Was gridX bisher aus Paragraph 14a EnWG gelernt hat

Als führendes Unternehmen im Smart-Energy-Bereich steht gridX an der Spitze der Entwicklungen und ist von den Anforderungen des § 14a mit seiner smarten Energiemanagement-Lösung unmittelbar betroffen. Doch gegenüber vielen anderen Akteuren der Branche haben wir bereits angepackt und können erste große Erfolge vorweisen. Wir haben den Launch eines neuen Moduls, den Grid Signal Processor, unseres Energiemanagementsystems (EMS) angekündigt, das sicherstellen wird, dass unsere Partner bis Ende des Jahres die Anforderungen des § 14a erfüllen können. Außerdem haben wir ein Projekt mit Wegatech und Rabot Charge gestartet, in dem wir zeigen konnten, dass die § 14a-konforme Dimmung flexibler Energieanlagen durch Netzbetreiber mit der gridX-Technologie bereits jetzt möglich ist – und das mit erheblichen Vorteilen für Haushalte. 

Um weitere Einblicke zu geben, wie § 14a sich auf die Praxis auswirkt – in unserem Fall die des smarten Energiemanagements – teilt Carsten Schäfer, Senior Product Manager Innovation und § 14a-Experte bei gridX, in unserem neusten Interview seine Erfahrungen zur bisherigen § 14a-Praxis und was gridX in diesem Kontext bereits leisten kann. 

Lies unser Q&A und erfahre, wie der Experte die Realität mit § 14a EnWG in der Energiewelt tatsächlich einschätzt und welche Rolle das EMS von gridX dabei einnimmt.

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Die Energiewelt arbeitet jetzt schon ein gutes halbes Jahr in der „neuen § 14a-Realität”. Sind alle (wichtigen) Energieakteure denn auch schon in dieser neuen Realität angekommen?

Carsten: Das lässt sicher leider nicht so einfach beantworten…Hinter verschlossenen Türen tüftelt natürlich jeder Energieakteur, der an der Prozesskette beteiligt ist, an der individuellen Umsetzung. Nur öffentlich bekannt ist bislang wenig von den Lösungswegen. Tatsächlich ist es sehr komplex, die § 14a-konforme Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) in der Realität abzubilden. Die Aufgabenstellung ist vielschichtig und involviert eine Vielzahl an unterschiedlichen Akteuren, „Behind the Meter“ und „Front of the Meter“. Vor allem bei den übergeordnenten Prozessen zur Anmeldung, Installation und Inbetriebnahme sowie der „§ 14a-Operations”, bei denen die verschiedenen Lösungen der Beteiligten gut ineinander greifen müssen, sehe ich noch viel Abstimmungsbedarf. Besonders mit dem Blick auf die notwendige Massentauglichkeit. Auf Seiten der Netzbetreiber sind noch nicht alle Prozesse endgültig zum Laufen gebracht worden und bei den meisten Haushalten fehlen auch sogar noch die technischen Voraussetzungen. So kann die Notsteuerung, die § 14a beschreibt, aktuell noch überhaupt nicht möglich sein. Hier ist natürlich primär der noch immer vorhandene Mangel an intelligenten Messsystemen (iMSys), Stichwort schleppender Smart-Meter-Rollout, zu nennen. 

Und wie ist gridX aufgestellt, was die Notfalldimmung gemäß § 14a EnWG von SteuVE angeht?

Carsten: gridX ist faktisch heute schon bereit, die „Behind-the-Meter“-Prozessabläufe der Notdimmung von SteuVE umzusetzen. Durch unser smartes Energiemanagementsystem erhalten Haushalte über unsere Partner die Chance, hinter dem Zähler unser IoT-Gateway gridBox zu installieren. Dadurch machen wir die am Standort vorhandenen Energieanlagen digital zugänglich und steuerbar – das ist ja unser Kerngeschäft als Smart-Energy-Management-Unternehmen. Sollten dann am iMSys externe Steuerungssignale eintreffen, die eine Notdimmung nach § 14a veranlassen, können wir diese effektiv verarbeiten und sicherstellen, dass die Energieanlagen entsprechend agieren. Wir haben hierzu umfangreiche Tests im Frühjahr gemacht und unsere Fähigkeit in einer Selbsterklärung zusammengefasst. Und auch ein Pilotkunde aus einem Projekt mit Wegatech und Rabot Charge profitiert schon von unserer § 14a-Tauglichkeit „Behind the Meter” und, neben der Transparenz, auch von den damit verbundenen reduzierten Netzentgelten, die der Netzbetreiber in diesem Fall gewährt. 

Wie setzt gridX die § 14a-konforme Steuerung um?

Carsten: Wir setzen dabei tatsächlich vor allem auf den EEBUS-Standard. Dieser hat sich bereits als zuverlässige Lösung für die Umsetzung des § 14a EnWG positioniert und wird außerdem derzeit als einziges Protokoll auch von der Bundesnetzagentur und dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik in diesem Kontext unterstützt. Wir setzen bereits seit längerer Zeit auf EEBUS, um verschiedene SteuVE digital an unser EMS anzubinden. Daher können wir nun den Einsatz erweitern und auch die gesetzlichen § 14a-Anforderungen effektiv erfüllen.

Das heißt, es wird vorgeschrieben, über welche Schnittstelle steuerbare Verbrauchseinrichtungen zu steuern sind?

Carsten: Naja, nicht direkt. Aber Verteilnetzbetreiber und Messstellenbetreiber können in ihren technischen Mindestanforderungen festlegen, welche Schnittstelle SteuVEs nutzen müssen. Aus der Energiemanagement-Praxis kristallisiert sich allerdings heraus, dass eine digitale und standardisierte Schnittstelle wie EEBUS viele Vorteile bei der Anbindung bietet und dies die Integration in das Energiesystem stark erleichtert – so ist zumindest unsere Erfahrung. Vor allem bietet eine digitale Schnittstelle Flexibilität, Zukunftssicherheit und Investitionsschutz, denn es werden unerwarteteten Kosten vermieden, welche bei anderen Anbindungsformen im Zusammenhang mit Anpassungen oder Erweiterungen anfallen würden. 

Wird der Betrieb nach § 14a nur für SteuVE vorgeschrieben, die neu verbaut werden?

Carsten: Ja, seit dem Inkrafttreten von § 14a am 1. Januar 2024 ist es so, dass neu verbaute SteuVE zwingend vom Netzbetreiber in Notsituationen steuerbar sein müssen.

Und wie ist das mit Bestandsanlagen? Immerhin besitzen schon viele Haushalte mindestens eine SteuVE, die nicht erst jetzt eingebaut werden.

Carsten: Auf jeden Fall ist auch der Wechsel zu einem Betrieb gemäß § 14a EnWG (neu) für die allermeisten älteren Anlagen sinnvoll. Bestandsanlagen sollten, sofern technisch möglich, auf einen digitalen Betrieb umgestellt werden. Manchmal reicht es aus, die digitalen Schnittstellen bei den Anlagen zu aktivieren und so einfach anzubinden. Alternativ können I/O-Konverter verwendet werden, um auch ältere Geräte steuerbar zu machen und die vorhandenen Optimierungspotenziale zu nutzen.

Also ist eine Steuerung über analoge Schnittstellen nicht mehr sinnvoll?

Carsten: Die Steuerung über analoge Schnittstellen wie Relais ist prozessual deutlich aufwendiger, teurer bei der Installation und ermöglicht keine stufenlose Steuerung der Anlagenleistung. So kann ein § 14a-Steuersignal eben doch dazu führen, dass eine SteuVE komplett abgeschaltet wird, weil der Leistungswert nicht einhaltbar ist und dann der nächstniedrigere Wert (z. B. 0 kW) greift. Eine digitale Schnittstelle ist auch vorteilhafter für die rechtskonforme Dokumentation der Steuerungsvorgänge.

Wie genau profitieren Nutzer:innen, wenn ihre Bestandsanlagen digital angebunden und steuerbar werden?

Carsten: Das hat unseres Erachtens viele Aspekte: Einerseits erhöht die digitale Anbindung von Anlagen, die bereits länger am Netz sind, die dem Energiesystem zur Verfügung stehende Flexibilität. Andererseits entsteht so eine netz- und marktorientierte Nutzung dieser Anlagen. Endkund:innen können so den eigenen Energieverbrauch optimieren, also folglich Kosten senken und müssen dabei im besten Fall keinerlei Komforteinbußen hinnehmen. 

Worauf können (oder besser sollten) Kund:innen, die überlegen in SteuVE zu investieren, beim Kauf achten?

Carsten: Es ist entscheidend, dass SteuVEs über eine digitale Schnittstelle verfügen, mit Blick auf den § 14a idealerweise nach dem EEBUS-Standard. Dadurch können Anlagen effizient gesteuert und der Komfort der Endkund:innen auch bei Steuereingriffen wie der Leistungsdimmung gemäß § 14a EnWG gewährleistet werden. Unser EMS ist aber auch in der Lage, Anlagen über andere digitale Protokolle/Schnittstellen anzubinden und zu steuern.  

Liegt es in der Verantwortung von Verteilnetzbetreiber (VNB) oder Messstellenbetreiber (MSB), gegenüber Installateur:innen und Endkund:innen Empfehlungen auszusprechen, wenn Interesse an einer neuen SteuVE besteht?

Carsten: Beratung ist in diesem Zusammenhang vermutlich das falsche Wort. Aufklärung der Öffentlichkeit trifft es wohl besser. Meines Erachtens ist es nicht zwingend die Verantwortung von VNB oder MSB, Installateur:innen oder Kund:innen bei der Kaufentscheidung aktiv zu beraten. Dennoch sollte es auch im Interesse der Netzbetreiber liegen, das Netz und alle beteiligten Komponenten modern und vor allem zukunftsfähig zu gestalten. Daher denke ich, die öffentliche Aufklärung darüber, welche Anlagen heute und in Zukunft sinnvoll nutzbar und einsetzbar sind und auch für Nutzer:innen die größten Mehrwerte liefern, ist daher auch eine wesentliche Verantwortung von VNB und MSB.

Kommen wir zur allgemeinen Nutzung von EMS für Haushalte: Ab wann empfiehlt sich die Integration eines EMS zur Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen?

Carsten: Wir empfehlen, bereits bei der ersten SteuVE auf ein EMS wie das von gridX zu setzen, das herstelleroffen und erweiterbar ist. Dadurch lassen sich nicht nur die gesetzlich vorgegebenen Anforderungen erfüllen, sondern auch aktuelle Use Cases umsetzen, z. B. die Nutzung variabler Tarife, solares Heizen oder PV-Überschussladen von E-Autos und alles im Rahmen der Eigenverbrauchmaximierung.

Es gibt eine Nachweispflicht für Anlagenbetreiber. Wie lässt sich die Nachweispflicht einfach und rechtssicher gewährleisten?

Carsten: Wer ein gridX-EMS nutzt, kann ganz einfach von der zusätzlichen Funktion Gebrauch machen, die die transparente Darstellung und den Export der für den Nachweis notwendigen Daten ermöglicht. Zwar bieten Geräte, die über eine EEBUS-Schnittstelle verfügen, eine implizite Dokumentation der Steuervorgänge, aber mit einem gridX-EMS ist dies einfach und transparent – ohne großes persönliches Zutun – möglich. Das erleichtert vieles. 

Wir haben bereits vor Anfang des Jahres über einige brennende Fragen zu § 14a aufgeklärt und einen Glossarbeitrag zu Paragraph 14a verfasst. Lies weiter, um mehr zu diesem wichtigen Thema zu erfahren.