"Energiewendekompetenz steht und fällt mit der Datenqualität"

Bern/Essen (energate) - Im Rahmen des NEST-Prozesses will die Bundesnetzagentur ein neues Qualitätskriterium für Netzbetreiber einführen: die "Energiewendekompetenz". Damit soll die Leistungsfähigkeit von Netzbetreibern bei der Umsetzung der Energiewende stärker in die Anreizregulierung einfließen, wobei sich diese Energiewendekompetenz anhand von Indikatoren wie realisierten Netzanschlüssen und der Dauer von Anschlussprozessen bemessen soll. Damit rücken Prozesseffizienz und Kompetenzen insbesondere der Digitalisierung der Netze in den Fokus. energate sprach mit Thomas Koller, Geschäftsführer des Softwaredienstleisters Enersis, über die Vermessung der Energiewendekompetenz und die Rolle der Digitalisierung in dem Prozess. 

energate: Herr Koller, die Bundesnetzagentur führt das regulatorische Kriterium der Energiewendekompetenz ein, um zu erfassen, wie gut Netzbetreiber die Anforderungen der Energiewende umsetzen. Welche Veränderungen kommen in dem Zuge auf die Netzbetreiber zu? 

Koller: Zuerst einmal ist wichtig, dass es sich bei der Initiative nicht um neue Anforderungen handelt. Es geht nicht - wie zum Beispiel bei Paragraf 14a oder dem Redispatch - um neue Prozesse, sondern um die Verbesserung der bereits vorhandenen Transformationsleistung. Diese soll jedoch zukünftig gemessen und in die Anreizsystematik eingebunden werden. Die wichtigste Veränderung ist ein Perspektivwechsel: Es zählt künftig der Output, nicht die Absichtserklärung. Das Gutachten von E-Bridge und FGH im Auftrag der Bundesnetzagentur ist da sehr klar. Bewertet wird nicht, welche Maßnahmen ein Netzbetreiber plant, sondern was beim Netzkunden ankommt: wie viele Energiewendetechnologien tatsächlich ans Netz gehen - gemessen an der Nachfrage - und wie schnell das gelingt. 

energate: Wie lässt sich das konkret bemessen? Welche Kennwerte werden dafür herangezogen?

Koller: Konkret werden drei Indikatoren gemessen. Erstens zusätzliche erneuerbare Energien. Zweitens zusätzliche Verbrauchseinrichtungen, also Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur, Elektrolyseure und Speicher. Drittens die Zeit zwischen Antragstellung und Inbetriebnahme des Netzanschlusses. Auf den darunterliegenden Kennzahlen basiert dann das Anreizsystem. Die Leistung wird über CO2-Einsparung monetarisiert - auf Basis der Vermeidungsfaktoren des Umweltbundesamts. Wer schnell und in großem Umfang emissionssparende Technologien anschließt, erhält einen größeren Anteil an einem Anreizbudget. An dieser Stelle sei eine persönliche Einschätzung erlaubt: Ob die Kenngröße CO2-Einsparung in der finalen Regelung Bestand haben wird, bezweifle ich. Inhaltlich gibt es sicherlich Argumente für ein solches Vorgehen, ich empfinde den Mechanismus aber als zu komplex und an einigen Stellen auch als nicht eindeutig. 

energate: Welche Rolle ist im Kontext der Energiewendekompetenz der Digitalisierung beziehungsweise der Implementierung digitaler Prozesse zuzuordnen? 

Koller: Sie ist die Grundvoraussetzung und zentraler Handlungsschwerpunkt. Ohne Digitalisierung geht es nicht. Die Zahl der Anschlussbegehren steigt, ihre Komplexität steigt, die Netzkapazitäten werden knapper, und der Betrieb verlangt mehr Interaktion und Steuerbarkeit. Das ist mit dem Digitalisierungsgrad heutiger Prozesse nicht zu bewerkstelligen. Deshalb wird dem Anreizmodell ein Digitalisierungsindex zur Seite gestellt, der den Entwicklungsstand transparent macht - für jeden Netzbetreiber und für die Branche. 

energate: Was soll dieser Index bewirken?

Koller: Der Index misst vier Dimensionen: Smart Grid, also Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit; digitale Prozesse und Systeme, etwa automatisierte Netzplanung und KI-gestützte Prognosen; Datenmanagement und Analyse, also rechenfähige digitale Netzmodelle und zeitreihenbasierte Planung; und Kundenmanagement mit Portalen und unverbindlicher Anschlussprüfung. Ich lese daraus zweierlei. Die Branche hat bei den Grundlagen begonnen: digitale Netzpläne, GIS-Modelle, Schnittstellen - teilweise getrieben durch Redispatch 2.0 und Paragraf 14a. Aber die eigentliche Wertschöpfung steht noch aus: automatisierte Anschlussprüfungen, zeitreihenbasierte vorausschauende Planung, Echtzeitfähigkeit im Niederspannungsnetz. Genau dort entscheidet sich, ob ein Netzbetreiber die Anschlusswelle bewältigt. Und dafür braucht es ein durchgängiges Datenmodell - einen digitalen Zwilling des Netzes, der Informationen aus GIS, Abrechnung, Messwesen und Netzberechnung zusammenführt. Die Integration der Daten ist die zentrale Herausforderung. Nicht, weil die Daten fehlen. Sondern weil sie in Silos liegen und nicht nutzbar gemacht werden. 

energate: Das Kriterium der Energiewendekompetenz soll das Wirken der Netzbetreiber bei der Transformation des Energiesystems transparenter machen. Ist das aus Ihrer Sicht eine nachvollziehbare Weiterentwicklung des Regulierungssystems? 

Koller: Ja, eindeutig. Der Gedanke ist richtig, und ich unterstütze ihn ausdrücklich. Unser Unternehmen predigt das schließlich schon seit vielen Jahren. Man muss die Ausgangslage sehen: Die bestehende Qualitätsregulierung misst die Versorgungszuverlässigkeit. Das war jahrzehntelang das richtige Maß. Heute greift es zu kurz. Ein Netzbetreiber kann eine tadellose Unterbrechungsstatistik haben und trotzdem ein Flaschenhals der Energiewende sein, wenn Anschlussanfragen monatelang liegen. Die Netzleistungsfähigkeit steht zwar in den Paragrafen 19 und 20 der ARegV, wurde aber nie regulatorisch umgesetzt. Diese Lücke wird jetzt geschlossen. Und ein weiterer Punkt ist wichtig: Schon die Transparenz allein wirkt. Wenn jeder Netzbetreiber seine Leistungs- und Zeitfaktoren mitgeteilt bekommt und jährlich eine anonymisierte Branchenübersicht sieht, verändert das die Diskussionen innerhalb der Verteilnetzbetreiber.

energate: Das Konzept der Energiewendekompetenz ist noch neu und muss sich in der Praxis noch bewähren. Welche offenen Fragen beziehungsweise Kritikpunkte sind aus Ihrer Sicht mit dem Kriterium verbunden? 

Koller: Drei Punkte. Erstens die Datenqualität - das ganze System steht und fällt damit. Die erste Erhebung war ausdrücklich vorbehaltlich: Datenfehler, Schätzquoten bis 55 Prozent bei neuen Datenpunkten. Solange das nicht steht, wäre eine scharfe monetäre Anreizung verfrüht. Zweitens die Heterogenität unserer Netzbetreiberlandschaft: Die Umsetzung von Digitalisierung ist für einen kleinen Verteilnetzbetreiber deutlich schwieriger als für größere Unternehmen. Drittens die Kalibrierung: Weil der Basiswert die absolute CO2-Menge einbezieht, erhält im Beispiel der Flächennetzbetreiber über 1 Mio. Euro, der kleine Ortsnetzbetreiber aber lediglich 800 Euro - obwohl er alle Begehren umgesetzt hat. Ob eine solche Summe ausreicht, das Verhalten zu ändern, darf man fragen. Anreize sollten zudem einfach gestaltet werden, inklusive klarer Regelungen für Softwareinvestitionen. 

Trotzdem: Die Richtung stimmt. Entscheidend ist, dass die nächste Datenerhebung sauber läuft und die Parametrierung transparent mit der Branche diskutiert wird. Dann beschleunigt das Instrument die Energiewende im Verteilnetz tatsächlich - und vermisst sie nicht nur. 

Enersis und energate führen in Kooperation zu dem Thema eine Umfrage zu den digitalen Kompetenzen der Verteilnetzbetreiber durch. Die Umfrage bildet die Grundlage für eine Studie, die die Rolle digitaler Fähigkeiten aufzeigen soll, die Energiewendekompetenz ermöglichen. Zur Umfrage gelangen Sie hier.