Ist das der Wumms für schlaue Zähler? Das Bundeskabinett hat nun den Gesetzesentwurf zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende verabschiedet. Es soll den Rollout intelligenter Messsysteme beschleunigen.
Der Gesetzentwurf geht immer noch an der Praxis vorbei, kritisiert die Energiebranche. So sollen Netzanschlüsse von Stromkunden mit einem Verbrauch von über 100.000 Kilowattstunden pro Jahr bis spätestens 2032 mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden. Liegt der Verbrauch zwischen 6.000 und 100.000 Kilowattstunden, sollen die Netzanschlüsse alle bis spätestens 2030 mit einem Smart Meter ausgestattet sein.
Der Ausbau soll 2025 starten – dann geht es also los! Die jeweiligen Kosten für den Stromkunden unterscheiden sich je nach Verbrauch und liegen zwischen 120 Euro bei einem Verbrauch von 50.000 bis 100.000 Kilowattstunden und 20 Euro bei einem Verbrauch von 6.000 Kilowattstunden.
Liegt der Verbrauch unter den 6.000 Kilowattstunden, kann ebenfalls ein Smart Meter eingebaut werden, muss aber nicht. Dann dürfen die Kosten für das Gerät 20 Euro für Endkunden nicht übersteigen. Hinzu kommen jeweils noch Anteile, die die Verteilnetzbetreiber für die Smart Meter übernehmen müssen, die sich ebenfalls nach dem Stromverbrauch richten.
Smart Meter für Solaranlagen ab sieben Kilowatt
Auch Solaranlagen mit einer Leistung von mehr als sieben Kilowatt müssen ab 2025 innerhalb von sechs Jahren mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden. Liegt die Anlagenleistung bei bis zu 15 Kilowatt, dürfen die jährlichen Kosten für den Anlagenbetreiber nicht höher als 20 Euro liegen. Für Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von bis zu 25 Kilowatt werden dann höchstens 50 Euro pro Jahr fällig. Höchstens 120 Euro muss der Betreiber einer Anlage mit einer Leistung zwischen 25 und 100 Kilowatt für den intelligenten Zähler pro Jahr bezahlen. Liegt die Anlagenleistung darüber, legt die Bundesregierung keine konkrete Obergrenze fest. Das Jahresentgelt soll angemessen sein, was immer das bedeuten mag. Auch hier müssen die Netzbetreiber den restlichen Teil der Kosten übernehmen, wobei die Bundesregierung für die Gesamtkosten Höchstbeträge festgelegt hat.
Einbaupflicht ab 2028 für Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt
Ab 2028 gilt dann der Pflichtrollout auch für Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt. Auf freiwilliger Basis dürfen auch jetzt schon Erzeugungsanlagen zwischen einem und sieben Kilowatt mit intelligenten Messsystemen ausgestattet werden.
Ein Hebel zur Beschleunigung ist die Abschaffung der Marktanalysen und der Markterklärung durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI). Es entfällt die Regel, dass mindestens drei voneinander unabhängige Hersteller ein zugelassenes Gerät auf dem Markt haben müssen, damit die Einbaupflicht für die Smart Meter überhaupt greift. Zudem will die Bundesregierung die Einführung von variablen Stromtarifen beschleunigen. Dazu müssen ab 2026 die Stromlieferanten ihren Kunden einen variablen Tarif anbieten, wenn der Stromverbrauch bei mehr als 50.000 Kilowattstunden liegt. Bisher galt eine Grenze von 100.000 Kilowattstunden.
Gesetzentwurf geht an der Praxis vorbei
Der nun verabschiedete Gesetzentwurf sieht allerdings vor, dass jeder Kunde auf Antrag zeitnah ein intelligentes Messsystem eingebaut bekommen kann. Aus Sicht der Energiewirtschaft ist das in der Hochlaufphase ineffizient, argumentiert die BDEW-Chefin Kerstin Andreae, weil alle Kundenwünsche vorzuziehen wären, unabhängig von ihrem Nutzen für das Gesamtsystem. Denn gerade mit dem Nutzen für das Gesamtsystem rechtfertigt das Gesetz die Kostenverschiebung von den Kunden auf den Netzbetreiber.
„Wichtig ist eine Priorisierung für die Messstellenbetreiber, nach der Pflichteinbaufälle beispielsweise prioritär behandelt werden können. So könnten Messstellenbetreiber den Rollout effizienter planen und umsetzen“, argumentiert Andreae. Auch die Chance zu einer deutlichen Vereinfachung des Messtellenbetriebs durch moderne eichrechtliche Vorschriften wird laut dem Branchenverband BDEW verpasst. In vielen Punkten gehe der Gesetzentwurf an der Praxis vorbei und behindere einen planbaren Rollout für Messstellenbetreiber eher, als ihn zu unterstützen.
Foto: Naturstrom
Neues Solargesetz gegen Bürokratie
Für die Solarbranche hat die Bundesregierung zumindest eine weitere Verheißung parat: Um Pfingsten herum soll ein Gesetz zur Entbürokratisierung ins Kabinett gehen, das den Solarausbau weiter beschleunigen soll. Viele Prozesse wie bei einer Zertifizierung müssten schleunigst standardisiert werden, betont Patrick Graichen, Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium.
Die Stromnetze müssen in den nächsten Jahren für die Energiewende mit bis zu 100 Prozent Ökoenergie umgerüstet werden. 80 Prozent Ökostrom sollen es bis 2030 sein. Auf der Ebene der Verteilnetze stehen somit die größten Herausforderungen an. Viele innovative Praxisbeispiele wie das Engpassmanagement im Projekt „Flexqgrid“ von Netze BW oder die Integration von 50 bidirektionalen E-Autos gaben aber auch Mut und zeigten, wie es klappen kann, wenn künftig Millionen von Wärmepumpen und E-Autos als neue Verbraucher am Verteilnetz installiert werden.
Bundesnetzagentur: Wärmepumpe und Wallbox rationieren
Ein aktuelles Eckpunktepapier der Bundesnetzagentur sieht nun allerdings vor, dass in Zeiten hoher Netzauslastung der Strom für Wärmepumpen und Ladestationen ab 2024 vorübergehend rationiert werden soll. Doch müssen Leistungsbegrenzungen durch die Netzbetreiber ein Notfallinstrument zur Abwehr von Instabilitäten bleiben, fordert Robert Busch, Chef des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE). „Netzbetreiber können als Ultima Ratio nur dann steuernd eingreifen, wenn messtechnisch eine akute Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des lokalen Netzes nachgewiesen worden ist.“
Das langfristige Ziel, dynamisches Steuern, sei richtig, betont Busch. Es ermöglicht eine hohe Auslastung der Netze und verhindert generelle Abschaltungen in einzelnen Netzsträngen. „Netzausbau, Digitalisierung und Transparenz bei der Netzauslastung sind daher die entscheidenden Punkte, damit die Notbremse gar nicht erst gebraucht wird“, sagt der BNE-Chef. Nun ist die Bundesnetzagentur am Zug, Regeln für die marktliche Beschaffung von Flexibilitäten durch die Netzbetreiber festzulegen.
BNE will die Übergangslösung überspringen
Intelligente Messsysteme und Smart Meter sind die Grundvoraussetzung für Transparenz im Netz und einer dynamischen Steuerung von Verbrauchern. Als Übergangslösung bis 2029 setzt die Bundesnetzagentur jedoch auf ein sogenanntes statisches Steuern. Das ist aus mehreren Gründen problematisch, mahnt Busch. „Denn die Technik dafür ist deutlich veraltet, unflexibel und anfällig.“ So bleibt unklar, ob ein Steuerbefehl überhaupt ankommt, geschweige denn, ob die Wärmepumpe reagiert.
Dies bringt jedoch weder den Netzbetreibern noch den Verbrauchern Vorteile. „Es sollte daher unbedingt vermieden werden, dass veraltete Technik zu hohen Kosten verbaut wird, die kurze Zeit später wieder ausgetauscht werden muss“, erklärt Busch. Der BNE fordert deshalb, die Übergangslösung zu überspringen. Durch die Digitalisierung der Energiewende bekommen Netzbetreiber die nötigen Daten, um erneuerbare Kapazitäten besser zu integrieren. Auch dafür war der Neustart nötig. Nur durch eine Beschleunigung des Rollouts funktioniert die Kommunikation.
Foto: Netze BW, Tobias Trumpp
Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE
Wallboxen, Speicher und Wärmepumpen in Mehrfamilienhäusern leichter nachrüsten
Ein neuer VDE-Hinweis vereinfacht die Umsetzung mehrerer Netzanschlüsse auf einem Grundstück. Viele Bewohner von Mehrparteienhäusern stehen vor einer Herausforderung, wenn sie einen Hausanschluss gemeinsam nutzen. Es können nur rund 25 bis 30 Kilowatt Leistung bezogen beziehungsweise eingespeist werden. Allein das Laden von einem E-Fahrzeug über eine Wallbox benötigt elf bis 22 Kilowatt. Sollen mehrere Fahrzeuge gleichzeitig geladen werden, muss die Netzanschlussleistung erweitert werden. Dazu wird bisher der bestehende Hausanschluss verstärkt. Für Fälle, in denen dies nicht oder nur sehr aufwendig möglich ist, gibt es nun eine Alternative: ein zusätzlicher Netzanschluss.
Die Netzexperten im VDE FNN haben hierfür eine pragmatische Umsetzungshilfe veröffentlicht. In einem neuen Hinweis beschreiben sie die technischen und organisatorischen Maßnahmen, um mehrere Netzanschlüsse in einem Gebäude oder auf einem Grundstück einzurichten. Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen, Speicher und Wallboxen werden grundsätzlich über den bestehenden Netzanschluss der jeweiligen Kundenanlage ans Stromnetz angeschlossen. Ziel ist demnach eine klare Festlegung, welche Bereiche beim Kunden über welchen Netzanschluss versorgt werden. Dies ist beispielsweise besonders wichtig in Notfällen oder bei Störungen.
Besonders für Installateure bietet VDE FNN Hinweise anhand zahlreicher Umsetzungsbeispiele: etwa für Gebäude mit Ladeeinrichtung und Photovoltaikanlage, Grundstücke mit Ladeeinrichtung, aber ohne Gebäude sowie mehrere Netzanschlüsse für mehrere Gebäude mit gemeinsamer Erdungsanlage. Die Umsetzungshilfe ist beim VDE erhältlich.
Sonnen/Tennet
E-Autos als neue Puffer im Stromnetz
Digital vernetzte E-Autos stabilisieren nun als Teil eines virtuellen Kraftwerks das deutsche Stromnetz. Übertragungsnetzbetreiber Tennet konnte dabei auf die Speicherkapazität von E-Autos aus einem Pool des Herstellers Sonnen zurückgreifen. Erste Fahrzeuge sind im Netzgebiet von Tennet bereits ins virtuelle Kraftwerk integriert und können sogenannte Primärregelleistung erbringen. Eine zusätzliche Abnutzung der Fahrzeugbatterien durch Entladen findet laut Sonnen nicht statt. Die E-Flotte soll nun auf 5.000 erweitert werden.
Foto: Sonnen
