E&M: Herr Borchardt, lähmt die fehlende Markterklärung das intelligente Messwesen?
Borchardt: ‚Lähmen‘ ist ein starkes Wort. Aber aus meiner Sicht ist es nun dringend notwendig, dass die Einbaufälle ‚steuerbare Erzeugungsanlagen‘ und ‚steuerbare Verbrauchseinrichtungen‘ zügig freigegeben werden. Die Branche wartet darauf. Denn wir haben die bizarre Situation, dass die Technik der Regulierung deutlich voraus ist. Mit dem CLS-Kanal des Smart Meter Gateways gibt es einen sicheren Kommunikationskanal und es gibt Steuerboxen, die schon mehrfach in Pilotprojekten erfolgreich getestet wurden. Mittlerweile gibt es auch eine sogenannte Release Candidate Version der technischen Richtlinie, die sich auf die Steuerbox bezieht. Es fehlt nur noch der verlässliche regulatorische Rahmen.
„Wesentliche Prozesse beim Steuern sind noch nicht geklärt“E&M: Was muss noch geregelt werden?
Borchardt: Es geht salopp gesagt zum einen darum, wer was wohin schraubt. Das wird aber aller Voraussicht nach der Messstellenbetreiber sein. Jedenfalls sieht das so die Bundesnetzagentur und wir vom FNN sehen das auch so. Zum anderen sind wesentliche Prozesse beim Steuern noch nicht geklärt, vor allem noch nicht die Koordinierung der Steuerhandlungen.
E&M: Wer sollte dafür die entscheidende Instanz sein?
Borchardt: Die Bundesnetzagentur hat ja durch den neuen Paragraf 14a im Energiewirtschaftsgesetz im Zuge des Osterpakets die Aufgabe übertragen bekommen, die Praxisregeln für steuerbare Verbrauchseinrichtungen auszugestalten. Sie ist jetzt als neuer Player hinzugekommen und soll den luftleeren Raum hinter dem alten Paragraf 14a, der durch die Untätigkeit der ehemaligen Bundesregierung entstanden ist, mit Verfahrensanweisungen und Verwaltungsvorschriften ausfüllen. Das ist schon ein Quantensprung. Es ist klar, dass sich die Behörde erst einmal in das Thema reinfinden muss, auch wenn es dort sicherlich Expertise im intelligenten Messwesen gibt. Als aber die Bundesnetzagentur im ersten Anlauf gesagt hat, wenn schon die Steuerbox dem Messstellenbetreiber gehört, soll dieser auch für die Koordinierung der Steuermaßnahmen verantwortlich sein, hat uns das beim FNN die Sorgenfalten auf die Stirn getrieben.
E&M: Worüber machen Sie sich Sorgen?
Borchardt: Der Netzbetreiber hat als Einziger den Überblick über das gesamte Netz und über drohende oder akute Engpässe. Es ist auch nicht ungewöhnlich, dass es in einem Netzgebiet mehrere Messstellenbetreiber gibt. Sollen die erst untereinander aushandeln, welche Eingriffe wann und wo gemacht werden? Das wird nicht funktionieren. Dafür ist im Ernstfall keine Zeit. Wenn ein E-Autofahrer mit seinem Dienstleister das Laden zu einem bestimmten Zeitraum vereinbart hat, sich aber ein Engpass einstellt, muss der Netzbetreiber beispielsweise entscheiden, ob er das Laden einschränkt oder Wärmepumpen drosselt, und direkt eingreifen können. Diese Koordinierungs- und Priorisierungsfunktion kann unserer Überzeugung nach nur er wahrnehmen.
„Der Netzbetreiber hat als Einziger den Überblick über das gesamte Netz“E&M: Haben Sie Hoffnung, dass die Bundesnetzagentur auf Ihre Linie einschwenken wird?
Borchardt: Wir tauschen uns intensiv mit der Bundesnetzagentur aus und sind überzeugt, dass wir zu einer guten Lösung kommen werden. Wir kritisieren ja nicht nur, sondern schlagen auch Lösungen vor. Im Juli haben wir unser Ampelphasen-Konzept veröffentlicht, das bis Ende September konsultiert wurde. Und wir haben ein Konzept für die Koordinierungsfunktion erarbeitet. Dabei ist uns ganz wichtig, dass nicht nur die Verbrauchsseite betrachtet wird, sondern auch die Erzeugungsseite. Die fällt üblicherweise etwas hinten runter.
E&M: Wer sich als Verbraucher steuern lässt, muss auch eine Vergütung bekommen. Sie sprechen im FNN-Ampelphasen-Konzept unter anderem von marktlichen Instrumenten und reduzierten Netzentgelten. Diese könnten jetzt schon im Gegenzug für die Bereitschaft zur Flexibilität gewährt werden, spielen aber doch in der Praxis kaum eine Rolle, oder?
Borchardt: Das stimmt. Dass Flexibilitätsmärkte funktionieren, ist schon in zahlreichen Pilotprojekten nachgewiesen worden. Aber die Projektpartner haben immer darauf hingewiesen, dass regulatorischer Anpassungsbedarf besteht, um den Netzbetreibern beispielsweise die Teilnahme an Flexibilitätsmärkten zu ermöglichen, aber auch um Abgaben, Steuern und Netzentgelten eine Anreizwirkung zu verleihen. Reduzierte Netzentgelte erscheinen mit da als praktikabelstes Instrument für den Einstieg und am schnellsten umsetzbar. Ideal ist es aber nicht, denn Netzentgelte sind auf physikalische Arbeit bezogen. Bei der Bereitschaft zur Flexibilität geht es aber um die Bereitstellung von Leistung. Das wird in politischen Diskussionen nicht selten übersehen.
E&M: Letztlich fehlt aber auch noch die Allgemeinverfügung des BSI, die den Anwendungsfall ‚Steuern‘ zum Pflichtanwendungsfall für das intelligente Messsystem macht.
Borchardt: Das ist richtig. Mit der entsprechenden Allgemeinverfügung würde auch wirklich festgelegt, welche Technik eingesetzt werden muss, und das operative Steuern rechtssicher möglich. Ich rechne aber damit, dass erst die Technische Richtlinie da sein wird, bevor die Allgemeinverfügung kommt.
E&M: Von welchem Zeithorizont gehen Sie aus?
Borchardt: Die Technische Richtlinie muss ja vom Bundeswirtschaftsministerium freigegeben und veröffentlicht werden. Dort und beim BSI ist man sicherlich überaus vorsichtig, um nicht wieder in die Bredouille zu kommen wie bei der ursprünglichen, dann zurückgezogenen Allgemeinverfügung. Aber ich nehme an, dass die Technische Richtlinie noch im Herbst kommen wird. Die neue Allgemeinverfügung könnte dann im Januar 2023 kommen − auf jeden Fall mit den Anwendungsfällen, die von der ursprünglichen Allgemeinverfügung abgedeckt waren. Und hoffentlich auch mit dem Anwendungsfall ‚Steuern‘.
Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) im VDE hat im Juli ein Positionspapier zum Umgang mit Flexibilitäten im Verteilnetz vorgelegt. Die Autoren bemängeln, dass praxistaugliche Konzepte für den breiten Einsatz von Flexibilitäten in der Niederspannung bisher weitgehend fehlen. Gleichzeitig wachsen aber mit einer steigenden Zahl von Erneuerbare-Energien-Anlagen und flexiblen Verbrauchern die Herausforderungen für die Netzbetreiber.
Um das Potenzial dieser Anlagen nutzbar zu machen, sei jedoch ein klarer Rahmen notwendig. Den soll nach den Vorstellungen des FNN ein Ampelphasen-Konzept liefern, das als Weiterentwicklung des Ampelkonzepts des BDEW gedacht ist, laut FNN mit einer klaren zeitlichen Abgrenzung zwischen gelber und roter Ampelphase.
Die gelbe Ampelphase ist erreicht, wenn in der Lang- oder Mittelfristprognose auf der Basis von Netzzustandsbewertungen für den Netzbetreiber „ein kritischer Zustand im Netz für einen definierten Zeitpunkt absehbar“ ist. In einer solchen Situation könnten Instrumente wie zeitvariable Netzentgelte, planwertbasierte Leistungsbegrenzungen oder grundsätzlich auch marktliche Flexibilitätsoptionen präventiv genutzt werden. Die Lang- und Mittelfristprognose und der Einsatz der Instrumente sollen mindestens mit einem Vorlauf von einem Tag erfolgen oder wöchentlich beziehungsweise monatlich.
In der roten Phase liegt ein kritischer Netzzustand bereits vor oder wird in Kürze erreicht. In einem solchen Fall werde der Netzbetreiber „kurative Notfallmaßnahmen“ anwenden, um einen stabilen Netzzustand zu gewährleisten. Darunter verstehen die Autoren beispielsweise eine Ad-hoc-Leistungsbegrenzung oder eine Leistungssenkung, die den kritischen Zustand beseitigt. „Die Zustandsbewertung und der Instrumenteneinsatz erfolgt im Rahmen der Kurzfristprognose und Beobachtung in near-time beziehungsweise kurz vor dem Zeitpunkt der physischen Lieferung“, heißt es im Positionspapier.
Als Grundprinzip für die Umsetzung fordert der Verband deutschlandweit einheitliche Parameter, etwa eine einheitliche Abgrenzung der gelben und roten Phase oder einheitliche Netzentgeltstufen bei zeitvariablen Tarifen. Für die Detailprozesse und Ausprägungen der Parameter soll es aber netzgebietsabhängige Ausgestaltungsfreiheiten geben.
Grundsätzlich müsse die Maxime gelten: Eine schnelle und einheitliche Umsetzung ist wichtiger als eine komplexe Detailregelung. Wobei die Steuerungsmaßnahmen in der Niederspannung über die Smart-Meter-Gateway-Infrastruktur erfolgen und auf den Netzanschlusspunkt wirken sollen. Nur dieser sei die für die tatsächlichen Rückwirkungen auf das Netz relevante Steuergröße.
Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) hat im Juli den Release Candidate der Technischen Richtlinie (TR) für sogenannte „weitere Systemeinheiten“ veröffentlicht. Es handelt sich dabei um eine vorläufig finale Version der TR, die noch vom Bundeswirtschaftsministerium freigegeben und veröffentlicht werden muss. Sie gibt vor, welche technischen Standards beispielsweise die Steuerbox für Erzeuger und Verbraucher oder die Systemeinheit für das Submetering erfüllen müssen.
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Frank Borchardt: "Wir tauschen uns intensiv mit der Bundesnetzagentur aus"
Quelle: VDE |
Frank Borchardt ist im VDE FNN verantwortlich für die Entwicklung der Themenfelder Digitalisierung und Metering. Dort schaffen verschiedene Projektgruppen − von der Spezifizierung der Komponenten eines intelligenten Messsystems bis zur Ausgestaltung einer sicheren Kommunikationsplattform − Grundlagen für das künftige digitale Energiesystem. Der Diplom-Ingenieur ist Mitglied im BMWK-Ausschuss Gateway-Standardisierung − ein Gremium, das gesetzlich verankert ist und zur Weiterentwicklung technischer Richtlinien für das intelligente Messsystem regelmäßig Stellung nimmt. Borchardt ist fast 25 Jahre in der Energiewirtschaft tätig und hat in zahlreichen Projekten und Rollen das Thema Smart Metering mit entwickelt. Inzwischen ist er mit den intelligenten Messsystemen „per du“, wie er sagt.
Donnerstag, 6.10.2022, 08:55 Uhr
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