Aus der Branche

Den Energieversorgungsunternehmen in Deutschland steht aus regulatorischer Sicht eine spannende Zeit bevor. Das gilt einmal mehr für Digitalisierung der Energiewende. Zahlreiche Gesetze, Normen und Analysen wurden soeben veröffentlicht, befinden sich in der Konsultation oder bereits im Gesetzgebungsverfahren. Bleibt es beim Zeitplan des Gesetzgebers bzw. der involvierten Behörden, gibt es 2021 eine Menge neuer Vorschriften zu lesen, zu interpretieren und in die betriebliche Praxis zu überführen.

Am 12. November erschienen ist die aktuelle Marktanalyse. Entgegen den Erwartungen aus Januar wurden die Einbaufallgruppen der Einspeisung bzw. des § 14a EnWG noch nicht für den Einbau von intelligenten Messsystemen bestätigt. Überraschend jedoch: Die Anbindbarkeit von Gaszählern gem. § 40 Abs. 2 MsbG wird nun als technisch möglich bewertet.

Wesentlich spannender jedoch sind die auf der Basis von intelligenten Messsystemen vorgesehenen Entwicklungen für das Smart Grid. Hier sind zwei Themenfelder zu unterscheiden – die Einspeisung auf der einen und die der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen gem. § 14a EnWG auf der anderen Seite. In beiden Bereichen stehen wir kurz vor Neuregelungen.

Das EEG befindet sich mit der Novelle 2021 bekann-termaßen mitten im Gesetzgebungsverfahren. Aktuell werden die Entwürfe zwischen Regierung und Parlamen-ten diskutiert. Aus Perspektive des Messwesens interess-ant ist, ob künftig auch bei Anlagen mit einer installierten Leistung größer 1 kW intelligente Messsysteme eingebaut werden müssen. Nach aktuellem Stand bleibt es trotz der Einwände des Bundesrates bisher bei der Position des Ministeriums zur Ausweitung der Einbauverpflichtungen über den im MsbG definierten Umfang hinaus.

HG hat die Verpflichtungsregelungen aus der Perspektive der Ausbauverpflichtung von EEG-Anlagen für Sie analy-siert (wir senden Ihnen gerne eine Zusammenfassung).

Die Diskussionen zum § 14a EnWG erfolgen im Gegensatz zu denen der EEG-Novelle eher verborgen vor der größeren Öffentlichkeit. Nach Aussagen des BMWi im Rahmen der BDEW Fachtagung Messwesen vom 11. November 2020 soll es jedoch sehr zeitnah zur Veröffentlichung von Entwürfen für eine Neuregelung kommen.

Zwischen den Zeilen konnte man auch heraushören, dass das BMWi weiterhin viel Sympathie für das im Barometerprojekt-Gutachten zum Topthema 2 „Regulierung, Flexi-bilisierung und Sektorkopplung“ empfohlene Modell der Spitzenglättung zur Absicherung der Netzstabilität hat (wir senden Ihnen gerne eine Zusammenfassung).

Mit dem sog. Stufenmodell hat das BSI ein langfristig angelegtes Konzept zur Weiterentwicklung des intelligenten Messwesens bzw. Smart Meter Gateways vorgelegt. In mehreren sog. Stufen sollen in den nächsten Jahren die Voraussetzungen geschaffen werden, um aus der bestehenden Nische des intelligenten Messwesens einen breit angelegten Infrastrukturansatz zu entwickeln. Auch das Stufenmodell wird aktuell auf Basis der Ergebnisse der Konsultation überarbeitet und wird in Kürze in überarbeiteter Form erscheinen.

Die Unternehmen des Energiesektors sind einem sich dynamisch entwickelndem Umfeld ausgesetzt. Dezentralisierung und Energiewende verlangen stabile, effiziente und hochautomatisierte Prozesse. Dies kann vielfach nur durch den Einsatz des richtigen Dienstleisters gelingen. In den vergangenen Jahren haben wir als HORIZONTE-Group eine Vielzahl von Unternehmen erfolgreich auf dem Weg in verschiedenartige Providermodelle begleitet. Dieses Know-how haben wir genutzt und ein standardisiertes Vorgehensmodell, bestehend aus fünf aufeinander abgestimmten Arbeitsschritten, entwickelt (⇒hier mehr dazu). Der HORIZONTE-Group-Kunde Westfalen Weser Netz (WWN) ist diesen Weg mit uns gegangen. Lesen Sie die Geschichte dazu:

Was sind die zentralen Herausforderungen im Submetering, ist ein intelligentes Messsystem dabei ein Muss und warum sollten sich Stadtwerke hier positionieren? Wir schildern im ZfK-Interview, warum es für Stadtwerke wichtig ist, in den Submetering-Markt einzusteigen.

Die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) wird bereits seit längerer Zeit erwartet – ein weiter geschärfter Referentenentwurf liegt nun seit Montag, dem 14. September vor. Das EEG 2021, wie es vom federführenden Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und Energie (BMWi) benannt wurde, befand sich in der Kalenderwoche 38 im Prozess der Stakeholder- und interministeriellen Konsultation, bevor es nun am 23. September 2020 dem Regierungskabinett vorgelegt wird. Vorbehaltlich verschiedener Änderungen bleibt die nächste Revision des EEG, die im Januar 2021 in Kraft treten soll, den Grundprinzipien des Gesetzes treu, die Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien marktfähiger zu machen, indem sie an Ausschreibungen für erneuerbare Energien festhält und gleichzeitig neue Entwicklungen wie die nationale Wasserstoffstrategie 2020 und die Strompreisgestaltung für das Laden von E-Autos einbezieht. Dennoch äußern viele Verbände und Interessengemeinschaften deutliche Kritik an der Novelle, und auch am Umstand, dass ihnen lediglich 72 Stunden zur Kommentierung des 140-Seiten starken Entwurfs zugestanden wurden. Im Folgenden wird auf einige dieser Kritikpunkte kurz eingegangen.

Einige Stakeholder, bspw. Anlagenbetreiber und die Metering-Branche traf der aktuelle Entwurf wie ein Schlag: Die gesetzliche Rolloutverpflichtung von intelligenten Messsystem (iMSys) aus dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) gegenüber Einspeisern wird demnach im Entwurf von § 9 des EEG erweitert. Lag die Untergrenze für den Einsatz von iMSys bisher bei 7 kW_p, sollen laut dem Referentenentwurf zukünftig bereits Anlagen ab 1 kW_p mit iMSys ausgestattet werden. Hintergrund ist, dass die Ist-Einspeiseleistung, also der Tarifanwendungsfall (TAF) 9, auch für solche Anlagen durch den Netzbetreiber abrufbar sein soll, um Maßnahmen bei unterschiedlichen Netzzuständen ergreifen zu können. Für Anlagenbetreiber bedeutet der verpflichtende Einsatz von iMSys voraussichtlich jedoch erst einmal lediglich höhere Kosten ohne größeren Nutzen. Die aktuell verfügbaren TAFs¹ bieten Anlagenbetreibern nämlich, wie Verbände und Verbraucherschützer kritisieren, keinen Mehrwert zu der aktuell eingesetzten proprietären Technik. Welche Kosten genau auf die Betreiber der tausenden betroffenen Anlagen zukommt, verrät der Entwurf aber noch nicht.

Doch der Referentenentwurf geht noch weiter. Nicht nur eine Ausweitung der mit iMSys auszustattenden Einspeiser ist im Gespräch, sondern auch, an welchen Anlagen künftig Steuertechnik vorzusehen sein wird, unterliegt einer Änderung. Um Netzbetreibern tatsächlich auch Netzeingriffe zu ermöglichen, sollen bereits Anlagen ab 15 kW_p verpflichtend mit Steuerboxen ausgerüstet werden. Die dafür notwendige CLS-Technik hat in den letzten Jahren große Fortschritte gemacht, wenngleich die Branche bisher noch immer auf verbindliche regulatorische Rahmenbedingungen wartet. Aber auch hierauf geht die Novelle kurz ein und legt dar, dass das „Ziel einer konsistenten und ambitionierten Digitalisierungsstrategie erfordert, dass möglichst viele Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen ausschließlich über zertifizierte Smart-Meter-Gateways und nach den technischen Richtlinien und Schutzprofilen des BSI interoperabel und sicher ferngesteuert werden. Damit verfolgt die Bundesregierung das Ziel, für das zukünftige Energieinformationsnetz weitere Standards nach § 27 MsbG zu entwickeln, um stufenweise eine sichere Fernsteuerung von technischen Anlagen über weiterentwickelte Standards und zertifizierte Technik durchzusetzen.“

Ausgenommen von den Regelungen seien Anlagen, die sich bereits in der Direktvermarktung befinden.

Die beiden geplanten Maßnahmen sollen innerhalb von fünf Jahren umgesetzt sein – nach erfolgter Markterklärung gemäß MsbG versteht sich. Letztere, mutmaßt die Zeitung für kommunale Wirtschaft, könne bereits im Rahmen der BSI-Marktanalyse Ende Oktober erfolgen. Erklärt werden diese Verpflichtungen als „zwingende Voraussetzung für die Umsetzung einer umfassenden Digitalisierungsstrategie.“ Ebenfalls wird sodann in der Erklärung auf das Gesamtziel verwiesen, bis 2030 möglichst viele Messstellen mit iMSys auszustatten, um möglichst viele energiewenderelevante Anwendungen sicher (bspw. vor Cyber-Angriffen) in das intelligente Energienetz zu integrieren.

Neben dem Messwesen betrifft die EEG-Novelle auch noch viele weitere Bereiche der Energiewirtschaft. Erneuerbare Energien sollen schneller wachsen, billiger werden und mehr Akzeptanz finden, damit die Klima- und Umweltziele erreicht werden können. Das Ziel Deutschlands, vor der Mitte des Jahrhunderts treibhausgasneutral zu werden, wird so auch in das EEG 2021 aufgenommen. Dabei soll der Stromsektor bereits im Laufe der 2040er Jahre klimaneutral werden.

Der Referentenentwurf will auch dem so genannten „Mieterstrom“ zum Durchbruch verhelfen. Während Hausbesitzer schon seit langem von der Energiewende profitieren können, indem sie PV-Anlagen auf ihren Dächern installieren und dafür Einspeisevergütungen erhalten, konnten Menschen, die in Mietwohnungen leben, bisher nur bedingt an der Energiewende partizipieren. Vermieter größerer Objekte hatten oft nicht genügend Anreize, Solaranlagen auf diesen Häusern zu installieren und sie von ihren Mietern nutzen zu lassen. Das EEG 2021 erhöht jetzt aber die Höhe des Mieterstromaufschlags, um die Attraktivität zu erhöhen.

An einer anderen Front wird jedoch gespart: Um zukünftig seltener negative Strompreise im Markt zu haben, welche den Erneuerbare-Energien-Zuschlag in die Höhe treiben, setzt das EEG 2021 Anlagenbetreibern neue Anreize, flexibler zu reagieren, um eine Überproduktion zu vermeiden. Damit sollen Situationen mit geringer Stromnachfrage aber hoher gleichzeitiger Stromeinspeisung aus konventioneller plus erneuerbarer Energie entschärft werden. Lösungsmöglichkeiten sieht der Entwurf auch direkt vor: „Anlagenbetreiber müssen künftig eigene Wege finden, sich gegen Negativpreisphasen abzusichern, indem sie z.B. Kooperationen mit Speicherbetreibern eingehen, neue Anlagentechnik einsetzen, (…) oder Absicherungsgeschäfte am Stromterminmarkt tätigen.“

Zusammenfassend gibt der Referentenentwurf einen Weg vor, der auf „mehr Markt“ und die konsequente Digitalisierung der Energiewende auf Basis von iMSys und ihrer sicheren Kommunikationsplattform setzt. Der weitere Gesetzgebungsprozess, sowie die parallellaufenden Entwicklungen im Rahmen des sogenannten Stufenmodells zur Weiterentwicklung der erweiterten iMSys-Standards sowie der Anpassung des §14a des Energiewirtschaftsgesetzes lassen einen heißen Herbst erahnen. Der Wandel als einzige Konstante für die Energiewirtschaft – wir analysieren das Thema weitergehend für Sie, kommen Sie auf uns zu!

Redispatch 2.0: Was ist der aktuelle Stand der Umsetzung? Wie hoch werden die Anpassungen in der bestehenden IT-Landschaft eingeschätzt? Was ist zu beachten? Dies thematisiert Michael Rothe in seinem spannenden Hintergrundartikel in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) in der Juli-Ausgabe.

2020 steht ganz im Zeichen der Corona Pandemie. Was bedeutet das für die Unternehmen im Energiesektor? Welche Herausforderungen sind technisch oder auch in Sachen Führung zu meistern? Die HORIZONTE-Group berichtet zum Thema Arbeitsplatz 4.0

Ganz im Zeichen des proklamierten Rollouts intelligenter Messsysteme (iMSys) hatte vom 11. bis 13. Februar wieder einmal die E-World energy & water in Essen ihre Tore geöffnet. Auch wir von der HORIZONTE-Group haben uns wieder einmal unter Besucher und Aussteller gemischt und Stimmen und Stimmungen eingefangen.

Die Größe der Veranstaltung beindruckte auch in diesem Jahr. Die E-World und mit ihr der Veranstalter conenergy haben es geschafft, mit dem Format in den letzten Jahren DEN Treffpunkt der Branche zu etablieren. So ist es schlichtweg eine Unmöglichkeit, ein Motto, eine zentrale Botschaft oder ein besonders hervorstechendes Thema aus der Vielzahl der Einzelaspekte herauszuhören. HORIZONTE-Group, IHR Partner für die digitale Transformation des Energiesektors in Deutschland und Europa, hat sich 2020 erneut auf den Stand der Entwicklungen im Bereich der digitalen Infrastrukturen konzentriert.

Und diesbezüglich war der Termin der Messe gut gewählt. Erst wenige Tage zuvor hatte das BSI mit der Veröffentlichung der sog. Marktanalyse in der Version 1.1 den Startschuss für den Smart-Meter-Rollout in Deutschland gegeben. Damit war der Boden bereitet für ein interessiertes Publikum auf der Suche nach der attraktivsten „SiLKe“ (sichere Lieferkette für Smart-Meter-Gateways), smarten Innovationen und konkreten Produktansätzen. Ob dies nun die „intelligent machende“ Erweiterung für die moderne Messeinrichtung oder direkt der Aufbau eines Submetering-Dienstes ist, Stadtwerke und Energiekonzerne sind auf der Suche nach Kompensationsmöglichkeiten für wegbrechende Kundensegmente und Margen – und zur Abwehr tatsächlicher oder vermeintlicher Wettbewerber.

Auch Dienstleister wurden stark frequentiert. Der deutsche Technologieansatz für den Rollout einer hochgradig sicheren und flächendeckenden Infrastruktur mit bidirektionaler Kommunikation führt zu einer Zäsur. So ist es mittlerweile eine Selbstverständlichkeit, dass nur noch wenige Unternehmen völlig ohne Unterstützung durch einen Plattform-Partner versuchen z.B. die Gateway-Administration selbständig aufzubauen. Dennoch sind noch immer weite Teile des Marktes nicht auf einen konkreten Anbieter fokussiert. Durch die fortlaufenden Verzögerungen der letzten Jahre sind zudem eine Reihe von Dienstleistungsverträgen bereits ausgelaufen, weshalb sich weiterhin viele Vertreter kleiner und mittlerer EVU bei GWAdriga, smartOPTIMO, co.met, TMZ/TEAG und Co. über die Optionen einer Leistungserbringung informierten. Angesichts der Komplexität des „deutschen Modells“ hatten diese Anbieter einen regen Zulauf. Allmählich wird deutlich, dass die Umsetzung des gewählten intelligenten Infrastrukturansatzes Auswirkungen auf eine große Zahl der Wertschöpfungsbereiche in EVU und bei Messstellenbetreibern haben wird.

Uns so reicht es aller Voraussicht nach nicht, den Anforderungen des Gesetzes entsprechend intelligente Messsysteme auszurollen. In den kommenden Jahren wird es vielmehr auch darum gehen, dass Kundenverhalten, Innovationen und die Wirtschaftlichkeit im Blick zu behalten, so die allgemeine Wahrnehmung. Ein Ansatz, der diese Faktoren vereinigt, wurde mit dem Happy-hour-Stromtarif von Envia M vorgestellt. Kombiniert mit der wirklich grünen Stromerzeugung aus Algen, welche das Startup Solaga in Szene setzte, könnte der Messebesucher meinen, der Selbstoptimierungs- und Fitnesstrend hätte auch den Strommarkt „endlich“ erreicht. Insgesamt lässt sich zum Umfeld des Smart-Meterings und den präsentierten Geschäftsmodellen festhalten, dass sich kein einheitlicher Trend herausschält. Sehen die einen Anbieter das Smart-Meter-Gateway als ideales Einfallstor zum Kunden, umgehen andere Anbieter es nahezu komplett. Hier wird es wohl erst das Jahr 2020 zeigen, ob die intelligente Infrastruktur über SMGw zu wirtschaftlichen Geschäftsmodellen führen kann.

Natürlich aber treibt die Branche nicht nur das Smart Metering um. Zunehmend bedeutend wird die Frage, wie die IT-Strategie angesichts „Cloudifizierung“, künstlicher Intelligenz (KI) und datengetriebenen Geschäftsmodellen ausgeprägt werden soll. Entsprechend hatten auch die Softwareanbieter mal wieder jede Menge Gespräche zu führen. Der mittlerweile etablierte „Neue“ ist powercloud. Der Anbieter aus dem Süddeutschen Raum hat in den letzten Jahren ein Partnernetzwerk aufgebaut und schickt sich an, nach einem Angebot für Energievertriebe auch Netze und Messstellenbetreiber anzugehen.

2021 wird die E-World sich nach heutiger Sicht deutlich intensiver noch einem anderen Thema widmen, dass in diesem Jahr nur auf konkrete Nachfrage präsentiert wurde. „Redispatch“, der von den Übertragungsnetzbetreibern angeordnete Eingriff in den marktbasierten, ursprünglich geplanten Fahrplan von Stromerzeugungsanlagen, steht mit der Neufassung als 2.0 in den Startlöchern. Große wie kleine Softwarehäuser, die sich mit dem Einspeisemanagement und der Netzsteuerung befassen, wissen, dass hier spätestens Ende 2020 viele Projekte auf sie zukommen werden. Auch die HORIZONTE-Group hat hier mit der Sondierung für erste Projekte begonnen. Und auch Redispatch 2.0 wird mittelfristig zu einem Anwendungsfall für die Smart-Metering-Infrastruktur.

So vieles mehr könnte zur E-World 2020 an Eindrücken und Themen geschrieben werden. Selten hatten wir so sehr das Gefühl, Zeuge einer Zeitenwende im Energiesektor zu sein. Deutschland beginnt nun mehr denn je, die Energiewende mit den Technologien der Digitalisierung zu gestalten und beschreitet damit in vielen Bereichen neue Wege.

Mit der am 31. Januar veröffentlichten Marktanalyse (Vs. 1.1) hat das BSI die formalen Voraussetzungen für den Startschuss des Pflicht-Rollout der intelligenten Messsysteme (iMSys) gegeben. Die formale Feststellung der technischen Möglichkeit zum Einbau intelligenter Messsysteme, in der Branche auch als Markterklärung bezeichnet, betrifft eine große Zahl der relevanten Einbaufallgruppen. Am 17. Februar 2020 soll es jetzt endlich losgehen!

Nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) haben die grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) nach der Markterklärung drei Jahre Zeit, um mindestens 10% der Einbaufälle für iMSys in ihrem Netzgebiet einzubauen (vgl. §§ 30 und 45 Abs. 1 Nr. 2 MsbG).

Grundlage für die Markterklärung ist die Verfügbarkeit von 3 Smart-Meter-Gateways (SMGw) unterschiedlicher Hersteller. Dies wurde durch die Übergabe des Zertifikats am 19. Dezember 2019 an das Unternehmen EMH erreicht. Vorher hatten bereits die Hersteller Sagemcom Dr. Neuhaus (25. September) und die Mannheimer PPC (Dezember 2018) die Zertifizierung ihrer Geräte durch das BSI erreicht. Neben den drei SMGw‘s werden im intelligenten Messwesen auch Sicherheitsmodule unabhängiger Hersteller (drei Hersteller seit 2018 zertifiziert) sowie verschiedene sogenannte Smart-Meter-Gateway-Administratoren (39 zertifizierte Unternehmen) benötigt. Die formalen Voraussetzungen für den Start des Pflicht-Rollout, so das BSI, seien damit gewährleistet. In der Marktanalyse verweist das BSI auf die umfangreichen Anforderungen des § 21 MsbG, welche es samt den BSI-Sicherheitsstandards zu erfüllen gilt. Abbildung 1 stellt das Fundament für die Markterklärung im Überblick dar.

Abbildung 1: Abbildung 1: Prüfungsumfang der BSI-Marktanalyse (Quelle: BSI Marktanalyse v1.1, S. 6)

Während 2019 lediglich eine geringe vierstellige Anzahl iMSys im Wirkbetrieb verbaut wurden, wird der flächendeckende Einbau in diesem Jahr Fahrt aufnehmen. Damit müssen nun die neuen Prozesse im Messwesen bei Messstellenbetreibern etabliert und stabilisiert werden. Es ist davon auszugehen, dass die Erkenntnisse und Probleme, welche zumeist erst im Regelbetrieb feststellbar sind, sowohl Messstellenbetreiber als auch Gateway-Administratoren und Systemanbieter auch weiterhin stark beschäftigen werden.

Vorerst gilt die Markterklärung für Letztverbraucher. Sowohl die Gruppe der Verbraucher mit einem Jahresverbrauch zwischen 10.000 bis 100.000 kWh als auch die verpflichtenden Einbaufälle mit einem Jahresverbrauch von 6.000 bis zu 10.000 kWh sind durch den Pflicht-Rollout betroffen. Der Einbau kann aber auch bei den sog. optionalen Einbaufällen bis 6.000 kWh gestartet werden. Für Letztverbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch oder solche mit einer RLM-Messung stellt das BSI zum aktuellen Zeitpunkt keine technische Möglichkeit zum Einbau von iMSys fest. Für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG verweist die Analyse auf die anstehenden Veränderungen am regulatorischen Rahmen für Smart Grids. Auch bei EEG- und KWKG-Anlagen scheitert die Markterklärung an noch fehlenden Tarifanwendungsfällen (TAFs 9 und 10), die mittels Software-Update aber kurzfristig bereitgestellt werden sollen. Schon zu einem vorgezogenen Termin, am 20. Oktober 2020, soll deshalb eine Überarbeitung der Marktanalyse veröffentlicht werden. Augenscheinlich wird hier nun mächtig Druck gemacht.

Ungeachtet der erforderlichen Software-Updates kommt die Marktanalyse bereits zu dem Schluss, dass eine Vielzahl von Anwendungsfällen, auch jenseits des reinen Smart Meterings, bereits heute unterstützt werden können. In diesem Zusammenhang kommt dem CLS-Proxi-Kanal große Bedeutung zu. Über einen transparenten Kanal können demnach sowohl Smart-Grid-Funktionen als auch Anwendungen des Submeterings auf Basis der Infrastruktur des intelligenten Messwesens betrieben werden.

Auch wenn der Rollout nun endlich startet, ist es doch ernüchternd, wie viel Zeit die Entwicklung bis heute in Anspruch genommen hat. Die seit vielen Jahre anhaltende Debatte um Sicherheit und Regularien hat zu einem technisch hoch anspruchsvollen und komplexen Messwesen geführt.

Einige der vom Gesetzgeber erhofften und in der Kosten-Nutzen-Analyse beschriebenen Funktionalitäten sind durch die aktuellen Geräte noch nicht umsetzbar. So können die derzeit am Markt verfügbaren Geräte lediglich die auf die Verbraucher ausgerichteten TAFs 1,2,6 und 7 abbilden. Weitere TAFs z.B. für netzdienliche Zwecke (TAF 9 & 10) sowie für datengetriebene Geschäftsmodelle mit feingranularen Messwerten (TAF 14) sollen zeitnah folgen.
Erkennbar haben sich BSI und Markt von dem Gedanken verabschiedet, die heute verfügbaren und künftig entwickelten iMSys nach Generationen in G1, G2 usw. Geräte zu unterscheiden. Die Entwicklung wird stattdessen auf inkrementelle Weise per Firmware-Update und Rezertifizierung erfolgen.

Die Geräte weiterer sechs Hersteller befinden sich derzeit noch im Zertifizierungsverfahren. Mit Verzögerung werden diese für weiteren Wettbewerb der Gerätehersteller sorgen.

Um die Digitalisierung der Energiewende zügig voranzutreiben, hat das BMWi einen Maßnahmenkatalog aufgestellt und in einem Fahrplan veröffentlicht (ebenfalls am 31.01.2020). Fokus liegt dabei auf die Optimierung des iMSys-Rollouts. Hier werden u.a. Anpassungen von EEG und §14a EnWG angekündigt, sodass steuerbare Verbraucher und EEG- und KWKG-Anlagen zukünftig auch größtenteils über BSI-zertifizierte Smart-Meter gesteuert und geschaltet werden müssen.  Auch der Übergang zur sternförmigen Kommunikation wird konkretisiert: Die zum 01.12.2019 eingeführte MaKo 2020 bleibt übergangsweise bestehen. Die Notwendigkeit weiterer Maßnahmen wird auf Grundlage des Messwertverarbeitungskonzepts bis zum 30. Juni 2023 evaluiert. Sobald die technische Realisierbarkeit der sternförmigen Kommunikation abrechnungsrelevanter Daten via iMSys bestätigt ist, wird der Zeitpunkt der Umstellung bekanntgegeben, dies wird jedoch frühestens im Jahr 2026 sein.

Auch behandelt der BMWi-Fahrplan, wie Bürger und Kunden thematisch mitgenommen werden sollen und das volle Potenzial der Digitalisierung für die Energiewende gehoben werden soll. Wo stehen Sie in der Umsetzung des intelligenten Messstellenbetriebs?

Neben dem oben skizzierten Regelbetrieb werden die iMSys zukünftig auch die Basis für neue digitale Geschäftsmodelle wie Mehrspartenmetering/Submetering, IoT- und Smart-Home-Anwendungen und ein neues digitales „Smart Grid“ bilden. In der Folge wird eine, zur Erfüllung der Anforderungen des gMSB, ohnehin schon komplexe iMSB-Infrastruktur noch einmal um weitere Komponenten erweitert und zugleich zu einer hoch performanten und zuverlässigen IKT-Infrastruktur heranwachsen.

Im Markt ist ein deutlicher Trend festzustellen. Viele Messstellenbetreiber lassen eine Reihe von Leistungskomponenten des intelligenten Messwesens durch externe Dienstleister abdecken. Aufgrund der Unsicherheit hinsichtlich zukünftiger Anforderungen und zur Sicherstellung eines möglichst hohen Flexibilitätsgrades des intelligenten Messstellenbetriebs werden nur vermeintliche Kernbereiche eigenständig ausgeprägt. Gleichzeitig wird deutlich, dass sich der Markt für GWA-, MDM-Dienstleister sowie Plattform- und Visualisierungslösungen bereits vor dem Pflicht-Rollout in einer Konsolidierungsphase befindet. Durch die permanenten Verzögerungen müssen Dienstleister ihre Angebote schon viel zu lange vorfinanzieren, ohne bisher neue Umsätze generieren zu können.

Ein weiteres Mal haben sich die Rahmenbedingungen für Messstellenbetreiber konkretisiert und neue Marktentwicklungen ergeben. Spätestens jetzt ist es erforderlich, die MSB-Aktivitäten und insbesondere die MSB-Strategie im Energieversorgungsunternehmen auf den Prüfstand zu stellen.

Unterstützende Werkzeuge bilden hierbei eine Strategieevaluation, Prozess- und Wettbewerbsanalysen sowie das Heranziehen von Dienstleistungsbenchmarks für Leistungs- und Kostenbestandteile. HORIZONTE ist seit Jahren auf diese Aufgaben und die Digitalisierung der Energiewende spezialisiert. Gerne unterstützen wir Sie auch bei Ihrer individuellen „MSB – Standortbestimmung“ oder erstellen für Sie eine „Second Opinion Messwesen“.

Nachdem die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie im Rahmen des Barometerprojekts beauftragten Gutachten zu den Topthemen 2 („Regulierung, Flexibilisierung und Sektorkopplung“) und 3 („TK-Netzinfrastruktur und TK- Regulierung“) bereits veröffentlicht wurden, mussten Interessierte auf das Gutachten zum Topthema 1 ähnlich lang warten wie auf die erste Zertifizierung eines Smart-Meter-Gateways (SMGw). Wir berichteten zu all diesen Themen hier.

Während der Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys), eigentlich einmal eine EU-Richtlinie aus dem Jahr 2009 umsetzend, mittlerweile zumindest schleppend angelaufen ist, stehen mit dem Deutschen Sonderweg weiterhin digitale Mehrwertdienste im Strombereich aus, die die neue Infrastruktur nutzen. Letztere zeichnet sich vor allem durch größtmögliche Sicherheit aus – birgt allerdings auch weitaus mehr Potential als digitale Plattform. Das nun erschienene Gutachten wollte die zahlreichen Geschäftsmodelle rund um iMSys sowie weitere Basistechnologien einmal aufzeigen, bewerten und Anstoß für weitere Entwicklungen geben.

Einer der Hauptgründe für den Rollout intelligenter Messinfrastruktur war und ist der Wunsch nach einem Smart Grid. Ein intelligentes Verteilnetz, dass mit der weiter steigenden Anzahl an sogenannten Prosumern und Flexsumern, einem steigenden Anteil dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien umgehen kann. Dahinter steckt auch das Ziel, den Netzausbau so wirtschaftlich wie möglich zu gestalten. Durch die Verzögerungen bei der Smart-Meter-Gateway-Zertifizierung ist dieser Wunsch weiterhin von der Realisierung in Deutschland entfernt, auch wenn es mit intelligenten Ortsnetzstationen und zahlreichen Insellösungen bzw. Pilotprojekten vielversprechende Ansätze gibt. Ohne ein echtes Smart-Grid allerdings müssen damit zusammenhängende Geschäftsmodelle auch weiterhin im Konzeptstadium verbleiben.

Als weitere Ursachen für die hinter den Erwartungen zurückbleibende Entwicklung und Vermarktung von Produktmodellen auf Basis der SMGw-Technologie nennt das Gutachten unter anderem das Festhalten an proprietären Lösungen, die zunächst schneller und wirtschaftlicher auf dem Markt verfügbar waren. Zahlreiche Anbieter haben sich hier hervorgetan, unterschiedliche Standards und Übertragungsformate wie LoRaWAN oder freie Funkfrequenzen nutzend, zum Teil gar den CLS-Kanal des SMGws umgehend. Diesen Anbietern kam die Verunsicherung in der Energiebranche daher vergleichsweise gelegen. Durch die anhaltenden Verzögerungen in der Verfügbarkeit weiterer zertifizierter Technologie ist momentan kaum abzusehen, dass dieser Trend bald durchbrochen würde.

Das Gutachten nennt aber auch die Struktur des Marktes als ursächlich für das Ausbleiben aussichtsreicher Geschäfts- und Produktmodelle im intelligenten Messwesen. Ähnlich wie auf Verteilnetzebene existiert bei gMSBs eine kleinteilige Struktur mit zahlreichen kleinen und mittleren und nur wenigen großen Akteuren. Bei jenen ist der intelligente MSB nach wie vor nur ein Randgeschäft und besitzt keine große Priorität. Die Entwicklung und Vermarktung digitaler Produkte und Dienstleistungen auf SMGW-Basis hat daher mit wenigen Ausnahmen bei den meisten gMSBs bisher nur wenige Blüten getragen.

So nüchtern die Analyse des Status Quo ist, so ernüchternd ist der Ausblick des Gutachtens. Zum einen wird der weitere Zeitplan der SMGw-Zertifizierung dargelegt, der als Basistechnologie zurecht als ursächlich für die aktuelle Situation befunden wird. Grundlage des Zertifizierungsverfahrens bilden dabei die jeweils aktuell veröffentlichten Schutzprofile und technischen Richtlinien (TR), welche den gültigen „Stand der Technik“ wiedergeben. Zur Beseitigung von Unsicherheiten will das BSI ein funktionales Geräteprofil G1 als Anhang zur TR-03109-1 veröffentlichen, um den unterschiedlichen Auffassungen sowie Irritationen in der Branche zu begegnen. Ein Beispiel für hoffnungsvolle Innovationen aus diesem Bereich ist die Definition weiterer Tarifanwendungsfälle (TAFs) im SMGw, die, wie beim TAF14, künftig eine hochgranulare Messung erlauben könnten und damit datengetriebene Geschäftsmodelle deutlich attraktiver machen würden.

Aktivitätsstufen und ihre Zuordnung zu künftigen Geschäftsfeldern (nach Abbildung im Gutachten zu TOP1: Verbraucher, Digitalisierung und Geschäftsmodelle)

Außerdem werden, wie auch in der Vergangenheit bereits angedacht, verschiedene Aktivitätsstufen der Energienutzung von Verbrauchern und Unternehmen möglichen Geschäftsfeldern gegenübergestellt. Hier geht es weniger um konkrete Produktmodelle als um das Anstoßen von Denkprozessen, wohin die Branche sich bewegen könnte. Die Stichworte E-Mobilität, Smart Home, Disaggregation uvm. dürfen da natürlich nicht fehlen. Mögen Sie, sobald sich auf dem Feld der Regulatorik einmal ein gewisser Fortschritt sowie eine größere Verlässlichkeit eingestellt hat, tatsächlich Anstoß für spannende Produktinnovationen sein.