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Wer zählt wann mit wem?

Elektronischer Datenaustausch im Messwesen

10.06.2010, 10:11 Uhr

Kleine und mittlere Energieversorger, besonders Stadtwerke, stehen mit den Neuerungen im Energiemarkt vor großen Herausforderungen. Nicht nur die technische Umsetzung von Smart Metering, auch die informationstechnologischen Voraussetzungen bereiten derzeit meist noch Kopfzerbrechen.

Viel Zeit bleibt nicht: Ab dem 30. Dezember 2010 müssen lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife verbindlich angeboten und abgerechnet werden können. Die Bundesnetzagentur erhöht das Tempo noch: Schon im Herbst 2010 müssen die IT-Systeme einen einheitlichen Datenaustausch bewerkstelligen.

Auch wenn das Mess- und Zählwesen längst liberalisiert ist - die Herausforderungen des Energiemarkts sind so komplex wie nie. Eine dieser Herausforderungen ist der Datenaustausch zwischen den unterschiedlichen Marktteilnehmern. Der soll nach Willen der Bundesnetzagentur (BNetzA) nämlich über einheitliche Standards stattfinden – eine Forderung mit gravierenden Auswirkungen für die Energieversorger.

Stichtag 1. Oktober: das Aus für den abweichenden Datenaustausch

Ab dem 1. Oktober dieses Jahres soll ein abweichender Datenaustausch zwischen Netzbetreibern und assoziiertem Vertrieb nach Tenorziffer sechs der Geschäftsprozesse zur Belieferung von Kunden mit Energie (GPKE) endgültig eingestellt werden. Offiziell besteht diese Möglichkeit zwar schon seit Oktober 2009 nicht mehr – um Energieversorgungsunternehmen (EVU) und Softwareherstellern aber genügend Zeit zu geben, ihre IT-Systeme anzupassen, hatte die BNetzA diesen Stichtag aufgeweicht und bislang auf Sanktionen verzichtet. Einen weiteren Aufschub über den 1. Oktober 2010 hinaus soll es jedoch nicht geben.

Alternativen sind teurer als der neue Standard

Was bedeutet diese neue Regelung für die Energieversorger? Eine viel diskutierte Alternative ist, den Datenaustausch künftig nach Tenorziffer fünf der GPKE zu regeln. Danach einigen sich die jeweiligen Marktpartner einvernehmlich auf ein anderes Datenformat oder einen anderen Nachrichtentyp. Doch auch hier hat die BNetzA vorgebaut: Tenorziffer fünf der GPKE fordert eine strikte formelle und materielle Gleichbehandlung aller Marktteilnehmer bei Prozessen, Datenformaten und Nachrichtentypen. Hierfür sind in der Regel provisorische Erweiterungen der Software-Systeme der EVU nötig, deren Kosten aus Sicht der BNetzA vermeidbar sind. Vermeidbare Kosten aber muss ein EVU selbst tragen und kann sie nicht über das Regulierungskonto umlegen. Allein aus wirtschaftlichen Gründen wird es sich also nicht lohnen, Alternativen zu den Vorgaben der BNetzA umzusetzen.

Mandantentrennung: zukunftssichere Lösung für standardisierten Datenaustausch

Die Software-Systeme der Energieversorger sollten die Mandantentrennung demnach also besser beherrschen. Denn mit der Novellierung der Messzugangsverordnung sind jetzt nicht mehr nur Energielieferant und Netzbetreiber für die Messung und Abrechnung des Energieverbrauchs verantwortlich, für die Messstelle sind jetzt auch Messstellenbetreiber und Messdienstleister zuständig. Und diese beiden neuen Marktpartner gilt es in die IT-Landschaft der Versorger und Netzbetreiber zu integrieren. Dabei setzt die Bundesnetzagentur auf einheitliche Rahmenbedingungen für die Marktpartner im Bereich Messwesen. Dazu sollen die Geschäftsprozesse und der Datenaustausch insbesondere zwischen Netzbetreibern, Messdienstleistern und Messstellenbetreiber beim Betrieb der Messstelle sowie bei der Erhebung, Verarbeitung und Weiterleitung von Verbrauchsdaten standardisiert und automatisiert werden.

Neue Nachrichtentypen und Vorgaben für Smart Meter

Seit dem 1. April 2010 müssen bereits neue Versionen an Nachrichtentypen der GPKE und GeLiGas (Geschäftsprozesse zum Lieferantenwechsel Gas) verwendet und EDIFACT-Nachrichten (Electronic Data Interchange For Administration, Commerce and Transport) auf ihre Verarbeitbarkeit geprüft werden. Dazu muss das Nachrichtenformat APERAK (Application error an acknowledgement message) erweitert werden und die logische Rückmeldung bei der Datenübertragen in drei Stufen ablaufen. Auch bei den Messstellen plant die BNetzA Vorgaben, welchen Anforderungen Smart Meter genügen müssen und über welche Funktionen sie standardmäßig verfügen sollen.

SMO: Partner für komplexe IT-Infrastrukturen

Gerade kleine und mittlere Energieversorger, insbesondere Stadtwerke, stellen diese neuen Vorgaben und Pläne der BNetzA vor große Herausforderungen: Sie müssen nicht nur ihre IT-Infrastruktur erweitern, sie müssen dem Endverbraucher auch verschiedene Smart Metering-Produkte anbieten können. Und sie müssen einen Weg finden, wie sie Smart Metering mit mehreren Marktpartner innerhalb ihrer Kostengrenzen durchführen können. Eine Studie der LBD Beratungsgesellschaft im Auftrag der EVB Energy Solutions hat schon 2009 festgestellt, dass das Geschäft nur mit Größen und Skalen wirtschaftlich zu betreiben sei und es dazu umfassender Kompetenzen, vor allem in der IT, bedürfe. Die EVB bietet daher das Dienstleistungskonzept Smart Meter Operator (SMO) für 36 Euro pro Jahr und Zähler an. Damit können EVUs im Rahmen eines Smart Metering-Konzepts mit einem SMO-Dienstleister einen wirtschaftlichen Messstellenbetrieb mit einer über Jahre hinaus klaren Kostenstruktur und die Entwicklung innovativer Smart Metering-Produkte realisieren.