Schlagwort: Smart Grid

Smart Grid wird bis 2029 Pflicht – Die Konsultationsfassung zum § 14a EnWG

Lange ist es her, dass von der Novellierung des § 14a EnWG (steuerbare Lasten) zu hören war. Nachdem die Novellierung eigentlich noch durch den letzten Wirtschaftsminister Peter Altmaier erst veröffentlicht und wenige Tage später zurückgezogen wurde, hat die Branche lange darauf gewartet, wie es mit der Steuerung größerer Verbraucher im Nieder- und Mittelspannungsnetz weitergehen soll.  Hierzu hatte die BNetzA dieses Jahr den Auftrag des Gesetzgebers erhalten, sich um die neue Ausgestaltung des § 14a EnWG zu kümmern. Diesbezüglich hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) in der vergangenen Woche ein Konsultationspapier für das Festlegungsverfahren „zur Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und steuerbaren Netzanschlüssen nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz“ veröffentlicht. Da die Thematik sowohl Netzbetreiber als auch Lieferantenprozesse betreffen, arbeiten die Beschlusskammern 6 und 8 bei der Ausarbeitung des Themas zusammen.

Das Konsultationspapier ist ein Eckpunktepapier, in dem die Grundideen zur Umsetzung der BNetzA umrissen sind. Der Markt hat bis Mitte Januar Zeit, seine Stellungnahme abzugeben. Das Eckpunktepapier fokussiert sich dabei stark auf die Frage, wie und in welcher Form Steuerungsprozesse von größeren Lasten im Verteilnetz ablaufen sollen. Es gliedert sich in eine Vielzahl von Aktivitäten der Behörde und des Gesetzgebers ein, welche den Ausbau eines Smart Grids begünstigen wollen. So ist beim Lesen des Eckpunktepapiers klar zu erkennen, dass das grundlegende Zielbild klar in die anstehende Marktkommunikation 2023 / 2024 eingliedert ist und die Prozesse zur Umsetzung z. T. bereits beschlossen wurden.

In Rahmen unseres Blogbeitrags schauen wir uns die Kerninhalte des Eckpunktepapiers an und ordnen diese aus energiewirtschaftlicher Sicht ein. Zwar handelt es sich noch um eine Konsultationsfassung, beim Lesen wird jedoch deutlich, dass es eine zukünftige, fundamentale Grundlage für den Aufbau eines Smart Grids liefern wird. Bevor wir jedoch auf die Inhalte eingehen, erklären wir, warum es eigentlich einer Regelung in Form des § 14a EnWG bedarf.

§ 14a EnWG – Wofür benötigen wir abschaltbare Lasten?

Bedingt durch die Energiewende und den stetigen Zubau von erneuerbaren Energien (EE) im Strom sowie dem Trend der Elektrifizierung wird das Management und die Steuerung unserer Netze immer komplizierter. Früher konnte das Stromnetz mit mehreren hundert konventionellen Kraftwerken, die hauptsächlich auf der Hoch- und Höchstspannungsebene angeschlossen waren, noch top-down gesteuert werden. Heute haben jedoch wir mittlerweile mehr als 2 Mio. Anlagen im deutschen Stromnetz. Den Großteil bilden EE-Anlagen, welche zu über 95 % im Nieder- und Mittelspannungsnetz angeschlossen sind. Durch das volatile Einspeiseverhalten wird es für Netzbetreiber zunehmend schwieriger, ein permanentes Gleichgewicht aus Erzeugung und Verbrauch zu gewährleisten, da die Erzeugung nicht immer der Nachfrage angepasst werden kann.

Newsletter abonnieren

Gerade in sonnen- oder windarmen Stunden kann dies bedeuten, dass eine zu hohe Nachfrage auf ein zu geringes Angebot trifft. Zur Netzstabilisierung ist es folglich erforderlich, einzelne Verbraucher vom Netz zu nehmen, um die Nachfrage zu senken. Weil durch die Elektrifizierungsstrategie des Gesetzgebers immer mehr Ladepunkte für Elektromobile und Wärmepumpen angeschlossen werden, steigt der Leistungsbedarf gerade der Haushalte auf der Niederspannungsebene an.

Damit der Netzbetreiber weiterhin die Funktionsfähigkeit seines Stromnetzes gewährleisten kann, benötigt er einen entsprechenden Werkzeugkasten. Hierzu gehört im ersten Schritt die Implementierung geeigneter Monitoring-Lösungen, welche ihm die Strom- und Spannungsflüsse anzeigen. Denn das Niederspannungsnetz wird bis heute zum Großteil blind gefahren. Auf Basis der Informationen kann der Netzbetreiber kritische Netzzustände identifizieren und Gegenmaßnahmen wie die Abschaltung von größeren Lasten nach dem § 14a EnWG einleiten.

In der Vergangenheit war dies im Niederspannungsnetz nicht nötig, da die Betriebsmittel mit ausreichenden Sicherheitsaufschlägen so groß dimensioniert wurden, dass eine Überlastung der Betriebsmittel nur von geringerer Bedeutung war. Außerdem erfolgten Energieflüsse stets top-down. Mit dem Voranschreiten der Energiewende ändert sich dies jedoch zunehmend, bei der z. T. Energieflüsse aus der Niederspannung in die Mittelspannung hochtransformiert werden müssen. Um den neuen Anforderungen gerecht zu werden, dient der Entwurf zur Ausgestaltung des § 14a EnWG steuerbare Lasten als eine wesentliche Grundlage, wie in Zukunft der Aufbau des Smart Grids auf den unteren Netzebenen aussehen soll.  Die BNetzA hat die folgenden Vorschläge gemacht:

§ 14a EnWG – Welche abschaltbare Lasten nehmen an dem Modell teil?

Am System der abschaltbaren Lasten müssen nach dem ersten Vorschlag der BNetzA nicht alle Verbraucher teilnehmen. Vielmehr handelt es sich um größere Verbraucher, welche eine maximale Leistung größer 3,7 kW haben. Zum Vergleich: Eine übliche Schukosteckdose liegt unterhalb des Schwellwerts. Konkret nennt die Bundesnetzagentur folgende Verbraucher (die im Gesetz als Steuerbareverbrauchseinrichtung (SteuVE) bezeichnet werden), welche an dem System der abschaltbaren Lasten teilnehmen sollen:

  • Nicht-öffentlich zugängliche Ladepunkte für Elektromobile
  • Wärmepumpenheizungen unter Einbeziehung etwaiger Zusatzheizvorrichtungen (Elektroheizstab)
  • Anlagen zur Erzeugung von Kälte
  • Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie (Stromspeicher) hinsichtlich der Strombezugsrichtung

Voraussetzung ist, dass die Verbrauchseinrichtungen einen unmittelbaren oder mittelbaren Anschluss am Niederspannungsnetz besitzen. Nicht alle Verbraucher müssen sofort am neuen System teilnehmen. Vielmehr gilt eine Verpflichtung nur für die Verbrauchseinrichtungen, deren Inbetriebnahme ab dem 01.01.2024 erfolgt. Somit haben Verbrauchseinrichtungen, welche vor dem 01.01.2024 angeschlossen wurden, einen Bestandsschutz. Diesen steht es jedoch frei, an dem System teilzunehmen. Ein Rückkehrrecht besteht jedoch nicht.  Gleiches gilt für Nachtspeicherheizungen, die vor dem 01.01.24 in Betrieb genommen wurden. Sie müssen dauerhaft bis zur Außerbetriebnahme nicht am Modell des § 14a teilnehmen. Haben diese Verbrauchseinrichtungen bereits einen Vertrag mit dem Netzbetreiber zur Steuerung im Niederspannungsnetz, fallen auch diese unter den Bestandsschutz. Ab 2029 müssen diese Anlagen jedoch in das Zielmodell überführt werden.  Somit haben Netzbetreiber die Möglichkeit, alle neuen SteuVE statisch und dynamisch zu steuern. Was hierunter zu verstehen ist, schauen wir uns im folgenden Kapitel an.

§ 14a EnWG – statisches und dynamisches Steuern

Um kritische Situationen im Niederspannungsnetz zu vermeiden, sollen Netzbetreiber zwei Möglichkeiten erhalten, SteuVE im Netz zu steuern. Hierzu gehören die statische und dynamische Steuerung. Erstes findet hauptsächlich dann Anwendung, wenn dem Netzbetreiber aufgrund fehlender Messtechnik (noch) keine Informationen aus seinem Niederspannungsnetz vorliegen. Ausgangspunkt für das statische Steuern ist die Identifikation kritischer Netzzustände mithilfe rechnerischer Ermittlungsprogramme (Bsp. Lastflussrechnung mit einem Simulationstool). Auf Basis der Simulationsergebnisse kann der Netzbetreiber präventiv Abschaltungen an der SteuVE festlegen. Hierzu können z. B. feste Abschaltzeiten für einzelne SteuVE zählen. Liegen bereits erste Messwerte vor, z. B. auf Basis intelligenter Messsysteme oder durch die Ermittlung von Leistungsflüssen an den Trafoabgängen, sind diese in der Simulation zu berücksichtigen. Der Ansatz des statischen Steuerns ähnelt dem Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber auf der Höchstspannungsebene. Bei diesem wird im Rahmen der Ermittlung von Redispatchmaßnahmen, bei der mithilfe einer Lastflussrechnung durch die Anmeldung aller Fahrpläne der Bilanzkreisverantwortlichen eine Lastflussrechnung zur Erkennung von Transportkapazitäten durchgeführt.

Einen anderen Ansatz verfolgt hingegen die dynamische Steuerung. Sie ist erst dann möglich, wenn der Netzbetreiber eine vollständige messtechnische Überwachung des jeweiligen Netzabschnittes durchführen kann, um die Auslastungssituation zu ermitteln. Eine Abschaltung der SteuVE ist erst dann zulässig, wenn aufgrund der Messergebnisse kritische Netzzustände erkannt werden. Ein präventives Vorgehen wie beim statischen Steuern ist hingegen bei diesem Ansatz nicht zulässig. Beim dynamischen Steuern darf die Abschaltung auch nur so lange aufrechterhalten werden, wie der kritische Netzzustand besteht. Zwischen der Feststellung eines kritischen Netzzustands und der Durchführung der Schalthandlung dürfen maximal 3 Minuten vergehen. Somit hat der Verteilnetzbetreiber (VNB) zwei Minuten mehr Zeit als beim Redispatch 2.0 bei dem eine Schaltung binnen einer Minute erfolgen muss.

§ 14a EnWG – Wie sieht das Modell abschaltbare Lasten im Kern aus?

Bei der Ausgestaltung des Modells zur Steuerung größerer Verbrauchseinrichtungen setzt die BNetzA auf ein Zielmodell. Alle neuen größeren Verbraucher oberhalb von 3,7 kW im Niederspannungsnetz, die ab dem 1. Januar 2024 in Betrieb gehen, werden in den Steuerungsprozess einbezogen. Im ersten Schritt soll die Steuerung mithilfe der statischen Steuerung durchgeführt werden. Messtechnik ist im ersten Schritt somit noch nicht zwingend erforderlich, da nicht mit der dynamischen Steuerung gestartet werden muss. Für Netzbetreiber bedeutet dies jedoch, dass ab 2024 ein Simulationsmodell der Niederspannungsnetze zur Verfügung stehen muss, um Grenzwertverletzungen (Betriebsmittelüberlastung, Spannungsbandverletzungen etc.) erkennen zu können. Wie oft diese Simulation durchgeführt werden muss, wurde im Konsultationspapier noch nicht definiert. In der Praxis sollte jedoch von einer täglichen Simulation für den nächsten Tag ausgegangen werden.

Im Zielmodell stehen dem Letztverbraucher zwei Optionen zur Auswahl, wie die Steuerung durch den Netzbetreiber erfolgen kann. Bei der ersten Option handelt es sich um eine Einzelsteuerung der SteuVE. Der Steuerbefehl kommt in diesem Fall vom VNB. Allerdings darf die SteuVE nicht vollständig abgeregelt werden. Eine Mindestleistung von 3,7 kW muss weiterhin garantiert werden. Sollte die SteuVE nicht in der Lage sein, die Wirkleistung auf 3,7 kW zu reduzieren, dann darf die SteuVE durch den Netzbetreiber vollständig abgeregelt werden.

Als zweite Option steht dem Verbraucher eine sogenannte Prosumersteuerung über eine steuerbare Netzlokation (SteuNA) zur Auswahl. Hierbei richtet sich der Steuerungsbefehl des Netzbetreibers nicht an eine einzelne SteuVE, sondern direkt an einen „intelligenten Hausanschluss“. Hinter dem Hausanschluss besitzt der Anschlussnehmer ein eigenes Energiemanagementsystem, welches den Steuerungsbefehl des Netzbetreibers entgegennimmt und die Reduktion der Wirkleistung selbst auf die SteuVE verteilt. Hierbei soll gegenüber dem Netzbetreiber nachgewiesen werden, dass die vorgegebene Leistungsobergrenze eingehalten wird. Auch hier gilt, dass eine vollständige Abregelung des SteuNA nicht zulässig ist. Zu jedem Zeitpunkt muss eine Mindestverfügbarkeit von 5 kW, bezogen auf eine Viertelstunde, garantiert werden. Grundsätzlich soll der Letztverbraucher zwischen beiden Steuerungsoptionen wählen können, sofern die notwendigen technischen Voraussetzungen erfüllt sind. Eine spätere Änderung soll ebenfalls möglich sein.

Bis 2029 soll der Netzbetreiber die Möglichkeit haben, die statische Steuerung zu nutzen. Ab 2029 ist nur noch die dynamische Steuerung zulässig. Für den Netzbetreiber heißt das, dass ab 2029  für kritische Netzabschnitte der Aufbau eines Smart Grids zur Steuerung seines Netzes mithilfe von realen Netzzustandsinformationen abgeschlossen sein muss! Sind die Voraussetzungen für das dynamische Steuern bereits früher vorhanden, ist zu diesem Zeitpunkt das statische Steuern nicht mehr zulässig.

Welche Rechte und Pflichten hat der Netzbetreiber?

Nach Ansicht der BNetzA im Rahmen des Konsultationspapiers sind alle Verteilnetzbetreiber auf der Niederspannungsebene und z. T. der Mittelspannungsebene verpflichtet, die Vorgaben des § 14a EnWG umzusetzen. Ein Ausnahmetatbestand ist nicht vorgesehen. Die Kernaufgabe des Netzbetreibers ist die Identifikation kritischer Netzzustände und die Einleitung von Gegenmaßnahmen. Hierzu zählt nach § 14a EnWG die Reduktion der Wirkleistung von SteuVE oder SteuNA im eigenen Netz. Ab 2029 hat die Steuerung ausschließlich dynamisch zu erfolgen.

Der zulässige Anwendungsbereich für die Steuerung ist ausschließlich in drei Szenarien anzuwenden: Zur Beseitigung von strom- und spannungsbedingten Gefährdungen, bei Störungen durch Betriebsmittelüberlastungen im NS-Leitungsstrang, an den die SteuVE (bzw. der SteuNA) angeschlossen ist, oder im Trafo Mittelspannung/Niederspannung, der unmittelbar mit dem NS-Abgang verbunden ist. Die Steuerung hat nach einer diskriminierungsfreien Auswahl zu erfolgen, soweit die technischen Voraussetzungen gegeben sind. Hierzu zählt u. a. eine gleichmäßige Reduktion der Wirkleistung, verteilt auf die einzelnen SteuVE / SteuNA. Eine Entlastung durch Steuerungsmaßnahmen vorgelagerter Netzbetreiber soll und darf nicht erfolgen. Vielmehr hat der Verteilnetzbetreiber für sein Netz allein Sorge zu tragen, kritische Netzzustände zu vermeiden.

Alle Steuerungsmaßnahmen sind hinsichtlich ihrer Dauer und Intensität vom Netzbetreiber zu dokumentieren und gelten als Nachweis gegenüber der BNetzA. Im Falle des dynamischen Steuerns, sind die Messwerte strangscharf zu archivieren. Ebenso dienen die Daten als Begründung, um Netzausbaumaßnahmen gegenüber der Regulierungsbehörde zu rechtfertigen. Auf Verlangen der Behörde sind die Daten vorzulegen. Darüber hinaus soll die gesamte Anzahl an Steuerungsmaßnahmen und deren Hintergründe als neue Kategorie im Monitoringbericht aufgenommen werden.

Welche Rechte und Pflichten hat der Letztverbraucher?

Sofern Letztverbraucher unter den Geltungsbereich des § 14a fallen, sind sie verpflichtet, am Modell teilzunehmen. Ausnahmebestimmungen existieren keine, bis auf die oben genannten (Bsp. Nachtspeicherheizungen vor 01.01.24). Es ergeben sich jedoch auch Vorteile für den Letztverbraucher. So hat dieser durch die Teilnahme das Recht, unverzüglich an das Niederspannungsnetz angeschlossen zu werden. Der Netzbetreiber darf ab 2024 damit dem Kunden nicht mehr den Anschluss aufgrund kritischer Netzzustände, wie der Gefahr der Überlastung der Betriebsmittel aufgrund einer zu geringen Dimensionierung, zu verweigern. Vielmehr weist die BNetzA darauf hin, dass der Netzbetreiber nach den Pflichten des EnWG das Stromnetz für jeden Anschluss zu ertüchtigen habe.

In der Praxis könnte ein schneller Anschluss von SteuVE und eine gleichzeitig zu geringer Dimensionierung der Netzbetriebsmittel zu einer verstärkten Abregelung der SteuVE oder SteuNA zur Folge haben. Solange, bis der Netzbetreiber es geschafft hat, sein Netz weiter auszubauen. Werden hinter einem Trafo oder in einem Strang bereits Steuerungsmaßnahmen nach § 14a EnWG durchgeführt und ist mit weiteren Maßnahmen zu rechnen, so muss der Netzbetreiber spätestens dann seine Netzausbauplanung für diesen Netzbereich anpassen.

Soweit der Letztverbraucher noch nicht über ein intelligentes Messsystem verfügt, hat er die technischen Vorgaben des Netzbetreibers in Bezug auf die Einrichtung einer Steuerung der SteuVE einzuhalten. Ist hingegen ein intelligentes Messsystem eingebaut, hat die Bereitstellung der erforderlichen Technik zur Anbindung der SteuVE an das iMS durch den Messstellenbetreiber zu erfolgen.

§ 14a EnWG – Wie erfolgt die Vergütung der Teilnehmer?

Durch die Abschaltung kann Letztverbrauchern ein finanzieller Schaden entstehen. Vor allem dann, wenn sein Stromtarif zeitvariabel ist und unterschiedliche Preise zu unterschiedlichen Zeitpunkten gelten. In der Vergangenheit war es deswegen meist so, dass Verbraucher auf höheren Spannungsebenen für potenzielle Abschaltmaßnahmen entschädigt wurden. Dies ist jedoch bei Maßnahmen im Rahmen des § 14a EnWG im Verteilnetz nicht der Fall.

Aus Steuerungsbefehlen von Netzbetreibern sollen keine Rechtsfolgen entstehen, die einen bilanziellen oder finanziellen Ausgleich zur Konsequenz haben. Somit wird weder der Bilanzkreis des Lieferanten bereinigt, noch erhält der Letztverbraucher eine zusätzliche finanzielle Entschädigung. Als Entschädigung wird hingegen angesehen, dass der Letztverbraucher durch die Teilnahme am Modell des § 14a EnWG von verringerten oder dynamischen Netzentgelten profitieren soll. Die notwendige Verordnungsermächtigung ist noch durch die BNetzA auszugestalten, liegt aber bereits vor. 

Die Höhe der pauschalen Netzentgeltreduzierung soll dabei bundesweit einheitlich sein und kalenderjährlich ausgewiesen werden. Sie könnte sich mangels geeigneterer Kriterien an den zusätzlichen Kosten orientieren, die dem Netznutzer für die Einrichtung oder Herstellung der Steuerbarkeit entstehen. Die Netzanschlusskosten (NAK) finden keine Berücksichtigung bei der Berechnung eines reduzierten Netzentgeltes. Diese sind diskriminierungsfrei und gleich zu entrichten. Die Zahlung erfolgt unabhängig davon, ob tatsächlich Steuerungseingriffe erfolgt sind. Grundlage für die Zahlung ist bereits die Möglichkeit, einen solchen Eingriff vornehmen zu können. Ob die Abwicklung der verringerten Netznutzungsentgelte über das Lieferantenverhältnis erfolgen soll oder direkt über den Netzbetreiber ist zum aktuellen Zeitpunkt noch offen.

Fazit zum Entwurf abschaltbare Lasten

Mit dem Konsultationspapier schafft die BNetzA einen großen Aufschlag für eine Diskussions- und spätere Umsetzungsgrundlage für den Aufbau eines Smart Grids im Verteilnetz. Mit der perspektivischen Pflicht zur dynamischen Steuerung ab 2029 wird faktisch jeder Netzbetreiber gezwungen, in kritischen Netzabschnitten ein Smart Grid zu implementieren, in dem mithilfe von Messtechnik Entscheidungen für Steuerungsbefehle getroffen werden.

Für den Verteilnetzbetreiber würde dies im Rahmen der Netzführung eine große operative Umstellung bedeuten, da bislang Schaltmaßnahmen noch sehr wenig und wenn meist nur im Rahmen von Baumaßnahmen durchgeführt werden. Allein für die Umsetzung des statischen Steuerns benötigt der Verteilnetzbetreiber ein eigenes Simulationsmodell, um im Voraus kritische Zustände ohne Messtechnik erkennen zu können. Hier dürften Fragen hinsichtlich des geeigneten Systems aufkommen, aber auch hinsichtlich der Datenbasis. Oft dienen Geoinformationssysteme als Datengrundlage für das Verteilnetz, wobei die Datenqualität von Netzbetreiber zu Netzbetreiber stark variieren kann. Die Datenqualität ist jedoch eine wesentliche Grundlage, um automatisiert Simulationsberechnungen durchführen zu können.

Da von einer täglichen Simulation auszugehen ist und mit Voranschreiten der Energiewende mit einem erhöhten personellen Aufwand zu rechnen wäre, muss der Prozess perspektivisch simuliert werden. Mit dem Wechsel zur dynamischen Steuerung bis spätestens 2029 müsste das Monitoring des Netzes in die Netzleitwarte überführt werden, damit binnen 3 Minuten Schaltmaßnahmen zur Reduktion der Wirkleistung umgesetzt werden können. Perspektivisch sollte neben dem Wirkleistungsmanagement auch ein Blindleistungsmanagement eingeplant werden. Da die Blindleistung aktuell zum Großteil noch durch große konventionelle Kraftwerke aus vorgelagerten Netzen bereitgestellt wird und diese schrittweise vom Netz gehen, müssen perspektivisch kleinere Erzeugungsanlagen und SteuVE die Blindleistung bereitstellen.

Eine weitere Herausforderung dürfte die Finanzierung des Aufbaus eines Smart Grids darstellen. Für den Aufbau ist neben Messtechnik vor allem der Ausbau der IT-Infrastruktur erforderlich, welcher zum Anstieg der OPEX-Kosten bei dem Netzbetreiber führt. Hier besteht das Problem, dass das Basisjahr gerade erst vorbei ist und zusätzliche Kosten nicht berücksichtigt werden konnten. Das nächste Basisjahr im Bereich Strom erfolgt erst 2026, wodurch die Gelder erst mit einem Zeitverzug von zwei Jahren bereitstehen. Viel zu spät, um die Fristen des dynamischen Steuerns bis 2029 zu erreichen.  Vorherige OPEX-Ausgaben muss der Netzbetreiber als Verlust abschreiben. Hinzu kommt, dass die OPEX-Ausgaben nicht wie die CAPEX-Ausgaben verzinst werden. Dadurch besteht eigentlich weiter der Anreiz mehr Geld in Netzverstärkungsmaßnahmen zu investieren als in Netzdigitalisierung. Ob die BNetzA den Missstand zur nächsten Regulierungsperiode ändert, bleibt abzuwarten. Kurzfristig sollten Netzbetreiber daher den Ansatz verfolgen, die Kosten aus dem § 14a EnWG als Gesamtprojekt möglichst mit einem geringen OPEX-Anteil abzurechnen, um diese über den Kapitalkostenabgleich unterhalb der Regulierungsperiode wälzen zu können.

Alles in allem ist der Entwurf der BNetzA als positiv zu bewerten, da er einen Ausblick gibt, in welche Richtung der Aufbau eines Smart Grids erfolgen soll. Ergänzend dazu werden mit der Mako 2023 und Mako 2024 die notwendigen Prozesse geschaffen, um den § 14a EnWG auch in der Praxis umsetzen zu können. Allerdings ist durch die Schwierigkeiten der Hard- und Software des intelligenten Messsystems davon auszugehen, dass Netzbetreiber vermutlich mehr auf eine Zählerfernauslesung zu Anlagensteuerung setzen werden und mögliche IoT-Sensorik (Bsp. LoRaWAN), um einzelne Assets zu überwachen. Auch ist die Entwicklung der SteuNA als intelligenter Hausanschluss zu beobachten, welche sicherlich die Grundlage für einen neuen Service in der Energiewirtschaft bilden wird.

Wenn ihr Fragen oder Anregungen zu diesem Blogbeitrag habt, meldet euch gerne. Wenn euch der Beitrag gefallen hat und du auch in Zukunft keine Blogbeiträge von uns mehr verpassen willst, abonniere gerne unseren Blog.

LoRaWAN-Anwendungsfälle – ein 360°-Schnelldurchlauf

LoRaWAN – Welche Themenfelder sind geeignet?

Die Suche nach den richtigen LoRaWAN-Anwendungsfällen beschäftigt aktuell viele EVUs, die ein LoRaWAN-Netz betreiben oder eine Errichtung planen. Hier steht für die EVUs die Frage im Raum, welche Anwendungsfälle geeignet sind oder bereits umgesetzt wurden. Die Auswahl der Themenfelder ist an dieser Stelle groß und reicht von der internen Prozessoptimierung, dem Aufbau städtischer Smart-City-Anwendungen bis zu neuen Geschäftsfeldern für B2B-Kunden. Um etwas mehr Licht in den Dschungel der Anwendungsfelder zu bringen, wollen wir in diesem Blogbeitrag einen groben Überblick geben. Hierzu gehen wir auf ausgewählte Anwendungsfälle in den einzelnen Energiesparten und den Bereich Smart City ein:

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.1: Fernwärmeoptimierung

Viele EVUs beschäftigen sich mit dem Aufbau, dem Betrieb oder der Wartung eines oder mehrerer Fernwärmesysteme. Dieses umfasst zum einen die Netz- und zum anderen die Erzeugungsinfrastruktur. Die Infrastruktur ist ähnlich wie andere Energieversorgungsnetze über Jahrzehnte entstanden und wird größtenteils anhand der Expertise der vorhandenen Mitarbeiter betrieben. Ähnlich wie in den Verteilnetzen der Sparte Strom werden Fernwärmenetze wie eine Blackbox betrieben. Mit Ausnahme der Informationen rund um die Erzeugungsanlagen und einigen Messpunkten im Netz erfolgt der Betrieb und die Steuerung des Netzes größtenteils blind. Die Folge sind oft zu hohe Vor- und Rücklauftemperaturen, verbunden mit einem zu hohem Primärenergieeinsatz.

An dieser Stelle kann der LoRaWAN-Anwendungsfall Fernwärme mit einer höheren Transparenz im Fernwärmenetz unterstützen. So können LoRaWAN-Wärmemengenzähler im Netz installiert werden. Diese liefern eine zusätzliche Datenbasis über die Vor- und Rücklauftemperaturen sowie Volumenströme. Mit einer ausreichenden Anzahl   Wärmemengenzählern im Netz können die Vorlauftemperaturen im Netz analysiert, die Verletzung von Grenzwerten der Vor- und Rücklauftemperaturen erkannt und der Einsatz von Primärenergie gesenkt werden. Allein durch die potenzielle Senkung und Verlagerung von Gaslastspitzen auf Basis der neuen Daten können Fernwärmenetzbetreiber hohe finanzielle Einsparungen erzielen. Außerdem können die zusätzlichen Messdaten im Rahmen der monatlichen Abrechnung bzw. Abrechnungsinformation zur Erfüllung der regulatatorischen Anforderungen der FFVAV genutzt werden.

Mit dem Tool Grid Insight: Heat, das die items GmbH zusammen mit den Stadtwerken Iserlohn entwickelt hat, können die LoRaWAN Daten mit anderen Daten aus Drittsystemen, wie z. B. der Netzleitwarte, verschnitten und eine Wärmemengenprognose sowie eine Produktionsoptimierung des Netzes erzielt werden. Das integrierte Echtzeitmonitoring visualisiert zusätzlich die Daten der LoRaWAN-Sensorik unter Berücksichtigung der GIS-Daten.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Fernwärme

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.2: Wohnungswirtschaft

Neben der Optimierung von Fernwärmenetzen stellt die Wohnungswirtschaft einen weiteren LoRaWAN-Anwendungsfelder dar. Seit dem Beschluss des MsbG und der Möglichkeit, seit dem 1. Januar der Wohnungswirtschaft ein Angebot zur Mehrspartenablesung über das SMGW zu ermöglichen (§6 MsbG), ist das Geschäftsfeld Wohnungswirtschaft in den Fokus der Stadtwerke gerückt. Dabei kann LoRaWAN beispielsweise als Zusatzdienstleistung angeboten werden. Hier bietet es sich z. B. an, Rauchwarnmelder und deren Batteriestand zu überwachen. Ein jährlicher Test ist in diesem Fall dann nicht mehr notwendig. Auch bietet es sich an, LoRaWAN zum Auslesen von Zählern einzusetzen.

Da die meisten Verbrauchspunkte dezentral in einem Objekt verteilt sind, ist das Ziehen von Kabeln von der Messeinrichtung zum SMGW aus technischer Sicht sehr aufwendig und mit hohen Kosten verbunden. Hier bietet sich der Einsatz von LoRaWAN im LMN an, um die Messeinrichtungen per LoRaWAN an das SMGW anzuschießen. Die Daten können dann über die WAN-Schnittstelle des SMGW an das Abrechnungssystem weitergeleitet werden. Neben der Möglichkeit die Messwerte über das SMGW zu übermitteln kann LoRaWAN für Haushaltskunden, die nicht den Anschlusspflichten des MsbG unterliegen, als System zur Kundenselbstablesung dienen. Statt dem Kunden Karten zur Selbstablesung zu übermitteln, kann der Kunde eine Nachricht über den Verbrauchsstand erhalten und diesen bestätigen. Eine Abrechnung als System zur Kundenselbstablesung nach §40a EnWG ist in diesem Fall möglich.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Wohnungswirtschaft& Submetering

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.3: Submetering

Ein weiterer LoRaWAN-Anwendungsfall ist das Submetering. Statt Messsysteme jährlich oder wie in Zukunft vom EnWG für einzelne Sparten gefordert unterjährig auszulesen und die Verbrauchsmenge vor Ort nach dem Turnschuhprinzip zu erfassen, ist eine Verbrauchsmengenerfassung auch über LoRaWAN möglich. Ob und in welchen Fällen eine Anschlusspflicht an das intelligente Messsystem besteht, haben wir bereits in einem anderen Blogbeitrag ausführlich dargestellt. Für einen Großteil der Sparten gilt dies jedoch nicht, weswegen der Einsatz von LoRaWAN-Zählern möglich ist.

Da es sich bei der Ablesung von Zählern um einen Massenprozess handelt, bei der eine Vielzahl von Verbrauchsständen erhoben wird, die es abzurechnen gilt, ist eine manuelle Bearbeitung der Daten zur Abrechnung weniger geeignet. Auch eignet sich der Einsatz einer IoT-Plattform zur Sicherstellung der Abrechnung weniger. Vielmehr sind die abrechnungsrelevanten Messwerte dem Fachsystem, also dem bereits bestehenden Billing-System, zu übergeben. Hier lässt sich z. B. die IoT ERP Bridge der items nutzen. Diese nimmt die Verbrauchswerte entgegen und stellt diese dem Abrechnungssystem zur Verfügung. Die Abrechnung kann so wie gewohnt im Fachsystem völlig automatisiert erfolgen.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Submetering mit der IoT-ERP-Bridge

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.4: Liegenschaftsmonitoring

Ein klassischer LoRaWAN-Anwendungsfall stellt das Liegenschaftsmonitoring dar. Hier geht es sowohl um die Überwachung von einzelnen Assets, wie z. B. Türen oder Fenstern, als auch das Raumklima-, Schlüssel- oder Energiemanagement. So wird u. a. Hausmeistern oder Energiemanagern ein Werkzeug an die Hand gegeben, über das sie mehr Informationen über die zu verwaltenden Liegenschaften erhalten. Ein Beispiel für ein Liegenschaftsmanagement zeigt die folgende Abbildung der Fa. Digimondo. So kann ein Hausmeister in Hamburg mit einer Lösung zum Monitoring von Liegenschaften seine Arbeitsplanung optimieren.

Hierzu zählt z. B. das Überprüfen von geschlossenen Türen und Fenstern aus der Ferne. Darüber hinaus ist aber auch ein Schlüsselmanagement von Turnhallen möglich. Oft werden Sportstätten von unterschiedlichen Nutzergruppen genutzt. Hier können intelligente LoRaWAN-Türschlösser genutzt werden, mit der die Nutzer Türen zu bestimmten Uhrzeiten öffnen können. Eine manuelle Übergabe von Schlüsseln ist so nicht mehr notwendig. Die Lösung wäre z. B. auch für die Verwaltung von Schlüsseln mit dem Zugang zu Ortsnetztrafostationen von Netzbetreibern möglich.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Liegenschaftsmonitoring Teil 2

Des Weiteren kann die LoRaWAN-Sensorik auch zur Überwachung des Raumklimas eingesetzt werden. Hier haben sich gerade durch Corona unterschiedliche Systeme zur Überwachung des CO2-Gehalts in der Luft in Form eines Meldesystems etabliert. Das Ziel dieser Systeme ist es, ein rechtzeitiges Lüften zu signalisieren, da eine Korrelation zwischen dem CO2-Gehalt in der Luft und der Übertragbarkeit der Corona-Viren festgestellt wurde. Über diesen Anwendungsfall haben wir bereits im Blogbeitrag zur Covid-Ampel berichtet.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Liegenschaftsmonitoring Teil 2

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.5: Mikroklimamanagement

Wetterdaten stellen eine der wichtigsten Informationen für EVUs dar. Mit ihnen korreliert der Wärmebedarf im Fernwärmebereich. Außerdem lassen sich Auswirkungen von Starkregenereignissen im Abwassernetz oder ähnliche Zusammenhänge analysieren. Wetterdaten bilden dabei oft ein Fundament, das für die Umsetzung von Prognose- und KI-Anwendungsfällen erforderlich ist. In der Praxis werden hierfür die Daten von Wetterstationen des DWDs genutzt. Die Messstationen sind jedoch für lokale Analysen meist zu weit entfernt. So befindet sich z. B. die Wetterstation für die Stadt Münster am Flughafen Münster Osnabrück. Die Folge sind ungenaue Wetterdaten, da die Wetterstation zu weit vom Anwendungsgebiet entfernt ist, und damit schlechtere Prognoseinformationen, die mit besseren Wetterdaten behoben werden könnten. Auch kann die Erkennung von Mikroklimaereignissen, wie z. B. Starkregen, durch lokale Wetterstationen besser und schneller erfolgen.

Hier bietet sich der LoRaWAN-Anwendungsfall Mikroklimamanagement an. LoRaWAN-Wetterstationen können hierbei im Stadtgebiet installiert werden. Zwar entsprechen die Wetterstationen nicht den gleichen Qualitätsstandards wie die des DWD, allerdings kann auch mit günstigen Sensoren und einer höheren Daten-Quantität eine solide Informationsbasis bezgl. des eigenen Mikroklimas im Versorgungsgebiet geschaffen werden. Gleichzeitig können die Daten von der Stadt im Rahmen der Stadtentwicklung genutzt werden. Ein Beispiel für ein Projekt zur Umsetzung dieses LoRaWAN-Anwendungsfalls wurde in der Stadt Soest mit der IoT-Plattform der items im Rahmen des Projekts der Bürgerwolke umgesetzt. Hierfür wurden 100 Low-Cost-Sensoren in der Stadt verbaut, um Informationen über Niederschläge, Windstärke und Globalstrahlung zu erfassen. Die Daten sollen zur Optimierung der Stadtplanung im Zuge des Klimawandels genutzt werden.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Mikroklimamanagement Teil 1
LoRaWAN-Anwendungsfall: Mikroklimamanagement Teil 2

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.6: Bodenfeuchtemessung

Die Zunahme von Hitzeperioden stellt eine zunehmende Herausforderung für Grünanlagen und Bäume im Stadtgebiet dar. Über Informationen, welche Pflanzen und Bäume am meisten unter der Trockenheit leiden, verfügen die Städte aber in der Regel nicht. Dabei sind die Kosten für Baumsetzlinge nicht unrelevant und können schnell einen vierstelligen Betrag pro Baum erreichen. Ein Monitoring relevanter Punkte im Stadtgebiet hinsichtlich des Status der Bodenfeuchte kann mit dem Einsatz von Bodenfeuchtemesssystemen, die LoRaWAN unterstützen, erreicht werden. Dies wurde z. B. von den Stadtwerken Bielefeld umgesetzt, die 2 Sensoren in der Bielefelder Promenade installiert haben sowie 13 weitere an 7 Standorten in der Stadt, um die Bodenfeuchtigkeit und auch die -temperatur zu überwachen. Für einen Rollout werden ca. 100 Sensoren an 50 Standorten benötigt. Die Datenübermittlung erfolgt täglich, so dass die Stadt schnell einen Überblick darüber erhält, an welchen Stellen eine Bewässerung der Bäume und Grünanalgen erforderlich ist. Die Folgen sind ein gezielter Einsatz der städtischen Mitarbeiter und eine Bewässerung an den kritischen Stellen in der Stadt.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Bodenfeuchtemonitoring

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.7: Gewässermonitoring

Das Gewässermonitoring ist ein weiterer LoRaWAN-Anwendungsfall. Durch steigende Temperaturen können Gewässer umkippen, auch Schadstoffen im Gewässer z. B. durch die Landwirtschaft, schaden ihnen. In solchen Fällen kann ein Monitoringsystem bei der Überwachung der Gewässer helfen. Ein Beispiel wurde von der items GmbH mit der Stadt Münster im Rahmen des Aasee-Monitorings umgesetzt. Nachdem im Jahr 2018 der Aasee auf Grund starker Temperaturen umkippte und ein Fischsterben mit mehr als 20 Tonnen toter Fisch auslöste, wurde gemeinsam mit der Stadt Münster und weiteren Sponsoren ein System zur Überwachung des Aasees auf LoRaWAN-Basis installiert. Hierzu zählt u. a. die Überwachung der Temperatur, des Sauerstoffgehalts, der Trübung und etlicher weiterer Parameter hinsichtlich der chemischen Zusammensetzung.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Gewässermonitoring

LoRaWAN Anwendungsfall Nr.8: Pegelstandsmonitoring

Neben der Überwachung von Gewässern ist das Monitoring von Grundwassermessstellen mittels LoRaWAN-Pegelsonden ein weiterer LoRaWAN-Anwendungsfall. In der Praxis stehen Grundwassermessstellen über größere Distanzen im gesamten Trinkwasserversorgungsgebiet verteilt und werden monatlich nach dem Turnschuhprinzip vor Ort manuell ausgelesen. Die Messwerte sollen eine Indikation über die Entwicklung der Grundwasserpegelstände geben und bilden eine Basis für die späteren Trinkwasserförderrechte, die von der zuständigen Behörde zu genehmigen sind.

Um eine bessere Datenbasis zu erhalten, welche Auswirkungen z. B. der Klimawandel mit zunehmender Trockenheit auf die Messstellen hat, bietet sich der Einsatz von LoRaWAN-Pegelsonden an. Diese können die Höhe des Wasserstands, die Wassertemperatur und ggf. weitere Werte zur chemischen Zusammensetzung erfassen. Mit der automatischen, kontinuierlichen Messung von Grundwasserpegelständen entfällt außerdem die manuelle Messung vor Ort. Das zunehmend knappe Personal kann so an wichtigeren Stellen eingesetzt werden. Mit einer Integration der Messwerte der LoRaWAN-Pegelsonden über die IoT-Plattform der items in das System AquaInfo kann außerdem automatisch ein Report für die Behörde erstellt werden. Medienbrüche bei der Aufbereitung der Daten können so vermieden werden.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Pegelstandsmonitoring

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.9: digitaler Bienenstock

Ein klassischer Smart City LoRaWAN-Anwendungsfall stellt die Überwachung von Bienenstöcken dar. Da die Bienenstöcke meist über ein größeres Gebiet verteilt sind und der Imker sie regelmäßig überprüfen muss, bietet sich eine Überwachung mittels LoRaWAN-Sensorik an. Maßgebliche Werte sind die Temperatur im Bienenstock sowie das Gewicht. Bienen benötigen eine konstante Temperatur, um im Bienenstock überleben zu können. Die Waage zur Erfassung des Gewichts gibt u. a. Aufschlüsse über die An- und Abwesenheit der Bienen sowie die Honigproduktion und somit auch deren Gesundheitszustand. Der LoRaWAN-Anwendungsfall des digitalen Bienenstocks eignet sich dafür, aktiv das Thema Umweltschutz voranzutreiben. Über die genauen Umsetzungsmöglichkeiten und Mehrwerte erfahrt ihr in unserem bereits veröffentlichten Blogbeitrag zum digitalen Bienenstock.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Bienenstock

LoRaWAN-Anwendungsfall Nr.10: Trafostationsmonitoring

Einer der üblichen LoRaWAN-Anwendungsfälle ist das Monitoring von Trafostationen im Verteilnetz eines Stadtwerks. Ähnlich wie Fernwärmenetze sind Netzbetreiber auf der Ebene des Verteilnetzes blind. Ein Monitoring ist meist nur auf höheren Spannungsebenen vorhanden. Im Zuge der Energiewende im Verteilnetz erfolgt die Integration von EE-Anlagen und größeren Verbrauchern wie z. B. Ladeinfrastruktur für E-Autos jedoch zunehmend auf den unteren Spannungsebenen, weswegen eine höhere Informationsbasis gerade auch mit Blick auf die Netzplanung erforderlich ist.

Eine Datenbasis schaffen beispielsweise intelligente Messsysteme. Diese Daten reichen jedoch nicht aus, da nur eine geringe Anzahl von Haushaltskunden ein intelligentes Messsystem bekommen wird. Auch findet am Anschlusspunkt des SMGW nur ein Monitoring der Strom- und Spannungsflüsse am Übergabepunkt vom Netz zum Haushalt statt. Allerdings ist auch eine Messung in den kritischen Assets wie Ortsnetztransformatoren notwendig, um ein Gesamtbild über die Auslastung des Verteilnetzes zu erhalten. Aus diesem Grund bietet sich der Einsatz von LoRaWAN-Sensorik an. Ein Beispiel haben wir in einem separaten Blogbeitrag zum Netztrafo Node von Acafl BFi vorgestellt.

Außerdem lassen sich Sensoren zur Überwachung von Kurzschlussanzeigern in Trafostationen installieren. In der Praxis findet ein Monitoring oft nicht statt, weswegen im Zweifel alle in Reihe angeschlossenen Ortsnetztrafostationen einzeln angefahren werden müssen, um die Quelle des Fehlers zu identifizieren. Der hohe Fahraufwand hat eine hohe Bearbeitungszeit zur Folge, was sich negativ auf das Q-Element des Netzbetreibers auswirkt. Hier besteht eine Möglichkeit Kosten zu senken, allein schon wenn eine Überwachung der Kurzschlussanzeiger erfolgt und ein gezieltes Anfahren der Station möglich ist.

LoRaWAN-Anwendungsfall: Trafostationsmonitoring

Fazit

Wie an diesem Blogbeitrag ersichtlich wurde, ist die Umsetzungsvielfalt für LoRaWAN-Anwendungsfälle groß und reicht von der internen Prozessoptimierung bis zu Smart City-Anwendungsfällen. Die hier vorgestellten Anwendungsfälle können von EVU umgesetzt werden. Es existieren jedoch auch eine Vielzahl weiterer Anwendungsfälle für Sie. Es sollte beim Infrastrukturaufbau aber nicht die Erwartungshaltung bestehen, diese mit einem LoRaWAN-Anwendungsfall finanzieren zu wollen. Vielmehr ist die Infrastruktur als Ausgangsbasis zu sehen, auf der eine Vielzahl von Anwendungsfällen umzusetzen sind, wobei jeder Anwendungsfall seinen Beitrag zur Finanzierung leisten muss. Über die Möglichkeiten des Aufbaus eines LoRaWAN-Geschäftsmodells haben wir bereits in unserem Blogbeitrag LoRaWAN Geschäftsmodell – Die Möglichkeiten im Überblick berichtet.

Bei Fragen und Anregungen zu den einzelnen LoRaWAN-Anwendungsfällen sprecht uns gerne an. Wenn ihr Ideen für einen völlig neuen Einsatz habt und einen Umsetzungspartner benötigt, stehen wir gerne mit unserer Expertise zur Verfügung. Sollte euch der Blogbeitrag gefallen haben abonniert gerne unseren Blog.

Redispatch 2.0 Ausfallarbeit – eine Erläuterung der Grundlagen (Aufforderungs- und Duldungsfall etc.)

Redispatch 2.0 Ausfallarbeit: Hintergrund

Das Thema Redispatch 2.0 rückt mit der Umsetzung des Einführungsszenarios ab dem 1. Juli immer mehr in den Fokus der Energiewirtschaft. Hierbei sind viele neue Prozesse im EVU zu etablieren, technische Grundlagen zu schaffen und das Thema Redispatch 2.0 immer weiter zu verstehen. Nach ersten Einblicken in unseren bereits vorliegenden Blogbeiträgen zum Thema Redispatch 2.0, den unterschiedlichen technischen Ressourcen und IDs sowie dem Redispatch 2.0 Einführungsszenario, widmen wir uns in diesem Beitrag nun den energiewirtschaftlichen Grundlagen zum Thema Redispatch 2.0 Ausfallarbeit. Dabei soll es darum gehen, was unter dem Begriff Ausfallarbeit zu verstehen ist, wie diese entsteht und die damit verbundenen Steuerungsprozesse (Aufforderungs- und Duldungsfall), Abrechnungsvarianten und Bilanzierungsmodelle (Prognose. & Planwertmodell) funktionieren.

Redispatch 2.0 Ausfallarbeit: Der Ausgangspunkt

Ausgangspunkt für das Thema Redispatch 2.0 Ausfallarbeit ist das energiewirtschaftliche Verständnis, dass die Beschaffung der Energie auf einer virtuellen, kaufmännischen Basis erfolgt. Eine Abstimmung der physikalischen Begrenzung des Stromnetzes erfolgt in diesem Schritt nicht. In der Praxis müssen daher alle Bilanzkreisverantwortlichen ihre Fahrpläne in Form von ausgeglichenen Bilanzkreisen am Vortag bei den zuständigen Bilanzkreiskoordinatoren (ÜNBs) einreichen. Diese führen auf Basis aller eingereichten Bilanzkreise eine Lastflussberechnung durch, um Netzengpässe für den nächsten Tag zu identifizieren. Wird ein physikalischer Engpass festgestellt, erfolgt eine Anweisung an einzelne Anlagenbetreiber, ihre Erzeugung bzw. Verbrauch für den nächsten Tag zu erhöhen bzw. zu drosseln. So kommt es z. B. zu dem berühmten Beispiel, dass Windkraftwerke im Norden des Landes ihre Erzeugung drosseln müssen und Gaskraftwerke im Süden ihre Leistung erhöhen, weil die Netzkapazität von Nord nach Süd nicht ausreicht. Die Folge einer Verlagerung der Erzeugungsleistung durch eine Redispatchmaßnahme kann ein Herauffahren der Anlage bedeuten, was zu einer negativen Ausfallarbeit führt (positiver Redispatch) oder ein Herunterfahren der Anlage, was zu einer positiven Ausfallarbeit führt (negativer Redispatch).

Im Rahmen der Anpassungen Redispatch 2.0 werden nun nicht nur die ÜNBs, sondern auch alle VNBs mit in den Prozess einbezogen sowie eine ganze Reihe neuer Erzeugungsanlagen, im Redispatch 2.0 technische Ressource genannt. Damit eine technische Ressource durch eine Redispatchmaßnahme herauf- oder heruntergefahren werden kann, ist natürlich der Einbezug des Einsatzverantwortlichen und der damit verbundenen technischen Ressource notwendig. Dies erfolgt entweder über den Aufforderungs- oder Duldungsfall, bei dem es zu einer Entstehung der Ausfallarbeit kommt. Aus diesem Grund schauen wir uns das Funktionsprinzip in diesem Blogbeitrag einmal näher an.

Der Aufforderungsfall

Grundvoraussetzung sowohl bei dem Aufforderungs- als auch dem Duldungsfall ist der Einbezug der technischen Ressourcen in den Redispatch 2.0-Prozess, bei dem der Netzbetreiber die Fahrpläne oder Prognosen der Simulation der Lastflussberechnung zur Erkennung von kritischen Netzzuständen miteinbezieht.  Im Rahmen des Aufforderungsfalls erfolgt die Anpassung der Leistung der steuerbaren technischen Ressource nicht direkt über den Netzbetreiber, sondern ist durch den Einsatzverantwortlichen durchzuführen. Hierfür erhält dieser über den Data-Provider seinen neuen Fahrplan über den Netzbetreiber. Da die Information des neuen Fahrplans lediglich eine Prognose des zukünftigen Bedarfs der technischen Ressource darstellt, kann es dann zum Zeitpunkt der Aktivierung der technischen Ressource noch zu Abweichungen der Ausfallarbeit kommen. 

Prozess Abruf im Planwertmodell im Aufforderungsfall (Copyright: BNetzA)

Der Duldungsfall

Im Gegensatz zum Aufforderungsfall ist nicht der Einsatzverantwortliche für die Anpassung der Leistung der technischen Ressource verantwortlich, sondern der Netzbetreiber ist berechtigt, die Schalthandlung direkt auf der technischen Ressource durchzuführen. Der Einsatzverantwortliche wie auch der Betreiber der technischen Ressource müssen den Eingriff des Netzbetreibers „dulden“.  Ob der Aufforderungs- oder Duldungsfall gewählt wird, hängt von den technischen Restriktionen des Netzbetreibers ab. Planbare Anlagen sind dem Duldungsfall zuzuordnen. In der Praxis sollen sich technische Ressourcen mit Rundfunksteuertechnik und technische Ressourcen kleiner 1 MW immer im Duldungsfall befinden. Größere technische Ressourcen können sich auch im Duldungsfall befinden. Ebenso sind Speicher- und Laufwasserkraftwerke im Duldungsfall sowie dargebotsabhängige Anlagen wie Wind- oder PV-Anlagen.

Ausfallarbeit: Bilanzierungsmodell

Nachdem es durch die Durchführung einer Redispatchmaßnahme im Aufforderungs- oder Duldungsfall es zu einer Ausfallarbeit gekommen ist, ist die Menge der Ausfallarbeit zu bilanzieren. Hierfür existieren im Redispatch 2.0 zwei verschiedene Verfahren: das Prognosemodell und das Planwertmodell.

Prognosemodell

Bei dem Prognosemodell handelt es sich um das Standardmodell zur Bilanizerung der Ausfallarbeit. Der Netzbetreiber erstellt im Rahmen des Modells eine Prognose über die Produktion der technischen Ressource, weswegen er die Berechnung der Ausfallarbeit selbst übernimmt. In diesem Kontext bilanziert er, welche Menge als Ausfallarbeit angefallen ist und schickt diese an den Betreiber der technischen Ressource weiter, welcher die Berechnung des Netzbetreibers zu überprüfen hat. Die Übermittlung der Werte erfolgt bis zum 8. Werktag des Folgemonats. Die Menge der Ausfallarbeit überführt der Netzbetreiber zur „Bereinigung der Bilanzkreise“ am Ende in eine sog. Ausfallüberführungszeitreihe (AAÜZ).

Planwertmodell

Im Planwertmodell erfolgt im Gegensatz zum Prognosemodell keine Prognose der technischen Ressource, sondern eine Erfassung und Übermittlung des Fahrplans direkt an den Netzbetreiber. Es liegen somit keine Prognosen, sondern Echtzeitdaten vor! Daher erfolgt die Ermittlung des Fahrplans und der damit verbundenen Ausfallarbeit durch den Betreiber der technischen Ressource selbst. Die Ausfallarbeit ist dem Netzbetreiber zu melden, welcher die Angaben des Betreibers überprüft. Um an dem Planwertmodell mit seiner eigenen technischen Ressource teilnehmen zu können, sind bestimmt Kriterien zu erfüllen, auf die aber in diesem Beitrag nicht näher eingegangen werden soll. Im Anschluss erfolgt nach der Genehmigung der Ausfallarbeit durch den Netzbetreiber der bilanzielle und finanzielle Ausgleich über den Netzbetreiber.

Redispatch 2.0 Ausfallarbeit: Abrechnungsvarianten

Nach erfolgter Bilanzierung muss im Nachgang eine Abrechnung der angefallenen Redispatch 2.0 Ausfallarbeit erfolgen. Hierfür existieren drei verschiedene Abrechnungsvarianten, deren Auswahl von unterschiedlichen Kriterien abhängt.

Spitzabrechnung

Die erste Variante stellt die Spitzabrechnung dar. Hierfür muss der Netzreiber der technischen Ressource bestimmte technische Voraussetzungen erfüllen. Beispielsweise benötigt eine Windkraftanlage zur Berechnung der Ausfallarbeit nach der Spitzabrechnung direkt von der Anlage vor Ort erhobene Wetterdaten, um die potenzielle Ausfallarbeit auf Basis der Wetterdaten berechnen zu können. Hierfür findet bei einer Windkraftanlage die Verknüpfung der Wetterdaten mit der Anlagenkennlinie statt, die am Ende die potenziell mögliche Anlagenleistung ohne die Durchführung der Redispatchmaßnahme angibt. Bei Solaranlagen erfolgt dies nicht über die Messung der Windgeschwindigkeit, sondern über die Messung des Einstrahlleistung der Sonne, während bei nichtflukturierenden Anlagen wie konventionellen und Biomasseanlagen der Fahrplan als Grundlage dient. Vereinfacht ausgedrückt dienen die SCADA-Daten der Anlagensteuerung für die Spitzabrechnung als wesentliche Grundlage zur Abrechnung der Ausfallarbeit.

Spitzabrechnung „light“

Der Unterschied zwischen Spitzabrechnung und Spitzabrechnung „light“ ist die Erfassung aller wesentlichen Informationen zur Berechnung der Ausfallarbeit nicht direkt an der Anlage, sondern z. B. über den Einbezug von Referenzstandorten. Dies kann z. B. die Nutzung der Messtechnik zur Erfassung der Wetterdaten einer benachbarten Windkraftanlage als Referenzstandort sein. Für Solaranlagen können auch die Daten von Wetterdienstleistern genutzt werden. Hier könnte es sich für ein EVU u. a. anbieten, LoRaWAN-Wetterstationen im eigenen Versorgungsgebiet zu installieren und die Messdaten den Betreibern der technischen Ressourcen zu verkaufen, damit diese am Spitzabrechnungsverfahren „light“ und nicht am Pauschalverfahren teilnehmen müssen.

Pauschalverfahren

Das Pauschalverfahren zur Berechnung und Abrechnung der Ausfallarbeit wird immer dann angewendet, wenn die messtechnischen Anforderungen für die Spitzabrechnung oder Spitzabrechnung „light“ nicht erfüllt sind. In diesem Fall erfolgt die Berechnung der Ausfallarbeit über die Betrachtung der erzeugten Energiemenge der letzten Viertelstunde vor der Aktivierung der Redispatchmaßnahme. Die Grundlage hierfür sind die prognostizierten Daten aus dem erstellten Fahrplan.

Insgesamt liegt die Auswahl des Abrechnungsmodells beim Betreiber der technischen Ressource, der die Einhaltung der technischen Mindestanforderungen sicherzustellen hat.

Fazit zum Thema Ausfallarbeit im Redispatch 2.0

Insgesamt handelt es sich bei dem Thema Redispatch 2.0 Ausfallarbeit um ein äußerst komplexes Thema, zu dem in diesem Blogbeitrag die wesentlichen Zusammenhänge dargestellt wurden. Jeder Betreiber einer technischen Ressource muss für sich selbst klären, welches Modell – Aufforderungs- oder Duldungsfall – er präferiert sowie welches Bilanzierungs- und Abrechnungsmodell für ihn am vorteilhaftesten ist. Für Netzbetreiber, Lieferanten und Anlagenbetreiber bedeuten die neuen Prozesse aus dem Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Thematik Ausfallarbeit einen erhöhten Mehraufwand. Neue Prozesse sind zu etablieren, die verschiedenen Prognose- und Abrechnungsmodelle zu prüfen sowie Systemseitig umzusetzen und in die bestehenden IT- und Prozessinfrastrukturen zu integrieren. Für eine tiefergehende Analyse der vorgestellten Themen ist sicherlich ein Blick in die Leitfäden des BDEW zum Thema Redispatch 2.0 empfehlenswert, wo auch eine visuelle Darstellung der wesentliche Prozesse rund um das Thema Ausfallarbeit zu finden ist.

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

Praxisbericht: LoRaWAN in der Netzleitstelle

Smart Grid: Mit LoRaWAN in der Netzleitstelle

LoRaWAN in der Netzleistelle zur Realisierung eines intelligenten Energieversorgungsnetzes ist längst kein abstraktes Thema in der Branche mehr. Immer mehr EVUs begeben sich auf den Weg, ihre neugewonnenen Informationen in die jeweiligen Fachsysteme zu integrieren. Neben der Abrechnung von LoRaWAN-Zählern stellt die Netzleitwarte eines Stadtwerks ein präferiertes System da. Hierbei soll LoRaWAN als Übertragungstechnik dazu dienen, den Transformationsprozess des Energieversorgungsnetzes hin zu einem Smart Grid zu unterstützen.

Die Netzleitstelle als Herzstück zur Überwachung und Steuerung des Energieversorgungsnetzes nimmt dabei eine zentrale Rolle ein. Die erhobenen Daten aus dem LoRaWAN-Netz werden dem Mitarbeiter in der Leitwarte für eine bessere Entscheidungsgrundlage zur Verfügung gestellt. Die Ableitung von Maßnahmen soll so besser und einfacher getroffen werden können. Doch es stellt sich grundsätzlich die Frage, wie eine Integration von Messwerten aus dem LoRaWAN-Netz in die Netzleitstelle erfolgt und welche Daten dort überhaupt visualisiert werden sollten. Da viele vor Projekten rund um das Thema Netzleitwarte auf Grund der hohen Komplexität oder Sicherheitsbedenken zurückscheuen, wollen wir einen Blick darauf werfen, welche Fragestellungen zu klären sind und wie ein solches Projekt umgesetzt werden kann. Ausgangspunkt sind jedoch die technischen Voraussetzungen, weswegen wir zuerst einen Blick auf die Grundlagen der Fernwirktechnik und die notwendige IT-Architektur werfen:

Fernwirktechnik: Was sind die Grundlagen?

In der Vergangenheit und auch noch heute erfolgt die Anbindung von Assets in die Netzleitwarte oft über klassische Fernwirktechnik. Dabei stellt die Fernwirktechnik einen Teil der Netzleittechnik dar, der die Messungs-, Steuerungs- und Regelungstechnik umfasst. In der Fernwirktechnik ist zwischen der Überwachungs- und Steuerungsrichtung zu unterscheiden. Diese sind abhängig vom Blickwinkel des Betrachters, sprich dem Mitarbeiter in der Netzleitwarte. Aus Blickrichtung des Betrachters spricht man von der Steuerungsrichtung. Aus der Perspektive zum Betrachter hin, hingegen von der Übertragungsrichtung.

Die Fernwirktechnik besteht im Allgemeinen aus einem zu überwachenden Objekt, das mittels eines Fühlers überwacht wird. Der Fühler greift physikalische Größen wie z. B. den Druck oder Temperaturwert des Assets ab und wandelt den analogen Messwert mittels eines Umformers in einen digitalen Messwert um. Standardschnittstellen sind hier z. B die 0-20 mA- oder 4-20 mA-Schnittstelle. Über einen Verstärker erfolgt die Übertragung des digitalen Messwerts zu einem zweiten Umformer, der den digitalen Messwert zurück in einen analogen Messwert übersetzt und der Netzleitstelle zur Verfügung stellt. Der Mitarbeiter kann sich dann die Information des Objekts in der Netzleitstelle anzeigen lassen und ggf. Steuerungsbefehle ausgeben, sofern das Objekt über eine entsprechende Steuerungseinheit verfügt.

Grundlegende Beschreibung der Fernwirktechnik
Grundlagen der Fernwirktechnik

Hier stellt sich nun die Frage, wie eine Integration von LoRaWAN in der Netzleitstelle erfolgen kann und wie auf den bereits bestehenden Erfahrungen im Bereich der Fernwirktechnik aufgesetzt werden kann. Hierzu werfen wir einen ersten Blick auf die notwendige IT-Architektur:

IT-Architektur: LoRaWAN in der Netzleistelle

Bei der Integration eines Objekts mittels LoRaWAN in die Netzleitwarte ist wie auch in der Fernwirktechnik ein geeigneter Fühler auszuwählen. Der LoRaWAN-Sensor stellt dabei den Fühler dar. Dieser wandelt die analogen Messwerte in digitale Messwerte um. Alternativ können auch bereits bestehende digitale Messwerte abgegriffen werden und über eine LoRaWAN-Bridge in das „LoRaWAN-Format“ übersetzt werden, wie dies in der folgenden Abbildung dargestellt ist.

Der LoRaWAN-Sensor als Fühler ist zur Übertragung der Messwerte in das LoRaWAN-Netz eingebunden. Dieses übernimmt die Rolle des Verstärkers zum Transport der Messwerte und besteht aus dem LoRaWAN-Gateway und dem LoRaWAN-Netzwerk-Server (LNS). Die Informationen werden an den Data-Hub, die IoT-Plattform, übertragen. Dort findet die Entschlüsselung der LoRaWAN-Messwerte statt. Über eine integrierte Schnittstelle im Data-Hub erfolgt dann eine Übersetzung der Messwerte in das IEC-104-Protokoll. Dabei handelt es sich um ein standardisiertes Protokoll, das in der Fernwirktechnik eingesetzt wird und von der Netzleitstelle verarbeitet werden kann. Das Protokoll gibt bestimmte Arten bzw. Typen von Messwerten vor, die übertragen werden können. In diesem Beispiel sind dies die Typen 1,2 und 13.

Bei der Schnittstelle im Data-Hub handelt es sich um einen IEC-104-Slave, der mit einem IEC-104-Master aus der Netzleitwarte verbunden ist, da Netzleitwarten nach dem Master-Slave-Prinzip arbeiten. Hierfür muss eine Verbindung zwischen dem Master und dem Slave (Master-Slave-Prinzip) hergestellt werden. In unserem Beispiel steht der Data-Hub mit dem 104-Slave im kommunalen Rechenzentrum der items GmbH und der Master im Rechenzentrum des Kunden. Zur Sicherstellung einer sicheren Verbindung ist ein VPN-Tunnel zwischen Master und Slave installiert. Eine Anpassung der Firewallregeln ist hierfür notwendig.

Nachdem eine Verbindung zwischen Master und Slave hergestellt ist, müssen beide aufeinander abgestimmt werden. Nach erfolgter Konfiguration ist nun eine Einrichtung von Sensoren im Data-Hub-LoRaWAN möglich. Zur Übertragung der Messwerte sind die Sensoren mit dem IEC-104-Slave im Data-Hub zu verknüpfen. Die Netzleitwarte kann sich dann über den IEC-104-Master die Daten über das Pullprinzip abholen. Zuletzt erfolgt eine Weiterleitung der Messwerte über den Master per LAN-Verbindung in die Verbunds- bzw. Netzleitstelle.

IT-Architektur der Netzleitstelle mit LoRaWAN
IT-Architektur

Anwendungsfälle: Welche gehören in die Netzleitstelle?

Auf dem ersten Blick ist man schnell dazu verleitet, möglichst alle Informationen in der Netzleitwarte zu visualisieren. Von Strom- und Spannungsmessungen an Trafostationen und KVS-Schränken über jegliche Assets im Bereich der Gas- und Wasserversorgung wie in der Fernwärme. Bevor dies jedoch erfolgt, sollte zuerst eine Analyse und Grundsatzentscheidung getroffen werden, welche Messwerte in die Netzleitwarte gehören und welchen Mehrwert diese liefern sollen. Im Allgemeinen ist die Frage zu beantworten: Handelt es sich um Messwerte, die für ein Live-Monitoring notwendig sind oder eher um Messreihen zur Planung und Optimierung des Energieversorgungsnetzes?
Viele Messwerte werden oft nur zu Planungs- oder strategischen Optimierungszwecken benötigt, weswegen eine Integration nicht erforderlich ist. Im Fokus sollten daher Messwerte stehen, die dem Live-Monitoring dienen und die Entscheidungsfähigkeit des Mitarbeiters unterstützen. Schalthandlungen sollten dabei nicht umgesetzt werden, da die Latenzzeit und Zuverlässigkeit von LoRaWAN zu gering ist, um eine sachgerechte Umsetzung von Steuerungsbefehlen zu gewährleisten.

In der Praxis handelt es sich um Anwendungsfälle, die eher Entscheidungen in der Netzleitwarte betreffen und die die Handlungsfähigkeit der Mitarbeiter beschleunigen, deren Ausfall aber nicht den Betrieb des Energieversorgungsnetzes gefährdet. Ein klassisches Beispiel stellen Schleppzeiger dar. Wird ein Schleppzeiger mittels eines LoRaWAN-Sensors überwacht und ausgelöst, erhält der Mitarbeiter die Information sofort in der Netzleitwarte. Da der Standort der Fehlermeldung bekannt ist, kann der Monteur gezielt den Fehlerort ansteuern. Die Störung kann deutlich schneller behoben werden, da nicht ggf. jede Ortsnetzstation einzeln abgefahren werden muss. Das Q-Element kann so deutlich gesteigert werden. Sollte der LoRaWAN-Sensor ausfallen, stellt dies aber keine Gefährdung des Betriebs dar, weil zur Not wie früher jede Ortsnetzstation einzeln angefahren werden kann.

Daher haben sich in der Praxis verschiedene Anwendungsfälle über die einzelnen Sparten durchgesetzt. Hierzu zählt z. B. neben der Überwachung von Schleppzeigern, das Monitoren von Kurzschlussanzeigern, die Überwachung von Sicherheitsabsperrventilen (SAV) bei Gasdruckregelstationen, das Monitoren von Fernwärmeschlechtpunkten oder die Strom- und Spannungsüberwachung netzrelevanter Trafostationen.

ISO 27001: Ist LoRaWAN in der Netzleitstelle erlaubt?

Da es sich bei der Netzleitstelle um einen Teil der kritischen Infrastruktur handelt, ist die Sicherheit ein wesentliches Kriterium. Hierfür hält jeder Netzbetreiber ein eigenes Informationssicherheitskonzept nach der ISO 27001 vor. Da mit der Integration von LoRaWAN in der Netzleitstelle aktiv in das System eingegriffen wird, sind immer auch die Auswirkungen auf das Sicherheitskonzept zu berücksichtigen.

Ob eine Anpassung des Informationssicherheitskonzepts nach ISO 27001 notwendig ist, muss immer im Einzelfall geprüft werden. Eine Pauschalaussage ist an dieser Stelle nicht möglich, da auch der Scope des Konzepts entscheidend ist. In vielen Fällen wird der Scope erst berührt, wenn über LoRaWAN auch Schalthandlungen realisiert werden würden. Dies ist aber in den meisten Fällen nicht der Fall und auf Grund der technischen Eigenschaften von LoRaWAN selten ratsam.

Da die LoRaWAN-Messwerte eher den Entscheidungsprozess des Mitarbeiters fördern, im Falle einer Nichtverfügbarkeit der Daten aber nicht den Netzbetrieb gefährden, ist eine Anpassung des Konzepts meist nicht notwendig. Allerdings haben manche Netzbetreiber ihren Scope soweit gefasst, dass schon die bloße Existenz der Information ausreicht, die Entscheidung eines Mitarbeiters zu verändern, sodass dies auch im Informationssicherheitskonzept zu berücksichtigen ist. In diesem Fall ist eine Risikobetrachtung und -bewertung durchzuführen. Zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen könnten im Einzelfall die Folge sein, die einen Einsatz von LoRaWAN in der Netzleitstelle nicht verhindern.

Projektumsetzung: Worauf kommt es an?

Bei Projekten rund um die Netzleitwarte haben viele Projektmanager und Beteiligte oft Bedenken, was die Umsetzung angeht. Zum einen besteht eine hohe Komplexität hinsichtlich der Integration der Projektbeteiligten, da eine Vielzahl von Mitarbeitern mit unterschiedlichem Know-how notwendig sind. Zum anderen müssen die Fragen hinsichtlich der IT-Sicherheit ausreichend beantwortet werden, um die Fachabteilung erfolgreich einzubinden. Hinzu kommt die Problematik des unterschiedlichen inhaltlichen Verständnisses der Beteiligten. Hinzu können Kommunikationsprobleme kommen, die aus einem unterschiedlichen Wording entstehen. So können z. B. Mitarbeiter aus der Fernwirktechnik unter dem Begriff Master-Slave etwas komplett anderes verstehen als die Mitarbeiter aus der IT, welche die Firewallregeln anpassen. Aus diesem Grund ist die Grundvoraussetzung, dass die notwendigen Wissenträger eingebunden sind und in diesem Fall bereits ein LoRaWAN-Netz besteht sowie der Data-Hub bereits im Einsatz ist.
Zur Integration von LoRaWAN in die Netzleitstelle sollte daher im ersten Schritt der IEC-104-Slave im Data-Hub installiert und konfiguriert werden. Im Anschluss erfolgt die Installation des VPN-Tunnels. Die Verbindung zwischen dem IEC-104-Slave im Data-Hub und dem IEC-104-Master der Netzleitstelle sollte dann über ein Ping-Signal getestet werden, um die Funktionsfähigkeit des VPN-Tunnels zu gewährleisten.

Ist der VPN-Tunnel einsatzfähig, kann die Konfiguration des IEC-104-Slave und -Master erfolgen. Hier bietet es sich an, direkt mit einem Testsensor die Konfiguration auszuprobieren. Ist die Konfiguration abgeschlossen, kann die Verbindung vom Data-Hub zur Netzleitstelle für weitere Sensoren genutzt werden. Die Umsetzung der Anwendungsfälle kann somit starten.

In der Praxis wird für ein Projekt dieser Art ein Zeitraum von 1 bis 3 Monaten benötigt. Die Zeitspanne ist abhängig vom IoT-Wissen des Kunden, der Anzahl der eingebundenen Dienstleister und der Größe des Personenkreises. Gerade bei einer hohen Dienstleisterdichte und vielen Projektbeteiligten besteht ein hoher Abstimmungsbedarf, der zu einer längeren Projektumsetzung führt. Hierbei stellten in laufenden Projekten eine ausreichende Kommunikation, die Einführung eines einheitlichen Wordings, das alle Projektbeteiligten verstehen, und die Anpassung der Firewallregeln, wenn mehrere Dienstleister integriert waren, die größten Herausforderungen dar. Je nach Komplexität liegt ein solches Projekt bei zwischen 10 bis 20 Personentagen. Zusätzliche Anpassungen in der Netzleitwarte durch den Hersteller der Netzleitwartensoftware und Aufwände für eine mögliche Anpassung des ISMS nach ISO 27001 sind in dieser Kalkulation nicht enthalten.

Projektstruktur zur Integration von LoRaWAN
Projektstruktur zur Integration von LoRaWAN

Fazit: LoRaWAN in der Netzleitstelle

Die Integration von LoRaWAN in der Netzleitstelle stellt aus heutiger Sicht kein großes Problem mehr da. Die Technik ist mittlerweile so weit, dass eine Integration problemlos möglich ist. Die Komplexität und Aufwände sind nicht höher als bei anderen, heute üblichen IT-Projekten. Durch die Integration von Messwerten in der Netzleitwarte wird den Mitarbeitern die Möglichkeit gegeben, die Informationen aus dem LoRaWAN-Netz direkt im eigenen Fachsystem zu nutzen. Ein Zugriff auf den Data-Hub und somit ein Medienbruch für den Mitarbeiter ist somit nicht mehr nötig.
Durch die Verbesserung der Prozesseffizienz im Netzbetrieb ist von einer schnellen Amortisation der Kosten auszugehen. Durch die Steigerung des Q-Elements, z. B. durch das Überwachen von Schleppzeigern, und einer schnelleren Störungsbehebung können finanzielle Mehrwerte schnell gehoben werden. Hinzu kommt eine generelle Zeitersparnis für die eigenen Mitarbeiter, da die Anzahl des Personals bedingt durch den demographischen Wandel stetig abnimmt.

Zur Umsetzung eines sog. Smart Grids wird es jedoch nicht ausreichen, nun sämtliche Anwendungsfälle auf LoRaWAN zu realisieren und in die Netzleitwarte zu integrieren. LoRaWAN stellt in diesem Kontext nur ein zusätzliches Werkzeug dar, das die Transformation des Energieversorgungsnetzes unterstützt. Vielmehr ist in der Zukunft von einem Technologie-Mix auszugehen, bei dem sowohl kabelgebundene Lösung per Glasfaser, als auch Funklösungen wie LoRaWAN, 450 MHz oder NB-IoT zum Einsatz kommen.

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

ARegV-Novelle: Engpassmanagement im Benchmarkingprozess

Engpassmanagement und der Digitalisierungsfaktor in der EOG-Formel

Die Diskussion um eine Überarbeitung der ARegV als Herzstück der Regulierung von Netzbetreibern wird schon lange geführt. Im Rahmen verschiedener Konsultationsprozesse hat das BMWi im April 2021 einen ersten Referentenentwurf zur Weiterentwicklung der ARegV mit einer ARegV-Novelle mit dem Schwerpunkt zum Thema Engpassmanagement veröffentlich. Dabei stellt das Thema Engpassmanagement das zentrale Thema der Novelle dar. Bedingt durch den stetigen Ausbau von EE-Anlagen vor allem auf den unteren Netzebenen wird ein Managen der Erzeugungsleistungen und Flexibilitäten zur Vermeidung von Netzengpässen unausweichlich. In diesem Kontext schlägt der BDEW einen Digitalisierungsfaktor im Benchmarkingprozess vor, um den Aufbau eines Smart Grids voranzutreiben. Zuvor soll aber auf die Thematik des Engpassmanagements eingegangen werden.

Da das Engpassmanagement in der aktuellen Regulatorik für Netzbetreiber ein unkritisches Thema darstellt, weil es sich um nichtbeeinflussbare Kosten handelt, die somit nicht dem Benchmarkingprozess unterliegen, haben Netzbetreiber das Thema eher stiefmütterlich behandelt. Durch die Umlagefähigkeit der Kosten und den mangelnden Anreiz der Regulierung, IT-Infrastrukturen aufzubauen, um Netzengpässe zu vermeiden, soll dieses Problem nun aktiv mit der ARegV-Novelle angegangen werden. Hierbei handelt es sich um den aktuellen Referentenentwurf, zu dem die Marktakteure bereits Stellung nehmen konnten. Konkret sind in der Novelle Änderungen sowohl für die ÜNBs als auch die VNBs geplant, die sich sicherlich auch auf die Redispatch 2.0-Prozesse auswirken werden.

ARegV-Novelle: Engpassmanagement für ÜNBs

Das Herzstück der neuen Regelung zur Thematik Engpassmanagement ist in § 17 ARegV-Novelle geregelt. Im Kern wird eine neue Regelung für den Umgang mit entstandenen Kosten für Transportkapazitäten in Form eines neuen Anreizsystems zum Umgang mit Engpassmanagementmaßnahmen im Übertragungsnetz geschaffen. Die Ausgangsbasis zur Feststellung der Kosten bildet ein Referenzwert, der über eine lineare Trendfunktion der letzten fünf Jahre die Engpassmanagementkosten abbildet. Nach § 34 erfolgt zusätzlich eine jährliche Korrektur des Referenzwertes zwischen 12 Mio. € und 144 Mio. €.

Wird der Referenzwert unterschritten, erhalten die ÜNBs einen Bonus (EOG-Zuschlag); wird der Referenzwert überschritten, zahlen die ÜNBs einen Malus (EOG-Abzug). Um die Risiken für den ÜNB zu begrenzen, werden die Kosten für ÜNBs auf maximal 6 % der Ist-Kosten bzw. 30 Millionen Euro p. a. gedeckelt. Die Zu- und Abschläge werden in der EOG-Formel für Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigt.

Damit ÜNBs bereits in der dritten Regulierungsperiode tätig werden, wird als Anreiz („early action“) ein reines Bonussystem mit einem doppelt so hohen Beteiligungsfaktor (12 %) bis zum 31. Dezember 2023 umgesetzt. Bis zum Ende der dritten Regulierungsperiode gelten die Kosten des Engpassmanagements als nicht beeinflussbare Kosten. Somit werden die entstandenen Kosten frühestens ab dem Jahr 2026 in den Effizienzvergleich einbezogen.

ARegV-Novelle: Engpassmanagement für VNBs

Nicht nur die Übertragungsnetzbetreiber, sondern auch die Verteilnetzbetreiber werden in das neue Engpassmanagement mit einbezogen. So gelten die Kosten des Engpassmanagements nach Ende der Regulierungsperiode nicht mehr als nicht beeinflussbare Kosten, sondern als volatile und somit beeinflussbare Kosten. Somit kann die EOG des VNB jährlich angepasst werden. Grundsätzlich sollen die betreffenden Kosten damit erstmals in den Effizienzvergleich für die fünfte Regulierungsperiode, der ab 2026 durchgeführt wird, einbezogen werden. Die VNBs haben somit in der vierten Regulierungsperiode eine Übergangsregelung, um sich auf die Umsetzung eines kosteneffizienten Engpassmanagements vorzubereiten.

Damit die Kosten des Engpassmanagements in den Effizienzvergleich für die fünfte Regulierungsperiode einbezogen werden können, hat die BNetzA eine Festlegung hinsichtlich einer angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen dem Bau von EEG-Anlagen und dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich zu treffen. Von der Möglichkeit kann die BNetzA vor allem dann Gebrauch machen, wenn die Kosten des zeitlichen Versatzes außerhalb des Einflusses des VNB liegen. Aus diesem Grund kann die BNetzA sowohl allgemeine als auch individuelle Festlegungen gegenüber den VNBs erlassen.

Kostenbestandteile des Engpassmanagements

Im Anhang der ARegV-Novelle findet sich eine Auflistung, welche Maßnahmen dem Engpassmanagement zugeordnet sind. Hierzu zählen folgende Punkte:

  1. „Abruf von Marktkraftwerken zum Zwecke des Engpassmanagements inklusive Kosten für das Anfahren
  2. Einspeisemanagementmaßnahmen
  3. Handelsgeschäfte zum energetischen Ausgleich
  4. Abruf der Kapazitätsreserve zum Zwecke des Engpassmanagements
  5. Abruf der Netzreserve zum Zwecke des Enpassmanagements, inklusive Kosten für das Anfahren im sog. Week-ahead-planning-Prozess (WAPP)
  6. Abruf besonderer netztechnischer Betriebsmittel nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes in der bis zum Ablauf des TT.MM.2021 [Inkrafttreten der aktuell laufenden EnWG-Novelle] geltenden Fassung zum Zwecke des Engpass-managements
  7. Abruf abschaltbarer Lasten nach AbLAV zum Zwecke des Engpassmanagements
  8. Abruf zuschaltbarer Lasten zum Zwecke des Engpassmanagements (insbesondere im Bereich Nutzen statt Abregeln)
  9. Kosten ausgrenzüberschreitendem Redispatch und Countertrading einschließlich der von deutschen Übertragungsnetzbetreibern zu tragenden Anteile im Rahmen der Capacity Allocation & Congestion Management-Methode“

BDEW-Vorschlag: Digitalisierungsfaktor in der EOG-Formel:

Da für die Umsetzung eines kosteneffizienten Engpassmanagements eine Digitalisierung der Netze erforderlich ist, ist der Aufbau eines sog. Smart Grids zwingend notwendig. Nur so können Ressourcenengpässe erkannt und gesteuert werden. Somit geht es für Netzbetreiber nicht nur darum, im Rahmen der Energiewende dezentrale Erzeugungsanlagen zu implementieren, sondern auch darum, Flexibilitäten im Netz abzurufen und bedarfsgerecht einzusetzen. Der Aufbau einer sicheren Steuerungs- und Kommunikationsinfrastruktur ist hierfür erforderlich.

Netzbetreiber haben allerdings nur die Möglichkeit, mit dem bestehenden Kapitalkostenabgleich innerhalb der Regulierungsperiode ihre CAPEX-Kosten anerkannt und verzinst zu bekommen. Anders sieht es bei den OPEX-Kosten aus, zu denen auch ein Großteil der Kosten der IT-Infrastruktur und des IT-Betriebs zählen. Somit ist bei der Umsetzung der Energiewende zu einem Smart Grid mit einem Anstieg der aufwandsgleichen Kosten (OPEX) zu rechnen.

Da die Festlegung der OPEX-Kosten im Basisjahr nach dem Budgetprinzip erfolgt, sind Netzbetreiber gezwungen, ihre IT-Ausgaben bereits früh im Voraus zu planen. Steigen diese Kosten über das festgelegte Niveau des Basisjahrs an, bekommt der Netzbetreiber diese nicht erstattet. Er erwirtschaftet einen Verlust. Um diese Lücke zu schließen, hat der BDEW einen Vorschlag für die Einführung eines Erweiterungsfaktors im Rahmen der Novelle der Anreizregulierung gemacht. Ähnlich wie bei dem Erweiterungsfaktor in der 3. Regulierungsperiode für ÜNBs, kann die EOG bei besonderen Ausgaben zur Digitalisierung des Netzes angepasst werden. Der BDEW schlägt in diesem Zusammenhang folgende Parameter vor:

  1. „Anzahl der Zählpunkte in Niederspannung, an denen steuerbare Verbrauchseinrichtungen, insbesondere Ladepunkte für Elektromobile oder die Sektorenkopplung stützende Wärmeversorgung betrieben werden
  2. Gesteuerte Anschlussleistung der in der Mittel- und Hochspannung angeschlossenen Ladepunkte für Elektromobile sowie von Anschlusspunkten für die Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung
  3. Anzahl der im Versorgungsgebiet mit moderner, digitaler Kommunikation erschlossenen Zählpunkte, Erzeugungsanlagen und sonstigen Betriebsmittel
  4. Anzahl oder Leistung der durch den Netzbetreiber abgeschlossenen Flexibilitätsvereinbarungen

Zusätzlich, weil es ohne steigende Einspeisung keine vertiefte Sektorenkopplung geben kann:

  1. Anschlussleistung der in Niederspannung angeschlossenen EEG-Anlagen sowie KWKG-Anlagen
  2. Anschlussleistung der in Mittel- und Hochspannung angeschlossenen EEG-Anlagen so-wie KWKG-Anlagen“

Durch das Instrument eines Erweiterungsfaktors Digitalisierung würde dem Netzbetreiber die Möglichkeit geboten werden, das Thema Digitalisierung der eigenen Infrastruktur hin zu einem Smart Grid aktiv voranzutreiben. Allerdings handelt es sich hier nur um einen Vorschlag des BDEW, der in dem aktuellen Entwurf noch nicht enthalten ist. Die Problematik der OPEX-Kostenanerkennung ist der Branche schon lange bekannt, man darf also gespannt sein, ob der Gesetzgeber den Input des BDEW aufgreift und dieser im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens aufgenommen wird. Der BDEW hält die ARegV-Novelle mit dem Schwerpunkt Engpassmanagement somit zum jetzigen Zeitpunkt für nicht ausreichend.

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

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!

Wenn euch der Artikel gefallen hat, abonniert gerne unseren Blog.

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

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

Transformatoren: Von der Blackbox zum intelligenten Asset

Transformatoren, das Herzstück im Stromnetz

Transformatoren sind sehr teure und wichtige Assets im Verteilnetz, denn Sie verbinden die höheren Spannungsebenen mit dem Niederspannungsnetz. Im Gegensatz zu den großen Transformatoren im Übertragungsnetz, ist die klassische Ortsnetzstation in den meisten Fällen weder überwacht noch mit Fernwirktechnik ausgestattet.

Für die zukünftigen Herausforderungen im Verteilnetz fehlt es vor allem an Informationen, denn im Moment befinden sich die meisten Niederspannungsnetze im Blindflug. Nur aufgrund ihrer großen Kapazitäten waren die tatsächlichen Leistungsflüsse bisher zu vernachlässigen. Durch hohe Einspeisungen (bspw. durch PV-Anlagen) und ebenfalls hohe Ausspeisungen (bspw. durch E-Auto-Ladepunkte) häufen sich Spannungsbandüberschreitungen auf langen Leitungen und thermische Überlastungen von Betriebsmitteln.

Um Licht ins Dunkel der Verteilnetze zu bringen, hat es sich unter anderem als sinnvoll erwiesen, die Messtechnik zentral in der Ortsnetzstation zu verbauen. Einige Transformatorenhersteller bieten schon Modelle mit eingebauter Mess- und Funktechnik an. Alternativ gibt es Möglichkeiten, die benötigte Messtechnik nachzurüsten. Eine erste Übersicht über die verschiedenen Arten von Transformatoren und die bereits gemessenen Parametern gibt die folgende Abbildung:

Übersicht Typen von Transformatoren

Arten von Transformatoren

Es gibt grundlegende Unterschiede zwischen den verschiedenen Arten von Transformatoren. Insbesondere sind zunächst die zwei üblichen Bauweisen zu unterscheiden: Öltransformatoren und Trockentransformatoren.

Die meisten Trafos sind Öltransformatoren, bei denen die Kupferwicklungen in einen großen Öltank eingetaucht sind. Dies dient der elektrischen Isolierung und der Abführung der Verlustwärme.

Sogenannte Trockentransformatoren verwenden als Isoliermittel Gießharz. Der Kühlungsprozess funktioniert über einen Luftstrom. Aufgrund des fehlenden Öltanks kommen sie vor allem in Wasserschutzgebieten und Aufgrund von Brandschutzvorschriften innerhalb von Gebäuden zum Einsatz.

Standardmäßig verfügen die Transformatoren gerade einmal über einen Temperaturauslöser, der bei zu hoher Temperatur den Stromkreis unterbricht, oder ein Buchholzrelais, das zusätzlich noch Öldruck, -zusammensetzung, -leckagen und -temperatur misst. Eine Übertragung der Information im Auslösefall in die Netzleitstelle findet jedoch meist nicht statt.

In neuster Zeit haben Hersteller damit begonnen, ihre Trafos mit zusätzlicher Messtechnik auszustatten und unterscheiden ihre Modelle nun auch dahingehend, welche zusätzlichen Features der Trafo bietet. Als weiteres Upgrade von Trafos mit zusätzlicher Messtechnik werden moderne Kommunikationsschnittstellen verbaut. Abgesehen von seriellen Schnittstellen und Ethernet, gibt es auch schon Geräte, die auf ein eigenes IoT-Gateway setzen. Die Hersteller versprechen durch die kontinuierliche Sammlung und Übertragung der Daten über das IoT-Gateway die „Digital Twin Fähigkeit“ des Assets. So wird zu jeder Zeit die thermische und elektrische Belastung überwacht und bspw. Zustand und die prognostizierte Lebensdauer des Trafos berechnet.

Weiterhin gibt es Trafos, die nicht nur zusätzliche Messtechnik und Schnittstellen besitzen, sondern auch Steuerungstechnik und Aktoren. Regelbare Ortsnetztransformatoren zeichnen sich dadurch aus, dass Sie die Spannung in einem gewissen Bereich anheben oder absenken können. Durch die Steuerungsaufgabe des Trafos ist zusätzliche Feld-Messtechnik für Strom und Spannung obligatorisch, da die Spannung bspw. auch tiefer im Netz, ggf. weit weg vom Trafo, nicht vom Spannungsband abweichen darf.

Was wird gemessen?

Die wichtigsten Messwerte, die zu erheben sind, sind die Spannung und der Strom am Transformator. Hinzu kommt ebenfalls die Überwachung von Kurz- und Erdschlussanzeigern. Ebenso baut man oft zusätzliche Temperaturfühler ein, sodass man durch lange Messreihen den Alterungsprozess eines Transformators mitverfolgen kann und so in der Lage ist, Predictive Maintenance zu betreiben. Viele Herstellerlösungen zur Digitalisierung des Stromnetzes sind jedoch nicht interoperabel mit anderen Systemen, weswegen der Einsatz der favorisierten Lösung zu überprüfen ist, da ein späterer Austausch den Netzbetreiber viel Geld kosten kann. Da Trafos jedoch eine lange Lebensdauer haben und leicht ein Alter von 30 Jahren erreichen, sind die wenigsten heute verbauten Verteilnetztrafos bereits mit Strom- oder Spannungsmesstechnik ausgestattet.

Retrofit statt neuem Transformator

Da auf Grund der langen Lebensdauer von Transformatoren bislang nur in einzelnen Fällen neue Transformatoren zum Einsatz kommen, ist die Retrofit-Messtechnik die beliebtere Alternative. Es gibt viele Anbieter auf dem Markt, die unterschiedlichste Messtechnik anbieten. Die Unterschiede bestehen vor allem in der Anzahl der Messgeräte, der Kommunikationsschnittstelle und des Preises bzw. der Art des Angebots. So verkaufen einige Hersteller ausschließlich Hardware, wobei andere ihre Messgeräte als Data-as-a-Service anbieten und die Kunden zusätzlich zum einmaligen Kaufpreis monatlich für Softwarelösungen zahlen. Einige Transformatorenhersteller bieten die Messgeräte für ihre eigenen Transformatoren auch als Retrofit an, was sinnvoll sein kann, wenn man gleichzeitig auch neue Trafos mit der Technik des Herstellers kauft. Anstatt teure Fertiglösungen von diversen Herstellern zu kaufen, ist es auch möglich, Industriemessgeräte für die Messung am Trafo zu nutzen. Die nötige Konnektivität zur Datenauslesung, die die Speziallösungen oft mitbringen, muss dann natürlich auch mit dem gewählten Messgerät kompatibel sein.

Datenübertragung

Sind die Messgeräte eingebaut und bereit, kontinuierlich Messdaten aufzunehmen, sind die Daten zur weiteren Verarbeitung weiterzuleiten. Industrielle Messgeräte bspw. besitzen oft RS232- oder Ethernetschnittstellen. Ist eine direkte Anbindung an das Internet über Ethernet möglich, können die Daten einfach darüber verschickt werden. Die allermeisten Verteilnetztransformatoren stehen jedoch an Orten ohne direkten Internetanschluss. Deshalb ist Funktechnologie für die Datenübertragung sehr beliebt. Durch die hohe Netzabdeckung liegt die Wahl einer Mobilfunkverbindung über das öffentliche Mobilfunknetz nahe. Da in diesem Fall kein Aufbau einer Kommunikationsinfrastruktur erforderlich ist, ist eine schnelle Umsetzung der Kommunikationsstrecke möglich. Der Nachteil: hohe variable Kosten pro Monat (OPEX-Kosten), wie auch bei privaten SIM-Karten. Eine Alternative stellt die Datenübertragung über LPWAN Netze wie z. B. LoRaWAN dar. Im besten Fall steht einem ein solches Netz bereits zur Verfügung, was dann ohne zusätzliche Gebühren für die eigenen Sensoren genutzt werden kann.

Mehrwert der Daten

Vor allem drei Use-Cases können definiert werden. Der wichtigste davon ist die optimierte Netzplanung bzw. der Netzausbau. Durch die verbesserte Datenbasis ist eine höhere Prozesseffizienz im Netzbetrieb möglich. Die Daten bilden die Entscheidungsgrundlage dafür, an welcher Stelle des Netzes welche Assets in welchem Umfang auszubauen oder auszutauschen sind. Kommt es an einer Stelle des Netzes beispielsweise regelmäßig zu einer Über- oder Unterschreitung des Spannungsbands, ist anstatt des Einbaus eines teuren, größeren Trafos und neuer Leitungen der Aufbau eines regelbaren Ortsnetztransformators oder eines Einzelstrangreglers möglich. Durch den Einsatz intelligenter Lösungen ist die Einsparung von Investitionskosten gegenüber dem konventionellen Ausbau möglich.

Weiterhin gibt es gesetzliche Vorgaben, für die die Daten in Zukunft notwendig sein könnten. Im Referentenentwurf der EnWG Novelle steht unter §14d u. a., dass die Verteilnetzbetreiber alle zwei Jahre ihren Netzausbauplan vorlegen müssen. Dieser enthält insbesondere Netzkarten mit Engpassregionen, Anschlüssen für Erzeugungsanlagen und Lasten (bspw. E-Auto-Ladesäulen), geplante Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbau-Maßnahmen und detaillierte Angabe der engpassbehafteten Leitungsabschnitte und der jeweiligen Maßnahmen. Ohne eine geeignete Datenlage wird es für die Netzbetreiber wahrscheinlich schwierig, glaubhafte Angaben zu machen.

Zuletzt hilft das Monitoring der Transformatoren auch bei einem effizienteren Betrieb. Um Stromausfälle und damit zusätzliche Kosten zu vermeiden, ist die Anwendung von Predictive Maintenance-Lösungen auf die Assets im Netz möglich. Erkennt man anhand der Daten Anzeichen eines fortgeschrittenen Alterungsprozesses, ist bereits eine frühe Reparatur oder ein vorgezogener Austausch des Transformators sinnvoll. Außerdem könnten die Daten aus dem Verteilnetz helfen, bessere Entscheidungen bei Schaltvorgängen im Hoch- und Höchstspannungsnetz zu treffen. So wird ein Stromausfall aufgrund von falschen Schaltvorgängen noch unwahrscheinlicher.

Anmerkung: Dieser Blogartikel entstand im Rahmen der Masterarbeit von Jan Frankemöll im Zusammenhang mit dem Thema „Einsatz intelligenter Technologie zur Prozessverbesserung und des Betriebs im Verteilnetz“.

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

Herausforderung Netzintegration der Elektromobilität

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

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

Einflussfaktoren der Anreizregulierung auf die Elektromobilität

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

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

Finanzierung der Elektromobilität über Baukostenzuschüsse

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

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

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

Finanzierung der Elektromobilität über die CAPEX-Kosten

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

Finanzierung der Elektromobilität über die OPEX-Kosten

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

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

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

Kostenanerkennung Netzintegration Elektromobilität Finanzierung
Kostenanerkennung Netzintegration Elektromobilität

Auswirkungen der Netzintegration auf den Effizienzwert

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

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

Maßnahmen gegen die OPEX-Lücke

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

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

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

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

Fazit

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

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

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

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