber darf eine SG nur gesamthaft einem Cluster zuordnen. Ebenso ist eine Bündelung der CR untereinander erlaubt. Eine Clusterung von SR oder SG und CR untereinander ist nur erlaubt, wenn eine ähnliche netztechnische Wirkung auf das vorgelagerte Netz und ähnliche Kosten bestehen.

Zusammenhang Redispatch 2.0 Ressourcen

Die Identifikationsnummern der Ressourcen

Zur Identifikation der TR, SR, SG oder CR wird eine 11-stellige Identifikationsnummer (ID) benötigt. Die ID stellt den Primärschlüssel des Stammdatenmodells im Redispatch 2.0 für die jeweiligen Ressourcen dar. Somit ist für den ANB die Beantragung und Zuweisung der IDs einer der ersten Schritte in der Umsetzung des Redispatch 2.0. Die Bereitstellung der IDs übernimmt zentral die Energie Codes und Services GmbH nach Beantragung des ANB. Die Vergabe an die TR und SR erfolgt dezentral durch die Netzbetreiber. Eine Veränderung aller IDs ist unzulässig, solange die TR, SR, SG oder CR besteht. Dies schließt einen Wechsel des Netzbetreibers, einen Wechsel des Betreibers der technischen Ressource (BTR) oder EIV mit ein.

Der ANB hat zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen, dass dem EIV ausreichend SR-IDs zur Verfügung stehen. Die Zuweisung der SG-ID liegt im Verantwortungsbereich des Netzbetreibers.  Die Identifikation, um was für eine Ressource (TR, SR, Steuergruppe, Cluster) es sich handelt, ist am Codetyp der ID an Hand der ersten Prüfziffer zu erkennen. Folgende Prüfziffern kennzeichnen die Redispatch 2.0-Ressourcen:

D: technische Ressource (TR)

C: Steuerbare Ressource (SR)

B: Steuergruppe (SG)

A: Cluster-Ressource (CR)

Jeder Netzbetreiber kann ab dem 01. April 2021 die TR-ID und SR-ID für sein Netzgebiet beantragen. Die Vergabe erfolgt durch den Netzbetreiber. Der EIV ist vom Netzbetreiber über seine ID zu informieren. Die Zuordnung einer TR zu einer SR erfolgt bis zum 14. Mai 2021durch den ANB. Die Zuordnung ist dem EIV mitzuteilen. Ist dem Netzbetreiber der EIV nicht bekannt, ist der Betreiber der technischen Ressource (BTR) zu kontaktieren. Ist der EIV mit der Zuordnung des Netzbetreibers nicht einverstanden, ist eine Kontaktaufnahme mit dem ANB erforderlich. Aus Sicht des BDEW sollte die Zuordnung und Abstimmung der IDs mit dem EIV bis zum 16. Juni 2021 abgeschlossen sein.

Die IDs bilden somit einen ersten, wichtigen Schritt zur Umsetzung des Projekts Redispatch 2.0. Am Ende ist es aber nur ein Baustein im Einführungsszenario, das der BDEW für das Thema Redispatch 2.0 skizziert hat. In einem weiteren Blogartikel werden wir auf das Einführungsszenario noch einmal detaillierter eingehen.

Bei Fragen zu diesem Blogbeitrag meldet euch gerne. Wenn euch der Artikel gefallen hat, abonniert gerne unseren Blog.

Wer wissen will, wie die Einführung von Redispatch 2.0 im EVU aussehen soll, findet auf unserem Blogbeitrag zum Redispatch 2.0 Einführungsszenario mehr Informationen.

Transparenz im Verteilnetz – Der Netztrafo-Node von Acal BFi im Test

Der Netztrafo-Node – im Test bei items

Über die Notwendigkeit von zusätzlichen Daten im Verteilnetz zur Umsetzung der Energiewende (wie z. B. der Integration der Elektromobilität) wird in der Energiewirtschaft viel diskutiert. Was es hierzu braucht ist geeignete Sensorik, welche dem Netzbetreiber die wichtigsten Informationen zur Verfügung stellt. Die Ortsnetzstation stellt mit das wichtigste Element im Verteilnetz dar. Im vergangenen Monat wurde bereits im Beitrag „Transformatoren: Von der Blackbox zum intelligenten Asset“ über die allgemeinen Vorteile zur Digitalisierung von Ortsnetzstationen berichtet. In den letzten Wochen hat das Unternehmen Acal BFi  die aktuell verfügbare 2.  Version des LoRaWAN Netztrafo-Node (NTN) an items ausgeliefert. Diese Version wird bereits bei einem großen EVU in Bayern eingesetzt. Eine dritte Version ist bereits in Planung und soll als erstes Labormuster in 06.2021 zur Verfügung stehen. Wir sind gespannt und werden demnächst berichten. In diesem Beitrag zeigen wir euch erste Eindrücke des Geräts:

Der Netztrafo-Node – die LoRaWAN-Allzweckwaffe für Trafostationen

Auf den ersten Blick sieht der Neztrafo-Node (kurz NTN) nach einer universellen Allzweckwaffe zur Datenerhebung von Ortsnetzstationen aus. Ob Überwachung der Spannungs- und Stromversorgung, Überwachung von Kurzschlussanzeigern oder einem Präsensmelder, die Möglichkeiten des Monitorings sind vielfältig. Insgesamt verfügt das Gerät über die folgenden Anschlüsse:

  • 4 x Kurz- bzw. Erdschluss-Kontakt
  • 1 x Türkontakt
  • 1 x Auslöser des Trafoschalters
  • 4 x Spannung 230 V und 400 V
  • 4 x Strom L1, L2, L3 und IN
  • 1 x Luftströmungswächter
  • 4 x PT100 Temperaturüberwachung

Auf den ersten Blick erscheint das Gerät stabil und es erweckt den Eindruck ordentlich verarbeitet zu sein. Die IP-Schutzklassifizierung des Gehäuses ist für den witterungsbedingten Betrieb auf jeden Fall geeignet. Ein erster Eindruck ist auf der folgenden Abbildung zu sehen:

Netztrafo Node von Acal BFi

Schritt 1: Inbetriebnahme und Anschluss der Temperaturfühler

Die Einbindung das LoRaWAN-Netzwerk erfolgte im Test reibungslos. Über OTAA konnte der NTN aktiviert werden. Für den Gerätetyp in Niota wurde ein Java-Script-Parser zur Verfügung gestellt. Obwohl die Spannungsversorgung des NTN mit 400 V / 3-phasig vorgesehen ist, kann dieser bereits mit einer 230 V / 1-phasigen Spannungsversorgung betrieben werden.
Des Weiteren ist im Gerät ein Lithium-Akku verbaut, der bei Stromausfall die Daten zuverlässig weiter verarbeitet / versendet.

Die ersten Sensoren, die angeschlossen wurden, waren die PT100-Temperaturfühler. Wie die vier Adern des Sensors an die Klemmblöcke angeschlossen werden müssen, ging nicht eindeutig aus dem Handbuch hervor. Auf Nachfrage kam die Erläuterung, dass die Reihenfolge beliebig sei. Von links nach rechts sind sie nun rot, rot, weiß, weiß angeschlossen und funktionieren tadellos.

Inbetriebnahme und Anschluss der Temperaturfühler

Schritt 2: Anschluss der Rogowskispulen

Im Anschluss erfolgte der Anschluss der 4 Rogowskispulen zur Erfassung der Stromwerte. Zu Beginn bestand das Problem, dass die Spulen keine Werte lieferten und von einem Defekt der Spulen ausgegangen wurde.

Der angezeigte Strom lag konstant bei 0 Ampere. Mit einem zweiten Messgerät wurde verifiziert, dass 0 Ampere kein plausibler Wert ist. Zunächst Bestand die Vermutung, dass es Konfigurationsprobleme sind. Mit einem Multimeter erfolgte eine Überprüfung, ob ein Signal im angegebenen Spektrum von 4-20 mA bei der Messung eines Stroms in der Größenordnung 6-14 Ampere bestand. Die Messung ergaben nahezu 0 mA. Die Vermutung lag nahe, dass die Rogowskispulen defekt sind. Da ein Fehler in der Handhabung im Rahmen des Test nicht ausgeschlossen war, erfolgte eine erneute Kontaktaufnahme mit dem Hersteller.

Das Ergebnis: Die benötigte Spannungsversorgung für die Spulen von mindestens 6 V (maximal 30 V) liegt dem Multimeter zufolge nicht auf den Klemmblöcken im NTN. Die gemessene Spannung betrug ca. 0,5 V. Auch mit einer externen Spannungsversorgung von 6 V durch ein Netzteil, lieferten die Spulen kein Stromsignal von 4-20 mA. Das Multimeter gab Ströme von unter 1 mA aus. Die dem NTN beigefügten Rogowskispulen (insgesamt 4 Stück für L1/L2/L3/N) können nicht einfach so, wie auf dem Etikett angegeben, von 0 bis 1500 Ampere messen. Unter 25 Ampere ist der stromführende Leiter mehrfach durch die Spule zu schleifen. Mit jeder zusätzlichen Windung multipliziert sich die gemessene Strommenge. Beispiel: Der Leiter führt 5 A, wird der Leiter 6-mal durch die Spule geführt, misst die Spule 30 A, dies ist aber nur im Labor umsetzbar/sinnvoll.

Test der Ragowskispulen

Schritt 3: Anschluss der restlichen Sensorik

Im letzten Schritt erfolgte der Anschluss der Kurz- bzw. Erdschlussanzeiger, des Luftstromwächters sowie des Präsenzmelders.

An die Kontakte für Kurz- und Erdschlussanzeiger wurden am NTN externe Messgeräte angeschlossen, die bei Detektion eines Kurzschlusses einen potentialfreien Kontakt schließen. Für den Labortest wurde der geschlossene Kontakt simuliert.

Beim Luftströmungswächter gab es hingegen verwirrende Aussagen im Handbuch sowie der Configdatei. Das Problem konnte aber am Ende gelöst werden, so dass der Luftströmungswächter einwandfrei funktionierte. Der Anschluss des Präsensmelders am Netztrafo-Node erfolgte ebenfalls problemlos.

Schritt 4: Mobiles Testsystem

Aufgrund der vielfältigen Anschlüsse haben wir für weitere Kundentest einen “mobilen NTN” entwickelt. Dieses Set ist modular erweiterbar und soll alle Anforderungen / Möglichkeiten an ein Stationsmonitoring abbilden. Im nachfolgenden Bild wurden beispielsweise CT-Bridges mit entsprechenden Klappwandlern hinzugefügt, um Referenzmessungen bis 250 A an beliebigen Abgängen vorzunehmen.
Das Set ist “ready-t-use” vorbereitet und es fehlt nur noch die passende Steckdose in der Stromstation.

Mobiler Netztrafo Node (1/2)
Mobiler Netztrafo Node (2/2)

Fazit zum Netztrafo-Node

Alles in allem macht der Netztrafo-Node von Acal BFi einen sehr guten und robusten Eindruck. Die Funktionen des Geräts sind vielfältig und stellen ein interessantes Werkzeug für Netzbetreiber zur Überwachung von Ortsnetzstationen dar. Die Vielzahl an Anschlüssen ermöglicht ein umfassendes Monitoring, so dass die Erhebung sämtlicher Informationen über den Netztrafo-Node möglich ist. Ausbaufähig ist dennoch die Dokumentation, da es doch vor allem bei dem Zusammenbau einige Rückfragen an den Hersteller bedurfte, um das Gerät in Betrieb zu setzen. Die Kommunikation mit Acal BFi war in diesem Kontext unkompliziert und schnell. Nach Aussagen des Herstellers erfolgt eine Anpassung der Dokumentation bzw. das Handbuch in Kürze.

Im nächsten Schritt erfolgt nach dem Labortest nun zeitnah der Test in einer Ortsnetzstation.  Nach den jetzigen Ergebnissen können wir unseren Kunden den Einsatz des Netztrafo-Node aus technischer Sicht empfehlen. Wir sind in intensivem Austausch mit Acal Bfi bzgl. unserer Erfahrungen und weiterer Features. Aufgrund der Komplexität des Sensors ist eine Schulung zur Konfiguration des Geräts jedoch sinnvoll. Für weiterführende Informationen und Fragen rund um das Thema Netztrafo-Node, Netzmonitoring und -optimierung sprecht uns gerne an!

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Die 450 MHz Frequenzvergabe – der Weg der Funktechnologie für kritische Infrastrukturen

450 MHz Frequenzvergabe – Startschuss März 2021

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.

Historie der 450 MHz Frequenzvergabe in Deutschland in der Energiewirtschaft
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 der 450 MHz Frequenz bei der items GmbH
IT-Architektur zur Integration von 450 MHz bei der items GmbH

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