Aus der Branche

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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!

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