ZfK im Gespräch - Smart-Meter-Rollout: Hochlauf oder heiße Luft?

Veranstaltungsreihe ZfK im Gespräch


Gespräch zum Smart-Meter-Rollout

Regelmäßig bringt die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) spannende Menschen zu einem interessanten Thema digital zusammen. An diesem kostenlosen Event nehmen viele Entscheiderinnen und Entscheider aus der kommunalen Wirtschaft, aber auch der Kommunalpolitik teil.

Das nächste Gesprächsthema lautet: „Smart-Meter-Rollout: Hochlauf oder heiße Luft?”

und findet am 22. März 2022 von 15 bis 16 Uhr statt.

Unser HG-Experte Frank Hirschi wird dabei eine der Moderatoren-Rollen ausfüllen und ZfK-Chefredakteur Klaus Hinkel zur Seite stehen.

Anmeldung

Die kostenlose Anmeldung finden Sie auf der Website der ZfK: klick.

Teilnehmer

Für ein spannendes Gespräch werden die folgenden Teilnehmer sorgen:

 


Zur Situation des Energiesektors Anfang 2022

Analyse und identifizierte Handlungsbedarfe


Zu Beginn des Jahres 2022 und am Anfang der neuen Legislaturperiode hat sich die Lage auf dem Energiesektor in Deutschland auf dramatische Weise zugespitzt. Nach der Wahl der neuen Bundesregierung und Veröffentlichung des Koalitionsvertrages war bereits mit einer deutlichen Verstärkung der Anstrengungen in Sachen Energiewende gerechnet worden. Die Nachwirkungen der Pandemie und die Auswirkungen des Krieges in der Ukraine dürften in den kommenden Monaten nun wie ein Brandbeschleuniger wirken. Auch wenn angesichts der verheerenden Bilder, die uns mittlerweile erreichen, eine derartige Ausdrucksweise als unangebracht erscheinen mag: Der Handlungsbedarf in Richtung eines Umbaus unseres Energiesystems könnte kaum größer sein.

  • Der aus Gründen des Klimaschutzes notwendige Ausstieg aus fossilen Brennstoffen wird angesichts der sich immer weiter konkretisierenden Vorhersagen für unser Klima auf der politischen Agenda bleiben.
  • Der eingeleitete Umstieg auf die Elektromobilität und die Vielzahl der Entwicklungen, die allgemein unter dem Begriff Sektorkopplung subsumiert werden, lassen für die nächsten Jahre einen deutlichen Anstieg des Strombedarfs erwarten.
  • Der drastische Anstieg der Preise für Öl und Gas und die durch den Krieg deutlich gewordene inakzeptable Abhängigkeit von nicht demokratisch geführten Ländern, dürfen in Zukunft keinen Einfluss auf den Zusammenhalt innerhalb unserer Gesellschaft gewinnen.

Während der letzten 20 Jahre wurde zwischen den politischen Lagern in Deutschland eine zähe Auseinandersetzung über den richtigen Weg im Hinblick auf die Klima- und Energiepolitik geführt. Mittlerweile kann davon ausgegangen werden, dass die oben wiedergegebene Analyse von einer breiten Mehrheit unserer Gesellschaft getragen wird. Dies aber heißt auch, die Entwicklungen der nächsten Jahre auf dem Energiesektor sind nun besser vorhersehbar als zuvor:

  • Der Zubau von EEG-Anlagen wird deutlich an Fahrt gewinnen. Regulatorische Hemmnisse, wie sie zum Beispiel die Abstandsregelungen bei Windkraftanlagen bedeuten, werden abgebaut. Der bereits im Umlauf befindliche Referentenentwurf zur Novelle des EEG sprechen eine deutliche Sprache.
  • Der Ausbau der Übertragungsnetze und der Bau der Nord-Süd-Trassen wird kommen.
  • Die Umsetzung aller möglichen Maßnahmen zur Steigerung der Einsatzeffizienz fossiler Brennstoffe wird unumgänglich.
  • Die Einspeise-Volatilität des EE-Stromes in die Netze, macht deren schnellstmöglichen intelligenten Ausbau unverzichtbar.
  • Angesichts der wachsenden Cybergefahren muss dieser digitale Umbau der Netzinfrastrukturen gleichzeitig in hochgradig abgesicherter Form erfolgen. Der in der Vergangenheit oftmals belächelte „Sicherheitswahn“ beim Smart-Meter-Rollout erscheint vor diesem Hintergrund in vollem Umfang gerechtfertigt.

In der Vergangenheit hat immer wieder die Abstimmung des Regulierungsrahmens und Festlegung der Marktprozesse für deutliche Verzögerungen bei Investitionsentscheidungen durch das Management von Energieversorgungsunternehmen geführt. Anfang 2022 ist für solche Verzögerungen keine Zeit. Die weiterhin in vielen Bereichen nicht finale Ausgestaltung des Regulierungsrahmens der neuen Ampelregierung darf nicht darüber hinwegtäuschen, dass die Geschwindigkeit der Veränderungen keine Zeit für langüberlegte klassische Organisationsentwicklung lässt. Agile Unternehmen mit einem klaren strategischen Fokus sind nun im Vorteil. Ganz oben auf die strategische Agenda der Unternehmen gehören daher in den folgenden Jahren:

  • Die Entwicklung und der Ausbau von Kompetenzen in den technischen und IT-technischen Bereichen.
  • Die Entwicklung von IT-Werkzeugen und deren Implementierung, insbesondere solcher Werkzeuge, die im Hinblick auf das Monitoring, die Führung und die Schaltung von Anlagen und Netzen unterstützen.
  • Die Befähigung im Hinblick auf die Steuerung des Einsatzes von Dienstleistern und Subunternehmern.

Anfang des Jahres 2022 sind die Herausforderungen gewaltig. Darüber hinaus ist nicht absehbar, wie schnell uns die umfassende Energie- und Infrastrukturwende gelingt. Indes haben uns die letzten Monate gezeigt: Über das Ziel an sich werden wir nicht mehr diskutieren.

 

Autor: Jochen Buchloh


CLS-Management Wie ist der Stand in der Branche?

CLS-Management: Wo steht die Branche aktuell?

Eine Einschätzung der HORIZONTE-Group AG

  • Lesen Sie auch das Interview "Weichen stellen für CLS-Management" von Dr. Roland Olbrich (links), Carl Axel v. Wachtmeister in der 50,2

Nicht erst seit der Veröffentlichung des neusten Stufenmodells ist das Thema CLS (controllable local systems) in aller Munde bei Deutschen EVU. Auch vorher hatte das Thema dieses Jahr bereits seinen großen Auftritt, hatte der Gesetzgeber doch mit dem langerwarteten SteuVerG endlich zu Beginn des Jahres 2021 einen Vorschlag gebracht. Aber kaum war der Referentenentwurf veröffentlicht, wurde dieser auch schon wieder kassiert – mutmaßlich aufgrund eines Dissens der beteiligten Akteure bzgl. der Abregelung von flexiblen Lasten von E-Mobilen. Ein neuer Entwurf ist weiterhin ausstehend. In der Wahrnehmung trat die Diskussion zur Novelle des §14a EnWG dann gegenüber der „Reparatur“ des Messstellenbetriebsgesetzes 2021 zunächst zurück. Doch inzwischen können sich die Akteure wieder dem nächsten Schritt im intelligenten Messwesen widmen: Dem digitalen netz- und marktdienlichen Schalten über die sichere Infrastruktur des iMSys.

Jenseits der regulatorischen Konkretisierung gibt es allerdings große technische Fortschritte zu verzeichnen. Die Hardwarehersteller haben anhand der zunächst vorläufigen, dann schließlich auch offiziellen, FNN-Lastenhefte Steuerboxen konstruiert, die in feldfähigen Stückzahlen und Reifegraden verfügbar sind. Die Protokollwelt ist hier soweit definiert, dass auch auf der Softwareseite inzwischen zahlreiche Pilotsysteme erhältlich sind, welche die Steuerboxen bedienen können. Auch wenn eine echte Interoperabilität plug’n’play noch nicht realisiert werden kann, zeigen Piloten, dass Fahrpläne und Schalthandlungen bei überschaubaren Stückzahlen an CLS bereits möglich sind. Dies sind u.a. Ergebnisse aus einem Projekt, das die HORIZONTE-Group AG begleiten durfte.

Bzgl. IT-Umsetzung liegt die Thematik vor, dass bisherige Systemlandschaften (zum konventionellen Schalten und Steuern) höchst unterschiedlich sind und daher bei jedem Verteilnetzbetreiber (VNB) bzw. seinem Messstellenbetreiber (MSB) individuell entschieden werden muss, wie ein CLS-Management-System in die jeweilige Architektur passt. Die ausstehende Markterklärung für Verbraucher mit schaltbaren Verbrauchseinrichtungen oder einspeisende Messstellen tut ihr Übriges, so dass es auf diesem Feld derzeit allenfalls Pilotsysteme gibt.

Ein weiterer Grund in diesem Zusammenhang für das Zögern einiger EVU im Bereich CLS ist, neben der teilweisen Unübersichtlichkeit des Themas, das Fehlen einer weiteren wichtigen Komponente: Der Koordinierungsfunktion KOF. Diese zum BDEW-Ampelkonzept flankierende Funktion soll perspektivisch Schaltanforderungen koordinieren und damit markt- und netzdienliches Schalten übereinander bringen. Hierfür sind zwingend Verbandsvorgaben erforderlich und eine hausinterne Umsetzung benötigt dies als Rahmenbedingung.

Da marktliches Schalten noch Zukunftsmusik ist, empfiehlt es sich derzeit, das netzdienliche Schalten bereits mit Pilotstellungen anzugehen und eine modulare Systemlandschaft zu konzipieren, die das fehlende Puzzlestück KOF später integrieren kann. Hausintern sind hier, gerade was die Anbindung der Leitstelle angeht, viele Entscheidungen zu treffen, beispielsweise auch, wo die CLS-Management-Software betrieben wird. Manche EVU bevorzugen hier den Betrieb im eigenen Rechenzentrum (on-premise), während der Markttrend aus Kosten- und Automatisierungsgründen zu Cloud-Lösungen (Software-as-a-Service) geht. Da es sich um kritische Infrastruktur und zugleich ein wichtiges Zukunftsthema für EVU handelt, ist diese Auswahl sehr sorgfältig zu treffen.

Darüber hinaus sollte nicht aus dem Auge verloren werden, dass CLS-Management vor allem für die kostenseitig auf iMSys-Seite stark unter Druck befindlichen MSB eine strategisch wichtige Option darstellt. Als Bereitstellender der Steuerinfrastruktur kann der MSB dem (netzdienlich) schaltenden VNB seine Dienste in Rechnung stellen und sich damit regulatorisch optimieren. Auch (marktliche) Schaltanfragen werden dessen Business Case zukünftig stark verbessern können, weshalb CLS für MSB ein strategisch wichtiges Feld darstellt. Dabei sind all die Mehrwertdienste rund ums digitale Messen, Schalten und Steuern, von denen viele in der Branche seit Langem schwärmen, noch gar nicht einmal mitgedacht.

 

Stand 01.03.2022


Redispatch 2.0: Fragen zur Betriebsbereitschaft

Mitteilung Nr. 8 zum Redispatch 2.0 durch die Bundesnetzagentur


ZfK veröffentlicht Einschätzung von HG und BH&W, energate publiziert Zusammenfassung

Am 01.03.2022 startet auf Basis der BDEW-Übergangslösung ein dreimonatiger paralleler Testbetrieb aller Redispatch-2.0-Zielprozesse. Damit geht einher, dass alle Prozessbeteiligten ihre Betriebsbereitschaft zu diesem Datum sicherstellen müssen. Dies wurde am 04.02.2022 auch durch die Mitteilung Nr. 8 zum Redispatch 2.0 durch die Bundesnetzagentur bekräftigt. Was bedeutet diese Mitteilung für die Branche? Das Beratungshaus HORIZONTE-Group hat dazu mit der auf das Energierecht spezialisierten Kanzlei Boos Hummel & Wegerich (BH&W) eine Einschätzung formuliert. Die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) hat diese Einschätzung veröffentlicht und auch energate hat die Meldung aufgenommen.

Lesen Sie den Artikel direkt online bei der ZfK oder lesen Sie die Zusammenfassung bei energate messenger.

 

ZfK-Beitrag als PDF lesen
energate-Beitrag als PDF lesen

Das Thema interessiert Sie? Sprechen Sie uns gern an!

Lesen Sie weitere Beiträge zum Thema Redispatch 2.0:


Ein ZfK-Interview zum Thema CO2-neutraler Gebäudebestand

Für eine CO2-neutrale Wärmeversorgung kommen mehrere Lösungen in Frage


Wie man den Gebäudebestand CO2-neutral gestalten kann

Wie lässt sich CO2-Neutralität im Gebäudebestand erreichen? Dieses Thema der CO2-Strategie wird in einem Interview für die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) zwischen Stefan Backmund (Bereichsleiter Bestandsmanagement und Prokurist bei der bauverein AG Darmstadt sowie Geschäftsführer der bauTega GmbH) und Oliver Kisignacz der HORIZONTE-Group AG erörtert. Denn die Bauverein AG arbeitet mit dem Ziel, bis zum Jahr 2035 CO2-Neutralität im Gebäudebestand zu erreichen, an einem Projekt zusammen mit der HG.

Dass Hr. Backmund und Hr. Kisignacz in diesem Projekt zusammenarbeiten, ergab sich nahtlos aus anderen Projekten. Zwei Forschungsprojekte der Bauverein AG hatte Hr. Kisignacz bereits begleitet. Bei diesen lag ebenfalls die zentrale Fragestellung vor, welche energietechnischen Maßnahmen für eine optimale Wirtschaftlichkeit kombiniert werden können. Die HG selbst arbeitet ohnehin sehr stark in Deutschland und Oliver Kisignacz selbst wohnt in Mittelhessen, was natürlich auch einen Vorteil für die Zusammenarbeit darstellt.

Das ganze Interview können Sie bei der ZfK online lesen: klick.

Alternativ können Sie das Interview auch hier herunterladen:

Interview als PDF lesen

Autor: Oliver Kisignacz


energate: "Mit hybridem Projektmanagement den Redispatch 2.0 meistern"

3 Fragen an Konstantin Reimann und Carlo Weckelmann


Unsere HG-Experten Carlo Weckelmann und Konstantin Reimann charakterisieren im energate-Interivew den Start des Redispatch 2.0 als eher holprig.

Das Interview erschien bei energate unter folgendem Link – Sie können es auch bequem als pdf herunterladen:

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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.

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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

Bildmaterial


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


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