Konsultation der Bundesnetzagentur

Transkript

1 bne-stellungnahme zur Konsultation der Bundesnetzagentur der Festlegung der Marktkommunikation im Interimsmodell Stellungnahme des bne zur Konsultation der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Anpassung der Vorgaben zur elektronischen Marktkommunikation an die Erfordernisse des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende BK / BK Berlin, 12. Oktober Der bne begrüßt die frühzeitige Konsultation der Anpassung der Vorgaben zur elektronischen Marktkommunikation an die Erfordernisse des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende. Da die Änderungen nur vorübergehend gelten sollen, ist es auch richtig, nur notwendige Anpassungen vo r- zunehmen. Einige Vorschläge in den Konsultationsdokumenten sind jedoch nicht sachgerecht, hier erwartet der bne noch Verbesserungen.

2 bne Stellungnahme Seite 2 Die vorgeschlagenen Prozessbeschreibungen orientieren sich weitgehend am Grundsatz, nur die für den Interimszeitraum notwendigen Änderungen vorzunehmen und damit den Umsetzungsaufwand zu minimieren. Dabei sind die Prozessvorschläge auch insgesamt schlüssig. Allerdings sind bei einigen zentralen Änderungen auch Vorschläge vorgelegt worden, die der bne für zu weitgehend hält. Insbesondere die Vorgaben zum Lokationsbündel, aber auch das Diskussionspapier zum Umgang mit Messwerten im Fehlerfall enthalten ungeeignete Vorschläge. Bei der Bereitstellung von Messwerten wurde nicht ausreichend zwischen originären Messwerten und abgeleiteten Messwerten unterschieden. Im Folgenden werden die Anmerkungen des bne detailliert dargelegt. 1 Allgemeine Anmerkungen Marktlokation und Messlokation Die Einführung der Begriffe Marktlokation und Messlokation ist eine sinnvolle Weiterentwicklung, da damit die Gegebenheiten an den Netz-Anschlüssen besser wiedergegeben werden können, als dies mit der heutigen Abgrenzung möglich ist. Noch fehlt jedoch eine strukturierte Beschreibung der Anschluss- bzw. Messsituation vor Ort. Diese muss spätestens für das Zielmodell entwickelt werden, damit die beteiligten Parteien ein klares Bild der an der Marklokation vorhandenen Verhältnisse erlangen können. Es sollte jetzt die Gelegenheit genutzt werden, die Marklokation anhand einer neuen Identifikationsnummer zu beschreiben. Die hierfür vorgesehene Zählpunktbezeichnung ist zwar für die automatisierte Verarbeitung geeignet, nicht jedoch für den Austausch mit den Kunden. Da die Marklokation für Wechselprozesse eine zentrale Rolle einnimmt, können die Wechselprozesse deutlich verbessert werden, wenn die ID der Marklokation dem Kunden bekannt ist und er diese auch (fehlerfrei) an einen neuen Vertragspartner übermitteln kann. Die Zählpunktbezeichnung ist durch ihre Länge dafür nicht geeignet, die Fehlerquote bei einer händischen Übernahme der Daten ist schlicht zu groß. Der bne regt daher an, eine neue Marktlokations-ID auf Basis alphanumerischer Zeichen zu verwenden. Es sollen ausschließlich Großbuchstaben oder Zahlen verwendet werden. Zur Abgrenzung der Nummernkreise schlägt der bne 3 Stellen vor. Dazu kommen weitere 5 Stellen für die Konkretisierung der Marktlokation. Damit bestünde die ID aus insgesamt 8 Zeichen, diese könnte noch um eine oder zwei Stellen mit einer Prüfziffer ergänzt werden. Jeder Verteilnetzbetreiber erhielte zunächst einen Nummernblock, bei zusätzlichem Bedarf aber auch weitere Nummernblöcke. Damit wären die Marktlokations-

3 bne Stellungnahme Seite 3 ID nicht sprechend, aber eindeutig und wesentlich einfacher vom Kunden zu erfassen. Die Zuteilung könnte durch die BNetzA erfolgen und z.b. im Marktstammdatenregister nachgehalten werden. Eine spätere Einführung dieses neuen Konzepts für die Marktlokations-ID im Zielmodell wäre zwar auch möglich, aber nach Einschätzung des bne mit höherem Aufwand verbunden, als diese gleich im Interims-Modell einzuführen. Lokationsbündel Die Beschreibung von Lokationsbündeln ist ebenfalls grundsätzlich zu begrüßen. Es ist für die beteiligten Parteien wichtig zu erkennen, welche Messlokationen zur Ermittlung der Energiemengen zusammen hängen. Damit werden die Lieferanten auch in die Lage versetzt, vorab eine Prüfung der Abrechnungswerte vorzunehmen und dem Kunden zu erläutern, wie seine Abrechnungsdaten zustande kommen. Diese Information sollte daher auch an die im jeweiligen Prozess berechtigten Parteien übersendet werden. Die mit dem Lokationsbündel im Konsultationsentwurf einhergehende Einschränkung der freien Wahl des Messstellenbetreibers durch den Anschlussnutzer steht jedoch im Wiederspruch zu 5 Messstellenbetriebsgesetz. Die in dem Entwurf vorgeschlagenen Formulierung: In einem Lokationsbündel sind alle Messlokationen aller Marktlokationen zusammengefasst, die durch einen einzigen MSB betrieben werden müssen, kann daher keinen Bestand haben. Nach Auffassung des bne reicht die Festlegungsbefugnis der BNetzA auch nicht aus, hier vom Gesetz abweichende Regelungen zu treffen. Vielmehr ist es Aufgabe der MSB für die ordnungsgemäße Ermittlung und Übermittlung der Messdaten zu sorgen, im Falle eines Lokationsbündels also für die Interoperabilität der Geräte zu sorgen. Damit der MSB dies sicher stellen kann, muss er darüber informiert werden, dass weitere Messlokationen oder Marktlokationen zu berücksichtigen sind, um die erforderlichen Energiemengen zu ermitteln. Der bne schlägt folgende Formulierung für das Lokationsbündel vor: In einem Lokationsbündel sind alle Messlokationen aller Marktlokationen zusammengefasst, die zur Ermittlung der Energie einer oder mehrerer Marktlokation benötigt werden. Der NB ist dafür verantwortlich, dass alle MSB immer alle Messlokationen eines Lokationsbündels kennen, d. h. insbesondere in der Bestätigung der Anmeldung im Prozess Beginn Messstellenbetrieb und mittels des Prozesses Stammdatenänderung muss er sicherstellen, dass die jeweilige MSB den gesamten Umfang des Lokationsbündels kennen, bzw. jede Veränderung des Lokationsbündels rechtzeitig mitbekommen. Regeln für die Bildung eines Lokationsbündels:

4 bne Stellungnahme Seite 4 Ein Lokationsbündel enthält in diesem Beispiel alle Messlokationen, die zur Ermittlung der Energie einer Marktlokation benötigt werden. Übertragen auf das nachfolgende Beispiel heißt dies, dass die Messlokation-1 und die Messlokation-2 gemeinsam zur Ermittlung der Energie der Marktlokation-A benötigt werden. [Bild] Ist eine Messlokation zur Ermittlung der Energie für mehrere Marktlokationen erforderlich, so ist der MSB über alle mit der Messlokation verknüpften Marktlokationen und den weiteren zur Ermittlung der Energie der Marktlokationen erforderlichen Messlokationen zu informieren. Übertragen auf das nachfolgende Beispiel heißt dies, dass wenn Messlokation-2 zur Ermittlung der Energie für der Marktlokation-A und Marktlokation-B erforderlich ist, so ist der MSB über die mit der Messlokation-2 verknüpften Marktlokation-A und Marktlokation-B und der weiteren zur Ermittlung der Energie der Marktlokation-A erforderlichen Messlokation-1zu informieren. Rückwirkende Meldungen für Ein- und Auszüge Der bne nimmt zur Kenntnis, dass die Beschlusskammern die rückwirkende Meldung von Ein- und Auszügen nicht weiter zulassen will. Sollten die Beschlusskammern daran festhalten, muss die Änderung nach Auffassung des bne aber auch schon mit den Interims-Prozessen umgesetzt werden. Ansonsten entsteht durch die unterschiedliche Verfahrensweise bei ¼-h-bilanzierten intelligenten Messsystemen und konventionellen Messsystemen eine unterschiedliche Behandlung der Verbraucher. Diese ist den Kunden nicht vermittelbar. Problem bei Neuanlagen Wenn die rückwirkenden Meldungen entfallen, wird es allerdings nach heutigem Vorgehen problematisch, Neuanlagen von Beginn an durch einen Lieferanten zu versorgen. Denn heute werden üblicherweise die Neuanlagen beim Netzbetreiber erst mit Einbau des Zählers angelegt. Erst zu diesem Zeitpunkt werden auch die ID- Nummern durch den Netzbetreiber vergeben. Anmeldungen durch einen Lieferanten setzen jedoch voraus, dass eine Marktlokations-ID und Messlokations-ID (heute Zählpunktbezeichnung) vergeben ist, damit der Lieferant zugeordnet werden kann. Ist dies nicht der Fall, läuft die Anmeldung des Lieferanten ins Leere. Ein Lieferant kann dann nicht von Anfang an die Marktlokation beliefern. Unklar ist in diesem Fall, wem die Entnahme der Kunden zugeordnet werden kann. Der neue Lieferant kann nur mit einer Anmeldung mit einem Termin in der Zukunft die Belieferung übernehmen mit zusätzlichen Verzögerungen bei SLP-

5 bne Stellungnahme Seite 5 Kunden aufgrund der Fristen zum Bilanzkreiswechsel. Die Belieferung kann ohne rückwirkende Meldungen auch nicht dem Grundversorger rückwirkend zugeordnet werden. Somit müsste der Netzbetreiber die Energielieferung selbst vornehmen, was ihm aber nach 12 Abs. 3 StromNZV untersagt ist. Die Beschlusskammern müssen daher noch für das Interims-Modell die Übernahme der Lieferung durch den Lieferanten mit Inbetriebnahme des Anschlusses sicherstellen. Die Netzbetreiber sind insbesondere zu verpflichten, die notwendigen Identifikationsnummern zu vergeben, bevor die Messeinrichtung installiert ist. Sie müssen dann die Anmeldungen der Lieferanten für diese Marktlokationen nach dem Standardprozess bearbeiten und die Marktlokation dem jeweiligen Lieferanten zuordnen. Weiter sind die Netzbetreiber zu verpflichten, die Inbetriebnahme und damit die Meldung über den Beginn der Bilanzierung mit kurzer Frist mitzuteilen. Dann könnte die noch nicht in Betrieb genommene Anlage bereits dem Bilanzkreis des Lieferanten zugeordnet werden, die Bilanzierung würde bis zur Inbetriebnahme mit Null angesetzt. Erst mit Inbetriebnahme würde dann die Bilanzierung beginnen. Mengen, die zwischen dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme und der Meldung über die Inbetriebnahme von den Netzbetreibern an die Lieferanten entnommen werden, könnten mit dem Mehr- und Mindermengenmodell abgerechnet werden. Tarifanwendungsfall In den Dokumenten wird bisher kein Verweis auf die Herkunft der Tarifanwendungsfälle gemacht. Es sollte daher ein solcher Verweis auf die BSI-Dokumente aufgenommen werden. 2 Diskussionspapier zum Umgang mit Messwerten im Fehlerfall Vorläufige Messwerte Der bne hat bereits in den Workshops zur Vorbereitung der Konsultation deutlich gemacht, dass vorläufige Messwerte für die Marktbeteiligten keinerlei Nutzen haben. Es sollte daher darauf verzichtet werden, für die Interims-Prozesse die Übermittlung dieser Werte einzuführen. Im Zielmodell ist mit der sternförmigen Datenübermittlung und der Ersatzwertbildung im Gateway keine Übermittlung von vorläufigen Werten vorgesehen. Damit würde dieser Prozess ausschließlich für die Interims-Marktkommunikation eingeführt. Dies steht aber im klaren Wiederspruch zu den im Workshop diskutierten Leitlinien, nur solche Prozesse zu ändern, die aufgrund des neuen Messstellenbetriebsgesetzes zwingend zu ändern sind. Für die konventionellen Messeinrichtungen sowie für die RLM-Zähler sind darum die bestehenden Prozesse beizubehalten. Der bne geht davon aus, dass diese Prozesse

6 bne Stellungnahme Seite 6 beherrscht werden und insbesondere weitere Fristverlängerungen, wie im Diskussionspapier vorgesehen, nicht notwendig sind. Fristen Im Übrigen muss darauf hingewiesen werden, dass die Fristen zur Übermittlung der abrechnungsrelevanten Werte in den bestehen Prozessen bereits sehr lang sind. Hier wäre anstatt einer weiteren Verlängerung bei RLM-Messwerten auf 10. WT nach Liefermonat, mithin nach der Ermittlung der Netzzeitreihen laut MABIS eine Verkürzung angezeigt. Auch die Übermittlung der Werte für konventionelle Messeinrichtungen, die weiter bei 28 Tagen nach Sollablesetermin belassen werden soll, ist zu lang. Die Lieferanten haben eine gesetzliche Verpflichtung ( 40 Abs. 4 EnWG) zur Abrechnung der Kunden nach spätestens sechs Wochen. Um diese gesetzliche Höchstfrist sicher einhalten zu können wäre eine deutliche Verkürzung der Fristen in den Prozessen notwendig. Der bne lehnt daher beide Varianten des Diskussionspapiers zu den Fristen ab. Die heute geltenden Fristen für RLM- und SLP-Kunden sollten unverändert beibehalten werden. Die Fristen für intelligente Messeinrichtungen dürfen nicht länger als für RLM-Messeinrichtungen ausfallen, für die modernen Messeinrichtungen dürfen die Fristen nicht länger ausfallen als heute für SLP-Kunden. Insbesondere müssen also für RLM-gemessene Marktlokationen sowie für Marktlokationen mit ims unverzüglich Ersatzwerte gebildet und versendet werden, nach heutigem Verfahren also regelmäßig am 2. Werktag nach dem Sollablesetermin. Die späteste Frist zur Übermittlung der Messwerte bei nicht fernausgelesenen RLM- Zählern bleibt beim 4. WT nach Liefermonat. Kategorisierung der Fehlerfälle Es fehlt im Diskussionspapier zum Umgang mit Messwerten im Fehlerfall eine klare Kategorisierung der möglichen Fehlerfälle. Diese Kategorisierung ist wichtig, um die Folgen der Fehler zu beschreiben. Für die Prozesse können diese Kategorien zudem Anhaltspunkte für die Definition der Fristen geben. Es muss unterschieden werden zwischen nur vorübergehend nicht verfügbaren Messwerten, z.b. aufgrund einer Kommunikationsstörung, dauerhaft nicht verfügbaren Messwerten, z.b. aufgrund einer Störung im Gateway, wobei die Messeinrichtung weiter fehlerfrei Werte ermittelt und einem Fehler in der Messeinrichtung. In den beiden ersten Fällen ist es möglich, gemessene Werte zu erhalten. Im ersten Fall können regelmäßig in kurzer Frist die Werte aus dem Gateway ausgelesen werden. Wenn bereits Ersatzwerte gebildet wurden, können diese durch gemessene Werte ersetzt werden. Im zweiten Fall können Ersatzwerte ebenfalls Zeitnah gebil-

7 bne Stellungnahme Seite 7 det werden, und zwar so, dass die Mengen wieder mit den Zählerständen übereinstimmen, ggf. müssen bereits gesendete Ersatzwerte überschrieben werden. Im dritten Fall sind keine validen Werte vorhanden, es werden nur Ersatzwerte gebildet, ggf. nach Überprüfung der Messeinrichtung und der Feststellung der Messabweichung. 3 Prozessvorschlag zur Netzzugangsabwicklung in Kundenanlagen Der bne begrüßt den Vorstoß der BNetzA, die freie Lieferantenwahl der Kunden auch für Fälle durchzusetzen, in denen Kunden bisher innerhalb einer Kundenanlage versorgt werden. Dabei kann dieser Vorschlag nur ein erster Schritt sein. Eine ausführliche Prozessbeschreibung, einschließlich der Beschreibung eines Lieferantenwechsels, sollte spätestens im Zielprozess aufgenommen werden. Unbefriedigend ist, dass die Excel-Datei nicht Maschinenlesbar ist. Da die Kundenanlagenbetreiber regelmäßig nicht am elektronischen Datenaustauch des Energiemarktes teilnehmen, sollte eine Web-Basierte Anforderung von ID-Nummern in Erwägung gezogen werden. Der vorgestellte Prozess erlaubt lediglich dem Kundenanlagenbetreiber, die Bestellung eines abrechnungsrelevanten Zählpunkts durchzuführen. Wir empfehlen, den Kreis der Berechtigten weiter zu fassen, denn oftmals geht der Wunsch, eine neue Marktlokation einzurichten, gerade nicht vom Kundenanlagenbetreiber, sondern vom Letztverbraucher aus. Typische Vertragspartner des Letztverbrauchers sind in diesem Fall Lieferanten oder Messstellenbetreiber. Es ist entscheidend, dass auch diese Marktpartner im Auftrag eines Kunden diese Zählpunktbezeichnungen beim Netzbetreiber anfordern können. Der bne fordert, dass die Netzbetreiber grundsätzlich Zählpunkte in Kundenanlagen vergeben müssen, auch wenn kein dritter Lieferant Kunden in der Kundenanlage versorgt. Die Anforderung der ID-Nummern würde damit deutlich vereinfacht und beschleunigt werden können. Bei vielen bestehenden Kundenanlagen haben die Netzbetreiber ohnehin längst die erforderlichen Zählpunktbezeichnungen vergeben, haben diese in ihren Datenverarbeitungssystemen aber vorübergehend deaktiviert. Die Vergabe der Zählpunktbezeichnungen sollte unbedingt für die noch nicht erfassten Unterzählpunkte nachgeholt werden und bei Neuanlagen sollten ebenfalls immer die Unterzählpunkte vom Netzbetreiber aufgenommen und mit Zählpunktbezeichnungen versehen werden. Die ID-Nummern sollten dann auch den Kundenlagenbetreibern zur Kenntnis übermittelt werden hierzu könnte auch die Excel-Datei verwendet werden. Die Aufnahme der Belieferung durch einen dritten Lieferanten kann mit Anlage der Zählpunktbezeichnung im System des Netzbetreibers dann über den Lieferbeginn- Prozess der GPKE im etablierten automatisierten Verfahren angestoßen werden. Hier sollte eine weitere optionale Kennzeichnung in den Nachrichtenformaten auf-

8 bne Stellungnahme Seite 8 genommen werden, mit der die Lieferanten mitteilen können, dass sich der Kunde in einer Kundenanlage befindet. Die monatliche Ablesung und Übermittlung der Zählerstände wird vom bne als problematisch bewertet. Für die Kundenanlagenbetreiber entsteht damit eine weitere Hürde, solche Versorgungskonzepte umzusetzen. Zugleich wird der dadurch entstehende Aufwand auch die Bereitschaft der Kundenanlagenbetreiber zur Kooperation bei einer Belieferung von Kunden durch dritte Lieferanten einschränken. Schließlich ist fraglich, ob die Kundenanlagenbetreiber, die häufig nicht vor Ort sind, diese Verpflichtungen in der Praxis ausreichend zuverlässig nachkommen werden. Der bne empfiehlt daher, von einer Verpflichtung zur monatlichen Ablesung und Übermittlung der Zählerwerte abzusehen. Der bne schlägt darüber hinaus Änderungen der Excel-Datei zur Anforderung von Zählpunktbezeichnungen vor. Diese Änderungen liegen dieser Stellungnahme bei. 4 Änderung WiM, D Prozess Geschäftsdatenanfrage 2.1 Strukturierte Beschreibung Geschäftsdatenanfrage Vorbedingungen: Die Vorlage einer gültigen Vollmacht an den Netzbetreiber ist nicht praxisgerecht. Hier sollte, so wie in anderen Prozessen für die eine Vollmacht notwendig ist, die Zusicherung des Anfragenden zunächst ausreichen. 5 Änderungen WiM, B.3 Beginn MSB, 3.2 und folgende: In dem Prozess wird im Prozessschritt 13 die Übermittlung der neuen Zuordnung an den gmsb beschrieben. Der bne weist darauf hin, dass der gmsb sich auch wettbewerblich betätigt. Eine Information über die Neuzuordnung würde einem ansonsten in diesem Prozess unbeteiligten Wettbewerber Informationen zugestehen, die dieser nur im Einzelfall benötigt. Daher hält der bne diesen Prozessschritt für wettbewerbsfeindlich und unnötig. Der gmsb kann, sofern er im Rahmen seines Roll-Out-Plans konkret für diese Marktlokation einen Umbau der Messlokation vorsieht, diese Information gezielt beim Netzbetreiber anfragen. Eine generelle Information ist also nicht notwendig. Der Prozessschritt 13 ist daher zu löschen. 6 Änderung WiM, C.3 Prozess Anforderung und Bereitstellung von Messwerten Gemeinsame Darstellung Die Prozesse zur Anforderung und Bereitstellung von Messwerten sind sowohl in den Änderungen zur WiM als auch zu GPKE und GeLi-Gas enthalten. Der bne plädiert dafür, nur eine gemeinsame Darstellung dieser Prozesse vorzusehen. Eine redundante Darstellung birgt immer die Gefahr, abweichender Regelungen. Darüber

9 bne Stellungnahme Seite 9 hinaus würde es die Lesbarkeit der Dokumente verbessern. Die folgenden Anmerkungen beziehen sich auf alle drei Dokumente. Zählerstände und Registerwerte In den Vorschlägen zur Übermittlung der Messwerte wird nicht ausreichend scharf zwischen Zählerwerten und Registerwerten unterschieden. Es entsteht der Eindruck, dass auch Zählerwerte durch Rechenoperationen im Gateway gebildet werden. Es ist jedoch festzuhalten, dass grundsätzlich Zählerstände als Rohdaten gespeichert und übermittelt werden müssen, da diese auch dem Kunden zugänglich sind und der Kontrolle durch den Kunden dienen. Dies wird auch so in der TR beschrieben (S. 106 f), hier werden die Zählerstände als originäre Messwerte bezeichnet. Insofern ist Klarzustellen, dass Zäherstände immer ohne weitere Berechnung oder Verrechnung übermittelt werden. Davon zu unterscheiden sind die abgeleiteten Register bzw. die abgeleiteten Wertelisten, die für die Tarifanwendungsfälle gebildet werden. Hier werden Parametrierungsdaten herangezogen, z.b. auch Wandlerfaktoren. Diese Werte enthalten demnach bereits die Wandlerfaktoren, sofern die Parametrierung korrekt erfolgt ist. Die Änderungsvorschläge im Einzelnen: Bestimmung des Ableseturnus im Verhältnis NB-LF (bei kme ohne RLM,mME) ( in GPKE; D in GeLi-Gas) Eine Vorgabe des Ablesetermins durch den Netzbetreiber ist im neuen Messstellenbetriebsgesetz nicht mehr vorgesehen. Im Gegenteil, mit 35 Abs. 1 Nr. 7 kann der Lieferant dem Messstellenbetreiber als Standardleistung einen seinem Liefervertrag mit dem Kunden entsprechenden Termin für die Jahresablesung vorgeben. Damit ist auch die gesetzliche Pflicht des Netzbetreibers zur Abrechnung der Netznutzung nach 18a StromNZV innerhalb von zwölf Monaten nicht beeinträchtigt, da in jedem Fall innerhalb der 12 Monate ein Wert vorliegt. Der Netzbetreiber müsste lediglich seinen Jahresturnus mit dem Beginn des Abrechnungsturnus des Lieferanten synchronisieren. Damit wäre auch sicher gestellt, dass die Netzabrechnung und die Lieferabrechnung, sofern diese im Zweivertragsmodell erfolgen, über den gleichen Zeitraum gestellt werden. Der letzte Satz des Abschnitts ist daher zu ändern in: Die Vorgabe des Ableseturnus durch den LF gegenüber dem NB betrifft sowohl nur den Ablesezyklus (zeitlicher Abstand zwischen den Turnusablesungen), als auch nicht aber die Ablesetermine selbst. Den Ablesetermin legt der NB fest. Daraus ergibt sich die Folgeänderung in (5.1.4, D GeLi-Gas) Der NB teilt dem MSB die im Verhältnis zum LF geltenden Vorgaben zum Ableseturnus und zu den Sollableseterminen mit, außerdem die vom NB festgelegten Sollablesetermine.

10 bne Stellungnahme Seite (5.2.4 GPKE; D GeLi-Gas) Prozessschritt 4 Folgeänderung: In den Hinweisen/Begründung wird der Spiegelstrich Turnusablesung gemäß Sollableseterm des NB geändert in Turnusablesung gemäß Sollablesetermin Prozessschritt 7 Folgeänderung: In den Hinweisen/Begründung wird der Satz geändert in: Der MSB hat darüber hinaus auch die Möglichkeit, dem NB weitere Zählerstände zu übermitteln, die weder auf einen vom NB benannten Turnusablesetermin noch auf eine vom NB angeforderte außerturnusmäßige Messwerterhebung zurückgehen Regelmäßig zu übermittelnde Messwerte bei Bestehen eines ims ( GPKE) MÜ-A, Spalte TAF1: Wie oben dargelegt, sind Zählerstände immer ohne Wandlerfaktoren zu übermitteln. Der Satz folgende Satz ist zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt MÜ-B, Spalte TAF1: Auch hier handelt es sich um einen Zählerstand des Messgerätes, der ohne weitere Faktoren übermittelt werden muss. Der Wandlerfaktor darf nicht berücksichtigt werden. Der Satz folgende Satz ist zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt MÜ-C, Spalte TAF2: Hier werden zwei unterschiedliche Qualitäten von Werten genannt, zum einen Zählerstände, die aus dem Messgerät stammen, zum anderen aber Registerstände, die im Gateway gebildet wurden und kumulierte Energiemengen darstellen. Soweit Zählerstände gemeint sind, müssen auch hier Roh-werte übernommen und versendet werden, also explizit ohne Wandlerfaktor. Soweit Energiewerte aus den Registern gemeint sind, können auch z.b. Wandlerfaktoren eingerechnet sein. Der Satz wird daher geändert in: Wandlerfaktor ist in den ZählRegisterständen berücksichtigt MÜ-F, Spalte TAF1: Auch hier kann der Wandlerfaktor nicht im Zählerstand berücksichtigt sein. Der folgende Satz ist zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt

11 bne Stellungnahme Seite Außerturnusmäßige Messwertübermittlung ( GPKE) Nummer 1, Spalte Aktion, Bei ims: erster und zweiter Spiegelstrich: Der Gesamtzählerstand ist auch hier ohne Berücksichtigung des Wandlerfaktors zu übermitteln. Nur für die Registerstände ist eine Berücksichtigung der Wandlerfaktoren möglich. Die folgenden Sätze sind zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt Wanlderfaktor ist in den Zählerstanden berücksichtigt Nummer 2, Spalte Aktion, Bei ims, erster und zweiter Spiegelstrich: Auch hier sind Gesamtzählerstände immer ohne Wandlerfaktoren zu übermitteln. Die folgenden Sätze sind zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt Wanlderfaktor ist in den Zählerstanden berücksichtigt Nummer 3, Spalte Aktion, Bei ims, erster und zweiter Spiegelstrich: Auch hier sind Gesamtzählerstände immer ohne Wandlerfaktoren zu übermitteln. Die folgenden Sätze sind zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt Wanlderfaktor ist in den Zählerstanden berücksichtigt Nummer 4, Spalte Aktion, Bei ims, erster und zweiter Spiegelstrich: Auch hier sind Gesamtzählerstände immer ohne Wandlerfaktoren zu übermitteln. Die folgenden Sätze sind zu löschen: Wanlderfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt Wanlderfaktor ist in den Zählerstanden berücksichtigt Erforderliche Messwerte, welche vom NB an den LF zu übermitteln sind ( GPKE, GeLi-Gas) Im folgenden Textabschnitt werden die nicht rechnerisch ermittelten Messwerte beschrieben. Auch hier ist eine genauere Unterscheidung von Zählerwerten (= originäre Messwerte) und abgeleiteten Registerwerten bzw. abgeleiteten Wertelisten sinnvoll. Nicht rechnerisch ermittelte Messwerte: Für die Ermittlung der Messwerte der Marktlokation ist keine weitere rechnerische Umwandlung der Messwerte der Messlokation durch den NB erforderlich,

12 bne Stellungnahme Seite 12 da ggf. notwendige Rechenoperationen bereits vom Gateway vorgenommen wurden. Diese Messwerte der Marktlokation sind abgeleitete Registerwerte bzw. abgeleitete Wertelisten und entsprechen 1 zu 1 den Messwerten der Messlokation, die vom MSB übermittelt wurden. (Messwert der Marktlokation = Messwert der Messlokation oder Lastgang der Marktlokation = Lastgang der Messlokation). Die Ersatzwertbildung und die Berücksichtigung von Wandlerkonstanten sind im Sinne dieser Definition nicht als rechnerische Umwandlung zu verstehen. Von den nicht rechnerisch ermittelten Messwerten sind die originären Messwerte zu unterscheiden. Die originären Messwerte sind Zählerstände der Messeinrichtung, die ohne jede Veränderung ebenfalls im Gateway vorgehalten werden Turnusmäßige/Regelmäßige Messwertübermittlung ( GPKE, GeLi-Gas) Nummer 1, Spalte Aktion: Es ist für die Nachprüfbarkeit der Abrechnung unabdingbar, dass auch bei rechnerisch durch den Netzbetreiber ermittelten Werten, zusätzlich zu den Abrechnungswerten, alle für die Abrechnung genutzten Zählerstände übermittelt werden. Darum ist unter Messwert für die Marklokation wurde rechnerisch ermittelt zu ergänzen: Alle für die rechnerische Ermittlung verwendeten Zählerstände sind an den LF zu übermitteln. Zusätzlich sind: Bei Eintarif: Die ermittelte Energiemenge seit der letzten Turnusübermittlung bis zum Datum der Turnusablesung bzw. Zeitraum in der die Turnusablesung stattfinden soll ist an den LF zu übermitteln. Bei Zweitarif: Die ermittelte Energiemenge (HT und NT) seit der letzten Turnusübermittlung bis zum Datum der Turnusablesung bzw. Zeitraum in der die Turnusablesung stattfinden soll ist an den LF zu übermitteln. Der Wandlerfaktor ist bei der Übermittlung der Energiemenge der Marktlokation bereits berücksichtigt Regelmäßig zu übermittelnde Messwerte bei Bestehen eines ims ( GPKE) MÜ-A, Spalte TAF1: In dem Gesamtzählerstand ist auch hier kein Wandlerfaktor enthalten, da es sich bei dem Gesamtzählerstand um originäre Messwerte handelt. Die im zweiten Spiegelstrich vorgeschlagene Lösung zum Umgang mit Ersatzwerten ist gänzlich ungeeignet. Sofern valide Messwerte vorliegen, sollten die Ersatz-

13 bne Stellungnahme Seite 13 werte so gebildet werden, dass es zu keinen Abweichungen gegenüber dem Zählerstand kommt. Gegebenenfalls müssen Ersatzwerte erneut gebildet werden, wenn die Zählerwerte erst zu einem späteren Zeitpunkt vorliegen. Dann muss zwar auch eine erneute Abrechnung oder ein finanzieller Ausgleich erfolgen, wenn die Bilanzkreisabrechnung bereits abgeschlossen ist. Dies würde aber im etablierten und bewährten Verfahren erfolgen. Mit den Korrekturmengen wird ganz grundsätzlich von dem bisherigen Konzept abgewichen, die Mengen durchgehend in einem Standardverfahren abzurechnen. Es würde eine Nebenabrechnung eingeführt, für die weitere Anpassungen notwendig wären. Daher ist der zweite Spiegelstrich zu löschen. Die Fehler können transparent im Fehlerregister nachvollzogen werden, so dass auch die abgeleiteten Messwerte nicht zwangsläufig angepasst werden müssen. Alternativ könnten bei Auftreten solcher Fehler aber auch die Register erneut aufgesetzt werden. Somit muss der erste Spiegelstrich heißen: Gesamtzählerstand des Zählers zum Monatsersten 00:00 Uhr Sofern die bis zu diesem Zeitpunkt übermittelten Ersatzwerte nicht mit dem Gesamtzählerstand übereinstimmen, sind neue Ersatzwerte zu bilden. Auch im Fall der rechnerisch ermittelten Messwerte (dritter Spiegelstrich) sind originäre Messwerte zu übermitteln, und zwar alle für die Ermittlung der abrechnungsrelevanten Werte erforderlichen Messewerte. Der Spiegelstrich wird daher geändert in: Übermittlung aller der für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Monatsenergiemenge; Wandlerfaktor ist in der Monatsenergiemenge berücksichtigt MÜ-B, Spalte TAF1 Auch hier sind wieder originäre Messwerte zu übermitteln, damit sind aber keine Wandlerfaktoren zu berücksichtigen. Wie unter MÜ-A beschrieben, sind keine Korrekturwerte zu übermitteln, sondern ggf. neue Ersatzwerte. Somit müssen die beiden ersten Spiegelstriche ersetzt werden durch: Gesamtzählerstand des Zählers zum Monatsersten 00:00 Uhr Sofern die bis zu diesem Zeitpunkt übermittelten Ersatzwerte nicht mit dem Gesamtzählerstand übereinstimmen, sind neue Ersatzwerte zu bilden.

14 bne Stellungnahme Seite 14 Im Falle der rechnerisch ermittelten Messwerte muss es dann heißen: Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Monatsenergiemenge; Wandlerfaktor ist in der Monatsenergiemenge berücksichtigt MÜ-C, Spalte TAF2: Auch hier ist der Zusatz, dass Wandlerfaktoren in den Zählerständen berücksichtigt sind, zu korrigieren. Dies gilt nur für die Registerstände. Damit muss der letzte Satz des ersten Spiegelstrichs heißen: Wandlerfaktor ist in den ZählRegisterständen berücksichtigt Der zweite Spiegelstrich ist zu ändern in: Sofern die bis zu diesem Zeitpunkt übermittelten Ersatzwerte nicht mit dem Gesamtzählerstand übereinstimmen, sind neue Ersatzwerte zu bilden. Auch bei einer rechnerischen Ermittlung sind die zugrundliegenden originären Messwerte zu übermitteln. Darum muss es heißen: Übermittlung der Monatsenergiemenge für HT und der Monatsenergiemenge für NT; Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände MÜ-D, Spalte TAF1: Auch hier ist der originäre Messwert anzugeben, also kein Wandlerfaktor zu berücksichtigten, der erste Spiegelstrich heißt dann: Gesamtzählerstand des Zählers zum Monatsersten 00:00 Uhr; Wandlerfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt. Der zweite Spiegelstrich ist zu ändern, da auch hier eine Ersatzwertbildung, die zu Abweichungen zum Zählerstand kommt, durch eine erneute Ersatzwertbildung ohne Differenzen korrigiert werden muss. Daher wird der zweite Spiegelstrich gelöscht und durch einen neuen Satz ersetzt: Im Falle einer erforderlichen Ersatzwertbildung: Zusätzliche Übermittlung einer Korrekturenergiemenge Sofern die bis zu diesem Zeitpunkt übermittelten Ersatzwerte nicht mit dem Gesamtzählerstand übereinstimmen, sind neue Ersatzwerte zu bilden. Für den dritten Spiegelstrich wird wieder die alleinige Übermittlung von Energiewerten vorgesehen, womit aber der Lieferant dem Kunden kein Nachweis über die

15 bne Stellungnahme Seite 15 abgerechneten Mengen mehr stellen kann. Der Spiegelstrich wird daher geändert in: Übermittlung aller der für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Monatsenergiemenge; Wandlerfaktor ist in der Monatsenergiemenge berücksichtigt MÜ-E, Spalte TAF2: Auch hier ist der Zusatz, dass Wandlerfaktoren in den Zählerständen berücksichtigt sind, zu korrigieren. Dies gilt nur für die Registerstände. Damit muss der letzte Satz des ersten Spiegelstrichs heißen: Wandlerfaktor ist in den ZählRegisterständen berücksichtigt Der zweite Spiegelstrich ist zu ändern in: Sofern die bis zu diesem Zeitpunkt übermittelten Ersatzwerte nicht mit dem Gesamtzählerstand übereinstimmen, sind neue Ersatzwerte zu bilden. Auch bei einer rechnerischen Ermittlung sind die zugrundliegenden originären Messwerte zu übermitteln. Darum muss es heißen: Übermittlung der Monatsenergiemenge für HT und der Monatsenergiemenge für NT; Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände MÜ-F, Spalte TAF1: Auch hier sind wieder originäre Messwerte zu übermitteln, damit sind aber keine Wandlerfaktoren zu berücksichtigen. Wie unter MÜ-A beschrieben, sind keine Korrekturwerte zu übermitteln, sondern ggf. neue Ersatzwerte. Somit müssen die beiden ersten Spiegelstriche ersetzt werden durch: Gesamtzählerstand des Zählers zum Monatsersten 00:00 Uhr Sofern die bis zu diesem Zeitpunkt übermittelten Ersatzwerte nicht mit dem Gesamtzählerstand übereinstimmen, sind neue Ersatzwerte zu bilden. Im Falle der rechnerisch ermittelten Messwerte muss es dann heißen: Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Monatsenergiemenge; Wandlerfaktor ist in der Monatsenergiemenge berücksichtigt

16 bne Stellungnahme Seite Außerturnusmäßige Messwertübermittlung (GPKE ) Nummer 1, Spalte Aktion: Bei nicht rechnerisch ermittelten Werten und bei ims: Wie zuvor ist hier auch die undifferenzierte Berücksichtigung von Wandlerfaktoren vorgesehen. Der Teil muss daher angepasst werden: Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers für das bestätigte Anmeldedatum ist an den LFN zu übermitteln. Wandlerfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt. Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers, der HT Registerstand, der NT Registerstand sowie der Stand des Fehlerregisters für das bestätigte Anmeldedatum sind an den LFN zu übermitteln. Der Wandlerfaktor ist in den ZählRegisterständen berücksichtigt. Bei rechnerisch ermittelten Werten und bei kme ohne RLM, mme: Auch hier werden den Lieferanten die Zählerstände nicht übermittelt, sondern lediglich Energiemengen. Dies ist nicht ausreichend, daher erfolgt eine Anpassung. Der letzte Satz des Absatzes muss daher ergänzt werden: Der Wandlerfaktor ist bei der Übermittlung der Energiemenge der Marktlokation bereits berücksichtigt. Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Bei ims für den Messwertübermittlungsfall MÜ-A, MÜ-B, MÜ-D und MÜ-F: Hier wird ein zusätzlicher dritter Spiegelstrich benötigt, da die Lieferanten auch die den rechnerisch ermittelten Energiewerten zugrundeliegenden Zähler- und Registerstände benötigen: Zusätzlich sind alle der rechnerischen Energiemengenermittlung zugrundeliegenden Zähler- und Registerstände zu übermitteln. Diese Ergänzung ist auch für den folgenden Absatz vorzunehmen: Der letzte Satz für kme mit RLM ist hingegen zu ändern in: Eine Übermittlung von zusätzlichen Zählerständen über den Lastgang hinaus ist nicht erforderlich. Zusätzlich werden auch die Zählerstände zum Anmeldedatum übermittelt. Nummer 2, Spalte Aktion: Im Absatz Bei ims wird der folgende Satz des ersten Spiegelstrichs geändert: Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers für das bestätigte Abmeldedatum ist an den LFA zu übermitteln. Wandlerfaktor ist im Zählerstand nicht berücksichtigt.

17 bne Stellungnahme Seite 17 Für die rechnerisch ermittelten Werte muss der letzte Satz ergänzt werden: Der Wandlerfaktor ist bei der Übermittlung der Energiemenge der Marktlokation bereits berücksichtigt. Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Bei ims für den Messwertübermittlungsfall MÜ-A, MÜ-B, MÜ-D und MÜ-F: Hier wird ein zusätzlicher dritter Spiegelstrich benötigt, da die Lieferanten auch die den rechnerisch ermittelten Energiewerten zugrundeliegenden Zähler- und Registerstände benötigen: Zusätzlich sind alle der rechnerischen Energiemengenermittlung zugrundeliegenden Zähler- und Registerstände zu übermitteln. Diese Ergänzung ist auch für den folgenden Absatz vorzunehmen: Der letzte Satz für kme mit RLM ist hingegen zu ändern in: Eine Übermittlung von zusätzlichen Zählerständen über den Lastgang hinaus ist nicht erforderlich. Zusätzlich werden auch die Zählerstände zum Abmeldedatum übermittelt. Nummer 3, Spalte Aktion: Für die nicht rechnerische Ermittlung wird folgende Änderung vorgenommen: Bei Messwertübermittlungsfall MÜ-A, MÜ-B, MÜ-D oder MÜ-F: Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers und der Register für das Datum der Zwischenablesung ist an den LF zu übermitteln. Wandlerfaktor ist im ZählRegisterstand berücksichtigt. Bei Messwertübermittlungsfall MÜ-C oder MÜ-E: Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers, den HT Registerstand, den NT Registerstand sowie den Stand des Fehlerregisters für das Datum der Zwischenablesung ist an den LF zu übermitteln. Wandlerfaktor ist in den ZählRegisterständen berücksichtigt. Bei den rechnerisch ermittelten Werten wird der letzte Satz des ersten und des zweiten Absatzes ergänzt: Der Wandlerfaktor ist bei der Übermittlung der Energiemenge der Marktlokation bereits berücksichtigt. Übermittlung aller für die Abrechnung verwendeten Monatszählerstände Der letzte Satz für kme mit RLM ist hingegen zu ändern in:

18 bne Stellungnahme Seite 18 Eine Übermittlung von zusätzlichen Zählerständen über den Lastgang hinaus ist nicht erforderlich. Zusätzlich werden auch die Zählerstände zum Datum der Zwischenablesung übermittelt. Nummer 8, Spalte Aktion: Bei den nicht rechnerisch ermittelten Werten und bei ims müssen folgende Änderungen vorgenommen werden. Bei Messwertübermittlungsfall MÜ-A, MÜ-B, MÜ-D oder MÜ-F: Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers sowohl vom ausgebauten als vom eingebauten Gerät zum Zeitpunkt des Gerätewechsels ist an den LF zu übermitteln. Wandlerfaktor ist im Zählerstand berücksichtigt. Bei Messwertübermittlungsfall MÜ-C oder MÜ-E: Der erforderliche Gesamtzählerstand des Zählers, den HT Registerstand, den NT Registerstand sowie den Stand des Fehlerregisters sowohl vom ausgebauten als vom eingebauten Gerät zum Zeitpunkt des Gerätewechsels ist an den LF zu übermitteln. Wandlerfaktor ist in den Zählerständen nicht berücksichtigt, in den Registerständen ist er teilweise berücksichtigt. Für die kme mit RLM wird der Satz geändert in: Eine Übermittlung von zusätzlichen Zählerständen über den Lastgang hinaus ist nicht erforderlich. Zusätzlich werden auch die Zählerstände zum Datum des Gerätewechsels bzw. TAF-Wechsels übermittelt. 7 Änderung WiM, C.4 Ersteinbau eines ims in eine bestehende Messlokation Der in diesem Abschnitt beschriebene Prozess behandelt den Umbau der Messeinrichtung durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber in Wahrnehmung seiner Pflichten zum Roll-Out nach 29 MsbG. Die Roll-Out-Verpflichtung des grundzuständigen Messstellenbetreibers nach 29 MsbG erstreckt sich jedoch nicht nur auf intelligente Messsysteme, sondern auch auf moderne Messeinrichtungen ( 29 (3)). Darum sollte der Prozess auch den durch den grundzuständigen Messstellenbetreiber initiierten erstmaligen Einbau einer modernen Messeinrichtung umfassen. Ein solcher erstmaliger Einbau einer modernen Messeinrichtung hat Auswirkungen auf das Vertragsverhältnis des Lieferanten mit dem Kunden. Darum ist insbesondere die Vorabinformation an den Lieferanten auch für diese Fälle notwendig.

19 bne Stellungnahme Seite 19 Der bne schlägt vor, den Prozess neu zu benennen: Ersteinbau eines ims oder einer mme durch den gmsb in eine bestehende Messlokation. Darüber hinaus sollte in der gesamten Prozessdarstellung die Abkürzung ims durch die Abkürzung ims oder mme ersetzt werden. 8 Änderung GPKE, Abschnitt IV Anhänge, 3. Änderung Bilanzierungsverfahren Im Kapitel 3.1. Grundsätzliches ist der folgende Satz enthalten: Sind nicht alle Messlokation einer Marktlokation mit einer kme mit RLM und mit ims ausgestattet, wird die Marktlokation anhand von Profilen bilanziert. Diese Regelung ist durch die gesetzlichen Vorgaben nicht gedeckt. Das KWKG sieht sogar explizit eine gemischte Bilanzierung vor. Zudem ist es nicht nachvollziehbar, dass die genaueren ¼-h-Werte nicht herangezogen werden sollen, obwohl sie verfügbar sind. Der Satz ist daher zu streichen. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft Der bne ist die schlagkräftige Interessenvertretung für die wettbewerbliche neue Energiewirtschaft. Im Unterschied zu Anbietern mit verbundenem Netz sind unsere Mitglieder frei von Monopolinteressen. Sie kämpfen für Wettbewerb, Vielfalt und Fairness im Energiemarkt haben bne-mitgliedsunternehmen in Deutschland über sieben Millionen Kunden zuverlässig mit Strom, Gas oder energienahen Dienstleistungen beliefert.