Von: Joachim Lang, Geschäftsführer Mako365 GmbH
Regelmäßig zweimal im Jahr verfolgt die Energiebranche, welche regulatorischen Updates der Bundesnetzagentur und des Branchenverbands BDEW zum folgenden 01. April und 01. Oktober umzusetzen sind. Aktuell dreht sich alles darum, die Smart Meter zur zentralen Datendrehscheibe im intelligenten Stromnetz, dem sogenannten Smart Grid werden zu lassen.
Im Gesetz zum Neustart der Energiewende wurde im Mai 2023 der Rollout-Plan neu gesteckt, durch das Energiewirtschaftsgesetz kommt das Steuern von Anlagen als neue Aufgabe hinzu, und Nutzer fordern den Zugang zu ihren eigenen Daten ein. Diese Fülle an Anforderungen umzusetzen, stellt Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Lieferanten vor Herausforderungen.
Verändertes Energiemanagement nötig
Da die Erzeugung immer stärker wetterabhängig wird und gleichzeitig immer mehr Strom benötigt wird, um andere Energiequellen zu ersetzen, muss sich auch das Energiemanagement insgesamt verändern.
Die energiewirtschaftliche Marktkommunikation (MaKo) bildet dabei das Rückgrat für die komplexen Melde- und zukünftig auch Abstimmungsprozesse in der Energiewirtschaft in Sachen Verbrauch, Produktion, Speicherung und Verteilung. Sie läuft still und möglichst unsichtbar im Hintergrund, gilt als schwierig zu verstehen, technisch anspruchsvoll und von Regularien geprägt.
MaKo-Updates: Messstellenbetreiber besonders gefordert
Dabei sind die Herausforderungen in der Marktkommunikation, die insbesondere an die Messstellenbetreiber (MSB) herangetragen werden, seit Jahren hoch und werden es auch Zukunft sein. Hier ist beispielsweise die Ausleitung von Verbrauchsdaten an Energieserviceanbieter (ESA) zu nennen. Als neue Marktrolle ist der ESA seit Oktober 2022 definiert.
Durch ihn soll die Datenbeschaffung einfacher und standardisiert werden. ESA sollen durch Energiemanagement-Dienstleistungen einen Beitrag zum effizienten Umgang mit Energie, zur Entlastung der Netze und Vermeidung teurer Lastspitzen leisten, und bieten in dieser Rolle andererseits ihren Kunden Mehrwerte durch Energieeinsparung und die Nutzung günstiger Tarife.
Eineinhalb Jahre nach ihrer Einführung zeigt sich, dass sich die Marktrolle etabliert hat. Auf Seiten des Messstellenbetreibers stellt das Ausleiten der Daten an einen ESA nach § 34 MsBG eine „verpflichtende Zusatzleistung“ dar, die MSB seit Mai 2023 bei intelligenten Messsystemen (iMSys) für berechtigte Akteure – also auch ESA – diskriminierungsfrei anbieten müssen.
Herausforderungen der Rolle ESA
Diese Formulierungen wurden am Markt unterschiedlich interpretiert, weshalb der Gesetzgeber dies in einer erneuten Gesetzesnovelle vom 10. November 2023 weiter konkretisiert hat. Hier wurde eine Datenbestellung nun auch mit einer Preisobergrenze von 30 Euro pro Jahr und Messstelle versehen. Hier wird sich noch zeigen müssen, wie dieser Betrag mit EU-Recht vereinbart werden soll, denn die Vorgaben des im Juni 2023 verabschiedeten „Access to Electricty Metering Data Act“ sehen eine kostenfreie Datenbereitstellung vor.
Als Problem zeigte sich lange Zeit, dass MSB anfangs technisch nicht in der Lage waren, die von der BNetzA definierten ESA-Mako-Prozesse abzubilden. Einer der Gründe: Für den Umgang mit ESA wurden vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) neue Messprodukte geschaffen, die von den Systemen der MSB häufig nicht abgebildet werden können.
Es bleibt abzuwarten, wie sich die Nachfrage nach Datenbestellungen als ESA in der Breite durchsetzen und wie hart die Bundesnetzagentur gegen MSB vorgehen wird, die die Zusatzleistungen nach wie vor nicht anbieten.
Umstellung MaKo
Als ebenso fordernd stellt sich aktuell die Umstellung der Marktkommunikation auf den Kommunikationskanal AS4 heraus. Die am 01. Oktober 2023 begonnene Umstellung von E-Mail auf AS4 sollte zum 1. April 2024 abgeschlossen sein.
Es zeigt sich jedoch, dass im Moment über die Hälfte der Marktteilnehmer ihre MaKo noch nicht über AS4 leisten können, sodass der Weiterbetrieb des Datenaustausches von EDIFACT-Dateien per E-Mail vermutlich vorerst notwendig bleibt.
Mako365 beispielsweise stellt Messstellenbetreibern für diese Aufgabe mit seiner hauseigenen Software MakoFlow ein leicht integrierbares Modul zur Verfügung. Darüber hinaus ist aktuell eine umfangreiche Weiterentwicklung der MakoFlow-Plattform in Arbeit, die Messstellenbetreibern die automatisierte Bearbeitung sämtlicher MSB-Prozesse ermöglicht. Die Entwicklung wird durch ein Projekt des baden-württembergischen Innovations-Förderprogramms Invest BW gefördert. Auch hier wird MakoFlow als Modul per API an bestehende Systeme angedockt.
Intelligente Messsysteme für alle Verbraucher – noch offene Fragen
Das im Mai 2023 überarbeitete Messstellenbetriebsgesetz regelt den Einbau intelligenter Messsysteme (iMSys), den vielzitierten Smart Meter-Rollout, und schafft einen gesetzlich verpflichtenden Fahrplan: Bis 2032 sollen die Smart Meter flächendeckend in deutschen Unternehmen und auch Privathaushalten zum Einsatz kommen. Für den Einbau der Geräte sind wiederum die MSB verantwortlich.
Ab 2025 müssen Stromverbraucher ab 6.000 kWh pro Jahr (etwa die Größenordnung eines Privathaushalts mit Wärmepumpe und Ladestation) nach und nach Smart Meter erhalten, aber auch kleinere Haushalte dürfen ein solches Messsystem vom Messstellenbetreiber (häufig Stadtwerke) anfordern.
Bedeutung des Metering
Dabei ist die Bedeutung von intelligenten Messsystemen für die Energiewirtschaft kaum zu überschätzen. Oft wird übersehen, dass es grundlegend erst einmal darum geht, Daten überhaupt tagesaktuell vorliegen zu haben, statt einmal im Jahr im Rückblick.
Selbst große Verbraucher (über 100.000 kWh Verbrauch pro Jahr) mit einer registrierenden Lastgangmessung im 15-Minuten-Takt erhalten üblicherweise nicht ihre Lastgänge, sondern lediglich eine monatliche Abrechnung mit der Verbrauchsmenge.
Ungenutzte Potenziale
Somit bleiben die Potenziale, die mit einer transparenten Verbrauchserfassung und -visualisierung für Endkunden einhergehen, bislang häufig ungenutzt. Smart Meter werden erlauben, Verbräuche einzusehen, um damit effizienter umzugehen (z.B. sie zeitlich zu verlegen), und schließlich auch automatisiert zu steuern.
Für Privathaushalte mit Wärmepumpe und Ladestation soll so durch Verlegung des Verbrauchs und die Nutzung dynamischer Stromtarife eine Kostenersparnis von mehreren Hundert Euro im Jahr möglich sein. Spätestens ab 2025 müssen alle Energielieferanten dann dynamische Tarife für Endverbraucher anbieten, und steuerbare Verbrauchseinrichtungen müssen kurzfristig dimmbar sein (§ 14a EnWG). Klassische analoge Zähler oder moderne Messeinrichtungen (mME) ohne Datenverbindung können all dies nicht leisten.
Smart-Meter-Initiative
Es ist damit zu rechnen, dass eine große Nachfrage aus Haushalten auf die grundzuständigen Messstellenbetreiber zukommen wird. Die Smart Meter-Initiative der digitalen Stromanbieter Rabot Charge, Tibber, Octopus und – neu hinzugekommen – Ostrom will hier unterstützen.
Die Rückläufe und Gespräche werden zum Beispiel von Mako365 in einer Projektgruppe koordiniert. Hier gibt es noch viele Fragen zu klären, etwa wer beauftragt, wer gibt die Kundendaten weiter, wie läuft langfristig der Beauftragungsprozess.
Zu klären sein wird auch die verpflichtende Anonymisierung bzw. Pseudonymisierung von Messwerten im Datenaustausch bei Kunden mit Verbräuchen bis zu 6.000 KWh pro Jahr. Hierzu gibt es seitens des BDEW noch keine Festlegung. Die Verwendung von Identifikatoren wie MeLo- oder MaLo-ID ist offenbar nicht ausreichend und es ist abzuwarten, welche Regelungen die Arbeitsgruppe EDI@Energy noch erarbeitet wird.
Das Ziel: Echtzeitdaten. Die Umsetzung: komplex.
Ungeachtet der offenen Fragen in administrativer Hinsicht sieht der flächendeckende Smart Meter-Rollout eine Datenübermittlung von zukünftig Hunderttausenden von Messpunkten im 15-Minuten- oder sogar Sekunden-Takt vor, und hier wird es auch technisch höchst anspruchsvoll.
Hier ist zwischen Netzzustandsdaten nach Tarifanwendungsfall (TAF) 10 und Messwerten nach TAF 14 zu unterscheiden. Erstere sind von Bedeutung für die in § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vorgesehene Steuerung von technischen Ressourcen wie Wärmepumpen und Ladesäulen.
Diese müssen künftig über ein intelligentes Messsystem von extern steuerbar sein, das heißt in der Marktkommunikation abgebildet werden (falls ein iMSys bereits verbaut ist oder ein Pflichteinbaufall vorliegt). MSB müssen sich darauf einstellen, dass Verteilnetzbetreiber und Lieferanten Dienstleistungen wie Netzzustandsdaten und Steuerbarkeit über den Universalbestellprozess (MaKo-Prozess, WiM und GPKE seit 1. Oktober 2023) bestellen.
TAF 10
Ebenso wird auf MSB zukommen, dass iMSys entsprechend auf den TAF 10 konfiguriert und diese Daten dem Besteller zur Verfügung gestellt werden müssen. Sekundengenaue Messwerte nach TAF 14 können als Basis für Mehrwertdienste – zum Beispiel Verbrauchsvisualisierung und -Verlagerung – dienen und sind insbesondere für ESA höchst interessant.
Über welchen Weg genau das geschehen soll, wurde bisher nicht konkret definiert. Eine Übertragung dieser minutenaktuellen Netzkenngrößen per MaKo erscheint unwahrscheinlich, da es sich um enorme Datenmengen handelt. Hier werden alternative Lösungen benötigt werden. Elegant wäre nun eine Lösung, die Daten gar nicht über den „Umweg“ MSB auszuleiten, sondern direkt aus dem Smart Meter Gateway (SMGW).
Der Vorteil: Damit wären Echtzeitdaten, die ihrem Namen auch gerecht werden, möglich. Denn bisher – beim Versand per Marktkommunikation über das Backend des MSB – werden Messdaten nur einmal pro Tag versendet, was für eine Verbrauchsanalyse und eine aktive Anpassung des Verbrauchsverhaltens häufig nicht ausreichend ist.
Sternförmige Kommunikation lässt auf sich warten
Die sogenannte sternförmige Kommunikation direkt aus dem SMGW wurde vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) bereits in der Standardisierungsstrategie zur Digitalisierung der Energiewende von Januar 2019 als Ziel formuliert.S
ternförmige Kommunikation bedeutet, dass Datenverarbeitung und Versand an verschiedene Empfänger direkt auf dem SMGW selbst erfolgen und nicht erst im Backend-System des jeweiligen Messstellenbetreibers, wie es für die meisten Daten aktuell geschieht.
Die Verarbeitung komplett in das SMGW zu verlagern ist technisch sehr anspruchsvoll und bisher nicht umgesetzt. Dementsprechend werden derzeit alternative Vorgehen für den Datenabruf erprobt. Nach den Festlegungen der MaKo 2020 muss die Kommunikation abrechnungsrelevanter Daten derzeit über das IT-Backend des MSB erfolgen.
Schnittstelle für Steuerbefehle
Erstmals wurde zur Abwicklung der kurzfristigen Steuerbefehle durch den BDEW eine Schnittstelle eingeführt, die MSB bereitstellen müssen, damit darüber kurzfristig Steuerungshandlungen an sie übermittelt werden können.
Denkbar ist, dass über eine solche sogenannte API (hier: REST-API) in Zukunft auch Netzzustandsdaten an Marktpartner übertragen werden. Der MSB muss vor Ort die technische Steuerbarkeit, zum Beispiel über sogenannte Steuerboxen, herstellen.
Dena-Projekt zur Datenübertragung
Konkrete Steuerungsbefehle werden dann über den genannten API-Webdienst beim MSB ausgelöst. Der Versand direkt per SMGW an das pEMT-System des Bestellers, zum Beispiel eines ESA, ist also theoretisch möglich und vorgesehen. Diese Schnittstelle ist jedoch bislang nicht spezifiziert und nicht Teil der API-Webdienst-Schnittstelle, die zum 3. April 2024 eingeführt wird.
In der Praxis könnte es bis zur technischen Umsetzbarkeit der Steuerbarkeit für einen MSB sogar opportun sein, keine iMSys im Rahmen der WiM-Prozesse zu melden, sondern nur mME (falls kein Pflichteinbaufall vorliegt). Dann hat nämlich ein Verteilnetzbetreiber oder Lieferant keinen Anspruch auf Leistungen aus dem Universalbestellprozess. Sind iMSys schon im Markt kommuniziert, muss der MSB auch damit rechnen, dass solche Leistungen bestellt werden. In Einzelfällen betrifft dies wohl auch schon wettbewerbliche MSB. In einem Projekt der Deutschen Energie-Agentur (dena) entwickelt Mako365 aktuell unter anderem Handlungsempfehlungen für die Datenübertragung vom Smart Meter.
Preisobergrenzen-Splitting: ein Punkt für Verbraucher
Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende sieht zukünftig ein Kostensplitting der Preisobergrenzen vor, um den Anschlussnutzer bei den iMSys-Kosten zu entlasten. So sind beispielsweise in der Jahresverbrauchskategorie von 6.000 kWh bis 10.000 kWh statt bislang 100 Euro nur noch 20 Euro brutto pro Jahr und iMSys (für Einbau und Betrieb) zu entrichten.
Den verbleibenden Betrag übernimmt der Anschlussnetzbetreiber (ANB). Für private Haushalte und Kleingewerbe werden die Kosten für ein intelligentes Messsystem somit deutlich reduziert, was dazu beitragen dürfte, die Akzeptanz zu erhöhen.
Die Kostenbeteiligung für ANB wird begründet mit dem Nutzen, den sie aus den iMSys ziehen: Nach aktueller Gesetzeslage haben sie Anspruch auf die tägliche Bereitstellung von viertelstundengenauen Netzzustandsdaten, welche die aktuellen SMGW über den TAF 10 bereitstellen können. Es bleibt die Frage, ob die ANB auch wirklich in dieser Größenordnung profitieren, wie es ihr Kostenanteil abbildet. Ist ein hochfrequenter Versand von Netzzustandsdaten aus den iMSys von allen angeschlossenen Privatverbraucher-Messpunkten eventuell ein bisschen zu viel des Guten angesichts der Datenmenge und Komplexität?
Technische Lösungen stehen hier wie dargestellt nach wie vor aus. Zwar sind Informationen aus dem Niederspannungsnetz die Grundlage für den weiteren Netzausbau, die optimale Netznutzung und auch die externe Regelung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen. Man könnte aber auch über die Ausleitung von Daten von gebündelten Messpunkten, zum Beispiel Ortsnetzstationen, nachdenken. Dieser Weg könnte etwas Druck vom Kessel nehmen.
Worum ging‘s nochmal? – Ein Blick nach vorn
Beim Eintauchen in technische und regulatorische Details kann der Blick auf Sinn und Zweck der Aktivitäten schon mal verloren gehen. Wenn man den Kopf hebt, sieht man am Horizont die angestrebte Klimaneutralität in Deutschland bis zum Jahr 2045, für die die Energiewirtschaft ihren Teil zu leisten hat. Stellschrauben sind hier die Dekarbonisierung, die Dezentralisierung von Erzeugung und die damit einhergehende Zunahme der Akteure und die Digitalisierung einer kritischen Infrastruktur. Ihre Neujustierung ist mit großen Herausforderungen verbunden. Die Marktkommunikation spielt dabei eine entscheidende Rolle in der Digitalisierung der Energiewende.
Sie gewährt, dass Erzeugungs- und Verbrauchsdaten zuverlässig und korrekt übermittelt werden, und so neue, smarte Lösungen entwickelt werden können. Dabei ist Datentransparenz in Kombination mit dynamischen Stromtarifen der Schlüssel, um zwei Fliegen mit einer Klappe zu schlagen: zum einen, die Stromkosten von Verbrauchern zu senken, zum anderen, damit auch noch einen Beitrag zur Klimaneutralität und allgemein zum Schutz der Lebensgrundlagen zu leisten – ein eher seltener Fall von Win-Win-Situation. Die Energiewirtschaft zeigt durch den Einbezug und Ausbau der Erneuerbaren Energien, dass sich Umwelt- und Verbraucherinteressen nicht zwangsläufig ausschließen müssen. (sg)
