Die Metering Days, die sonst gewöhnlich zwei Tage in Fulda stattfinden, gab es diesmal wegen Corona in abgespeckter Form rein digital. Die Epidemie konnte den Prozessen im neuen Messwesen allerdings nichts anhaben: Die Zertifizierung des vierten Gateway-Herstellers Theben ist schon am 24. Juli vermeldet worden.
Großes Thema bei Theben ist das Thema Mehrwerte, erklärte Ruwen Konzelmann. Mit der eigens entwickelten Plattform lassen sich auch die Sparten Gas, Wasser und Wärme integrieren. Zudem könne über die Plattform per Gateway Speicher, E-Ladesäulen und Anlagen gesteuert werden.
Neuigkeiten hatten auch die anderen drei zertifizierten Hersteller im Gepäck: "EMH Metering wird noch in diesem Herbst die Rezertifizierung für ihr Smart Meter Gateway CASA vom BSI erhalten", kündigte Geschäftsführer Peter Heuell an.
Zähler umrüsten für Energiesammelgesetz
Zudem verwies der EMH-Geschäftsführer auf ein für Industrie und Gewerbe nach wie vor drängendes Thema: Seit dem 1. Januar 2019 gilt nach Energiesammelgesetz, dass für den Antrag auf eine Reduktion der EEG-Umlage selbst verbrauchte und weitergeleitete Strommengen mittels mess- und eichrechtskonformer Messeinrichtungen zu erfassen sind – und zwar im 15-Minuten-Intervall.
Heuell warnt: „Industrieunternehmen und Arealnetzbetreibern gehen mehrere Hundert Millionen Euro verloren, wenn sie die Messung von Drittverbrauchern nicht viertelstundengenau nachweisen.“
PPC erwartet Rezertifizierung als Erster
Noch ein bisschen früher wird die Rezertifizierung PPC erhalten: Hier sei man mit allen Tests durch und auf der Zielgeraden, was auch Dennis Laupichler vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) bestätigte. Inzwischen hat der Mannheimer Gateway-Hersteller für die Sichere Lieferkette (SiLKe) über 1800 Monteure professionell geschult.
Und Sagemcom Dr. Neuhaus plant die Rezertifizierung für nächstes Jahr. Derzeit arbeite man an der Entwicklung der Steuerbox und auch im Bereich Interoperabilität habe man sich stark verbessert.
Turbulentes Jahr
Auch darüber hinaus blickt Dennis Laupichler, Referatsleiter Cyber-Sicherheit für die Digitalisierung der Energiewirtschaft beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), auf ein ereignisreiches Jahr zurück:
Ganz am Anfang der Startschuss zum verpflichtenden Rollout intelligenter Messsysteme. Dieser gilt bislang nur für Verbraucher zwischen 100.000 und 6000 kW. Ausgenommen Anlagen nach §14a EnWG, also steuerbare Verbrauchseinrichtungen, sowie EEG- und KWK-Anlagen sowie die registrierende Lastgangsmessung. Dem Rollout der intelligenten Messsystemen nach Messstellenbetriebsgesetz stehen hier das EnWG und das EEG entgegen.
Der Rechtsrahmen soll noch dieses Jahr angepasst werden, so hat es das Bundeswirtschaftsministerium angekündigt.
Marktanalyse wird am 30. Oktober erwartet
"Im Bereich EEG haben wir gesehen, dass es erste Entwürfe gibt", so Laupichler. Hinzu sollen Analysen zur Anbindung neuer Messeinrichtugen im Sektor Gas (SLP) kommen. Spätestens am 30. Oktober steht auch die aktualisierte Marktanalyse an. Dann sollen die neuen Regelungen des EEG bewertet werden. Im aktuellen EEG-Entwurf ist vorgesehen, dass künftig EEG- und KWK-Anlagen ab 1 kW Leistung mit einem intelligenten Messsystem ausgerüstet werden müssen. Die Chancen stehen also gut, dass es in diesem Bereich bald mit dem Rollout losgehen dürfte.
Ende Januar 2021 soll es ohnehin turnusgemäß eine weitere BSI-Marktanalyse geben.
Allgemeinvrfügung
Laupichler griff auch die Eilanträge von 53 Unternehmen auf, die gegen die Allgemeinverfügung des BSI, mit einem einstweiligen Rechtsschutz vorgingen. Hier handelt es sich um die Feststellung der technischen Möglichkeit zum Einbau intelligenter Messsysteme Ende Januar.
Der BSI-Mann räumte ein, hier gebe es noch viele Widersprüche. Zwischenzeitlich seien allerdings alle Eilanträge abgelehnt worden, das Gericht habe die Verfügung für rechtmäßig bewertet. Nun haben sich die Unternehmen an die nächsthöhere Instanz, das OVG Münster gewandt, wo das Verfahren weiterläuft.
Intensive Zusammenarbeit der Branche
Laupichler gewährte auch Einblicke in den BSI/BMWi-Roadmap-Prozess. Hier lobte er die gute Zusammenarbeit der unterschiedlichen Marktakteure. So habe man 2019 insgesamt im Rahmen der Roadmap 160 Akteure befragt und von 93 Antworten erhalten. Darauf basierend seien wieder mit über 50 Unternehmen Interviews durchgeführt worden. Heraus kamen 535 Anwendungsäflle, die man schließlich auf 26 reduziert habe.
Dies sei auch der Start der Task-Forces mit jeweils 50 Fachexperten gewesen, die sich besonders mit dem Themen Smart Grid und Smart Mobility sowie Smart/Sub Metering beschäftigen.
Arbeit der Task Forces
Im zweiten Quartal in diesem Halbjahr habe das BSI 4000 Kommentare in den TaskForces erhalten. "Das zeigt, wie intensiv der Dialog ist", so Laupichler. Darauf aufbauend entwickelte sich das Stufenmodell, zu dem wiederum 1800 Kommentare eingingen, die aktuell ausgewertet würden und in den Taks Forces Anfang Oktober diskutiert werden sollen.
Die Ergebnisse fließen anschließend in die Marktanalyse ein. Ziel sei es bis Jahresende die ersten drei Stufen mit der Branche zu gehen und die technischen Eckpunkte abzuleiten. Derzeit sei Stufe zwei Thema: Der Tarifanwendungsfall zur IST-Einspeisung spiele eine wichtige Rolle bei der Sichtbarkeit und Steuerbarkeit der Anlagen.
Hintergrund: Stufenmodell
In der ersten Stufe geht es um die „Erhebung von abrechnungsrelevanten Daten zur Elektrizität am Netzanschlusspunkt“. Diese Anwendungsfälle werden von den zertifizierten Gateways mit den Tarifanwendungsfällen 1, 2, 6 und 7 bereits bedient. Sie machen das regelmäßige und spontane Versenden von Messwerten für die Abrechnung, Bilanzierung und Kundenvisualisierung, sowie die Abbildung zeitvariabler Tarife möglich.
In der nächsten Stufe wird die „Erhebung von nicht abrechnungsrelevanten Daten zur Elektrizität am Netzanschlusspunkt“ über die TAFs 9, 10 und 14 angegangen. Mit der Rezertifizierung der nächsten Gateways sollen diese TAFs verfügbar sein. In der dritte Stufe kommen voraussichtlich sieben weitere Anwendungsfälle zum Bereich Netzstabilität, Abfragen relevanter Daten und die Steuerung von Anlagen nach § 14a EnWG hinzu.
Spitzenglättung
Einen Überblick zur Spitzenglättung gab Wolfgang Zander, Generalbevollmächtigter bei BET: "Bis 2030 werden dezentrale flexible Erzeuger und Lasten eine systemrelevante Größenordnung erreichen", so Zander. Dies wird vor allem auf die Niederspannungsnetze auswirken, die an ihre Leistungsgrenzen stoßen.
Hier greift der BET-Vorschlag zur Spitzenglättung: Um Netzausbau zu vermeiden, sollen Lastspitzen, wie sie etwa beim Laden von E-Autos am Abend vorauszusehen sind, automatisiert abgesenkt werden und somit den Verbrauch verlagern. Ähnlich bei Kunden mit Kleinspeichern.
Dabei unterscheide man unterschiedliche Kunden: Die klassischen, die nicht flexibel sind und nicht von der Spitzenglättung betroffen sind, die teilflexiblen, die eine Wärmepumpe oder einen Heimspeicher besitzen oder vollflexible, die ihren gesamten Haushalt mit einem Energiemanagementsystem steuern und mit all ihren Einrichtungen an der Spitzeglättung teilnehmen können.
Erste Schritte
Nötig sei dazu ein intelligentes Messsystem, mit dem die Kunden an allen Segmenten des Energiemarkts teilnehmen können. Die Komplexität des Systems müsse schrittweise gesteigert werden. Derzeit könne man beispielsweise noch nicht die Einspeisung von EE-Alagen regeln. "Dazu müssen andere Instrumente ergänzt werden wie Flexibilitätsmärkte", so Zander.
Diese seien aber kombinierbar. In einem späteren Schritt sei es auch möglich, dass die von den Energiemanagementsystemen gestellten Prognosen ausgetauscht werden und so deutlich zur Netzstabilität beitragen.
Marktteilnehmer könnten künftig mit einem Energiemanagementsystem deutlich besser am Markt agieren und Deckungsbeiträge erwirtschaften, etwa beim Day-Ahead, aber auch am Intraday, Regelenergie lasse sich ebenfalls bereitsellen und so die Ausgleichsenergie minimieren.
Sanfter Abschied von der Kupferplatte
"Dezentrale Energiesysteme müssen durchgänig digitalisiert werden", so Zanders Forderung. Die Spitzenglättung sei dabei ein sanfter Abschied von der Kupferplatte: Mit der Steuerbarkeit flexibler Lasten über ein intelligentes Messsystem erschließen sich Flexibilitäten im Markt. Zander warnt aber auch: "Die Geschäftsmodelle sind alle mit niedrigen Margen, deswegen müssen wir darauf achten, dass alles standardisiert und interoperabel ist."
Zudem müssen die Anforderungen für die Akteure, besonders die, die nicht von der Energiewirtschaft sind, einfach handhabar sein. Der Weg führe von einem "blinden zu einem durchängig digitalisierten System".
Detailfragen zum Rollout
In der abschließenden Diskussion der Teilnehmer wurden Fragen angeschnitten, wie etwa, ob der Rollout für Stufe 2, also TAF 9, 10 und 14, erst verpflichtend ist, wenn drei Hersteller zertifiziert sind. Laupichler vom BSI sieht den Rollout erst mit dem dritten rezertifizierten Hersteller als verpflichtend. Verbauen dürften grundzuständige Messstellenbetreiber die Geräte allerdings schon. Man werde hier auch die Marktanalyse dementsprechend differenzieren. Und Zander ergänzt: "Mit dem Herstellen der Steuerbarkeit können neue Geschäftsmodelle genutzt werden. Da ist es egal, ob andere Hersteller das auch schon anbieten, diese Chance wollen Sie nutzen."
Einfachere SiLKe?
Aufgeworfen wurde auch die Frage, ob die sichere Lieferkette noch verändert werde. Laupichler erklärte, das BSI habe nichts dagegen Prozesse zu optimieren, etwa, indem man verschiedene Ketten vereinheitlichen könne, "da sind wir im engen Dialog". Allerdings werde es keine Absenkung der Sicherheitsmaßnahmen geben. Die unterschiedlichen SiLKes haben Laupichler zufolge alle das gleich Sicherheitsniveau, aber durchaus andere Ansätze und verschiedene Varianten wie man die Gateways zum Einsatzort ausliefere. Hier könnte man sicherlich noch Vereinheitlichungen ansetzen.
Peter Heuell, EMH-Metering-Chef, verwies darauf, dass hier der Wettbewerb gelte und es sicherlich sinnvoll sei, dass sich jeder Kunde sein passendes Verfahren aussuchen könne. Sein Unternehmen setzt mit der Safebag auf einen Sonderweg bei der SiLKe.
Gateway muss in der Nähe zum Zähler sein
Eine weitere Frage war, wie nah das Gateway der betroffenen Liegenschaft sein müsse. Laut Laupichler könne es auch im Nebengebäude untergebracht werden, "aber es muss sich in räumlicher Nähe befinden". Schließlich müsse der Kunde Zugang zu den Systemen zu haben, um sie zu überprüfen. "Wir beraten jedes Unternehmen, das solche Lösungen auf dem Markt anbieten will", so Laupichlers Angebot.
Gateway als Schlüssel
Corona habe zudem gezeigt, "Digitalisierung ist keine Option, sondern zwingend notwendig", betonte Laupichler. Die Branche müsse die Chancen ergreifen, auch wenn sie zuweilen schmerzhaft seien. Das Gateway bleibe dabei die zentrale Schlüsseltechnologie. Mit dieser Plattform verfüge die Energiewirtschaft über eine exklusive Schnittstelle zum Kunden. "Ich hoffe, dass aus dem 'don't' ein verstärktes 'do it' wird", schloss Laupichler. (sg)
