Der VDE FNN fordert, die gesetzlichen Regeln zur Abregelung von kleinen Photovoltaik-Anlagen an die Vorgaben für steuerbare Verbraucher im Paragraf 14a des EnWG anzupassen. Statt die Erzeugungsleistung direkt am Wechselrichter zu drosseln, soll die Einspeisung künftig wie bei steuerbaren Verbrauchern am Netzanschlusspunkt begrenzt werden.
Bezüglich der Abregelung der Erzeugung spielen zwei Paragrafen eine Rolle. Paragraf 9 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) regelt, dass zur Steuerung von Photovoltaik-Anlagen das intelligente Messsystem zu verwenden ist. Paragraf 13a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) regelt jedoch, dass wenn Photovoltaik-Anlagen fernsteuerbar sind, diese bei Netzengpässen direkt abgeregelt werden sollen. Durch diese Verkettung ist also der Wechselrichter als Abregelungspunkt festgelegt, nicht der Netzanschluss.
Anders bei der Steuerung von steuerbaren Verbrauchern. Paragraf 14a EnWG legt fest, wie steuerbare Verbraucher wie Netzbetreiber Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeicher in ihrer Leistung reduziert werden können. Dabei zählt die Last am Netzanschluss. „Die unterschiedliche Handhabung ist nicht effizient“, sagt Frank Borchardt, Senior-Projektleiter Digitalisierung und Metering beim VDE FNN.
In den vergangenen Jahren haben Netzbetreiber und Industrie die Steuerung der Verbraucher nach Paragraf 14a EnWG so weit entwickelt, dass sie jetzt bald einsatzbereit sein wird. Es fehlt noch der flächendeckende Rollout der Steuerboxen, die als Bindeglied zwischen Smart-Meter-Gateway und Verbraucher dienen. Es gibt inzwischen aber bereits eine Reihe dieser Steuerboxen und es ist absehbar, dass deren Einbau bald in größerem Maßstab beginnt.
In diesem Modell sendet der Netzbetreiber ein Steuersignal über das Smart-Meter-Gateway und die Steuerbox an das Heim-Energiemanagementsystem, wenn ein solches verbaut ist. Dessen Algorithmus entscheidet, welche Verbraucher wie weit abgeregelt werden, um die Vorgabe am Netzanschlusspunkt einzuhalten.
Anders bei der Abregelung der Einspeisung. „Hier muss nicht eine bestimmte Vorgabe am Netzanschlusspunkt eingehalten, sondern direkt die Erzeugungsleistung reduziert werden“, sagt Borchardt. Er hält solch eine isolierte Steuerung der Wechselrichter nicht für sinnvoll. Wechselrichter müssten dafür nicht nur ein Steuersignal empfangen, sondern es muss auch einen Rückkanal geben, der dem Netzbetreiber die tatsächliche Erzeugungsleistung meldet. Diese Infrastruktur sei noch nicht entwickelt und implementiert.
Aus Sicht des VDE FNN wäre es deshalb sinnvoller, auch bei Photovoltaik-Anlagen die Einspeisung am Netzanschlusspunkt zu begrenzen – also nach einer ähnlichen Logik wie bei Paragraf 14a EnWG. Viele technische Probleme seien in diesem Zusammenhang bereits gelöst worden. Darauf könne man nun aufbauen.
Daher sei es sinnvoller, anders als bisher im Paragraf 9 vorgesehen, bei zu hohem Solarstromaufkommen im Netz über die Heim-Energiemanagementsysteme die Einspeisung am Netzanschlusspunkt zu begrenzen.
Eigenverbrauch in Gefahr
Das hat auch einen handfesten wirtschaftlichen Aspekt. Regelt ein Netzbetreiber nach geltendem Recht an der Erzeugungsanlage Solarstrom ab, kann dieser auch nicht im Speicher genutzt werden. Würde dagegen ein Heimenergiemanagementsystem die für das Netz relevante Einspeisung am Netzanschlusspunkt abregeln, könnte der Solarstrom zwischengespeichert und später verwendet werden.
Die derzeitige Regelung reduziert damit die Eigenverbrauchsquote und die Wirtschaftlichkeit der Photovoltaik-Anlage. Im Prinzip muss der Netzbetreiber bei Abregelung den Schaden zwar entschädigen. Wie diese Entschädigung berechnet und ohne zu viel Aufwand abgerechnet werden kann, steht aber auch noch in den Sternen.
Zudem hält Borchardt die bestehende Regelung in Paragraf 13a EnWG in diesem Kontext für rechtlich problematisch. Seiner Einschätzung nach verlangt das EU-Recht, dass Eigenverbrauch geschützt wird und selbst erzeugter Solarstrom grundsätzlich auch selbst verbraucht werden darf.
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Da war es wieder, das Déjà-vu.
Oder doch nicht?
Michael Fuhs, wir beide hatten mal telefoniert…
… da war dieses Thema u.a. Gegenstand unserer Unterhaltung. 😉
Eine Frage meinerseits zu ⤵️
„In den vergangenen Jahren haben Netzbetreiber und Industrie die Steuerung der Verbraucher nach Paragraf 14a EnWG so weit entwickelt, dass sie jetzt bald einsatzbereit sein wird. Es fehlt noch der flächendeckende Rollout der Steuerboxen, die als Bindeglied zwischen Smart-Meter-Gateway und Verbraucher dienen. Es gibt inzwischen aber bereits eine Reihe dieser Steuerboxen und es ist absehbar, dass deren Einbau bald in größerem Maßstab beginnt.
In diesem Modell sendet der Netzbetreiber ein Steuersignal über das Smart-Meter-Gateway und die Steuerbox an das Heim-Energiemanagementsystem, wenn ein solches verbaut ist. Dessen Algorithmus entscheidet, welche Verbraucher wie weit abgeregelt werden, um die Vorgabe am Netzanschlusspunkt einzuhalten.“
Was sagt da der HEMS Lieferant dazu?
(zB. HM2.0 von SMA)
Kann/ will Der das verarbeiten?
Wenn ja, über welche Protokolle? (Moxa/ MQTT etc?)
Die vorgesehenen Schnittstellen der Steuerboxen sind entweder EEBUS oder klassische Ansteuerung über Relais. Der HM 2.0 unterstützt ersteres.
@MS & Maik,
das Signal vom EEBus ist dann in der Lage, eine netzdienliche, flexible Regelung zu modulieren?
siehe auch ⤵️
https://www.pv-magazine.de/2026/03/03/th-ulm-startet-forschungsprojekt-zur-kontrolle-von-solarspitzen/?unapproved=310146&moderation-hash=18f0b256be78848c394e9df205556add#comment-310146
Bei SMA würde das, wenn es mal unterstützt wird, über das EEBUS Protokoll laufen.
Hier entsteht bewußt der Eindruck, das der geneigte Leser verwirrt werden soll !
Im §9, EEG, Abs (2) Satz 3 steht eindeutig:
Betreiber von Anlagen, die der Einspeisevergütung … nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 oder Nummer 3 zugeordnet sind und die eine installierte Leistung von weniger als 25 Kilowatt haben, … am Verknüpfungspunkt dieser Anlagen mit dem Netz jeweils die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 60 Prozent der installierten Leistung begrenzen.
Holzauge bleib wachsam !
„am Verknpfungspunkt!“: Da gibt es keine Unschärfe, hier wird der FNN in gewohnter Weise übergriffig, wenn er jetzt den §14a, EnWG auf Erzeugungsanlagen anwenden möchte. Der Verdacht drängt sich auf: Da ist noch mehr im Köcher – weitere Angriffe auf die dezentrale PV Anlagen, insbesondere Kosten für den Betreiber verursachen.
Auch der Wunsch das EEBus Protokoll weiter durchzusetzen ist verdächtig: Hier wird der Durchgriff des Netzfürsten auf private Installationen weiter Vorschub gegeben. Als Betreiber nur die Relaiskontakte akzeptieren, es gibt keine Notwendigkiet, mehr als notwendig zu ermöglichen !!
Verstanden hast Du den Sinn von dieser ganzen Geschichte schon?
Oder doch eher nicht…
Macht die Dächer voll!
Dein Slogan.
Macht die Dächer voll und dem Netzfürsten seine Schranken aufzeigen !
Der FNN/VDE ist DIE Lobbyvereinigung der Netzbetreiber (und damit auch der Energiekonzerne).
Warum wird einer Lobbytruppe noch Vertrauen geschenkt, die seit 30+ Jahren beweist: Oligopole und Monopole sind zum Vorteil der Akteuer gemacht und nicht zu Gefallen der Kunden ! Hier wird seit 30+ Jahren das hohe Lied der fossilen Energiewirtschaft gesungen, eine Abkehr und Zuwendung zu 100% EE ist – unter Preisgabe der eigenen Profite – nicht erkennbar.
„Macht die Dächer voll und dem Netzfürsten seine Schranken aufzeigen !“
Die „Netzfürsten“ werden Dir dann Grenzen aufzeigen. Und diese sind dann rein technischer Natur. (Man könnte sich alternativ auch eine 100 kWh BESS in den Keller stellen)
Gleichzeitig wird man nicht um das Einstampfen der EEG Vergütung drumrum kommen.
Es sei denn, der deutsche Steuerzahler will sich noch mehr schröpfen lassen.
Ehrlich gesagt, ich bin auch verwirrt. Es ist von kleinen Solaranlagen die Rede. Was ist genau damit gemeint?
Es ist im Artikel auch wieder mal die Rede vom Paragraf 13a EnWG, dort geht es doch eigentlich um Anlagen über 100KW? Sind das dann die so bezeichneten „kleinen Anlagen“?
Die Regeln für Anlagen unter 100KW sind dabei eigentlich ganz klar, Paragraf 9 EEG zur Regelung der Einspeiseleistung und 14a EnWG zur Regelung der Bezugsleistung. Dabei wird die Leistung zur Ladung eines Speichers nicht eingeschränkt, ebenso wird auch die Leistung des Eigenverbrauchs nicht eingeschränkt.
Aktuell wird wohl meistens eine 60 Prozent Begrenzung auf die Erzeugungsleistung fest eingestellt, solange keine Steuerung über ein iMSys möglich ist. Was wohl aktuell eher der Fall sein dürfte.
Sollten im Artikel Anlagen über 100KW gemeint sein, kann man den Artikel verstehen, umgekehrt, also unter 100KW, kann alles bleiben, wie es ist.
Ich würde mich grundsätzlich darüber freuen, wenn man einfach einmal aufhört, die privaten Investitionen in Solartechnik ständig zu torpedieren. Es herrscht schon genug Verunsicherung durch die ständigen Angriffe auf die (kleinen) Dachanlagen.
Es geht dabei auch um Arbeitsplätze, liebe Akteure.
… mit dem Solarspitzengesetz hat man die ‚Regelungswut‘ auch bis auf ‚kleine‘ Anlagen bis 2kW getrieben (aus Sicherheitsgründen für das Verteilstromnetz, da hatten auch alles Lobbyorganisationen und Bundesverbände für … keine/kaum Einwände, ’sollen doch bei ‚Kleinanlagen‘ die relativen Kosten steigen, wen kümmert das schon … ) und Kleinstanlagen (die kostenlos überschüssigen, grünen Strom zur Verfügung stellen (sollen)) sind wieder ein neues Wort für noch ‚kleinere Anlagen‘, weil man da mit ‚Regelungswut‘ den gerineren Widerstand der normalen Bürgerinnen und Bürger erwartet (das sind die ‚Kollegen‘ aus der Elektrobranche?, aber wenn man sucht findet man auch Anständige, ausserhalb dieser Lobbyseilschaften … )
„Hier wird seit 30+ Jahren das hohe Lied der fossilen Energiewirtschaft gesungen, eine Abkehr und Zuwendung zu 100% EE ist – unter Preisgabe der eigenen Profite – nicht erkennbar.“
… wie sollte auch eine vertrauensvolle Zusammenarbeit aussehen, wenn man „30+“ Jahre, als Stromkundin oder Haushaltstromkunde vorgeführt wurde?
… die Abkehr wird damit erkennbar, dass die neuen ‚Profite‘ bei 100%-„Konzern“-EE (bspw. Uniper, ‚Verluste sozialisiert, Gewinne ?‘) gesucht werden und dabei hilft die ‚ganze‘ Branche wo sie kann (mit Ausnahme eines kleinen Dorfes in ‚Gallien‘, wo der Anstand noch mehr wert ist als Stimmungsmache auf Kosten der Allgemeinheit? Aber suche sich jeder seine eigenen ‚Vorbilder‘ in D. … )
Sorry, aber der Rückkanal für die tatsächliche Einspeisung ist doch wohl der Smartmeter mit LTE Gateway? Warum soll das denn nicht funktionieren? Von mir aus darf der Netzbetreiber auch gern Lesezugriff auf die Fronius-App (in meinem Fall) haben. Hab ich Datenschutztechnisch kein Problem mit.
Warum das (Bezug und Einspeisung) aber unbedingt gleich geregelt werden soll, erschließt sich mir nicht. Am Ende muss doch immer der WR regeln. Es kann doch nicht sein, dass der WR 10 kW „reinpumpt“ und beim Netzanschlusspunkt (Smartmeter) nur 5kW durchgelassen werden….
beim Lesen habe ich den Eindruck, hier wird wieder gern etwas künstlich verkompliziert weil man es eigentlich ohnehin nicht haben will – das aber nicht sagen darf.
«Warum das (Bezug und Einspeisung) aber unbedingt gleich geregelt werden soll, erschließt sich mir nicht. Am Ende muss doch immer der WR regeln. Es kann doch nicht sein, dass der WR 10 kW „reinpumpt“ und beim Netzanschlusspunkt (Smartmeter) nur 5kW durchgelassen werden….»
@Christian,
es geht um Netzdienlichkeit und nicht um Willkür oder Dauerzustand.
Es macht schon Sinn, wenn das Netz an seine Grenzen kommt, die Produktion von PV zu begrenzen (LPP/ Limited of Power Production).
Das selbe andersrum beim „Dimmen“ von Leistungsstarken Verbrauchern (LPC/ Limited of Power Consumption).
Und wenn man das alles noch dynamisch/ flexibel
(wie vor beschrieben -> Netzdienlich) gestaltet, ist man schon einen großen Schritt weiter.
„es geht um Netzdienlichkeit“
… dann kann man ja auch zur sachlichen Diskussion die Auslastungsdaten der Verteilstromnetze veröffentlichen (sonst meinen ‚alle‘ bisher in D. damit ‚Marktdienlichkeit‘, denn die Regelungsvorgabe kommt vom Börsenstrompreis.)
( … Netzbetreiber im Verteilstromnetz: ‚wir‘ regeln da jetzt was, aber ‚wir‘ erklären den ‚kleinen‘ Stromkundinnen und Haushaltstromkunden nicht warum und was, denn die ‚dürfen‘ ‚uns‘ vertrauen, wie ‚bisher und immer‘? … das sollte man in D. schon noch ‚Willkür‘ nennen )
@ehrlich und kompetent,
wenn ich von Netzdienlichkeit rede, rede ich von Netzdienlichkeit und nicht von xyz!
Wir nehmen das zusammengesetzte Wort mal auseinander:
– Netz
– dienlich
… ich gehe mal davon aus, daß das ein normaldenkender Mensch verstanden hat.
ups, zu schnell auf senden gedrückt…
hier zur Vollständigkeit zu Netzdienlich:
Der VNB ist verpflichtet, die Frequenz zwischen 49,80 und 50,20 Hz (Regelfrequenz) zu halten.
Die geschieht im Normalbetrieb automatisch.
Bei zB 50,20Hz gehen ältere PV Inverter vom Netz, neuere reduzieren.
Dabei überwacht sich das Netz selbst. Da hat ein VNB nix mit am Hut bis auf das er bestimmte Meldungen bekommt. Das Netz ist in 2026 schon „erwachsen“ und kann -> selbstständig.
Nix mit Willkür und BlaBlaBla. Da muss man auch keine Auslastungsdaten veröffentlichen.
Soweit zu flex-LPP.
Zu LPC: man kann das ganze auch gestalten wie hier in Norge. Da wird dann Stufenweise ⤵️
der Kunde abgezockt.
Trinn – kilowatt, kW
kr/mnd
Trinn 1 0-2 kW – 125 NOK
Trinn 2 2-5 kW – 190 NOK
Trinn 3 5-10 kW – 300 NOK
Trinn 4 10-15 kW – 410 NOK
Trinn 5 15-20 kW – 520 NOK
Trinn 6 20-25 kW – 630 NOK
Trinn 7 25-50 kW – 1 175 NOK
Trinn 8 50-75 kW – 1 720 NOK
Trinn 9 75-100 kW – 2 270 NOk
Trinn 10 Over 100 kW – 4 570 NOK
( das hat nix mit Verbrauch in kWh zu tun, der kommt noch dazu!)
Das hat aber nichts mit Netzdienlichkeit zu tun.
Und wenn man dann noch ein wenig in Richtung KI schlunzt, ergibt sich mit Sicherheit noch ganz andere Möglichkeiten. Mal sehen, was da die Zukunft noch bringt.
„49,80 und 50,20 Hz (Regelfrequenz)“
… je nach Aktualität der Transformatortechnologie kann 50,00Hz auf der Mittelspannungsebene und 50,15Hz auf der Niederspannungsebene vorkommen, dann stellt sich die Frage für wen und wie verhält man sich ’netz“dienlich‘, also für die übergeordnete Netzebene oder die lokale Niederspannungsebene, in der evtl. viel Strom eingespeist wird, aber keine wertigen Stromverbraucher verfügbar sind, für eine nächste Viertelstunde (vlt. 17:45), ab 18:00 erreicht dann am Wochentag eine abendliche Ladespitze (vlt. eine erste, dann ab 20:00 eine weitere) das Verteilstromnetz und die Einspeisung der Photovoltaikanlagen (lokal) reduziert sich auf annähernd 0GW (ob in diesem MS-Netzabschnitt Windkraftanlagen einspeisen, ‚weis‘ nur der Netzbetreiber, man kann ja raten), womit sich bei lokal 50.05Hz, in der Niederspannungsebene, die Frage stellt, wie man sich dann ’netzdienlich‘ verhielte (für die lokale Netzebene oder die übergeordnete(n) Ebenen) …
Dann abends kommt demnächst das ‚populäre‘ Ratequiz der VNB’s im ÖR mit der Frage für den Hauptgewinn „Warum regeln wir Ihre Stromverbraucher (über 4.2kW) oder die ’neue‘ SolarstromEinspeiseanlage gerade ab?“ und zur Auswahl steht a) weil die übergeordnete Netzebene an der Belastungsgrenze ist, b) weil die lokale Niederspannungsebene zuviel Stromnachfrage (bei wenig Stromeinspeisung) zeigt, c) weil grosse Einspeiseparks bessere Kontakte zu den VNB’s haben oder von diesen betrieben werden, d) weil Wochenende wäre und die Netzfrequenz und Netzspannung grenzwertig ansteigen oder e) weil die Software zur Ansteuerung einen überraschenden Schaltvorgang vornimmt, usw.
Der Hauptgewinn ist (wie immer), ‚Sie‘ bekommen 5% Ermässigung für eine Einspeisekostenbeteiligung, weil sich sich ’netzdienlich‘ verhalten hätten und somit die Gesamtkosten der VNB’s gesenkt hätten. Somit zum Vorteil aller Stromkundinnen und Haushaltstromkunden, ohne Privilegierungen. (?)
Durch die Beliebtheit der ‚Ratesendung‘, moderiert von K. Reiche, steigt kurioserweise samstagsabends die Stromnetzbelastung mittlerweile grenzwertig an(?), weil alle mit eAuto (und im Winter die mit Wärmepumpen) sich organisieren und die ‚richtige‘ Antwort vorwegnehmen wollen …
Wöchentlich wird (zufällig) ein anderes Stromverteilnetz ausgelost (das reicht für ~15 Jahre Abwechslung mit ca. 800VNBs) …
billige Unterhaltung, aus der Not zur Tugend geraten …
(und wer das ernst nimmt, ist wieder mal ’selber schuld‘?)
„Trinn 9 75-100 kW – 2 270 NOk“
… der durchschnittliche d. Haushalt (bestehende Stromverträge) mit ca. 2500kWh Stromverbrauch zahlt für Grundgebühr und Netzentgelt ca. zwischen 270€ und 320€ (ohne Grundgebühr ca. 200€)/je Jahr, damit wäre der durchschnittliche d. Haushalt in der Anschlussleistung bei mind. 75-100kW, nach norwegischer Netzentgelteinstufung.
Neukundentarife hätten ca. 122€ an Netzentgeltkosten, damit nach norw. Einstufung immerhin noch bis 50kW Anschlussleistung gesichert bezahlt.
… für typische 15-35kW in D., je Netzanschluss, wären das nach norw. Netzentgelteinstufung ca. 50-100€, damit also nur etwa die Hälfte bis evtl. ein Drittel/Viertel der Kosten im Vergl. zu D. ‚Bestandskundenverträgen‘
@ehrlich und kompetent,
Du beschreibst in Deinem „Roman“ schön das Problem.
Nur hat das eben wenig bis nix mit Technik a‘la 2026 zu tun.
Wie löst der Chinese das Problem mit der Netzdienlichkeit?
Der hat wohl ein paar mehr Wättchen PV am Netz.
Die Physik ist die gleiche.
Diskutieren die genau so???
Oder lachen die uns auch bei diesem Thema wieder mal aus?
(Falls es jemandem entgangen sein sollte: man ist vor kurzen um den Mond geflogen…)
@ehrlich und kompetent,
hier
„Trinn 9 75-100 kW – 2 270 NOk“
hast Du was mißverstanden.
Das nennt sich Fastledd oder Effektledd
(Festpreis oder Grundgebühr bzw Leistungsabhängige Grundgebühr in kW/ ist eine Kombination)
Das bezieht sich auf Monat und nicht auf Jahr.
Vergleichbar zu DE im Groben mit euren Paragraph 14a EnWG. (LPC)
Man will damit die momentane Belastung (Leistung) vom Netz besser verteilen.
(zB BEV+ Elektroherd+ WM+ WT usw nicht gleichzeitig laden/betreiben)
Das macht nur nicht viel Sinn wenn zB in einem Wohngebiet mit x EFH und einem Trafo alle gleichzeitig ihren BEV mit 22 kW laden.
Mit Netzdienlichkeit hat das nix zu tun, das ist sinnlose Abzocke.
Ach ja, der Arbeitspreis ( Energiledd in kWh) kommt dann noch dazu genau wie der eigentliche Strompreis vom Stromlieferanten.
Netzgebühren und Strompreis werden hier komplett getrennt geführt, werden dann nur auf der monatlichen Rechnung zusammen geführt.
https://www.pv-magazine.de/wp-content/uploads/sites/4/2026/03/Schreenshot_Uwe.jpg
Der durchschnittliche Leistungsanschluss in Norwegen scheint in der Einstufung zwischen 0-2 und bis etwa 10kW verwendet zu werden, damit (je nach Anbieter für das Stromnetz) zwischen ca. 85/170 und 300-350NOK (… 7.8-32.1€/Monat).
Damit bekäme man in D. nur einen etwa 5kW Leistungsanschluss (in D. eher typisch, ca 15-35kW, dafür ist jedoch der Gesamtstrompreis höher (je kWh) als in Norwegen, mit Trinn 5 vergleichbar wären das in D. dann etwa 570€/a und damit die doppelten/teils dreifachen Kosten im Vgl. zu d. Netzentgelten, der durchschn. Strompreis für Bestandskundenverträge ist in D. aber bei ca. 32ct/kWh).
Der günstige norw. Strom (ca. 1.88NOK, etwa 20ct/kWh) wird durch staatliche Kostenerstattung und einen günstigeren Arbeitspreis ermöglicht. Auf die kWh umgerechnet, kostet das Netzentgelt für 1 kWh 0.05€/5ct, auch bedingt durch höhere durchschnittliche Stromverbräuche.
Die neueren Transformatortechnologien ermöglichen keine Informationen über die Netzebenen über- oder unterhalb der ‚eigenen‘ lokalen Netzverknüpfungsebene, weil Invertertechnologie Spannungs- und Frequenzunterschiede nicht unmittelbar übertragen (im Gegensatz zu herkömmlichen Transformatoren)(?), damit hat man lokal keine direkte Information über die Gesamtnetzauslastung (bzw. die übergeordnete Netzebene) durch die lokalen Stromnetzparameter (Netzfrequenz, Netzspannung)(?)
Technisch kann man die Informationen zusätzlich übermitteln (für Netzdienlichkeit), nur machen das die Verteilnetzbetreiber in D. für Normalstromkundinnen und Haushaltstromkunden nicht, die sollen nur deren eigene Daten an die VNBs liefern. (soviel zu ‚Freiheitsenergien‘ und ‚Vertrauen‘ d. VNBs, ‚Wo sind eigentlich alle potentiellen/anwerbeempfänglichen Stasi-Mitarbeiter*innen geblieben, oder dürfte man das als Stromkundin/e nicht wissen?)(?)
@ehrlich und kompetent,
wir reden irgendwie aneinander vorbei.
Ich versuchs nochmal:
Netzgebühren (Arbeitspreis) liegt bei mir von meinem VNB bei ca 2 Cent/ kWh inkl 25% MwSt
+ Abgaben = 2,9 Cent/ kWh inkl MwSt. Den (Schluss) Verbrauchspreis kann ich in – durch Energiesparen/ PV oder durch Energieverschwendung in + beeinflussen.
Dazu kommt diese Leistungsabhängige Grundgebühr (siehe Tabelle) von, in meinem Fall, 190 NOK/ Monat. (Kann ich beeinflussen durch mein Verbrauchsverhalten/ ich habe kein BEV!)
Da komme ich auf einen Preis all inkl von 4 Cent/ kWh inkl 25% MwSt.
Das ist auf meinen VNB ELVIA bezogen.
Diese Leistungsabhängige Grundgebühr (ich kann leider nicht sagen, wieviel Anteil Grundgebühr und vieviel Anteil Leistungsabhängig) möchte ich vergleichen wie den Momentanverbrauch beim Auto.
(siehe meine Rechnung links oben-> Forbrukstopper
„Grunnlag for fastledd er gjennomsnittet av de tre høyeste maks effektene“
(Grundlage für den Leistungspreis ist der Durchschnitt der drei höchsten Maximal Leistung)
Das Minus auf der Rechnung ist ein gedeckeltes Wahlversprechen vom vergangenen Jahr von Støre/ AP (in DE -> SPD) gültig von 1.10.25 – 31.12.26 (vorerst) -> 40 øre/ kWh netto -> 50 øre/ kWh inkl 25% MwSt und wird dem Stromhändler über den VNB vom Staat (sprich Steuerzahler) vergütet.
Das ist freiwillig und Zählerbezogen, nicht Kundenbezogen und ist ein auf diesen Zeitraum fest (sprich: ich komme da nicht vor 31.12.26 raus/ ich kann keine dynamische Strompreise nutzen)
aus Durchschnittswerten berechnet, erkenne ich die Diskrepanz immer noch nicht …
Norwegen:
1ÜNB,
ca. 120VNBs, ca. 85% in kommunalem Besitz und 15% Privateigentum
(solidarische Finanzierung des Stromnetzes, bezgl. der Einwohner/km2 und StromnetzGesamtlänge ca. 350tkm, D. ca. 1900tkm ~47x Erdumfang)
D:
Netzgebühren (Arbeitspreis), ca 10.8ct/kWh, ca. 1/3 für Bestandskundenverträge, bzw. 45% bei Neukundenverträgen
BDEW: „Der durchschnittliche Strompreis für Haushalte ist 2026 im Vergleich zum Vorjahr gesunken und beträgt bisher durchschnittlich 37,0 ct/kWh.“
„Die Kosten für Beschaffung und Vertrieb liegen mit 15,2 ct/kWh etwas niedriger als im Vorjahr. Die Netzentgelte liegen durchschnittlich bei 9,3 ct/kWh und sind damit um 1,6 ct/kWh zurückgegangen, hier macht sich der Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten bemerkbar. Steuern, Abgaben und Umlagen für Haushaltskunden betragen derzeit wie auch schon im Vorjahr 12,6 ct/kWh.
Der aktuelle Anstieg der Großhandelspreise in Folge des Iran-Kriegs macht sich bisher bei den Neutarifpreisen nicht wesentlich bemerkbar.“
Zuschuss: 6.5Mrd€ aus Steuergeldern
„Der Aufschlag für besondere Netznutzung (ehemals §19 StromNEV-Umlage) ist ein Bestandteil des Strompreises, der 2025 auf 1,558 ct/kWh und 2026 leicht auf 1,559 ct/kWh steigt. Er dient dazu, Kosten aus reduzierten Netzentgelten für Großverbraucher und atypische Netznutzung gerecht auf alle Letztverbraucher zu verteilen. Erhöhungen durch EE-Anlagennetzanbindungen werden ebenfalls hiermit bundesweit solidarisiert.“
Bundesnetzagentur:
„Der Aufschlag für besondere Netznutzung ist ein Bestandteil des Strompreises. Er umfasst die § 19 StromNEV-Umlage sowie zusätzlich einen Aufschlag für besondere einspeiseseitige Netznutzung. Der Aufschlag für die besondere Netznutzung dient dazu, spezielle Kosten auszugleichen, die bei der Nutzung und dem Betrieb der Stromnetze entstehen.“
… verursachergerecht … (?)
@ehrlich und kompetent,
„Die neueren Transformatortechnologien ermöglichen keine Informationen über die Netzebenen über- oder unterhalb der ‚eigenen‘ lokalen Netzverknüpfungsebene, weil Invertertechnologie Spannungs- und Frequenzunterschiede nicht unmittelbar übertragen (im Gegensatz zu herkömmlichen Transformatoren“
„Technisch kann man die Informationen zusätzlich übermitteln (für Netzdienlichkeit), nur machen das die Verteilnetzbetreiber in D. für Normalstromkundinnen und Haushaltstromkunden nicht.“
Mich würde mal interessieren, wie die das im Känguru Land gelöst haben. Die kochen auch nur mit Wasser.
https://www.pv-magazine.de/2026/03/03/th-ulm-startet-forschungsprojekt-zur-kontrolle-von-solarspitzen/?unapproved=310146&moderation-hash=18f0b256be78848c394e9df205556add#comment-310146
Korrektur: (falls jemand tatsächlich nachrechnen würde 🙂
„35% bei Neukundenverträgen“ (denn auch das Netzentgelt wird prozentual berechnet und ist kein absoluter Betrag, jedoch beim d. Durchschnittstrompreis (2026) immer der gleiche Wert 9.3ct/kWh (24.8%), und bes. Netznutzung 1.56ct/kWh (das wiederum ein jährlicher Festbetrag) für unter ‚1.000.000kWh-VerbraucherInnen‘ (also über 1GWh, 100.000kWh: RLM und verg. Industriestrompreis), darüber 0.05ct/kWh oder 0.025ct/kWh)
… die Europäische Union hat 27 Mitgliedstaaten …
„Belgien, Bulgarien, Dänemark, Deutschland, Estland, Finnland, Frankreich, Griechenland, Irland, Italien, Kroatien, Lettland, Litauen, Luxemburg, Malta, Niederlande, Österreich, Polen, Portugal, Rumänien, Schweden, Slowakei, Slowenien, Spanien, Tschechien, Ungarn, Zypern“
… da könnte man die europäischen LeistungspolitikerInnen aus D. mal nach der jeweiligen Berechnung des Stromnetzentgeltes und des Strompreises 2026, für die jeweiligen Staaten, fragen (?) …
„nur machen das die Verteilnetzbetreiber in D. für Normalstromkundinnen und Haushaltstromkunden nicht“
das müsste man besser so formulieren: man weis nicht was die Verteilstromnetzbetreiber an Technik, jeweils lokal, dafür einsetzen (damit, welche Bedeutung die Netzparameter jeweils haben), aber man kann ja raten …
@ehrlich und kompetent,
„Norwegen:
1ÜNB,
ca. 120VNBs, ca. 85% in kommunalem Besitz und 15% Privateigentum…“
ich habe andere Zahlen
ok, 1 ÜNB -> Statkraft
aber VNBs bist Du mit Deinem -> ca <- ganz schön großzügig dabei 😉
https://no-wikipedia-org.translate.goog/wiki/Liste_over_norske_nettselskap?_x_tr_sl=no&_x_tr_tl=de&_x_tr_hl=de&_x_tr_pto=wapp
… das ‚ca.‘ bedeutet in diesem Satz, 120 VNBs, für das Jahr 2022(?)
( die Gesetzesänderung 2021 (Norwegen ist nicht an EU-Vorgaben gebunden) hatte dazu erkennbar deutliche Auswirkungen, ca. 120 -> ca. 70 VNBs (2026)? )
Ich wäre mit diesem ganzen Thema schon viel weiter, wenn ich hier in Norge 2019 Gehör gefunden hätte und PV läge nicht am Boden.
In Deutschland wurde ich wie ein Männlein vom anderen Stern beäugt und behandelt.
Das ist so, weil aus der Ferne und in Unkenntnis der gewachsenen Lobbywälder von außerhalb auch gerne das Verstehen der Situation in DE nicht mehr gegeben ist.
Und in Norwegen gibt es ja noch ein Königshaus, in DE ist die Monarchie schon lange abgeschafft. Ärgerlicherweise agieren einige energiepolitische Akteure, als ob sie ein Fürstentum beherrschen wollen.
Und wie von anderer Seite bemerkt, die Netzbetreiber sollten einmal die Daten an den Ortsnetzsationen offenlegen und nicht nur nebulös von möglicherweise Überlastung schwadronieren.
@E.Wolf,
„Das ist so, weil aus der Ferne und in Unkenntnis der gewachsenen Lobbywälder von außerhalb auch gerne das Verstehen der Situation in DE nicht mehr gegeben ist.“
Ok, da lege ich mich ehrlicherweise flach.
Norge ist ein einziger Lobbywald.
„Und in Norwegen gibt es ja noch ein Königshaus,“
Naja, Harald ist auch nicht mehr der Jüngste und hält sich mehr oder weniger aus der (Energie) Politik raus, obwohl er da immer noch das letzte Wort hat.
Sein Sohnemann wird aller Wahrscheinlichkeit nicht mehr die Bedeutung haben, wie sein Vater.
Momentan hat Haakon ganz andere Probleme.
„Ärgerlicherweise agieren einige energiepolitische Akteure, als ob sie ein Fürstentum beherrschen wollen.“
Dann zieht dein Möchtegern-Fürsten den Zahn.
Irgendwie…
Problem würde sein, dass man sagen muss,
Für an Stromkasten installierte Anlagen.
Ansonsten werden die nach VDE 4105 neuen Betreiber von klein Anlagen mit viel kwp sich nicht mehr an die wechsrlrichter Leistung halten und einfach so
‚2000 w durchs Hausnetz jagen. Was ohne Leitungsprüfung riskant ist und auch jetzt + Wieland vorgeschrieben ist bei >960 kwp. Dann werden Systeme wie Stromwächter einfach eingesetzt.
Jeder Mieter hat noch mehr die Einstellung : mir egal, ich ziehe in 3 Jahren um .
Warum ist es in Deutschland nicht möglich oder gar denkbar, dass der Netzbetreiber einfach nur eine API bereitstellt, an denen er die Leistungsanfragen eines Netzanschlusses kommuniziert?
Der Kunde hat da seine für ihn steuerbaren Verbraucher und Erzeuger registriert und er kann die Steuerung dann – technologieoffen – haha – umsetzen.
Wieso braucht man dafür wieder irgendeine Hardwarebox (aka Steuerbox) und dann kompatible Hardware dahinter?
Das ist doch Schwachsinn. Mit ner API wo der Kunde pullen kann, ist es möglich viel flexibler Verbraucher oder Erzeuger beliebiger Hersteller einzubinden und zu steuern…
Mir hat mein Netzbetreiber gerade den iMSys AUSGEBAUT und gegen ein modernes Messsystem getauscht. Und das obwohl ich eine Wärmepumpe, Wallbox, 18kWp PV und Batterie habe.
Das ließe sich alles steuern, wenn der Netzbetreiber denn wollte.
Will er nicht.
Er stellt sich lieber hin um zu jammern, wie teuer und schwierige die Energiewende wäre.
@Hans Peter,
„Mir hat mein Netzbetreiber gerade den iMSys AUSGEBAUT und gegen ein modernes Messsystem getauscht.“
Hier habe ich ein Verständnisproblem.
Dein Netzbetreiber schmeißt iMSys raus und baut ein modernes Messsystem ein.
Welches?
„Und das obwohl ich eine Wärmepumpe, Wallbox, 18kWp PV und Batterie habe.
Das ließe sich alles steuern, wenn der Netzbetreiber denn wollte.
Will er nicht.
Er stellt sich lieber hin um zu jammern, wie teuer und schwierige die Energiewende wäre.“
Warum tauscht Dein NB dann einen iMSys gegen ein modernes Messsystem?
Was will Dein NB?
@Uwe
Das passiert in Deutschland fast täglich. Wir lieben unsere alte Technik eben.
Nein, ohne Spaß, das Problem ist die Datenübertragung des „intelligenten Messsystems“.
Dass man das überhaupt intelligent nennt, zeigt schon ein wenig, wie unsere Netzbetreiber darüber denken.
Zurück zum Thema, es wird ein spezielles Funknetz für die Datenübertragung verwendet, welches offensichtlich große Funklöcher aufweist. Das Gateway wird dabei kurz angeschlossen und geprüft ob es online geht, funktioniert das nicht, wird es wieder ausgebaut. Was übrig bleibt ist eine „moderne Messeinrichtung“. Eine moderne Messeinrichtung ist ein digitaler Zähler, der die Daten aber nicht überträgt, hier wird dann wieder analog, per Telefon, in einem Onlineportal oder wie auch immer, einmal im Jahr der Zählerstand durchgegeben. So etwas als moderne Messeinrichtung zu bezeichnen, zeigt auch hier, welche Einstellung der VNBs vorherrscht.
Noch schlimmer wird es, wenn man einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber nutzt, die werden leider systematisch schlechter gestellt als die grundzuständigen Messstellenbetreiber. Man könnte auch stark vermuten, dass man sie gar nicht mehr haben möchte, obwohl es gesetzlich erlaubt ist.
Die Lösung des Problems, man sollte ja nicht immer nur rummeckern, ist die Freigabe der Datenübertragung über gesicherte Internetverbindungen, anstatt das tolle Funknetz zu priorisieren.
Mein Zähler hat übrigens beide Möglichkeiten die Daten zu übertragen, per Funk und per Netzwerkanschluss, na sowas aber auch.
Dass der Endkunde, je nach Messstellenbetreiber, auch noch richtig Probleme bekommen kann, ist wieder eine andere Geschichte. Ich bin selbst mehrfach davon betroffen gewesen, weil ich seit 2016 einen wettbewerblichen MSB nutze.
Ich verstehe an der Stelle auch nicht, warum man in verschiedenen Bereichen nicht kooperiert, anstatt sich gegenseitig mächtige Steinbrocken in den Weg zu legen. Ich bin sicher, dass der ein oder andere wettbewerbliche MSB bei der Entwicklung der Software den hiesigen MSB weit voraus ist.
Dabei geht es nicht nur um die Datenübertragung, sondern um den gesamten Prozess der digitalen Abrechnung, mit all den Vorteilen für den Endkunden. Vielleicht hält man ja krampfhaft an der alten Technik fest, weil man Angst hat, dass der Arbeitsplatz gefährdet werden könnte, das müsste man einmal genauer untersuchen.
Ich sehe es allerdings etwas anders. Mit einem funktionierenden digitalen Abrechnungssystem verschwinden viele Probleme der analogen Abrechnung, wie z.B. falsch abgelesene Zählerstände, hohe Nachzahlungen zu Lasten des Kunden, die dann wieder korrigiert werden müssen. Weitere Vorteile einer digitalen Abrechnung wären da noch verbrauchsgenaue Abrechnungen pro Monat, es würde also keine hohen Nachzahlungen mehr geben, wie sie es bei der jährlichen Abrechnung mit ungenauen Abschlägen aktuell gibt.
Ich würde an der Stelle einen Wettbewerb starten, wer das beste System auf die Beine stellt.
Wenn sich das dann durchsetzt, kann man sich ja darüber unterhalten, das Ganze zu kaufen, am Geld scheitert es vermutlich nicht.
@Uwe
Ja, ich hatte vorher ein iMSys von BlueMetering, nennt der Grund-Messagestellenbetreiber (G-MSB) gerne 3-MSB.
Der alte – nicht standard MSB – hatte mir nach 3 Jahren oder so gekündigt, ebenfalls mit ner merkwürdigen Begründung. Ich glaube irgendwas mit inkompatiblen Verwaltung oder so.
Ich würde sagen, mein neuer MSB ignoriert die Gesetzlage und downgradet mich zu einem modernen Messsystem. Er schrieb mir auf Nachfrage, dass ein Gateway ja später installiert werden könne und dann noch mal jemand kommen. Es müsse aber entschieden werden ob ich einen bekomme…
Warum tauscht er das? Weil er halt als G-MSB übernimmt und meint mit dem alten System kann er eine Abrechnung nicht leisten. Das iMSys als modernes Messsystem zu nehmen als geeichtes Gerät geht natürlich gar nicht. Da muss neue Hardware ran und ein Techniker.
Was mein MSB will?
Ich habe keine rationale Erklärung – eher eine polemische: der will nix tun, öffentlich Jammern und bis zur Rente der Verantwortlichen möglichst viel staatlich garantierte Rendite?
@Frank,
„Mit einem funktionierenden digitalen Abrechnungssystem verschwinden viele Probleme der analogen Abrechnung, wie z.B. falsch abgelesene Zählerstände, hohe Nachzahlungen zu Lasten des Kunden, die dann wieder korrigiert werden müssen. Weitere Vorteile einer digitalen Abrechnung wären da noch verbrauchsgenaue Abrechnungen pro Monat, es würde also keine hohen Nachzahlungen mehr geben, wie sie es bei der jährlichen Abrechnung mit ungenauen Abschlägen aktuell gibt“
schau mal hier:
https://www.pv-magazine.de/wp-content/uploads/sites/4/2026/03/Schreenshot_Uwe.jpg
funktioniert seit 2019 hier in N flächendeckend Monat für Monat (die Rechnung habe ich je nach wie Wochenende fällt, 2-5 Tage nach Monatsende im „digitalen Briefkasten“ und parallel in der Bank.) und die Kommunikation von iMSys geht komplett via GSM.
Ich habe noch nie irgendwelche Unregelmäßigkeiten festgestellt.
@Hans Peter,
was Du beschreibst, ist nur eine Bestätigung von meiner vorherigen Frage an Dich.
Jetzt mein Gedankengang dazu:
Der Gesetzgeber gibt verpflichtend denVNBs vor, flächendeckend ein für die Energiewende notwendiges intelligentes Messsystem (iMSys) bis Dato x zu realisieren.
Die VNBs können/ wollen oder was auch immer nicht, dieser Gesetzesvorgabe nachzukommen.
(Wie Du schon beschreibst, es gibt mit Sicherheit in DE genug intelligente MSBs, welche wollen)
Was sagt da eigentlich der Gesetzgeber dazu?
Hier in Norwegen war das ähnlich (2013).
Da haben die VNBs (auch etwas schleppend) angefangen, die iMSys zu installieren.
Vorgabe vom Gesetzgeber waren max 4 Jahre.
Dann hatte es 2 Jahre komplett gestockt, angeblich wegen Engpässen bei iMSys.
Das hat sich der Gesetzgeber eine Weile angeschaut und dann einen dicken Hals bekommen
(mit Androhung von Penalty) …
… so schnell konnte man gar nicht schauen, was dann passierte. Seit 2019 ist der flächendeckende Ausbau abgeschlossen.
Noch mal zu meiner Frage in DE:
Was sagt der Gesetzgeber???
Ich war seinerzeit am Forschungsprojekt E-DeMa (2008–2013, BMWi-Wettbewerb „E-Energy“) beteiligt.
Im Fokus standen intelligente Stromnetze sowie die Frage, wie erneuerbare Energien, dezentrale Speicher und Verbraucher (z. B. weiße Ware) sinnvoll miteinander interagieren können.
Im Projekt haben wir zahlreiche Konzepte entwickelt und dokumentiert. Rückblickend scheint jedoch vieles davon nie den Weg in die politische Umsetzung gefunden zu haben. In den inzwischen 13 Jahren seit Projektende hat sich gefühlt nur wenig bewegt. Selbst der Rollout der Smart Meter ist in Deutschland bis heute nicht annähernd abgeschlossen – aktuell liegt die Quote bei lediglich rund 5,5 %. Länder wie Dänemark und Schweden waren bereits 2021 fertig, und die meisten anderen EU-Staaten erreichen heute Durchdringungsraten von 80–98 %.
In meinem eigenen Haushalt steuert Home Assistant bereits heute verschiedene Komponenten: eine PV-Anlage (10 kW), einen PV-Speicher, eine Klimaanlage (ca. 1 kW Last*), Elektrofahrzeuge, eine E-Patrone (bis zu 3,5 kW Last)* sowie klassische Haushaltsgeräte*.
* Diese Lasten würde ich gerne aktiv zur Verfügung stellen, um sie gezielt in Zeiten hoher Stromproduktion zu nutzen. Softwareseitig wäre das mit Home Assistant problemlos umsetzbar.
Die Energieerzeugung in Deutschland ist inzwischen stark volatil. Anstatt die Produktion bei Überschüssen zu drosseln, sollte der Fokus stärker auf steuerbaren Verbrauchern als flexible Last gelegt werden – ganz im Sinne der ursprünglichen Idee von E-DeMa.
@Alex,
alles schick, was Du beschreibst.
Nur hier ⤵️
„Anstatt die Produktion bei Überschüssen zu drosseln, sollte der Fokus stärker auf steuerbaren Verbrauchern als flexible Last gelegt werden“
eigentlich auch schick…
… nur, wenn die steuerbaren Verbraucher ausgereizt sind und trotzdem noch zu viel unkontrolliert PV ins Netz geht, muss man über ein flexibles LPP nachdenken.
(man könnte sich aber auch eine el FBH in die Garage und/ oder Einfahrt/ Parkplatz als flexible Last einbauen oder einen angrenzenden Fluss el beheizen 😜)
@all,
wenn ich das als „Außenstehender Deutscher“
hier alles lese, komme ich mir vor wie ein Außerirdischer.
Hier in Norge werde ich auch als Außerirdischer
beäugt. Das hat aber einen ganz anderen Hintergrund. Hier hat man eigentlich alle Voraussetzungen, nur ist man leider nicht in der Lage, damit was anzufangen. Hier hat die „Bürokratie“ einen anderen Bedeutung: Ignoranz/ Arroganz/ Naivität.
Normaldenkende, logisch denkende Menschen zu finden ist wie die berühmte Nadel im Heuhaufen.
Anstatt die Erzeugung abzuregeln – einfach und hart – will man eine neue Steuerung aufbauen – Irrsinn.
Kleine Anlagen sollte man schlicht privilegieren und eine Grenze ziehen das diese gar nicht betroffen sind.