Digitalisierung der Energiewende 2.0: Ladeeinrichtungen für E-Autos und Wärmepumpen zwischen Hochlauf, Steuerung, Kappung und Überlastung der Stromnetze

Der Präsident der Bundesnetzagentur wird mit einer Warnung vor einer Überlastung des Stromnetzes in Deutschland durch die steigende Zahl privater Elektroauto-Ladestationen und strombetriebener Wärmepumpen gewarnt. Schuld sind natürlich nicht E-Autos oder Wärmepumpen, sondern Versäumnisse im Netzausbau.

Die Bundesnetzagentur hat schon im November 2022 zwei Festlegungsverfahren zur Ausgestaltung der Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und steuerbaren Netzanschlüssen nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit eröffent. In einem Eckpunktepapier wird ein Zielmodell der Steuerung durch die Netzbetreiber vorgetellt. Betroffene Marktteilnehmer haben bis zum 27. Januar 2023 Gelegenheit, sich zu äußern. Das Steuerungsmodell soll zum 1.1.2024 zur Anwendung kommen. Es geht darum, dass Verteilernetzbetreiber zur Abwendung einer Überlastung lokaler Strommärkte die Möglichkeit erhalten sollen, die Stromversorgung für die Nutzer von Wärmepumpen und Ladestationen zeitweise zu rationieren.

Der aktuelle und noch zunehmende Hochlauf insbesondere von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen stelle die Verteilernetze absehbar vor große Herausforderungen. Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, und zukünftig auch Batteriespeicher bedeuten demnach teilweise beträchtlich höhere Bezugsleistungen in der Niederspannung, bei denen zudem mit einer deutlich höheren Gleichzeitigkeit als bei gewöhnlichen Verbrauchseinrichtungen zu rechnen sei.
Damit es beim Anschluss der Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen nicht zu Verzögerungen kommen kann, bedürfe es zusätzlich zur vorausschauenden Ertüchtigung der Verteilernetze des Instruments der Steuerung durch den Verteilernetzbetreiber.
Vielfach seien Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen oder Batteriespeicher ansteuerbar, ohne einen nennenswerten Komfortverlust für die zweckgemäße Verwendung bei Verbraucherinnen und Verbrauchern zu erleiden.
Verteilernetzbetreiber sollen daher die Möglichkeit erhalten, im Bedarfsfall steuernd einzugreifen, um den sicheren Netzbetrieb aufrecht erhalten zu können. Gleichzeitig darf nur so viel gesteuert werden, wie unbedingt nötig ist, um den Komfort des Kunden so wenig wie möglich einzuschränken. Daher soll der Steuerungsmechanismus auch keine vollständige Abschaltung einzelner Verbrauchseinrichtungen, sondern nur eine temporäre Reduzierung des Strombezugs aus dem Netz erlauben. Die Gegenleistung für die Verbraucherinnen und Verbraucher soll über einen pauschalen Rabatt auf das Netzentgelt erfolgen.
Das Zielmodell sei allerdings wiederum auf die tatsächliche Verfügbarkeit entsprechender Mess- und Steuertechnik bei den Verbraucherinnen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen angewiesen.

Letzteren Punkt sollte eigentlich das schon am 23. Juni 2016 vom Deutschen Bundestag verabschiedete Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende lösen. So wie geplant ging es aber nicht voran. Also hat die Bundesregierung nun am 11.01.2023 den Entwurf eines Gesetzes zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende beschlossen. Damit möchte die Bundesregierung nun das im Koalitionsvertrag vereinbarte Ziel umsetzen, den Smart-Meter-Rollout und die Digitalisierung der Netze unter Gewährleistung von Datenschutz und IT-Sicherheit zu beschleunigen. Hierfür bedarf es aber nach der Einschätzung des Bundeswirtschaftsministerium einer Änderung der Rahmenbedingungen. Das Gesetz verfolgt das Ziel,

den Rollout zu beschleunigen,
Verfahren rund um den Rollout intelligenter Messsysteme zu entbürokratisieren und die Rechtssicherheit zu stärken,
die Kosten zukunftsfest und gerechter zu verteilen,
einen Anreiz für Markt und Wettbewerb zu schaffen,
Kompetenzen zielgerichtet zu bündeln und
einen zusätzlichen Beitrag zur Nachhaltigkeit zu leisten.

Mit dem Rollout intelligenter Messsysteme entsteht die erforderliche Infrastruktur für eine Vielzahl von netz- und marktbezogenen Datenkommunikationsanwendungen, welche für den Erfolg der Energiewende in den nächsten Jahren von entscheidender Bedeutung sein werden. Schon bis 2030 sollen 80 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien stammen. Die Dekarbonisierung von Verkehr und Wärme erfordert, dass voraussichtlich über 20 Millionen von dezentralen steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, Ladepunkte für Elektromobile, Speicher) in das Stromsystem integriert werden müssen. Insbesondere die Verteilernetzbetreiber können diese Herausforderungen nur mit einer umfassenden Digitalisierung des Netzbetriebs sowie einer datenbasierten vorausschauenden Netzausbauplanung bewältigen.
Entwurf eines Gesetzes zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende, Begründung

Nach dem Gesetzesentwurf sind die Energiewende und ihre Akteure für viele wesentliche Anwendungen, wie etwa das Steuern und Schalten oder die Erhebung von Netzzustandsdaten für einen effizienteren Netzausbau auf das intelligente Messsystem angewiesen, auch im Bereich der Stromerzeugung und der Wärme- und Verkehrswende. Netzbetreiber und Marktakteure sollen bessere und aussagekräftigere Daten aus intelligenten Messsystemen erhalten, um auf diese Weise den zukünftigen Herausforderungen gewachsen zu sein. In noch weitaus größerem Maße als die wetterabhängigen Unsicherheiten bei der Einspeiseleistung durch Erneuerbare Energien sei zukünftig das Verbrauchsverhalten mit Unsicherheiten behaftet:

Das liege zum einen an fundamentalen Änderungen der Lebens- und Arbeitsgewohnheiten, welche sich in den nächsten Jahren verstärken werden: Das Zuhause wird zum Home-Office, das Büro wird zum Co-Working-Space, Standard-Transportmittel werden E-Bike, Elektromobil und elektrischer öffentlicher Nahverkehr, geheizt werden wird zunehmend mit stromgeführten Wärmepumpen.
Das Lastprofil wird hierdurch flexibler aber die Lastspitzen auch deutlich höher.
Netze müssen in der Folge neu dimensioniert, vorausschauend geplant und intelligent geführt werden.
Der Schlüssel zum Erfolg sei der richtige Netzausbau in ausreichender Dimension an der richtigen Stelle zur richtigen Zeit, kombiniert mit netz- und marktseitiger Flexibilität.
Um die Netzstabilität zu jeder Zeit abzusichern, benötigen die Netzbetreiber eine laufende Netzzustandsüberwachung. Netzzustandsdaten aus intelligenten Messsystemen in Kombination mit Sensorik in den Ortsnetzstationen und ggf. Kabelverteilerschränken sind die Grundlage für automatisierte Netzführungskonzepte, in denen Verteilernetze „sich selbst ausregeln“ können.
Eine solche Form des Netzzustands-Monitorings mit hierauf aufsetzender automatisierter Steuerung und Regelung wird in der Hoch- und Höchstspannungsebene bereits seit einigen Jahrzehnten mit proprietärer und kostspieliger Technik angewendet, fehlt in den Verteilernetzen aber noch weitgehend, nicht zuletzt aus technischen und wirtschaftlichen Gründen.
Der Rollout der intelligenten Messsysteme soll nun die Möglichkeit bieten, diese Lücke in den Verteilernetzen zu schließen, ohne eine kostspielige Parallelinfrastruktur ausbringen zu müssen. Mit besseren Informationen über die tatsächliche Netzauslastung soll der Netzausbau auch in Zukunft effizienter und bedarfsgerechter geplant werden können. Das senke Kosten und biete Spielräume für die Integration der Erneuerbaren genauso wie neuer Verbraucher (Ladepunkte für Elektromobile, Wärmepumpen, Speicher).

HINTERGRUND:
Der Smart-Meter-Rollout wurde in den letzten Jahren v.a. durch aufwändige Gerichts- und Verwaltungsverfahren rund um die Feststellung der technischen Möglichkeit des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) ausgebremst. Zudem hat sich seit dem Inkrafttreten des Messstellenbetriebsgesetzes im Jahr 2016 die Ausgangslage für den Rollout intelligenter Messsysteme wesentlich verändert. Nach Einschätzung der Bundesregierung sind mittlerweile bereits drei zertifizierte Hersteller von Smart-Meter-Gateways am Markt verfügbar, die den hohen Datenschutz- und Datensicherheitsanforderungen des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik genügen. Aus diesem Grund soll nun das ursprünglich vorgegebene behördliche Freigabeverfahren auf Grundlage einer objektiven Beurteilung des Marktes durch das BSI nicht mehr erforderlich und ein sofortiger Rollout-Start möglich sein.

Da das Erfordernis der Marktanalyse und Markterklärung des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik entfällt und die bislang geforderte Drei-Hersteller-Regel entfallen soll, welche bisher für jede Entwicklungsstufe die Zertifizierung von drei voneinander unabhängigen Herstellern erforderte, soll ein beschleunigter Fahrplan mit verbindlichen Zielen und Zeitrahmen gesetzlich verankert werden können, der das Rollout-Ziel zur Unterstützung der Energiewende in den Vordergrund stellt:

Mit einem neuem Instrument des „agilen Rollouts“ soll der Rollout sofort mit den bereits zertifizierten Geräten in den meisten Einbaufällen starten können (verbrauchsseitig bis Jahresstromverbrauch von 100 000 Kilowattstunden, erzeugungsseitig bis 25 Kilowatt installierter Leistung). Aufwendige Funktionen (z. B. Steuern und Schalten) sollen über Anwendungsupdates auf den Smart-Meter-Gateways nach und nach freigeschaltet bzw. bereitgestellt werden können.

Die direkten Kosten (Messentgelte) für Verbraucher und Kleinanlagenbetreiber sollen durch eine Deckelung der Kosten für ein intelligentes Messsystem auf 20 Euro pro Jahr deutlich gesenkt werden. Die Netzbetreiber werden dafür stärker an der Kostentragung beteiligt, sollen aber auch stärker vom Rollout und einer erweiterten Datenkommunikation profitieren. Im künftigen Energiesystem hänge die Systemstabilität maßgeblich von einer flächendeckenden Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit der fluktuierenden Erzeuger und Verbraucher in den Verteilernetzen ab. Dies möchte der Gesetzgeber den Netzbetreibern ermöglichen – bei Verbesserung des Datenschutzes.

BEISPIELE DES GESETZENTWURFES:
(1.) Bei Anschlussnutzern mit einem Jahresstromverbrauch zwischen 6 000 und 10 000 Kilowattstunden betrugen die Messentgelte für den Messstellenbetrieb mit einem intelligenten Messsystem bislang 100 Euro jährlich. Nunmehr beträgt das Messentgelt nur noch 20 Euro. Der Restbetrag in Höhe von 80 Euro ist vom Anschlussnetzbetreiber zu tragen.
(2.) Ist in einem Haushalt eine steuerbare Verbrauchseinrichtung, also insbesondere mit einem Elektromobil und/oder einer Wärmepumpe, oder ein steuerbarer Netzanschluss nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes vorhanden, waren bislang bis zu 100 Euro brutto jährlich für ein intelligentes Messsystem zu zahlen. Zukünftig sinkt das Messentgelt auf nunmehr noch 50 Euro. Der Restbetrag in Höhe von 80 Euro ist vom Netzbetreiber zu tragen.
(3.) Ein Anlagenbetreiber mit einer installierten Leistung von 8 Kilowatt zahlt für ein intelligentes Messsystem ebenfalls 20 Euro, den Rest der Netzbetreiber. Der Anlagenbetreiber mit einer installierten Leistung von 20 Kilowatt zahlt wiederum 50 Euro (von insgesamt 130 Euro), da der Beitrag des Netzbetreibers bei 80 Euro gedeckelt ist.

Mit dem vorgesehenen agilen sofortigen Rollout-Beginn sollen auch die Weichen dafür gestellt werden, dass die Energiewirtschaft dynamische Stromtarife umsetzen kann. Das betrifft den Einbau der Hardware, die bessere Datengrundlage, die Viertelstundenbilanzierung sowie netzseitig die verbesserte Netzzustandsüberwachung. Dynamische Stromtarife sollen es Letztverbrauchern ermöglichen, ihren Strombezug in kostengünstigere Zeiten mit hoher Erzeugung erneuerbarer Energien zu verlagern. Zugleich verpflichtet der Entwurf ab 2025 sämtliche Lieferanten, Letztverbrauchern mit intelligenten Messsystemen dynamische Stromtarife anzubieten. Die bisherigen der De-Minimis-Schwelle wird damit ab 2025 abgeschaft: Aktuell müssen lediglich Lieferanten, die mehr als 100 000 Letztverbraucher beliefern, ihren Kunden mit intelligentem Messsystem einen dynamischen Stromtarif anbieten.

Nach dem Gesetzesentwurf sind die Energiewende und ihre Akteure für viele wesentliche Anwendungen, wie etwa das Steuern und Schalten oder die Erhebung von Netzzustandsdaten für einen effizienteren Netzausbau auf das intelligente Messsystem angewiesen, auch im Bereich der Stromerzeugung und der Wärme- und Verkehrswende. Der Messstellenbetreiber nimmt in seiner Rolle als Smart-Meter-Gateway-Administrator für alle Anwendungen, die über intelligente Messsysteme abgewickelt werden, die Rolle eines technischen Dienstleisters ein. Diese Rolle wird nun noch klarer beschrieben. Alle abrechnungs-, bilanzierungs- und netzrelevanten Mess- und Steuerungsvorgänge der Sparten Strom und Gas dürfen wegen ihrer Bedeutung für die Funktionsfähigkeit und Integrität des Energiesystems bei Vorhandensein eines intelligenten Messsystems nur über dieses und dessen gesichertes Netzwerk mit einem Weiterverkehrsnetz abgewickelt werden.

Nach der Einschätzung der Bundesregierung erfordert vor allem der forcierte Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der Hochlauf der Elektromobilität und bei Wärmepumpen eine beschleunigte Digitalisierung, um neue Erzeugungsanlagen und Verbrauchseinrichtungen zügig und sicher in das Energiesystem zu integrieren. Der Entwurf stellt vor allem auch vor diesem Hintergrund eine erforderliche Weiterentwicklung des gesetzlichen Grundkonzepts aus dem Jahr 2016 dar. Und so haben gerade auch Ladeeinrichtungen für die E-Autos und Wärmepumpen eine zentrale Bedeutung im Gesetzesentwurf:

Um die Standardisierung zu vereinfachen, soll sich die Standardisierung des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik stärker auf das Smart-Meter-Gateway konzentrieren, gesonderte Standards für Steuereinheiten, Ladeeinrichtungen, Wärmepumpen oder für energiewirtschaftliche Prozesse sollen dagegen vorrangig Aufgabe der Wirtschaft und deren Normgeber sein (VDE, DKE, FNN, DVGW). Das technische Konzept des intelligenten Messsystems soll dabei nicht verändert werden. Klargestellt wird, dass Cybersicherheit, Interoperabilität und Datenschutz durch das Smart-Meter- Gateway als Sicherheitsanker am Netzanschluss und an seinen Schnittstellen gewährleistet werden. Neue technische Vorgaben sind in den Änderungen nicht enthalten.
Eine neu eingeführte Fristvorgabe gegenüber dem grundzuständigen Messstellenbetreiber in Kombination mit einem Selbstvornahmerecht durch einen fachkundigen Dritten soll einen zügigen Netzanschluss absichern und zugleich dem Anschlussnehmer ein letztes Mittel in die Hand geben, um in Ausnahmefällen selbst für eine rechtzeitige Änderung oder Ergänzung einer Messeinrichtung zu sorgen, wenn dies durch den Messstellenbetreiber nicht gewährleistet ist. Derartige Maßnahmen sollen insbesondere für den Neuanschluss von Erneuerbare-Energien-Erzeugungsanlagen, Wärmepumpen und Ladepunkten für Elektromobile häufig Voraussetzung sein und bislang oftmals an Lieferproblemen und Personalmangel der grundzuständige Messstellenbetreiber gescheitert sein. Der Anschlussnutzer bzw. Anschlussnehmer bekommt also als ultima ratio die Möglichkeit, nach Ablauf einer Frist ersatzweise selbst und auf eigene Kosten geeignete Messtechnik einbauen zu lassen, um auf diese Weise die messtechnischen Voraussetzungen für die Inbetriebnahme der Anlage herbeiführen zu können. Bei Erfüllung der geltenden gesetzlichen Vorschriften, insbesondere bei Einhaltung der eichrechtlichen Vorgaben, sind dabei auch Zähler anderer Bauart, etwa Hutschienenzähler, zulässig. Die Selbstvornahme ändert aber nichts an der bestehenden Zuständigkeit des grundzuständigen Messstellenbetreibers für den Betrieb der Messstelle und an dem Recht des Messstellenbetreibers zum Einbau und Betrieb von Messeinrichtungen seiner Wahl. Bei vorhandenen intelligenten Messsystemen scheidet aufgrund der höheren sicherheitstechnischen Anforderungen eine Selbstvornahme allefrdings aus.
Nach der Gesetzesbegründung bleiben bei unveränderter Regelung im Bereich der Niederspannung ein Großteil der Verbraucher trotz Ausstattung mit intelligentem Messsystem für den Netzbetreiber faktisch unsichtbar und müssten für eine Netzzustandsüberwachung unberücksichtigt bleiben. Da der millionenfache Wärmepumpen- und Elektromobilitätsausbau zu einem Großteil in der Niederspannung stattfindet, geriete die Energiewende schnell an ihre Grenzen, wenn den Netzbetreibern und Lieferanten nicht die erforderlichen Daten für eine moderne Netzbetriebsführung, Netzplanung und variable Tarife zur Verfügung stünden. Damit bliebe ein großer Teil des Systemnutzens der Digitalisierung ungenutzt. Der neue Entwurf erlaubt daher künftig ab dem 1. Januar 2024 die Erhebung von Netzzustandsdaten an allen Zählpunkten mit intelligentem Messsystem. In Bezug auf andere Messsysteme bleibt es hingegen bei der bisherigen Schwelle. Obwohl der Einbau eines intelligenten Messsystems bereits ab 6 000 Kilowattstunden verpflichtend und auch darüber hinaus in energiewirtschaftlich relevanten Konstellationen optional möglich ist, ist für die Erhebung von Netzzustandsdaten eine Schwelle von 20 000 Kilowattstunden Jahresstromverbrauch vorausgesetzt gewesen.
Das aktuelle Messstellenbetriebsgesetz enthält noch keine Vorgaben, dass Smart-Meter-Gateways am Netzanschlusspunkt verbaut werden und selbst anlagenbezogene Steuerungssignale auch dort oder an der Anlage wirken können – und nicht z. B. an jeder einzelnen Ladeeinrichtung für Elektromobile. Dies bremst nicht nur den Rollout, weil tendenziell mehr Gateways als technisch nötig verbaut werden. Es belastet auch den Ausbau der Ladeinfrastruktur und erschwert Geschäftsmodelle mit flexiblem und bidirektionalem Laden. Mit der Neuregelung wird die Möglichkeit gestärkt, dass das Smart-Meter-Gateway als Infrastruktur im Grundsatz am Netzanschlusspunkt eingebaut wird. So soll die Möglichkeit gestärkt werden, das Smart-Meter-Gateway als Infrastruktur im Grundsatz am Netzanschlusspunkt einzubauen. Über geeignete Schnittstellen sollen mehrere Verbraucher/ Ladeeinrichtungen über das Smart-Meter-Gateway gebündelt werden und selbständig am Markt agieren können, um zugleich die Nachhaltigkeit zu stärken, weil weniger Geräte verbaut werden müssen (sogenanntes 1:n-Metering).
Klargestellt wird, dass es den Mindestanforderungen an intelligente Messsysteme und ihre Einsatzumgebung genügt, wenn ein Smart-Meter-Gateway in räumlicher Nähe einer Liegenschaft eingebaut wird und eine leitungsgebundene oder drahtlose Anbindung der Zählpunkte gewährleistet ist, sodass energiewirtschaftlich relevante Mess- und Steuerungsvorgänge über das Smart-Meter-Gateway abgewickelt werden können. Ferner sind durch geeignete Regelungen des Messstellenbetreibers die Einsichts- und Informationsrechte des Anschlussnutzers zu wahren. Es ist damit in aller Regel nicht erforderlich, Smart-Meter-Gateways unmittelbar in Endeinrichtungen des Anschlussnutzers (z. B. privaten Ladeeinrichtungen) zu verbauen.
Neu geregelt werden soll ein Leistungsanspruch zugunsten von Energieversorgungsunternehmen, Direktvermarktungsunternehmern, Letztverbrauchern, Anschlussbegehrenden nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und Anlagenbetreibern auf Zusatzleistungen gegenüber dem Messstellenbetreiber. Nach bisherigem Recht konnte es dazu kommen, dass Anschlussnutzer mit dem Erwerb einer PV-Anlage oder einer Ladeeinrichtung gezwungen waren, den Messstellenbetreiber zu wechseln, um die gesetzlichen Anforderungen zur Sicht- und Steuerbarkeit aus EnWG und EEG mit den entsprechenden Leistungen erfüllen zu können. Die Neuregelung schafft daher einen bundesweit einheitlichen Mindeststandard für Zusatzleistungen, zu deren Erbringung Messstellenbetreiber auf Verlangen der Anspruchsinhaber gegen Entgelt verpflichtet sind, sofern nicht die Ausnahmeregelung für den Fall technischer Unmöglichkeit greift.

Das Reformvorhaben fällt in eine Zeit, in der die EU und die USA gerade beschlossen haben, gemeinsame Empfehlungen für die staatlich finanzierte Umsetzung der Ladeinfrastruktur für Elektromobilität sowie Empfehlungen für zukünftige öffentliche Demonstrationen von Pilotprojekten zur Netzintegration von Fahrzeugen zu erarbeiten. Im Zwischenschritt haben die Europäische Union und die Vereinigten Staaten u.a. Informationen über die Integration von Fahrzeugen in das Stromnetz und die Interoperabilität intelligenter Ladesysteme vorbereitet.

Ausführlich:
New EU-US Transatlantic Initiative on Sustainable Trade and Partnership for E-Mobility established