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.


Spanien führt neue zeitvariable Stromtarife ein: Was steckt dahinter?

Spanien führt neue zeitvariable Stromtarife ein: Was steckt dahinter?

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

Neue Tarifstruktur sieht 6 Zonen und 3 Preisstufen vor

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

Haushalte sollen Anreize zur Gewohnheitsänderung bekommen, um Netzausbaukosten zu senken

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

Smart Meter in Spanien bereits flächendeckend verbaut

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

 

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


Redispatch 2.0 - Auswertung der HG-Marktbefragung

Von Frank Hirschi

Redispatch 2.0: Wie hat sich der Markt aufgestellt?

Gemäß des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes 2.0 müssen die 890 deutschen Verteilnetzbetreiber (VNB) für Strom bis zum 1. Oktober 2021 neue gesetzliche Anforderungen zum Netzengpassmanagement umsetzen. Das bedeutet Handlungsbedarf bei kleinen und großen Netzbetreibern, aber auch bei Anlagenbetreibern. Denn auch Erneuerbare und KWK-Anlagen ab 100 kW müssen in den Redispatch integriert werden. Zukünftig muss also eine viel engere Koordinierung zwischen den Akteuren erfolgen.

Hintergrund: Vorgaben und Verbindlichkeit erst ein halbes Jahr vor Go-Live

In Arbeitskreisen der Verbands- und Netzbetreiberprojekte (BDEW-Projekt und Connect+) wurden grundlegende Prozesse und Abläufe definiert und veröffentlicht sowie eine neue Kommunikationsplattform namens RAIDA entwickelt. Das letzte verbindliche Festlegungsverfahren zum Redispatch der Bundesnetzagentur wurde jedoch erst im März 2021, rund ein halbes Jahr vor dem Start des neuen Markt-Regimes, veröffentlicht. Viele Verteilnetzbetreiber sowie ihre IT-System-Zulieferer fragen sich deswegen, ob die komplexen Redispatch-Prozesse noch fristgerecht implementiert werden können. Um diese Frage zu beantworten, hat die HG eine Marktbefragung durchgeführt. Insgesamt haben 61 Personen zwischen dem 2. und dem 30. April 2021 daran teilgenommen. Der größte Teil der Teilnehmenden vertrat Verteilnetzbetreiber (31 %) und Dienstleister-Unternehmen (44 %). Unter den Verteilnetzbetreibern war eine große Bandbreite abgebildet: sowohl VNB ohne eigene Redispatch-Anlagen, als auch NB mit mehr als 10.000 angeschlossenen Redispatch-Anlagen haben teilgenommen.

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

energate berichtet über den straffen Zeitplan für Redispatch 2.0:

Ein Großteil der Marktteilnehmer hält den 1. Oktober als Starttermin für das neue Redispatch 2.0 für zu ambitioniert. Das geht aus einer Umfrage der Unternehmensberatung HORIZONTE-Group hervor, deren Ergebnisse energate vorliegen. Nur ein Drittel der insgesamt 61 Befragten - insbesondere Dienstleister und Netzbetreiber - halten einen pünktlichen und reibungslosen Start für realistisch. (...) Link

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Und die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) schreibt "Redispatch 2.0: Wie hat sich der Markt aufgestellt?"

In einer Umfrage der HORIZONTE-Group ergibt sich: 20 Prozent der befragten Verteilnetzbetreiber haben noch nicht in Erfahrung gebracht, wie sehr sie vom Redispatch 2.0 betroffen sind. Fast ein Drittel ist unzufrieden mit den Dienstleistern. Weit mehr als die Hälfte hält den Go-Live-Termin zudem für unrealistisch. (...) Link

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Neue Anforderungen noch nicht überall abgeklopft

Neue Anforderungen noch nicht überall abgeklopft Knapp vier von fünf befragten Netzbetreibern haben für sich abgeleitet, wie sie in ihrem Netzgebiet von Redispatch betroffen sind. Dass 20 % der VNB dies nicht getan haben, überrascht. Schließlich unterscheidet sich der Umfang der Anforderungen stark in den verschiedenen Stufen. VNB, die derzeit noch keine Redispatch-relevanten Anlagen im eigenen Netz angeschlossen haben und weder eigene Engpässe noch Engpässe des vorgelagerten Netzbetreibers erwarten, sind vorerst relativ wenig von Redispatch 2.0 betroffen. Ist ein VNB aber in den drei genannten Kategorien betroffen, sind viele neue Prozesse und komplexe Anwendungsfälle zu meistern, die nur auf Basis großer Anpassungen und Erweiterungen der IT-Architektur und Prozesslandschaft gelingen. Denn VNB, die Engpässe im eigenen Netz erwarten, benötigen zukünftig eine granulare Netzzustandsanalyse sowie eine sogenannte Maßnahmendimensionierung zur Ermittlung der erforderlichen Eingriffe und Bestimmung von deren Größenordnung. Derzeitig genutzte Netzleitsysteme bieten diese Funktionen der Redispatch-Planprozesse unter Einbeziehung der Netztopologie sowie aktueller Last- und Einspeiseprognosen oft nicht. Hier gilt es weiterhin zu beachten, dass nicht nur im KRITIS-Umfeld der Netzleitstelle Anpassungen erforderlich werden. Auch die Verknüpfung mit der Büro-IT, bspw. im Energiedatenmanagement, muss umgesetzt werden. Aus diesem Grund haben viele der befragten VNB ein eigenständiges Projekt aufgesetzt, um sich zum Redispatch 2.0 zu befähigen. Lediglich 14 % der befragten VNB hat dafür bislang noch keine Notwendigkeit gesehen.

Dienstleister unterstützen die VNB aber stricken mit heißer Nadel

Um dem neuen Redispatch-Regime zu begegnen, haben 47 % der teilnehmenden VNB einen Dienstleister beauftragt. Jedoch lediglich etwas mehr als zwei Drittel dieser VNB sind mit ihrem Dienstleister und dessen Umsetzungsroadmap zufrieden. Hier könnte vor allem die lange anhaltende Unsicherheit bzgl. der gestellten Anforderungen aus den Festlegungen der Bundesnetzagentur eine Rolle spielen. Aufgrund der kurzen Umsetzungszeitspanne mussten die Lösungsanbieter bereits zu einem Zeitpunkt mit den Entwicklungsarbeiten beginnen, als noch nicht alle gesetzlichen Vorgaben, bspw. Prozessabläufe, Datenformate oder Anlagen-Identifizierungsschlüssel, vorlagen. Nun arbeiten die Anbieter mit Hochdruck daran, ihre Systeme für die ersten Testläufe vorzubereiten. Dazu hat sich jedoch anscheinend nicht einmal jeder zweite NB als externer Tester für connect+ registriert (41 %). Die übrigen 59 % können demnach weniger als ein halbes Jahr vor dem Einführungstermin von Redispatch 2.0 noch keine Datenaustauschprozesse testen.

Redispatch-Einführungstermin wird von Vielen als nicht realistisch eingeschätzt

Zwar geben 32 % der Teilnehmenden an, dass der Einführungstermin für Redispatch 2.0 realistisch ist. Doch der Großteil der befragten Expert/innen (68 %) hält den Go-Live vom neuen Redispatch-Regime zum 1. Oktober 2021 für nicht mehr realistisch. Da nicht davon auszugehen ist, dass der Termin verschoben wird, werden alle Akteure weiter unter Hochdruck an der fristgerechten Umsetzung arbeiten und voraussichtlich so manche Anlaufschwierigkeit den reibungslosen Start in die neue Redispatch-Welt begleiten. Doch selbst wenn nicht alle VNB zum Start mit vollautomatisierten Systemen an den neuen Prozessen teilnehmen werden, bzw., nicht alle Redispatch-relevanten Anlagen sofort eingebunden werden, ist kein Blackout zu befürchten. Vielmehr wird die Branche sich darauf konzentrieren die notwendigen und hochpriorisierten Anwendungsfälle im Sinne der Minimalanforderungen zu meistern und Schritt für Schritt auch über den 1. Oktober 2021 hinaus die Prozesse optimieren. Dennoch ist auffällig, dass lediglich jede/r Fünfte zufrieden ist in Bezug auf die Art und Weise der kommunizierten Festlegungsverfahren zum Redispatch. Rund 81 % der Teilnehmenden sieht wohl Verbesserungspotentiale im Rahmen der Kommunikation von gesetzlich umzusetzenden Anforderungen. Insbesondere die knappe Zeit zur Umsetzung von spät festgelegten Vorgaben scheint zu Unzufriedenheit zu führen. Dabei haben viele Unternehmen in den bdew-Arbeitskreisen sowie dem Netzbetreiber-Projekt connect+ selbst tatkräftig Konzepte und Branchenlösungen mitentwickelt und den Regulierungsbehörden vorgelegt. Einige Teilnehmer/innen sehen die verabschiedeten Beschlüsse der Regulierungsbehörden dennoch als nicht ausreichend anwendungsfreundlich an (5 %).

Was Netzbetreiber nun tun können

Sofern noch nicht geschehen, sollten betroffene Unternehmen wie Netzbetreiber, Einsatzverantwortliche oder Anlagenbetreiber nun prüfen, in welcher Tiefe sie vom Redispatch 2.0 betroffen sind. Auf Basis dieser Prüfung sollten die nächsten Schritte und Handlungsbedarfe abgeleitet werden: benötigt man eine Erweiterung der Netzleitstelle oder ein Redispatch-System inkl. der Möglichkeit, Prognosen für Erzeugungsanlagen zur Verfügung zu stellen? Ggf. ist neben der Abstimmung mit dem Hersteller der benötigten IT-Systeme auch die Einbindung eines Dienstleisters angebracht, um schnellstmöglich und effizient ans Ziel zu kommen. Darüber hinaus ist es auch sinnvoll, kurzfristig den Dialog mit den Marktpartnern in der Region zu starten, damit die Redispatch-Prozesse auch fristgerecht beginnen können.

Unter folgendem Link können Sie die Auswertung unserer Umfrage anfordern:

> Auswertung der Marktbefragung anfordern (die Umfrage ist seit dem 30. April geschlossen)

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


HG-Fachvortrag beim 7. DEUMESS-Kongress zur Liberalisierung des Messwesens

Beim 7. Fachkongress des DEUMESS e.V. – dem Verband mittelständischer Messdienstleiser – präsentierte Dr. Roland Olbrich zur Liberalisierung des intelligenten Messwesens und der Verknüpfung mit Submetering.

Fokus waren einerseits die gesetzlichen, technischen und Markt-Rahmenbedingungen für Metering / Submetering. Andererseits wurden potenzielle Geschäftsmodelle und Strategien von Energieversorgern, sowie wirtschaftliche Herausforderungen und abzuleitende Erkenntnisse für die Submetering-Branche thematisiert.

  • Sie haben Interesse an den Vortragsunterlagen? Diese sind  hier erhältlich, nachdem Sie ihre E-Mail-Adresse eingeben:


HG unterstützt WEMAG durch Analytics bei der Transformation zum Energieversorger 2.0

HG unterstützt WEMAG bei der Transformation zum Energieversorger 2.0


Tableau-Prozesssteuerung hat eine bisher nicht gekannte Transparenz ermöglicht

Die Schweriner WEMAG AG, ein bundesweit aktiver Öko-Energieversorger mit ca. 180.000 Kunden und eigenem 15.000-km-Stromnetz in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg, ist auch im Bereich Photovoltaik- (PV) und Speicheranlagen, E-Mobility, Internet, Telefon sowie Digital- und HD-Fernsehen aktiv. Um trotz der wachsenden Komplexität der Geschäftsprozesse dauerhaft wettbewerbsfähig zu bleiben, hat WEMAG, u.a. mit Unterstützung der HORIZONTE-Group, einen Analytics-Transformationsprozess mit Tableau angestoßen.

Erste Erkenntnisse:

  • Abteilungsübergreifende Prozessüberwachung ermöglicht ganzheitliche Abwicklung
  • Erleichtertes Tagesgeschäft, hohe Transparenz, kürzere Durchlaufzeiten und gesparte Arbeitszeit
  • WEMAG profitiert von Tableau Blueprint

Für die Herausforderungen der Digitalisierung der Energiewende entwickelte das WEMAG-Team um Dr. Heiner Asmus in Zusammenarbeit mit Experten der HORIZONTE-Group eine Tableau-Anwendung, über die alle beteiligten Abteilungen und Mitarbeiter auf den kompletten Geschäftsprozess zugreifen können. „Wir haben zunächst alle relevanten Datenquellen zusammengeführt – von unserer Schleupen-Branchenlösung und anderen Zentrallösungen sowie einer bestehenden SQL-Datenbank über den Mail-Verkehr in Microsoft Exchange und eine interne, webgestützte Workflow Lösung bis hin zu diversen Excel-Tabellen. Anschließend erfolgte die Visualisierung des Gesamtprozesses und der einzelnen Arbeitsschritte für alle EEG-Anträge.“ In verschiedenen Dashboard-Ansichten erkennen die beteiligten Mitarbeiter jetzt auf einen Blick, wie viele neue Anträge eingegangen sind, welche Projekte sich in welchen Phasen befinden, wo Zeitüberschreitungen drohen, welche Telefonate durchgeführt, welche E-Mails bearbeitet werden müssen oder welche Projekte andere konkrete Maßnahmen erfordern. Überall ermöglichen Drill-Downs den Zugriff bis auf den einzelnen Kundenantrag.

Lesen Sie das vollständige Best-Practice-Beispiel direkt auf der Website von Tableau: LINK 


Neuer HG-Beitrag zur Heizkostenverordnung und Submetering in ZfK

Ausgabe 04/21 der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK):

Novelle der Heizkostenverordnung: Relevante Kernpunkte in Bezug auf Submetering für Kommunalversorger

Was bedeutet der Referentenentwurf der Heizkostenverordnungsnovelle für Stadtwerke? Welche Auswirkungen hat hier das OVG-Urteil-Münster? Die HG-Experten Dr. Roland Olbrich und Frank Hirschi schildern der Zeitung für kommunale Wirtschaft in der Print-Ausgabe sowie im Online-Interview, welche Schritte Stadtwerke nun einleiten sollten.

Wir haben unsere Beiträge für Sie in einer PDF-Datei bereitgestellt:

Beiträge als PDF lesen
  • Mehr dazu erfahren Sie auf S. 25 der April-ZfK-Ausgabe – das ePaper finden Sie hier: Link
  • Das ausführliche Interview mit unseren HG-Experten findet man online bei der ZfK: Link

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Redispatch 2.0 - Marktbefragung

Von Frank Hirschi

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. Einzelne Verteilnetzbetreiber sowie Softwarehersteller fragen sich, ob die komplexen Redispatch-Prozesse fristgerecht implementiert werden können.

In Arbeitskreisen der Verbands- und Netzbetreiberprojekte (BDEW-Projekt und Connect+) werden die erforderlichen Prozesse und Szenarien erarbeitet, abgestimmt und veröffentlicht. Das letzte verbindliche Festlegungsverfahren zum Redispatch der Bundesnetzagentur wurde im März 2021, rund ein halbes Jahr vor Go-Live, veröffentlicht.

Wie bewerten Sie den Stand der Umsetzung von Redispatch 2.0? Mit einer Marktbefragung versuchen wir die Erwartungen der Unternehmen transparent zu machen: Halten die Marktteilnehmer/innen die fristgerechte Implementierung des neuen Redispatch-Regimes für möglich?

Unter folgendem Link können Sie an Umfrage teilnehmen  (Bearbeitungszeit ca. 2 Minuten):

> Auswertung der Marktbefragung anfordern (die Umfrage ist seit dem 30. April geschlossen)

Die Ergebnisse der Befragung werden im Teilnehmerkreis verteilt.

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