prego services zeigt auf dem BDEW Kongress 2017 Digitalisierungslösungen für EVUs

23. Mai 2017

Saarbrücken/Ludwigshafen, 23. Mai 2017 – Unter dem Motto "Utility 4.0" ist prego services beim BDEW Kongress 2017, der am 21. und 22. Juni in der Station Berlin stattfindet, vertreten. In Halle 3 an Stand 6 präsentiert der IT- und Businesspartner seine umfassenden Lösungen für die digitale Transformation von Energieversorgungsunternehmen.

Die Energiebranche befindet sich im Wandel. Viele unterschiedliche Einflussfaktoren lösen in der Branche einen umfangreichen Change-Prozess aus. Der gesetzliche Rahmen und die Erwartungen der Endverbraucher haben sich drastisch verändert und erfordern bei den Akteuren der Energieversorgungsbranche ein Umdenken in Bezug auf ihre Kernprozesse und Geschäftsmodelle.

"Die Anforderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und die immer weiter divergierenden Marktrollen sind ohne tiefgreifende Digitalisierung gar nicht umsetzbar. Hinzu kommt, dass die Endverbraucher zunehmend smarte Services von ihren Energiedienstleistern erwarten", sagt Andreas Tzschoppe-Kölling, Geschäftsführer bei prego services.

Damit die Transformation zum digitalen Energiedienstleister gelingt, muss Utility 4.0 zu einem zentralen Bestandteil der Unternehmensstrategie werden. Die Basis dafür ist eine sichere und leistungsfähige Informations- und Kommunikationslandschaft. Zukünftige Systeme müssen flexibel auf die Anforderungen des Gesetzgebers und die Marktbedingungen reagieren können.

Beim diesjährigen BDEW Kongress zeigt prego services, langjähriger Branchenexperte und unter den Top 3 der EVU-Dienstleistungstöchter, seine Lösungen für die digitale Transformation der Energiewirtschaft. Für die spezifischen Bedürfnisse der Branche bietet prego services entlang der Wertschöpfungskette der Energieversorger hochskalierbare IT-Lösungen sowie Consulting, Solutions und Services über das gesamte Portfolio. Sie alle dienen dem Ziel, die komplexen und sich ständig ändernden Prozesse bei den Energieversorgern zu vereinfachen und die notwendige Flexibilität sowie Stabilität in den Systemen sicherzustellen.

Eine der Kernanforderungen an Energieversorger in Zeiten der Digitalisierung ist der Schutz ihrer kritischen Infrastrukturen vor Cyber-Attacken. prego services ist bereits seit vielen Jahren auf sichere Enterprise-Network-Lösungen nach dem "Secure by Design"-Prinzip spezialisiert. Bei der Einführung eines Informationssicherheitsmanagementsystems (ISMS) unterstützt prego services von der Konzeption bis hin zur Auditierung. Darauf aufbauend entwickelt das Unternehmen Security-Information-and-Event-Management-Systeme (SIEM) und betreibt ein Security Operations Center (SOC).

Neben zahlreichen Impulsen für die Optimierung und Digitalisierung der für Energieversorger relevanten Arbeitsabläufe erhalten die Besucher des BDEW Kongress bei prego services Informationen zu spannenden zukunftsweisenden Projekten. So hat prego services beim Stadtwerk am See eine der ersten Migrationen auf SAP S/4HANA im Energiesektor realisiert. Die neue SAP Business Suite ermöglicht dem Stadtwerk am See unter anderem eine integrierte Businessplanung zu nutzen, die Prozesse zu straffen, Kosten zu sparen und die Benutzeroberflächen mit der neuen Technologie SAP Fiori zu vereinfachen und die Usability zu erhöhen.

prego services auf dem BDEW Kongress 2017: Halle 3, Stand 6

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Quelle: prego services GmbH

Ab sofort verfügbar: Leistungsmodul „iMSB Basis“ von VOLTARIS zur Umsetzung des intelligenten Messstellenbetriebs

17. Mai 2017

Mit „iMSB Basis“ bietet VOLTARIS ab sofort ein Lösungsmodul für alle notwendigen Kernprozesse des intelligenten Messstellenbetriebs. Es beinhaltet die Übernahme der Gateway-Administration sowie den Empfang, die Aufbereitung und die Bereitstellung der Messwerte – und somit alle Kernelemente, die die Stadtwerke für den reibungslosen Start in das intelligente Messwesen benötigen. Mit „iMSB Basis“ können sowohl die Anforderungen des grundzuständigen (gMSB) als auch diejenigen des wettbewerblichen Messstellenbetreibers (wMSB) umgesetzt werden. Vorgestellt wird es am 13. Juni in der Veranstaltung „Systeme & Partner“ der Anwendergemeinschaft Messsystem.

Der Smart Meter Rollout stellt Netzbetreiber und Energieversorger vor zahlreiche Herausforderungen. Technik, Infrastruktur, Prozesse und IT-Systeme müssen den neuen Anforderungen entsprechend effektiv und effizient angepasst werden. Mit dem Leistungspaket „iMSB Basis“ legt VOLTARIS nun ein konkretes Lösungsmodul für die die Umsetzung des intelligenten Messstellenbetriebs vor. Es ist modular, flexibel und vollumfänglich ausgeprägt und bietet größtmögliche Sicherheit bei geringen Investitionen.

„Unsere modularen Lösungen orientieren sich an der gesamten Wertschöpfungskette sowohl des grundzuständigen als auch des wettbewerblichen Messstellenbetreibers unter Beachtung des jeweiligen Rollout-Szenarios und des Stands der Technik“, erläutert Marcus Hörhammer, Leiter Vertrieb und Innovation bei VOLTARIS. Der modulare Aufbau ermöglicht es Stadtwerken, genau diejenigen Dienstleistungsbausteine auszuwählen, die für die Umsetzung tatsächlich benötigt werden. Zusätzlich bietet VOLTARIS auf Basis langjähriger Erfahrungen im Messstellenbetrieb auch Unterstützung bei der individuellen Rollout-Planung und der Gestaltung eines gemeinsamen, effektiven Betriebsmodells.

In Kürze erfolgt die Zertifizierung als Smart Meter Gateway-Administrator nach ISO 27001. Das Informationssicherheits-Managementsystem (ISMS) der VOLTARIS entspricht demzufolge der technischen Richtlinie 03109-6 des Bundesamtes für Informationssicherheit (BSI) und den hohen Sicherheitsanforderungen an die Gateway-Administration. Alle erforderlichen Prozesse im GWA-Umfeld setzt VOLTARIS künftig mit eigenem Personal im eigenen Haus um und bieten diese Leistungen im Rahmen des BPO (business process outsourcing) zu einem attraktiven Preis-Leistungsverhältnis an.

In einer starken Entwicklungspartnerschaft entsteht derzeit ein Gesamtsystem mit rund einer Million Messsystemen. VOLTARIS nutzt dafür die GWA-Software des langjährigen Partners robotron und setzt auf den BSI-zertifizierten Rechenzentrumsbetrieb der GISA GmbH, die als bundesweit erstes Unternehmen erfolgreich das Audit zur BSI-konformen GWA absolviert hat. „Durch diese Entwicklungspartnerschaft profitieren unsere Kunden von optimalen Skalen- und Synergieeffekte“, führt Hörhammer weiter aus.

In der nächsten Veranstaltung „Systeme & Partner“ der Anwendergemeinschaft Messsystem am 13. Juni in Kaiserslautern stellt VOLTARIS das Modul „iMSB Basis“ ausführlich vor. Die Partner robotron (GWA-Software) und GISA (zertifiziertes Rechenzentrum) runden mit Fachbeiträgen und Software-Demonstrationen die Veranstaltung ab. Die VOLTARIS Anwendergemeinschaft Messsystem ist ein Zusammenschluss von mittlerweile über 30 Energieversorgungsunternehmen und Stadtwerken mit dem Ziel einer effizienten und effektiven Gestaltung des intelligenten Messstellenbetriebs im Rahmen von Workshops, moderiertem Erfahrungsaustausch und Schulungen. Die Mitgliedschaft in der Anwendergemeinschaft ist für weitere Stadtwerke noch möglich.

VOLTARIS ist der Experte für den sicheren Smart Meter Rollout, die Gateway-Administration und den Messstellenbetrieb für Energievertriebe, Netzbetreiber, Erzeuger und Industrie. Die Dienstleistungen sind modular aufgebaut. Sie umfassen sowohl das klassische Metering für alle Energiearten, die Zählerfernauslesung und das Energiedatenmanagement für alle Marktrollen als auch den Betrieb der modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsysteme. Ergänzt wird das Portfolio von Mehrwertdiensten wie Steuerung und Visualisierung.

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Quelle: VOLTARIS GmbH

BEMD Strategiesitzung 2018+

16. Mai 2017

Wie auf der vorletzten Mitgliederversammlung vereinbart, haben sich Vorstand, Geschäftsführung und einige Geschäftsführer von Mitgliedsunternehmen am 12. Mai 2017 in Hamburg zu einer Strategiesitzung getroffen. Wesentliches Ergebnis war, dass die drei zentralen „Säulen“ des Verbandes: Interessensvertretung, Informationsplattform und Netzwerk weiter beibehalten und an diversen Stellen gezielt verstärkt werden sollen.

Außerdem wurden Themenfelder der nächsten Jahre sowie einige Grundsatzfragen wie Kooperationen mit anderen Verbänden, eine neue Mitgliederstruktur oder auch weitere Leistungen wie z.B. Seminare oder Fachpublikationen diskutiert. Des Weiteren wurden, auf der Basis der Konkretisierung des Programmes des Jahreskongress 2017, auch einige Rahmendaten für den Jahreskongress 2018 festgelegt. Eine ausführliche Berichterstattung folgt.

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BEMD auf Sitzung „AG intelligente Netze und Zähler" des BMWI am 3. Mai 2017 in Berlin

16. Mai 2017

Auf der Sitzung der Arbeitsgruppe des BMWi intelligente Netze und Zähler – in der es im wesentlichen um die Themen 14a EnWG-Konzept, Fragen zur Umsetzung des GDEW und die Begleitung der BSI-Roadmap ging – wurde der BEMD durch Herrn Schulz (regio iT) vertreten.

Vortrag (bne): „Netzintegration von Elektromobilität“ von Herrn Dr. Schirmer (ubitricity)

Herr Dr. Schirmer stellte den Zugang zu 14a-Tarifen mit Elektroautos vor. Hierbei wurden die zwei Situationen „E-Auto als Teil der Kundenanlage“ und „E-Auto als separater Marktteilnehmer“ beschrieben und gegenübergestellt. Der erste Fall ist aus Sicht des Referenten mit der heutigen Smart-Meter-Gateway-Technologie abbildbar, da der Betreiber des Elektroautos und der Letztverbraucher der Kundenanlage identisch sind. Im zweiten Fall geht es im Wesentlichen darum, dass sich der Betreiber des Elektroautos und Letztverbraucher der Kundenanlage unterscheiden (z.B. Laden beim Arbeitgeber). Für diesen Anwendungsfall fehlt dem heutigen Smart-Meter-Gateway noch die Möglichkeit von Transaktionsstempeln. Hierfür sind Weiterentwicklungen und Ergänzungen der Smart-Meter-Gateway-Technologie erforderlich.

Herr Dr. Schirmer erklärte, dass die Netzintegration von Elektromobilität von vier wesentlichen Anforderungen abhängt und dass diese heute noch nicht gesamthaft über bestehende Gateway-Architekturen darstellbar sind:

  • Eichrechtskonforme Abrechnung von Ladevorgängen
  • Energiemarktintegration der Elektrobatterie
  • Datensicherheit zum Schutz der Infrastruktur
  • Datenschutz des E-Mobilisten

Diskussion zum Vortrag (bne): „Netzintegration von Elektromobilität“ von Herrn Dr. Schirmer (ubitricity)

Kernthema der offenen Diskussion war eine mögliche Förderung der Elektromobilität und welche Anreize dem E-Mobilisten geschaffen werden können. Was für Anreize sind neben einer Netzentgeltreduzierung für E-Mobilisten möglich? Es wurde auch darüber diskutiert, dass die E-Mobilisten nicht zu Lasten der Energiearmut gefördert werden sollten.

Vortrag (AGORA, ECOFYS): „Smart-Meter-Design in deutschen Verteilnetzen“ von Frau Dr. Ropenus (AGORA) und Herrn Dr. Nabe (ECOFYS)

Dem Vortrag liegt die Annahme zu Grunde, dass Netzengpässe bereits in mehreren Regionen in Deutschland zur Normalität gehören. Nach einer grundsätzlichen Einführung in die Smart-Market-Thematik, wurden verschiedene Modelle und Koordinationsprinzipien vorgestellt, mit denen in einer „gelben“-Ampelphase Maßnahmen ergriffen werden können, die den Übergang zu einer „roten“-Ampelphase auf Basis einer marktorientierten Lösung verhindern. Bei den unterschiedlichen Modellen wurden unter anderem Lösungsansätze für den Sekundär-, Regelenergie- und Intradaymarkt vorgestellt und die Organisation einer Flexibilitätsplattform beschrieben.

Diskussion zu Vortrag (AGORA, ECOFYS): „Smart-Meter-Design in deutschen Verteilnetzen“ von Frau Dr. Ropenus (AGORA) und Herrn Dr. Nabe (ECOFYS)

Herr Kleemann erklärte, dass die Notwendigkeit einer Smart-Market-Lösung in der Existenz von Netzengpässen begründet ist und stellte die verschiedenen Einflussmöglichkeiten und Mechanismen aus dem Vortrag zur Diskussion. Ebenso sieht das BMWi neue Betätigungsfelder im Energiemarkt (z.B. für Lieferanten).

Vortrag und Diskussion (dena/BET): „Netzflexstudie“ von Herrn Dr. Seidl (dena) und Herrn Dr. Zander (BET)

In dem Vortrag wurden die Ergebnisse der Netzflexstudie beschrieben und auf einzelne Multi-Use-Ansätze näher eingegangen (z.B. auf den Einfluss der Elektromobilität auf die Netzstabilität). Herr Dr. Zander hat im Rahmen der regulatorischen Analyse und Empfehlung zur Weiterentwicklung mögliche Werkzeuge zur Auflösung von Konfliktsituationen dargestellt. Als ein wichtiges Instrument beschreibt er die differenzierte Bewertung von Netzanschlüssen beim Erwerb, in dem z.B. über eine Einmalzahlung der Nutzer entscheiden kann, ob der Anschluss zur „unbedingten Netznutzung“ oder zur „netzdienlichen Nutzung“ verwenden werden kann.

In der Diskussion wurden die Flexibilitätsbewirtschaftung aus netzdienlicher und marktorientierter Sicht besprochen und näher betrachtet. Die zusätzlichen Kosten, die zur Umsetzung der zukünftigen Aufgaben (z.B. Betriebskosten für Aggregations- und Koordinationsfunktion oder Systemkosten) anfallen werden, wurden in der Studie nicht berücksichtigt, da diese bei dem zukünftig zu erwarteten Massenprozess vernachlässigt werden können.

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Position des BEMD zur Einführung einer eigenständigen Identifikationsnummer (Marktlokations-ID)

16. Mai 2017

1. Hintergrund

m 20.12. 2016 haben die Beschlusskammern 6 und 7 der Bundesnetzagentur in dem Verwaltungsverfahren zur Anpassung der Vorgaben zur elektronischen Marktkommunikation an die Erfordernisse des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende unter dem Aktenzeichen BK6-16-200 bzw. BK7-16-142 einen Beschluss gefasst, der unter anderem die Einführung einer eigenständigen Identifikationsnummer (Marktlokations-ID) vorsieht. Weiterhin werden auch die Prozesse nach GPKE, WiM, MEPS zum 01.10.2017 anzupassen sein. Speziell für die Einführung der eindeutigen Marktlokations-ID heißt es in dem Beschluss unter Punkt 4 (BK6-16-200) bzw. Punkt 3 (BK7-16-142):

„Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen bzw. Gasversorgungsnetzen werden verpflichtet, spätestens bis zum 01.02.2018 flächendeckend alle Marktlokationen im Sinne der Anlage 1 zu dieser Festlegung mittels einer eigenständigen Identifikationsnummer (Marktlokations-ID) zu identifizieren, die folgende Anforderungen erfüllt:

  • Die Marktlokations-ID darf nicht mit der für die Identifikation von Messlokationen im Sinne der Anlage 1 zu dieser Festlegung verwendeten Identifikationsnummer identisch sein.
  • Die Generierung und Ausgabe der IDs erfolgt durch eine zentrale bundesweite Stelle (Codevergabestelle).Alle Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen bestellen unverzüglich bei der Codevergabestelle die benötigte Anzahl an Codes und weisen sie den in ihrem Netz befindlichen Marktlokationen zu. Die betroffenen Marktbeteiligten sind über die jeweilige Zuweisung unverzüglich zu informieren. Die Codevergabestelle erfasst ausschließlich den Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, der den Code zum Zeitpunkt der Erstausgabe bestellt hat.
  • Die ID identifiziert die jeweilige Marktlokation nach ihrer erstmaligen Zuordnung dauerhaft. Eine Veränderung ist unzulässig, solange die Marktlokation existiert. Dies gilt auch in Fällen von Konzessionswechseln.
  • Die Marktlokations-ID muss mit einer Prüfziffer ausgestattet sein, anhand derer überprüft werden kann, ob eine ID korrekt übermittelt worden ist.“

Weiterhin heißt es:

„Die Beschlusskammer hat sich dafür entschieden, die jederzeitige Eindeutigkeit dadurch sicherzustellen, dass jeder Netzbetreiber verpflichtet wird, in einem Übergangszeitraum bis längstens zum 01.02.2018 flächendeckend alle Marktlokationen mit einer eigenständigen, neu einzuführenden, ID-Nummernsystematik auszustatten.“

2. Konsequenz

Die Vorgaben aus dem BK6-16-200 bzw. BK7-16-142 sind im Wesentlichen zum 01.10.2017 für die Interimslösung umzusetzen. Die Umsetzung sollte im besten Fall so erfolgen, dass auch für das anschließend auszuprägende Zielmodell eine effektive Vorbereitung erfolgt. Für die Einführung der eindeutigen Marktlokations-ID müssen die betroffenen Marktteilnehmer alle Zählpunkte in sogenannte Messlokationen und Marktlokationen aufteilen. Die Bezeichnung Marktlokation ersetzt dabei den bislang in der GPKE verwendeten Begriff der Entnahmestelle. Marktlokation ist jener Punkt, an dem Energie erzeugt und verbraucht wird und der Gegenstand von Lieferantenwechsel-bzw. Bilanzierungsprozessen ist. Die Prozessbeschreibungen führen darüber hinaus den neuen Begriff des „Lokationsbündels“ ein. Unter ihm sind exemplarische Kombinationen beschrieben, in welchem Verhältnis gegenseitige Abhängigkeiten einer oder mehrerer Markt-bzw. Messlokationen in der Praxis vorkommen können. Der vorliegende Beschluss ändert somit offensichtlich das etablierte Datenmodell für alle Zählpunktbezogenen Stamm- und Bewegungsdaten sowie die darauf aufbauenden Prozesse.

Darüber hinaus gibt es für den Zeitraum zwischen dem 01.10.2017 und dem 01.02.2018 keine klaren Vorgaben für das Übergangsszenario.

3. Fazit

Im Rahmen der Umsetzung der Vorgaben, die aus dem Umsetzung des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende resultieren haben insbesondere die Mitgliedsunternehmen des BEMD (Bundesverband der Energiemarktdienstleister e.V.) eine Reihe von Aufgaben zu übernehmen. Die ist im besonderen Maße im Rahmen der Einführung der eindeutigen Marktlokations-ID der Fall. Die Mitgliedsunternehmen des BEMD sind nicht nur als Dienstleister für den Aufbau des neuen Modells für die Stamm und Bewegungsdaten verantwortlich sondern auch für die Migration aller relevanten Daten ind das neue Datenmodell. Die Mitglieder des BEMD erachten die Vorgaben aus dem BK6-16-200 bzw. BK7-16-142 für sinnvoll und notwendig. Verbunden mit dem Ziel eines einheitlichen Starts für die neue Marktlokations-ID ist es aus Sicht des BEMD dringend geboten den Startermin frühestens auf den 01.04.2018 zu legen. Die Begründung liegt im Wesentlichen darin, dass die notwendigen Kapazitäten zur Zeit nicht ausreichen um den 01.02.2018 als spätesten Umstellungstermin zu gewährleisten. Unternehmen, die nicht bereits zum heutigen Zeitpunkt die Umstellung geplant, budgetiert und das Projekt vergeben haben, können das Ziel zum 01.02.2018 kaum noch erreichen.

Bei unveränderter Terminierung auf dem 01.02.2018 kann es aus Sicht des BEMD sehr wahrscheinlich dazu kommen, dass eine wesentliche Anzahl der Zählpunkte in Deutschland nicht auf das neue Modell umgestellt sein werden.

Beim Workshop der BNetzA auf dem der BEMD durch Herrn Landgraf vertreten war, wurde im Wesentlichen das Diskussionspapier des VKU und des BDEW durchgearbeitet. Das erfolgte primär durch den Input des BSI. Das Dokument wird dem BEMD in der überarbeiteten Fassung zeitnah zur Verfügung gestellt.

Folgende Fragen wurden noch diskutiert:

  1. Trotz zahlreicher Nachfragen der Verbänden (auch ich habe mich im Namen des BEMD hier zu Wort gemeldet), soll der Termin 01.02.2018 für die Aufnahme des Wirkbetriebes (inkl. MeLo/MaLo Trennung) bestehen bleiben.
  2. Auch der Termin für die Aufnahme der verschlüsselten Marktkommunikation zum 01.06.2017 bleibt. Dazu wird es am 08.05.2017 noch einen Veröffentlichung geben.
  3. Das Zielmodell ist auch für die Gasseite anzuwenden (mglst. Deckungsgleich). Hierzu wird Anfang Mai das Konsultationsverfahren beginnen.
  4. Am 03.07.2017 wir zum nächsten Termin bei der BNetzA eingeladen. Inhalt ist die Marktkommunikation des Zielmodells.

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Kick-off-Workshop zum Zielmodell Messwesen am Fr, 28.04.2017, Berlin

16. Mai 2017

Im Wesentlichen wurde das Diskussionspapier des VKU und des BDEW durchgearbeitet.

Das erfolgte primär durch den Input des BSI. Das Dokument wird uns in der überarbeiteten Fassung zeitnah zur Verfügung gestellt.

Folgende Fragen wurden noch diskutiert:

  1. Trotz zahlreicher Nachfragen der Verbänden (auch ich habe mich im Namen des BEMD hier zu Wort gemeldet), soll der Termin 01.02.2018 für die Aufnahme des Wirkbetriebes (inkl. MeLo/MaLo Trennung) bestehen bleiben.
  2. Auch der Termin für die Aufnahme der verschlüsselten Marktkommunikation zum 01.06.2017 bleibt. Dazu wird es am 08.05.2017 noch einen Veröffentlichung geben.
  3. Das Zielmodell ist auch für die Gasseite anzuwenden (mglst. Deckungsgleich). Hierzu wird Anfang Mai das Konsultationsverfahren beginnen.
  4. Am 03.07.2017 wir zum nächsten Termin bei der BNetzA eingeladen. Inhalt ist die Marktkommunikation des Zielmodells.

rku.it gewinnt Werraenergie als neuen Gesellschafter

15. Mai 2017

Herne, 15. Mai 2017 – Am 27. April 2017 unterzeichneten die Werraenergie GmbH und die rku.it GmbH den Vertrag zur Übernahme von Geschäftsanteilen. Werraenergie ist der insgesamt 19. Gesellschafter des IT-Spezialisten.

Seit Ende 2013 realisiert rku.it das Hosting und die Betreuung der Anwendungssysteme der Thüringer Werraenergie. Dabei stand von Anfang an die kundenindividuelle Harmonisierung im Mittelpunkt. „Wir sind nach dreieinhalb Jahren Gesellschafter von rku.it geworden, weil uns die Zusammenarbeit und das Geschäftsmodell überzeugen“, erläutert Hans Ulrich Nager, Geschäftsführer von Werraenergie. „Im Anforderungsmanagement profitieren wir von unseren einheitlichen, nur partiell individualisierten Systemausprägungen. Updates, Upgrades oder neue Entwicklungen werden hier kundenübergreifend umgesetzt. Das ist in meinen Augen effizient und zukunftsorientiert“, ergänzt Nager.

„Wir freuen uns, mit Werraenergie einen weiteren Gesellschafter gewonnen zu haben“, betont Werner Dieckmann, Geschäftsführer von rku.it. „Unsere Anteilseigner setzen sich nun aus 16 Energieversorgungsunternehmen und drei Unternehmen des ÖPNV zusammen“, ergänzt Dieckmann.

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Quelle: rku.it GmbH

Position des BEMD zur Einführung einer eigenständigen Identifikationsnummer (Marktlokations-ID)

03. Mai 2017

1. Hintergrund

Am 20.12. 2016 haben die Beschlusskammern 6 und 7 der Bundesnetzagentur in dem Verwaltungsverfahren zur Anpassung der Vorgaben zur elektronischen Marktkommunikation an die Erfordernisse des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende unter dem Aktenzeichen BK6-16-200 bzw. BK7-16-142 einen Beschluss gefasst, der unter anderem die Einführung einer eigenständigen Identifikationsnummer (Marktlokations-ID) vorsieht. Weiterhin werden auch die Prozesse nach GPKE, WiM, MEPS zum 01.10.2017 anzupassen sein. Speziell für die Einführung der eindeutigen Marktlokations-ID heißt es in dem Beschluss unter Punkt 4 (BK6-16-200) bzw. Punkt 3 (BK7-16-142):

„Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen bzw. Gasversorgungsnetzen werden verpflichtet, spätestens bis zum 01.02.2018 flächendeckend alle Marktlokationen im Sinne der Anlage 1 zu dieser Festlegung mittels einer eigenständigen Identifikationsnummer (Marktlokations-ID) zu identifizieren, die folgende Anforderungen erfüllt:

  • Die Marktlokations-ID darf nicht mit der für die Identifikation von Messlokationen im Sinne der Anlage 1 zu dieser Festlegung verwendeten Identifikationsnummer identisch sein.
  • Die Generierung und Ausgabe der IDs erfolgt durch eine zentrale bundesweite Stelle (Codevergabestelle).Alle Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen bestellen unverzüglich bei der Codevergabestelle die benötigte Anzahl an Codes und weisen sie den in ihrem Netz befindlichen Marktlokationen zu. Die betroffenen Marktbeteiligten sind über die jeweilige Zuweisung unverzüglich zu informieren. Die Codevergabestelle erfasst ausschließlich den Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, der den Code zum Zeitpunkt der Erstausgabe bestellt hat.
  • Die ID identifiziert die jeweilige Marktlokation nach ihrer erstmaligen Zuordnung dauerhaft. Eine Veränderung ist unzulässig, solange die Marktlokation existiert. Dies gilt auch in Fällen von Konzessionswechseln.
  • Die Marktlokations-ID muss mit einer Prüfziffer ausgestattet sein, anhand derer überprüft werden kann, ob eine ID korrekt übermittelt worden ist.“

Weiterhin heißt es:
„Die Beschlusskammer hat sich dafür entschieden, die jederzeitige Eindeutigkeit dadurch sicherzustellen, dass jeder Netzbetreiber verpflichtet wird, in einem Übergangszeitraum bis längstens zum 01.02.2018 flächendeckend alle Marktlokationen mit einer eigenständigen, neu einzuführenden, ID-Nummernsystematik auszustatten.“

2. Konsequenz

Die Vorgaben aus dem BK6-16-200 bzw. BK7-16-142 sind im Wesentlichen zum 01.10.2017 für die Interimslösung umzusetzen. Die Umsetzung sollte im besten Fall so erfolgen, dass auch für das anschließend auszuprägende Zielmodell eine effektive Vorbereitung erfolgt. Für die Einführung der eindeutigen Marktlokations-ID müssen die betroffenen Marktteilnehmer alle Zählpunkte in sogenannte Messlokationen und Marktlokationen aufteilen. Die Bezeichnung Marktlokation ersetzt dabei den bislang in der GPKE verwendeten Begriff der Entnahmestelle. Marktlokation ist jener Punkt, an dem Energie erzeugt und verbraucht wird und der Gegenstand von Lieferantenwechsel-bzw. Bilanzierungsprozessen ist. Die Prozessbeschreibungen führen darüber hinaus den neuen Begriff des „Lokationsbündels“ ein. Unter ihm sind exemplarische Kombinationen beschrieben, in welchem Verhältnis gegenseitige Abhängigkeiten einer oder mehrerer Markt-bzw. Messlokationen in der Praxis vorkommen können. Der vorliegende Beschluss ändert somit offensichtlich das etablierte Datenmodell für alle Zählpunktbezogenen Stamm- und Bewegungsdaten sowie die darauf aufbauenden Prozesse.

Darüber hinaus gibt es für den Zeitraum zwischen dem 01.10.2017 und dem 01.02.2018 keine klaren Vorgaben für das Übergangsszenario.

3. Fazit

Im Rahmen der Umsetzung der Vorgaben, die aus dem Umsetzung des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende resultieren haben insbesondere die Mitgliedsunternehmen des BEMD (Bundesverband der Energiemarktdienstleister e.V.) eine Reihe von Aufgaben zu übernehmen. Die ist im besonderen Maße im Rahmen der Einführung der eindeutigen Marktlokations-ID der Fall. Die Mitgliedsunternehmen des BEMD sind nicht nur als Dienstleister für den Aufbau des neuen Modells für die Stamm und Bewegungsdaten verantwortlich sondern auch für die Migration aller relevanten Daten ind das neue Datenmodell. Die Mitglieder des BEMD erachten die Vorgaben aus dem BK6-16-200 bzw. BK7-16-142 für sinnvoll und notwendig. Verbunden mit dem Ziel eines einheitlichen Starts für die neue Marktlokations-ID ist es aus Sicht des BEMD dringend geboten den Startermin frühestens auf den 01.04.2018 zu legen. Die Begründung liegt im Wesentlichen darin, dass die notwendigen Kapazitäten zur Zeit nicht ausreichen um den 01.02.2018 als spätesten Umstellungstermin zu gewährleisten. Unternehmen, die nicht bereits zum heutigen Zeitpunkt die Umstellung geplant, budgetiert und das Projekt vergeben haben, können das Ziel zum 01.02.2018 kaum noch erreichen.

Bei unveränderter Terminierung auf dem 01.02.2018 kann es aus Sicht des BEMD sehr wahrscheinlich dazu kommen, dass eine wesentliche Anzahl der Zählpunkte in Deutschland nicht auf das neue Modell umgestellt sein werden.

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Quelle: Arbeitsgruppe „Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende“

Regiocom steigt in Funknetze und
Messdatenübertragung ein

02. Mai 2017

Die Magdeburger regiocom GmbH hat das Hamburger Technologieunternehmen DIGIMONDO GmbH von E.ON übernommen. DIGIMONDO hat eine Funknetz-Technologie entwickelt, die als Basis für Mess- und Steuerungssysteme von „Intelligenten Städten“ (Smart Cities) und von Industriegebieten dient. Über den Kaufpreis wurde Stillschweigen vereinbart.

Regiocom investiert damit in eine Zukunftstechnologie. Die Innovation von DIGIMONDO besteht in der Übertragung von Sensordaten über eine eigenentwickelte Systemplattform und sogenannter LoRaWAN-Funktechnologie. LoRaWAN steht für „Long Range Wide Area Network“, ein Verfahren für eine bis zu 10 km weit tragende Funkttechnologie zur Vernetzung von Geräten mit relativ niedriger Datenübertragungsrate (bis 50 Kilobit/sec). Dazu wird ein für ISM-Anwendungen lizenzfreier Frequenzbereich rund um 868 MHz genutzt.

Diese neue Technologie ermöglicht einen effizienten Netzaufbau- und betrieb, den sicheren Transport von Messwerten ebenso wie die individuelle Visualisierung und Integration in die Back-End-Systeme des Auftraggebers. Für die Speicherung und Verarbeitung der Daten hat DIGIMONDO eine eigene Systemlösung mit dem Namen „firefly“ entwickelt und erfolgreich in Betrieb genommen.

Namhafte Kunden wie die Deutsche Bahn setzen bereits heute auf die Software von DIGIMONDO. Ein großer deutscher Bahnhof ist bereits umfassend mit der Technik ausgestattet. Auch die Nachfrage nach Technologien für die „Intelligente Stadt“ bei Stadtwerken und Transportbetrieben wächst. In Hamburg betreibt DIGIMONDO bereits ein flächendeckendes Netz von Relaisstationen, mit dem Kunden im gesamten Stadtgebiet erreicht werden können. In der Stadt Gehrden bei Hannover wird die DIGIMONDO-Technik zur Fernablesung von Stromzählern verwendet.

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Quelle: regiocom GmbH

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