Was verändern FFVAV und AVBFernwärmeV?

Was müssen Versorger für Fernwärme und Fernkälte nun beachten?


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.

Unterlagen anfordern


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


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 Gegenenden 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

Beitrag als PDF lesen

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

Beitrag als PDF lesen

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!


Redispatch 2.0 - Marktbefragung zum Go-Live

Das Netzausbaubeschleunigungsgesetz 2.0 (NABEG) bringt mit dem Redispatch 2.0 neue Anforderungen an Verteilnetzbetreiber mit sich. Verteilnetzbetreiber werden ab dem 01.10.2021 verpflichtet, Einspeiseanlagen mit einer Leistung von über 100 kW sowie alle sonstigen fernschaltbaren Anlagen im Falle von Netzengpässen zu steuern. Verteilnetzbetreiber sowie Softwarehersteller arbeiten mit Hochdruck an der Umsetzung der komplexen neuen Redispatch-Prozesse, sehen sich aber mit der Frage konfrontiert, wie realistisch ein funktionierendes Redispatch-Regime ab Oktober wirklich ist. Uns interessiert Ihre Meinung dazu.

Eine exklusive Auswertung der Ergebnisse wird im Teilnehmerkreis verteilt.

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

 


CLS: Schalten, Steuern und ganz viel Spannung

HORIZONTE-Group konzipiert CLS-Management via intelligenten Messsystemen in Kundenprojekt


Autoren: Dr. Roland Olbrich und Axel Wachtmeister

Das intelligente Messwesen in Deutschland mag aufgrund seiner durchdachten, aber umständlichen Komplexität zögerlich in Gang gekommen sein – trotz OVG-Entscheidung wird der Rollout aber, der Mehrzahl der Branchenvertreter zufolge, inzwischen kaum mehr aufzuhalten sein. Und das obwohl dem Deutschen Smart Metering bisher ein nicht ganz trivialer Aspekt vollkommen fehlte: Schalten und Steuern ist noch immer keinerlei Standardfunktion eines intelligenten Messsystems (iMSys). Das war einmal anders gedacht: Die meisten Umsetzungsprojekte anno 2016, als das Messstellenbetriebsgesetz in Kraft trat, sahen das Schalten von Controllable Local Systems (CLS) – den sogenannten §14a-Anlagen – über die sichere Infrastruktur eines Smart-Meter-Gateways (SMGw) noch als einen typischen Anwendungsfall an, der sicherlich mit einem der nächsten Firmware-Updates möglich sei.

Die Fantasie seinerzeit war groß: Zunächst einmal würde die teilweise veraltete, teilweise proprietäre bisherige Schalttechnik bei Endkunden schnell durch standardisierte, langfristig kostengünstigere, hoch-sichere Verfahren über das iMSys abgelöst. Wenn Kunden Ihren Smart Meter erhalten, so die Annahme, könne man den Austausch gleich mit vornehmen. Es kam anders. Nach wie vor ist Schalten und Steuern entweder noch im Pilotstadium oder geht konventionell über Rundsteuerung bzw. teure Fernwirktechnik von statten – während intelligente Messsysteme in vielen Netzgebieten lediglich vierstellige Einbauzahlen aufweisen. Dennoch ist die Zeit nun reif für die ersten Pilotierungen. Einen Netzbetreiber-Kunden begleiten wir deswegen in einem frisch aufgesetzten CLS-Projekt.  

Regulatorik schreitet voran

Dabei ist der regulatorische Druck kaum mehr wegzudiskutieren – und kommt in Form von zwei Gesetzespaketen, dem bereits im Januar 2021 verabschiedeten EEG 2021 sowie dem zurückgezogenen SteuVerG-Entwurf [1]:

  • Das EEG 2021 richtet sich dabei an Anlagenbetreiber von EEG- oder KWKG-Anlagen von mindestens 25 kWpeak, bei PV-Anlagen auch an Anlagen kleiner 25 kWpeak. Hier muss bei Neuanlagen (ältere Anlagen mit Übergangsregelung) Steuertechnik über iMSys verbaut werden – sofern der Netzbetreiber dies wünscht, dieser hat also ein Wahlrecht zwischen konventioneller und intelligenter Steuertechnik.[2]
  • Der zurückgezogene Referentenentwurf des SteuVerG sah für CLS größer 3,7 kW[3] wie beispielsweise Ladeeinrichtungen (außer Nachtspeicherheizungen), eine Steuerung über iMSys vor – ein Wahlrecht wie im Falle des EEG gibt es hier für Netzbetreiber nicht. Auch wenn eine Revision des SteuVerG-E noch aussteht, zeigt sich doch der deutliche politische Wille zum künftigen massentauglichen Schalten und Steuern über iMSys.

Erwähnt sei noch, dass für die Realisierung des Schaltens über iMSys auch noch die sogenannte „Markterklärung“ durch das BSI für EEG / KWKG-Anlagen und §14a-Anlagen (nach Energiewirtschaftsgesetz) ausstehend ist. Nach anstehender Korrektur des MsbG durch den Bundestag ist hiermit allerdings zeitnah in 2022 zu rechnen.

Technologische Grundlagen: Gerätetechnik und Protokolle

Jenseits der gesetzlichen Festlegungen müssen für die Realisierung des Schaltens über iMSys natürlich auch die technologischen Grundlagen gegeben sein. Virtuelle Kraftwerke nutzen bereits seit Jahren proprietäre Schalttechnik, um Einspeiseanlagen nach Preissignalen hoch- oder herunterzufahren. Ladesäulen für Elektromobilität, wie sie allerorten von Kommunen, Firmen oder Energieversorgern bereitgestellt werden, müssen ebenfalls gesteuert werden. Hier hat sich bereits Technik etabliert, die sich, zwar unabhängig von der BSI-Welt der intelligenten Messsysteme, in der Praxis bewährt hat.

Blickt man im Detail auf die Steuertechnik, so hieß es jahrelang, dass Steuerboxen nicht verfügbar seien. Nun können die führenden Hersteller Steuerboxen konform nach FNN-Lastenheft 1.2 (Letzter Stand Ende 2020) ohne Weiteres in Pilotmengen liefern. In Teststellungen bewähren sich die meisten Geräte bereits über eine IEC-61850er-Anbindung via SMGw. Sofern die Geräte FNN-konform sind, besitzen sie eine SMGw-ähnlich Bauform für Hutschienenmontage, verfügen über mindestens zwei Schließer, zwei Wechsler (Codierung fix oder binär) und sind für eine digitale Schnittstelle Richtung steuerbarer Verbrauchseinrichtung vorbereitet. EEBUS selbst ist erst für die nächste Version des FNN-Lastenheftes vollumfänglich vorgesehen. Sofern der FNN-Standard eingehalten wird, können manche Hersteller noch mit weiteren technischen Details punkten, wie bspw. einem eingebauten Rundsteuerempfänger, speziell vereinfachter Parametrierungs-Software oder anderen, parallelen WAN-Kommunikationskanälen.

Technologische Grundlagen: IT-Systeme

Eine essenzielle Frage ist, welche Funktionen das CLS-Management auf der Softwareseite umfasst. Eine enge Definition von CLS-Management umfasst vor allem die Komponenten einer schaltenden Instanz, eine (begrenzte) Stammdatenhaltung, einen Messdatenempfang (für Mess- und Netzzustandsdaten), sowie die Kanalverwaltung (gemeinsam mit dem GWA).

Ein diesbezüglich diskutierter Punkt in der Branche ist die sogenannte Koordinierungsfunktion (KoF). Diese vom FNN vorgesehene Funktion soll vor allem die „Ampel“ umsetzen und damit zwischen Markt und Netz koordinieren, insbesondere dann, wenn die Ampel auf gelb steht und konkurrierende Anfragen für das jeweilige CLS vorliegen. Allerdings ist eine endgültige Beschreibung dieser Funktion durch den FNN noch ausstehend.

Aufgrund der fehlenden Normierung á la FNN gestaltete sich der Überblick auf Softwareseite besonders schwierig. Klar ist, dass das Themenfeld für eine Vielzahl von Herstellern sehr interessant ist, der Reifegrad, sofern überhaupt von außen beurteilbar, aber höchst unterschiedlich. Das Anliegen des Kunden, netzdienliches Schalten als regulatorische Pflicht, marktliches Schalten als vertriebliche Kür anzusehen, können Software-Anbieter unterschiedlich gut aufgreifen. Im Allgemeinen gibt es bisher keine Pilotanlagen in Deutschland für VNB-Schalthandlungen mit einer dreistelligen Anzahl an CLS, während die Nutzung des CLS-Kanals selbst schon für viele Hersteller gang und gäbe ist. Submetering, Mehrwertdienste, Lademanagement – zahlreiche Anwendungen greifen auf den CLS-Kanal zurück, ohne sich eigentlich tiefer mit dem Thema CLS-Management auseinanderzusetzen. Ist der dafür technisch notwendige transparente Kanal erst einmal etabliert, sind hier vielerlei Möglichkeiten bei geringen Latenzen gegeben.

Das CLS-Management mit den identifizierten Funktionsbausteinen integrieren die Hersteller unterschiedlich in ihre bisherigen Produktwelten. Netzdienliches Schalten ist hier teilweise noch ein Randaspekt, da man das größere Potential in Mehrwertdiensten vermutet. Viele sehen eine Art Datendrehscheibe vor, in dem die Daten zusammenfließen können, da die Kombination von Sensor- und Schaltdaten künftig datenbasierte Geschäftsmodelle ermöglichen könnte. Auch Protokollwandler, um eine Vielzahl von Umsystemen und proprietäre CLS anzubinden, finden sich in so mancher Anbieterarchitektur.

Teststellung soll weitere Erkenntnisse liefern – und Umlagefähigkeit im Basisjahr nutzen

Aufgrund der nun anziehenden Thematik am Markt gibt es mehr und mehr Konzipierungs- und Umsetzungsprojekte; einige davon wird die HORIZONTE-Group begleiten. Grundsätzlich wird hier zumeist das netzdienliche Schalten fokussiert, weil dies auch regulatorisch vorangetrieben wird und mit einer „Markterklärung“ bei Einspeisern sowie §14a-Anlagen tatsächlich schon bald zu rechnen sein könnte.[4] Im Vordergrund stehen erste, vereinfachte Systemlandschaften, die Anbindung einer zweistelligen Anzahl an CLS und deren Praxiserprobung. Da 2021 das Basisjahr Strom ist, empfiehlt sich ein Start noch in der zweiten Jahreshälfte, um bei diesem Zukunftsthema bald die ersten Schritte gehen zu können. Sprechen Sie uns dazu gerne jederzeit an!

Fußnoten:
[1] Der Referentenentwurf des Steuerbare-Verbrauchseinrichtungen-Gesetz (SteuVerG) wurde im Januar zurückgezogen.[2] Ist gar zusätzlich eine steuerbare Verbrauchseinrichtung vorhanden (z.B. eine Wallbox zum Laden eines E-Autos), spielt die Bemessungsleistung der Einspeiseeinrichtung lt. EEG keine Rolle mehr, der Anlagenbetreiber wäre zu einer iMSys-Anbindung (bei Wunsch des Netzbetreibers) verpflichtet.[3] Ausgenommen Nachtspeicherheizungen (§ 118 (18) EnWG).[4] Vor kurzem wurde das dritte SMGw vom BSI re-zertifiziert, sodass nun auch die Tarifanwendungsfälle für die Bereitstellung von Netzzustandsdaten und Einspeisewerten vom MsbG vorgeschriebenen drei unterschiedlichen Herstellern gewähreistet werden.


Die HG erweitert ihr Beratungsportfolio um das spannende Thema ‚Zukunft Wärme und Contracting‘

Zukunft Wärme und Contracting


Erweiterung des HG-Beratungsportfolios.

Ab sofort erweitern wir unser Beratungsportfolio mit den Themen Zukunftsfähige Wärmenetze, Geschäftsfeld-Entwicklung Contracting und KWK-Check. Mit Oliver Kisignácz hat die HORIZONTE-Group jetzt einen ausgewiesenen und sehr engagierten Experten, der Sie bei der Entwicklung dieser neuen Themen begleitet.

Informieren Sie sich hier über unsere neuen Produkte: 

Zukunftsfähige Wärmenetze

Besonders der Wärmemarkt gilt immer noch als schlafender Riese und als wichtiger Baustein für die Erreichung der Klimaschutzziele. Stadtwerke und Kommunen können durch eine frühzeitige strategische Positionierung nicht nur einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz leisten, sondern damit auch weitere Geschäftsfelder erschließen. Mit unserer Expertise beraten und begleiten wir Sie gern bei der Konzipierung und dem Aufbau von umfangreichen Infrastrukturlösungen wie z.B. Wärmenetzen. Dazu arbeiten wir mit Ihnen eine ausführliche Strategie aus und simulieren mögliche Szenarien und Wirtschaftlichkeitsmodelle unter Berücksichtigung der unterschiedlichen Einflussfaktoren wie Hausanschluss- und Kundenquoten, Absatzmengen sowie den unterschiedlichen Möglichkeiten der Wärmeerzeugung und deren Preismodelle. Sie erhalten somit die größtmögliche Bewertungssicherheit für die Geschäftsfeldentwicklung und der damit verbundenen Investitionsentscheidungen.

Geschäftsfeld-Entwicklung Contracting

Die Diversifikation von Energieträgern im Wärmenetz und auch die Bewirtschaftung von multivalenten Anlagen im Anlagencontracting stellen bereits für die meisten Versorger und Stadtwerke komplexe Aufgaben dar. Wichtig ist, dass vor allem die hochkomplexen Energiesysteme nachhaltig und wirtschaftlich betrieben werden. Dieser Anforderung kann eine Immobiliengesellschaft oder eine Hausverwaltung kaum noch nachkommen. Dennoch trauen sich viele Energieversorgungsunternehmen im Bereich Contracting nicht, technische Dienstleistungen anzubieten. Gerade hier liegen noch große Potentiale zur nachhaltigen Geschäftsfeld-Entwicklung mit lokaler Wertschöpfung. Wir unterstützen Sie gern von der Status-Quo-Analyse bis zur prozessualen Integration in Ihr Unternehmen.

 Dezentrale Energieerzeugung: KWK-Check

Wir befassen uns intensiv mit den verschiedenen Möglichkeiten der Wärme- und Stromerzeugung sowie den gesetzlichen Rahmenbedingungen. Und wir sind uns sicher: Die Kraft-Wärme-Kopplung ist ein wichtiges Geschäftsfeld für Energieversorger in allen Größen.

Laut Marktstammdatenregister existieren in Deutschland derzeit über 20.000 BHKW-Anlagen mit einer Leistung zwischen 10 kW und 2 MW. Um Anlagenbetreiber bei der optimalen Bewirtschaftung zu unterstützen, haben wir einen KWK-Check entwickelt. Dieser beinhaltet neben den Themen der Energielogistik auch Themen wie Repowering und Effizienzsteigerung.


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

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

Die wichtigsten Anpassungen des MsbG in Kürze …

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

… und in der ausführlichen Darstellung

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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