Aktuelles

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.

Sie sehen gerade einen Platzhalterinhalt von Microsoft Bookings. Um auf den eigentlichen Inhalt zuzugreifen, klicken Sie auf die Schaltfläche unten. Bitte beachten Sie, dass dabei Daten an Drittanbieter weitergegeben werden.

Mehr Informationen
Inhalt entsperren Erforderlichen Service akzeptieren und Inhalte entsperren

Eine exklusive Auswertung der Ergebnisse wird im Teilnehmerkreis verteilt.

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

by Frank Hirschi

Novellierte Heizkostenverordnung vertagt

Die Novellierung der Heizkostenverordnung ist ins Stocken geraten

Bundesrats-Ausschüsse vertagen das Thema

Warum dies so ist und welche Konsequenz dies für EVU hat lesen Sie in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK), mit Kommentierung unserer Experten Dr. Roland Olbrich und Frank Hirschi.

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

Artikel als PDF lesen

by Frank Hirschi

Neuer HG-Beitrag zur Positionierung des Messstellenbetreibers in ZfK

Messstellenbetrieb im Wandel: 5 Jahre Messstellenbetriebsgesetz

Ausgabe 09/21 der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK):

Was hat sich mit Einführung des MsbG für MSB geändert? Wie müssen sich MSB künftig aufstellen, um die Chancen der Digitalisierung und Liberalisierung des Messwesens zu nutzen?

Unseren Artikel hierzu finden Sie unten als pdf – sowie direkt auf S. 11 der September-ZfK-Ausgabe unter folgendem Link.

Artikel als PDF lesen

by Frank Hirschi

Marktkommunikation 2022 – Die Digitalisierung und Standardisierung des Netzzugangs schreitet voran

MaKo 2022 - was steckt dahinter?

Das Festlegungsverfahren

Nachdem durch die Marktteilnehmer zum Ende des Jahres 2019 die MaKo 2020 mit allen bekannten Problemen und Nachwehen erstmals produktiv gesetzt wurde, war bereits absehbar, dass dies noch nicht der letzte Akt erheblicher marktrollenübergreifender Veränderungen der bestehenden Prozess- und Systemstrukturen war. Mit dem Beschluss vom 21.12.2020 der Beschlusskammer 6 der BNetzA „BK6 20 160 – Festlegungsverfahren zur Weiterentwicklung der Netzzugangsbedingungen Strom“ Ende vergangenen Jahres wurden weitere Festlegungen zur zukünftigen Ausgestaltung der Marktkommunikation veröffentlicht.

MaKo 2022 – Was kommt auf die Energiewirtschaft zu?

Die Umsetzung der MaKo 2022 führt durch die Überarbeitung und Ergänzung der GPKE, MPES, WiM Strom und der MaBiS für Marktteilnehmer zu erheblichem Aufwand. Im Folgenden geben wir Ihnen einen Grobüberblick über die neuen Vorgaben und Ziele der Mako 2022.

Ohne auf alle Ziele und Anforderungen im Detail eingehen zu wollen, lässt sich festhalten, dass das übergeordnete Ziel die weiterführende Digitalisierung und Standardisierung von Prozessen in der Energiewirtschaft ist. Hierunter fällt auch die Einführung des elektronischen Preisblatts, welche eine standardisierte Prozessausgestaltung zwischen Netzbetreibern und Lieferanten ermöglicht und Lieferanten in die Lage versetzt, eine massentaugliche, weil automatisierte, Rechnungseingangsprüfung durchzuführen. Darüber hinaus wurde der Prozess zur Unterbrechung und Wiederherstellung der Anschlussnutzung standardisiert (EDIFACT-Prozess). Der manuelle und zeitaufwendige Austausch von Excel-Formularen gehört zukünftig der Vergangenheit an.

Mit der neuen Marktrolle Energie-Service-Anbieter kurz ESA enthält die MaKo 2022 eine weitere spannende Neuerung, auf die wir im Weiteren kurz eingehen möchten.

Einführung des ESA – Bedeutung und Herausforderung für die Energiewirtschaft

Als externer Marktteilnehmer ist der ESA vorbehaltlich einer Beauftragung durch den Anschlussnutzer und einem verbauten intelligenten Messsystem dazu berechtigt, Messwerte bei dem zuständigen Messstellenbetreiber anzufragen. Im Fokus des ESA stehen zukünftig zwei Tarifanwendungsfälle (TAF): zum einen der TAF7, welcher die Übermittlung von Zählerstandsgängen erlaubt und zum anderen der TAF14, welcher die hochfrequente Bereitstellung von Messwerten ermöglicht. Der ESA kann diese Messwerte dann entweder an berechtigte Dritte weitergeben und somit als Datenschnittstelle zum MSB fungieren oder selbst die Rolle des Mehrwertdienstleisters einnehmen. Bei letztgenannter Variante ist der ESA auf Basis der hochfrequenten Messwerte in der Lage, dem Endkunden durch eine Analyse des Verbrauchsverhaltens, Mehrwertleistungen wie z.B. die Optimierung des Energieverbrauchs/Energiemanagements oder Unterstützung bei der optimalen Wahl des Energielieferanten und Stromproduktes anzubieten.

Die Einführung des ESA hat dadurch natürlich Auswirkungen auf das bestehende Tätigkeitsfeld von Messstellenbetreibern und muss strategisch betrachtet werden. Auf der einen Seite ergibt sich durch entgeltlich zu vergütender Bereitstellung der Messwerte an den ESA oder die eigenständige Ausübung der Rolle und die Weiterverteilung an Dritte eine zusätzliche Einnahmequelle, die es zu erschließen gilt.

Auf der anderen Seite wird sich der Wettbewerbsdruck auf dem Gebiet der Mehrwertleistungen durch sinkende Eintrittsbarrieren, unabhängig davon, ob der ESA als Datenschnittstelle oder selbst als Mehrwertdienstanbieter auftritt, weiter erhöhen. Man stelle sich hier vor, Vergleichsportale wie Verivox erhalten Zugriff auf hochfrequente Messwerte und können dadurch ihre Rolle als Vermittler maßgeschneiderter Tarife und Energielieferanten weiter ausbauen. Messstellenbetreiber müssen sich, wollen sie nicht nur Infrastrukturdienstleister sein, diesem Wettbewerb stellen und das eigene Produktportfolio hinsichtlich Attraktivität und Resilienz überprüfen. Nur so werden sie weiterhin die Kundenschnittstelle behalten.

Unabhängig davon, wie sich Messstellenbetreiber bei der Einführung des ESA strategisch aufstellen, eines ist sicher – die mit der Umsetzung verbundenen Herausforderungen sind nicht zu unterschätzen. Ein besonderer Fokus sollte hier auf der notwendigen Ertüchtigung der Prozess- und IT-Landschaft liegen. Die durch die neue Marktrolle notwendigen Anpassungen der Prozesse von der Anfrage und Bestellung der Messwerte bis zur Abrechnung und Beendigung des Dienstleistungsverhältnisses müssen standardisiert umgesetzt werden, um im Regelbetrieb manuellen Mehraufwand zu reduzieren. Im Versorgungsszenario muss der ESA samt Stammdaten hinterlegt werden und die bestehenden Abrechnungsprozesse müssen ertüchtigt werden.

MaKo 2022 – Ein erstes Fazit

Die Umsetzung der Vorgaben aus der MaKo 2022 bedeutet für Marktteilnehmer eine große Herausforderung, birgt durch Standardisierung und Automatisierung der Marktprozesse aber auch vielseitige Potentiale. Erschwert wird die Implementierung durch die parallele Umsetzung weiterer regulatorischer Anforderungen wie z.B. Redispatch 2.0. Schnell ergeben sich Ressourcenengpässe bei den Marktpartnern bzw. ihren IT-Dienstleistern, welche eine qualitative und fristgerechte Umsetzung erschweren können – MaKo 2020 lässt grüßen.  Aus diesen Gründen ist es unabdingbar, frühzeitig mit der Analyse, der Konzeption und die Umsetzung der Anforderungen zu starten.

Wie gewohnt steht Ihnen die HORIZONTE-Group AG als Partner zur Seite und unterstützt Sie mit dem erprobten HG-Vorgehensmodell gerne bei der qualitativen und fristgerechten Umsetzung von MaKo 2022.

Mit diesem Modell sind wir in der Lage, die Anforderungen und ihre Auswirkungen für Organisation, Prozesse und IT schnell herauszuarbeiten und Ihnen wertvolle Zeit für die Umsetzungsphase einzusparen. In der Folge erarbeiten wir auf Basis der Anforderungen Fach- und IT-Konzepte für Ihren IT-Dienstleister und steuern in der Folge die Umsetzung des Gesamtprojektes inkl. des Testmanagements bis zum Go-Live. Kommen Sie für weitere Informationen oder hinsichtlich eines unverbindlichen Erstgesprächs gerne auf uns zu und lassen Sie uns die Hürde MaKo 2022 gemeinsam meistern.

Autoren: Konstantin Reimann und Philip Mühlberger

by Frank Hirschi

Neues aus dem Messwesen: Stufenmodell 2.0 und Co.

Neue Entwicklungen im Messwesen erklärt

Welche neuen Veröffentlichungen gibt es im Messwesen?

Vor der Sommerpause hatten Bundestag und Bundesrat das neue Klimaschutzgesetz sowie ein Bündel von Energiegesetzen, u.a. auch Anpassungen im Messstellenbetriebsgesetz (MsbG), verabschiedet. Gerade im Bereich Smart Metering finden interessierte Beobachter/innen aktuell viele richtungsweisende Informationen aus verschiedenen Kanälen.

Zum einen wurden durch die Behörden und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) der Barometer-Bericht zur Digitalisierung der Energiewende für das Berichtsjahr 2020 sowie neue „Technische Eckpunkte für die Weiterentwicklung der Standards für die Digitalisierung der Energiewende“ veröffentlicht. Und auch ein erster Entwurf für eine aktualisierte Version 1.1 der Technische Richtlinie (BSI TR-03109-1) bzgl. „Anforderungen an die Interoperabilität der Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems“ wird wohl aktuell in dem Ausschuss Gateway-Standardisierung diskutiert (Nachtrag: zeitgleich mit der Veröffentlichung dieses Beitrags hat der Ausschuss Gateway-Standardisierung nun auch die TR v1.1. veröffentlicht: Link).

Zum anderen gibt es Nachrichten über Weiterentwicklungen im Gerätesektor: Nun haben insgesamt drei SMGw-Hersteller eine Re-Zertifizierung des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)  erhalten und ermöglichen mit ihren Geräten auch neue Tarifanwendungsfälle bzgl. des Netzzustandes sowie Mehrwertdienste auf Basis von hochfrequenten Messwerten.

Der rote Faden: Standardisierungsstrategie und Stufenmodell

Doch wo liegen die Zusammenhänge zwischen diesen Entwicklungen? Den roten Faden liefert tatsächlich die vom BMWi 2019 veröffentlichten  „Standardisierungsstrategie zur sektorübergreifenden Digitalisierung nach dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende“ sowie der 2020 veröffentlichten „Fahrplan für die weitere Digitalisierung der Energiewende“. Im Zentrum des Fahrplans der Digitalisierung der Energiewende stehen die Smart-Meter-Gateways (SMGw), deren Weiterentwicklung sowie Einsatzgebiete. Während viele Leitplanken bereits seit Jahren feststehen, entwickeln sich die technischen Standards inkrementell weiter. Diesbezüglich sind insb. die oben genannten Dokumente und Informationen richtungsweisend. Die Umsetzung der Smart-Meter-Roadmap wird erkennbar immer detaillierter Kontur annehmen. In diesem Zusammenhang befindet sich das erwartete Stufenmodell in Version 2.0 nunmehr in der Kommentierung und damit unmittelbar vor der Veröffentlichung.

Wurde das aktualisierte Stufenmodell ursprünglich noch im ersten Quartal erwartet, sorgte die überraschende Entscheidung des OVG Münster, die Allgemeinverfügung für intelligente Messsysteme (für die klagenden Parteien) auszusetzen, augenscheinlich zunächst einmal für eine Verschiebung der Prioritäten. Im zweiten Quartal des Jahres ging es erst einmal um die Rettung des grundsätzlichen Smart-Meter-Infrastrukturansatzes. Nach der MsbG-Novelle kann sich nun wieder auf die Weiterentwicklung des Stufenmodells konzentriert werden.

Doch was sind eigentlich die wesentlichen Inhalte der bekannten Informationen aus dem Stufenmodell?

Das Stufenmodell im Detail

Das Stufenmodell ist das wesentliche Rahmendokument für die zukünftige inkrementelle Umsetzung der Digitalisierung der Energiewende, vor allem mittels intelligenter Messysteme (iMSys: also digitalen Stromzählern mit dem SMGw als sichere Kommunikationseinheit). Das Modell beschreibt den Pfad, welche Funktionen nach und nach durch die Branche umzusetzen sind. Hersteller, Softwareanbieter, Messstellenbetreiber, Netzbetreiber, Lieferanten, regulierende und gesetzgebende Instanzen und weitere Stakeholder (Stichwort E-Mobilität)  – nahezu alle sollen einbezogen und in die Pflicht genommen werden.

Systematisch bleibt man dem bisherigen Ansatz aus Energiewirtschaftlichen Anwendungsfällen (EAF), dazu notwendigen Systemanwendungsfällen (SAF) und Funktionsbausteinen (FB) treu. Auch strukturell beschreibt das Stufenmodell weiterhin zunächst die Systematik sowie den Stand der Technik, ehe die nächsten Weiterentwicklungsstufen und ein Ausblick gegeben werden.

Stand der Technik

Das Stufenmodell 2.0 definiert im Stand der Technik, Sommer 2021, zwei Typen von Systemanwendungsfällen. Zum einen (SAF-1.x): hierbei handelt es sich um jene Grundfunktionen, die die ersten intelligenten Messsysteme bereits seit dem Marktstart im Frühjahr 2020 beherrschen. Eingeweihten dürften diese Funktionen im Wesentlichen unter den Kürzeln TAF1, TAF6, TAF7 bekannt sein – also damit die Grundfunktionen, um überhaupt bei Verbraucher/innen abrechnungsrelevante Messwerte zu erhalten. Als Grundfunktionalität werden ebenfalls zeitvariable Tarife genannt (TAF2), auch wenn dies in der Branche zumeist erst später umgesetzt wurde.[1] Gleichzeitig stellen diese Grundfunktionen auch die Voraussetzung dar, um Webportale mit Daten zu versorgen. Die Systemanwendungsfälle zur Firmware-Aktualisierung und der Kommunikation zwischen CLS und Externem Marktteilnehmer (EMT) werden ebenfalls unter dem aktuellen Stand der Technik geführt (bereits seit der ersten Version des Stufenmodells), wenngleich es derzeit was die praktische Umsetzung der ersten SMGw-Firmwareupdates angeht, noch etwas ruckelt.

Dazu (SAF-2.x) kommen die Funktionen, die nach den oben genannten Re-Zertifizierungen der SMGw seit einem Dreivierteljahr enthalten sind (seit der Re-Zertifizierung des ersten Herstellers). Die neuen Tarifanwendungsfälle 9 („Bereitstellung der Ist-Einspeisung einer Erzeugungsanlage“) und 10 („Bereitstellung von Netzzustandsdaten“) versetzen insbesondere Netzbetreiber in die Lage, eine höhere Transparenz ihrer Infrastruktur zu erlangen und auf Basis dieser Informationen bspw. auch via CLS-Management zielgerichtet Anlagen zu steuern. Darüber hinaus bietet TAF 14 („Hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehrwertdienste”) neue Möglichkeiten, um datenbasierte Geschäftsmodelle mit Fokus auf Letztverbraucher/innen auf den Weg zu bringen. Eine Übersicht finden Sie in der folgenden Darstellung.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Weiterentwicklung und Ausblick

Weitaus interessanter als der Stand der Technik, welcher im Wesentlichen den Status quo als zweite Entwicklungsstufe definiert, ist der Ausblick, welche Entwicklungen als nächstes zu erwarten sind. Fokus sind hier

  • die netzdienliche Steuerung,
  • die Einbeziehung der (öffentlichen und nicht-öffentlichen) Ladeinfrastruktur in das Smart Metering oder
  • das Submetering.

Ferner auch die Erweiterung auf weitere Sparten – hier wird die Anbindung Gas weitergedacht. So sollen künftig weitere Zähler via LMN-Schnittstelle anbindbar sein.

Die Marktakteure sind derzeit aufgefordert, ihre Rückmeldungen einzubringen – insofern muss dies nicht unbedingt Bestandteil der nächsten Stufe 3.0 werden.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Um weitere Sparten einzubeziehen und für die Elektromobilität den CLS-Ansatz zu öffnen, fasst das so vorgedachte Stufenmodell 3.0 die „Systemgrenze“ weiter. Bisher galten nur moderne Messeinrichtungen (mME) und SMGw als Bestandteile innerhalb der „Systemgrenze“; Steuerinfrastruktur und Zähler anderer Sparten hingegen lagen außerhalb derselben. Mittlerweile aber wird diese sog. „Systemgrenze“ erweitert und die zuletzt genannten Bestandteile sind nun erstmals Teil des Modells. Dies bedingt, dass jene künftig Bestandteile des Ordnungsrahmens der Smart Metering Infrastruktur werden. Proprietären Lösungen wird damit ein Riegel vorschoben. Das Sicherheitsmodell der iMSys-Welt wird auf andere Sparten übertragen.

Eigene „wide area network“- (WAN-)Anbindungen unter Umgehung des SMGw sind allerdings weiterhin möglich, sofern es nicht um „energiewirtschaftlich relevante“ Daten geht.

Was sind die nächsten Schritte?

Der nächste Schritt ist die Veröffentlichung des sich bis dahin ggf. geringfügig nochmals verändernden Stufenmodells 2.0 nach den Kommentierungen durch die Fachgremien. Gleichzeitig wird die TR 1.1 in den Ausschuss Gateway-Standardisierung gebracht. Hiermit wird der Stand der Technik auch regulatorisch verankert. Sollte es zeitlich nicht wieder zu Verzögerungen kommen, stände am Jahresende das Stufenmodell 3.0 – freilich abhängig von den Kommentierungen und den Einschätzungen der Ministerien. Unabhängig davon, was die konkreten Inhalte sein werden: Im Vordergrund werden weitere Sparten, das CLS-Management für die E-Mobilität sowie die Steuerung von Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen stehen. Darüber hinaus steht die Detaillierung bereits eingeschlagener Wege an (als Stichworte: CLS-Kanal für Drittanwendungen, EEBUS, ZSG, Netzzustandsdaten).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Lieferanten tun gut daran, sich auf die anstehenden Entwicklungen einzustellen. Die HORIZONTE-Group analysiert regelmäßig, welche Handlungsfelder der Marktteilnehmer direkt von den Plänen des Gesetzgebers tangiert werden! Auch in Ihrem Fall – sprechen Sie uns gerne an!

 

Nachtrag, 9. August 2021 – unser Bericht in der ZfK: 

Lesen Sie auch unseren Beitrag über das Stufenmodell in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK).

 

 

 

[1] Neuerungen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) definieren in § 41a erstmals auch lastvariable, tageszeitabhängige und dynamische Stromtarife und geben großen Lieferanten (ab 200.000 Endverbraucher/innen) die Verpflichtung mit, solche Stromtarife ab 1. Januar 2022 anzubieten.

 

Autor: Axel Wachtmeister; Co-Autor: Frank Hirschi

 

by Frank Hirschi

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.

by Frank Hirschi

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.

by Frank Hirschi

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 Ansatzes: 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.

by Frank Hirschi

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.

by Frank Hirschi

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

Beitrag als PDF lesen

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

Beitrag als PDF lesen

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!

by Frank Hirschi