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Enerige & Management > IT - Drei Gateways machen noch keine Digitalisierung
Bild: itestroorig / Fotolia
IT:
Drei Gateways machen noch keine Digitalisierung
Wie die Digitalisierung in der Energiewirtschaft vorankommt, lässt sich demnächst an einem ausführlichen Statusbericht ablesen. Dass es stellenweise noch hakt, ist offensichtlich.
 
In Kürze erscheint das Digitalisierungsbarometer des Bundeswirtschaftsministeriums zum zweiten Mal. Wann das genau sein wird, darauf will sich Frank Fleischle derzeit nicht festlegen. Ein Termin im ersten Quartal werde es aber schon sein, sagt der Partner bei Ernst & Young und Autor des Statusberichts. Einmal jährlich, so der Auftrag des BMWi, soll in einer eingehenden Analyse untersucht werden, wie die Umsetzung des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende vorankommt. In diesem Jahr wollen Fleischle und seine Kollegen auf jeden Fall noch die Markterklärung in ihrem Report berücksichtigen. Denn sie ist formal gesehen der Verwaltungsakt des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), der den offiziellen Startschuss für den Rollout intelligenter Messsysteme und damit auch für eine Reihe von Fristen darstellt. Voraussetzung dafür sind drei zertifizierte, am Markt verfügbare Smart Meter Gateways (SMGW). Seit Dezember 2019 ist diese Bedingung endlich erfüllt.

Wann die Markterklärung tatsächlich kommt, dazu hielt sich das BSI zunächst noch bedeckt. Schließlich müsse die Behörde zuvor ihre gesetzlich vorgeschriebene Marktanalyse erstellen, die jährlich den Umsetzungsstand der behördlichen Vorgaben zum intelligenten Messwesen transparent machen soll, sagte ein Sprecher gegenüber E&M im Januar. Aus gewöhnlich gut unterrichteten Kreisen war zuletzt aber zu hören, am 31. Januar oder kurz danach sei mit der die Markterklärung zu rechnen. 

Mit der Markterklärung tritt ein verbindlicher Standard in Kraft

Dass mittlerweile drei Smart Meter Gateways vom BSI zertifiziert sind, sei ein wichtiges Signal, sagt Fleischle. Mit der Markterklärung werde jetzt ein verbindlicher Standard in Kraft gesetzt, sodass die intelligenten Messsysteme in absehbarer Zeit auch die ihnen vom Gesetzgeber zugedachte Rolle als Datendrehscheibe und Plattform für netz- und kundenbezogene Dienstleistungen erfüllen können.

Der Plattformgedanke sei in der Energiewirtschaft nun wirklich angekommen, erklärt Wolfgang Zander. „Lange Zeit wurde das intelligente Messsystem einfach nur als Viertelstunden-Messgerät gesehen“, so der Generalbevollmächtigte des Büros für Energiewirtschaft und technische Planung (BET) in Aachen. Mittlerweile zweifle in der Branche aber niemand mehr daran, dass die Geräte eine entscheidende Rolle bei der Netzintegration der erneuerbaren Energien spielen und die Grundlage für neue digitale Geschäftsmodelle sein werden − Erlösquellen, welche die Energiewirtschaft jenseits des Kilowattstundenverkaufs so dringend braucht.

Ob beziehungsweise in welchen Fällen auch nicht-zertifizierte Technik, etwa Lorawan, zu diesen Erlösen beitragen kann, ist noch nicht abschließend geklärt. Müssen zertifizierte Gateways immer genutzt werden, wenn Messdaten das Haus verlassen, oder nur wenn es um Abrechnung und Bilanzierung geht? Sind auch Visualisierungslösungen nur über ein zertifiziertes Gateway zulässig?

Das letzte Wort hat hier die Bundesnetzagentur. „Die Diskussion zur Zulässigkeit von Alternativtechnologien ist noch nicht abgeschlossen. Ein Termin für den Abschluss ist bisher nicht festgelegt“, sagte ein Sprecher der Behörde zu E&M. Man sei sich aber sehr wohl bewusst, dass man die sich aus dem Gesetz ergebende Verpflichtung zum Datenschutz und zur Datensicherheit gegen die Nutzung innovativer Technologien und Geschäftsmodelle sorgfältig abwägen müsse. Die Branche muss also noch weiter mit der Unsicherheit leben.

Die Zertifizierung eines Smart Meter Gateways, die bisher Power Plus Communications (PPC) als erster, Dr. Neuhaus Sagemcom als zweiter und EMH Metering als dritter Hersteller vom BSI erhalten haben, erstreckt sich zunächst auf vier Funktionen, sogenannte Tarifanwendungsfälle: datensparsame Tarife (TAF1), zeitvariable Tarife (TAF2), Abruf von Messwerten im Bedarfsfall (TAF6) und Zählerstandsgangmessung (TAF7). Im Rahmen eines sogenannten Re-Zertifizierungsverfahrens, in dem sich wieder PPC als erstes Unternehmen befindet, wird der Funktionsumfang der Gateways um drei weitere Tarifanwendungsfälle per Softwareupdate erweitert: die Ermittlung der Ist-Einspeisung, den Abruf von Netzzustandsdaten und die hochfrequente Messwertbereitstellung. Dass die Steuerfunktion kein Thema ist, wird hin und wieder in der Branche kritisiert.

„Da werden aber verschiedene Dinge in einen Topf geworfen“, warnt Janosch Wagner. Es werde zwar immer wieder darüber diskutiert, ob eine Steuerungshandlung direkt durch das Smart Meter Gateway ausgelöst werden soll. Die technische Umsetzung beim SMGW sehe jedoch „nur“ eine hochsichere Weiterleitung der Steuersignale über die transparente CLS-Schnittstelle vor, so der Leiter Metering Solutions bei PPC. Auf diese Weise könnten Speicher, Verbraucher und EEG-/KWK-Anlagen sowie Energiemanagementsysteme gezielt gesteuert werden oder Sollwerte erhalten.

Diese Funktionen hat PPC bereits mit Steuerboxen verschiedener Hersteller getestet. „Technisch funktioniert das ohne Probleme“, erklärt Wagner. Eine Einschränkung gebe es allerdings. Bei komplexen Steuerhandlungen, wenn beispielsweise verschiedene Marktakteure koordiniert auf eine einzelne Anlage zugreifen müssten, gebe es noch offene Fragen zur Marktkommunikation und zu Priorisierungsmechanismen. Das sei aber eher ein regulatorisches und prozessuales als ein technisches Thema. Und dann müsse gegebenenfalls auch noch geklärt werden, wie die Steuerung – am Ende ist es ja eine Flexibilisierung − honoriert beziehungsweise tarifiert wird. Das sei dann eher eine Aufgabe des Vertriebs. „Aber das Steuern an sich ist für die allermeisten Anwendungsfälle jetzt schon möglich“, resümiert Wagner.

Dennoch sind sich Fleischle und Zander sich einig: Drei zertifizierte Gateways mit schrittweise erweitertem Funktionsumfang machen die Digitalisierung der Energiewirtschaft noch lange nicht zum Selbstläufer. Denn zahlreiche Punkte der Mängelliste des ersten Digitalisierungsbarometers vom Januar 2019, etwa das quälend lange Zertifizierungsverfahren der Smart Meter Gateways oder die geringe Zahl der marktreifen digitalen Geschäftsmodelle, seien lediglich Symptome.

Die eigentlichen Probleme hatten schon die Autoren damals wesentlich tiefer verortet. Zu selten hätten die in den Digitalisierungsprozess involvierten Akteure die Bereitschaft erkennen lassen, über das eigene Fachthema, den eigenen Zuständigkeitsbereich hinauszudenken und mit anderen Beteiligten zusammenzuarbeiten. Ein richtiges Projektmanagement täte not. Entsprechend langsam sei die Digitalisierung vorangekommen und entsprechend groß sei die Diskrepanz zwischen dem Zeitplan des Gesetzgebers und dem tatsächlichen Fortschritt. Sowohl die Industrie als auch Politik und Verwaltung müssten sich diesen Schuh anziehen.

Im Hinblick auf die Entwicklung der vergangenen zwölf Monate zeigt sich Zander verhalten optimistisch. Verglichen mit der Bewertung des ersten Digitalisierungsbarometers habe es durchaus Verbesserungen gegeben, sagt er und verweist als Beispiel auf den Prozess zur Ausgestaltung der Verordnung über die Steuerung flexibler Lasten nach § 14a EnWG: „Die Workshops, die bisher dazu stattgefunden haben und die wir als BET strukturiert und organisiert haben, haben alle relevanten Akteure an einen Tisch gebracht und das gemeinsame Problembewusstsein geschärft.“ Die Diskussionen über eingeschränkt und uneingeschränkt verfügbare Netzanschlusskapazitäten seien vielversprechend und nährten die Hoffnung auf diese für die Netzstabilisierung so wichtige Verordnung noch in dieser Legislaturperiode.

 
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Donnerstag, 30.01.2020, 13:31 Uhr