FAQ - Renewable Energy Integration

Die Bilanzierung von Speichern bei Einspeisung ins Netz erfolgt gemäß § 21 Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) und StromNZV auf Basis von Viertelstundenwerten. Hier die praktische Umsetzung:

1. Messung & Saldierung:

   • Die Einspeisung des Speichers wird über geeichte Zähler (Z1, Z2) erfasst.
   • Die saldierte Arbeitsmenge (kleinster Wert aus jährlichem Netzbezug und -einspeisung, abzgl. Speicherverluste) wird von Entgelten/Umlagen befreit (§ 21 EnFG).

2. Bilanzkreiszuordnung:

   • Bezug aus dem Netz: Wird dem Lieferantenbilanzkreis (Z1_B) zugeordnet (§ 12 Abs. 5 StromNZV).
   • Einspeisung ins Netz:
     • Graustrom (nicht EEG-gefördert): Bilanzkreis des Direktvermarkters (sonstige Vermarktung nach EnWG).
     • EEG-Strom (z. B. aus PV-Anlage): EEG-Direktvermarktungsbilanzkreis (Marktprämie).

3. Marktkommunikation:

   • Die Mengen werden via UTILMD (Anmeldung) und MSCONS (Abrechnung) an den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) und Netzbetreiber übermittelt.
   • Bei Lieferantenwechsel oder Anlagenänderung erfolgt die Aktualisierung über GPKE/WiM.

Quelle: VDE FNN Hinweis „Anschluss und Betrieb von Speichern“ (2024), § 21 EnFG.

Für die Marktkommunikation von Ladepunkten (E-Mobilität) sind folgende EDIFACT-Nachrichten im deutschen Energiemarkt relevant:

1. UTILMD (Utilites Master Data)

   • Zweck: Stammdatenübermittlung (z. B. Ladepunkt-ID, technische Daten, Betreiberwechsel).
   • Anwendung: Registrierung/Änderung von Ladepunkten im Marktstammdatenregister (MaStR) und zwischen Netzbetreibern, Lieferanten und Messstellenbetreibern.
   • Quelle: [Codeliste_Artikelnummern, 2023].

2. MSCONS (Metered Services Consumption Report)

   • Zweck: Übermittlung von Abrechnungsdaten (z. B. Ladevorgänge, Verbräuche).
   • Anwendung: Bilanzkreisabrechnung, Lieferantenwechsel, Netznutzungsabrechnung.
   • Quelle: [MSCONS_MIG_2.4c, 2023].

3. ORDERS/ORDRSP (Bestellung/Bestätigung)

   • Zweck: Steuerung von Ladevorgängen (z. B. dynamische Tarife, Lastmanagement).
   • Anwendung: Kommunikation zwischen Ladepunktbetreibern, Lieferanten und Netzbetreibern.

4. INVOIC (Rechnung)

   • Zweck: Abrechnung von Netznutzung, Stromlieferung oder Dienstleistungen (z. B. Roaming-Gebühren).
   • Quelle: [INVOIC_MIG_2.8d, 2024].

Praktische Relevanz:

• UTILMD und MSCONS sind Pflichtnachrichten für die Marktintegration von Ladepunkten (gemäß § 14a EnWG, StromNZV).
• Bilanzkreisverantwortliche nutzen MSCONS für die Bilanzkreisabrechnung von Ladevorgängen.
• Netzbetreiber setzen UTILMD für die technische Anmeldung von Ladepunkten ein.

Hinweis: Die Nachrichten folgen den BDEW/DVGW-Standards (EDI@Energy) und sind in den Anwendungshandbüchern (AHB) detailliert beschrieben.

Die Zuordnung von Wallboxen (private Ladepunkte ohne separaten Zähler) zu Bilanzkreisen bei bidirektionalem Laden erfolgt im Rahmen der Marktkommunikation (MaKo) nach den Vorgaben der GPKE und WiM:

1. Grundsatz: Da Wallboxen typischerweise keinen eigenen Zähler besitzen (vgl. [Quelle 1, 9]), wird die geladene Energiemenge über den Haushaltszähler erfasst und dem Bilanzkreis des Lieferanten des Anschlussnutzers zugeordnet.

2. Bidirektionales Laden: Bei Rückspeisung (z. B. aus E-Fahrzeug-Batterie) wird die eingespeiste Energie wie eine Erzeugungsanlage behandelt. Die Zuordnung erfolgt:

   • Per UTILMD-Meldung (Anmeldung/Änderung der Marktlokation) an den Netzbetreiber.
   • Der Anlagenbetreiber (z. B. Fahrzeugbesitzer) muss die Wallbox als technische Ressource mit Bilanzkreis (z. B. für "sonstige Direktvermarktung") anmelden ([Quelle 10, 11, 17]).
   • Der Netzbetreiber prüft die Zuordnung und informiert den Lieferanten (z. B. via Z26-Meldung bei Lieferantenwechsel).

3. Praktische Umsetzung:

   • Keine separate Bilanzierung der Wallbox, sondern Integration in den Haushalts-Bilanzkreis oder einen dedizierten Bilanzkreis für Erzeugung.
   • Bei Lieferantenwechsel wird die Zuordnung analog zu Standardprozessen (GPKE) aktualisiert ([Quelle 2]).

Quellen: [1], [2], [10], [11], [17].

Wallboxen müssen gemäß § 14a EnWG folgende technische Voraussetzungen für die netzdienliche Steuerbarkeit erfüllen:

1. Fernsteuerbarkeit:

   • Integration in ein Steuerungssystem des Netzbetreibers (z. B. via SMGW oder IoT-Gateway).
   • Unterstützung standardisierter Kommunikationsprotokolle (z. B. OCPP 1.6/2.0, EEBus, Modbus).

2. Leistungsbegrenzung:

   • Dynamische Anpassung der Ladeleistung (z. B. 0–11 kW) auf Steuerbefehle des Netzbetreibers.
   • Optional: Phasenweise Steuerung (bei 3-phasigen Wallboxen).

3. Datenkommunikation:

   • Übermittlung von Statusdaten (Ladeleistung, Betriebszustand) an den Netzbetreiber (z. B. via UTILMD/MSCONS in der Marktkommunikation).
   • Zählerstandserfassung (ggf. via intelligenten Messsystemen nach MsbG).

4. Sicherheit & Compliance:

   • Authentifizierung (z. B. TLS-Verschlüsselung) und Manipulationsschutz.
   • Konformität mit TAB (Technische Anschlussbedingungen) und VDE-AR-N 4100/4110.

Praktische Umsetzung:

• Anmeldung beim Netzbetreiber (via GPKE/WiM-Prozess).
• Dokumentation der Steuerbarkeit im Anlageregister (§ 19 NAV).

Quellen: § 14a EnWG, BDEW-Leitfaden (2025), BK6-22-300 (BNetzA).

Die Steuerung von Speichern durch Netzbetreiber erfolgt in der Praxis über standardisierte Schnittstellen und technische Einrichtungen gemäß regulatorischer Vorgaben (z. B. § 14a EnWG, VDE-AR-N 4100/4105). Hier die Umsetzung im Detail:

1. Steuerungseinrichtung:

   • Anbindung an die HAN/CLS-Schnittstelle des Smart-Meter-Gateways (SMGW) oder über eine FNN-Steuerbox (analog/digital nach VDE-AR-E 2829-6-1).
   • Alternativ: Direkte Integration in das SMGW (zukünftig).

2. Kommunikation:

   • Der Netzbetreiber sendet Steuerbefehle (z. B. Wirkleistungsbegrenzung) an den Speicher, basierend auf Netzauslastung oder Engpässen.
   • Bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (> 4,2 kW) erfolgt die Ansteuerung entweder direkt (Modul 1: pauschale Entgeltreduzierung) oder über ein Energiemanagementsystem (EMS) (Modul 2: prozentuale Reduzierung des Arbeitspreises).

3. Praktische Anforderungen:

   • Energieflussrichtungssensor (EnFluRi-Sensor): Erfassung der Einspeisung/Entnahme zur bilanziellen Trennung (z. B. EEG-Strom).
   • NA-Schutz: Auslegung gemäß VDE-AR-N 4105 (z. B. zentrale Schutzeinrichtung bei > 30 kVA).
   • Marktkommunikation: Meldung an das Marktstammdatenregister (MaStR) und Bilanzkreisverantwortliche (BKV) für Abrechnung und Prognose.

4. Netzdienliche Fahrweise:

   • Speicher werden z. B. zur Spitzenlastglättung oder Frequenzhaltung eingesetzt, wobei der Netzbetreiber Prioritäten setzt (z. B. Netzstabilität vor Marktoptimierung).

Quellen: VDE-FNN-Hinweis (2024), § 14a EnWG, VDE-AR-N 4105.

Variable Netzentgelte beeinflussen die Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern maßgeblich, indem sie Preissignale für netzdienliches Verhalten setzen:

1. Kostenoptimierung durch Lastverschiebung: Speicher können günstige Niedriglastzeiten (z. B. nachts) zum Laden nutzen und in Hochlastzeiten (z. B. mittags) einspeisen, um Netzentgeltkosten zu senken (Quelle 1). Dies steigert die Arbitrage-Erlöse (z. B. am Spotmarkt) und verbessert die Amortisation.

2. Netzdienliche Fahrweise: Variable Entgelte fördern den netzentlastenden Betrieb (z. B. Vermeidung von Rückspeisung in Engpasszeiten), was Netzausbaukosten reduziert und die Systemstabilität erhöht (Quelle 7, Quelle 15). Allerdings müssen Speicherbetreiber Marktpreise (MSCONS, UTILMD) und Netzengpässe (Redispatch) in Echtzeit berücksichtigen.

3. Herausforderungen:

   • Komplexität: Dynamische Entgelte erfordern intelligente Steuerung (z. B. über Bilanzkreisverantwortliche oder Aggregatoren).
   • Regulatorische Unsicherheit: Aktuelle Befreiungen (§ 118 Abs. 6 EnWG) laufen aus; langfristige Perspektiven fehlen (Quelle 20).
   • Wirtschaftlichkeit: Bei starren Umlagen (EEG, StromNEV) können variable Entgelte allein die Investitionskosten nicht decken (Quelle 14).

Fazit: Variable Netzentgelte steigern die Effizienz von Speichern, setzen aber klare regulatorische Rahmenbedingungen und technische Anpassungen (z. B. EDIFACT-Kommunikation) voraus.

Lieferantenwechsel bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (z. B. Wärmepumpen, Wallboxen) folgt den GPKE-Prozessen (Strom) bzw. GeLi Gas und erfordert zusätzliche Schritte zur Sicherstellung der Netzstabilität (§ 14a EnWG, StromNZV).

Ablauf (Strom):

1. Anmeldung durch den neuen Lieferanten (LF):

   • Der LF sendet eine UTILMD-Anmeldung (703) an den Netzbetreiber (NB) mit Steuerungsparametern (z. B. Lastprofil).
   • Der NB prüft die technische Machbarkeit und bestätigt oder lehnt ab (704).

2. Bilanzkreiszuordnung:

   • Der LF ordnet die Marktlokation seinem Bilanzkreis zu (MSCONS-Nachricht).
   • Bei RLM-Kunden erfolgt eine separate Parametrierung (z. B. über WiM-Prozesse).

3. Stammdatenaustausch:

   • Der NB übermittelt Steuerungsvorgaben an den Messstellenbetreiber (MSB), der die Steuerbox konfiguriert.

4. Lieferbeginn:

   • Nach NB-Bestätigung startet die Belieferung. Der alte LF erhält eine Abmeldung (705).

Besonderheiten:

• Fristen: Anmeldung spätestens 6 Wochen vor Lieferbeginn (GPKE).
• Datenformate: EDIFACT (UTILMD, MSCONS) oder COMDIS.
• Regulatorik: § 14a EnWG verpflichtet NB zur netzdienlichen Steuerung.

Quellen: GPKE (BDEW), § 14a EnWG, WiM-Strom (BNetzA).

Regulatorische Vorgaben für Stromspeicher in Deutschland:

1. Bilanzkreisverantwortung (StromNZV § 4): Speicher müssen einem Bilanzkreis zugeordnet werden, wobei Einspeisung und Bezug bilanziell getrennt werden (z. B. über EDIFACT-Nachrichten wie UTILMD).

2. Marktkommunikation (GPKE, WiM):

   • UTILMD für Stammdaten (Zählpunkt, Speicherparameter).
   • MSCONS für Abrechnung und Bilanzkreisabgleich.
   • ORDERS/INVOIC für Lieferantenwechsel oder Flexibilitätsmärkte.

3. EEG-Umlage (EEG 2023 § 61l): Netzdienliche Speicher (z. B. Regelenergie) sind umlagebefreit; reine Eigenverbrauchslösungen unterliegen ggf. Teilumlagen.

4. Netzentgelte (StromNEV § 19):

   • Volle Entgelte bei Bezug als Letztverbraucher.
   • Reduzierte Entgelte für netzdienliche Speicher (z. B. Redispatch 2.0).

5. Technische Anschlussbedingungen (VDE-AR-N 4100/4110):

   • Netzstabilität durch netzbildende Eigenschaften oder Frequenzstützung.
   • Separate Messung von Bezug/Einspeisung (ggf. Smart Meter Gateway).

6. MiSpeL-Festlegung (BNetzA BK6-24-001): Geplante Regelungen für markt- und netzdienliche Integration, inkl. Multi-Use-Anwendungen (z. B. Regelenergie + Eigenverbrauch).

Praktische Umsetzung:

• Bilanzkreisverträge mit ÜNB/VNB abschließen.
• EDIFACT-Nachrichten für Marktprozesse nutzen.
• Technische Zertifizierung nach VDE-AR-N 4110.

Quellen: EEG 2023, StromNZV, VDE-AR-N 4110, BNetzA MiSpeL.

Die Kommunikation zwischen Smart Meter Gateway (SMGW) und Steuerbox erfolgt technisch über eine sichere, standardisierte Schnittstelle gemäß Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und BSI-TR-03109.

1. Anbindung & Protokolle:

   • Das SMGW fungiert als zentraler Kommunikationsknoten und bindet die Steuerbox über lokale Schnittstellen (z. B. EEBus, Modbus oder PLC) an.
   • Externe Steuerbefehle (z. B. nach § 14a EnWG) werden über WAN (z. B. LTE, Powerline) vom Netzbetreiber an das SMGW gesendet und von dort an die Steuerbox weitergeleitet.

2. Datenübertragung:

   • Steuersignale (z. B. Lastabwurf) und Messdaten (z. B. 15-Minuten-Werte) werden verschlüsselt (TLS) übertragen.
   • Die Steuerbox reagiert auf Befehle (z. B. Bilanzkreisoptimierung, Lieferantenwechsel) und meldet Status zurück.

3. Praktische Umsetzung:

   • UTILMD/EDIFACT: Stammdaten (z. B. Steuerboxnummer, SMGW-Referenz) werden im Marktkommunikationsprozess (z. B. GPKE, WiM) übermittelt.
   • Zertifizierung: Beide Komponenten müssen BSI-konform sein (z. B. SMGW nach TR-03109).

Quellen: MsbG (§ 22, § 5), BSI-TR-03109, [Quelle 3, 16].

Bei der Bilanzierung von Speichern in Multi-Use-Fahrweise (z. B. Eigenverbrauch + Regelleistung + Spotmarkt) ergeben sich folgende zentrale Herausforderungen:

1. Mess- und Abgrenzungskomplexität: Strommengen müssen viertelstundenscharf nach Nutzungszweck (z. B. Graustrom vs. EEG-Strom) und Bilanzkreis getrennt erfasst werden (§ 21 EnFG). Dies erfordert zusätzliche Zähler (z. B. ABK W3 nach VDE FNN) und IT-Systeme für die Saldierung von Doppelbelastungen (z. B. Netzentgelte, Umlagen).

2. Prozessuale Hürden:

   • Marktkommunikation: UTILMD/ORDERS-Nachrichten müssen Mehrfachnutzungen abbilden, was die GPKE-Prozesse (z. B. Lieferantenwechsel) verkompliziert.
   • Bilanzkreisverantwortung: Speicherbetreiber müssen Stromflüsse zwischen Lieferantenbilanzkreis (Bezug) und Direktvermarktungsbilanzkreis (Einspeisung) korrekt zuordnen – bei Fehlern drohen Ausgleichsenergiekosten.

3. Regulatorische Unsicherheit:

   • Graustrom-Problematik: Rückspeisung aus bidirektionalen Speichern (z. B. E-Autos) gilt als Graustrom, was die EEG-Vergütung ausschließt.
   • § 14a EnWG: Speicher als steuerbare Verbrauchseinrichtungen erfordern dynamische Leistungsbegrenzungen, was die Multi-Use-Flexibilität einschränkt.

4. Wirtschaftliche Risiken:

   • Doppelte Umlagenbelastung trotz § 21 EnFG (z. B. bei Regelleistung).
   • Netzentgeltoptimierung scheitert oft an statischen Tarifen, die dynamische Fahrweisen nicht honorieren.

Lösungsansätze: Standardisierte Messkonzepte (VDE FNN), automatisierte EDIFACT-Prozesse und klare BNetzA-Festlegungen zur Saldierung sind essenziell. (Quellen: VDE FNN Hinweis 2024, § 21 EnFG, dena-Netzflexstudie 2021)