Spanien führt neue zeitvariable Stromtarife ein: Was steckt dahinter?

Spanien führt neue zeitvariable Stromtarife ein: Was steckt dahinter?

Das neue spanische Stromgesetz, das am 1. Juni 2021 in Kraft getreten ist, erlaubt es Millionen spanischer Haushalte einen niedrigeren Strompreis zu bezahlen - zumindest in Zeitfenstern abseits der Hauptverbrauchszeiten. Die Nationale Kommission für Märkte und Wettbewerb (CNMC) gibt an, dass der Verbrauch in Schwachlastzeiten um 95 % günstiger sein kann als in Spitzenlastzeiten. Durch Anpassung der eigenen Verbrauchs-Gewohnheiten könne ein Haushalt demnach zwischen 200 und 300 Euro pro Jahr sparen.

Neue Tarifstruktur sieht 6 Zonen und 3 Preisstufen vor

Die spanische Regierung führt mit dem Gesetz eine neue zeitvariable Preisstruktur ein: Verbraucher (mit einer Leistung von weniger als 15 kW) werden auf einen neuen Tarif, welcher unterschiedliche Strompreise entsprechend der Tageszeit vorsieht, umgestellt. Dazu gelten montags bis freitags sechs Zeitfenster, in denen jeweils eine von drei Preisstufen (Hochlast, Pauschal und Schwachlast) angewendet wird. An Wochenenden und Feiertagen gilt jedoch immer der günstigste Preis. Für Haushalte mit einem regulierten Tarif (PVPC*) erfolgt der Wechsel automatisch.

Haushalte sollen Anreize zur Gewohnheitsänderung bekommen, um Netzausbaukosten zu senken

Ziel der Tarifstruktur ist es laut CNMC, einen effizienten Stromverbrauch zu fördern und zu erreichen, dass Haushalte eine relevante Rolle bei der Dekarbonisierung spielen. So soll erreicht werden, dass die Höhe der Rechnung "mehr davon abhängt, wann und nicht wie viel verbraucht wird" und dass Einsparungen durch die Verlagerung des Verbrauchs in die Schwachlastzeiten im Gegensatz zu den Spitzenzeiten erzielt werden. Die Regulierungsbehörde erwartet, dass dieses Modell die Tür zu niedrigeren Stromrechnungen öffnet, da "effiziente Verhaltensweisen“ inzentiviert werden und gleichzeitig der Bedarf an neuen Investitionen in die Netze reduziert werden könne.

Smart Meter in Spanien bereits flächendeckend verbaut

Es geht also darum, die Gewohnheiten zu überdenken, denn der Strom wird in den Stunden, in denen die Menschen gewohnt sind, Hausarbeiten wie Kochen oder Wäsche waschen zu erledigen, teurer denn je sein. Auf der anderen Seite wird es nachts so günstig wie nie zuvor. Möglich macht dies der intelligente Stromzähler. In Spanien wurde 2010 mit der Installation von intelligenten Zählern, welche den tatsächlichen Verbrauch Stunde für Stunde und Tag für Tag nachhalten, begonnen. Während der Smart-Meter-Rollout in Deutschland zwar angefangen hat, durch den OVG-Beschluss jedoch etwas an Fahrt verloren hat, sind die knapp 30 Millionen spanischen Messstellen aber bereits komplett mit intelligenten Stromzählern ausgestattet (wenn auch mit geringerem Funktionsumfang als bei deutschen Smart Metern).

 

* PVPC (‚precio voluntario para el pequeño consumidor‘) ist der freiwillige Preis für den Kleinverbraucher, der den von der Regierung festgelegten regulierten Preistarif hat. Es wird geschätzt, dass es etwa 10,7 Millionen Kunden mit diesem Tarif gibt.

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by Frank Hirschi

Redispatch 2.0 - Auswertung der HG-Marktbefragung

Von Frank Hirschi

Redispatch 2.0: Wie hat sich der Markt aufgestellt?

Gemäß des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes 2.0 müssen die 890 deutschen Verteilnetzbetreiber (VNB) für Strom bis zum 1. Oktober 2021 neue gesetzliche Anforderungen zum Netzengpassmanagement umsetzen. Das bedeutet Handlungsbedarf bei kleinen und großen Netzbetreibern, aber auch bei Anlagenbetreibern. Denn auch Erneuerbare und KWK-Anlagen ab 100 kW müssen in den Redispatch integriert werden. Zukünftig muss also eine viel engere Koordinierung zwischen den Akteuren erfolgen.

Hintergrund: Vorgaben und Verbindlichkeit erst ein halbes Jahr vor Go-Live

In Arbeitskreisen der Verbands- und Netzbetreiberprojekte (BDEW-Projekt und Connect+) wurden grundlegende Prozesse und Abläufe definiert und veröffentlicht sowie eine neue Kommunikationsplattform namens RAIDA entwickelt. Das letzte verbindliche Festlegungsverfahren zum Redispatch der Bundesnetzagentur wurde jedoch erst im März 2021, rund ein halbes Jahr vor dem Start des neuen Markt-Regimes, veröffentlicht. Viele Verteilnetzbetreiber sowie ihre IT-System-Zulieferer fragen sich deswegen, ob die komplexen Redispatch-Prozesse noch fristgerecht implementiert werden können. Um diese Frage zu beantworten, hat die HG eine Marktbefragung durchgeführt. Insgesamt haben 61 Personen zwischen dem 2. und dem 30. April 2021 daran teilgenommen. Der größte Teil der Teilnehmenden vertrat Verteilnetzbetreiber (31 %) und Dienstleister-Unternehmen (44 %). Unter den Verteilnetzbetreibern war eine große Bandbreite abgebildet: sowohl VNB ohne eigene Redispatch-Anlagen, als auch NB mit mehr als 10.000 angeschlossenen Redispatch-Anlagen haben teilgenommen.

Im folgenden fassen wir die Auswertung zusammen. Aber auch die Presse hat die Marktbefragung verfolgt und berichtet.

energate berichtet über den straffen Zeitplan für Redispatch 2.0:

Ein Großteil der Marktteilnehmer hält den 1. Oktober als Starttermin für das neue Redispatch 2.0 für zu ambitioniert. Das geht aus einer Umfrage der Unternehmensberatung HORIZONTE-Group hervor, deren Ergebnisse energate vorliegen. Nur ein Drittel der insgesamt 61 Befragten - insbesondere Dienstleister und Netzbetreiber - halten einen pünktlichen und reibungslosen Start für realistisch. (...) Link

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Und die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) schreibt "Redispatch 2.0: Wie hat sich der Markt aufgestellt?"

In einer Umfrage der HORIZONTE-Group ergibt sich: 20 Prozent der befragten Verteilnetzbetreiber haben noch nicht in Erfahrung gebracht, wie sehr sie vom Redispatch 2.0 betroffen sind. Fast ein Drittel ist unzufrieden mit den Dienstleistern. Weit mehr als die Hälfte hält den Go-Live-Termin zudem für unrealistisch. (...) Link

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Neue Anforderungen noch nicht überall abgeklopft

Neue Anforderungen noch nicht überall abgeklopft Knapp vier von fünf befragten Netzbetreibern haben für sich abgeleitet, wie sie in ihrem Netzgebiet von Redispatch betroffen sind. Dass 20 % der VNB dies nicht getan haben, überrascht. Schließlich unterscheidet sich der Umfang der Anforderungen stark in den verschiedenen Stufen. VNB, die derzeit noch keine Redispatch-relevanten Anlagen im eigenen Netz angeschlossen haben und weder eigene Engpässe noch Engpässe des vorgelagerten Netzbetreibers erwarten, sind vorerst relativ wenig von Redispatch 2.0 betroffen. Ist ein VNB aber in den drei genannten Kategorien betroffen, sind viele neue Prozesse und komplexe Anwendungsfälle zu meistern, die nur auf Basis großer Anpassungen und Erweiterungen der IT-Architektur und Prozesslandschaft gelingen. Denn VNB, die Engpässe im eigenen Netz erwarten, benötigen zukünftig eine granulare Netzzustandsanalyse sowie eine sogenannte Maßnahmendimensionierung zur Ermittlung der erforderlichen Eingriffe und Bestimmung von deren Größenordnung. Derzeitig genutzte Netzleitsysteme bieten diese Funktionen der Redispatch-Planprozesse unter Einbeziehung der Netztopologie sowie aktueller Last- und Einspeiseprognosen oft nicht. Hier gilt es weiterhin zu beachten, dass nicht nur im KRITIS-Umfeld der Netzleitstelle Anpassungen erforderlich werden. Auch die Verknüpfung mit der Büro-IT, bspw. im Energiedatenmanagement, muss umgesetzt werden. Aus diesem Grund haben viele der befragten VNB ein eigenständiges Projekt aufgesetzt, um sich zum Redispatch 2.0 zu befähigen. Lediglich 14 % der befragten VNB hat dafür bislang noch keine Notwendigkeit gesehen.

Dienstleister unterstützen die VNB aber stricken mit heißer Nadel

Um dem neuen Redispatch-Regime zu begegnen, haben 47 % der teilnehmenden VNB einen Dienstleister beauftragt. Jedoch lediglich etwas mehr als zwei Drittel dieser VNB sind mit ihrem Dienstleister und dessen Umsetzungsroadmap zufrieden. Hier könnte vor allem die lange anhaltende Unsicherheit bzgl. der gestellten Anforderungen aus den Festlegungen der Bundesnetzagentur eine Rolle spielen. Aufgrund der kurzen Umsetzungszeitspanne mussten die Lösungsanbieter bereits zu einem Zeitpunkt mit den Entwicklungsarbeiten beginnen, als noch nicht alle gesetzlichen Vorgaben, bspw. Prozessabläufe, Datenformate oder Anlagen-Identifizierungsschlüssel, vorlagen. Nun arbeiten die Anbieter mit Hochdruck daran, ihre Systeme für die ersten Testläufe vorzubereiten. Dazu hat sich jedoch anscheinend nicht einmal jeder zweite NB als externer Tester für connect+ registriert (41 %). Die übrigen 59 % können demnach weniger als ein halbes Jahr vor dem Einführungstermin von Redispatch 2.0 noch keine Datenaustauschprozesse testen.

Redispatch-Einführungstermin wird von Vielen als nicht realistisch eingeschätzt

Zwar geben 32 % der Teilnehmenden an, dass der Einführungstermin für Redispatch 2.0 realistisch ist. Doch der Großteil der befragten Expert/innen (68 %) hält den Go-Live vom neuen Redispatch-Regime zum 1. Oktober 2021 für nicht mehr realistisch. Da nicht davon auszugehen ist, dass der Termin verschoben wird, werden alle Akteure weiter unter Hochdruck an der fristgerechten Umsetzung arbeiten und voraussichtlich so manche Anlaufschwierigkeit den reibungslosen Start in die neue Redispatch-Welt begleiten. Doch selbst wenn nicht alle VNB zum Start mit vollautomatisierten Systemen an den neuen Prozessen teilnehmen werden, bzw., nicht alle Redispatch-relevanten Anlagen sofort eingebunden werden, ist kein Blackout zu befürchten. Vielmehr wird die Branche sich darauf konzentrieren die notwendigen und hochpriorisierten Anwendungsfälle im Sinne der Minimalanforderungen zu meistern und Schritt für Schritt auch über den 1. Oktober 2021 hinaus die Prozesse optimieren. Dennoch ist auffällig, dass lediglich jede/r Fünfte zufrieden ist in Bezug auf die Art und Weise der kommunizierten Festlegungsverfahren zum Redispatch. Rund 81 % der Teilnehmenden sieht wohl Verbesserungspotentiale im Rahmen der Kommunikation von gesetzlich umzusetzenden Anforderungen. Insbesondere die knappe Zeit zur Umsetzung von spät festgelegten Vorgaben scheint zu Unzufriedenheit zu führen. Dabei haben viele Unternehmen in den bdew-Arbeitskreisen sowie dem Netzbetreiber-Projekt connect+ selbst tatkräftig Konzepte und Branchenlösungen mitentwickelt und den Regulierungsbehörden vorgelegt. Einige Teilnehmer/innen sehen die verabschiedeten Beschlüsse der Regulierungsbehörden dennoch als nicht ausreichend anwendungsfreundlich an (5 %).

Was Netzbetreiber nun tun können

Sofern noch nicht geschehen, sollten betroffene Unternehmen wie Netzbetreiber, Einsatzverantwortliche oder Anlagenbetreiber nun prüfen, in welcher Tiefe sie vom Redispatch 2.0 betroffen sind. Auf Basis dieser Prüfung sollten die nächsten Schritte und Handlungsbedarfe abgeleitet werden: benötigt man eine Erweiterung der Netzleitstelle oder ein Redispatch-System inkl. der Möglichkeit, Prognosen für Erzeugungsanlagen zur Verfügung zu stellen? Ggf. ist neben der Abstimmung mit dem Hersteller der benötigten IT-Systeme auch die Einbindung eines Dienstleisters angebracht, um schnellstmöglich und effizient ans Ziel zu kommen. Darüber hinaus ist es auch sinnvoll, kurzfristig den Dialog mit den Marktpartnern in der Region zu starten, damit die Redispatch-Prozesse auch fristgerecht beginnen können.

Unter folgendem Link können Sie die Auswertung unserer Umfrage anfordern:

> Auswertung der Marktbefragung anfordern (die Umfrage ist seit dem 30. April geschlossen)

Sprechen Sie uns auch gerne an, wenn Sie Beratung zum Thema Redispatch 2.0 wünschen!

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by Frank Hirschi

HG unterstützt WEMAG durch Analytics bei der Transformation zum Energieversorger 2.0

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by Frank Hirschi

Neuer HG-Beitrag zur Heizkostenverordnung und Submetering in ZfK

Ausgabe 04/21 der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK):

Novelle der Heizkostenverordnung: Relevante Kernpunkte in Bezug auf Submetering für Kommunalversorger

Was bedeutet der Referentenentwurf der Heizkostenverordnungsnovelle für Stadtwerke? Welche Auswirkungen hat hier das OVG-Urteil-Münster? Die HG-Experten Dr. Roland Olbrich und Frank Hirschi schildern der Zeitung für kommunale Wirtschaft in der Print-Ausgabe sowie im Online-Interview, welche Schritte Stadtwerke nun einleiten sollten.

Wir haben unsere Beiträge für Sie in einer PDF-Datei bereitgestellt:

Beiträge als PDF lesen

• Mehr dazu erfahren Sie auf S. 25 der April-ZfK-Ausgabe – das ePaper finden Sie hier: Link
• Das ausführliche Interview mit unseren HG-Experten findet man online bei der ZfK: Link

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by Frank Hirschi

Redispatch 2.0 - Marktbefragung

Von Frank Hirschi

Das Netzausbaubeschleunigungsgesetz 2.0 (NABEG)  bringt mit dem Redispatch 2.0 neue Anforderungen an Verteilnetzbetreiber mit sich. Verteilnetzbetreiber werden ab dem 01.10.2021 verpflichtet, Einspeiseanlagen mit einer Leistung von über 100 kW sowie alle sonstigen fernschaltbaren Anlagen im Falle von Netzengpässen zu steuern. Einzelne Verteilnetzbetreiber sowie Softwarehersteller fragen sich, ob die komplexen Redispatch-Prozesse fristgerecht implementiert werden können.

In Arbeitskreisen der Verbands- und Netzbetreiberprojekte (BDEW-Projekt und Connect+) werden die erforderlichen Prozesse und Szenarien erarbeitet, abgestimmt und veröffentlicht. Das letzte verbindliche Festlegungsverfahren zum Redispatch der Bundesnetzagentur wurde im März 2021, rund ein halbes Jahr vor Go-Live, veröffentlicht.

Wie bewerten Sie den Stand der Umsetzung von Redispatch 2.0? Mit einer Marktbefragung versuchen wir die Erwartungen der Unternehmen transparent zu machen: Halten die Marktteilnehmer/innen die fristgerechte Implementierung des neuen Redispatch-Regimes für möglich?

Unter folgendem Link können Sie an Umfrage teilnehmen  (Bearbeitungszeit ca. 2 Minuten):

> Auswertung der Marktbefragung anfordern (die Umfrage ist seit dem 30. April geschlossen)

Die Ergebnisse der Befragung werden im Teilnehmerkreis verteilt.

Sprechen Sie uns auch gerne an, wenn Sie Beratung zum Thema Redispatch 2.0 wünschen!

 

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by Frank Hirschi

Novellierung der Heizkostenverordnung

Bis zum 25. Oktober 2020 hätte die europäische Energieeffizienzrichtlinie (EED) bereits in nationales Recht umgesetzt werden sollen. Ein knappes halbes Jahr später wurde nun ein Referentenentwurf zur Novellierung der Heizkostenverordnung (HKVO) von Bundeswirtschafts- und Bundesbauministerium verteilt.

• Lesen Sie auch unsere Beiträge zur Novelle der Heizkostenverordnung in der ZfK 

Fernablesbarkeit und unterjährige Verbrauchsinformationen

Zum 01. Januar 2027 ist die Umrüstung auf fernablesbare Zähler, Mess- und Erfassungsgeräte für alle Gebäudebestände vollständig abzuschließen. Bereits jetzt greift aber schon die Verpflichtung zur Bereitstellung unterjähriger Verbrauchsinformation, ab 2022 sogar monatlich. Tägliche Verbrauchsmitteilungen sahen die Ministerien als zu weitgehende Einblicke in die persönliche Lebensführung an. IT-technisch stellt die eigentliche Informationsbereitstellung lt. Angaben der Anbieter im Markt keine Herausforderung dar. Knackpunkte könnten eher die erweiterten Informationspflichten, bspw. zum Brennstoffmix, zu erhobenen Steuern und Abgaben sowie Vergleiche zum gleichen Zeitraum des Vorjahres sein. Dass der Gesetzgeber es damit ernst meint, wird an den Sanktionssätzen deutlich: Gebäudeeigentümer, die keine Fernablesbarkeit gewährleisten oder den Informationspflichten nicht (vollständig) nachkommen, sehen sich Mieter/innen gegenüber, denen ein Kürzungsrecht von 3 Prozent des Abrechnungsanteils zusteht.

Markteintrittsbarrieren gesenkt und Wettbewerbsmöglichkeiten erhöht

Darüber hinaus ist aber vor allem die Stärkung des Wettbewerbs ein Kernaspekt der HKVO-Novelle. So muss die Interoperabilität der fernablesbaren Ausstattungen zur Verbrauchserfassung (samt Schnittstellen) gewährleistet werden – damit müssen die derzeit vielfach im Einsatz befindlichen proprietären Systeme weichen und standardisierten Lösungen Platz machen. Auch die Trennung von Geräten und Dienstleistungen wird durch die HKVO-Novelle erleichtert.

Verbindung von Submetering und intelligentem Messstellenbetrieb

Auch die Rolle des Smart-Meter-Gateways (SMGw) als sektorübergreifende sichere Kommunikationsplattform wird gestärkt. So müssen Submeter technisch an ein SMGw angebunden werden können, der Einsatz eines SMGw ist jedoch vorläufig weiterhin nicht verpflichtend vorgegeben. Diese Harmonisierung mit dem Gebäudeenergiegesetz basiert auf expliziten Sicherheits- und Interoperabilitätsansprüchen an die eingebaute Technik. Strom-Messstellenbetreiber werden ohnehin seit dem 1. Januar 2021 durch § 6 des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) in die Lage versetzt, spartenübergreifende Messdienstleistungen über das sichere SMGw anzubieten. Seitdem können Vermieter ihre Mieter bei der Auswahl eines MSB zuvorkommen, wenn die gesamte Liegenschaft mit intelligenten Messsystemen ausgerüstet, und neben Strom auch Gas oder Wärme angebunden wird.

Markteintritt erleichtert und Chancen für Stadtwerke

Stadtwerken bietet sich nun die Möglichkeit, den Submetering-Markt zu erschließen. Die vom Bundeskartellamt in der „Sektoruntersuchung Submetering“ aus dem Jahr 2017 angeprangerten Wettbewerbshürden werden nämlich in einigen Teilen beseitigt. In einer ersten Stufe bestehen insbesondere bei Neubauten kaum noch Marktzutrittsschranken, da auch ohne SMGw und intelligenten Messstellenbetrieb bereits Submeter-Auslesungen möglich werden. In einer zweiten Stufe können insb. grundzuständige Messstellenbetreiber ihre „eh-da“-Infrastruktur mit Submetering-Anwendungen harmonisieren - durch die perspektivische Ausübung von §6 MsbG (vgl. Abbildung 1). Danach können sie Bestandsmessdienstleister in den attraktivsten Liegenschaften durch eine Bündelung von Smart Metering und Submetering unter bestimmten Bedingungen entschädigungslos ablösen und den MSB-Business-Case durch lukrative Zusatzeinnahmen stärken.

Welche Schritte können Stadtwerke nun konkret tun?

Der strategische Einstieg in das Geschäftsfeld Submetering ist detailliert zu konzipieren. Konkret ist abzuleiten, welchen Zielmarkt man mit welchem Produktportfolio bedienen möchte. Darauf aufbauend ist zu entscheiden, die Wertschöpfungstiefe im eigenen Haus aufzubauen oder über Dienstleister an Bord zu holen. Aktuell positionieren sich einige Start-ups mit Plattformlösungen am Markt, die eine kurze „Time-to-Market“ für die erste Stufe des klassischen Submeterings versprechen. Hier gilt es jedoch genau zu prüfen, ob die Systemlösungen und der Abrechnungskern zur eigenen IT-Systemlandschaft passen. Hier besteht ein hoher Differenzierungsgrad, welcher auf Seite der Hardware-Komponenten perspektivisch durch offene Gerätestandards wie bspw. OMS vernachlässigbarer wird. Nach der strategischen Ausrichtung gilt es jedoch auch die operative Umsetzung, inkl. der IT-System-Implementierung, Teststellungen, Pilotprojektierungen sowie dem Vertriebsaufbau, vorzubereiten.

• Sie haben Interesse am Thema? Schauen Sie sich gern auch unseren Submetering-Leitfaden für EVU an!

Abbildung 1: Stadtwerke können den Markteinstieg mit klassischem Submetering beginnen und in der Folge auch bereits verbaute Geräte über das SMGw aufschalten

 

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by Frank Hirschi

Rolloutverpflichtung für Smart Meter vom OVG Münster vorläufig gestoppt – was bedeutet dies für die Branche?

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by Frank Hirschi

metelligent in der Presse

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by misterbk