Redispatch 2.0 - Auswertung der HG-Marktbefragung

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 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!

by Frank Hirschi

HG-Fachvortrag beim 7. DEUMESS-Kongress zur Liberalisierung des Messwesens

Beim 7. Fachkongress des DEUMESS e.V. – dem Verband mittelständischer Messdienstleiser – präsentierte Dr. Roland Olbrich zur Liberalisierung des intelligenten Messwesens und der Verknüpfung mit Submetering.

Fokus waren einerseits die gesetzlichen, technischen und Markt-Rahmenbedingungen für Metering / Submetering. Andererseits wurden potenzielle Geschäftsmodelle und Strategien von Energieversorgern, sowie wirtschaftliche Herausforderungen und abzuleitende Erkenntnisse für die Submetering-Branche thematisiert.

  • Sie haben Interesse an den Vortragsunterlagen? Diese sind  hier erhältlich, nachdem Sie ihre E-Mail-Adresse eingeben:

by Frank Hirschi

HG unterstützt WEMAG durch Analytics bei der Transformation zum Energieversorger 2.0

HG unterstützt WEMAG bei der Transformation zum Energieversorger 2.0

Tableau-Prozesssteuerung hat eine bisher nicht gekannte Transparenz ermöglicht

Die Schweriner WEMAG AG, ein bundesweit aktiver Öko-Energieversorger mit ca. 180.000 Kunden und eigenem 15.000-km-Stromnetz in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg, ist auch im Bereich Photovoltaik- (PV) und Speicheranlagen, E-Mobility, Internet, Telefon sowie Digital- und HD-Fernsehen aktiv. Um trotz der wachsenden Komplexität der Geschäftsprozesse dauerhaft wettbewerbsfähig zu bleiben, hat WEMAG, u.a. mit Unterstützung der HORIZONTE-Group, einen Analytics-Transformationsprozess mit Tableau angestoßen.

Erste Erkenntnisse:

  • Abteilungsübergreifende Prozessüberwachung ermöglicht ganzheitliche Abwicklung
  • Erleichtertes Tagesgeschäft, hohe Transparenz, kürzere Durchlaufzeiten und gesparte Arbeitszeit
  • WEMAG profitiert von Tableau Blueprint

Für die Herausforderungen der Digitalisierung der Energiewende entwickelte das WEMAG-Team um Dr. Heiner Asmus in Zusammenarbeit mit Experten der HORIZONTE-Group eine Tableau-Anwendung, über die alle beteiligten Abteilungen und Mitarbeiter auf den kompletten Geschäftsprozess zugreifen können. „Wir haben zunächst alle relevanten Datenquellen zusammengeführt – von unserer Schleupen-Branchenlösung und anderen Zentrallösungen sowie einer bestehenden SQL-Datenbank über den Mail-Verkehr in Microsoft Exchange und eine interne, webgestützte Workflow Lösung bis hin zu diversen Excel-Tabellen. Anschließend erfolgte die Visualisierung des Gesamtprozesses und der einzelnen Arbeitsschritte für alle EEG-Anträge.“ In verschiedenen Dashboard-Ansichten erkennen die beteiligten Mitarbeiter jetzt auf einen Blick, wie viele neue Anträge eingegangen sind, welche Projekte sich in welchen Phasen befinden, wo Zeitüberschreitungen drohen, welche Telefonate durchgeführt, welche E-Mails bearbeitet werden müssen oder welche Projekte andere konkrete Maßnahmen erfordern. Überall ermöglichen Drill-Downs den Zugriff bis auf den einzelnen Kundenantrag.

Lesen Sie das vollständige Best-Practice-Beispiel direkt auf der Website von Tableau: LINK 

by Frank Hirschi

Neuer HG-Beitrag zu 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:

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  • 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

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!

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.

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.

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

 

by Frank Hirschi

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

Rolloutverpflichtung für Smart Meter vom OVG Münster vorläufig gestoppt

Was bedeutet dies für die Branche?

Das nicht enden wollende Drama der Digitalisierung der Energiewende geht in die nächste Runde! Per Eilbeschluss hat das Oberverwaltungsgericht Münster die Vollziehbarkeit der sog. Markterklärung des BSI zur technischen Möglichkeit des Einbaus intelligenter Messsysteme nach § 30 MsbG gekippt. Da die entsprechende Allgemeinverfügung die Rollout-Pflicht von Smart Metern für den grundzuständigen Messstellenbetreiber überhaupt erst begründet hat, wirft dies eine Vielzahl juristischer und kaufmännischer Fragen auf.

Betroffene Unternehmen müssen kurzfristig Entscheidungen treffen und Lösungen finden, um einen drohenden wirtschaftlichen Schaden abzuwenden:

  • Was heißt der Beschluss für die Abrechnungsfähigkeit der an der Preisobergrenze orientierten Messentgelte?
  • Wie ist der gegenwärtige Status der Umsetzungspflicht und welche (neuen) Fristen sind für den Einbau intelligenter Messsysteme zu unterstellen?
  • Hat der Beschluss Auswirkungen auf die Entwicklung des Wettbewerbs?
  • Und was bedeutet die vom Gericht geäußerte Einschätzung, dass die am Markt verfügbaren intelligenten Messsysteme den gesetzlichen Anforderungen voraussichtlich gar nicht genügen, für bestehende Verträge über die Lieferung und den Einbau ebensolcher Geräte?

Hogan Lovells & HORIZONTE-Group stehen als kompetenter Ansprechpartner für all Ihre Fragen zur Verfügung! Sprechen Sie uns gerne jederzeit an:

stefan.schroeder@​hoganlovells.com

jochen.buchloh@HORIZONTE.Group

by Frank Hirschi

metelligent in der Presse

metelligent in der Presse

E-Paper Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK)

Die metelligent GmbH, mit Sitz in Baunatal, wurde durch die HORIZONTE-Group AG gemeinsam mit dem langjährigen Kunden EAM Netz gegründet. Das neue Unternehmen unterstützt Messstellenbetreiber beim Rollout durch die fachgerechte Montage von Smart Metern. Mehr dazu erfahren Sie auf S. 14 der ZfK – das ePaper finden Sie hier: Link

Ein ausführliches Interview mit den Geschäftsführern der HG sowie Herrn Wirtz von der EAM Netz findet man auch im Online-Interview mit der ZfK: Link

Sie haben kein ZfK-Abonnement? Kommen Sie gerne auf uns zu und wir stellen Ihnen die wichtigsten Informationen zur Verfügung. Zu den ersten Schritten der metelligent GmbH berichteten wir bereits hier: Link

by misterbk

Referentenentwurf zum Steuerbare-Verbrauchseinrichtungen-Gesetz vorliegend und wieder zurückgezogen

Wo bleibt die Klarheit für Letztverbraucher und Netzbetreiber?

In ihrem aktuellen Artikel beschäftigt sich die HORIZONTE-Group mit Inhalten und Auswirkungen des vorliegenden Referentenentwurfes zum Steuerbare-Verbrauchseinrichtungen-Gesetz vom 22.12.2020, welcher im wesentlichen die erwartete Neuregelung des § 14a EnWG umfasst.

Update:

Wenige Tage später wurde der Entwurf zurückgezogen. Lesen Sie die Begründung des Wirtschaftsministeriums:

https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2021/01/20210117-berichterstattung-welt-am-sonntag-laden-von-e-autos.html

 

by Frank Hirschi

Geänderte Regulierungsvorgaben für 2021

Jetzt wird es spannend

Jetzt wird es spannend

Den Energieversorgungsunternehmen in Deutschland steht aus regulatorischer Sicht eine spannende Zeit bevor. Das gilt einmal mehr für Digitalisierung der Energiewende. Zahlreiche Gesetze, Normen und Analysen wurden soeben veröffentlicht, befinden sich in der Konsultation oder bereits im Gesetzgebungsverfahren. Bleibt es beim Zeitplan des Gesetzgebers bzw. der involvierten Behörden, gibt es 2021 eine Menge neuer Vorschriften zu lesen, zu interpretieren und in die betriebliche Praxis zu überführen.

Marktanalyse 1.2

Am 12. November erschienen ist die aktuelle Marktanalyse. Entgegen den Erwartungen aus Januar wurden die Einbaufallgruppen der Einspeisung bzw. des § 14a EnWG noch nicht für den Einbau von intelligenten Messsystemen bestätigt. Überraschend jedoch: Die Anbindbarkeit von Gaszählern gem. § 40 Abs. 2 MsbG wird nun als technisch möglich bewertet.

Wesentlich spannender jedoch sind die auf der Basis von intelligenten Messsystemen vorgesehenen Entwicklungen für das Smart Grid. Hier sind zwei Themenfelder zu unterscheiden – die Einspeisung auf der einen und die der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen gem. § 14a EnWG auf der anderen Seite. In beiden Bereichen stehen wir kurz vor Neuregelungen.

EEG Novelle 2021 in den Startlöchern

Das EEG befindet sich mit der Novelle 2021 bekann-termaßen mitten im Gesetzgebungsverfahren. Aktuell werden die Entwürfe zwischen Regierung und Parlamen-ten diskutiert. Aus Perspektive des Messwesens interess-ant ist, ob künftig auch bei Anlagen mit einer installierten Leistung größer 1 kW intelligente Messsysteme eingebaut werden müssen. Nach aktuellem Stand bleibt es trotz der Einwände des Bundesrates bisher bei der Position des Ministeriums zur Ausweitung der Einbauverpflichtungen über den im MsbG definierten Umfang hinaus.

HG hat die Verpflichtungsregelungen aus der Perspektive der Ausbauverpflichtung von EEG-Anlagen für Sie analy-siert (wir senden Ihnen gerne eine Zusammenfassung).

Neuregelung § 14a EnWG – Spitzenglättung?

Die Diskussionen zum § 14a EnWG erfolgen im Gegensatz zu denen der EEG-Novelle eher verborgen vor der größeren Öffentlichkeit. Nach Aussagen des BMWi im Rahmen der BDEW Fachtagung Messwesen vom 11. November 2020 soll es jedoch sehr zeitnah zur Veröffentlichung von Entwürfen für eine Neuregelung kommen.

Zwischen den Zeilen konnte man auch heraushören, dass das BMWi weiterhin viel Sympathie für das im Barometerprojekt-Gutachten zum Topthema 2 „Regulierung, Flexi-bilisierung und Sektorkopplung“ empfohlene Modell der Spitzenglättung zur Absicherung der Netzstabilität hat (wir senden Ihnen gerne eine Zusammenfassung).

Stufenmodell – strategischer Entwicklungsrahmen

Mit dem sog. Stufenmodell hat das BSI ein langfristig angelegtes Konzept zur Weiterentwicklung des intelligenten Messwesens bzw. Smart Meter Gateways vorgelegt. In mehreren sog. Stufen sollen in den nächsten Jahren die Voraussetzungen geschaffen werden, um aus der bestehenden Nische des intelligenten Messwesens einen breit angelegten Infrastrukturansatz zu entwickeln. Auch das Stufenmodell wird aktuell auf Basis der Ergebnisse der Konsultation überarbeitet und wird in Kürze in überarbeiteter Form erscheinen.

by misterbk