Die geplante Neuordnung der Netzentgelte könnte leistungsstarke Verbraucher deutlich stärker ins Gewicht fallen lassen. Albert Zarfl von Sonepar Österreich erklärt im Gespräch mit dem i-Magazin, warum vor allem Gewerbe, Landwirtschaft, Hotellerie aber auch Privathaushalte ihre Lastspitzen rechtzeitig analysieren müssen – und weshalb Speicher allein noch kein Energiemanagement ergeben.

Über viele Jahre war die Welt der Stromkosten vergleichsweise einfach zu erklären: Wer mehr Kilowattstunden verbraucht, bezahlt mehr. Wer Energie spart, eine Photovoltaikanlage installiert und seinen Eigenverbrauch erhöht, reduziert seine Rechnung. Diese Logik bleibt zwar grundsätzlich bestehen, könnte aber künftig von einer zweiten, wesentlich schärferen Größe überlagert werden: der Leistung, die ein Betrieb oder Haushalt gleichzeitig aus dem Netz abruft.

Damit rückt nicht mehr allein die Frage in den Mittelpunkt, wie viel Energie innerhalb eines Monats oder Jahres verbraucht wird. Entscheidend könnte vielmehr werden, wie hoch die einzelne Lastspitze ausfällt. Eine Ladestation, eine Wärmepumpe, eine Klimaanlage oder eine leistungsstarke Maschine muss dafür nicht dauerhaft laufen. Unter Umständen genügt es, wenn mehrere Verbraucher gleichzeitig einschalten und den Leistungsbezug für kurze Zeit nach oben treiben.

Große Industriebetriebe kennen dieses Spiel schon länger. Sie messen, steuern und verschieben Lasten, begrenzen Leistungsspitzen und kombinieren Photovoltaik, Speicher und Verbraucher über ein Energiemanagementsystem. Kleinere Gewerbebetriebe, landwirtschaftliche Betriebe, Hotels, Pensionen und private Haushalte verfügen über diese Möglichkeiten häufig noch nicht. Dort sind Photovoltaikanlage, Batteriespeicher, Wärmepumpe und Ladestation oftmals nacheinander hinzugekommen – als einzelne technische Inseln, die zwar jeweils für sich funktionieren, aber kaum miteinander sprechen.

Genau darin sieht Albert Zarfl von Sonepar Österreich eine der großen Herausforderungen der kommenden Jahre. Er beschäftigt sich intensiv mit der Frage, wie sich bestehende Anlagen herstellerübergreifend steuern und Leistungsspitzen begrenzen lassen. Sein Befund fällt deutlich aus: Das dafür nötige Wissen ist im Markt noch nicht flächendeckend vorhanden. Viele Lösungen werden zwar als Plug-and-play angeboten, verlangen in der Praxis aber genaue Bestandsaufnahmen, funktionierende Schnittstellen, Programmierarbeit und elektrotechnisches Verständnis.

Im Gespräch mit dem i-Magazin erläutert Zarfl anhand konkreter Beispiele, welche Größenordnungen leistungsbezogene Netzentgelte erreichen könnten, warum ein günstiger Energie- oder Zeittarif nicht automatisch vor hohen Netzkosten schützt und weshalb der Elektriker künftig nicht nur installieren, sondern ganze Energiesysteme orchestrieren muss.

Nicht mehr nur die Energie, sondern die Leistung zählt

i-Magazin: Herr Zarfl, worin besteht die grundlegende Veränderung, die Sie bei den Netzentgelten ab 2027 erwarten?

Albert Zarfl, Leitung Kompetenzzentrum Erneuerbarer Energien bei Sonepar Österreich GmbH: Der entscheidende Punkt ist, dass sich der Schwerpunkt von der verbrauchten Energie stärker in Richtung der bereitgestellten Leistung verschiebt. Vereinfacht gesagt: Es geht nicht mehr nur darum, wie viele Kilowattstunden Kund:innen verbrauchen, sondern auch darum, welche Leistung das Netz für sie bereithalten muss.

Wenn ein Betrieb eine Ladestation mit 50 kW betreibt, muss der Netzbetreiber diese Leistung grundsätzlich zur Verfügung stellen können. Genau diese Leistungsbereitstellung wird künftig wesentlich stärker bewertet. Das ist aus meiner Sicht die große Veränderung.

i-Magazin: Die Begründung dafür lautet, dass der Netzausbau finanziert werden muss.

Zarfl: Das ist die offizielle und zweifellos besser formulierte Argumentation. Ein österreichischer Energieversorger hat es mir gegenüber allerdings wesentlich direkter erklärt: Immer mehr Kund:innen betreiben Photovoltaikanlagen und beziehen dadurch weniger Energie aus dem Netz. Die Kosten für Errichtung, Wartung und Ausbau der Netzinfrastruktur bleiben aber bestehen.

Aus Sicht dieses Energieversorgers müssen die fehlenden Einnahmen daher über ein anderes Abrechnungsmodell kompensiert werden. Diese Aussage stammt aus einem konkreten Gespräch und darf nicht automatisch auf sämtliche Netzbetreiber übertragen werden. Sie zeigt aber sehr deutlich, wie die wirtschaftliche Überlegung dahinter aussehen kann.

i-Magazin: Der im Gespräch behandelte Entwurf der E-Control befand sich zum Zeitpunkt des Interviews noch in Begutachtung. Dennoch gehen Sie davon aus, dass die Richtung bereits weitgehend vorgegeben ist?

Zarfl: Ja. Auch wenn die endgültige Ausgestaltung noch nicht abgeschlossen ist, müssen wir uns darauf vorbereiten, dass Leistungsspitzen künftig wesentlich stärker kostenwirksam werden. Wer erst nach der ersten Abrechnung darauf reagiert, ist zu spät dran.

Betriebe können Leistungsspitzen mit genauer Bestandsaufnahme, Messung, intelligenter Steuerung und gezieltem Speichereinsatz begrenzen. Der Elektriker wird dabei zunehmend zum Systemintegrator. Foto: © www.i-magazin.com / mit KI erstellt

Eine 50-kW-Ladestation wird plötzlich zum Kostenfaktor

i-Magazin: Sie haben für einen kleineren Gewerbe- oder Beherbergungsbetrieb ein Beispiel mit einer 50-kW-Ladestation berechnet. Welche Größenordnung kommt dabei heraus?

Zarfl: In meinem Beispiel handelt es sich um einen klassischen kleineren Gewerbebetrieb auf Netzebene 7 mit Wandlermessung und einem Anschlusswert von etwa 60, 70 oder 80 kW.

Für die zusätzliche Bereitstellung von 50 kW für eine Ladestation lag der entsprechende jährliche Betrag in unserer Beispielrechnung bisher bei ungefähr 570 Euro. Nach dem neuen Modell könnten daraus rund 5.500 Euro pro Jahr werden. Wir sprechen also ungefähr von einer Verzehnfachung.

Wichtig ist: Das sind nicht die gesamten Stromkosten und auch nicht die Energiekosten der geladenen Kilowattstunden. Es geht ausschließlich um die leistungsbezogene Komponente beziehungsweise die Bereitstellung dieser Leistung.

i-Magazin: Eine Ladestation, die vielleicht nur gelegentlich vollständig ausgelastet wird, könnte damit ganzjährig Kosten verursachen?

Zarfl: Genau das ist der kritische Punkt. Das Netz muss die Leistung auch dann bereitstellen können, wenn sie nur zeitweise abgerufen wird. Aus Sicht des Netzbetreibers macht es zunächst keinen Unterschied, ob die 50 kW ständig oder nur punktuell benötigt werden. Die Infrastruktur muss darauf ausgelegt sein.

Deshalb müssen sich Betriebe künftig sehr genau überlegen, ob eine Ladestation immer mit voller Leistung laden muss oder ob die Ladeleistung intelligent begrenzt werden kann. Bei vielen Anwendungen ist es nicht notwendig, sofort mit 50 kW oder mehr zu laden.

i-Magazin: Für größere Unternehmen ist Lastmanagement keine Neuigkeit.

Zarfl: Größere Betriebe haben tatsächlich bessere Voraussetzungen. Sie verfügen häufiger über größere Photovoltaikanlagen, Gewerbespeicher und professionelle Energiemanagementsysteme. Dort kann man Ladeinfrastruktur, Produktionsanlagen und andere Verbraucher gezielt regeln.

Ein solcher Betrieb kann beispielsweise die Ladeleistung reduzieren, wenn die Photovoltaikanlage gerade wenig erzeugt oder andere große Verbraucher anlaufen. Zusätzlich kann ein Batteriespeicher Leistung bereitstellen und dadurch eine kurzfristige Netzspitze abfedern.

Kleine Betriebe haben kaum Reserven

i-Magazin: Wen treffen die leistungsbezogenen Netzentgelte aus Ihrer Sicht besonders stark?

Zarfl: Ich sehe die größten Herausforderungen im Privatbereich, im Kleingewerbe und in der Landwirtschaft. Diese Kund:innen haben häufig nicht die technischen und finanziellen Möglichkeiten eines Industriebetriebs.

Ein privater Haushalt hat vielleicht eine Wärmepumpe mit 6 kW Anschlussleistung, eine Ladestation mit 10 oder 11 kW, eine Photovoltaikanlage und einen kleinen Batteriespeicher. Diese Komponenten sind häufig nicht gemeinsam geplant worden. Sie laufen unabhängig voneinander und können daher gleichzeitig hohe Leistung aus dem Netz abrufen.

Im landwirtschaftlichen Bereich kommen Maschinen hinzu, die kurzfristig sehr hohe Leistungen benötigen. Ein mir bekannter Landwirt betreibt beispielsweise ein Rührwerk mit 22 kW. Bislang schaut man vor allem auf den jährlichen Energieverbrauch des Betriebs. Künftig könnte aber diese einzelne Anschlussleistung wesentlich stärker ins Gewicht fallen.

Nach einer für diesen Fall vorgenommenen Beispielrechnung könnte eine solche Leistung zusätzliche jährliche Kosten in einer Größenordnung von rund 1.700 Euro verursachen. Auch dabei handelt es sich um eine Modellrechnung, nicht um eine endgültige Tarifauskunft.

i-Magazin: Dann muss der Landwirt künftig auf die Sonne warten, bevor er sein Rührwerk einschaltet?

Zarfl: Im Extremfall kann das tatsächlich die Konsequenz sein. Natürlich darf ein Betrieb nicht vollständig vom Wetter abhängig werden. Aber bestimmte Verbraucher müssen nicht zu jedem beliebigen Zeitpunkt laufen.

Wenn das Rührwerk flexibel eingesetzt werden kann, sollte es möglichst dann eingeschaltet werden, wenn die Photovoltaikanlage ausreichend Leistung liefert. Dadurch wird weniger zusätzliche Leistung aus dem Netz abgerufen. Entscheidend ist, dass das nicht händisch geschehen muss, sondern automatisch über eine intelligente Steuerung.

i-Magazin: Bei einer Melkanlage, Kühlung oder Lüftung funktioniert dieses Verschieben aber nicht beliebig.

Zarfl: Richtig. Es gibt Verbraucher, die man gut steuern kann, und andere, die ihren Zweck zu einem bestimmten Zeitpunkt erfüllen müssen. Eine Beleuchtung in einem Büro kann ich nicht einfach abschalten, nur weil gerade eine hohe Last besteht. Eine Klimaanlage muss kühlen, wenn es im Gebäude zu heiß ist. Auch viele Produktions- und Landwirtschaftsprozesse lassen sich nicht beliebig unterbrechen.

Deshalb muss man zuerst eine genaue Bestandsaufnahme durchführen: Welche Verbraucher sind vorhanden? Welche davon lassen sich zeitlich verschieben? Welche können in ihrer Leistung reduziert werden? Welche müssen uneingeschränkt laufen? Erst danach kann ein sinnvolles Lastmanagement aufgebaut werden.

Ein günstiger Tarif beseitigt die Lastspitze nicht

i-Magazin: Gleichzeitig sollen zeitabhängige Netztarife den Verbrauch in günstige Stunden verschieben. Löst das nicht einen Teil des Problems?

Zarfl: Ein günstiger Zeit- oder Energietarif und die Vermeidung von Lastspitzen sind zwei unterschiedliche Themen. Natürlich ist es sinnvoll, eine Wärmepumpe, einen Speicher oder eine Ladestation dann zu betreiben, wenn Strom und Netznutzung günstiger sind.

Wenn ich in diesem günstigen Zeitfenster aber sämtliche Verbraucher gleichzeitig einschalte, kann trotzdem eine hohe Leistungsspitze entstehen. Dann spare ich vielleicht einige Cent pro Kilowattstunde, erhöhe aber möglicherweise meine leistungsbezogenen Kosten.

i-Magazin: Das klingt ein wenig wie: beim Energiepreis sparen und dafür beim Netzentgelt draufzahlen.

Zarfl: Genau deshalb muss das System beide Informationen berücksichtigen. Es reicht nicht, nur den aktuellen Energiepreis zu betrachten. Das Energiemanagement muss auch wissen, welche Leistung am Netzanschlusspunkt gerade abgerufen wird und wo die definierte Grenze liegt.

Die Priorität muss darin bestehen, die Leistungsspitzen zu begrenzen. Erst innerhalb dieses Rahmens kann man optimieren, wann Energie besonders günstig bezogen oder verbraucht wird.

i-Magazin: Eine einzelne ungünstige Viertelstunde könnte damit eine ganze Abrechnungsperiode beeinflussen?

Zarfl: Nach unserem derzeitigen Verständnis der geplanten Logik kann eine hohe gemessene Spitze sehr weitreichende Auswirkungen haben. Die genaue Abrechnungsmethode muss in der endgültigen Regelung noch eindeutig festgelegt werden. Technisch sollten sich Kund:innen aber darauf vorbereiten, dass einzelne Spitzen nicht mehr folgenlos bleiben.

Speicher werden künftig anders dimensioniert

i-Magazin: Verändert diese Entwicklung auch die Auslegung von Batteriespeichern?

Zarfl: Absolut. Viele Speicher wurden bisher vor allem danach ausgelegt, wie viel Photovoltaikstrom ein Haushalt oder Betrieb am Abend und in der Nacht selbst verbrauchen kann. Der Speicher sollte den Eigenverbrauch erhöhen.

Künftig kommt eine zweite Aufgabe hinzu: Der Speicher muss kurzfristig genügend Leistung liefern können, um Netzspitzen abzufangen. Dafür ist nicht nur die Speicherkapazität in Kilowattstunden entscheidend, sondern auch die Leistung des Wechselrichters beziehungsweise des Speichersystems in Kilowatt.

Ein Speicher kann ausreichend Energie enthalten und trotzdem zu wenig Leistung bereitstellen, um eine größere Lastspitze zu begrenzen. Das muss bei Planung und Dimensionierung berücksichtigt werden.

i-Magazin: Müssen Kunden deshalb grundsätzlich größere Speicher kaufen?

Zarfl: Nicht automatisch. Ein größerer Speicher ist nicht in jedem Fall die wirtschaftlich beste Lösung. Entscheidend ist, was am Standort tatsächlich passiert.

Man muss die Lastgänge messen und analysieren. Dann sieht man, wie hoch die Spitzen sind, wie lange sie dauern und welche Verbraucher dafür verantwortlich sind. Eine kurze Spitze lässt sich möglicherweise mit relativ wenig Speicherkapazität, aber hoher Entladeleistung abfangen. Eine längere Belastung verlangt dagegen mehr Energieinhalt.

Ohne Daten kann niemand seriös sagen, welcher Speicher benötigt wird.

i-Magazin: Dennoch erwarten Sie durch die neuen Netzentgelte ein starkes Speicherjahr 2027?

Zarfl: Ja, weil viele Betriebe erkennen werden, dass ein Speicher nicht mehr nur ein Instrument zur Eigenverbrauchsoptimierung ist. Er kann Bestandteil eines aktiven Lastmanagements werden.

Der Speicher allein genügt allerdings nicht. Er muss intelligent mit Photovoltaik, Ladestationen, Wärmepumpen und den übrigen Verbrauchern verbunden werden. Ohne Steuerung ist er lediglich ein weiterer Baustein im Gebäude.

Der Wärmepumpe ist der Strompreis nicht egal – die Schalthäufigkeit aber auch nicht

i-Magazin: Nehmen wir eine moderne Wärmepumpe. Wie lässt sie sich in ein Energiemanagement integrieren?

Zarfl: Bei vielen modernen Wärmepumpen gibt es einen SG-Ready-Kontakt oder einen vergleichbaren potenzialfreien Eingang. Damit kann eine übergeordnete Steuerung der Wärmepumpe signalisieren, dass gerade Energieüberschuss vorhanden ist oder ein günstiges Betriebsfenster besteht.

Bei einem Wechselrichter mit frei programmierbaren digitalen Ausgängen kann dieser Kontakt direkt geschaltet werden. Die Steuerung erkennt beispielsweise einen Photovoltaiküberschuss und gibt der Wärmepumpe das entsprechende Signal.

i-Magazin: Zusätzliche Spezialhardware ist dafür nicht immer notwendig?

Zarfl: Nicht zwingend. Wenn der Wechselrichter bereits über programmierbare digitale Ausgänge verfügt und die Wärmepumpe einen geeigneten Eingang besitzt, kann die Verbindung über einen potenzialfreien Kontakt hergestellt werden.

Man muss dabei aber die Vorgaben des Wärmepumpenherstellers beachten. Ein Verdichter darf nicht alle fünf Minuten ein- und ausgeschaltet werden. Mindestlaufzeiten, Pausenzeiten und die maximal zulässige Zahl der Starts müssen eingehalten werden. Sonst richtet ein schlecht programmiertes Energiemanagement mehr Schaden an, als es Nutzen bringt.

i-Magazin: Und wenn keine digitale Kommunikation möglich ist?

Zarfl: Dann kann man bestimmte Funktionen auch klassisch über Relais und Schütze umsetzen. Das ist weniger elegant als eine vollständige Kommunikation über Modbus, kann bei Bestandsanlagen aber eine praktikable Lösung sein.

Man muss unterscheiden: Über einen einfachen Kontakt kann ich in der Regel nur definierte Betriebszustände anfordern. Über eine digitale Schnittstelle lassen sich wesentlich mehr Informationen auslesen und teilweise auch Sollwerte, Temperaturen oder Leistungen gezielter beeinflussen.

Offene Systeme sind noch immer keine Selbstverständlichkeit

i-Magazin: Viele Kunden besitzen Komponenten unterschiedlicher Hersteller. Der Wechselrichter stammt von einem Anbieter, der Speicher von einem zweiten, die Wärmepumpe von einem dritten und die Ladestation von einem vierten. Wie bekommt man daraus ein Gesamtsystem?

Zarfl: Genau daran arbeiten wir derzeit intensiv. Ein herstellerübergreifendes Energiemanagement muss möglichst offen aufgebaut sein. Viele Geräte verfügen inzwischen über Modbus-Schnittstellen. Über die entsprechenden Register können Betriebsdaten ausgelesen und teilweise Sollwerte geschrieben werden.

Die Herausforderung besteht häufig darin, die richtigen Registerbeschreibungen vom Hersteller zu erhalten. Technisch handelt es sich vereinfacht gesagt um Listen, in denen definiert ist, unter welcher Adresse welcher Wert liegt. Ohne diese Dokumentation kann die übergeordnete Steuerung das Gerät nicht sauber ansprechen.

i-Magazin: Also hängt ein vermeintlich offenes System am Ende davon ab, ob der Hersteller seine Schnittstellen tatsächlich offenlegt?

Zarfl: Ja. Der Standard allein löst das Problem nicht. Wir benötigen eine vollständige und korrekte Dokumentation, einen erreichbaren technischen Ansprechpartner und klare Informationen darüber, welche Befehle zulässig sind.

Bei neuen Geräten funktioniert das zunehmend besser. Bei älteren Bestandsanlagen oder proprietären Systemen stößt man aber rasch an Grenzen. Dann bleibt häufig nur eine hardwareseitige Einbindung über Kontakte, Relais oder Schütze.

i-Magazin: Damit bleibt die geschlossene Herstellerwelt attraktiv: Wer alles aus einer Hand kauft, hat weniger Kommunikationsprobleme.

Zarfl: Das kann kurzfristig einfacher sein. Die Kund:innen begeben sich damit aber in ein bestimmtes Herstelleruniversum. Sobald später eine Komponente eines anderen Herstellers ergänzt werden soll, können neue Schwierigkeiten entstehen.

Unser Ziel muss deshalb sein, möglichst viele unterschiedliche Produkte in ein übergeordnetes Energiemanagement einzubinden. Vollständig unabhängig wird man nie sein, aber das System sollte nicht zusammenbrechen, nur weil eine einzelne Komponente ausgetauscht wird.

„Plug-and-play ist es definitiv nicht“

i-Magazin: Fragen wir ganz brutal: Wie viele Elektriker können solche Systeme heute wirklich planen und in Betrieb nehmen?

Zarfl: Das ist ein Lernprozess. Viele Hersteller sprechen von Plug-and-play. In der Praxis ist es das häufig nicht. Man muss den Bestand aufnehmen, Schnittstellen prüfen, Leistungsgrenzen definieren, Verbraucher priorisieren und anschließend testen, ob das System unter realen Bedingungen funktioniert.

Meine persönliche Einschätzung ist, dass derzeit vielleicht rund 30 Prozent der Betriebe in der Lage sind, solche Aufgaben wirklich seriös und in guter Qualität umzusetzen. Das ist keine statistisch erhobene Marktzahl, sondern meine Erfahrung aus der Praxis.

i-Magazin: Für den Konsumenten wird die Auswahl des Elektrikers damit ein wenig zum Lotteriespiel.

Zarfl: Momentan kann es schwierig sein. Kund:innen erkennen von außen kaum, ob jemand nur einzelne Produkte installieren oder tatsächlich ein funktionierendes Gesamtsystem aufbauen kann.

Ein Energiemanagement muss auch nach der Inbetriebnahme stabil laufen. Es darf nicht passieren, dass alles auf dem Tablet gut aussieht, aber bei der ersten Netzabrechnung eine böse Überraschung entsteht. Deshalb testen wir derzeit unterschiedliche Kombinationen, Steuerungen und Herstellerlösungen.

i-Magazin: Was müsste eine wirklich praxistaugliche Lösung leisten?

Zarfl: Sie müsste sich einfach in bestehende Anlagen integrieren lassen. Wir können bei den Kund:innen nicht jedes Mal Wände aufstemmen, Leitungen neu verlegen und sämtliche Geräte austauschen.

Ideal wäre ein kompaktes System, das in oder neben der bestehenden Verteilung montiert wird, über sichere Netzwerkverbindungen mit den Geräten kommuniziert und die wichtigsten Verbraucher steuern kann. Dafür braucht es allerdings eine funktionierende LAN-, WLAN- oder sonstige Datenverbindung.

Die Kommunikationsinfrastruktur wird künftig genauso wichtig wie die elektrische Installation. Ohne stabile Datenverbindung gibt es kein verlässliches Energiemanagement.

Betriebe können Leistungsspitzen mit genauer Bestandsaufnahme, Messung, intelligenter Steuerung und gezieltem Speichereinsatz begrenzen. Der Elektriker wird dabei zunehmend zum Systemintegrator. Foto: © www.i-magazin.com / mit KI erstellt

Der Elektriker wird zum Systemintegrator

i-Magazin: Für das Elektrotechnikerhandwerk entsteht damit zweifellos Geschäftspotenzial.

Zarfl: Ja, aber es ist nicht nur eine Geschäftschance. Es ist auch eine technische Verantwortung. Elektrikerinnen und Elektriker müssen künftig wesentlich genauer dokumentieren, welche Verbraucher vorhanden sind und welche Leistungswerte am Standort auftreten.

Es genügt nicht, einfach eine weitere Ladestation, Wärmepumpe oder Photovoltaikanlage hinzuzufügen. Vor der Installation muss geprüft werden, wie diese Komponente in das bestehende System passt und welche Auswirkungen sie auf den Netzanschluss hat.

i-Magazin: Gleichzeitig wird das Berufsbild deutlich softwarelastiger.

Zarfl: Das ist unvermeidbar. Klassische Elektrotechnik bleibt die Grundlage. Aber dazu kommen Computer, Tablets, Apps, Netzwerktechnik, Bussysteme und Parametrierung.

Der Elektriker wird stärker zum Systemintegrator. Er muss nicht selbst Software entwickeln, aber er muss verstehen, wie Geräte kommunizieren, wie Messwerte verarbeitet werden und welche Prioritäten im Energiemanagement hinterlegt sind.

Das wird auch einen gewissen Generationswechsel auslösen. Manche Kolleg:innen arbeiten bereits selbstverständlich mit digitalen Werkzeugen. Andere müssen sich erst an diese Arbeitsweise herantasten.

Ladeparks werden ihre Kosten weitergeben

i-Magazin: Was bedeuten leistungsbezogene Netzentgelte für öffentliche Schnellladeparks? Wenn acht Fahrzeuge gleichzeitig laden, entstehen enorme Lastspitzen.

Zarfl: Für reine Ladeparkbetreiber sehe ich grundsätzlich zwei Möglichkeiten. Entweder erhalten sie spezielle vertragliche oder tarifliche Bedingungen, oder sie geben die zusätzlichen Kosten über den Ladepreis an die Kund:innen weiter.

Wenn der Betrieb eines Ladeparks teurer wird, wird sich das früher oder später im Preis pro Kilowattstunde niederschlagen. Der Betreiber wird die zusätzliche Belastung nicht dauerhaft selbst übernehmen können.

i-Magazin: Bedeutet das auch, dass Ladeleistungen stärker reduziert werden, sobald mehrere Fahrzeuge gleichzeitig laden?

Zarfl: Technisch ist das schon heute üblich. Ein Ladepark muss die vorhandene Anschlussleistung auf die angeschlossenen Fahrzeuge verteilen. Dynamisches Lastmanagement entscheidet dann, welches Fahrzeug wie viel Leistung erhält.

Künftig wird diese Optimierung wirtschaftlich noch wichtiger. Der Betreiber muss abwägen, ob er eine hohe Netzspitze zulässt oder die Ladeleistung zeitweise begrenzt. Für die Kund:innen kann das bedeuten, dass die auf der Ladestation angegebene Maximalleistung nicht jederzeit vollständig zur Verfügung steht.

i-Magazin: Besonders anspruchsvoll wird es beim Laden elektrischer Lkw.

Zarfl: Dort sprechen wir über eine völlig andere Leistungsklasse. An einem unserer Standorte entsteht beispielsweise ein Ladepark mit einer Gesamtleistung von bis zu 800 kW. Wenn zwei Lkw-Lader mit jeweils 400 kW gleichzeitig starten, ist die Netzleistung sehr schnell ausgeschöpft.

Solche Anlagen lassen sich nur wirtschaftlich betreiben, wenn Grundlast, Photovoltaik, Speicher und Ladeleistung gemeinsam geregelt werden. Das Energiemanagement muss verhindern, dass alle Verbraucher gleichzeitig maximale Leistung anfordern.

Lösungen für Einfamilienhaus, Landwirtschaft und Gewerbe

i-Magazin: Sie testen derzeit verschiedene Steuerungskonzepte. Wann erwarten Sie erste belastbare Ergebnisse?

Zarfl: Das ist ein laufender Prozess, weil ständig neue Geräte und Hersteller hinzukommen. Unser Ziel ist es, spätestens Ende September erste klar definierte Konzepte vorliegen zu haben.

Wir wollen unterschiedliche Größenklassen entwickeln: eine kleinere Lösung für Einfamilienhäuser, Lösungen für landwirtschaftliche Betriebe und mittlere Gewerbebetriebe sowie umfangreichere Systeme für größere Gewerbe- und Industriekunden.

Dabei geht es nicht nur um die Hardware. Wir müssen festlegen, welche Geräte sich anbinden lassen, welche Informationen der Installateur benötigt und welche Einstellmöglichkeiten der Kunde erhalten soll. Ebenso wichtig ist die Frage, was das System kosten darf. Eine technische Lösung nützt wenig, wenn sie für den betroffenen Betrieb oder die Privatperson wirtschaftlich nicht darstellbar ist.

i-Magazin: Besteht die Gefahr, dass der Markt die Tragweite des Themas noch unterschätzt?

Zarfl: Ja, eindeutig. Viele Betriebe beschäftigen sich derzeit vor allem mit dem Energiepreis, mit Photovoltaik und mit der Frage, wie sie möglichst viele Kilowattstunden selbst erzeugen können. Das ist wichtig, greift aber zu kurz.

Künftig müssen sie zusätzlich wissen, wann welche Leistung abgerufen wird. Wer eine Wärmepumpe, eine Ladestation, einen Speicher und weitere große Verbraucher betreibt, benötigt ein Gesamtkonzept.

Aus meiner Sicht ist deshalb jetzt der richtige Zeitpunkt, Lastprofile zu messen, den Anlagenbestand zu dokumentieren und steuerbare Verbraucher zu identifizieren. Wer seine Lastspitzen erst dann analysiert, wenn die höheren Kosten bereits auf der Rechnung stehen, hat wertvolle Zeit verloren.

i-Magazin: Dann lautet Ihre Botschaft an die Elektrotechnikbranche: nicht warten, bis 2027 vor der Tür steht?

Zarfl: Genau. Wir müssen uns jetzt vorbereiten. Die Technik ist grundsätzlich vorhanden, aber sie muss richtig geplant, kombiniert und programmiert werden. Das wird nicht überall von heute auf morgen funktionieren.

Wer sich frühzeitig mit Energiemanagement, Schnittstellen und Lastspitzenkappung beschäftigt, kann seinen Kunden künftig einen echten Mehrwert bieten. Wer das Thema ignoriert, wird spätestens bei den ersten unerwartet hohen Abrechnungen damit konfrontiert werden.