Herr Bücher, was sollten Verteilnetzbetreiber (VNB) und Messstellenbetreiber (MSB) den Installateuren/Endkund:innen empfehlen, wenn Interesse an einer neuen steuerbaren Verbrauchseinrichtung besteht? Worauf sollte beim Kauf einer SteuVE geachtet werden?
Leon Bücher, Unternehmensberater BET: Aus unserer Sicht sollten sich Installateure und Endkunden seit Inkrafttreten des § 14a EnWG zwei zentrale Fragen vor der Installation einer neuen steuerbaren Verbrauchseinrichtung stellen:
Erstens: Kann bei der neuen steuerbaren Verbrauchseinrichtung über eine externe Schnittstelle die Leistungsaufnahme stufenlos reduziert werden oder erfolgt faktisch nur eine An- und Ausschaltung der SteuVE? Letzteres sollte vermieden werden, um perspektivische Komforteinschränkungen zu vermeiden.
Und zweitens: Über welche Schnittstelle soll die Anlage gesteuert werden können? Hier sollten Verteilnetzbetreiber und Messstellenbetreiber insbesondere bei Neuanlagen die Nutzung einer digitalen Schnittstelle empfehlen, um Zusatzaufwände bei der Herstellung der Steuerbarkeit für beide Seiten zu minimieren. Zudem eröffnet eine digitale Anbindung steuerbarer Anlagen zusätzliche Potenziale für eine marktorientierte Nutzung dieser Flexibilität und damit Kostenreduktionspotenziale beim Endkunden.
Peter Kellendonk, Vorstandsvorsitzender der EEBUS Initiative: Aus unserer Sicht ist es gut, wenn Haushalte bei der § 14a-Steuerung direkt auf ein fortschrittliches Home-Energy-Management-System (HEMS) setzen. Das hat mehrere Gründe: Leistung kann im Haushalt intelligent und optimal verteilt werden, der Komfort der Nutzer:innen lässt sich ununterbrochen sicherstellen – auch bei Steuerungseingriffen wie § 14a-konforme Leistungsdimmung –; die Eigenverbrauchsoptimierung und damit die Minimierung von Stromkosten, und die Nutzung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen lässt sich zudem noch zum Beispiel mit variablen Tarifen verbinden, um die Stromkosten noch weiter auf ein Minimum zu reduzieren.
Carsten Schäfer, Senior Product Manager Innovation bei GridX: Unser Energiemanagementsystem erlaubt es, unterschiedliche Arten von Energieanlagen und deren Energieflüsse zu steuern und deren Betrieb so zu optimieren, dass sie für Nutzer:innen den größten Mehrwert generieren. Grundvoraussetzung, damit unsere Technologie reibungslos funktioniert, sind Energieanlagen, die eine digitale Schnittstelle haben. Darüber können dann alle Steuerungsmaßnahmen vorgenommen werden, sei es zum Beispiel für die Eigenverbrauchsmaximierung oder zur Steuerung der Anlagen nach § 14a. Daher unser klarer Tipp: Beim Kauf einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung unbedingt beachten, dass diese eine digitale Schnittstelle hat und gegebenenfalls auf ein solches Modell bestehen. GridX testet und nutzt EEBUS als digitale Schnittstelle und Protokoll, welches insbesondere der rechtskonformen Umsetzung des § 14a beim Endkunden dient.
Kann ich als Verteilnetzbetreiber oder Messstellenbetreiber Endkund:innen vorschreiben, über welche Schnittstelle und über welches Protokoll steuerbare Verbrauchseinrichtungen steuerbar sein müssen?
Leon Bücher, BET: Nach unserer Lesart der § 14a-Festlegungen wird es faktisch auf folgendes hinauslaufen: Der Messstellenbetreiber legt in seinen technischen Mindestanforderungen (TMA) fest, über welche Schnittstelle steuerbare Verbrauchs- oder Erzeugungsanlagen zu steuern sind. Hierbei sind analoge und/oder digitale Schnittstellen für verschiedene Anwendungsfälle denkbar. Die Verteilnetzbetreiber präzisieren gegebenenfalls diese Anforderungen und verweisen dann in ihren Technischen Anschlussbedingungen auf die Anforderungen an die Ausstattung der Messstelle nach den technischen Mindestanforderungen des Messstellenbetreibers.
Die Messstellenbetreiber werden sich in den technischen Mindestanforderungen sicherlich auf eine massentaugliche Variante fokussieren also bspw. die FNN-Steuerbox mit digitaler und analoger Schnittstelle. Natürlich bleibt es Kund:innen weiterhin gestattet, sich einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) zu suchen, der ihm darüber hinaus mögliche weitere Schnittstelle oder direkt ein innovatives Produkt, bspw. ein Energiemanagementsystem mit integrierter Steuerbox, anbietet. Kund:innen sollten demnach vor dem Kauf einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung gemeinsam mit ihrem Installateur prüfen, ob diese gemäß den Technischen Mindestanforderungen des Messstellenbetreibers und den Technischen Anschlussbedingungen des örtlichen Verteilnetzbetreibers steuerbar sind und über die richtige Steuerungsschnittstelle verfügen.
Welche Standards sind hier möglich und was hat sich hier in der Praxis bereits bewährt?
Peter Kellendonk, EEBUS: Von Seiten der Regulatorik gibt es schon klare Hinweise in unsere Richtung: Die Bundesnetzagentur und das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik haben mit der EEBUS-Schnittstelle bereits einen § 14a-konforme Standard als mögliche Lösung benannt; massentaugliche steuerbare Verbrauchseinrichtungen, die EEBUS nutzen, befinden sich in der Zulassung. Mit diesen steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und/oder einem passenden Energiemanagementsystemen wie der Lösung von GridX, können Kund:innen bereits mit § 14a-konformen Standards bedient werden.
Carsten Schäfer, GridX: Das GridX-EMS ist in der Lage, als unabhängiger Übersetzer zwischen Assets zu agieren. Daher kann das System verschiedenste Protokolle verarbeiten und so die intelligente Verknüpfung zwischen unterschiedlich sprachigen Assets sein. Wir setzen schon heute auf EEBUS und haben gute Erfahrungen damit gemacht. Dass die Bundesnetzagentur und das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik jetzt EEBUS als regulatorisch konforme Schnittstelle für sichere Verbindungen von steuerbare Verbrauchseinrichtungen benannt haben, ist daher für uns ideal. Wir nutzen das Protokoll bereits und könnten daher auch schon die vom Verteilnetzbetreiber gesendeten Steuersignale in Notsituationen über die iMSys-Infrastruktur entgegennehmen, verarbeiten und weitergeben.
In der Praxis mangelt es derzeit meist noch an intelligenten Messsystemen sowie den massentauglichen Prozessen dazu, um die § 14a-konforme Steuerung heute tatsächlich im Feld schon durchzuführen. Als GridX haben wir unsere § 14a-Tauglichkeit diesbezüglich bereits im Frühjahr umfangreich erprobt und in einer online-zugänglichen Selbsterklärung schriftlich festgehalten.
Warum ist es wichtig, auch den Bestand perspektivisch digital an das Energiesystem anzubinden und damit steuerbar zu machen?
Leon Bücher, BET: Die Antwort liegt im Mehrwert einer digitalen Prosumer-Anbindung: Auf der einen Seite erhöht sich durch die digitale Einbindung von Bestandsanlagen die Flexibilität im Energiesystem, die netz- und marktorientiert einsetzbar ist. Dies ist nicht nur für heutige Maßnahmen, wie den § 14a EnWG von Bedeutung, sondern richtet sich auch an zukünftige Flexibilitätsinstrumente, wie den Redispatch 3.0 oder einer Ausgestaltung des § 14c EnWG.
uf der anderen Seite bietet eine digitale Anbindung von steuerbaren Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen Optimierungsmöglichkeiten für den Endkunden, durch eine systemdienliche Nutzung von Energie „Behind the Meter”. Für den Endkunden bedeutet diese eine Erhöhung des Nutzungskomforts bei gleichzeitiger Reduktion der Energieverbrauchskosten.
Aber nicht nur die Endkunden und Netzbetreiber profitieren von einer digitalen Anbindung des Kunden, sondern auch die Energievertriebe. Das sehen wir heute schon daran, dass die fortschrittlichen Energiewendedienstleister, wie 1KOMMA5°, Enpal und Octopus Energy, die Flexibilisierung des Endkunden über ein nutzerfreundliches Energiemanagementsystem ermöglichen und dabei gleichzeitig auch flexibilisierte Commodity-Produkte wie dynamische Tarife mit anbieten. Genau diese Bündelung aus netzorientierter Pflichterfüllung (§ 14a EnWG), Energieflussoptimierung und Transparenz beim Endkunden (EMS-Systeme), gepaart mit flexibilisierten Commodity-Produkten (dynamische Tarife), wird die vertriebliche Ausrichtung vieler Energieversorger in den kommenden Jahren prägen und setzt damit eine vollständige digitale Anbindung des Prosumers über das intelligente Messsystem voraus.
Peter Kellendonk, EEBUS: Aus dem Grund haben wir im EEBUS nicht nur die Lösung „Leistungslimitierung“ standardisiert, sondern auch das Thema der Tarifsteuerung. Denn es kann nur einen Massenmarkt für dynamische Stromtarife geben, wenn alle Anbieter mit allen Geräten zusammenfunktionieren. Stromkunden müssen die Möglichkeit haben, den Energielieferanten zu wechseln, ohne neue Technik einzubauen. Da hilft nur ein Standard! EEBUS ist bereit und kann zukünftig zum Standard für alle werden. Auch die EU hat dies bereits erkannt und die europäische EEBUS-Norm (EN 50631) mit in den Code of Conduct for Interoperability of Energy Smart Appliance aufgenommen.
Für welche Bestandsanlagen ist ein Wechsel in einen Betrieb nach neuem § 14a EnWG sinnvoll?
Carsten Schäfer, GridX: Bestandsanlagen mit analogen Anschlüssen können wir via I/O-Konverter an unser Energiemanagementsystem anschließen. Damit lassen sich in der Regel auch ältere Geräte steuerfähig machen – auch wenn das aufwändiger sein kann und nicht alle Möglichkeiten erreicht werden – zum Beispiel keine stufenlose Steuerung.
Bei Neuanlagen setzen wir klar auf die Ansteuerung via EEBUS. Teilweise werden jedoch heute noch Geräte verbaut, die veraltet sind; erkennbar, wenn keine digitalen und standardisierten Schnittstellen vorhanden sind und die Steuerung nur via Relais möglich ist. Kurzfristig mögen die Hersteller und Installateure damit zwar noch Umsatz erzielen, nachhaltig ist die Lösung allerdings nicht, da sie viele Optimierungspotenziale im Energiesystem verschenkt.
Handwerk und Endkunden möchten wir daher folgende Botschaft mitgeben: Wenn es technisch möglich ist, sollten auch schon heute SteuVE verbaut werden, die über eine digitale, standardisierte und BSI-konforme Schnittstelle, wie den EEBUS, steuer- und optimierbar sind. Des Weiteren empfehlen wir, immer direkt auf ein EMS zu setzen – auch schon ab der ersten steuerbare Verbrauchseinrichtungen. Das muss dann aber herstelleroffen sein. Die Gründe dafür sind simpel: Die Lösung ist erweiterbar, wenn zukünftig mehr als eine SteuVE betrieben wird (z. B. Wallbox und Wärmepumpe zusammen). Ebenso sind die Nutzung von variablen Tarifen und die Eigenverbrauchsoptimierung unmittelbar möglich.
Welche zusätzlichen Installationsaufwände entstehen denn bei der Steuerung über analoge Schnittstellen?
Leon Bücher, BET: Der Großteil der Energiebranche sieht den Einsatz von Relais als prozessual herausfordernd an. Dies hat mehrere Gründe: Die Einhaltung der Dokumentationspflicht einer Steuerung gestaltet sich bei analoger Steuerung recht aufwändig und kann mitunter den verpflichtenden Einsatz einer separaten Messeinrichtung für die SteuVE bedeuten. Des Weiteren sind bei dieser Steuerungsart Mehrkosten bei der Inbetriebnahme zu erwarten, die sich insbesondere durch den Abstimmungsbedarf bei der Inbetriebnahme zwischen Installateur und MSB ergeben werden. Die Verwaltung unterschiedlicher Relaiskontakt-Belegungen je Anlage stellt die MSB und deren CLS-Backendsysteme gerade jetzt vor große Herausforderungen und erzeugt zusätzliche Prozessaufwände.
Aus Endkundesicht erlaubt die Relais-basierte Steuerung nach den Vorgaben des FNN kein stufenloses Dimmen der Anlagenleistung, sondern lediglich die Umschaltung auf die im § 14a EnWG festgelegte Leistungsuntergrenze (meistens 4,2 kW). Dennoch wird auch die analoge Steuerung via Relais-Kontakte in den nächsten Jahren noch allgegenwärtig sein, da zum einen Bestandsanlagen migriert und zum anderen Neuanlagen teilweise noch ohne digitalen Ansteuerungsmöglichkeiten eingebaut werden. Daher sollten sich EVU mit beiden Lösungsvarianten beschäftigen, dabei jedoch klar die Mehrwerte einer digitalen Anbindung von SteuVE in den Fokus stellen.
Wie kann die Nachweispflicht für Anlagenbetreiber:innen einfach und rechtssicher durch Installateure/Endkund:innen gewährleistet werden?
Carsten Schäfer, GridX: In der smarten Energiemanagement-Praxis hat sich für uns die Verwendung von Geräten mit einer EEBUS-Schnittstelle erwiesen. Bei diesen Geräten ermöglicht das MSB-Backend das Logging der Steuervorgänge, was eine effiziente Dokumentation ermöglicht. Unser neues Modul Grid Signal Processor wird darüber hinaus ab Herbst 2024 die Möglichkeit zum Export der notwendigen Daten für Endkund:innen bieten, um hier eine § 14a-konforme Endkundendokumentation zu ermöglichen.
Peter Kellendonk, EEBUS: Zwar ist es auch möglich, mittels Zwei-Zähler-Installation einen rechtssicheren Nachweis über alle Steuervorgänge zu erbringen, jedoch ist diese Lösung aufgrund des hohen Installationsaufwands und damit verbundener Kosten für den zweiten Zähler und den größeren Zählerplatz unserer Einschätzung nach sehr aufwändig und gegenüber einer digitalen Schnittstelle nicht zu empfehlen. (sg)
