MaKo 2020 – Elektronische Marktkommunikation in der Energiewende

Marktkommunikation2020 - Mako 2020 Die Umstellung auf erneuerbare Energien ist nur dann möglich, wenn sich die Energiebranche in Sachen Informations- und Kommunikationstechnologie auf den neuesten Stand bringt. Energieversorgungsunternehmen (EVU) stehen vor der Herausforderung, die fluktuierende Stromerzeugung, die sich aus Wind- und Sonnenenergie ergibt, aufzufangen und auszugleichen. Damit das funktioniert, ist im Stromnetz der Zukunft, dem Smart Grid, eins unerlässlich: Effizienter und transparenter Datenaustausch zwischen den EVU und Verbrauchern.

In der Realität gestaltet sich die Kommunikation zwischen EVUs untereinander und mit den Verbrauchern aufgrund inkompatibler Schnittstellen und Systeme oft schwierig. Aus diesem Grund hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) verbindliche Vorgaben für die Marktkommunikation (MaKo 2020) veröffentlicht. Um diesen zu entsprechen, müssen Netzbetreiber und Stromlieferanten wesentliche Anpassungen an IT-Systemen und Prozessen vornehmen.

Das Ziel der MaKo 2020

Der Begriff Marktkommunikation im Energiehandel beschreibt den Datenaustausch der Akteure des Energiewesens untereinander.

Nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) sollen künftig alle Messwerte, die bei Kunden mithilfe eines intelligenten Messsystems (iMS) erhoben werden, ausschließlich in diesem System dezentral gespeichert und aufbereitet werden. Von hier aus sollen die Daten dann sternförmig an alle autorisierten Empfänger wie Stromversorger verteilt werden. Dieses Szenario wird als Zielmodell bezeichnet.

Hierfür müssen die verfügbaren iMS technisch dazu in der Lage sein, die Messwerte dezentral aufzubereiten und zu verteilen. Intelligente Messsysteme der ersten Generation (G1-Geräte) können dies nicht leisten.

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Durch den Ausbau von erneuerbaren Energien kommen viele Veränderungen auf Netzbetreiber und Dienstleister zu.

Das Interimsmodell als Vorbereitung

2016 hat die Bundesnetzagentur das sogenannte Interimsmodell festgelegt, um sich den Vorgaben des MsbG anzunähern. Das Interimsmodell dient der Vorbereitung des eigentlichen Zielmodells. Danach darf die Messwerterhebung und -verteilung vorerst über den Netzbetreiber ablaufen. Als die BNetzA diese Vorgaben traf, ging sie davon aus, dass ab 2020 iMS der 2. Generation (G2-Geräte) verfügbar sein würden. Diese Geräte sollten technisch in der Lage sein, eine dezentrale Messwertaufbereitung und -verteilung durchzuführen. Allerdings hat sich herausgestellt, dass solche Geräte nicht pünktlich zur Verfügung stehen würden.

Aus diesem Grund fällt die Aufgabe der Messwerterhebung, -aufbereitung und -verteilung zunächst auf die Messstellenbetreiber (MSB), also die Unternehmen, die die iMS zur Verfügung stellen. Bis iMS der 2. Generation verfügbar sind, sollen dann die Messstellenbetreiber die Daten sternförmig an die Empfänger senden.

Welche Anpassungen müssen Energieversorgungsunternehmen vornehmen?

Um den Anforderungen des Messstellenbetriebsgesetzes und dem Interimsmodell gerecht zu werden, müssen Netzbetreiber und Energielieferanten einige Anpassungen an ihren IT-Systemen und -Prozessen vornehmen. Teilweise mussten diese Anpassungen bereits in den letzten Jahren eingeführt werden.

So zum Beispiel das Stammdatenmodell, das bis Anfang 2018 aktualisiert werden musste. In diesem Zusammenhang mussten bestehende Zählpunkt-IDs (die beispielsweise den Stromzähler eines Haushalts repräsentieren) in Markt- und Messlokations-ID aufgeteilt werden. Vereinfacht bezeichnet die Marktlokations-ID den Punkt im Stromnetz, an dem Strom entnommen oder eingespeist wird. Die Messlokation ist hingegen die Stelle, an der die tatsächliche Strommessung stattfindet. Sie liefert die Messwerte bzgl. des Stroms, der innerhalb der Marktlokation erzeugt bzw. verbraucht wird. Diese Unterscheidung soll die Marktkommunikation vereinfachen und standardisieren.

So lief die Kommunikation bisher ab

Bisher hatte jeder Marktteilnehmer seine eigene Logik, mit der er die Zählpunkt-IDs in seinen Systemen verwaltet und verknüpft hat, um sie miteinander zu verrechnen und an Folgeprozesse weiterzuleiten. Ein Austausch zwischen den Systemen war so schwierig.

Zudem sollten Energieversorgungsunternehmen sich überlegen, welche weiteren System- und Prozessanpassungen sie leisten müssen, um dem Zielmodell mit der Einführung der iMS der 2. Generation gerecht zu werden. Nur mit ausreichender Planung können sie potenzielle Risiken und Fehlerquellen frühzeitig erkennen und dafür sorgen, dass die Projektdurchführung problemlos abläuft.

Fazit

Um die Umstellung auf erneuerbare Energien effizient zu meistern, ist vor allem eins entscheidend: transparente Kommunikation zwischen den Beteiligten. Nur, wenn EVUs, Verbraucher und intelligente Geräte im Austausch miteinander stehen, kann effiziente Stromversorgung trotz fluktuierender Energieproduktion gewährleistet werden. Das MsbG sieht dafür vor, dass die intelligenten Messsysteme Messwerte dezentral aufbereiten und sternförmig weiterleiten. Damit das funktioniert, müssen nicht nur geeignete iMS der zweiten Generation verfügbar sein. Auch die EVUs müssen einige Anpassungen ihrer internen IT vornehmen. Die Aufteilung der Zählpunkt-IDs in Mess- und Marktlokation-IDs war dazu der erste Schritt.

Mit ausreichender Planung können Energieversorgungsunternehmen ihre IT-Landschaft so anpassen, dass sie zunächst dem Interims- und schließlich dem Zielmodell gerecht werden.

Benötigen Sie Unterstützung hierbei? Wir beraten Sie zunächst gerne unverbindlich in einem persönlichen Gespräch.

FAQ

Was ist die elektronische Marktkommunikation?

Die MaKo 2020 sind verbindliche Vorgaben der Bundesnetzagentur (BNetzA) um die Kommunikation zwischen EVUs zu optimieren. Netzbetreiber und Stromlieferanten sind verpflichtet wesentliche Anpassungen an IT-Systemen und Prozessen vorzunehmen.

Welches Ziel verfolgt die MaKo 2020?

Künftig sollen alle Messwerte, die bei Kunden mithilfe eines intelligenten Messsystems (iMS) erhoben werden, ausschließlich in diesem System dezentral gespeichert und aufbereitet werden.

Welche Anpassungen müssen Energieversorgungsunternehmen vornehmen?

Netzbetreiber und Energielieferanten müssen einige Anpassungen an ihren IT-Systemen und -Prozessen vornehmen, um den Anforderungen des Messstellenbetriebsgesetzes und dem Interimsmodell gerecht zu werden. Teilweise mussten diese Anpassungen bereits in den letzten Jahren eingeführt werden. Beispielsweise das Stammdatenmodell.

Christian Jäger

Christian Jäger

Jeden Tag besser werden - daraus ziehe ich eine große Motivation. Ich brenne dafür, neue Strategien und Technologien kennen zu lernen und Projekte zum Erfolg zu führen. Das Wissen, welches ich jeden Tag erlange, gebe ich mit Begeisterung an andere Menschen weiter.

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