MAS-System: Mess-, Analyse- und Steuerungssystem für das intelligente Messwesen

Für den Smart-Meter-Hochlauf optimal vorbereiten


Nach den rechtlichen Unsicherheiten in Folge der Entscheidung des Oberverwaltungsgerichts Münster im Frühjahr, haben die Überarbeitung des Messstellenbetriebsgesetzes sowie der Technischen Richtlinie BSI TR-03109 und die Rezertifizierung von drei Smart-Meter Gateways wieder für eine zunehmende Dynamik beim Rollout von intelligenten Messsystemen in Deutschland gesorgt. Dieser Eindruck wurde nicht zuletzt durch die metering days 2021 bestätigt, auf denen verschiedene Unternehmen von steigenden Einbauzahlen berichteten.

Jörn Lutze, Geschäftsführer der TMZ Thüringer Mess- und Zählerwesen GmbH (TMZ), äußert sich zu den nun anstehenden Herausforderungen im Messstellenbetrieb folgendermaßen:

„Da wir jetzt kontinuierlich iMSys verbauen, gewinnt das dauerhafte und für diesen Massenprozess optimierte Monitoring des laufenden iMSys-Betriebes sowie das Handling gestörter Messsystme für uns immer mehr an Bedeutung. Herkömmliche Incidentmanagement- bzw. Ticketsysteme, ohne energiewirtschaftliche Ausrichtung, stoßen hier schnell an Grenzen. Zudem muss ein solches System die Komplexität der Störfaktoren und Fehlerquellen im intelligenten Messewesen beherrschen sowie mehrspartenfähig und mandantenfähig sein. Last but not least müssen hierin auch die Anforderungen aus dem erweiterten Produktumfeld der iMSys wie IoT-Gateways, Sensorik, Steuerboxen o.ä. abgebildet und überwacht werden können, damit wir den Anforderungen unserer Kunden, des Marktes und letztendlich auch zukünftigen regulatorischen Festlegungen gerecht werden können.“

Störquote bei intelligenten Messsystemen in den Griff bekommen

In der Tat dürften alle mit der Materie vertrauten Personen mittlerweile die Erfahrung gemacht haben, dass es sich beim Bestellen, Einbau, Betrieb, Wechsel und Ausbau eines iMSys um komplexe Prozesse handelt, bei denen das Zusammenspiel aus Hardware (inkl. der weiterhin noch am Anfang befindlichen Firmwareversionen) sowie GWA, MDM und ERP-System häufig sehr anspruchsvoll aufeinander abgestimmt werden muss.

Es verwundert daher nicht, dass momentane Beobachtungen aus dem Markt eine Störquote von mindestens 10% bei verbauten iMSys zeigen. Die Ursachen sind dabei vielfältig und hängen von den eingesetzten Komponenten ab, können aber häufig folgenden Bereichen zugeordnet werden:

  1. Fehler bei der Montage von Messsystemen
  2. Fehlerhafte Hardware (Messeinrichtungen und SMGw)
  3. Fehlerhafte Firmware (-induzierte Fehler bei Messeinrichtungen und SMGw)
  4. Fehlerhafte Kommunikation (Störungen bspw. bei Nutzung von Mobilfunk-Technologie)
  5. Prozess-/IT-Fehler zwischen GWA, MDM und ERP System (Schnittstellenprobleme, Systemupdates, Bedienfehler).
  6. Manipulation der Hardware durch Dritte (bspw. Aufbrechen von Plomben an mME)

Die Herausforderung hierbei besteht in der schnellen Analyse der Störung, der präzisen und zügigen Identifikation der Störquelle bzw. -ursache sowie nachfolgend aus der schnellstmöglichen und zielgerichteten Ableitung/Beauftragung von Maßnahmen zur Störungsbeseitigung bis zur Registrierung der Störungsbehebung.

Martin Kloppenburg, Bereichsleiter Messwesen bei der Westfalen Weser Netz GmbH (WWN), definiert daher ebenfalls klare Anforderungen an ein Werkzeug zur Beobachtung von im Betrieb befindlichen iMSys:

„Wir haben mittlerweile über 2.000 iMSys verbaut und im Zuge dessen die ersten technischen Hürden übersprungen. Um möglichst effektiv auf Störungen reagieren zu können, war es uns wichtig eine Software einzusetzen, die auftretende Fehler den FNN-Haupt- bzw. Supportprozessen zuordnen und Lösungen weitgehend automatisiert anstoßen kann.“

Gemeinsame Entwicklung

Gemeinsam mit TMZ und WWN sowie der EAM Netz GmbH als drittem starken Partner hat die iceBaum GmbH, ein auf die Energiewirtschaft spezialisiertes Softwareunternehmen und Teil der HORIZONTE-Group AG, bereits frühzeitig mit der Entwicklung einer Lösung begonnen, die die zuvor genannten Kriterien zum Großteil schon erfüllt.

Das Ergebnis ist das „Mess-, Analyse- und Steuerungssystem“ oder kurz MAS-System, welches die Funktionen eines klassischen Ticketsystems mit den im Kreis dieser renommierten Partner identifizierten Anforderungen an das Monitoring eines iMSys-Rollouts verbindet. Zahlreiche Erfahrungen aus dem Einsatz im operativen Betrieb konnten bereits gesammelt und für die Weiterentwicklung des Systems genutzt werden.

Ein zentrales Dashboard

Im Zentrum der Anwendung steht ein individuell konfigurierbares Dashboard, das dem Nutzer auf einen Blick die wichtigsten Kennzahlen zum Status der verbauten iMSys sowie offener Incidents grafisch präsentiert. Incidents können im System entweder direkt eingegeben oder über verbundene Umsysteme (GWA/MDM, E-Mail etc.) empfangen werden. Dem Nutzer ist es dann möglich, diese zu kategorisieren und zu priorisieren.

Ein eingebundenes Kartentool kann die vorhanden Incidents lokalisiert anzeigen, um eventuelle regionale Fehlercluster (ausgefallener Funkmast etc.) schnell sichtbar zu machen.

Eine weitere wichtige Funktion des MAS-Systems ist die Definition von Workflows. Sie erlaubt dem Nutzer das Festlegen von automatisierten Bearbeitungsabläufen, sobald der Incident ausgewählte Kriterien erfüllt. So kann beispielsweise bestimmt werden, dass bei einem Verbindungsabbruch zwischen iMSys und GWA-System zunächst 24 Stunden auf einen Statuswechsel gewartet wird, bevor eine Nachricht an die dafür zuständige Mitarbeitergruppe generiert und versendet wird.

Robert Haastert (Leiter IT) und Thomas Beaupain (Bereichsleiter Messwesen) der EAM unterstreichen zudem die Anpassungs- und Zukunftsfähigkeit des MAS-Systems:

„Es war uns wichtig diese Lösung in der Azure-Cloud zu betreiben, um unkompliziert Daten aus anderen Programmen, die sich ebenfalls in der Cloud befinden, integrieren und zukünftig Microsoft-Services wie künstliche Intelligenz oder Big-Data Ansätze zur Reduzierung der Störquoten nutzen zu können.“

Kontakt

Sollten Sie Interesse an weiteren Informationen zum MAS-System haben, dann schauen Sie bitte auf die Internetseite www.icebaum.com oder melden sich unter info@icebaum.com.

Der obenstehende Artikel erschien auch online bei der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) unter folgendem Link – Sie können ihn auch bequem als pdf herunterladen:

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Autor: Daniel Bärenheuser

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Redispatch 2.0: Status Quo – Zwei Monate nach Go-Live

Aktueller Umsetzungsstand und Herausforderungen Redispatch 2.0


Fristgerecht sind die neuen Regelungen zur Behebung von Netzengpässen, auch Redispatch 2.0 genannt, am 01. Oktober 2021 in Kraft getreten. Leider ist angesichts des Umsetzungsstands der neuen Vorgaben dabei nicht von „vollständig“ oder „wie geplant“ zu sprechen. Im September 2021 hatte die BNetzA noch kurz vor dem genannten Termin mit einem Übergangsmodell versucht, auf die unzureichende Vorbereitung der Marktteilnehmer zu reagieren. Doch die Aussetzung des bilanziellen Ausgleichs durch den Netzbetreiber führte nur zu einer kleinen Verringerung des Umsetzungsdrucks. Der avisierte Funktionsumfang bleibt für viele Unternehmen bis heute leider nicht viel mehr als ein Ziel. Eine vorausschauende Netzzustandsanalyse als Basis für proaktive Maßnahmen zur Behebung von Netzengpässen und eine reibungslose Prozesskommunikation über die neu etablierte Connect+-Plattform RAIDA ist für viele Marktteilnehmer und damit auch den Gesamtmarkt noch in weiter Ferne. Der aktuelle Umsetzungsstand gleicht vielmehr einem Flickenteppich aus bisherigen Prozessen des Einspeisemanagements und einigen neuen Instrumenten wie z.B. den Erzeugungsprognosen.

Die vier kritischen Hindernisse

Die Probleme der Marktteilnehmer sind vielfältig und hängen wesentlich von der individuellen Betroffenheit (Anlagen im Netz) sowie der bestehenden Prozess- und IT-Architektur in der Netzsteuerung ab. Grundsätzlich kristallisieren sich die folgenden vier Hindernisse heraus:

  1. Unausgereifte IT-Lösungen der Dienstleister
  2. Fehlende Zeit für Umsetzung und Tests
  3. Geringe Stammdatenqualität sowie ein komplexer interner Schnittstellenaufbau
  4. Einführung neuer Marktformate und Prozesse

Vor dem Hintergrund eigener Redispatch-Projekte sowie der wachsenden Verunsicherung im Markt, hat HORIZONTE-Group (HG) schon vor dem ursprünglichen Zieltermin des Redispatch 2.0 eine nicht repräsentative Marktumfrage mit 61 Teilnehmern unterschiedlicher Funktion und Betroffenheit durchgeführt. Im Ergebnis sahen sich nur ein Drittel der Befragten in ihrem Unternehmen gut vorbereitet. Mehr als 80 % der Teilnehmer konnte bis zum 01.10.2021 die notwendigen Prozesse nicht oder nicht vollständig testen, sodass eine Verschiebung des Marktstarts ebenfalls von mehr als 80 % der Teilnehmer gewünscht wurde.

Hybrides Projektmanagement

Der zeitlich enge Umsetzungsrahmen sowie nicht ausgereifte Systemfunktionalitäten zwingen Marktteilnehmer häufig zu Workarounds, um dennoch den Anforderungen der Regulierung zu genügen. Vor dem Hintergrund sich kurzfristig ändernden Anforderungen, verzögerter Funktionsbereitstellung und Prozessfehlern hat sich in den Projekten ein Hybridmodell aus agilem und klassischem Projektmanagement sowie innovativen Lösungswegen bewährt, um neue Anforderungen schnell und adäquat umsetzen zu können. Die HG betreut mit diesen Methoden mehrere RD-Projekte, u.a. auch bei der EAM Netz GmbH und der Westfalen Weser Netz GmbH.

Einblicke in die Projekte der EAM Netz sowie der Westfalen Weser Netz

Die Potentiale eines hybriden Projektmanagements als Mix aus einem agilen und klassischen Teil lassen sich exemplarisch am Beispiel der EAM Netz aus Kassel verdeutlichen.

Eine große Herausforderung war es, die Ausfallarbeit auch ohne vollautomatisierte Systemunterstützung rechtzeitig berechnen zu können. Zur Überbrückung haben EAM Netz und HG ein Template zur manuellen Berechnung entworfen. Der fristgerechte Versand der Ausfallarbeitszeitreihe konnte so zum Marktstart eingehalten werden. Manuel Müller, Projektleiter im Projekt Redispatch 2.0 bei der EAM Netz, begrüßt das Vorgehen:

„Ich selbst bin ein Befürworter von hybridem Projektvorgehen, um die Stärken vom agilen und klassischen Ansatz zu nutzen. In einem komplexen Großprojekt, wie Redispatch 2.0, sehe ich dieses Vorgehen als essenziell an und die bisherigen Erfahrungen bestätigen dieses als zielführend.“

Am Beispiel der WWN lässt sich auch gut das Potential innovativer Lösungswege demonstrieren. Elmar Dopp, Projektleiter im Projekt Redispatch 2.0:

„Im Rahmen einer zukunftsorientierten Netzsteuerung ersetzen wir bestehende Rundsteuertechnik durch sogenannte Kleinfernwirktechnik, um eine gute Synergie zwischen Funktionalität und Kosten zu erzielen.“

Redispatch 2.0 wird die Branche weiter beschäftigen

In Summe lässt sich konstatieren, dass die Umsetzung von Redispatch 2.0 die Netzbetreiber noch bis weit in das Jahr 2022 begleiten und viele Nacharbeiten erforderlich machen wird. Gleichzeitig bedeutet dies aber auch eine Chance, um technische- und netzwirtschaftliche Organisationseinheiten stärker miteinander zu verknüpfen, Prozesse intelligent zu denken und die Netzsteuerung zukunftssicher zu gestalten.

Auch die HG erkennt die großen Herausforderungen vor denen die Unternehmen stehen. Deshalb unterstützen wir insbesondere die Netzbetreiber mit fundiertem Know-how, um die vielschichtigen Anforderungen bis zum Ende des Übergangsmodells am 31.05.2022 zu bewältigen.

HG-Webinar im Januar 2022

Am 18. Januar 2022 wird die HG ein Webinar zum Thema Redispatch durchführen, auf aktuelle Herausforderungen eingehen und einen Blick in die Zukunft werfen. Hierzu laden wir Sie jetzt schon herzlichst ein. Die Anmeldung finden Sie hier.

Autoren: Konstantin Reimann und Carlo Weckelmann


Was verändern FFVAV und AVBFernwärmeV?

Was müssen Versorger für Fernwärme und Fernkälte nun beachten?


Ebenfalls interessant:

Zur Überführung der EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) in nationales Recht haben wir bereits umfassend in Bezug auf die Novellierung der Heizkostenverordnung (HKV) berichtet. Ebenfalls auf der EU-Direktive basierend sind im Oktober die Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme und Fernkälte (FFVAV) für alle Wärme- und Kälteversorger in Kraft getreten. Die FFVAV bringt auch wichtige Änderungen an der Verordnung über allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV) mit sich. Die etwas unerwartet am 5. Oktober in Kraft getretenen Verordnungen gelten seitdem und wirken sich auch auf bestehende Versorgungsverhältnisse aus. Was gilt es also für Versorger von zukunftsfähigen Wärmenetzen zu beachten?

Fernablesbare Messeinrichtungen (§ 3 Abs. 3 FFVAV)

Da keine Übergangsfristen vorgesehen wurden, müssen alle Messeinrichtungen für Fernwärme oder Fernkälte, die nach dem 5. Oktober 2021 installiert wurden und werden, fernablesbar sein. Für Bestandszähler gilt, dass diese bis zum 31.12.2026 auf Fernablesbarkeit umgerüstet, bzw. durch neue Zähler ersetzt werden müssen.

Wird ein Smart-Meter-Gateway benötigt?

Anders als in der HKV für Submeter wird derzeit allerdings nicht die Anbindbarkeit der fernablesbaren Messeinrichtungen an ein Smart-Meter-Gateway gefordert. Der Gesetzgeber behält sich aber vor, über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik zu einem späteren Zeitpunkt ggf. entsprechende Regelungen zu erlassen (siehe § 3 Abs. 4 FFVAV).

Unterjährige Verbrauchsinformationen (§ 4 Abs. 3 FFVAV)

Auch für Fernwärme und Fernkälte ist nun die Bereitstellung unterjähriger Verbrauchsinformationen (UVI) gefordert. Ab dem 1. Januar 2022 müssen die Versorger sogar monatliche Abrechnungs- und Verbrauchsinformationen für ihre fernablesbaren Geräte bereitstellen.

Weitreichende Informationspflichten und Kundenrechte (§ 5 Abs. 1 und 3 FFVAV)

Jenseits der o.g. monatlichen Verbrauchsinformation sind weitere umfangreichere Informationen mitzuteilen, wie bspw. zur energetischen Qualität der Wärmeversorgung (Gesamtenergiemix sowie damit einhergehende Treibhausgasemissionen) oder zum Benchmarking des individuellen Kundenverbrauchs (witterungsbereinigt im Vergleich zum Vorjahr sowie zu einem Durchschnittskunden).

Versorger müssen nun zudem weitreichende Informationen über ihre Fernwärmeprodukte auf ihrer Website darstellen. Dazu gehören u.a. der Primärenergiefaktor sowie die allgemeinen Versorgungsbedingungen, Preise, und Informationen über Netzverluste. Zu beachten ist auch, dass Anpassungen einer Preisänderungsklausel nun nach Ergänzung des § 24 Abvs. 4 AVBFernwärmeV nicht mehr einseitig durch eine öffentliche Bekanntgabe erfolgen darf, Kunden also explizit angesprochen werden müssen.

Insbesondere die Neuerung, dass Kunden nun auch im laufenden Vertragsverhältnis einmal im Jahre ihre Anschlussleistung anpassen dürfen, stellte Versorger vor eine weitere Herausforderung. Dabei müssen die Kunden diese Anpassung nicht begründen, wenn die Leistung um weniger als 50% reduziert wird. Und wechseln die Kunden auf erneuerbare Energien, können sie sogar die Leistung um mehr als 50% reduzieren oder das Vertragsverhältnis beenden.

Schnelles Handeln gefordert: Anforderungen an Geräte, IT-Systeme und Prozesse

Versorger sollten, falls nicht schon geschehen, sehr schnell handeln. Alle Geschäftsprozesse müssen seit Inkrafttreten umgehend umgestellt werden, da keine Umsetzungsfristen vorgesehen wurden. Während die Veröffentlichungspflichten durch Aktualisierung der Website ggf. noch unkompliziert von statten gehen können, sind die vielen weiteren Aufgaben idealerweise auf Basis eines Projektplans abzuarbeiten. Denn es gilt nicht nur Vertragsdokumente und Rechnungsmuster zu überarbeiten. Viel mehr stellen die oben genannten Aspekte auch notwendige Änderungen an den Geräteeinkauf (nur noch kompatible, fernablesbare Messgeräte), IT-Systeme (es wird eine moderne, digitale Zählerfernauslesung inkl. Anbindung an das Abrechnungssystem benötigt) sowie Prozesse dar (Stammdaten-, Einbau- und Wechselprozesse sind ggf. auf neuen Stand zu bringen).

Autoren: Frank Hirschi und Dr. Roland Olbrich


Rückblick zum Webinar 'Digitalisierung der Wohnungswirtschaft‘

Digitalisierungstrends in der Wohnungswirtschaft


Unser drittes HG-Webinar

Über 70 Teilnehmer/innen haben am 25. November 2021 unser HG-Webinar, diesmal in Kooperation mit BRICK4U, zu dem Thema ‘Digitalisierung der Wohnungswirtschaft – welche Anforderungen und Lösungen gibt es?‘ verfolgt.

Mit toller Unterstützung durch Moderation Magdalena Strasburger referierten Dr. Roland Olbrich und Frank Hirschi (beide HORIZONTE-Group) zu gesetzlichen, wirtschaftlichen und marktlichen Rahmenbedingungen sowie Technologien und Datenplattformen. Nadine Legros und Anna-Lena Spandau (beide BRICK4U) erläuterten in ihren Beiträgen Digitalisierungstrends in der Wohnungswirtschaft auf Basis ihrer Umsetzungsprojekte mit BRICK4U. Wenn Sie Interesse an den Webinar-Unterlagen haben, finden Sie unten ein Formular, um diese anzufordern.

Kurz-Zusammenfassung

Um klimapolitische Ziele zu erreichen, ist die Wohnungswirtschaft eines der großen Handlungsfelder – denn ca. 16% der CO2-Emissionen in Deutschland sind gebäudebezogen (Quelle bundesregierung.de). Digitalisierung kann hierbei ein Stellhebel sein, um die Wohnungswirtschaft nachhaltiger zu gestalten. Regulatorische Vorgaben sowie marktgetriebene Anforderungen, insbesondere die Vorgaben aus EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) und novellierter Heizkostenverordnung sowie dem Messstellenbetriebsgesetz, bieten große Digitalisierungsmöglichkeiten und auch Chancen für neue Geschäftsmodelle. Durch fernablesbare Messtechnik sowie Sensoren können auch technische Gebäudeinformationen endlich transparent gemacht werden und auch relevante Daten für Nachhaltigkeits-Reportings erlangt werden. Dazu bedarf es jedoch einer ganzheitliche Digitalisierungsstrategie, um Prozesse und IT-Systeme sowie die jeweiligen Datenquellen intelligent zu verknüpfen und nutzbar zu machen. Hier bieten sich vor allem Geräte-und Datenplattformen (wie ein Data Warehouse oder Data Lake) an, die einen ganzheitlichen, aber modularen und flexiblen Ansatz in Bezug auf Datenbedarfe in der Wohnungswirtschaft ermöglichen.

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Was das Messwesen im Herbst und Winter bewegt

Ausschuss Gateway-Standardisierung und neue Technische Richtlinie


Zum Jahresendspurt gibt es gewöhnlich viele Rückblicke. Für das Messwesen war das Jahr 2021 eine Achterbahnfahrt. Dachte man zu Beginn des Jahres, dass der Smart-Meter-Rollout nun langsam stabil hochfährt, geriet er durch den Eilbeschluss des OVG Münster im März mal wieder ins Stocken. Im Hintergrund arbeitete die Branche und auch die Politik dann an einer schnellen MsbG-Reparatur und erarbeitete neue „Technische Eckpunkte für die Weiterentwicklung der Standards für die Digitalisierung der Energiewende“ sowie die Version 2.0 des Stufenmodells. Nachdem der Rollout also vorerst wieder gesichert war, wurden mit der neuen Technische Richtlinie BSI TR-03109 v1.1 sowie der Konstitution des ‚Ausschuss Gateway-Standardisierung‘ (AGS) die Änderungen des MsbG auf sicherere Füße gestellt. Im Folgenden geben wir eine Zusammenfassung zum AGS und der neuen TR1.1.

Der Ausschuss Gateway-Standardisierung

Um die Digitalisierung der Energiewende fortwährend auf dem aktuellen Stand zu halten, bedarf es auch einer kontinuierlichen Weiterentwicklung der technischen Standards. Nach § 27 des Messstellenbetriebsgesetzes soll dazu ein gesondertes Verfahren genutzt werden, das insbesondere eine Anhörung des Ausschusses Gateway-Standardisierung (AGS) vorsieht.

Wie ist der AGS aufgebaut?

Der AGS stellt die Anhörungs- und Entscheidungsebene dar, die durch die AG Gateway – Standardisierung auf der Diskussionsebene untergliedert wird, welche wiederum durch Experten in den Task-Forces Smart Mobility, Smart Grid und Smart / Sub-Metering untersetzt ist.

Den Vorsitz im Ausschuss hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) inne. Somit versammelt das BMWi im Ausschussverfahren insbesondere Akteure aus der Branche sowie Verbraucher- und Datenschützer/innen. Darüber hinaus sind Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), die Physikalisch-Technische Bundesanstalt (PTB) sowie die Bundesnetzagentur (BNetzA) als fachlich zuständige Behörden im Ausschuss vertreten, welcher auch durch den Bundesbeauftragten für den Datenschutz und die Informationsfreiheit beraten wird. Zahlreiche Vertreter aus der Wirtschaft, so zum Beispiel Abgesandte von Gateway-Herstellern oder Software-Lieferanten, haben einen Beobachterstatus.

Aufgaben und Kompetenzen

Der AGS tagt lt. Website „zu strategischen Fragen der allgemeinen Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen für die Digitalisierung der Energiewende“ und berät „zum aktuellen Stand des Rollouts, des Roadmap-Prozesses und des Zertifizierungsverfahrens.“ Die jeweiligen Anhörungen des AGS dienen den relevanten Behörden dazu, potentielle Änderungen von technischen Standards in Form von Technischen Richtlinien und Schutzprofilen auf ihre Akzeptanz und Geeignetheit abzuklopfen und daraus resultierend Entscheidungen zu treffen. So entstammt auch die unten beschriebene neue TR einem Beschluss des AGS aus der 2. Sitzung.

Neue Technische Richtlinie 03109 v1.1

Wie wir im Artikel zur Reparatur des MsbG bereits skizzierten, wird in §21 und §22 MsbG nun explizit auf den „Stand der Technik“ verwiesen, den Smart-Meter-Gateways, bzw. intelligente Messsysteme, gewährleisten müssen. Die Basis dafür ist dafür nun mit der neuen Technische Richtlinie BSI TR-03109 v1.1 (folgend TR) geschaffen worden. So beschreibt die TR lt. Dachdokument die „Anforderungen an die Funktionalität, Interoperabilität und Sicherheit, die die Komponenten im Umfeld des Smart Metering“ erfüllen müssen. Den Aufbau der TR, welche alle bisherigen Versionen sowie die Errata obsolet macht (sofern nicht explizit in den Literaturverweisen genannt), ist in der folgenden Abbildung dargestellt.

TR-03109-1 „Smart-Meter-Gateway“

Vor allem die aktualisierte Version des Dokuments TR-03109-1 „Smart-Meter-Gateway“ ist für die Branche sehr aufschlussreich.

Durch das OVG Münster wurde ja in insb. die Interoperabilität der SMGw in Frage gestellt worden. Das neue Dokument spezifiziert nicht nur diese Interoperabilitätskriterien, sondern gibt ebenfalls den „Zeitpunkt des Beginns der Nachweispflicht zur Interoperabilität gemäß § 24 Abs. 1 Satz 3“. Dieser wurde durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik auf den 31. Januar 2022 festgelegt. Festgehalten wird, dass Interoperabilität kein „statischer Zustand, sondern ein Reifeprozess“ ist (S.11). Der Abschnitt 2.3 „Interoperabilitätsmodell“ (aus Anlage VII ergänzt) leitet mit den Ebenen „Gesetzliche Anforderungen“ (pragmatisch), „Anwendungsfälle und Kommunikationsszenarien“ (semantisch) sowie „Datenmodellen, Protokollen und Physische Schicht“ (syntaktisch) ein, welchen Anforderungen SMGw genügen müssen. Zu beachten ist, dass die TR mittels eines fortlaufenden Entwicklungs- und Abstimmungsprozesses fortgeschrieben wird, während die Geräte jew. einen versionierten IST-Stand der TR nachbilden“ (S.11). Für die spezifischen technischen Details sei also auf dieses Dokument direkt verwiesen.

Konsolidierung und Aktualisierung der normativen TAF

Generell ist in der neuen TR zu beobachten, dass eine gewisse Konsolidierung stattgefunden hat. Die Letztverbraucher wurden nun in Anschlussnutzer umbenannt. Der Aktive EMT wurde als Technische Rolle eingeführt. Kommunikationsszenarien wurden aktualisiert, bzw. neu eingeführt (WKS für Wakeup und TLS-Proxys) oder neue Anforderungen ergänzt (bspw. HAN-Anwendungsfall 4 und 5).

Am auffälligsten ist diese Konsolidierung jedoch bei den Tarifanwendungsfällen (TAF). Waren diese bisher als Gradmesser für die Funktionalität von iMSys verstanden worden, zeichnet sich nun zwischen den Zeilen ab, dass die Nomenklatur der ‚Energiewirtschaftlichen sowie der System-Anwendungsfälle‘ (EAF und SAF) aus dem Stufenmodell an Relevanz gewinnt. In der letzten Version der TR (sowie den Errata) waren 14 TAF gelistet. Zu Rolloutstart im Februar 2020 konnten davon jedoch nur die TAF 1, 2, 6 und 7 durch das BSI freigegeben werden (sinnbildlich Stufe 1 im Stufenmodell). Durch Re-Zertifizierungen der SMGw kamen dann auch netzdienliche TAF 9 und 10 sowie hochauflösende Messwerte (TAF14) dazu (entspricht Stufe 2 im Stufenmodell). Diese 7 TAF werden nun als „normativ“ definiert. Die anderen, optionalen TAF werden in der TR-03109-1 nicht mehr erwähnt. Künftig wird mit der Branche nach Bedarf spezifiziert, ob ein TAF normativ wird und dann auch in der TR aufzuführen ist. Die Reduzierung der TAF ist in der folgenden Abbildung dargestellt.

Wie es weitergeht

Das BSI hatte in Person von Hrn. Laupichler auf den Metering Days davon berichtet, dass das BSI im November einen technischen Rollout-Plan vorlegen will. Darin soll ersichtlich sein, was die Behörde als notwendig ansieht, um die potentielle Einbaufallzahl von über 15 Mio. iMSys bis 2030 auch zu erreichen. Erwartet wird Ende 2021 auch noch die Testfallspezifikation BSI TR-03109-TS-1, welche aktuell in Vorbereitung ist. Darüber hinaus wird Ende Januar, voraussichtlich einhergehend mit dem Start der Nachweispflicht zur Interoperabilität, durch das BSI eine neue Marktanalyse erwartet. Interessant wird es sein, ob diese dann auch in eine neue Allgemeinverfügung resultiert.

 

Autor: Frank Hirschi


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HG-Beitrag in ZfK: Was aus der Novellierung der Heizkostenverordnung folgt

Bundesrat stimmt novellierter Heizkostenverordnung zu


Neue Herausforderungen – aber auch Chancen für Stadtwerke

Hintergrund

Ursprünglich hätte die 2018 verabschiedete EU-Energieeffizienz-Richtlinie (Energy Efficiency Directive – EED) bis zum 25. Oktober 2020 in nationales Recht überführt werden sollen. Der erste Referentenentwurf zur Novellierung der Heizkostenverordnung (HKV) wurde dann jedoch erst im März 2021 veröffentlicht. Nach kleineren Anpassungen durchlief der Entwurf dann ein Notifizierungsverfahren der Europäischen Union und wurde von der Bundesregierung Anfang August beschlossen und zur Zustimmung an den Bundesrat übermittelt (BR-Drucks. 643/1). Wie wir berichteten, geriet die Novellierung der HKV dann allerdings abermals ins Stocken: Die Verordnung wurde vor der Bundestagswahl überraschenderweise von der Agenda der Bundesrats-Plenarsitzung des 17. Septembers genommen. Sieben Wochen später hat das Plenum des Bundesrates in seiner 1010. Sitzung am 05.11.2021 unter einer Bedingung zugestimmt (BR-Beschlussdrucks. 643/21(B)). Die Bedingung besteht darin, dass bereits nach drei Jahren evaluiert wird, um möglichst frühzeitig zu erkennen, ob zusätzliche Kosten für Mieter/innen entstehen.

Wie schnell die novellierte HKV in Kraft tritt, hängt nun von der Bundesregierung ab. Denn geknüpften Bedingungen an die Novellierung der HKV stellen eine Änderung dar, welche einen Beschluss des Bundeskabinetts erfordert.

Unser Beitrag in der ZfK: Was müssen EVU, Messdienstleister und PropTechs nun beachten?

Was bedeutet dies nun für Energieversorgungsunternehmen, Messdienstleister und PropTechs? Das lesen Sie in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) in einem Beitrag unserer Experten Dr. Roland Olbrich und Frank Hirschi.

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

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Fotoquelle: unsplash


Integration der KWK in den Wärme- und Strommarkt als Bestandteil des Klimaschutzes

Kraft-Wärme-Kopplung und Blockheizkraftwerke gegen die Stromlücke?


Was hat die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), bzw. der Einsatz von Blockheizkraftwerken (BHKW) mit dem Ausstieg aus Kohle und Kernkraft zu tun? Wie wir im Folgenden aufzeigen: eine ganze Menge! Das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung bietet einen konstanten Anteil von gesicherter Kraftwerksleistung . Dies ist gerade deswegen hochrelevant, da durch die geplanten Abschaltungen von Kern- und Kohle-Kraftwerken konstante Wärmequellen für nachgelagerte Fernwärmenetze fehlen wer-den. Die Zahlen der installierten Erzeugung im Verhältnis zur tatsächlichen Stromproduktion und der gesicherten Leistung zeigen es deutlich (vgl. Abbildung 1). Wenn die installierten Kohle- und Kernkraftwerke bereits 51% der Menge produzieren und 50% der gesicherten Leistung darstellen, muss eine Substitution dieser Anlagen durch andere gesicherte Stromerzeuger, wie z.B. KWK-Anlagen, erfolgen.

Abbildung 1: Kraftwerksleistung und Stromerzeugung je Energieträger in Deutschland 2019

Die politischen Hauptthemen im Bereich Stromerzeugung sind jedoch immer noch hauptsächlich die Ausbauziele für PV & Wind. Während die Netzbetreiber sich mit dem neuen Regime des Redispatch 2.0 organisatorisch auf eine noch stärkere fluktuierende dezentrale Stromproduktion einstellen, erfolgt in großen Schritten der Aufbau von Wärmeerzeugern in Form von Wärmepumpen sowie der Aufbau von E-Mobilität. Somit geht der Strombedarf, vor allem zur Wärmeerzeugung, einen gegensätzlichen Weg zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Wind und PV-Anlagen produzieren i.d.R. nicht die Strommengen genau dann, wenn der Heizenergiebedarf ansteht. Abbildung 2 verdeutlicht, dass Deutschland durch zunehmende Elektrifizierung bei gleichzeitiger Reduzierung der gesicherten Leistung in 2030 eine erhebliche „Stromlücke“ aufweisen könnte.

Abbildung 2: Gesicherte elektrische Leistung in Deutschland (in GW)

Wärmeversorger könnten hier die notwendige Brückentechnologie von KWK in ihren Versorgungs-konzepten integrieren, um diese Stromlücke zu verkleinern. Leider sieht sich die Wärmeversor-gungsbranche hingegen einer anderen besonderen Herausforderung gegenübergestellt. Aufgrund der Fördermittelsystematik in der ‚Bundesförderung für effiziente Gebäude‘ (BEG) suchen immer mehr Kunden eine Wärmeerzeugung, welche zumindest zu 25% oder besser zu 55% aus erneuer-baren Energien stammt (vgl. Abbildung 3). Auch wenn hier kein wesentlicher CO2-Vorteil zu erken-nen ist und die Anforderungen an die Gebäudetechnik noch anspruchsvoller werden, kommen häufig Wärmepumpen zum Einsatz. Fernwärmenetze mit hocheffizienter Wärmeerzeugung wer-den somit benachteiligt.

Leichter wird der Weg mit Pellets und Holzhackschnitzeln, welche sich zumindest im Winter nicht so nachteilig auf die Stromnetze auswirken wie die Wärmepumpen. Ob die Verbrennung von Biomas-se einschließlich deren Verfügbarkeit der Weg in eine effiziente Zukunft ist, bleibt jedoch noch unbeantwortet.

Abbildung 3: Förderübersicht der BAFA

Dabei wäre der Weg mit der KWK als Brückentechnologie für wetterunabhängige, hocheffiziente Stromproduktion relativ einfach. Primär die Anerkennung als Ersatzmaßnahme zur Erfüllung der 55% EE-Wärme lt. BEG. Sekundär eine Entlastung von der CO2-Abgabe für den Brennstoffbezug für hocheffiziente KWK-Anlagen analog zur Erdgassteuer – und dies finanziert durch eine Erhöhung der Erdgas- und Stromsteuer. Mit diesen Maßnahmen könnte die Politik Rückenwind erzeugen, zumal die vorhandene Förderung lt. aktuellem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)bereits klare Rich-tung vorgibt (größere KWK-Anlagen mit Laufzeiten von 3.500 – 4.000 h/a).

Rein auf die Wärmeproduktion bezogen lohnen sich KWK-Anlagen nach wie vor. Lediglich die Anerkennung als Ersatzmaßnahme macht es im Sanierungsfall und im Neubau schwer. Dabei wird mit jeder wärmegeführten KWK-Anlage gleichzeitig auch der Abwärmeverlust im herkömmlichen Kraftwerkspark vermieden. Erhöht sich dann mit den Jahren noch der Wasserstoffanteil im Erdgasnetz wäre allen geholfen.

Um die Anforderungen gemäß BEG zu erfüllen ist eine Fahrweise der KWK-Anlage mit Biogas ein-schließlich Förderung nach EEG möglich. Und nach neuester Veröffentlichung kann dafür auch Biogas importiert werden. Ergibt dieser Umweg volkswirtschaftlich tatsächlich Sinn? Betriebswirtschaftlich zumindest kann es durchaus Sinn ergeben, wenn in der Wärmeproduktion der Biomethananteil auf das Mindestmaß der Anforderungen lt. BEG reduziert wird. Bei der Betriebsführung der Anlagen und der Mengenbilanzierung muss jedoch genau geprüft werden, dass die Messlatte nicht unterschritten wird.

Wollen Sie sich in Bezug auf die Wärmeversorgung strategisch mit dem passenden Portfolio neu aufstellen? Wir beraten Sie umfassend zu den Möglichkeiten – sprechen Sie uns gerne an!

Mehr zu den Themen Zukunftsfähige Wärmenetze, Geschäftsfeld-Entwicklung Contracting und KWK-Check finden Sie hier.

Autor: Oliver Kisignacz


Kurzbericht von den metering days 2021

Neues von der Branchen-Messe


Die metering days, sonst traditionell eine Präsenzmesse in Fulda, haben auch 2021 Corona-bedingt wieder digital stattgefunden. Über 600 Teilnehmer/innen wollten sich die 40 Sprecher/innen auf dem rein virtuellen Szene-Treff jedoch nicht entgehen lassen. Alle, die das Event verpasst haben, finden die Aufzeichnung des Metering Solutions Forums vom 29. September auf der offiziellen Website.

Was waren aus Sicht der HORIZONTE-Group die wichtigsten Erkenntnisse vom Fachkongress des intelligenten Messwesens? Dies erfahren Sie im Folgenden.

Wie läuft der Rollout intelligenter Messsysteme?

Der Smart-Meter-Rollout läuft vielerorts, aber der Hochlauf in Massenprozessen macht immer noch Schwierigkeiten. So hat u.a. Eric Kallmeyer von Stromnetz Hamburg sehr offen darüber berichtet, dass er die 10%-Quote (Einbau von iMSys in den ersten 3 Jahren) in Gefahr sieht. Hier dürfte er vielen Messstellenbetreibern aus der Seele gesprochen haben. So war oft ein Appell an die Regulierungsbehörde zu hören, bei diesem Thema Umsicht walten zu lassen.
Als große Herausforderung wurde die WAN-Anbindung der iMSys ausgemacht. Stromzähler hängen ja oft in Kellerräumen, wo der LTE-Empfang oft nicht ausreicht (in vielen ruralen Gegenden Deutschlands ist der LTE-Empfang ja ohnehin ein Problem). Spannend war zu erfahren, dass der Rollout in urbanen Gegenden wie Berlin und Frankfurt auch auf Powerline fußt. Neben Powerline und LTE setzen Flächenversorger oft auf eine andere WAN-Kommunikationstechnologie: CDMA, bzw., LTE auf Basis der 450-MHz-Frequenz.

Auch wenn oft erstmals die „low hanging fruits“ anvisiert wurden, also einfache Einbaufälle mit einer 1:1-Beziehung von moderner Messeinrichtung und Smart-Meter-Gateway, sollten künftig auch komplexere Fälle in Angriff genommen werden. Das Thema RLM bleibt vorerst aber Zukunftsmusik.

Positiv wurde immerhin berichtet, dass die Firmware-Updates in vielen Fällen bereits sehr gut funktionieren, bspw., um die neuen Tarifanwendungsfälle für die Netzdienlichkeit (TAF9 und 10) sowie hochfrequente Messwertdaten (TAF14) freizuschalten.

Überdies war natürlich auch das Thema Mehrwerte präsent. Die Branche geht insbesondere davon aus, dass das Strom-Messwesen und Messdienstleistungen anderer Sparten zusammenwachsen. Wie intelligenter Messstellenbetrieb und Submetering über das Smart-Meter-Gateway gebündelt werden können, hat bspw. Jörn Lutze von der TMZ Thüringer Mess- und Zählerwesen Service GmbH in seinem Vortrag erläutert.

Regulierung: Was gibt’s Neues von Gesetzgeber und Behörden?

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie verkündete in Person von Ministerialdirigentin Beatrix Brodkorb (Leiterin der Unterabteilung Netze) offiziell, dass die Technische Richtlinie TR-03109-1 nun vorliege. Gelobt wurde auch das große Tempo der MsbG-Reparatur nach der Entscheidung des OVG-Münster. Nun herrsche endlich Rechtssicherheit, vielmehr als vorher.

Dieses Tempo wünscht sich die Branche auch von der neuen Bundesregierung in Sachen Energie(markt)regulierung: Hier werden schnellere Genehmigungsvorgänge beim Ausbau von Erneuerbaren Energien sowie den Stromnetzen gefordert. Natürlich in Verbindung mit einem rascheren Voranschreiten im Smart Metering.

Wie Dennis Laupichler, Referatsleiter Cyber-Sicherheit für die Digitalisierung der Energiewirtschaft beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), preisgab, wird endlich das Stufenmodell 2.1 avisiert, auch die Arbeit an der dritten und vierten Stufe soll aufgenommen werden. Eine Roadmap soll demnach bereits im November zu erwarten sein. Die Roadmap kann dann als Wegbereiter für eine neue Marktanalyse Ende Januar gesehen werden.

Ob die neue Bundesregierung bis dahin auch schon das Thema Spitzenglättung / §14a EnWG bearbeitet hat, bleibt abzuwarten. Die Branche fordert dies und erwartet hier auch zeitnah eine Klärung.

Die Technik-Ecke: Was beweg die Branche?

Um den Rollout skalierbarer zu machen, versprechen die SMGw-Hersteller nun die 1:n-Beziehung deutlich besser zu beherrschen – so können wohl nach derzeitigem Stand ca. 25 mME an ein SMGw angebunden werden. Weiterhin stehen die im Stufenmodell diskutierten „Systemeinheiten“ bei den Geräteherstellern im Fokus – im Rahmen des CLS-Managements werden zukünftig bspw. auch netzdienliche Anwendungsfälle ermöglicht.

Lieferschwierigkeiten treten aktuell nur vereinzelt auf. Inwiefern die Lieferketten halten, bleibt mit Blick auf die vielen Engpässe in anderen Branchen aber ungewiss. So hört die HG aus zuverlässigen Quellen, dass einige Hersteller für moderne Messeinrichtungen bei neuen Bestellungen nun Lieferzeiträume von 12 Monaten angeben.

Autoren: Axel Wachtmeister und Frank Hirschi
Bildquelle: metering days digital 2021 @ZVEI-Services GmbH


Redispatch 2.0 - Auswertung der HG-Marktbefragung zum Go-Live

Von Frank Hirschi

Redispatch 2.0: Der Markt ist noch nicht startklar

Gemäß des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes 2.0 müssen die 890 deutschen Verteilnetzbetreiber (VNB) für Strom bis zum 1. Oktober 2021 neue gesetzliche Anforderungen zum Netzengpassmanagement umsetzen.

Hintergrund: Branche ist noch nicht Redispatch-ready
In unserer ersten HG-Marktbefragung (Ergebnisse hier) aus dem Frühjahr (April 2021) hielt der Großteil der befragten Expert/innen (68 %) den Go-Live vom neuen Redispatch-Regime zum 1. Oktober 2021 für nicht mehr realistisch. Lediglich 32 % der Teilnehmenden gab an, dass der Einführungstermin realistisch wäre. Um das aktuelle Stimmungsbild abzuleiten, haben wir mit dieser zweiten Marktumfrage noch einmal in der Branche nachgehakt.
Denn kurz vor dem Start hat sich die Meinung der Mehrheit bewahrheitet: Insbesondere die Prozesse des bilanziellen Ausgleichs werden nun für eine Übergangszeit bis zum 31. Mai 2021 anders umgesetzt als vorgesehen. Auch das sogenannte Planwertmodell wird erst mit Verzögerung zum 1. Oktober 2022 vollständig angewendet. Und auch viele technische Hürden, wie bspw. die Etablierung von Redispatch-Systemen oder die Anbindung an die RAIDA-Plattform, bestehen noch. Ganz zu schweigen von einem erheblichen Stammdatenproblem.

Im folgenden fassen wir die Auswertung kurz zusammen. Aber auch die Presse hat die Marktbefragung verfolgt und berichtet.

energate fasst zusammen "Redispatch-2.0-Start: 1. Oktober wäre nicht zu halten gewesen":

Kurz vor dem eigentlich als Starttermin für den Redispatch 2.0 vorgesehenen 1. Oktober haben nur wenige Verantwortliche die dafür notwendigen Prozesse ausgiebig testen können. Stattdessen gibt es noch an allen Ecken und Enden Nachbesserungsbedarf, wie aus einer nicht repräsentativen Umfrage der Unternehmensberatung HORIZONTE-Group AG unter 61 Teilnehmern hervorgeht, die energate vorliegt. (...) Link

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Und die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) schreibt "Redispatch-2.0-Start: Das ist der Status-quo"

Im Frühjahr hatten 68 Prozent der befragten ExpertInnen den Go-Live zum 1. Oktober 2021 für nicht mehr realistisch eingestuft. Nur 32 Prozent gaben an, dass der Einführungstermin realistisch wäre. Die aktuelle (nicht repräsentative) Umfrage und die Übergangslösung des BDEW zeigen nun auch: Die Branche ist auch kurz vor dem Start noch nicht vollends vorbereitet. (...) Link

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Zur Befragung
Die HG-Marktbefragung startete am 16. September und lief bis zum 24. September 2021. Insgesamt
61 Expert/innen aus der Energiewirtschaft haben an der Marktbefragung mit (bis zu) 18 Fragen teilgenommen (Je nach Einsortierung des Unternehmens wurden weniger Fragen gestellt).
Die Teilnehmenden bilden dabei sowohl die operativen als auch die strategischen Bereiche ab:
66% der Teilnehmenden vertreten Verteilnetzbetreiber (33 %), sowie Systemhersteller (11 %) und Dienstleister-Unternehmen (22 %). Übertragungsnetzbetreiber (2 %), Anlagenbetreiber (15 %), Vertriebe / Lieferanten (7 %) und Sonstige (11 %) machen ein Drittel der Teilnehmenden aus. Insgesamt kann auf Basis der Antworten zwar kein repräsentatives Marktbild gezeichnet werden, jedoch entsteht ein guter Eindruck vom Status Quo in der Branche.

Dienstleister unterstützen die VNB aber stricken mit heißer Nadel
Von 57 Antwortenden sieht sich eine knappe Hälfte nicht gut auf den Redispatch 2.0 vorbereitet. Darunter befinden sich sowohl VNB (12), Anlagenbetreiber (6), Dienstleister (6), Systemhersteller (3) als auch Vertriebe / Lieferanten (1).
Ein gutes Drittel sieht sich jedoch als gut vorbereitet an und kann für den Marktstart produktiv gehen (5 VNB, 5 Dienstleister, 3 System-Hersteller, 3 Anlagenbetreiber, 3 Lieferanten / Vertriebe, 1 ÜNB). In Teilen (9 %) gilt dies für eine Gruppe aus VNB (3) sowie jew. einem System-Hersteller und Dienstleister.
Dass die Zeit bis zum gesetzlich festgeschriebenen Marktstart knapp ist, beweist, dass lediglich 7 % der Teilnehmenden ganzheitliche Tests vornehmen konnten (1 VNB, 2 Dienstleister, 1 Vertrieb / Lieferant). Dazu gesellet sich 1 VNB, der bereits in Teilen testen konnte. Die große Mehrheit von knapp 90 % der Teilnehmenden konnte allerdings noch keine ausgiebigen Tests der neuen Systeme und Prozesse vornehmen.

Was muss passieren, um so schnell wie möglich Redispatch-2.0-fähig zu sein?
Die am häufigsten genannten Punkte beziehen sich auf mehr Zeit für die Umsetzung (bspw. „Verlegung um 1 Jahr“, „Fristverlängerung“, „Zeit für die Dienstleister“).
Darüber hinaus plädieren die Antwortenden häufig für eine transparentere (und ganzheitlichere) Darstellung der Prozesse, sowie intensivere Branchendialoge, v.a. mit den operativen Einheiten sowie eine bessere und konkretere Planung.
So sehen auch rund 11 % der Antwortenden eine Bestandsanalyse als sinnvoll an, um eine stufenweise ablaufende Einführung des neuen Redispatch-Regimes in die Wege zu leiten.
Weitere Antwortende wünschen sich eine die technischen Dokumente in englischer Sprache, da Entwickler-Teams größtenteils international besetzt sind oder bessere Unterstützung bei Connect+ in Bezug auf die Registrierung bei RAIDA.

Was Netzbetreiber nun tun können
Der zum 1. Oktober geplante Marktstart von Redispatch 2.0 wird durch die BDEW-Übergangslösung zwar bis zum 31. Mai 2022 in Teilen verzögert. Die Übergangslösung stellt allerdings keine vom Gesetz abweichende Vorgabe dar und bezieht sich vor allem lediglich auf eine provisorische Lösung für den bilanziellen Ausgleich. Somit sind weiterhin alle Netzbetreiber dazu angehalten, ihre Umsetzung schnellstmöglich und unter Hochdruck voranzubringen. Dabei gilt es spätestens zum 1. März 2021 für die startende 3-monatige Testphase betriebsbereit zu sein.

Unter folgendem Link können Sie die ausführliche Auswertung unserer Umfrage anfordern:

> Auswertung der Marktbefragung anfordern (die Umfrage ist seit dem 24. September geschlossen)

Sprechen Sie uns auch gerne an, wenn Sie Beratung zum Thema Redispatch 2.0 wünschen!


Messstellenbetreiber brauchen ein breites Angebot, um im Wettbewerb zu bestehen

Messstellenbetrieb im Wandel: 5 Jahre Messstellenbetriebsgesetz


HG-Interview in der ZfK

Im September 2021 feiert das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) sein fünfjähriges Bestehen. Jochen Buchloh und Dr. Roland Olbrich erklären im Interview mit der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) wie sich die Rolle des Messstellenbetreibers geändert hat, welche Geschäftsmodelle lukrativ sind und wann sich der wettbewerbliche MSB lohnt. Mehr dazu lesen Sie auch in der ZfK-Ausgabe 09/2021.

Das Interview finden Sie unten als pdf – sowie direkt auf der ZfK-Website unter folgendem Link.

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