Die digitale Energiewelt von morgen – was müssen KMU jetzt beachten?

Nachhaltigkeit und Klimaschutz sind nicht nur zentrale politische Ziele sondern seit dem Urteil des Bundesverfassungsgerichtes vom März 2021 auch offiziell eine Verpflichtung aus dem deutschen Grundgesetz.[1] Die Bundesregierung hat sich daher auf einen ambitionierten Reduktionspfad der Treibhausgasemissionen verpflichtet, um bis 2045 klimaneutral zu sein, während Bayern dieses Ziel sogar bereits bis 2040 erreichen will. Diese ambitionierten Klimaziele erfordern einen schnellen und umfassenden Umbau der Energieinfrastruktur und der -gesetzgebung und stellen insbesondere auch kleine und mittlere Unternehmen (KMU) in ihrem Alltag zukünftig vor immer neue Herausforderungen.

Für KMU, die traditionell flexibel und innovativ sind, bietet die Energiewende jedoch auch zahlreiche Chancen. Die Notwendigkeit, den Energieverbrauch zu senken und den CO₂-Ausstoß zu reduzieren kann als Katalysator für Innovationen und Effizienzsteigerungen dienen. Unternehmen, die schon früh proaktiv agieren und nicht nur auf gesetzliche Maßnahmen reagieren, können langfristig mit Klimaschutz sogar Wettbewerbsvorteile sichern und Kosten senken. Langfristiges, strategisches Handeln anstelle von reaktiven Maßnahmen wird hierbei entscheidend sein, um auf die bevorstehenden Herausforderungen durch die Gesetzgebung und technische Vorgaben vorbereitet zu sein und diese im Interesse des Unternehmens bestmöglich umzusetzen.

Neue gesetzliche Rahmenbedingungen und ihre Auswirkungen

Die neuen rechtlichen Rahmenbedingungen, die insbesondere den Mittelstand vor neue Aufgaben stellen, betreffen insbesondere die Energienutzung und den CO₂-Ausstoß von Gebäuden und Produktionsanlagen. Dazu kommen steigende Anforderungen an die Nutzung erneuerbarer Energien und an die Implementierung neuer Hardwarekomponenten, um Sicherheitsanforderungen an die kritische Infrastruktur und die Netzstabilität zu gewährleisten. Um hier nicht den Überblick zu verlieren, zeigt die folgende Übersicht einige bereits jetzt absehbare Entwicklungen und die daraus resultierenden Herausforderungen:

• Auslaufen der Energiepreisbremsen: Die gesetzlichen Absicherungen wie das StromPBG (Strompreisbremsegesetz) sind Ende 2023 ausgelaufen. Unternehmen müssen sich darauf einstellen vor volatilen Strompreisen durch politische Veränderungen oder Umweltkatastrophen nicht mehr wie bisher geschützt zu sein.
• EU-weite Ausweitung des Emissionshandels auf Gebäude und Verkehr: Der EU-Emissionshandel (EU-ETS) existiert bereits im Bereich Kraftwerke und Industrie und wird bis 2027 auf Brennstoffe in den Bereichen Gebäude und Verkehr ausgeweitet (EU-ETS 2). Dies führt zu einem marktbestimmten CO₂-Preis, der voraussichtlich steigen und volatil werden wird. Aktuell liegt der CO₂-Preis bei 45 Euro pro Tonne (55 Euro ab 2025), da aber die Verfügbarkeit der Zertifikate ab 2027 etwa fünfmal so schnell abnehmen wird wie die historischen Emissionen, ist mit einer nicht absehbaren Preissteigerung im ETS-Handel zu rechnen.[2] Die bei der Wärmeerzeugung entstehenden CO₂-Kosten werden dabei aktuell zwischen Mietern und Vermietern aufgeteilt (50:50 im Nichtwohnbereich). Auch der Unterhalt von Fuhrparks wird durch höhere Brennstoffkosten betroffen sein.
• Steigende Netzentgelte: Die bereits anlaufende Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors erfordert erhebliche Netzoptimierungen und -ausbauten, da das aktuelle Niederspannungsnetz nicht für einen schnellen Hochlauf ausgelegt ist.[3] Der Ausbau der Übertragungsnetze bis 2045 liegt laut aktuellem Netzentwicklungsplan bei geschätzten Kosten zwischen 150 Mrd. (BNetzA) und 300 Mrd. Euro (VNB).[4] Es ist zu befürchten, dass die Netzentgelte für Verbraucher und Unternehmen somit weiter anziehen werden.
• EU-Gebäuderichtlinie (EPBD): Die am 12.03.2024 beschlossene Energy Performance for Buildings Directive (EPBD) verpflichtet die Mitgliedsstaaten, bis 2030 die energetisch schlechtesten 16 Prozent und bis 2033 die schlechtesten 26 Prozent der Nichtwohngebäude zu modernisieren. Die entsprechenden Schwellenwerte werden in den Mitgliedsstaaten z. B. in Primärenergieverbrauch in kWh/(m²·a) angegeben. Für Gebäudeeigentümer, die ab 2030 bzw. 2033 keinen entsprechenden Energieausweis vorlegen können, kann dies Folgen auf die Vermietungs- und Verkaufsmöglichkeit der Objekte haben.
• Technische Vorgaben: Smart Meter Rollout und Steuerbarkeit nach §14a EnWG: Steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen für
  E-Autos belasten das Netz stärker als herkömmliche Haushaltsgeräte. Der flächendeckende Rollout von intelligenten Messsystemen und Gateways zum Monitoring im Niederspannungsnetz (GNDEW) und die angestrebte Steuerbarkeit von Verbrauchern gemäß §14a des Energiewirtschaftsgesetzes sind technische Maßnahmen, die zur Effizienz und Stabilität des Netzes beitragen sollen. Sie erfordern jedoch mittelfristig eine hardwareseitige Nachrüstung der Netzanschlusspunkte und ggf. weitere Steuereinheiten.[5]
• Auslaufen der EEG-Förderung: Die Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für unternehmenseigene Photovoltaikanlagen läuft nach 20 Betriebsjahren aus. In den kommenden drei Jahren werden das laut Marktstammdatenregister im Schnitt Anlagen mit ca. 800 Megawatt und fünf Jahre später bereits 6,4 Gigawatt jährlich sein, die diese Grenze erreichen (Abbildung 1). Viele gewerbliche Anlagenbetreiber müssen sich erstmalig nach neuen Vermarktungsmöglichkeiten umsehen. Dies erfordert neue Geschäftsmodelle und gegebenenfalls technische Nachrüstungen, um den wirtschaftlichen Weiterbetrieb dieser Anlagen zu gewährleisten. Und dieser kann sich durchaus lohnen: Erste Langzeitdaten zeigen bisher geringe Leistungsabfallraten für Photovoltaikanlagen von 2-3 Prozent nach über 15 Jahren.[6]

Auch wenn diese Entwicklungen zunächst große Herausforderungen mit sich bringen, so bieten sie dennoch bedeutende Chancen für Unternehmen, die bereit sind, sich anzupassen und die Transformation des Energiesystems als Teilnehmer mitzugestalten.

Flexibilität und Elektrifizierung als Chance

Dabei erstrecken sich die neuen Handlungsoptionen für Unternehmen im Wesentlichen auf zwei Bereiche: Automatisierte, zeitliche Verschiebungen des Energieverbrauchs (Elektrische Flexibilität) sowie datenbasierte und sektorenübergreifende Planung bei Maßnahmen zur Dekarbonisierung der Nicht-Strom-Sektoren:

Elektrische Flexibilität:

• Intelligente Energiemanagement- und Automations-Systeme: Vorausschauende Stromspeicher und steuerbare Verbraucher können nach den seit 2023 teilweise und ab 2025 flächendeckend verfügbaren dynamischen Stromtarifen optimiert werden. Dies spart Kosten durch eine Leistungsaufnahme bei günstigen (oder sogar negativen) Strompreisen. In Abbildung 2 ist auf Basis der Börsenstrompreise von 2022 dargestellt, dass Einsparungen von bis zu 20 Prozent möglich gewesen wären, wenn man jederzeit 1-20 kW um 1-14 Stunde(n) hätte verschieben können. Darüber hinaus können teure Lastspitzen durch clevere Steuerung von Verbräuchen reduziert werden, was zu Kosteneinsparungen im jährlichen Leistungspreis führt.

• Reduzierte Netzentgelte: Die Implementierung neu installierter steuerbarer Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG ist zwar seit 2024 verpflichtend, bietet aber auch erhebliche Einsparmöglichkeiten bei den Netzentgelten. Betreiber können zwischen einer pauschalen Reduzierung des Netzentgelts (zwischen 110 und 190 Euro pro Jahr) oder einer prozentualen Reduzierung um 60 Prozent des jeweiligen Netzentgelts wählen. Zusätzlich wird ab 2025 ein zeitvariables Netzentgelt eingeführt, das Anreize für die Verlagerung von Verbrauchszeiten bietet, um Lastspitzen zu vermeiden und die Netzstabilität zu erhöhen.
• Virtuelle Kraftwerke und Aggregation: Die Flexibilität wird kleinteiliger und dezentraler. Zwar ist die Teilnahme am Regelleistungsmarkt der Übertragungsnetzbetreiber erst ab 1 MW Leistung möglich, aber bereits jetzt bietet die Teilnahme an einem virtuellen Kraftwerk auch kleineren Einheiten die Möglichkeit ihre Flexibilität zu vermarkten. Zukünftig könnten auch andere sogenannte Aggregatoren (z. B. Quartiers-Management-Systeme) zur Stabilisierung des Verteilnetzes durch Flexibilitäten beitragen.

Voraussetzung um an solchen Systemen zu partizipieren ist dabei immer, dass bei Installation oder Umrüstung der lokalen Steuereinheiten auch die technische Anschlussfähigkeit der unterstützten Kommunikationsprotokolle beachtet wird. Bei Energiemanagement-Systemen (EMS) ist außerdem auf die Integrationstiefe der Lösungen zu achten. Während manche EMS vor allem Daten erfassen, speichern und als Zeitreihen und Statistiken visualisieren können (Monitoring) bieten etwa die EMS der jeweiligen Anlagen (z. B. Batterie-EMS) schon eine integrierte PV-Eigenverbrauchsoptimierung an. Noch weitergehende Gebäudeautomationssysteme sind in der Lage sämtliche Geräte innerhalb der technischen oder benutzerspezifischen Rahmenbedingungen auch zu- und abzuschalten und damit alle finanziellen Anreize wie Preissignale der Netzbetreiber oder die Vergütungen durch Aggregatoren oder lokale Energiemärkte auszuschöpfen.

Durch eine technische Vorbereitung auf die Aktivierung von Flexibilitäten, können bereits jetzt Betriebszeiten geeigneter Anlagen auf günstige oder negative Strompreise abgestimmt werden. Da diese bereits 24 Stunden im Voraus bekannt sind, können Fahrpläne in vorgegebenen Grenzen und automatisiert werden. Bei technischen Nach- und Umrüstungen sollte überlegt werden auch den Netzanschluss mit einem Smart-Meter-Gateway (SMGW) auszustatten, da der Rollout-Ablauf bis Ende 2032 bereits beschlossen ist und zukünftig die entsprechenden digitalen Dienste von sogenannten „aktive Externen Marktteilnehmer“ (aEMT) nur über das SMGW zur Verfügung stehen.

Der zweite große Aktionsbereich betrifft vor allem bauliche Maßnahmen, bei denen Entscheidungen naturgemäß langfristig und möglichst zukunftsweisend gestaltet werden. In Zukunft ist hier allerdings die gleichzeitige Betrachtung aller Sektoren sowie die Energievermarktung und die dafür notwendige technische Ausgestaltung in Bezug auf die beschriebenen Flexibilitätspotenziale von entscheidender Bedeutung.

Dekarbonisierung der Nicht-Strom-Sektoren:

• Elektromobilität: Wie oben zur Flexibilität ausgeführt, bietet auch die Integration von Elektromobilität ein enormes Potenzial zur Lastverschiebung. Einsparungen durch netzdienliches Verhalten beim Laden des Fuhrparks oder der Fahrzeuge von Mitarbeiter:innen können bei smarter Abstimmung auf das Nutzungsverhalten bis zu 20 Prozent der Stromkosten betragen. Der Betrieb von öffentlichen Ladepunkten bietet darüber hinaus einen zusätzlichen Vermarktungskanal für Photovoltaikanlagen und ungenutzter Flächen.
• Ersatz fossiler Wärmeerzeugungsanlagen: Zukünftige steigende Betriebskosten fossiler Anlagen können durch den Einsatz stromgetriebener Lösungen wie Wärmepumpen gesenkt werden. Durch die Trägheit moderner und gut gedämmter Wärmespeichersysteme und eine Wetterprognosen-basierte Steuerung wird der Anteil von nutzbarem Solarstrom dabei immer größer. Insbesondere in Verbindung mit abgeschriebenen und förderlosen EE-Anlagen kann dann jede selbstgenutzte kWh zusätzlich Stromkosten sparen. Für den restlichen Strom aus dem Netz, führt der Ausbau erneuerbarer Energien langfristig zu günstigeren Preisen (besonders zu Geschäftszeiten), auch wenn Netzentgelte weiter steigen könnten (siehe oben).
• EU Energy Communities und EU RED II: Neue gesetzliche Rahmenbedingungen, wie die Richtlinie zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (EU RED II), bieten erhebliche Chancen für gemeinschaftliche Energieprojekte und Eigenversorgung. Unternehmen können durch die Teilnahme an Energiegemeinschaften die Energiekosten deutlich senken und die Versorgungssicherheit erhöhen. Diese Gemeinschaften bieten Unternehmen und Bürger:innen die Möglichkeit, gemeinsam in erneuerbare Energien zu investieren und von kollektiven Einsparungen sowie von erhöhter Energieunabhängigkeit zu profitieren.
• Nahwärmenetze: Moderne Prosumer-Wärmenetze der vierten und fünften Generation nutzen eine Vielzahl erneuerbarer Energiequellen und ermöglichen es Nutzer:innen, sowohl Wärme zu beziehen als auch zu liefern. Somit könnten beispielsweise Technologien zur Abwärmenutzung und Wärmerückgewinnung (etwa in Rechenzentren oder Serverräumen) dem Netz und damit mehreren Gebäuden zur Verfügung stehen. Dadurch kann die Energieeffizienz erheblich gesteigert, Investitionskosten auf mehrere Objekte verteilt und letztlich die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen reduziert werden. Durch frühzeitige Konzeption und deren Abstimmung mit lokalen Behörden, kann eine Berücksichtigung in der gesetzlich neu vorgeschriebenen kommunalen Wärmeplanung gewährleistet werden.

Gerade wenn es um Tiefbau- und Erdarbeiten für Heizzentralen und die Verlegung von Mittelspannungs- oder Wärmeleitungen geht, können schnell hohe Kosten anfallen. Hier sollte also auf Basis einer belastbaren Datengrundlage geplant und entschieden werden, um redundante Arbeitsschritte möglichst zu vermeiden. Bei jeder baulichen Maßnahme sollten die oben aufgelisteten Flexibilitätspotenziale mitgedacht und bei der Entscheidung auf eine Interoperabilität der Komponenten geachtet werden.

Vorsprung durch Digitalisierung

Die Vielzahl der möglichen Handlungsoptionen in beiden Handlungsfeldern führt zu sehr komplexen Fragestellungen und macht es schwer bis nahezu unmöglich ohne spezialisierte Hilfsmittel und Fachkenntnisse eine auch für die Zukunft optimale Lösung zu identifizieren. Technisch gibt es dabei oft konkurrierende, teils proprietäre Systeme der OEMs und für eine Zusammenführung unterschiedlicher Anlagen fehlen die entsprechenden Standards und Datenmodelle für eine generalisierte Informationsverarbeitung.

Die sehr dynamische Entwicklung und zunehmende Digitalisierung im Bereich der Gebäude bietet dabei allerdings eine große Chance. Im Folgenden werden einige grundlegende Paradigmen aufgelistet, die sowohl für die Entscheidungsfindung als auch für den Betrieb vernetzter Energieanlagen einen entscheidenden Durchbruch bringen.

• Internet of Things (IoT): Stark gefallene Kosten für IoT-fähige Sensoren erleichtern die Datenaggregation und somit die Informationsbasis und Skalierbarkeit von Energiemanagementsystemen. Eine solide Datenbasis unterstützt die effiziente Echtzeitüberwachung und -steuerung von Energieverbrauchern und dient als Entscheidungsgrundlage für weitere Maßnahmen. Von einigen Kommunen wird bereits eine LoRa-Infrastruktur für die Gerätevernetzung zur Verfügung gestellt, was die Installation eigener Gateways spart. Smarte, datenbasierte Steuerung hat bereits das Potenzial, kurzfristig Einsparungen von bis zu 30 Prozent der Energiekosten zu ermöglichen, indem beispielsweise Räume nach individueller Nutzung beheizt werden.
• Digitale Open-Source Tools: Kostengünstige Open-Source-Frameworks können einen niederschwelligen und kostengünstigen Einstieg in die Umsetzung ermöglichen. Mittlerweile weit verbreitete Energiemanagement- und Heimautomations-Systeme, wie openEMS, openHAB oder HomeAssistant ermöglichen eine Überwachung des Energieverbrauchs und sind in der Lage einzelne Geräte anzusteuern. Diese freien und kontinuierlich weiterentwickelten Werkzeuge bieten gut dokumentierte Schnittstellen für weitere Energiedienste und können Unternehmen relativ schnell in die Lage versetzen individuell ihre Energieeffizienz zu steigern und damit Kosten zu senken. Einmal aufgesetzt, sind individuelle Erweiterungen und zusätzliche Hardwareintegrationen mit geringem Aufwand zu integrieren.[7]
• Offene Datenbasis: Bei der Erstellung von ganzheitlichen Konzepten – insbesondere im Bereich Quartiere und Wärme – überschneiden sich oft verschiedene Planungsaufgaben: Städtebauliche Aspekte und Bebauungspläne, Wasserwirtschaft, Fernwärme- und Verteilnetzplanung, Kommunaler Wärmeplan und Flächennutzungspläne. Frühzeitige Abstimmungen aller Beteiligten auf Grundlage einer gemeinsamen Datenbasis können Projektlaufzeiten verkürzen und die Genehmigungsprozesse beschleunigen, was den Aufwand für Maßnahmen auf allen Seiten reduzieren kann. Hier kommen viele Open-Data-Initiativen zum Tragen, die vereinzelt bereits Geodaten bereitstellen (z. B. Open Data Bayern).[8] Über europäische und nationale Ansätze zu ganzheitlichen Energy Data Spaces wird versucht diese Daten semantisch anzureichern und zu verknüpfen, um sie für weiterentwickelte Dienste noch besser nutzbar zu machen (siehe z. B. Projekt NEED).[9]
• Standardisierung und semantische Interoperabilität: Immer mehr Hersteller haben bereits erkannt, dass sich eine flächendeckende Integration der smarten Energieanlagen und die daraus entstehenden Potenziale nur erschließen lassen, wenn die Anlagen in der Lage sind automatisiert miteinander zu kommunizieren. Hier gibt es bereits verschiedene Ansätze auf europäischer Ebene über generische Schnittstellen (z. B. EE-Bus, OPC UA), energiebezogene Ontologien (SAREF4ENER, Open Energy Ontology) oder neue Datenmodelle für Flexibilitäten von dezentralen Ressourcen (openADR sowie der kommende S2-Standard EN-50491-12-2).[10]

Die Veränderungen als Chance nutzen

Durch die Veränderten regulatorischen und technischen Rahmenbedingungen wird manches komplexer und KMU müssen sich neben ihrem Kerngeschäft in Teile der Energiewirtschaft eindenken. Einerseits steigt der Druck Emissionen zu reduzieren, andererseits sind bereits heute klare Anreize gesetzt bei der Transformation wichtige Synergien zu erschließen.

Für kleine und mittlere Unternehmen lohnt sich der Umbau zu einer nachhaltigen und zunehmend autonomeren Energieversorgung bereits finanziell. Wenn frühzeitige und informierte Entscheidungen getroffen werden, können Unternehmen nicht nur Kosten senken, sondern sich durch Klimaschutz auch langfristige Wettbewerbsvorteile und Energieunabhängigkeit sichern. Die Digitalisierung spielt dabei eine entscheidende Rolle, um Planungssicherheit zu gewährleisten und die richtigen Weichen für die Zukunft zu stellen. Die größte Herausforderung bleibt hier die richtigen Partner zu finden, da sich der Markt momentan noch stark konsolidiert.

Der Forschungs- und Wissenstransfer über Netzwerke wie das Mittelstand-Digital Zentrum Augsburg und Pilotprojekte mit Forschungsinstituten ist eine gute Möglichkeit, um die individuellen Möglichkeiten und deren technische Machbarkeit herauszuarbeiten.

[1]https://www.bundesverfassungsgericht.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2021/bvg21-031.html
[2]https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikationen/09_2024_cc_ets_2_supply_and_demand.pdf
[3]https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Aktuelles_enwg/14a/start.html
[4]https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Allgemeines/Veranstaltungen/240118/start.html
[5]https://www.recht.bund.de/bgbl/1/2023/133/VO.html
[6]P. Olczak, Applied Energy, Vol. 343, August 2023
[7]EILE-Projekt (https://digitalzentrum-augsburg.de/zukunftsprojekt-eile/)
[8]https://open.bydata.de
[9]https://need.energy/
[10]https://s2standard.org/