Das Interimsmodell - komplexe Herausforderungen für die Marktteilnehmer

Das neue Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) legt insbesondere den Rollout der Smart Meter und die sternförmige Kommuni­kation über die Smart Meter Gateways fest. Um den Marktteilnehmern ausreichend Zeit für die Umstellung von Prozessen, Datenaustausch und IT-Systemen zu gewähren, ist eine Übergangsfrist bis Ende 2019 vorgesehen. In diesem Zeitraum er­folgt die Abwicklung nach dem sog. Interimsmodell, das insbesondere die Einführung der neuen Markt- und Messlokatio­nen vorsieht. Nachfolgend werden diese neuen Objekte im Detail beleuchtet uncl die Vorteile einer genauen Differenzierung zwischen Markt- und Messlokation von Beginn an dargestellt. 

Abb. 1 Haus mit Zählpunkt (ZP) und Haus mit Marktlokationen (MaLos) und Messlokation (MeLo)

Abb. 1 Haus mit Zählpunkt (ZP) und Haus mit Marktlokationen (MaLos) und Messlokation (MeLo)

Abb. 2 Mietstrom mit ZP und mit MaLos und MeLos

Abb. 2 Mietstrom mit ZP und mit MaLos und MeLos

Das MsbG ist am 2.9.2016 in Kraft getreten und sieht ab 1.1.2017 die flächendecken­de Einführung (Rollout) von intelligenten Messsystemen (iMS = digitale/moderne Zähler + Gateways) und eine sog. „stern­förmige Datenübermittlung" vor, also die direkte Übermittlung der Daten aus den Gateways zu den berechtigten Marktteilnehmern (MSB, NB, LF sowie ÜNB). Da das Gesetz erhebliche Änderungen aller Marktprozesse und der Datenformate für den elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktteilnehmern mit sich bringt, hat der Gesetzgeber noch bis Ende 2019 abweichende Regelungen für die Da­tenübermittlung vorgesehen. Diese wurden am 20.12.2016 von der BNetzA durch die Beschlüsse zum sog. „Interimsmodell" ver­bindlich festgelegt. Die neuen Bestimmun­gen sind überwiegend ab dem 1.10.2017 verpflichtend umzusetzen. In der Festle­gung der BNetzA vom 20.12.2016 wurden im Wesentlichen die folgenden Punkte ge­regelt:

• Neue einheitliche Begriffe sind ein­geführt worden {insbesondere Markt· und Messlokationen).
• Die Rolle Messdienstleister (MDL) ist weggefallen (seit Inkrafttreten des MsbG).
• Alle Marktteilnehmer sind ab 1.6.2017 zur Signatur und Verschlüsselung aller EDI­FACT-Nachrichten verpflichtet.
• Neue Pflichten für die Netzbetreiber, d.h.


• Die Netzbetreiber sind bis 1.2.2018 zur Identifikation der Marktlokati­onen mittels spezifischer IDs ver­pnichtet.
• Die Netzbetreiber sind ab 1.10.2017 zur Bereitstellung der Zählpunkte (dann Markt- und Messlokationen) für Haushaltskunden innerhalb von Kundenanlagen verpflichtet.
• Eine Prozessbeschreibung zur Bereit­stellung von Markt- und Messlokatio­nen in Kundenanlagen soll der BNetzA bis 1.6.2017 vorgelegt werden.

• Die Festlegungen zu GPKE, GeLi Gas, WiM und MPES sind angepasst worden und insb. sind folgende Prozesse neu eingeführt bzw. angepasst worden:


• Prozesse zur Änderung des Bilanzie­rungsverfahrens.
• Prozesse zur Anforderung und Be­reitstellung von Messwerten.
• Prozesse zu Messwertübermittlung im Fehlerfall.
• Prozesse zum Ersteinbau iMS (nur in WiM).
• Prozesse zur Abrechnung des Mess­stellenbetriebs (nur in WiM).

Im Nachgang sind weitere Festlegungen ge­troffen worden:
• Die BNetzA hat am 3.4.2017 die für die Umsetzung ab dem 1.10.2017 verbind­lichen neuen Nachrichtenformate veröf­fentlicht.
• Am 2.5.2017 hat die BNetzA die Prozes­se für die Einführung der Marktlokations­Identifikationsnummern (Malo-ID) bekannt gegeben.
• Am 8.6.2017 hat die BNetzA die vom BDEW erarbeitete Geschäftsprozessbeschreibung und das Stammdatenformular für die erleichterte Abwicklung von Lieferantenwechseln innerhalb von Kundenanla­gen veröffentlicht.


Zielsetzung
Laut MsbG soll der Einsatz der neuen Messtechnik bereits mit dem Jahr 2017 beginnen, aber die Umstellung der heute im Einsatz befindlichen Marktprozesse auf die sternförmige Verteilung der Messwerte wird (nach Einschätzung der BNetzA) eine Umstellungszeit von mindestens drei Jahren erfordern. Deshalb hat die BNetzA per Festlegung eine Übergangzeit bis zum 31.12.2019 (im Strombereich, für Gas auch dauerhaft) definiert, in der im sog. „Inte­rimsmodell" weiterhin die heute eingesetz­ten Datenverteilungsstrukturen verwendet werden können.

Das Interimsmodell dient der Vorbereitung des Zielmodells. Zur leichteren und insbe­sondere eindeutigen Identifizierung der Messwerte werden bereits im Interimsmodell die Codevergabe angepasst und an Stelle des Zählpunktes die neuen Objekte Markt- und Messlokation eingeführt. Die­se Objekte sind nicht wirklich neu, aber sie werden - abhängig vom jeweiligen Gesetzes- oder Regelungskontext - sehr unterschiedlich bezeichnet, bspw. als „Lie­ferstelle", „Entnahmestelle", „Ausspeise­stelle", „Messstelle" oder „Zählpunkt". Da­bei sind mit diesen Begriffen teilweise die gleichen Objekte gemeint, teilweise beste­hen aber auch unterschiedliche Betrach­tungsebenen (Betrachtung technischer vs. bilanzierungs- und abrechnungsrelevanter Aspekte).

Um dies zu verbessern, hat der BDEW das „Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt" mit einheitli­chen Begriffsbestimmungen erarbeitet, das von der BNetzA in den Festlegungen zum Interimsmodell aufgegriffen wurde. Mit der durchgängigen Verwendung der Begriffe „Marktlokation" und „Messlokation" in den Marktprozessen und der entsprechenden ID im elektronischen Datenaustausch wird klar definiert, welches Objekt gemeint ist und welche damit verbundenen Informatio­nen auszutauschen sind. So wird die präzise Beschreibung, Umsetzung und Anwendung von Marktprozessen deutlich erleichtert. Es entsteht auch mehr Klarheit: Der Netzbe­treiber verwaltet Markt- und Messlokation, die Prozesse des Messwesens konzentrieren sich auf die Messlokation während die ande­ren Marktteilnehmer im Wesentlichen mit der Marktlokation arbeiten.

Der Vorteil der Auftrennung des Zählpunk­tes in Marktlokation und Messlokation wird noch deutlicher, wenn man in die IT-Syste­me blickt: Bisher wurde in den Systemen für unterschiedliche Anwendungsfälle ver­schiedene Typen von Zählpunkten (virtuell, real, Erzeugung, Verbrauch, Aggregation, Summe) verwaltet und eine weitreichen­de Verknüpfungslogik ermöglicht, um real existierende Zählpunkte miteinander zu verrechnen und an Folgeprozesse zu über­geben. Das Problem dabei: Jeder Marktteilnehmer hatte seine eigene präferierte Logik, dies abzubilden und zu leben, was es für IT- Systeme und den Austausch zwischen den Systemen schwierig machte, dies effizient in durchgängigen Prozessen verarbeiten zu können.

Anwendungsbeispiele
Ein weiterer Anwendungsfall, der bestimmt einigen Aufwand in vielen bestehenden IT-Systemen verursacht hat, sind Zählpunkte mit unterschiedlichen Energierichtungen, z.B. in einem Haus mit einer PV-Anlage auf dem Dach. Hier war es bisher notwendig, ein Zählpunkt-Objekt für unterschiedlichste Prozesse verwenden zu können, was dazu führte, dass dieses Objekt mit Informatio­nen förmlich überladen wurde.

Dies wird durch die Aufteilung in eine Messlokation und zwei Marktlokationen (eine für die Einspeise- und eine für die Entnahmerichtung) beherrschbarer und klarer. Für das Arbeiten mit den Messgerä­ten vor Ort verwenden die Prozesse das Ob­jekt Messlokation. Geht es um die Beliefe­rung des Kunden mit Energie, arbeitet der Prozess mit der Entnahme-Marktlokation. Und hat man es z. B. mit der Vergütung von eingespeistem PV-Strom zu tun, wird die Einspeise-Marktlokation verwendet (siehe Abb l.).
Ein komplexeres Beispiel stellt den Vorteil der Auftrennung noch deutlicher heraus: Im Mieterstrommodel haben wir eine Kundenanlage, die als Ganzes betrachtet wird, wobei allerdings die nicht teilnehmenden Mieter einzeln gemessen und abgerechnet werden müssen.

Im dargestelllen (vereinfachten) Beispiel ha­ben wir Fünf Mietparteien im Haus, das über ein BHKW und einen Heizkessel beheizt wird und das zusätzlich einen Teil des Strombedarfs über eine PV-Anlage deckt. Die reale Messung des Stromverbrauchs oder der Rückspeisung enthält auch die beiden Mieter, die sich für einen anderen Stromlieferanten entschieden haben. Diese müssen aus der summarisch betrachteten Kundenanlage herausgerechnet werden. Die verbleibende Strommenge muss in Netzentnahme und Rückspeisung je Erzeu­gungsart aufgeteilt werden (Abb. 2).

In solchen Mieterstrommodellen wird zum einen die Wärmelieferung erfasst und ver­rechnet (rot). Zum anderen werden Strom­verbrauch und Stromerzeugung erfasst und verrechnet (blau), wobei allerdings etliche Besonderheiten zu beachten sind, die auch von Art und Größe der Erzeugungsanlage sowie vom Inbetriebnahmejahr abhängen:

• Die beiden nicht teilnehmenden Mietparteien (4 und 5) müssen komplett heraus­gerechnet werden. Sie werden von einem anderen Lieferanten als dem Betreiber des Mieterstrommodells beliefert und können nicht von den Vorteilen profitieren.
• Die BHKW-Erzeugung wird aufgeteilt in den Teil, der an die Mieter 1-3 geht (A), und den Teil, der ins Netz rückgespeist wird (ß). Ersterer erhält eine reduzierte und zwei­terer die volle KWKG-Vergütung.
• Ebenso wird die PV-Erzeugung aufge­teilt. Hier wird der an die Mieter 1-3 gelie­ferte Teil (C) mit einer reduzierten EEG-Um­lage belastet und der ins Netz rückgespeiste Teil (D) erhält die EEG-Vergütung.
• Der aus dem Netz entnommene Strom
(E) wird vom Reststromlieferanten geliefert. Für ihn sind Energiepreis, Netznutzungs­entgelte, EEG- und KWKG-Umlage sowie die Stromsteuer zu entrichten.

Mit dem Interimsmodell stellt sich nun die Frage, wie in einen solchen Messkonstrukt Markt- und Messlokationen anzuordnen sind. Für die Messlokationen ist das schnell und eindeutig zu beantworten: Jeder re­ale Zähler ist eine Messlokation. Für den Gasverbrauch und die zwei nicht teilneh­menden Mietparteien ist es genauso klar und eindeutig: Der Gasverbrauch und jede nichtteilnehmende Partei erhält eine eigene Marktlokation. Für die verbleibenden ver­rechnungsrelevanten Energieteilmengen ist es nicht so klar. Relativ klar ist, dass am Netzübergabepunkt drei Marktlokationen definiert werden: Eine für die Entnahme aus dem Netz und je eine für die Rückspeisung aus PV und BHKW ins Netz.

Die Zuordnung der Energiemengen und damit der relevanten Messlokationen ist allerdings nicht so unzweifelhaft. Auf dem heutigen Kenntnisstand erwarten wir Fol­gendes: Der Entnahme-Marktlokation wird nur die Reststromlieferung zugeordnet. Die Marktlokalion für die rückgespeiste PV-Erzeugung umfasst die ins Netz rück­gespeiste PV-Erzeugung und die von den Mietern 1-3 verbrauchte PV-Erzeugung, auf die die reduzierte EEG-Umlage zu entrichten ist. Und zur Marktlokation der KWK-Erzeugung gehören sowohl die rückgespeiste KWK-Erzeugung als auch die an die Mietern 1-3 gelieferte KvVK-Erzeugung, für die die reduzierte KWK-Vergütung ge­zahlt wird.

Hier wird der Vorteil der Marktlokationen deutlich: Die verbrauchsbezogenen Verrech­nungen (Reststromlieferung) erfolgen über die Marktlokation für den Verbrauch, mit der Lieferant und Netzbetreiber arbeiten. Und die erzeugungsbezogenen Verrechnungen bezie­hen sich jeweils auf die Marktlokationen für die PV- bzw. die KWK-Rückspeisung, die der Lieterant nicht kennen muss. Der Betreiber der Kundenanlage hingegen arbeitet mit al­len Markt- und Messlokationen.

Darüber hinaus sind für die Bilanzkreisab­rechnung nur die Marktlokationen relevant, nämlich die insgesamt aus dem Netz ent­nommene Menge (Reststromlieferung) und die ins Netz rückgespeiste Mengen aus PV und KWK, d. h. eine Zeitreihe pro Marktlo­kation, die über die Marktlokations-lD ein­deutig zu identifizieren sind.

„Unsaubere" Lösungen in den IT-Systemen vermeiden
Wie das Rollenmodell des BDEW zeigt, liegt die Marktlokation genau zwischen der Mess­lokation, d. h. dem bisherigen Zählpunkt, und den Marktobjekten wie Bilanzkreis, Netzgebiet usw. Durch die Einführung einer neuen Objektebene mit neuen Beziehungen zwischen den Objekten ändern sich die Da­tenmodelle und die Datenbestände erheb­lich, was umfangreiche Migrationsprojekte bei den IT-Systemen nach sich zieht. Nach Meinung der Autoren ist man gut beraten, sich nicht mit einer „unsauberen" Lösung durch ein simples Ergänzen zusätzlicher IDs am bestehenden Zählpunkt-Objekt zufriedenzugeben, sondern direkt eine saube­re Aufteilung in Markt- und Messlokationen in den IT-Systemen durchzuführen.

Wie das Beispiel des Mieterstromodells zeigt, gibt es recht komplexe Mess- und Ver­rechnungskonstrukte, die sich z.B. durch die Veränderung der nicht teilnehmenden Mieter auch ändern können. Und mit stei­gender Dezentralisierung ist mit einer deut­lichen Zunahme der komplexen Messkonst­rukte zu rechnen. Deshalb wird sich dieser Aufwand mittel- und langfristig sicher loh­nen, da für zukünftige Prozessintegrationen die Modellierung klarer und die Identifika­tion der Objekte eindeutiger erfolgen kann. 
Hierdurch werden sowohl die Schnittstellen zwischen den IT-Systemen im eigenen Haus als auch der Datenaustausch im Rahmen der Marktkommunikation einfacher, da man schneller und einfacher klären kann, welche Daten ausgetauscht werden und wie die Be­ziehung zwischen Markt- und Messlokation beim Austausch von Daten ist.

lnsgesamt sehen wir im Interimsmodell einen weiteren wichtigen Schritt hinsicht­lich zunehmender Automatisierung und Digitalisierung energiewirtschaftlicher Pro­zesse. Erst durch die dadurch geschaffenen Grundlagen werden die Marktteilnehmer in die Lage versetzt, ihre Geschäftsmodelle um Elemente zu erweitern, die darauf angewie­sen sind, auch Daten zu komplexeren Mess­konstrukten und von demnächst im Rollout befindlichen Smart Metern effizient weiterverarbeiten zu können. Welche Mehrwerte dadurch konkret für Endkunden entstehen werden, kann heute bestimmt noch niemand sagen - wir sind aber sicher, dass sie durch das Interimsmodell und das später folgende Zielmodell ermöglicht werden können.

Ansprechpartner: 
Stephanie Lemken
Leiterin Kommunikation und Marketing
Tel. +49 241 894 91-4111 

Veröffentlichung:

Ihr Kontakt Stephanie Lemken Was kann ich für Sie tun?
+49 241 918 790

Direkt anrufen

Verwendung von Cookies

Cookies ermöglichen eine bestmögliche Bereitstellung unserer Dienste. Mit der Nutzung der SOPTIM-Seiten erklären Sie sich damit einverstanden, dass wir Cookies verwenden.

Weitere Informationen erhalten Sie in der Datenschutzerklärung
OK, verstanden