Ab 1. Januar 2024 sollen Netzbetreiber als Ultima Ratio die Mindestbezugsleistung von Verbrauchern begrenzen können. Die Umsetzung ist eine Herausforderung.

 

Im Februar empfahlen Ulrich Rosen und Sören Patzack von BET in Aachen auf der Internetseite der Beratungsgesellschaft den Netz- und Messstellenbetreibern, nicht auf die endgültigen Festlegungen der Bundesnetzagentur zur Steuerung von Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung zu warten. Es sei dringend erforderlich, Praxiserfahrungen zum Steuern über den CLS-Proxy-Kanal des intelligenten Messsystems und zur Verarbeitung von Netzzustandsdaten zu sammeln. Am 27. November 2023 hat die Bundesnetzagentur schließlich die Festlegung zur Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen in das Stromnetz veröffentlicht.

Für genauso dringend hielten die Berater die funktionale Integration der neuen Anforderungen, die sich aus der Umsetzung des § 14a EnWG ergeben, in vorhandene Netzleitsysteme. „Der Startschuss für die Digitalisierung der Niederspannungsnetze ist spätestens jetzt gefallen“, hieß es zum Abschluss.
 Die Ausgestaltung des § 14a EnWG findet nicht im luftleeren Raum statt. Sie steht − und darauf weisen Rosen und Patzack ebenfalls hin − im Kontext von weiteren Gesetzen und regulatorischen Vorgaben, etwa dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende mit seinen Vorgaben zum Rollout intelligenter Messsysteme oder der Festlegung der Bundesnetzagentur zur prozessualen Abwicklung von Steuerungshandlungen in Verbindung mit intelligenten Messsystemen („Universalbestellprozess“). Das Gesamtbild, das sich die Unternehmen verschaffen müssen, ist entsprechend komplex.

Ausgestaltung des § 14a EnWG nicht im luftleeren Raum
„Das wirkliche Neuland für die Netz- und Messstellenbetreiber ist aus meiner Sicht, dieses große Zielbild, das der § 14a skizziert“, sagt Christian Kraemer, Principal Consultant bei E-Bridge Consulting in Bonn. Er meint damit die tatsächliche engpassorientierte und netzorientierte Steuerung von Verbrauchern, um in Echtzeit in der Niederspannung drohende Engpässe zu vermeiden und bestehende Engpässe zu beheben. „Man muss das Netz digitalisieren. Letztlich geht es darum, einen digitalen Zwilling zu schaffen“, sagt Kraemer. Nur so könne man in Echtzeit feststellen, ob ein Netzengpass vorliegt oder nicht.

Dafür alle notwendigen Daten verfügbar zu machen, sei es durch den Einsatz von intelligenten Messsystemen oder mithilfe eigener Betriebsmittel, hält er für eine der großen Herausforderungen. Auch die Daten zu speichern, zu verarbeiten und ein Netzmodell − einen digitalen Zwilling − damit zu füttern, ist bisher kaum gelebte Praxis bei Netz- und Messstellenbetreibern. 
 „Aber noch einmal: Das Gesamtbild ist entscheidend“, betont Kraemer und unterstreicht die Bedeutung einer Digitalisierungsroadmap, die das gesamte technische und regulatorische Umfeld und die darin auftretenden Interdependenzen berücksichtigt. In der Niederspannung seien digitale Netzmodelle bislang nicht zu finden, auch weil die Netzbetreiber sie bisher schlichtweg nicht brauchten. Mit dem Hochlauf der E-Mobilität und der zunehmenden Elektrifizierung des Wärmesektors ändere sich dies zunehmend.
 E-Bridge hat im Laufe des Jahres die Konsultationen zu den Festlegungen der Bundesnetzagentur begleitet und im Oktober zusammen mit 50 Netzbetreibern ein Umsetzungsprojekt zum § 14a gestartet. „Mittlerweile sind es über 60 Unternehmen“, sagt Kraemer, der das Projekt leitet. Immerhin seien dies rund 10 Prozent der deutschen Netzbetreiber, fügt er hinzu. Der Kooperationsgedanke spielt eine große Rolle für die Beteiligten − bei Digitalisierungsprojekten wie dem Aufbau von Webportalen, aber auch beim Gedankenaustausch zu Fragen, ob sich etwa Informationen aus Netzanschlussprozessen herausziehen und für die Digitalisierung des Netzes nutzen lassen.

Die Unternehmen betreten Neuland mit der Umsetzung der Festlegungen der Bundesnetzagentur, daran lässt Kraemer keinen Zweifel, auch wenn im Umgang mit der Technik vieles schon erprobt ist. Anders im Umgang mit Menschen. Einem Kunden zu erklären, warum und dass der Netzbetreiber im Notfall auf dessen Eigentum − die Wärmepumpe oder die Wallbox − zugreifen wird, ist etwas ganz anderes, als mit einem Anlagenbetreiber − einem Energieprofi − etwa beim Redispatch 2.0 zu kommunizieren. Aber auch darauf will Kraemer die Stadtwerke vorbereiten.