„Die Gebäudetechnik muss den Strombedarf stärker beachten“

Hager Vertriebsgesellschaft

Mit dem Aufkommen volatiler Stromerzeuger und neuer leistungsintensiver Stromabnehmer, insbesondere Ladepunkte für Elektroautos und Wärmepumpen, verändert sich das deutsche Stromnetz von einem statischen hin zu einem dynamischen System. So schätzt der VDE in einer Studie [1], dass 2030 rund 130 GW flexible Kraftwerksleistung vorhanden ist, von der ein erheblicher Anteil ausschließlich volatil eingesetzt werden kann. Dazu kommen rund 30 GW verbraucherseitige Flexibilitätsleistung, die wesentlich auf der steuerbaren Netzintegration von Wärmpumpen, Elektroautos und Power-to-Gas-Anwendungen beruht. Das Potenzial der steuerbaren Anwendungen kann durch Stromabnehmer, Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber sowie auf der Erzeugerseite beeinflusst werden. Ein innovatives Konzept der Nutzerbeeinflussung hat kürzlich die Hager Group vorgestellt. Im Gespräch mit der TGA+E-Redaktion erläutert Dr. Torsten Hager, Projektverantwortlicher und Business Development Director Group Strategy, wie es funktioniert und welche Vorteile es künftig bietet.
 

 TGA+E: Herr Dr. Hager, herzlichen Glückwunsch zum Siegerpreis des Electrifying Ideas Award 2023 des ZVEI in der Kategorie „Etablierte Unternehmen“. Bitte erläutern Sie unseren Lesern die wesentlichen Inhalte des Konzepts.

Hager: Prämiert wurde unser Konzept für einen Peer-to-Peer-Leistungshandel. Es ermöglicht Endverbrauchern, die lokale Infrastruktur optimal zu nutzen, um lokale Netzkapazitäten direkt untereinander zu handeln. Das Konzept kann neben der gerechteren und dezentralen Energieverteilung die Stromnetze entlasten und damit eine der zentralen Herausforderungen im Zuge der Energiewende bewältigen.

Grundsätzlich geht es darum, wie sich der steigende Leistungsbedarf mit den bestehenden Netzen kurzfristig besser decken lässt und eine Überlastung unserer Stromnetze vermieden wird. Wer wenig verbraucht, kann Leistung im Sinne von Netzkapazität verkaufen und Erlöse erzielen. Dadurch können sich alle Haushalte unabhängig von ihrer Finanzstärke an der Energiewende beteiligen. Gleichzeitig werden weniger Investitionen in den Netzausbau notwendig, da der Peer-to-Peer-Leistungshandel auch mit den derzeitigen Stromnetzen realisiert werden kann.

Der wesentliche Vorteil unseres Konzepts ist, dass von ihm auch Endkunden profitieren können, die über keine eigenen Erzeugungsanlagen, Wärmepumpen oder E-Autos verfügen, insbesondere also die überwiegende Mehrheit der Mieter im Mehrfamilienhaus.

Zusätzlich können in unserem Modell nicht nur Eigenerzeugungsanlagen und stromintensive verschiebbare Lasten, sondern perspektivisch alle Haushaltsverbraucher eingebracht werden. Das vom VDE benannte 30-GW-Flexibilitätspotenzial dürfte damit noch weiter ansteigen.

Hager Vertriebsgesellschaft        

Dr.-Ing. Torsten Hager (Jahrgang 1985) war nach seinem Diplom-Studium im Bereich Energiesystemtechnik an der Technischen Universität Clausthal von 2009 bis 2013 als wissenschaftlicher Mitarbeiter am Energieforschungszentrum Niedersachsen sowie am Institut für Elektrische Energietechnik und Energiesysteme tätig. Seit 2013 ist er bei der Hager Group in verschiedenen Positionen im Bereich Unternehmensstrategie, Business Development und Innovation beschäftigt. Aktuell leitet er den Bereich Business Development in der Group Strategy. Er ist Mitglied in verschiedenen Normungsgremien der DKE sowie Arbeitsgruppen im ZVEI. www.hager.de

TGA+E: Der neu gefasste § 14a im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG, [4]) lässt grundsätzlich den Einsatz Ihres Konzeptes zu. Die Bundesnetzagentur hat aber zum 1. Januar 2024 für die elektrische Verbrauchssteuerung Festlegungen erlassen [2], die das Konzept nicht berücksichtigen und auch keine Öffnungsklauseln aufweisen. Auch der VDE hält in seiner Studie mit Blick auf die volkswirtschaftliche Nutzung entsprechende Modelle für nicht dringlich. Ist das Peer-to-Peer-Modell zu wenig bekannt, technisch noch nicht ausgereift oder fehlte bei den zuständigen Beschlusskammern der Bundesnetzagentur schlicht der Wille?

Hager: Technisch lässt sich unser Modell mit Energiemanagementsystemen, über die nicht nur wir, sondern auch weitere Anbieter verfügen, bereits heute realisieren. Aber der regulatorische Rahmen ist noch nicht bereitet.

Unser Modell verhindert wirtschaftliche Fehlanreize, da jedem Marktteilnehmer eine bestimmte handelbare elektrische Leistung zugeordnet wird. Benötigt ein Anschluss mehr Leistung als ihm zugeteilt wurde, muss er sich diese auf einem lokalen digitalen Marktplatz, sozusagen von seinen Nachbarn, zukaufen. Benötigt er weniger, kann er seine Überkapazität verkaufen und Erlöse erzielen.

Es kann nur die Leistung gekauft werden, die jemand anderes verkauft. Somit ist eine Überlastung des Netzes praktisch ausgeschlossen, die Netzführung wird stark vereinfacht und jeder Anschlussnehmer partizipiert an diesem Modell. Es führt aber auch dazu, dass zu manchen Zeiten zu wenig Netzkapazität zur Verfügung stehen kann. Dann müssen die Energiemanager der Haushalte, denen Leistungskapazität fehlt, herunterregeln.

Für den Netzbetreiber wiederum ist eine regelmäßige Unterdeckung am Markplatz ein Indikator, dass das Netz in diesem Gebiet verstärkt werden sollte. Dieser zugegeben innovative Ansatz des Peer-to-Peer-Handels zwischen Endkunden muss noch viel stärker erklärt werden. Deshalb werden wir in den kommenden Monaten gemeinsam mit Partnern Forschungsprojekte zur Weiterentwicklung und Demonstration des Konzepts durchführen.

Hager Vertriebsgesellschaft

TGA+E: Die um die Jahrtausendwende angestoßene Strommarktliberalisierung setzt stark auf das individuelle Eigeninteresse und erlaubt allen Marktteilnehmern beispielsweise die freie Wahl ihres Stromversorgers. Auch die nun von der Bundesnetzagentur erlassenen Festlegungen zu den abschaltbaren Lasten verfolgen den Ansatz privater Gewinnmaximierung. Damit sind die aktuellen Regelungen das Gegenteil von dem, was Sie vorschlagen.

Hager: § 14a EnWG räumt wirtschaftlichen Anreizen und Vereinbarungen zu Netzanschlussleistungen einen Vorrang gegenüber der netzorientierten Steuerung einzelner Verbrauchseinrichtungen ein. Wir gehen mit unserem Konzept darüber hinaus.

Die Bundesnetzagentur sieht für regelbare Lasten eine Netzentgeltreduzierung vor und stellt drei Module bereit, aus denen die Marktteilnehmer unter bestimmten technischen Voraussetzungen wählen können.

Mit Modul 1 erhält der Marktteilnehmer einen pauschalen Rabatt auf sein Entgelt für einzelne regelbare Verbraucher wie Wärmepumpen und Ladestationen für die E-Mobilität oder alternativ für regelbare Netzanschlüsse. In Modul 2 gibt es einen Rabatt von 60 % auf den Netzentgeltarbeitspreis und Modul 3, nur wählbar in Verbindung mit Modul 1, sieht flexible Preisstufen über den Tag vor. Es ermöglicht Marktteilnehmern die Verschiebung ihrer Lasten in verbrauchsarme und kostengünstigere Tageszeiten.

Alle drei Module haben gemeinsam, dass die Abregelung der regelbaren Verbraucher durch den Netzbetreiber erfolgen muss, wenn dieser im Rahmen seiner Netzzustandsüberwachung eine Überlastung registriert bzw. vorhersagt. Im Gegensatz dazu ist in unserem Konzept kein Eingreifen des Netzbetreibers notwendig, da sich die Marktteilnehmer automatisch im Rahmen ihrer zugeordneten Leistung bewegen. Bei Mehrbedarf müssen sie diesen an einem lokalen Marktplatz zukaufen. Vergleichbar zu Modul 3 werden sich unterschiedliche Preisstufen über den Tag am Marktplatz bilden, sodass es aufgrund von betriebswirtschaftlichen Optimierungen zu einer Lastverschiebung in Zeiten geringer Preise mit geringer Auslastung kommt.

Identisch zu den Regelungen in § 14a EnWG kann jeder Marktteilnehmer mit seinem Versorger dynamische Stromtarife abschließen, um von den Bewegungen an der Strombörse zu profitieren.

„Spätestens beim Einsatz dynamischer Strompreise ist der Einsatz eines Energiemanagementsystems (EMS) zur Steuerung des Strombedarfs unabdingbar. Die Prüfung des EMS-Einsatzes wird dann zu einer Grundaufgabe des Planungsprozesses sowohl für Elektro- als auch TGA-Planer.“ Dr. Torsten Hager

TGA+E: Die Regelungen der Bundesnetzagentur zielen auf eine regelmäßige Vermeidung netzorientierter Steuerungsmaßnahmen ab und verpflichten Netzbetreiber zum vorausschauenden und bedarfsgerechten Ausbau ihrer Netze. Sind netzsteuernde Maßnahmen und auch Ihr Modell durch die zu erwartende Beseitigung von Versorgungsengstellen im Netz zeitlich befristet?

Hager: Zeitliche Befristungen sind aus zwei Gründen nicht zu erwarten. Zum einen nimmt die zu regelnde Erzeugerleistung durch Zubau weiterer volatiler Kraftwerke zu und zum anderen werden die Netze nicht so stark ausgebaut, dass jede gewünschte zukünftige Spitzenlast abdeckt werden kann.

Das Gegenteil wird eintreten, sodass über die bestehenden Regelungen zu abschaltbaren Lasten weitere Stromverbraucher wie Kühl- und Gefriereinrichtungen oder Waschmaschinen in das Regelsystem integriert werden.

Hager Group

TGA+E: In der TGA+E-Ausgabe 12-2023 wird Ihre Kooperation mit den Stadtwerken Saarbrücken vorgestellt [3]. Hierbei handelt es sich um den netzorientierten Betrieb durch Regeleingriffe des Netzbetreibers, also das Gegenteil des Peer-to-Peer-Konzepts. Wollen Sie damit zwei Eisen im Feuer haben?

Hager: In der Kooperation mit den Stadtwerken Saarbrücken sehen wir keinen Widerspruch zu unserem Peer-to-Peer-Konzept. Denn bei diesem Modellversuch wird im ersten Schritt der Netzpunkt nach Vorgabe einer maximalen Last durch den Netzbetreiber mit unserem Energiemanagementsystem (EMS) durch Eingriffe in den Betrieb der kundenseitigen Stromverbraucher ausgeregelt. Primär wird die Kommunikationsstrecke zwischen dem Netzleitsystem des Netzbetreibers und dem Energiemanager in einer Realumgebung erprobt.

Es handelt sich also um wesentliche Elemente unseres Peer-to-Peer-Konzepts, deren Wirkweise wir im Modellversuch im Einklang mit den aktuellen regulatorischen Anforderungen austesten. Daneben muss hervorgehoben werden, dass unser Konzept die Regelung nach § 14a EnWG nicht ausschließt, sondern sie als Notfalllösung sieht, falls es zu einem Versagen der Marktmechanismen kommen sollte.

Zusätzlich bietet uns die Kooperation die Möglichkeit in weiteren Schritten weitere Elemente unseres Peer-to-Peer-Leistungshandels zu erproben.

TGA+E: Mit dem neuen regulatorischen Rahmen kommen auf die Projektbeteiligten neue Fragestellungen zu. Welche Veränderungen im Projektablauf sehen Sie für TGA- und Elektro-Planer?

Hager: Um nur ein Beispiel zu nehmen: Wärmepumpen ausschließlich nach den heizungsseitigen Anforderungen auszulegen, wird zukünftig als planerische Leistungserfüllung nicht mehr ausreichen. Die Optimierung des Stromanschlusses und des zeitlichen Anlagenbetriebs wird an Bedeutung gewinnen, da durch Netzsteuerung und dynamische Tarife die abgerufene elektrische Leistung in jedem Betriebspunkt der Wärmepumpe bedeutender und zur Wirtschaftlichkeit entsprechender Anlagen erheblich beitragen wird.

Die Beratung und die Planung werden sich auf die Betrachtung weiterer Komponenten und Maßnahmen ausdehnen, dazu gehören neue Auslegungsstrategien für wasserführende und elektrische Speicher genauso wie der Einsatz einer Photovoltaik-Anlage. Auch das Thema „Ersatzstromversorgung“ mittels Batteriespeichersystemen, die immer häufiger verbaut werden, erfordern neue Planungsansätze, vor allem in Mehrfamilienhäusern.

„Der wesentliche Vorteil unseres Peer-to-Peer-Konzepts ist, dass von ihm auch Endkunden profitieren können, die über keine eigenen Erzeugungsanlagen, Wärmepumpen oder E-Autos verfügen, insbesondere also die überwiegende Mehrheit der Mieter im Mehrfamilienhaus.“ Dr. Torsten Hager

In Nichtwohngebäuden wird die gesamte stromverbrauchende Installation zukünftig in das Energiemanagement einbezogen, was für den Planer zusätzliche Überlegungen beispielsweise bei der Auslegung von Klimaanlagen bedeutet. Nicht zuletzt werden thermische und elektrische Gebäudesimulationen in Verbindung mit detaillierten Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen an Bedeutung gewinnen.

Spätestens beim Einsatz dynamischer Strompreise ist der Einsatz eines EMS zur Steuerung des Strombedarfs unabdingbar. Die Prüfung des EMS-Einsatzes wird dann zu einer Grundaufgabe des Planungsprozesses sowohl für Elektro- als auch TGA-Planer.

TGA+E: Was erwartet Elektro- und TGA-Planer am Hager-Messestand auf der Light + Building 2024?

Hager: Zur Light + Building werden wir unter anderem Lösungen und Innovationen in den Bereichen Ladeinfrastruktur und Energiemanagement für Ein- und Mehrfamilienhäuser, eine Portfolioerweiterung bei der Energieverteilung bis 4000 A und den entsprechenden Services und Planungstools präsentieren.

Zum Thema vorbeugender Brandschutz haben wir unseren Brandschutzkanal FWK Plus mit dabei. Er besitzt eine ETA-Zulassung und erfüllt alle Anforderungen der DIN EN 13501. Highlight des Systems ist die nur wenige Millimeter dünne intumeszierende Innenbeschichtung, welche im Brandfall schützend aufschäumt.

Herr Dr. Hager, vielen Dank für das Gespräch.
 

Fachberichte mit ähnlichen Themen bündelt das TGA+E-Dossier Energiemanagement

Literatur

[1] Flexibilisierung des Energiesystems. Offenbach am Main: VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V. Arbeitsergebnis Task Force, Oktober 2023

[2] Regeln zum Dimmen neu angeschlossener Wärmepumpen. Regelungen der Bundesnetzagentur nach § 14a EnWG, wie steuerbare Verbrauchseinrichtungen sicher und zügig in das Stromnetz integriert werden können. Stuttgart: Gentner Verlag, TGA+E-online

[3] Steuerbare Verbrauchseinrichtungen. Mit intelligenter Steuerung das Stromnetz stabil halten. Stuttgart: Gentner Verlag, TGA+E 12-2023 und TGA+E-online

[4] ||Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) vom 7. Juli 2005 (BGBl I S. 1970, 3621), zuletzt durch Artikel 2 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl 2023 I Nr. 406) geändert. [§ 14a wurde zuletzt ab dem 27. Mai 2023 durch Artikel 1 des Gesetzes vom 22. Mai 2023 BGBl 2023 I Nr. 133 geändert.].