Novellierte Heizkostenverordnung vertagt

Die Novellierung der Heizkostenverordnung ist ins Stocken geraten


Bundesrats-Ausschüsse vertagen das Thema

Warum dies so ist und welche Konsequenz dies für EVU hat lesen Sie in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK), mit Kommentierung unserer Experten Dr. Roland Olbrich und Frank Hirschi.

Lesen Sie den Artikel  direkt bei der ZfK unter folgendem Link oder unten als pdf.

Artikel als PDF lesen


Neuer HG-Beitrag zur Positionierung des Messstellenbetreibers in ZfK

Messstellenbetrieb im Wandel: 5 Jahre Messstellenbetriebsgesetz


Ausgabe 09/21 der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK):

Was hat sich mit Einführung des MsbG für MSB geändert? Wie müssen sich MSB künftig aufstellen, um die Chancen der Digitalisierung und Liberalisierung des Messwesens zu nutzen?

Unseren Artikel hierzu finden Sie unten als pdf – sowie direkt auf S. 11 der September-ZfK-Ausgabe unter folgendem Link.

Artikel als PDF lesen


Marktkommunikation 2022 – Die Digitalisierung und Standardisierung des Netzzugangs schreitet voran

MaKo 2022 - was steckt dahinter?


Das Festlegungsverfahren

Nachdem durch die Marktteilnehmer zum Ende des Jahres 2019 die MaKo 2020 mit allen bekannten Problemen und Nachwehen erstmals produktiv gesetzt wurde, war bereits absehbar, dass dies noch nicht der letzte Akt erheblicher marktrollenübergreifender Veränderungen der bestehenden Prozess- und Systemstrukturen war. Mit dem Beschluss vom 21.12.2020 der Beschlusskammer 6 der BNetzA „BK6 20 160 – Festlegungsverfahren zur Weiterentwicklung der Netzzugangsbedingungen Strom Ende vergangenen Jahres wurden weitere Festlegungen zur zukünftigen Ausgestaltung der Marktkommunikation veröffentlicht.

MaKo 2022 – Was kommt auf die Energiewirtschaft zu?

Die Umsetzung der MaKo 2022 führt durch die Überarbeitung und Ergänzung der GPKE, MPES, WiM Strom und der MaBiS für Marktteilnehmer zu erheblichem Aufwand. Im Folgenden geben wir Ihnen einen Grobüberblick über die neuen Vorgaben und Ziele der Mako 2022.

Ohne auf alle Ziele und Anforderungen im Detail eingehen zu wollen, lässt sich festhalten, dass das übergeordnete Ziel die weiterführende Digitalisierung und Standardisierung von Prozessen in der Energiewirtschaft ist. Hierunter fällt auch die Einführung des elektronischen Preisblatts, welche eine standardisierte Prozessausgestaltung zwischen Netzbetreibern und Lieferanten ermöglicht und Lieferanten in die Lage versetzt, eine massentaugliche, weil automatisierte, Rechnungseingangsprüfung durchzuführen. Darüber hinaus wurde der Prozess zur Unterbrechung und Wiederherstellung der Anschlussnutzung standardisiert (EDIFACT-Prozess). Der manuelle und zeitaufwendige Austausch von Excel-Formularen gehört zukünftig der Vergangenheit an.

Mit der neuen Marktrolle Energie-Service-Anbieter kurz ESA enthält die MaKo 2022 eine weitere spannende Neuerung, auf die wir im Weiteren kurz eingehen möchten.

Einführung des ESA – Bedeutung und Herausforderung für die Energiewirtschaft

Als externer Marktteilnehmer ist der ESA vorbehaltlich einer Beauftragung durch den Anschlussnutzer und einem verbauten intelligenten Messsystem dazu berechtigt, Messwerte bei dem zuständigen Messstellenbetreiber anzufragen. Im Fokus des ESA stehen zukünftig zwei Tarifanwendungsfälle (TAF): zum einen der TAF7, welcher die Übermittlung von Zählerstandsgängen erlaubt und zum anderen der TAF14, welcher die hochfrequente Bereitstellung von Messwerten ermöglicht. Der ESA kann diese Messwerte dann entweder an berechtigte Dritte weitergeben und somit als Datenschnittstelle zum MSB fungieren oder selbst die Rolle des Mehrwertdienstleisters einnehmen. Bei letztgenannter Variante ist der ESA auf Basis der hochfrequenten Messwerte in der Lage, dem Endkunden durch eine Analyse des Verbrauchsverhaltens, Mehrwertleistungen wie z.B. die Optimierung des Energieverbrauchs/Energiemanagements oder Unterstützung bei der optimalen Wahl des Energielieferanten und Stromproduktes anzubieten.

Die Einführung des ESA hat dadurch natürlich Auswirkungen auf das bestehende Tätigkeitsfeld von Messstellenbetreibern und muss strategisch betrachtet werden. Auf der einen Seite ergibt sich durch entgeltlich zu vergütender Bereitstellung der Messwerte an den ESA oder die eigenständige Ausübung der Rolle und die Weiterverteilung an Dritte eine zusätzliche Einnahmequelle, die es zu erschließen gilt.

Auf der anderen Seite wird sich der Wettbewerbsdruck auf dem Gebiet der Mehrwertleistungen durch sinkende Eintrittsbarrieren, unabhängig davon, ob der ESA als Datenschnittstelle oder selbst als Mehrwertdienstanbieter auftritt, weiter erhöhen. Man stelle sich hier vor, Vergleichsportale wie Verivox erhalten Zugriff auf hochfrequente Messwerte und können dadurch ihre Rolle als Vermittler maßgeschneiderter Tarife und Energielieferanten weiter ausbauen. Messstellenbetreiber müssen sich, wollen sie nicht nur Infrastrukturdienstleister sein, diesem Wettbewerb stellen und das eigene Produktportfolio hinsichtlich Attraktivität und Resilienz überprüfen. Nur so werden sie weiterhin die Kundenschnittstelle behalten.

Unabhängig davon, wie sich Messstellenbetreiber bei der Einführung des ESA strategisch aufstellen, eines ist sicher – die mit der Umsetzung verbundenen Herausforderungen sind nicht zu unterschätzen. Ein besonderer Fokus sollte hier auf der notwendigen Ertüchtigung der Prozess- und IT-Landschaft liegen. Die durch die neue Marktrolle notwendigen Anpassungen der Prozesse von der Anfrage und Bestellung der Messwerte bis zur Abrechnung und Beendigung des Dienstleistungsverhältnisses müssen standardisiert umgesetzt werden, um im Regelbetrieb manuellen Mehraufwand zu reduzieren. Im Versorgungsszenario muss der ESA samt Stammdaten hinterlegt werden und die bestehenden Abrechnungsprozesse müssen ertüchtigt werden.

MaKo 2022 – Ein erstes Fazit

Die Umsetzung der Vorgaben aus der MaKo 2022 bedeutet für Marktteilnehmer eine große Herausforderung, birgt durch Standardisierung und Automatisierung der Marktprozesse aber auch vielseitige Potentiale. Erschwert wird die Implementierung durch die parallele Umsetzung weiterer regulatorischer Anforderungen wie z.B. Redispatch 2.0. Schnell ergeben sich Ressourcenengpässe bei den Marktpartnern bzw. ihren IT-Dienstleistern, welche eine qualitative und fristgerechte Umsetzung erschweren können – MaKo 2020 lässt grüßen.  Aus diesen Gründen ist es unabdingbar, frühzeitig mit der Analyse, der Konzeption und die Umsetzung der Anforderungen zu starten.

Wie gewohnt steht Ihnen die HORIZONTE-Group AG als Partner zur Seite und unterstützt Sie mit dem erprobten HG-Vorgehensmodell gerne bei der qualitativen und fristgerechten Umsetzung von MaKo 2022.

Mit diesem Modell sind wir in der Lage, die Anforderungen und ihre Auswirkungen für Organisation, Prozesse und IT schnell herauszuarbeiten und Ihnen wertvolle Zeit für die Umsetzungsphase einzusparen. In der Folge erarbeiten wir auf Basis der Anforderungen Fach- und IT-Konzepte für Ihren IT-Dienstleister und steuern in der Folge die Umsetzung des Gesamtprojektes inkl. des Testmanagements bis zum Go-Live. Kommen Sie für weitere Informationen oder hinsichtlich eines unverbindlichen Erstgesprächs gerne auf uns zu und lassen Sie uns die Hürde MaKo 2022 gemeinsam meistern.

Autoren: Konstantin Reimann und Philip Mühlberger


Neues aus dem Messwesen: Stufenmodell 2.0 und Co.

Neue Entwicklungen im Messwesen erklärt


Welche neuen Veröffentlichungen gibt es im Messwesen?

Vor der Sommerpause hatten Bundestag und Bundesrat das neue Klimaschutzgesetz sowie ein Bündel von Energiegesetzen, u.a. auch Anpassungen im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), verabschiedet. Gerade im Bereich Smart Metering finden interessierte Beobachter/innen aktuell viele richtungsweisende Informationen aus verschiedenen Kanälen.

Zum einen wurden durch die Behörden und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) der Barometer-Bericht zur Digitalisierung der Energiewende für das Berichtsjahr 2020 sowie neue „Technische Eckpunkte für die Weiterentwicklung der Standards für die Digitalisierung der Energiewende“ veröffentlicht. Und auch ein erster Entwurf für eine aktualisierte Version 1.1 der Technische Richtlinie (BSI TR-03109-1) bzgl. „Anforderungen an die Interoperabilität der Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems“ wird wohl aktuell in dem Ausschuss Gateway-Standardisierung diskutiert (Nachtrag: zeitgleich mit der Veröffentlichung dieses Beitrags hat der Ausschuss Gateway-Standardisierung nun auch die TR v1.1. veröffentlicht: Link).

Zum anderen gibt es Nachrichten über Weiterentwicklungen im Gerätesektor: Nun haben insgesamt drei SMGw-Hersteller eine Re-Zertifizierung des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)  erhalten und ermöglichen mit ihren Geräten auch neue Tarifanwendungsfälle bzgl. des Netzzustandes sowie Mehrwertdienste auf Basis von hochfrequenten Messwerten.

Der rote Faden: Standardisierungsstrategie und Stufenmodell

Doch wo liegen die Zusammenhänge zwischen diesen Entwicklungen? Den roten Faden liefert tatsächlich die vom BMWi 2019 veröffentlichten  „Standardisierungsstrategie zur sektorübergreifenden Digitalisierung nach dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende“ sowie der 2020 veröffentlichten „Fahrplan für die weitere Digitalisierung der Energiewende“. Im Zentrum des Fahrplans der Digitalisierung der Energiewende stehen die Smart-Meter-Gateways (SMGw), deren Weiterentwicklung sowie Einsatzgebiete. Während viele Leitplanken bereits seit Jahren feststehen, entwickeln sich die technischen Standards inkrementell weiter. Diesbezüglich sind insb. die oben genannten Dokumente und Informationen richtungsweisend. Die Umsetzung der Smart-Meter-Roadmap wird erkennbar immer detaillierter Kontur annehmen. In diesem Zusammenhang befindet sich das erwartete Stufenmodell in Version 2.0 nunmehr in der Kommentierung und damit unmittelbar vor der Veröffentlichung.

Wurde das aktualisierte Stufenmodell ursprünglich noch im ersten Quartal erwartet, sorgte die überraschende Entscheidung des OVG Münster, die Allgemeinverfügung für intelligente Messsysteme (für die klagenden Parteien) auszusetzen, augenscheinlich zunächst einmal für eine Verschiebung der Prioritäten. Im zweiten Quartal des Jahres ging es erst einmal um die Rettung des grundsätzlichen Smart-Meter-Infrastrukturansatzes. Nach der MsbG-Novelle kann sich nun wieder auf die Weiterentwicklung des Stufenmodells konzentriert werden.

Doch was sind eigentlich die wesentlichen Inhalte der bekannten Informationen aus dem Stufenmodell?

Das Stufenmodell im Detail

Das Stufenmodell ist das wesentliche Rahmendokument für die zukünftige inkrementelle Umsetzung der Digitalisierung der Energiewende, vor allem mittels intelligenter Messysteme (iMSys: also digitalen Stromzählern mit dem SMGw als sichere Kommunikationseinheit). Das Modell beschreibt den Pfad, welche Funktionen nach und nach durch die Branche umzusetzen sind. Hersteller, Softwareanbieter, Messstellenbetreiber, Netzbetreiber, Lieferanten, regulierende und gesetzgebende Instanzen und weitere Stakeholder (Stichwort E-Mobilität)  – nahezu alle sollen einbezogen und in die Pflicht genommen werden.

Systematisch bleibt man dem bisherigen Ansatz aus Energiewirtschaftlichen Anwendungsfällen (EAF), dazu notwendigen Systemanwendungsfällen (SAF) und Funktionsbausteinen (FB) treu. Auch strukturell beschreibt das Stufenmodell weiterhin zunächst die Systematik sowie den Stand der Technik, ehe die nächsten Weiterentwicklungsstufen und ein Ausblick gegeben werden.

Stand der Technik

Das Stufenmodell 2.0 definiert im Stand der Technik, Sommer 2021, zwei Typen von Systemanwendungsfällen. Zum einen (SAF-1.x): hierbei handelt es sich um jene Grundfunktionen, die die ersten intelligenten Messsysteme bereits seit dem Marktstart im Frühjahr 2020 beherrschen. Eingeweihten dürften diese Funktionen im Wesentlichen unter den Kürzeln TAF1, TAF6, TAF7 bekannt sein – also damit die Grundfunktionen, um überhaupt bei Verbraucher/innen abrechnungsrelevante Messwerte zu erhalten. Als Grundfunktionalität werden ebenfalls zeitvariable Tarife genannt (TAF2), auch wenn dies in der Branche zumeist erst später umgesetzt wurde.[1] Gleichzeitig stellen diese Grundfunktionen auch die Voraussetzung dar, um Webportale mit Daten zu versorgen. Die Systemanwendungsfälle zur Firmware-Aktualisierung und der Kommunikation zwischen CLS und Externem Marktteilnehmer (EMT) werden ebenfalls unter dem aktuellen Stand der Technik geführt (bereits seit der ersten Version des Stufenmodells), wenngleich es derzeit was die praktische Umsetzung der ersten SMGw-Firmwareupdates angeht, noch etwas ruckelt.

Dazu (SAF-2.x) kommen die Funktionen, die nach den oben genannten Re-Zertifizierungen der SMGw seit einem Dreivierteljahr enthalten sind (seit der Re-Zertifizierung des ersten Herstellers). Die neuen Tarifanwendungsfälle 9 („Bereitstellung der Ist-Einspeisung einer Erzeugungsanlage“) und 10 („Bereitstellung von Netzzustandsdaten“) versetzen insbesondere Netzbetreiber in die Lage, eine höhere Transparenz ihrer Infrastruktur zu erlangen und auf Basis dieser Informationen bspw. auch via CLS-Management zielgerichtet Anlagen zu steuern. Darüber hinaus bietet TAF 14 („Hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehrwertdienste”) neue Möglichkeiten, um datenbasierte Geschäftsmodelle mit Fokus auf Letztverbraucher/innen auf den Weg zu bringen. Eine Übersicht finden Sie in der folgenden Darstellung.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Weiterentwicklung und Ausblick

Weitaus interessanter als der Stand der Technik, welcher im Wesentlichen den Status quo als zweite Entwicklungsstufe definiert, ist der Ausblick, welche Entwicklungen als nächstes zu erwarten sind. Fokus sind hier

  • die netzdienliche Steuerung,
  • die Einbeziehung der (öffentlichen und nicht-öffentlichen) Ladeinfrastruktur in das Smart Metering oder
  • das Submetering.

Ferner auch die Erweiterung auf weitere Sparten – hier wird die Anbindung Gas weitergedacht. So sollen künftig weitere Zähler via LMN-Schnittstelle anbindbar sein.

Die Marktakteure sind derzeit aufgefordert, ihre Rückmeldungen einzubringen – insofern muss dies nicht unbedingt Bestandteil der nächsten Stufe 3.0 werden.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Um weitere Sparten einzubeziehen und für die Elektromobilität den CLS-Ansatz zu öffnen, fasst das so vorgedachte Stufenmodell 3.0 die „Systemgrenze“ weiter. Bisher galten nur moderne Messeinrichtungen (mME) und SMGw als Bestandteile innerhalb der „Systemgrenze“; Steuerinfrastruktur und Zähler anderer Sparten hingegen lagen außerhalb derselben. Mittlerweile aber wird diese sog. „Systemgrenze“ erweitert und die zuletzt genannten Bestandteile sind nun erstmals Teil des Modells. Dies bedingt, dass jene künftig Bestandteile des Ordnungsrahmens der Smart Metering Infrastruktur werden. Proprietären Lösungen wird damit ein Riegel vorschoben. Das Sicherheitsmodell der iMSys-Welt wird auf andere Sparten übertragen.

Eigene „wide area network“- (WAN-)Anbindungen unter Umgehung des SMGw sind allerdings weiterhin möglich, sofern es nicht um „energiewirtschaftlich relevante“ Daten geht.

Was sind die nächsten Schritte?

Der nächste Schritt ist die Veröffentlichung des sich bis dahin ggf. geringfügig nochmals verändernden Stufenmodells 2.0 nach den Kommentierungen durch die Fachgremien. Gleichzeitig wird die TR 1.1 in den Ausschuss Gateway-Standardisierung gebracht. Hiermit wird der Stand der Technik auch regulatorisch verankert. Sollte es zeitlich nicht wieder zu Verzögerungen kommen, stände am Jahresende das Stufenmodell 3.0 – freilich abhängig von den Kommentierungen und den Einschätzungen der Ministerien. Unabhängig davon, was die konkreten Inhalte sein werden: Im Vordergrund werden weitere Sparten, das CLS-Management für die E-Mobilität sowie die Steuerung von Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen stehen. Darüber hinaus steht die Detaillierung bereits eingeschlagener Wege an (als Stichworte: CLS-Kanal für Drittanwendungen, EEBUS, ZSG, Netzzustandsdaten).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Lieferanten tun gut daran, sich auf die anstehenden Entwicklungen einzustellen. Die HORIZONTE-Group analysiert regelmäßig, welche Handlungsfelder der Marktteilnehmer direkt von den Plänen des Gesetzgebers tangiert werden! Auch in Ihrem Fall – sprechen Sie uns gerne an!

 

Nachtrag, 9. August 2021 – unser Bericht in der ZfK: 

Lesen Sie auch unseren Beitrag über das Stufenmodell in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK).

 

 

 

[1] Neuerungen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) definieren in § 41a erstmals auch lastvariable, tageszeitabhängige und dynamische Stromtarife und geben großen Lieferanten (ab 200.000 Endverbraucher/innen) die Verpflichtung mit, solche Stromtarife ab 1. Januar 2022 anzubieten.

 

Autor: Axel Wachtmeister; Co-Autor: Frank Hirschi

 


Bundestag beschließt MsbG-Novelle und sichert vorerst den Smart-Meter-Rollout

Smart-Meter-Rollout durch MsbG-Novelle (vorläufig) gesichert

Die wichtigsten Anpassungen des MsbG in Kürze …

  • Klarstellung des systemischen Absatzes – das SMGw ist immer im Verbund mit weiteren Systemen im Backend zu sehen
  • Sicherung des Bestandsschutzes – verbaute SMGw dürfen auch bei nachträglicher Unwirksamkeit der Markterklärung des BSI im Regelfall weiterverwendet werden
  • Erlaubnis einer stufenweise ablaufenden Markterklärung – die durch das BSI gelebte Praxis der Markterklärung nach Einbaugruppen wird als rechtens erklärt
  • Korrektur der Vorgaben zur Umsetzung von Steuer- und Schaltprozessen durch SMGw und SMGw-Administrator
  • Streichung der Frist für die Umsetzung der sternförmigen Kommunikation

… und in der ausführlichen Darstellung

Der Bundestag hat am Donnerstag, 24. Juni 2021, einen Gesetzentwurf „zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht“ (Drucksachen 19/27453, 19/28407, 19/28605 Nr. 1.16) beschlossen. In diesem Artikelgesetz wurde auch die Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG; Drucksache 19/30899) beschlossen.

Die Anpassung des MsbG ist eine Folge des im Eilrechtsschutzverfahren ergangenen Beschlusses des OVG Münster vom 4. März 2021 (wir berichteten). Darin wurde die sogenannte Markterklärung für intelligente Messsysteme (iMSys) nach § 30 MsbG vom 24. Februar 2020 für (mindestens die klagenden Parteien) des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) als rechtswidrig erklärt.

Die sich daraufhin in der Branche einstellende Verunsicherung war groß. Unter Juristen gab es insbesondere kurz nach dem Beschluss noch zahlreiche Diskussionen zu dessen Auslegung. Die Frage, ob dieser nun für alle Akteure gelte oder nur für die klagenden Parteien, veranlasste einige Messstellen-/Netzbetreiber sämtliche Einbauaktivitäten zu stoppen, während andere nicht müde wurden, zu betonen, dass man „natürlich weitermache“. Auch die Gerätehersteller bekannten sich klar zum Deutschen Smart-Meter-Ansatz – was Beobachter nicht wirklich verwunderte.

Rechtswidrig waren nach Ansicht des OVG Münster unter anderem die Zertifizierung der Messsysteme angesichts noch nicht erreichter Interoperabilität, die Verfehlung der Anforderungen des § 21 Abs. 1 MsbG durch die zertifizierten Systeme und die vom BSI vorgenommene Differenzierung nach Einbaugruppen im Rahmen der Markterklärung.

Um diesen Defiziten abzuhelfen, wurde in den letzten Wochen unter Einbeziehung der Verbände fieberhaft an einer Gesetzesnovelle gearbeitet, die noch in dieser Legislaturperiode zur Verabschiedung kommen sollte. Die notwendigen „Reparaturen“ am MsbG wurden dazu im o.a. Gesetzentwurf untergebracht.

Im Fokus stand die Wiederherstellung der Rechtssicherheit für den Smart-Meter-Rollout, insbesondere durch:

  • Klarstellung des systemischen Absatzes: Das SMGw wird nicht mehr allein als zentrales Element des intelligenten Messwesens aufgefasst, sondern nun im Systemverbund mit SMGw-Admin und weiteren berechtigten Parteien (nach §49 MsbG)
  • Sicherung des Bestandsschutzes: Verbaute Geräte dürfen auch bei einer nachträglich als ungültig erklärten Feststellung des BSI nach § 30 MsbG (umgangssprachlich „Markterklärung“) weiter betrieben und eingebaut werden, sofern das BSI keine unverhältnismäßigen Gefahren in der Nutzung sieht und zudem gültige Zertifikate (zeitnah) vorliegen
  • Erlaubnis für die stufenweise ablaufende Markterklärung: Das BSI darf die technische Möglichkeit zum Einbau der SMGw (=“Markterklärung“) auch zeitversetzt für die einzelnen Einbaugruppen feststellen – die dahingehend gelebte Praxis wird also nun nachträglich geheilt
  • Korrektur der Vorgaben zur Umsetzung von Steuer- und Schaltprozessen durch SMGw und SMGw-Administrator: Die Anpassung von § 21 Abs. 1  Satz 4a definiert nun eindeutig die Bedeutung des SMGw-Admin im Rahmen der künftigen Netzführung und vergleichbaren Aufgaben - dazu bedarf es jedoch teilweise auch noch der Schaffung einer gesetzlichen Grundlage für die Steuerung über das SMGw selbst (die Diskussionen zum Modell der Spitzenlastglättung zur Anpassung des § 14a EnWG konnten in dieser Legislaturperiode jedoch nicht mehr in einen neuen Gesetzesentwurf eingebracht werden).
  • Streichung der Frist für die Umsetzung der sternförmigen Kommunikation: Der MSB darf bis auf weiteres Messwerte verteilen (umgangssprachlich „Y-förmige Kommunikation“), so lange bis das BSI anderweitiges festlegt; die bisherige Frist zum 31.12.2019 entfällt
  • Stand der Technik wird jährlich evaluiert und festgeschrieben: Im neuen § 21 (1) bzw. § 22 (2) wird nun stärker auf den Stand der Technik referenziert, um die Verwendbarkeit von iMSys nicht an einem bisher unerreichten Funktionsumfang festzumachen. Dazu wird auch ein Prozess im Ausschuss Gateway-Standardisierung etabliert.

Ob mit den Klarstellungen die Reparatur vollumfänglich und rechtssicher erreicht werden kann, müssen nun erneut die Gerichte bewerten. Bisher gibt es hierzu unterschiedliche Stimmen. Die Neufassung des MsbG jedenfalls ist unter intensiver Konsultation der energiewirtschaftlichen Verbände durch das BMWi entstanden.

Außerhalb des Gesetzes haben sich BMWi und BSI in der laufenden Legislaturperiode ebenfalls noch eine Menge vorgenommen. Nachdem bereits „Technische Eckpunkte für die Weiterentwicklung der Standards für die Digitalisierung der Energiewende“ veröffentlicht wurden, sollen auch die Technischen Richtlinien (TR) „so schnell wie möglich und noch in 2021 die geforderten TR-Zertifizierungsverfahren abschließen“. Der Ausschuss Gateway-Standardisierung (AGwS) soll künftig regelmäßig tagen und die Fortschritte im Roadmap-Prozess der weiteren Entwicklung enger begleiten. Hierzu wurde nun ein verbessertes Verfahren definiert mit festgelegten Stichtagen. Darüber hinaus befindet sich die Version 2.0 des Stufenmodells, welches energiewirtschaftliche Anwendungsfälle für das SMGw detailliert, nun in der Konsultation.

Die HORIZONTE-Group wird die Entwicklungen weiter aufmerksam verfolgen und berichten.


Spanien führt neue zeitvariable Stromtarife ein: Was steckt dahinter?

Spanien führt neue zeitvariable Stromtarife ein: Was steckt dahinter?

Das neue spanische Stromgesetz, das am 1. Juni 2021 in Kraft getreten ist, erlaubt es Millionen spanischer Haushalte einen niedrigeren Strompreis zu bezahlen - zumindest in Zeitfenstern abseits der Hauptverbrauchszeiten. Die Nationale Kommission für Märkte und Wettbewerb (CNMC) gibt an, dass der Verbrauch in Schwachlastzeiten um 95 % günstiger sein kann als in Spitzenlastzeiten. Durch Anpassung der eigenen Verbrauchs-Gewohnheiten könne ein Haushalt demnach zwischen 200 und 300 Euro pro Jahr sparen.

Neue Tarifstruktur sieht 6 Zonen und 3 Preisstufen vor

Die spanische Regierung führt mit dem Gesetz eine neue zeitvariable Preisstruktur ein: Verbraucher (mit einer Leistung von weniger als 15 kW) werden auf einen neuen Tarif, welcher unterschiedliche Strompreise entsprechend der Tageszeit vorsieht, umgestellt. Dazu gelten montags bis freitags sechs Zeitfenster, in denen jeweils eine von drei Preisstufen (Hochlast, Pauschal und Schwachlast) angewendet wird. An Wochenenden und Feiertagen gilt jedoch immer der günstigste Preis. Für Haushalte mit einem regulierten Tarif (PVPC*) erfolgt der Wechsel automatisch.

Haushalte sollen Anreize zur Gewohnheitsänderung bekommen, um Netzausbaukosten zu senken

Ziel der Tarifstruktur ist es laut CNMC, einen effizienten Stromverbrauch zu fördern und zu erreichen, dass Haushalte eine relevante Rolle bei der Dekarbonisierung spielen. So soll erreicht werden, dass die Höhe der Rechnung "mehr davon abhängt, wann und nicht wie viel verbraucht wird" und dass Einsparungen durch die Verlagerung des Verbrauchs in die Schwachlastzeiten im Gegensatz zu den Spitzenzeiten erzielt werden. Die Regulierungsbehörde erwartet, dass dieses Modell die Tür zu niedrigeren Stromrechnungen öffnet, da "effiziente Verhaltensweisen“ inzentiviert werden und gleichzeitig der Bedarf an neuen Investitionen in die Netze reduziert werden könne.

Smart Meter in Spanien bereits flächendeckend verbaut

Es geht also darum, die Gewohnheiten zu überdenken, denn der Strom wird in den Stunden, in denen die Menschen gewohnt sind, Hausarbeiten wie Kochen oder Wäsche waschen zu erledigen, teurer denn je sein. Auf der anderen Seite wird es nachts so günstig wie nie zuvor. Möglich macht dies der intelligente Stromzähler. In Spanien wurde 2010 mit der Installation von intelligenten Zählern, welche den tatsächlichen Verbrauch Stunde für Stunde und Tag für Tag nachhalten, begonnen. Während der Smart-Meter-Rollout in Deutschland zwar angefangen hat, durch den OVG-Beschluss jedoch etwas an Fahrt verloren hat, sind die knapp 30 Millionen spanischen Messstellen aber bereits komplett mit intelligenten Stromzählern ausgestattet (wenn auch mit geringerem Funktionsumfang als bei deutschen Smart Metern).

 

* PVPC (‚precio voluntario para el pequeño consumidor‘) ist der freiwillige Preis für den Kleinverbraucher, der den von der Regierung festgelegten regulierten Preistarif hat. Es wird geschätzt, dass es etwa 10,7 Millionen Kunden mit diesem Tarif gibt.


Redispatch 2.0 - Auswertung der HG-Marktbefragung

Von Frank Hirschi

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

Beitrag als PDF lesen

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

Beitrag als PDF lesen

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 Sie 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!


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:


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 


Neuer HG-Beitrag zur 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:

Beiträge als PDF lesen
  • 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

Read more