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gwf Gas/Erdgas Mission: SMART METERING (Vorschau)

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<strong>gwf</strong><strong>Gas</strong><br />

<strong>Erdgas</strong><br />

Oldenbourg Industrieverlag München<br />

www.<strong>gwf</strong>-gas-erdgas.de<br />

1-2 / 2011<br />

Jahrgang 152<br />

E-world<br />

energy & water<br />

ISSN 0016-4909<br />

B 5398


Temperaturkompensierte<br />

Balgengaszähler<br />

Gerechtigkeit zum Nulltarif<br />

Im Hinblick auf die Abrechnungsgenauigkeit stellt<br />

die mechanische Temperaturkompensation von<br />

Elster eine wirkungsvolle Ergänzung dar. Mit der<br />

Erfahrung von über einer Million produzierten<br />

<strong>Gas</strong>zählern mit Temperaturkompensation hat sich<br />

diese Technologie bewährt und ist sicher:<br />

• Korrektur des Temperatureinflusses<br />

• Hohe Abrechnungsgenauigkeit<br />

• Konform zu DVGW-Arbeitsblatt G 685<br />

• Wirtschaftlicher Betrieb (statistische Nacheichung)<br />

• Keine Änderung in nachgeschalteten Systemen<br />

zur Abrechnung nötig<br />

Haushaltsbalgengaszähler BK-G4 können auf<br />

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STANDPUNKT<br />

<strong>Gas</strong>netze als Säulen<br />

einer neuen Energiezukunft<br />

Es kann nicht oft genug betont werden: Das<br />

Energiekonzept der Bundesregierung verkennt<br />

die große Bedeutung des Energieträgers<br />

<strong>Gas</strong> und damit des <strong>Gas</strong>netzes grundlegend.<br />

Schon heute erfüllt Deutschland mit seiner<br />

zentralen Lage in Europa eine wichtige<br />

Funktion als Drehscheibe für den <strong>Gas</strong>transport<br />

und damit für die Versorgungssicherheit. Die<br />

Bedeutung des Netzes wächst in Zukunft eher<br />

als dass sie schrumpft. Warum?<br />

Dafür nur einige Gründe:<br />

Im Nachbarland Dänemark geht die eigene<br />

<strong>Gas</strong>produktion zurück. Das Land ist zunehmend<br />

auf Importe angewiesen. Diese werden<br />

technisch bedingt durch Deutschland<br />

fließen und transportiert werden müssen.<br />

Kalte Winter wie dieser zeigen uns immer<br />

wieder, wie flexibel wir bei der Richtung des<br />

<strong>Gas</strong>flusses sein müssen. Bei klirrender Kälte<br />

versorgt das Festland Großbritannien und<br />

nicht wie üblich Großbritannien den Kontinent.<br />

Stichwort Erneuerbare Energien: flexible<br />

<strong>Gas</strong>kraftwerke können als Puffer dienen, um<br />

die starken Schwankungen im Stromnetz<br />

auszugleichen. Ihr vorrangiger Anschluss<br />

ans Netz wurde bereits in die neue <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung<br />

aufgenommen.<br />

Und schließlich müssen wir auch die Möglichkeiten<br />

ausloten, das Netz als virtuellen<br />

Stromspeicher zu nutzen<br />

Eines wird dadurch deutlich. Das <strong>Gas</strong>netz<br />

hat mehr als eine reine Brückenfunktion auf<br />

dem Weg in eine regenerative Energiezukunft.<br />

Es bleibt auch dann unverzichtbar, wenn die<br />

Brücke gebaut und das andere Ufer erreicht ist.<br />

Der DVGW hat jüngst sein Innovationskonzept<br />

vorgestellt. Es wirft unter anderem die Frage<br />

auf: Bietet sich das bestehende <strong>Gas</strong>netz zur<br />

Speicherung von Wasserstoffmengen an, die<br />

aus der elektrolytischen Umwandlung von<br />

überschüssiger Windenergie gewonnen wurden?<br />

Die enorme Leistungsfähigkeit des Netzes<br />

steht außer Frage: Es transportiert im Jahr 1000<br />

Mrd. kWh an Energie und damit fast die doppelte<br />

Menge des Stromnetzes mit rd. 540 Mrd.<br />

kWh. Die angeschlossenen <strong>Erdgas</strong>speicher können<br />

zusätzliche Mengen abpuffern, das Netz<br />

kann also gewissermaßen „atmen“. Bereits mit<br />

dem Stand der heutigen Technik ist es ohne<br />

weiteres möglich, dass das <strong>Gas</strong>netz rund fünf<br />

Prozent zusätzlichen Wasserstoff aufnimmt.<br />

Diese Zumischungsquote wird durch technische<br />

Entwicklungen und Anpassungen noch<br />

weiter erhöht werden können.<br />

Auch für die zweite Säule des DVGW-Innovationskonzeptes<br />

ist das <strong>Gas</strong>netz unverzichtbarer<br />

Bestandteil. Denn gasbetriebene Kraft-Wärmekopplungsanlagen<br />

können Strom produzieren<br />

und das Stromnetz so entlasten. Die Versorgung<br />

dieser Anlagen sichert der Netzbetreiber.<br />

Die zentrale Rolle des Netzes in einem integrierten<br />

Energiesystem liegt also auf der Hand.<br />

Der derzeitige Regulierungsmechanismus<br />

allerdings verkennt diese zentrale Bedeutung<br />

des Netzes. Die einseitige Fokussierung auf Kostenregulierung<br />

greift vor diesem Hintergrund<br />

zu kurz und blockiert die langfristig sinnvolle<br />

Nutzung der <strong>Gas</strong>infrastruktur.<br />

Wir haben in Deutschland eines der<br />

modernsten und technisch ausgereiftesten<br />

Netze. Unser Ingenieurwissen und der Standard,<br />

den wir praktizieren, sind auch international<br />

gefragt. Wir haben zudem das Know-how<br />

und die Innovationskraft, dieses Netz weiter zu<br />

entwickeln und es zu einem unverzichtbaren<br />

Baustein in einer modernen Energieinfrastruktur<br />

zu machen. Dafür aber bedarf es mehr<br />

Anreize – im bestehenden Netz ebenso wie bei<br />

Neuinvestitionen. Wir benötigen Anreizmodelle,<br />

die Freiräume schaffen für Investitionen,<br />

die langfristige Nutzung der Infrastruktur und<br />

für innovative Prozesse und Lösungen. Nur so<br />

ebnen wir uns den Weg in eine neue, nachhaltigere<br />

und tragfähige Energiezukunft.<br />

Dipl.-Ing. Heinz Watzka<br />

Technischer Geschäftsführer<br />

Open Grid Europe GmbH<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 1


INHALT<br />

Chemische<br />

Thermodynamik<br />

Chemische<br />

Verfahrenstechnik<br />

Strömungslehre<br />

Physikalische<br />

Chemie<br />

Prozess- und<br />

Anlagentechnik<br />

Mechanische<br />

Verfahrenstechnik<br />

Thermische<br />

Trennverfahren<br />

Wärme- und<br />

Stoffübertragung<br />

Mess- und<br />

Regelungstechnik<br />

Netzwerk der<br />

Verbände.<br />

Ab Seite 55<br />

Grundlagenvorlesungen für die Studienrichtungen<br />

Chemie ingenieurwesen und Verfahrenstechnik am KIT.<br />

Ab Seite 88<br />

Fachberichte<br />

Smart Metering<br />

48 W. Domschke<br />

Realisierung der gesetzlichen Vorgaben<br />

für „Smart <strong>Gas</strong> Meter“ (Energiewirtschaftsgesetz<br />

§§ 21b und 40)<br />

Realization of the legal requirements for „Smart<br />

<strong>Gas</strong> Meter“(legislation in the energy supply<br />

industry (EnWG) Articles 21b and 40)<br />

55 H. Baden<br />

<strong>Gas</strong> Smart Metering gewinnt an<br />

Bedeutung<br />

<strong>Gas</strong> Smart Metering gets increasing significance<br />

66 P. Heuell<br />

Multi-Energie-Lösungen:<br />

Synergien nutzen – Kosten senken<br />

Multi-energy solutions: exploit synergies –<br />

reduce costs<br />

70 R. Hoffmann<br />

Smart Metering auf dem Weg zur<br />

Standardisierung in Europa<br />

Smart Metering on the road to standardization<br />

in Europe<br />

<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

60 Chr. Aretz, U. Micke und R. Schemm<br />

Aus der Vollversorgung zur<br />

vertriebsorientierten Beschaffung<br />

From full supply to sales-oriented procurement<br />

74 A. Kolo, A. Neidert und A. Rabe<br />

Netzindividuelle SLP im <strong>Gas</strong>bereich<br />

Grid specific load profiles<br />

<strong>Gas</strong>transport<br />

83 T. Falley<br />

Dispatching in der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

DVGW-<strong>Gas</strong>information Nr. 6<br />

Head of Dispatching – Pipeline Network<br />

Operating<br />

Ausbildung<br />

88 R. Reimert, D. Buchholz und S. Bajohr<br />

Projektierung von gastechnischen<br />

Anlagen im Rahmen der Ausbildung<br />

am Engler-Bunte-Institut des<br />

Karlsruher Instituts für Technologie<br />

Project planning of constructions for the gas<br />

industry during education at Engler-Bunte-<br />

Institute<br />

Interview<br />

4 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> im Gespräch mit<br />

Dr. Norbert Burger, Geschäftsführer der<br />

Bundesvereinigung der Firmen im <strong>Gas</strong>- und<br />

Wasserfach e.V. (figawa)<br />

Nachrichten<br />

Märkte und Unternehmen<br />

6 Test von Brennstoffzellensystemen des Herstellers<br />

Ceramic Fuel Cells abgeschlossen<br />

7 Bayerngas Norge startet <strong>Erdgas</strong>produktion<br />

8 BASF und Gazprom feiern 20 Jahre<br />

Partnerschaft<br />

8 280 Millionen Euro für den Bielefelder<br />

Klimaschutz<br />

Januar/Februar 2011<br />

2 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


INHALT<br />

E-world<br />

energy & water<br />

vom 8. bis<br />

10. Februar<br />

mit rund<br />

500 Aus stellern<br />

aus 2 0 Ländern.<br />

Ab Seite 22<br />

Intelligente Messsysteme lösen<br />

neue Aufgaben. Ab Seite 98<br />

GASDATAHUB<br />

Lösungen, die funktionieren<br />

Abrechnung für<br />

Handel und Transport<br />

8 OPAL erreicht Tschechien<br />

9 E.ON setzt neue strategische<br />

Schwerpunkte<br />

9 E.ON Ruhrgas begrüßt<br />

World Energy Outlook der IEA<br />

10 Neue Gesellschaft RWE Deutschland<br />

bündelt Technik, Vertrieb und<br />

Energieeffizienz<br />

11 Mustergültiger Start für<br />

<strong>Gas</strong>-cockpit III<br />

12 Informationstechnologie<br />

Verbände und Vereine<br />

14 DVGW-Studienpreis <strong>Gas</strong> verliehen<br />

14 Zertifizierung nach ISO 9001,<br />

ISO 14001 in Verbindung mit<br />

Fachunternehmenszertifizierung<br />

gut kombinierbar<br />

15 Biogaswirtschaft leistet positiven<br />

Beitrag zum Strukturwandel<br />

16 Präqualifikation VOB für alle<br />

Bauunternehmen<br />

17 Veranstaltungen<br />

Sonderteil<br />

22 E-world energy & water<br />

98 Intelligente Messsysteme lösen<br />

neue Aufgaben<br />

100 CO 2 -Leitstand: Nachhaltigkeit<br />

kosteneffektiv organisieren<br />

102 Regelwerk<br />

Firmenporträt<br />

105 Diehl <strong>Gas</strong> Metering GmbH<br />

Buchbesprechungen<br />

86 <strong>Gas</strong>ausbeute in landwirtschaftlichen<br />

Biogasanlagen<br />

Rubriken<br />

1 Standpunkt<br />

104 Termine<br />

106 Impressum<br />

Energiedatenmanagement<br />

Kommunikationslösungen<br />

<strong>Gas</strong>DataHub<br />

GeLi Service Hub<br />

<strong>Gas</strong>beschaffenheitsrekonstruktion<br />

Nominierungsmanagement<br />

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auf der E-world 2011<br />

in Essen:<br />

Halle 1, Stand 410<br />

Aus der Praxis<br />

96 Transparente Kommunikation im<br />

<strong>Gas</strong>handel<br />

Dieses Heft enthält folgende Prospekte:<br />

Union Instruments GmbH, Karlsruhe<br />

applied technologies GmbH<br />

- Lösungen, die funktionieren<br />

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INTERVIEW<br />

figawa setzt sich mit Forschungsprojekt für<br />

energieeffiziente Hallenheizsysteme ein<br />

Mit der verschärften Energie-Einsparverordnung haben sich die Anforderungen an die Energieeffizienz von<br />

Hallengebäuden deutlich erhöht. Allerdings zeigt die Praxis, dass die gültigen gesetzlichen Vorgaben die<br />

besonderen baulichen und anlagetechnischen Aspekte von Hallengebäuden zu wenig berücksichtigen. Insbesondere<br />

die energetischen Vorteile von überwiegend mit <strong>Gas</strong> betriebenen, dezentralen Heizungssystemen wurden<br />

bislang unzureichend einbezogen. Aus diesem Grund hat die figawa das ITG Institut für Technische<br />

Gebäudeausrüstung in Dresden zusammen mit der Universität Kassel beauftragt, eine Studie zur „Energieeffizienz<br />

von Hallengebäuden“ durchzuführen. Ziel des Vorhabens ist eine korrekte energetische Bewertung<br />

unterschiedlicher Hallengebäude mit verschiedenen Heizsystemen. Die Ergebnisse sollen als fachliche Grundlage<br />

für die Überarbeitung der DIN V 18599 und die Novellierung der EnEV 2012 dienen. Die Untersuchung<br />

wird im Rahmen der „Forschungsinitiative Zukunft Bau“ durchgeführt und vom Bundesministerium für Verkehr,<br />

Bau und Stadtentwicklung, der figawa und dem Deutschen Institut für Normung (DIN) finanziell unterstützt.<br />

<strong>gwf</strong> <strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> im Gespräch mit Dr. Norbert Burger, Geschäftsführer der Bundesvereinigung der Firmen im<br />

<strong>Gas</strong>- und Wasserfach e.V. (figawa)<br />

Dr. Norbert<br />

Burger,<br />

Geschäftsführer<br />

der Bundesvereinigung<br />

der Firmen im<br />

<strong>Gas</strong>- und Wasserfach<br />

e.V.<br />

(figawa)<br />

<strong>gwf</strong>: Herr Dr. Burger: Warum ist das<br />

Forschungsprojekt „Energieeffizienz<br />

von Hallengebäuden“ notwendig<br />

geworden?<br />

Burger: Es hat sich herausgestellt,<br />

dass sowohl in der Energieeinsparverordnung<br />

(EnEV) als auch im<br />

EEWärme-Gesetz Hallengebäude<br />

nur unzureichend Berücksichtigung<br />

finden. Der Gesetzgeber hatte<br />

zunächst vor allem Wohngebäude<br />

und im Nicht-Wohnbereich typische<br />

Gebäude wie Büros bei der Formulierung<br />

der energetischen Anforderungen<br />

vor Augen. Die Realität zeigt<br />

aber, dass in Hallen aufgrund der<br />

baulichen Besonderheiten wie<br />

Raumhöhen mit bis zu 20 Metern<br />

ganz andere thermische Bedingungen<br />

herrschen als beispielsweise in<br />

einem Büro und dazu auch eine<br />

spezielle Heizanlagentechnik notwendig<br />

ist. Auch hängt der Wärmebedarf<br />

in der Halle entscheidend<br />

von dem Nutzungsprofil des Gebäudes<br />

ab. Diese bisherige unspezifische<br />

Behandlung und verschiedene<br />

Interpretationsprobleme bei der<br />

EnEV führten dazu, dass in der Praxis<br />

bewährte und energieeffizient<br />

arbeitende Heizsysteme, insbesondere<br />

dezentrale mit <strong>Gas</strong> betriebene<br />

Heizlösungen wie Warmlufterzeuger,<br />

<strong>Gas</strong>-Infrarot-Dunkel- und Hellstrahler<br />

ungenügend abgebildet<br />

wurden. Die Studie soll Grundlagen<br />

für eine korrekte energetische<br />

Bewertung von Hallengebäuden<br />

und im Besonderen von Hallenheizsystemen<br />

für die aktuelle und künftige<br />

Gesetzgebung schaffen.<br />

Zugleich soll die Untersuchung<br />

einen Beitrag zu einer zielgerichteten<br />

und effektiven Erschließung der<br />

Einsparpotenziale in Hallengebäuden<br />

leisten, die noch nicht optimal<br />

ausgeschöpft sind.<br />

<strong>gwf</strong>: Durch eine fehlerhafte Interpretation<br />

der EnEV-Anforderungen<br />

haben einige Softwarelösungen<br />

bestimmte gasbetriebene Hallenheizsysteme<br />

nicht mehr berücksichtigt. Ist<br />

der Fehler mittlerweile behoben?<br />

Burger: Nachdem die fehlerhafte<br />

Auslegung einiger kommerzieller<br />

Softwareprogramme bei der EnEV-<br />

Anforderungen zu Verwirrung auf<br />

dem Markt führte, hat die Fachkommission<br />

der Bundesregierung An -<br />

fang 2010 reagiert und Klarheit<br />

geschaffen. Als Referenzsystem für<br />

Hallengebäude dient eine dezentrale,<br />

gasbetriebene Warmluftheizung.<br />

Damit ist klar: alle dezentral<br />

mit <strong>Gas</strong> betriebenen Hallenheizsysteme<br />

erfüllen die Anforderungen<br />

der EnEV 2009. Dies wird im Energieausweis,<br />

der seit Mitte 2009 bei<br />

Neubauten von Nichtwohngebäuden<br />

obligatorisch ist, dokumentiert.<br />

Die Softwareanbieter haben zwischenzeitlich<br />

korrigierte Programmversionen<br />

bereitgestellt.<br />

<strong>gwf</strong>: Dezentrale Hallenheizungen<br />

werden ganz überwiegend mit <strong>Erdgas</strong><br />

versorgt. Welche Rolle wird <strong>Erdgas</strong><br />

in Zukunft in der Wärmeversorgung<br />

von Hallen spielen?<br />

Burger: Die meisten dezentralen<br />

Systeme lassen sich mit Biogas<br />

betreiben und arbeiten schon heute<br />

dank ihrer punktgenauen Wärmeübergabe<br />

besonders energieeffizi-<br />

Januar/Februar 2011<br />

4 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


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Wer Menschen mit Energie versorgt, trägt auch Verantwortung für die Zukunft kommender Generationen.<br />

Nachhaltigkeit ist bei WINGAS gelebte Unternehmenskultur. Denn <strong>Erdgas</strong> ist definitiv der grünste aller<br />

konventionellen Energieträger – mit der besten CO 2<br />

-Bilanz. Und hat damit im Mix mit erneuerbaren<br />

Energien seinen festen Platz. So steht WINGAS für eine ökonomisch und ökologisch nachhaltige Zukunft.<br />

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Gemeinsam mehr Energie.


INTERVIEW<br />

ent und klimafreundlich. Wenn man<br />

sich von der im noch gültigen<br />

EEWärmeG verankerten Kopplung<br />

des Einsatzes von Biogas an KWK-<br />

Anlagen löst, dann kann zukünftig<br />

auch mit dezentralen Hallenheizungen<br />

erneuerbare Energie im Sinne<br />

des EEWärmeG genutzt werden.<br />

Außerdem stehen bei Hallengebäuden<br />

die Investitionskosten noch stärker<br />

als bei anderen Gebäuden im<br />

Vordergrund. Hier sind <strong>Gas</strong> betriebene,<br />

dezentrale Hallenheizsysteme<br />

besonders wettbewerbsfähig. In<br />

Summe wird <strong>Gas</strong> als Energieträger<br />

weiterhin eine große Rolle spielen.<br />

<strong>gwf</strong>: Die figawa hat die Kampagne<br />

„grün heizt dezentral“ gestartet. Sind<br />

die Vorteile von dezentralen Hallenheizsystemen<br />

nicht schon hinreichend<br />

bekannt?<br />

Burger: Die neuen gesetzlichen Vorgaben<br />

haben viele Planer und Nutzer<br />

von Hallengebäuden verunsichert,<br />

welche Systeme überhaupt<br />

noch einsetzbar sind. Mit der Informationskampagne<br />

wollen wir<br />

deutlich machen, dass dezentrale<br />

Heiztechnologie einen Beitrag zur<br />

Erschließung von Effizienzpotentialen<br />

im Hallengebäudebereich leistet<br />

und für eine zukunftssichere<br />

Gebäudebeheizung steht. Diese<br />

Systeme erfüllen nicht nur alle derzeit<br />

geltenden Verordnungen, sondern<br />

werden auch in der geplanten<br />

Novellierung der EnEV 2012 Berücksichtigung<br />

finden. Mit einem Flyer<br />

und einem Fact Book wollen wir<br />

Planer, Architekten, Energieberater<br />

wie auch Bauträger informieren, wie<br />

sie Hallengebäude energieeffizient<br />

und EnEV-konform beheizen können.<br />

Auch eine spezielle Internet-<br />

Seite ist geplant.<br />

<strong>gwf</strong>: Herr Dr. Burger, vielen Dank für<br />

das Gespräch.<br />

NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Test von Brennstoffzellensystemen des Herstellers<br />

Ceramic Fuel Cells abgeschlossen<br />

Der norddeutsche Energiedienstleister<br />

EWE, der australisch-deutsche<br />

Entwickler für Brennstoffzellentechnologie<br />

Ceramic Fuel Cells Limited<br />

(CFCL) und Bruns Heiztechnik aus<br />

der Region Oldenburg haben bei der<br />

gemeinsamen Entwicklung von hocheffizienten<br />

Brennstoffzellensystemen<br />

einen wichtigen Meilenstein erreicht.<br />

Ein Feldversuch mit drei NetGen Plus<br />

(NGP) Brennstoffzellensystemen, die<br />

bis zu 15000 Betriebsstunden mit<br />

einem Brennstoffzellstapel im Feld<br />

nachweisen konnten, wurde nunmehr<br />

erfolgreich beendet. Gleichzeitig<br />

wurden neue Tests gestartet, diesmal<br />

mit der neuesten Systemgeneration<br />

im Rahmen der Zusammenarbeit<br />

von CFCL und Bruns Heiztechnik.<br />

Durch den Feldversuch konnten<br />

wertvolle Erfahrungen für alle beteiligten<br />

Partner gesammelt werden.<br />

Dazu zählt unter anderem die Bestätigung<br />

der Leistungsmerkmale des<br />

Brennstoffzellensystems über einen<br />

längeren Zeitraum unter realen<br />

Umgebungsbedingungen. Darüber<br />

hinaus konnten Störungsquellen<br />

ermittelt und beseitigt sowie Entwicklungspotenziale<br />

entdeckt werden.<br />

Diese Erkenntnisse wurden zur<br />

Weiterentwicklung der Technologie<br />

genutzt.<br />

Wie zu Beginn dieses Jahres<br />

angekündigt, hat EWE auch drei<br />

BlueGen Systeme für Test- und<br />

Demonstrationszwecke von CFCL<br />

erworben. BlueGen ist das neueste<br />

Produkt auf Basis der CFCL-Brennstoffzellentechnologie<br />

für den stationären<br />

Einsatz in Europa. Die Geräte<br />

in der Größe einer Spülmaschine<br />

nutzen <strong>Erdgas</strong> als Brennstoff und<br />

wandeln diesen hocheffizient in<br />

Strom und Wärme um. Der elektrische<br />

Wirkungsgrad beträgt dabei<br />

bis zu 60 %. Eine innovative Lösung<br />

auf Basis der Kraft-Wärme-Kopplung<br />

mit einem großen Potenzial.<br />

Im Verbund mit einem konventionellen<br />

Wärmeerzeuger wird der<br />

gesamte Wärmebedarf eines Einfamilienhauses<br />

abgedeckt. Das erste<br />

Gerät wurde im Juli 2010 in Betrieb<br />

genommen. Das Zusammenspiel<br />

aller Systemkomponenten wird<br />

momentan getestet.<br />

Januar/Februar 2011<br />

6 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Märkte und Unternehmen<br />

NACHRICHTEN<br />

Bayerngas Norge startet<br />

<strong>Erdgas</strong>produktion<br />

Das norwegische Explorations- & Produktionsunternehmen<br />

Bayerngas Norge AS, Oslo, fördert mit der<br />

Inbetriebnahme des <strong>Gas</strong>feldes Vega South erstmals<br />

eigenes <strong>Gas</strong>. Die kommunale <strong>Gas</strong>-Beschaffungsplattform<br />

Bayerngas hatte Bayerngas Norge erst 2006<br />

gegründet. Ziel war es, sich selbst und ihren Gesellschaftern,<br />

kommunalen Stadtwerken in Südbayern und<br />

des regionalen <strong>Gas</strong>unternehmens TIGAS-<strong>Erdgas</strong> Tirol<br />

GmbH, den direkten Zugang zu <strong>Gas</strong>quellen zu sichern.<br />

2007 beteiligten sich die Bayerngas-Ge sellschafter<br />

Stadtwerke München GmbH und TIGAS, Innsbruck,<br />

direkt an der Bayerngas Norge. Im selben Jahr stieß<br />

auch die Swissgas AG, Zürich, zum Gesellschafterkreis<br />

des norwegischen Unternehmens hin zu. 2010 wurde<br />

der Gesellschafterkreis mit der SWM <strong>Gas</strong>beteiligungs<br />

GmbH abermals erweitert. Die Bayerngas Norge hat<br />

damit sowohl einen gasfachlich kompetenten als auch<br />

finanziell soliden Gesellschafterkreis, was beides für den<br />

Erfolg im <strong>Gas</strong>fördergeschäft (Upstream-Geschäft) wichtig<br />

ist.<br />

Die Beteiligung am <strong>Gas</strong>feld Vega South war die erste<br />

Investition, die Bayerngas Norge getätigt hatte. Nur<br />

wenige Monate nach der Gründung und dem ersten<br />

Kompetenzaufbau hatte das Unternehmen 25 Prozent<br />

der Lizenz PL090C mit dem nachgewiesenen Fund<br />

gekauft. Die Partner in der Lizenz sind Statoil Petroleum<br />

AS (45 Prozent, Operator), GDF SUEZ E&P Norge AS (15<br />

Prozent) und Idemitsu Petroleum Norge AS (15 Prozent).<br />

Vega South liegt im Block 35/11 in der nördlichen<br />

Nordsee rund 80 Kilometer vor der norwegischen Küste<br />

nordwestlich von Bergen. Die Wassertiefe beträgt ca.<br />

370 Meter. Das Reservoir mit <strong>Gas</strong>, Kondensat und Öl<br />

befindet sich in einer Tiefe von 3276 Metern. Die Dicke<br />

der Kohlenstoff führenden Gesteinsschicht beträgt<br />

annähernd 230 Meter. Der Anteil der Bayerngas Norge<br />

an den förderbaren Reserven beträgt 2,6 Mrd. Kubikmeter<br />

<strong>Gas</strong>äquivalent (rund 28 Mrd. kWh). Die <strong>Gas</strong>menge<br />

entspricht dem Jahresverbrauch von rund einer Million<br />

Einfamilienhäusern. Der Produk tionshorizont von Vega<br />

South reicht bis 2022.<br />

Vega South ist Teil des Vega-Projektes mit den weiteren<br />

<strong>Gas</strong>feldern Vega Central und Vega North. Die Distanz<br />

zwischen den Feldern beträgt rund 10 Kilometer.<br />

Vega South wird über ein Unterwassertemplate mit<br />

zwei Produktionsbohrungen erschlossen. Die Produktion<br />

erfolgt über die benachbarte Gjøa-Plattform. Um<br />

die drei <strong>Gas</strong>felder mit Gjøa zu verbin-den, wurde eine<br />

50 Kilometer lange Pipeline verlegt. Das geförderte <strong>Gas</strong><br />

wird über die Gjøa- und FLAGS-Pipeline nach St. Fergus<br />

in Schottland transportiert. Das Öl wird über die Troll-<br />

Ölpipeline nach Mongstad in Norwegen transportiert.<br />

Weight / in 1000 kg<br />

11<br />

10<br />

9<br />

8<br />

7<br />

6<br />

5<br />

6 8 10 12 14 16 18 20 22 0 2 4 6 8 10 12<br />

Hour<br />

E+H Boiler House Energy monitoring.[Steam]<br />

E+H Boiler House Energy monitoring.[<strong>Gas</strong>]<br />

Betriebsmittelverbrauch pro Einheit<br />

des erzeugten Endproduktes<br />

(z. B. pro Kilogramm Dampf)<br />

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0.9<br />

0.89<br />

0.88<br />

0.87<br />

0.86<br />

0.85<br />

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NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

BASF und Gazprom feiern 20 Jahre Partnerschaft<br />

Mit einem Festakt in Berlin<br />

blickten BASF und ihre Öl- und<br />

<strong>Gas</strong>tochter Wintershall gemeinsam<br />

mit Gazprom auf 20 Jahre deutschrussische<br />

Wirtschaftsgeschichte<br />

zurück. Den Grundstein für die<br />

Zusammenarbeit legten die Unternehmen<br />

im Herbst 1990 mit einer<br />

langfristigen Vereinbarung über die<br />

Vermarktung von russischem <strong>Erdgas</strong><br />

in Deutschland. Zusammen mit<br />

mehr als 200 geladenen Gästen feierten<br />

Dr. Jürgen Hambrecht, Vorstandsvorsitzender<br />

der BASF SE,<br />

und Alexej Miller, Vorstandsvorsitzender<br />

der OAO Gazprom, das Jubiläum<br />

der erfolgreichen und wegweisenden<br />

Wirtschaftskooperation.<br />

Die Zusammenarbeit des führenden<br />

Chemieunternehmens mit<br />

dem größten <strong>Erdgas</strong>produzenten<br />

der Welt reicht heute von der Exploration<br />

und Produktion von <strong>Erdgas</strong> in<br />

Westsibirien über den Transport<br />

durch die Nord Stream-Pipeline bis<br />

zum Verkauf des <strong>Erdgas</strong>es in<br />

Deutschland und Europa über die<br />

gemeinsame <strong>Erdgas</strong>handelsgesellschaft<br />

WINGAS.<br />

Die deutsch-russische Kooperation<br />

stellte 1990 ein absolutes<br />

Novum in der <strong>Erdgas</strong>wirtschaft dar.<br />

Was kurz vor der Wiedervereinigung<br />

der beiden deutschen Staaten mit<br />

einer gemeinsamen Absichtserklärung<br />

über die gaswirtschaftliche<br />

Zusammenarbeit begann, ist inzwischen<br />

zu einer festen Partnerschaft<br />

auf Augenhöhe gewachsen.<br />

280 Millionen Euro für den Bielefelder Klimaschutz<br />

Investitionsvorhaben für rund 280<br />

Mio. € wollen die Stadtwerke Bielefeld<br />

umsetzen für den Ausbau erneuerbarer<br />

Energien, die Kraft-Wärme-<br />

Kopplung sowie die Sicherung und<br />

Modernisierung konventioneller<br />

Energieerzeugung, um so die Klimaschutzziele<br />

der Stadt Bielefeld zu<br />

erreichen. Bis zum Jahr 2020 wollen<br />

die Stadtwerke 670.000 Tonnen Kohlendioxid<br />

(= 60 % des Gesamtausstoßes<br />

seit 2005) bei der Wärme- und<br />

Energieerzeugung einsparen.<br />

Anfang 2009 beauftragten die<br />

Stadtwerke Bielefeld das Bremer<br />

Energie Institut damit, eine Wärmebedarfsstudie<br />

zu erstellen, um die<br />

zukünftige Entwicklung des Wärmemarktes<br />

in Bielefeld zu erkennen<br />

und Maßnahmen vorzubereiten.<br />

Die Ergebnisse liegen jetzt vor: Ein<br />

Wärmebedarfsatlas. Dieser untersucht<br />

den heutigen und zukünftigen<br />

Bielefelder Wärmemarkt und<br />

bildet ihn bis auf einzelne Straßenzüge<br />

ab. Auf dieser Basis haben die<br />

Stadtwerke Bielefeld ein Konzept<br />

zum Ausbau der Nah- und Fernwärme<br />

erarbeitet. Ziel wird es künftig<br />

sein, eine optimale, klimaschonende<br />

Wärmeerzeugung durch den<br />

Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung<br />

an zentralen und dezentralen<br />

Standorten zu erreichen. Gut 60<br />

Mio. € werden für den Ausbau der<br />

Fernwärme und der dezentralen<br />

Kraft-Wärme-Kopplung in den kommenden<br />

Jahren investiert.<br />

OPAL erreicht Tschechien<br />

Die von der Europäischen Union<br />

geforderte stärkere grenzüberschreitende<br />

Vernetzung von nationalen<br />

<strong>Erdgas</strong>leitungssystemen kommt<br />

einen bedeutenden Schritt voran:<br />

Bei der Verlegung der <strong>Erdgas</strong>leitung<br />

OPAL, die <strong>Erdgas</strong> aus der Ostsee-<br />

Pipeline Nord Stream weiter zu den<br />

europäischen Kunden transportieren<br />

wird, ist jetzt die deutsch-tschechische<br />

Grenze im Erzgebirge bei<br />

Olbernhau in Deutschland und Brandov<br />

in der Tschechischen Republik<br />

gequert worden. Hier wird die rund<br />

470 km lange Leitung mit dem tschechischen<br />

<strong>Erdgas</strong>transportsystem verbunden<br />

anlässlich der Querung des<br />

Grenzflusses Natzschung. Die OPAL<br />

NEL TRANSPORT GmbH ist ein Unternehmen<br />

der WINGAS-Gruppe und<br />

wird den technischen Netzbetrieb<br />

der Ostsee-Pipeline-Anbindungs-<br />

Leitung (OPAL) übernehmen. Mit<br />

einer Kapazität von 36 Mrd. m 3 pro<br />

Jahr und einem Durchmesser von<br />

1,40 m ist die OPAL die größte in<br />

Europa verlegte <strong>Erdgas</strong>leitung. Insgesamt<br />

investiert die WINGAS-<br />

Gruppe zusammen mit der E.ON<br />

Ruhrgas AG rund 1 Mrd. €.<br />

Bereits seit Anfang der 90er Jahre<br />

ist die WINGAS-Gruppe in Sachsen<br />

aktiv. In den vergangenen 20 Jahren<br />

wurden mehr als 200 Mio. € in das<br />

durch Sachsen führende Leitungssystem<br />

investiert. Die <strong>Erdgas</strong>leitung<br />

STEGAL (Sachsen-Thüringen-<strong>Erdgas</strong>-<br />

Leitung) mit der Verdichterstation in<br />

Olbernhau wurde 1992 in Betrieb<br />

genommen, die JAGAL-Pipeline<br />

(Jamal-<strong>Gas</strong>-Anbindungsleitung) be -<br />

steht seit 1999.<br />

Januar/Februar 2011<br />

8 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Märkte und Unternehmen<br />

NACHRICHTEN<br />

E.ON setzt neue strategische Schwerpunkte<br />

E<br />

.ON wird sich in Europa künftig auf<br />

Wettbewerbsgeschäfte konzentrieren<br />

und dabei in zusammenwachsenden<br />

Energiemärkten verstärkt<br />

Synergien zwischen den Geschäften<br />

und Geschäftsfeldern nutzen. In Russland<br />

setzt E.ON seine Neubauvorhaben<br />

konsequent um, in Nordamerika<br />

werden die Erneuerbaren Energien<br />

weiter ausgebaut. Zusätzlich will das<br />

Unternehmen in zwei weiteren Regionen<br />

außerhalb Europas seine Kompetenzen<br />

in der konventionellen<br />

Stromerzeugung und im Bereich der<br />

Erneuerbaren Energien nutzen sowie<br />

den Handel global ausbauen. Mit dieser<br />

international breiteren Aufstellung<br />

soll der Anteil der Geschäfte<br />

außerhalb Europas am Konzerngewinn<br />

bis zum Jahr 2015 auf ein Viertel<br />

steigen. Bei bestehenden und neuen<br />

Geschäften steht die Rentabilität<br />

künftig noch stärker im Vordergrund<br />

als bisher. Mit diesen neuen strategischen<br />

Schwerpunkten will der Konzern<br />

Wachstum bei geringerer Kapitalbindung<br />

schaffen. Gleichzeitig<br />

begegnet das Unternehmen damit<br />

wirtschaftlichen Belastungen, die als<br />

Folge politischer Entscheidungen<br />

und eines veränderten Marktumfelds<br />

für die nächsten Jahre erwartet werden.<br />

Der Aufsichtsrat hat über die<br />

strategische Neuausrichtung mehrfach<br />

und intensiv beraten und unterstützt<br />

einhellig den neuen Kurs.<br />

E.ON Ruhrgas begrüßt World Energy Outlook der IEA<br />

Nach den aktuellen Angaben der<br />

IEA wird der weltweite <strong>Erdgas</strong>verbrauch<br />

in allen Szenarien weiter<br />

zunehmen. Die Spannweite der IEA-<br />

Prognosen reicht von 15 bis 56 % bis<br />

2035. Haupttreiber ist der zunehmende<br />

<strong>Erdgas</strong>einsatz in der Stromerzeugung<br />

sowie der stark wachsende<br />

<strong>Erdgas</strong>bedarf in Asien (vor allem in<br />

China). Für Europa geht das neue IEA-<br />

Hauptszenario von einem Anstieg des<br />

<strong>Erdgas</strong>verbrauchs um rund 12 % bis<br />

2035 aus. „<strong>Erdgas</strong> wird eine entscheidende<br />

Rolle auf dem Weg zu einer<br />

nachhaltigen Energieversorgung<br />

spielen. Kaum ein Energieträger ist in<br />

der Lage, die Balance aus Zuverlässigkeit,<br />

Wirtschaftlichkeit und Klimaschutz<br />

so effizient herzustellen. Global<br />

betrachtet gibt es vielversprechende<br />

Perspektiven für <strong>Erdgas</strong>.“ Mit<br />

diesen Worten kommentierte der Vorstandsvorsitzende<br />

der E.ON Ruhrgas<br />

AG, Klaus Schäfer, den aktuellen World<br />

Energy Outlook der Internationalen<br />

Energieagentur (IEA). Insbesondere<br />

durch die verstärkte Förderung nichtkonventioneller<br />

<strong>Erdgas</strong>vorkommen in<br />

den USA und in Zukunft möglicherweise<br />

auch in anderen Regionen der<br />

Welt sei <strong>Erdgas</strong> über einen wesentlich<br />

längeren Zeitraum verfügbar als bislang<br />

angenommen, so Schäfer weiter.<br />

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NACHRICHTEN<br />

Märkte und Unternehmen<br />

Neue Gesellschaft RWE Deutschland bündelt<br />

Technik, Vertrieb und Energieeffizienz<br />

Der Vorstand der neuen RWE Deutschland AG<br />

(v. l. n. r.): Dr. Bernd Widera (Vertrieb und Regionalgesellschaften),<br />

Dr. Heinz-Willi Mölders (Personal),<br />

Dr. Arndt Neuhaus (Vorstandsvorsitz), Dr. Joachim<br />

Schneider (Technik) und Bernd Böddeling (Finanzen).<br />

Zum 1. Januar 2011 ist die RWE<br />

Deutschland AG gestartet. Die<br />

neue Gesellschaft mit Sitz in Essen<br />

bündelt die deutschen Aktivitäten<br />

des RWE-Konzerns in den Bereichen<br />

Netz, Vertrieb und Energieeffizienz<br />

und führt die deutschen Regionalgesellschaften.<br />

RWE Deutschland<br />

verfügt über rechtlich eigenständige<br />

Tochtergesellschaften für den<br />

Vertrieb sowie den Verteilnetzbetrieb,<br />

den Netzservice und die <strong>Gas</strong>speicher.<br />

Weitere Töchter bestehen<br />

für die Aktivitäten zur Energieeffizienz<br />

einschließlich Elektromobilität<br />

sowie für die Entwicklung und den<br />

Betrieb intelligenter Geräte zur Messung<br />

des Energieverbrauchs.<br />

Die RWE Deutschland-Gruppe<br />

beschäftigt rund 21 000 Mitarbeiter.<br />

6,8 Mio. Kunden werden mit Strom<br />

und 1 Million Kunden mit <strong>Gas</strong> beliefert.<br />

Der jährliche Umsatz beträgt<br />

18,3 Mrd. Euro. Die Gruppe ist<br />

Eigentümerin eines 348 000 km langen<br />

Stromnetzes, eines 44 000 km<br />

langen <strong>Gas</strong>netzes und eines 6200<br />

km langen Wassernetzes.<br />

Die RWE Deutschland AG ist die<br />

größte Beteiligungsgesellschaft im<br />

RWE-Konzern: Unter ihrem Dach finden<br />

sich die deutschen Regionalgesellschaften<br />

enviaM, KEVAG, LEW,<br />

Süwag und VSE. Die Gesellschaft ist<br />

darüber hinaus direkt an rund 70<br />

regionalen und kommunalen Energieversorgern<br />

beteiligt.<br />

Neben Dr. Arndt Neuhaus gehören<br />

dem Vorstand Bernd Böddeling<br />

(Finanzen), Dr. Heinz-Willi Mölders<br />

(Personal), Dr. Joachim Schneider<br />

(Technik) und Dr. Bernd Widera (Vertrieb<br />

und Regionalgesellschaften) an.<br />

Die Betreuung der Beteiligungen ist<br />

nach regionalen Zuständigkeiten auf<br />

die Vorstände aufgeteilt, die Betreuung<br />

der Regionalgesellschaften liegt<br />

im Ressort von Dr. Bernd Widera.<br />

RWE Deutschland räumt der<br />

Partnerschaft mit den Kommunen<br />

einen hohen Stellenwert ein. In<br />

mehr als 3500 Städten und Gemeinden<br />

sorgt RWE Deutschland über<br />

Tochtergesellschaften für den sicheren<br />

und leistungsfähigen Betrieb<br />

der Verteilnetze für Strom, <strong>Gas</strong> und<br />

Wasser sowie in vielen Orten auch<br />

für die Straßenbeleuchtung. Als<br />

neutrale Netzbetreiber sind die Verteilnetztöchter<br />

für das Management<br />

von Netzen und Netzanschlüssen<br />

und damit für die reibungslose Verteilung<br />

von Strom und <strong>Gas</strong> verantwortlich.<br />

Sie stellen ihr Strom- und<br />

<strong>Gas</strong>netz allen Marktteilnehmern zu<br />

gleichen Bedingungen („diskriminierungsfrei“)<br />

zur Verfügung. Netzservice-Tochtergesellschaften<br />

gewährleisten<br />

mit Dienstleistungen<br />

rund um den Betrieb von Versorgungsnetzen<br />

und -anlagen eine<br />

sichere Energieversorgung.<br />

Die Tochter RWE Vertrieb AG mit<br />

Sitz in Dortmund bietet ihren rund<br />

4 Mio. Kunden Strom und <strong>Erdgas</strong><br />

sowie damit verbundene Dienstleistungen.<br />

RWE Vertrieb zählt zu den<br />

größten Unternehmen für Energielieferungen<br />

und Energiedienstleistungen<br />

in Deutschland. Auch mit<br />

Gründung der RWE Deutschland AG<br />

bleibt das „Gesicht“ der RWE Vertrieb<br />

AG beim Kunden unverändert.<br />

Die Verträge gelten fort.<br />

RWE Deutschland betreibt und<br />

vermarktet über ihre Tochtergesellschaft<br />

RWE <strong>Gas</strong>speicher GmbH<br />

unterschiedliche <strong>Gas</strong>speichertypen<br />

an fünf Standorten in Nordrhein-<br />

Westfalen, Niedersachsen und<br />

Sachsen-Anhalt. Das Unternehmen<br />

verfügt über eine Speicherkapazität<br />

von insgesamt rund 1,5 Mrd. Kubikmeter<br />

<strong>Erdgas</strong>.<br />

Die Tochtergesellschaft RWE Effizienz<br />

GmbH bündelt Aktivitäten<br />

und Wissen von RWE zur Energieeffizienz.<br />

Von der Elektromobilität bis<br />

zu RWE Smart Home setzt RWE Effizienz<br />

durch innovative Ansätze und<br />

neue Produkte Standards. RWE<br />

Metering GmbH als weitere Tochter<br />

führt die Kompetenzen der RWE<br />

Deutschland AG bei intelligenten<br />

Geräten zur Messung von Energie<br />

(„Smart Meter“) zusammen.<br />

RWE Deutschland forciert außerdem<br />

den Um- und Ausbau des eigenen<br />

Verteilnetzes hin zu intelligenten<br />

Netzen („Smart Grids“). Dabei<br />

engagiert sich das Unternehmen<br />

zunehmend in innovativen Bereichen<br />

wie der Glasfasertechnologie.<br />

Erste Projekte zur Anbindung ländlicher<br />

Regionen an das schnelle Internet<br />

wurden bereits realisiert. RWE<br />

Deutschland treibt über ihre Tochtergesellschaften<br />

die Entwicklung<br />

von Elektromobilität und Lösungen<br />

rund um Smart Meter voran. Die<br />

Stadt Mülheim an der Ruhr wird im<br />

Rahmen des bundesweit größten<br />

Pilotprojekts bis Ende 2011 flächendeckend<br />

mit intelligenten Stromzählern<br />

ausgestattet. Wissenschaftliche<br />

Begleitforschung ermittelt die<br />

Effekte auf das Verbrauchsverhalten<br />

der Nutzer von Smart Metern. RWE<br />

Deutschland steht zum Standort<br />

Deutschland und investiert gruppenweit<br />

pro Jahr mehr als 1 Mrd. €<br />

in den Ausbau des hiesigen Energiesystems.<br />

Januar/Februar 2011<br />

10 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Märkte und Unternehmen<br />

NACHRICHTEN<br />

Mustergültiger Start für<br />

<strong>Gas</strong>-cockpit III<br />

Die co.met GmbH war sehr<br />

zufrieden mit der Resonanz, die<br />

der Messestand des Unternehmens<br />

auf der gat in Stuttgart hervorgerufen<br />

hat. Das Unternehmen zeigte in<br />

der Begleitausstellung zum wichtigsten<br />

Branchentreffen in Deutschland<br />

die neueste Generation seiner<br />

EDL21-Lösung für die Sparte <strong>Gas</strong>,<br />

das <strong>Gas</strong>-cockpit III. Die Lösung für<br />

alle Verbrauchszähler mit Impuls-<br />

Schnittstelle bietet die Möglichkeit,<br />

bis zu zwei weitere Zähler aufzuschalten.<br />

An allen drei Eingängen<br />

stehen dann EDL21-Verbrauchsanzeigen<br />

gemäß den im DVGW-<br />

Lastenheft geforderten Funktionen<br />

zur Verfügung. So können aktueller<br />

Durchfluss sowie der Gesamtverbrauch<br />

seit letztem Reset angezeigt<br />

werden, es besteht die Option einer<br />

Zählerstandswiederholung nach PTB<br />

50.7 und der Zählernummernübernahme.<br />

Dank des kabelgebundenen<br />

OMS M-Bus ist das <strong>Gas</strong>-cockpit<br />

III bereits für die Fernauslesung<br />

über LAN und GPRS vorbereitet. Alle<br />

Produkte der <strong>Gas</strong>-cockpit-Linie er -<br />

füllen die Anforderungen zum Mindestleistungsumfang<br />

einer intelligenten<br />

Messeinrichtung im Sinne<br />

des EnWG § 21b Abs. 3a/b. Da sie auf<br />

bestehende mechanische Rollenzähler<br />

montiert werden, lassen sich<br />

diese in moderne „Smart Metering“-<br />

Geräte verwandeln. Die dazu nötigen<br />

Investitionen liegen bei rund<br />

einem Viertel dessen, was Netzbetreiber<br />

für komplett neue elektronische<br />

Zähler ausgeben müssten. Um<br />

die Montage an den Verbrauchsstellen<br />

so einfach und schnell wie möglich<br />

zu gestalten, bietet die co.met<br />

GmbH vorbereitete Komplettsets<br />

aus EDL21-Kundendisplay, Reedkontaktgeber<br />

und Befestigungseinheit<br />

mit Hutschiene für gängige<br />

<strong>Gas</strong>zählertypen wie Elster Z6, GMT<br />

und ACTARIS/ITRON (RF1 und RF1c)<br />

an.<br />

Kontakt:<br />

co.met GmbH,<br />

Sascha Schlosser,<br />

Tel. (0681) 5 87 24 34,<br />

E-Mail: s.schlosser@co-met.info,<br />

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Sascha<br />

Schlosser,<br />

DVGW-Fachreferent<br />

Frank<br />

Dietzsch und<br />

Geschäftsführer<br />

Peter<br />

Backes (v. l. n. r)<br />

am co.met-<br />

Stand auf der<br />

gat 2010.<br />

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Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 11


NACHRICHTEN<br />

Informationstechnologie<br />

Smarter Datentransfer vom Smallworld GIS<br />

zu PSS/Sincal<br />

Eine professionelle Berechnung<br />

seiner Mittel- und Niederspannungsnetze<br />

steht beim Dortmunder<br />

Energieversorger DEW21 im<br />

Sinne einer hohen Versorgungssicherheit<br />

und eines effizienten<br />

Netzbetriebs ganz oben auf der<br />

Agenda. Dazu bedarf es allerdings<br />

einer hohen Qualität der äußerst<br />

komplexen Stromdaten wie sie bei<br />

der DEW21 im Smallworld GIS<br />

gepflegt werden. Um einen reibungslosen<br />

Transfer dieser Daten<br />

von Smallworld GIS zur Netzanalyse<br />

und -planungssoftware PSS SINCAL<br />

zu garantieren, setzen die Dortmunder<br />

auf eine von Siemens zertifizierte<br />

Schnittstelle aus dem Hause<br />

Mettenmeier. Die im Smallworld GIS<br />

topologisch korrekt abgebildeten<br />

Objekte der betreffenden Netze<br />

und die dazugehörenden erforderlichen<br />

Betriebsmittel der Anlagen<br />

werden dabei über die Planwerksebenen<br />

Schema-, Übersichts- und<br />

Bestandsplan im vollständigen<br />

Umfang zur Netzberechnung an<br />

PSS SINCAL übergeben. Mit dieser<br />

Software führen die Experten der<br />

DEW21 dann Kurzschluss- und<br />

Netzberechnungen durch. Neben<br />

der Schnittstelle zu PSS SINCAL bietet<br />

Mettenmeier weitere GIS-Interfaces<br />

zu Netzberechnungslösungen<br />

wie NEPLAN, PowerFactory und<br />

STANET. Die SINCAL-Schnittstelle<br />

zeichnet sich insbesondere durch<br />

ihre große Flexibilität aus. Sie kann<br />

nicht nur – je nach Anforderungsprofil<br />

– individuell konfiguriert<br />

werden. Das Interface kann ebenfalls<br />

für unterschiedlichste Ausprägungen<br />

der Fachschalen verwendet<br />

werden. Analog zur realen Welt können<br />

beispielsweise die Spannungsebenen<br />

Hoch-, Mittel- und Niederspannung<br />

sowie Beleuchtung und<br />

Fernmelde-/Informationsnetz ge -<br />

ma nagt werden.<br />

WEMAG in Schwerin realisiert neues<br />

Netzinformationssystem mit Intergraph®<br />

Die WEMAG Netz GmbH, Schwerin,<br />

hat Intergraph® mit der Einrichtung<br />

eines neuen Netzinformationssystems<br />

beauftragt. Eingeführt<br />

wird Intergraphs Lösung G!NIUS®<br />

samt Schnittstellen zu SAP PM, zu<br />

einem Energiedatenmanagementund<br />

einem Netzberechnungs-Programm.<br />

Ziel des Vorhabens ist die<br />

Optimierung der Netzprozesse in<br />

der gesamten WEMAG Unternehmensgruppe.<br />

Als Tochterunternehmen der<br />

WEMAG AG betreibt die WEMAG<br />

Netz GmbH ein Verteilnetz in Westmecklenburg,<br />

in Teilen von Brandenburg<br />

und von Niedersachsen<br />

auf einer Gesamtfläche von rund<br />

8000 m 2 . Die Gesamtleitungslänge<br />

des regionalen Energieversorgungsunternehmens<br />

umfasst circa<br />

14 000 km mit rund 170 000 Entnahmestellen.<br />

Abgedeckt werden<br />

die Spannungsebenen Hochspannung,<br />

Mittelspannung und Niederspannung<br />

sowie die Sparte Telekommunikation.<br />

Angesichts der zunehmenden<br />

dezentralen Einspeisung von regenerativer<br />

Energie sind veränderte<br />

Netzberechnungen und Netzkonfigurationen<br />

erforderlich. Dabei ist<br />

die Nutzung von Netzinformationssystemen<br />

und ihrer raumbezogenen<br />

Intelligenz überaus vorteilhaft. Zu<br />

Beginn des Jahres 2009 wurde daher<br />

von der WEMAG Netz GmbH das<br />

Projekt „Optimierung Netzprozesse“<br />

ins Leben gerufen. Es widmet sich<br />

der Optimierung der Prozesse beim<br />

Asset-Management, bei Netzservice<br />

und Netzbetrieb, in der Netzplanung<br />

sowie in der Dokumentation.<br />

Zunächst erfolgte die Analyse der<br />

Prozesse im Ist-Zustand. Dem<br />

schlossen sich die Erarbeitung von<br />

Veränderungspotenzialen und die<br />

Definition der Soll-Prozesse im Sinne<br />

eines optimierten Netzbetriebs an.<br />

Aus der entsprechenden Ausschreibung<br />

zur Neubeschaffung<br />

eines Netzinformationssystems (NIS)<br />

ging Intergraph als bevorzugter<br />

Anbieter hervor. Die Beauftragung<br />

umfasst unter anderem zahlreiche<br />

Lizenzen für G!NIUS, Intergraphs<br />

vorkonfigurierter ‘ready to use’ GIS-<br />

Standard-Lösung für die Versorgungswirtschaft,<br />

einsetzbar vom<br />

Standalone-Arbeitsplatz bis zu mehreren<br />

hundert Arbeitsplätzen. Die<br />

Software-Lizenzen werden bei verschiedenen<br />

Arbeitsplatztypen der<br />

WEMAG Einsatz finden, unter anderem<br />

bei Administratoren, zur Datenfortführung,<br />

für reines Viewing, für<br />

die Beauskunftung, für Mitarbeiter<br />

in der Planung und zur Ausstattung<br />

der mobilen Einheiten.<br />

Januar/Februar 2011<br />

12 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


TECHNOLOGIE MACHT<br />

<br />

<br />

<br />

4.–8. April 2011 · Hannover · Germany<br />

<br />

erneuerbarekonventionelle Energieerzeugung<br />

-versorgung-übertragung-verteilung<br />

<br />

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<br />

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NACHRICHTEN<br />

Verbände und Vereine<br />

DVGW-Studienpreis <strong>Gas</strong> verliehen<br />

Im Rahmen des größten gasfachlichen<br />

Branchentreffens, der gat 2010<br />

am 30. November und 1. Dezember<br />

2010 in Stuttgart, hat der DVGW den<br />

Studienpreis <strong>Gas</strong> an drei Nachwuchsingenieure<br />

verliehen.<br />

Angel Protze hat im Rahmen seiner<br />

Diplomarbeit an der Technischen<br />

Universität Bergakademie Freiberg<br />

einen Katalysatorprüfstand für die<br />

Dampfreformierung von <strong>Erdgas</strong><br />

geplant, aufgebaut und in Betrieb<br />

genommen. Der Prüfstand kann für<br />

aktuelle Fragestellungen in der Entwicklung<br />

von Brennstoffzellenheizgeräten<br />

sehr gut eingesetzt werden.<br />

Gerade vor dem Hintergrund der<br />

Optimierung von Brennstoffzellen-<br />

Mikro-BHKW können weitere Katalysatortests<br />

im Reformerteil der Systeme<br />

weiteres Optimierungspotenzial<br />

bezüglich Standzeit- und Kosten<br />

bringen.<br />

Stefan Storace beschäftigte sich<br />

in seiner an der TU Hamburg-Harburg<br />

erstellten Diplomarbeit mit<br />

der Effizienzbetrachtung von Systemen<br />

der Kraftwärmekopplung<br />

(KWK) unter Berücksichtigung aktueller<br />

Vergütungsmöglichkeiten für<br />

den erzeugten Strom. Die entwickelten<br />

Lösungen helfen den Betreibern<br />

von KWK-Systemen und daraus<br />

bestehenden virtuellen Kraftwerken,<br />

ihre Wirtschaftlichkeit zu<br />

bestimmen und eine optimale Einordnung<br />

und Auslegung der Systeme<br />

vorzunehmen.<br />

Manuel Götz hat in seinem „Systemvergleich<br />

Biogasaufbereitungsanlagen“<br />

die Stärken und Schwächen<br />

verschiedener Verfahren zur<br />

Biogasaufbereitung aus zuvor erhobenen<br />

Messergebnissen abgeleitet.<br />

Die an der Universität Karlsruhe<br />

(TH) angefertigte Diplomarbeit<br />

greift aktuelle Entwicklungen in der<br />

Energiewirtschaft und insbesondere<br />

für den DVGW relevante Themen<br />

auf; die ermittelten Messergebnisse<br />

sind durch Industrie und<br />

Wirtschaft nutzbar.<br />

Der DVGW-Studienpreis wird<br />

jährlich zur Förderung des Nachwuchses<br />

im Energie- und Wasserfach<br />

für herausragende Diplom-,<br />

Master- oder Bachelor-Arbeiten<br />

verliehen. Voraussetzung ist, dass<br />

die Arbeiten einen praktischen<br />

Be zug zu technisch-wissenschaftlichen<br />

Fragestellungen im Energieund<br />

Wasserfach haben und mit<br />

„sehr gut“ bewertet worden sind.<br />

Zertifizierung nach ISO 9001, ISO 14001 in<br />

Verbindung mit Fachunternehmenszertifizierung<br />

gut kombinierbar<br />

Zertifizierungen nach ISO 9001<br />

und ISO 14001 lassen sich bei<br />

Fachunternehmen (z. B. Rohrleitungsbauunternehmen<br />

nach GW<br />

301) gut mit einer Fachunternehmenszertifizierung<br />

kombinieren.<br />

Hierbei profitiert der Kunde von<br />

verschiedenen Synergieeffekten.<br />

Zum einen enthält eine Fachunternehmenszertifizierung<br />

nach den<br />

v. g. DVGW-Arbeitsblättern bereits<br />

einige Elemente von Systemzertifizierungen<br />

nach ISO 9001 bzw.<br />

14001, zum anderen erhält das<br />

Unternehmen durch die zusätzliche<br />

Zertifizierung nach international<br />

anerkannten Normen wie ISO<br />

9001 und ISO 14001 eine weitere<br />

deutliche Stärkung des Marktwertes.<br />

Die DVGW CERT GmbH bietet<br />

als Branchenzertifizierer hier alles<br />

aus einer Hand an. Insbesondere<br />

verfügt sie über Auditoren, welche<br />

sowohl Zertifizierungen nach ISO<br />

9001, ISO 14001 als auch nach GW<br />

301 durchführen können. Auf diese<br />

Weise wird folgendes erreicht:<br />

der Kunde erfährt keinen Audittourismus,<br />

sondern die Managementsystemzertifizierung<br />

nach<br />

ISO 9001 bzw. 14001 kann zeitgleich<br />

mit der Fachunternehmenszertifizierung<br />

durchgeführt<br />

werden<br />

im Rahmen der jährlichen Überwachungen<br />

nach ISO 9001, ISO<br />

14001 kann auch die Überwachung<br />

der Fachunternehmenszertifizierungen<br />

(z. B. GW 301) erfolgen<br />

der Kunde erhält mit der Kombination<br />

der Zertifizierungen die<br />

notwendige Organisationssicherheit<br />

für eine optimale Aufbau<br />

und Ablauforganisation<br />

(gestützt durch ISO 9001, ISO<br />

14001) und gleichzeitig die notwendige<br />

fachliche Prüftiefe<br />

(gestützt z. B. durch GW 301).<br />

Durch die vor genannten Zertifizierungen<br />

erhält das Unternehmen<br />

die notwendigen Instrumente,<br />

um sich gegenüber dem<br />

immer stärker werdenden Wettbewerb<br />

behaupten zu können.<br />

Es lassen sich auch andere<br />

Fachunternehmenszertifizierungen<br />

mit den Systemzertifizierungen nach<br />

ISO 9001, ISO 14001 kombinieren.<br />

Dies verhindert, dass zu unterschiedlichen<br />

Zeitpunkten verschiedene<br />

Zertifizierer beim Unternehmen auftreten,<br />

was im Unternehmen durch<br />

Bindung von Kapazitäten in Prüfungen<br />

viel Zeit und Geld kostet.<br />

Kontakt:<br />

DVGW Cert,<br />

Frau Schütz, Herr Plücker,<br />

Tel. (0228) 9188-848,<br />

E-Mail: schuetz@dvgw-cert.com oder<br />

pluecker@dvgw-cert.com<br />

Januar/Februar 2011<br />

14 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


DAS ENERGIE-FACHMAGAZIN<br />

Verbände und Vereine<br />

NACHRICHTEN<br />

Biogaswirtschaft leistet positiven Beitrag zum<br />

Strukturwandel<br />

Die Biogaswirtschaft leistet einen<br />

positiven Beitrag zur Modernisierung<br />

des ländlichen Raums, stärkt die<br />

Wertschöpfung, schafft Arbeitsplätze<br />

und unterstützt damit maßgeblich<br />

den Strukturwandel, unterstreicht<br />

der Biogasrat e. V. in einer aktuellen<br />

Pressemitteilung. „Die Biogaswirtschaft<br />

schafft für Landwirte zusätzliche<br />

Absatzmärkte und Ertragschancen,<br />

bringt Industrie aufs Land und<br />

trägt dazu bei, dass der ländliche<br />

Raum einen zunehmenden Beitrag<br />

zum Klimaschutz und zur ökologischen<br />

Energieversorgung leisten<br />

wird“, betont der Geschäftsführer des<br />

Verbandes Reinhard Schultz.<br />

Gleichzeitig weist er die Vorwürfe<br />

aus der Nahrungsmittelindustrie<br />

und Ernährungswirtschaft,<br />

dass Biogas ihre Existenzgrundlagen<br />

gefährde und den Wettbewerb<br />

verzerre, entschieden zurück: „Das<br />

Gegenteil ist der Fall. Die Nahrungsmittelindustrie<br />

hat ein Interesse an<br />

Dumpingbedingungen für die landwirtschaftliche<br />

Produktion. Die<br />

wenigen großen Lebensmittelhändler<br />

zwingen sogar die Erzeugerverbände<br />

dazu, gegen ihr eigenes Interesse<br />

auf Bioenergien als angeblich<br />

Verantwortlichen für sinkende Margen<br />

herumzuhacken. Davon ist<br />

nichts, aber auch gar nichts wahr.“<br />

Schultz verweist darauf, dass der<br />

Maisanteil an der Gesamtackerfläche<br />

überwiegend vom Bedarf an Futtermitteln<br />

bestimmt wird, und nur zum<br />

geringsten Teil durch Energieproduktion.<br />

Dieser mache in Deutschland<br />

maximal 19 % und in bestimmten<br />

Regionen Niedersachsens maximal<br />

30 % der Maisfläche aus. In<br />

Gebieten in denen Maisanbau eine<br />

große Rolle spielt, entstehe auch das<br />

Interesse, Mais sowohl für die Fütterung<br />

als auch für den Energiemarkt<br />

zu nutzen, um mehr Spielräume in<br />

der Preisfindung zu gewinnen.<br />

In 364 von 413 Landkreisen liegt<br />

der Anteil des Maisanbaus an den<br />

Ackerflächen bei ca. 12,6 %, in 175<br />

Landkreisen sogar unter 10 %.<br />

Lediglich in 15 Landkreisen liegt der<br />

Anteil bei über 50 %, regelmäßig<br />

aber gepaart mit einem überdurchschnittlichen<br />

Grünlandanteil. Diese<br />

fraglos sehr dichten Maiskulturen<br />

werden jedoch ausschließlich durch<br />

die Nahrungsmittelproduktion ge -<br />

trieben und nur zu unterdurchschnittlichen<br />

Anteil durch Energieerzeugung.<br />

„Im Übrigen werde der größte<br />

Anteil der Flächen, auf denen<br />

Energiepflanzen angebaut werden<br />

für Biokraftstoffproduktion (80 %)<br />

genutzt und weniger für die Biogaserzeugung<br />

(20 %)“, so Reinhard<br />

Schultz. „Aufgrund der besseren CO 2 -<br />

Bilanz wird der Anteil der <strong>Gas</strong>produktion<br />

steigen und die klassische<br />

Biokraftstoffproduktion verdrängen,<br />

aber nicht die Futtermittelproduktion.<br />

Insgesamt werden überhaupt<br />

nur 2 Mio. ha von insgesamt 12 Mio.<br />

ha Ackerfläche für den Anbau von<br />

Energiepflanzen genutzt.“<br />

Der Biogasrat tritt für eine möglichst<br />

marktnahe Förderung von<br />

Biogas ein. Dabei sollen auch biogene<br />

Reststoffe künftig starker zum<br />

Zuge kommen. Das Fördersystem<br />

des Erneuerbare Energien Gesetzes<br />

soll schlanker und transparenter<br />

werden. „Aber natürlich muss auch<br />

das neue Vergütungssystem am<br />

Ende die Preisdifferenz zum <strong>Erdgas</strong><br />

überbrücken“, erklärt der Geschäftsführer<br />

des Verbands.<br />

04. – 07. April 2011<br />

Radisson BLU Hotel, Berlin<br />

IS-U<br />

8. Jahresforum<br />

2011<br />

Unbundling<br />

an IQPC event<br />

Neu bei der IS-U 2011<br />

Ihre Fragen vorab per Mail<br />

Diskussion BNetzA<br />

Round Table Diskussionen<br />

Interaktive Sprechstunde<br />

Sponsoren Medienpartner Recherchiert<br />

und produziert<br />

A Siemens Business<br />

von<br />

Besuchen Sie unser Download Center für kostenfreie Whitepaper, Artikel und vieles mehr! www.isu-unbundling-kongress.de/<strong>gwf</strong><br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 15


NACHRICHTEN<br />

Verbände und Vereine<br />

Präqualifikation VOB für alle Bauunternehmen<br />

Die DVGW CERT GmbH bietet die<br />

Präqualifikation VOB für alle<br />

Unternehmen des Bauhaupt- oder<br />

Baunebengewerbes an, welche Bauleistungen<br />

nach VOB erbringen. Die<br />

Präqualifikation VOB erfolgt nach<br />

den Vorgaben der Leitlinie des Bundesministeriums<br />

für Verkehr, Bau<br />

und Stadtentwicklung (BMVBS) vom<br />

25.04.2005.<br />

Die Vorteile auf einen Blick:<br />

Präqualifizierte Anbieter werden<br />

durch das Verfahren gestärkt<br />

und heben sich so von<br />

unseriösen Anbietern ab.<br />

Die Teilnahme an öffentlichen<br />

Ausschreibungen wird erheblich<br />

erleichtert, Fehlerquellen<br />

können vermieden werden.<br />

Mit einer Präqualifikation VOB ist<br />

die Eignung bezüglich<br />

Fachkunde<br />

Zuverlässigkeit und<br />

Leistungsfähigkeit<br />

gemäß VOB/A bestätigt.<br />

Eine vollständige Prüfung der<br />

Eignungskriterien nach VOB/A<br />

erfolgt in Deutschland ausschließlich<br />

durch das PQ_VOB -Verfahren.<br />

Die von anderen Stellen angebotene<br />

„sogenannte“ Präqualifikation<br />

gewährleistet keine vollständige<br />

Prüfung, sondern nur den teilweisen<br />

Nachweis der Eignungskriterien<br />

nach VOB/A.<br />

Die Präqualifikation VOB wird<br />

zurzeit für folgende Einzel-Leistungsgruppen<br />

angeboten:<br />

Rohbau, Tragwerke für Bauwerke<br />

Gebäudehülle und Innenausbau<br />

Technische Gebäudeausrüstung<br />

Erdbau<br />

Entwässerung<br />

Leitungsbau<br />

Gründung, Verbau, Baugrund<br />

Landschaftsbau<br />

Ingenieurbau<br />

Tunnelbau<br />

Straßen- und Wegebau<br />

Schienenwegebau<br />

Wasserbau<br />

Sonstiger Bau<br />

Weiterhin wird die Präqualifikation<br />

VOB für folgende Komplettleistungsgruppen<br />

angeboten:<br />

umfassende Bauleistung<br />

Neubau<br />

umfassende Bauleistung Bauen<br />

im Bestand<br />

umfassende Bauleistung Technische<br />

Gebäudeausrüstung<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Leitungsbau<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Tiefbauten, sofern sie nicht<br />

unter Leitungsbau fallen<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Brücken, Tunnel, Schächte und<br />

Unterführungen<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Fernstraßen und Straßen<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Schienenwege<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Start- und Landebahnen<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Häfen, Wasserstraßen, Dämme<br />

und andere Wasserbauten<br />

umfassende Bauleistung für<br />

Kraftwerke, Bergbau- und<br />

Produktionsanlagen<br />

Für alle diese Baugruppen ist die<br />

DVGW CERT GmbH vom Verein für<br />

die Präqualifikation von Bauunternehmen<br />

anerkannt und führt das<br />

Präqualifizierungsverfahren PQ VOB<br />

seit Anfang 2006 durch.<br />

Kontakt:<br />

DVGW CERT GmbH,<br />

Marion Werni,<br />

Tel. (0228) 9188-838,<br />

E-Mail: werni@dvgw-cert.com,<br />

Iris-Susanne Hübner ,<br />

Tel. ( 0228) 9188-810,<br />

E-Mail: huebner@dvgw-cert.com,<br />

Hotline: (0228) 9188-849<br />

Ihr Kontakt zur Redaktion<br />

Volker Trenkle<br />

Tel. 089 / 4 50 51-388<br />

Fax 089 / 4 50 51-323<br />

trenkle@oldenbourg.de<br />

Ihr Kontakt zur Anzeigenbuchung<br />

Claudia Fuchs<br />

Tel. 089 / 4 50 51-277<br />

Fax 089 / 4 50 51-207<br />

fuchs@oiv.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

16 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Oldenbourg Industrieverlag München<br />

www.oldenbourg-industrieverlag.de<br />

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NACHRICHTEN<br />

Veranstaltungen<br />

6. Münchner Netzbetriebstage<br />

Die Anforderungen an <strong>Gas</strong>netze<br />

und deren Betreiber haben sich<br />

in den vergangenen Jahren durch<br />

den Regulierungsprozess aber auch<br />

beispielsweise durch die Biogaseinspeisung<br />

verändert. Dieser Trend<br />

wird sich verstärken, da auch die<br />

zunehmende Nutzung erneuerbarer<br />

Energien wie Wind und Photovoltaik<br />

neue Möglich keiten zur Speicherung<br />

von diskontinuierlich verfügbarer<br />

Elektroenergie erfordert. Die mögliche<br />

saisonale Speichervariante für<br />

erneuerbare Energie ist das <strong>Erdgas</strong>leitungsnetz,<br />

in das elektrolytisch<br />

erzeugter Wasserstoff bzw. Methan<br />

eingespeist werden kann.<br />

Die Energiespeicherung und<br />

deren Integration in die bestehenden<br />

Netzstrukturen werden in den<br />

einschlägigen Projekten der DVGW-<br />

Innovationsoffensive untersucht. Ein<br />

besonderer Schwerpunkt der Untersuchungen<br />

ist die Definition von<br />

Anforderungen an Smart <strong>Gas</strong> Grids,<br />

welche die zukünftigen Aufgaben der<br />

Energiespeicherung und der Einbindung<br />

von biogenen <strong>Gas</strong>en übernehmen<br />

könnten. Hierbei werden smarte<br />

Elemente der Informations- und<br />

Kommunikationstechnik aber auch<br />

Neuerungen bezüglich der Netzhardware<br />

vorgestellt und nach verschiedenen<br />

technischen und wirtschaftlichen<br />

Kriterien bewertet.<br />

Auf den 6. Münchner Netzbetriebstagen<br />

am 12. und 13. April<br />

2011 werden Zwischenergebnisse<br />

aus diesen Projekten vorgestellt,<br />

daraus ableitbare Zukunftschancen<br />

und mögliche neue Aufgabenfelder<br />

der <strong>Gas</strong>wirtschaft diskutiert. Das<br />

Tagungsprogramm wird auch in<br />

diesem Jahr mit den Experten von<br />

ÖVGW und SVGW entwickelt und<br />

somit die Plattform für einen grenzüberschreitenden<br />

Erfahrungsaustausch<br />

geschaffen.<br />

Kontakt:<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung,<br />

Silke Splittgerber,<br />

Tel. (0228) 9188-607,<br />

E-Mail: splittgerber@dvgw.de<br />

Datenmanagement in der <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Am 5. April 20101 findet in Bremen<br />

zum 3. Mal die Informationsveranstaltung<br />

„Forum Datenformate“<br />

statt. Im Zuge der Liberalisierung<br />

des <strong>Gas</strong>marktes ergeben sich<br />

fortlaufend neue rechtliche Rahmenbedingungen,<br />

die neue Anforderungen<br />

für das Datenmanagement<br />

in den Unternehmen bedeuten.<br />

Die diesjährige Veranstaltung<br />

„Datenmanagement in der <strong>Gas</strong>versorgung“<br />

beschäftigt sich schwerpunktmäßig<br />

mit den Themen:<br />

Neues Regime im Kapazitätsmanagement<br />

und deren praktische<br />

Umsetzung sowie<br />

Anforderungen an das Messdatenmanagement<br />

und deren<br />

Datenübertragung.<br />

Es werden einerseits aktuelle<br />

rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen<br />

erläutert, andererseits<br />

Erfahrungen und Werkzeuge bei<br />

der praktischen Umsetzung dieser<br />

Vorgaben von Experten der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

und branchennahen Dienstleistungsunternehmen<br />

aufgezeigt.<br />

Der DVGW ist Ansprechpartner<br />

für die Entwicklung der Nachrichtentypen<br />

zur Abwicklung von Handel,<br />

Transport und Bilanzkreismanagement<br />

mit <strong>Gas</strong>en, codevergebende<br />

Stelle für das deutsche <strong>Gas</strong>fach und<br />

ist mit seinem Expertennetzwerk<br />

zentraler Ansprechpartner für alle<br />

diesbezüglichen fachlichen Anfragen.<br />

Adressatenkreis dieser Informationsveranstaltung<br />

sind Mitarbeiter und<br />

Führungskräfte aus Versorgungsunternehmen<br />

der Fachbereiche Energie-<br />

und Messdatenmanagement,<br />

Informationstechnik, Netzsteuerung,<br />

Handel und Transport.<br />

Das Programm im Einzelnen:<br />

Aktuelle Entwicklungen bei der<br />

Nachrichtentypenentwicklung<br />

beim DVGW<br />

Das Festlegungsverfahren<br />

Kapazitätsmanagement der<br />

BNetzA und die Auswirkungen<br />

auf Nominierungsprozesse<br />

Primärkapazitätshandel im<br />

deutschen <strong>Gas</strong>markt<br />

Technische Abwicklung der<br />

Biogasprozesse<br />

Sicherheitsaspekte in der<br />

Messdatenübermittlung<br />

Datenkommunikation via<br />

EDIINT/AS2<br />

Sichere Übertragung von<br />

geeichten Daten zwischen<br />

Messanlage und Datenverarbeitung.<br />

Kontakt:<br />

DVGW-Hauptgeschäftsführung,<br />

Ludmilla Krecker,<br />

Tel. (0228) 9188-601,<br />

E-Mail: krecker@dvgw.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

18 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Veranstaltungen<br />

NACHRICHTEN<br />

Welche Informationen liefern<br />

intelligente Molche?<br />

Diese Frage werden am 29. und<br />

30. März 2011 Ingenieure aus<br />

Netzbetreibereinrichtungen in Erfurt<br />

diskutieren. Dort nämlich soll das<br />

Aufbauseminar des Zentrums für<br />

Weiterbildung der Jadehochschule<br />

in Oldenburg zur „Molchtechnik 2:<br />

Verifikation von Inspektionsdaten –<br />

Zustandsbewertung von Piplines“<br />

stattfinden. Information und Anmeldung<br />

bis zum 28.2.2011.<br />

Das Seminar richtet sich an Mitarbeiter<br />

aus Pipelinebetreibereinrichtungen<br />

mit Vorkenntnissen in<br />

der Molchtechnik. Insbesondere<br />

werden sich Teilnehmer des Seminars<br />

„Einführung in die Molchtechnik<br />

– Inspektion von Pipelines“<br />

angesprochen fühlen, das Ende<br />

Oktober 2010 zum 6. Mal auf der<br />

<strong>Gas</strong>verdichterstation in Gernsheim<br />

stattgefunden hat. <strong>Gas</strong>tgeber dort<br />

war in diesem Jahr erstmalig die<br />

Open Grid Europe GmbH, eine Tochter<br />

der E.ON Ruhrgas.<br />

Das Besondere sowohl an dem<br />

Grundlagenseminar als auch an<br />

dem Aufbauseminar ist die Perspektivverschränkung<br />

von Auftraggeber<br />

und Auftragnehmer der „Dienstleistung<br />

Molchen“.<br />

Im Grundlagenseminar stellte der<br />

technische Geschäftsführer der<br />

Open Grid Europe GmbH Herr Dipl.-<br />

Ing. Heinz Watzka auf interessante,<br />

praxisbezogene Weise das Inspektionskonzept<br />

des Unternehmens,<br />

auch genannt PIMS (Pipeline Integritäts<br />

Management System) dar. Das<br />

PIMS regelt den Gesamtprozess zur<br />

Zustandsbewertung von Pipelines,<br />

wobei die Faktoren Technik, Management,<br />

Organisation und Information<br />

miteinander verknüpft werden. Herr<br />

Watzka schilderte die Kriterien für<br />

die Auswahl des richtigen Verfahrens<br />

für die Molchung in Abhängigkeit<br />

vom Zustand der zu inspizierenden<br />

Rohrleitung. Die Auswahl des<br />

Molchanbieters sei abhängig von<br />

Faktoren wie Anforderungen an die<br />

Inspektion, Arbeitsumfang, Kosten,<br />

Verfügbarkeit der Molche, technische<br />

Qualifikation, deutschsprachiges<br />

Personal und Erfahrungen aus<br />

der Zusammenarbeit in der Vergangenheit.<br />

Beim Thema „Durchführung<br />

der Molchung“ beschrieb er die<br />

Bedeutung der genauen Abgrenzung<br />

der Verantwortlichkeiten und<br />

Entscheidungsbefugnisse zwischen<br />

Pipelinebetreiber und Dienstleiter<br />

und der korrekten Dokumentation<br />

dieses Prozesses.<br />

Die technischen Bedingungen<br />

und Voraussetzungen für eine fachgerechte<br />

Molchung im Detail lernten<br />

die Teilnehmer durch die Vorträge<br />

der Dozenten der Anbieterseiter der<br />

„Dienstleistung Molchtechnik“ Herrn<br />

Dr.-Ing. Michael Beller von NDT Systems<br />

& Services AG, Stutensee und<br />

Herrn Dr.-Ing. Konrad Reber von<br />

Innospection Germany GmbH, Stutensee<br />

kennen.<br />

Auch das Aufbauseminar in Erfurt<br />

wird von einem Dozenten des Pipelinebetreibers<br />

Open Grid Europe<br />

GmbH, Herrn Dr. Ulrich Marewski<br />

sowie Herrn Dr. Beller und Herrn<br />

Dr. Reber gestaltet.<br />

Hier wird vertieft, wie die Daten<br />

der intelligenten Molchung genutzt<br />

werden, um den Zustand einer Leitung<br />

festzustellen. Außerdem werden<br />

Technologien für die Inspektion<br />

sogenannter „nichtmolchbarer“ Leitungen<br />

vorgestellt.<br />

Wie in Gernsheim wird es auch in<br />

Erfurt ausreichend Raum für angeregte<br />

Diskussionen und Erfahrungsaustausch<br />

unter Kollegen anlässlich<br />

eines gemeinsamen Abendessens in<br />

einem Tagungshotel in unmittelbarer<br />

Nähe der Krämerbrücke geben.<br />

Information und Anmeldung:<br />

Zentrum für Weiterbildung der<br />

Jade Hochschule in Oldenburg,<br />

Tel. (0441) 361039 20,<br />

E-Mail: info@zfw.fh-oldenburg.de,<br />

www.fh-oow.de/zfw/<br />

15. Wiesbadener<br />

Kunststoffrohrtage<br />

Forum für Rohrsysteme aus<br />

polymeren Werkstoffen<br />

7. – 8. April 2011, Wiesbaden<br />

Informieren Sie sich über Neuentwicklungen<br />

seitens Rohstoff- und Halbzeuglieferanten<br />

sowie über neue Verlegetechniken und<br />

Einsatzgebiete von Rohrsystemen bei <strong>Gas</strong>,<br />

Wasser und Abwasser.<br />

Themen des Forums<br />

Materialauswahl und -einsatz<br />

Neue Entwicklungen<br />

Betriebserfahrung<br />

Anwenderberichte<br />

Veranstaltungspreis<br />

€ 590,– zzgl. MwSt.<br />

Anmeldung und Auskünfte<br />

TÜV SÜD Akademie GmbH<br />

Tagungen und Kongresse<br />

Susanne Hummler<br />

Telefon +49 89 5791-2846<br />

susanne.hummler@tuev-sued.de<br />

www.tuev-sued.de/tagungen<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 19


NACHRICHTEN<br />

Veranstaltungen<br />

Smarte Netzleitstelle<br />

Mit der Weiterentwicklung der<br />

Netze zu Smart Grids und der<br />

Integration Erneuerbarer Energien,<br />

Kleinkraftwerken, dezentraler Einspeisung,<br />

e-Mobility steht auch die<br />

Netzsteuerung und Netzleittechnik<br />

vor ganz neuen Herausforderungen.<br />

Bei gesteigerten Aufgaben<br />

muss das Netz trotzdem stabil<br />

IQPC – International Quality & Productivity Center<br />

bleiben und Sicherheits- und Störungsmanagement<br />

muss funktionieren.<br />

Stärkere Auslastung der<br />

Netze, dezentrale Netzeinspeisungen<br />

durch erneuerbare Energien,<br />

die wachsenden Anforderungen<br />

und die Reportingpflichten gegenüber<br />

der BNetzA schaffen neue Aufgaben.<br />

Auf der Konferenz „Smarte<br />

IQPC Deutschland ist führender Anbieter im Bereich intelligenter<br />

Unternehmensführung, Wirtschaftsinformation und Wissen. Hochkarätige<br />

Referenten und Networking-Plattformen ermöglichen den<br />

Kunden, Wettbewerbsvorteile auszubauen, Marktanteile zu erhöhen<br />

und ihren Return on Investment zu maximieren. IQPC und die Muttergesellschaft<br />

Penton Learning Systems (gegründet 1973) haben<br />

durch Wissensmanagement und interaktive Foren zum Erfolg vieler<br />

Unternehmen und Organisationen beigetragen. IQPC arbeitet mit<br />

Experten der führenden Branchen und bietet besonders für die Energie-Bereiche<br />

Konferenzen, die den aktuellen Wissensstand widerspiegeln.<br />

Netzleitstelle“„ am 14.–16. 3. 2011 in<br />

Düsseldorf/Neuss (Swissôtel) werden<br />

folgende Themenbereiche im<br />

Mittelpunkt stehen:<br />

Netzleistelle intelligent und<br />

optimiert ausrichten<br />

Herausforderungen der<br />

dezentralen Einspeisung<br />

Einsatz von Smart Metering und<br />

Smart Grid und deren Auswirkungen<br />

für die Netzleistelle<br />

Effektive Lösungen zum<br />

Sicherheits- und Störungsmanagement<br />

Schnittstellengestaltung<br />

zwischen Netzleitstelle und ZFA,<br />

GIS und Netzwirtschaft<br />

Kontakt:<br />

IQPC GmbH,<br />

Daniela Schröder<br />

Tel. (030) 20 91 34 13,<br />

E-Mail: daniela.schroeder@iqpc.de,<br />

www.iqpc.de<br />

8. Jahresforum IS-U Unbundling<br />

Experten aus den Bereichen Vertrieb,<br />

Abrechnung, Netz und IT<br />

treffen sich vom 4.–7. April 2011<br />

zum 8. Jahresforum IS-U Unbundling<br />

in Berlin, um sich über die<br />

neuen Herausforderungen, mit der<br />

Mandanten- bzw. Systemtrennung<br />

und der Umsetzung der WiM und<br />

der MaBiS auszutauschen.<br />

Im Laufe des 4-tägigen Kongresses<br />

werden Konferenzteilnehmer<br />

Vorträge von Energieunternehmen<br />

wie Vattenfall, E.ON Mitte, RWE und<br />

Süwag hören, sowie von Stadtwerken<br />

und der Bundesnetzagentur.<br />

Eine Besonderheit in diesem Jahr:<br />

Die Teilnehmer haben die Möglichkeit<br />

im Rahmen der interaktiven<br />

Sessions ihre Fragen beantwortet<br />

zu bekommen. Schon im Voraus<br />

können Besucher Ihre Fragen per<br />

E-Mail an is-u@iqpc.de senden.<br />

Experten der diesjährigen ISU-Undbundling<br />

werden vor Ort Rede und<br />

Antwort stehen.<br />

Weitere Highlights der Veranstaltung<br />

sind:<br />

Prozessmonitoring und Prozessleitstand<br />

Marktkommunikation<br />

Countdown WiM: Wie werden<br />

die Prozesse angepasst und was<br />

ist der Einfluss auf GPKE und<br />

GeLi? Fristenkonzepte im Vergleich<br />

– Gegenseitige Einflüsse<br />

oder vollständige Unabhängigkeit?<br />

Prozesskonsolidierung und Business<br />

Process Management<br />

Stichtag MaBiS: Wie weit steht<br />

die Automatisierung? Wie reagieren<br />

die Marktpartner? Muss<br />

nachbilanziert werden?<br />

IT Strategie: Kostenexplosion in<br />

der IT bewältigen mit flexibler,<br />

kosteneffizienter, nachhaltiger<br />

Workflowgestaltung, IT-Modellierung<br />

nach der Systemtrennung<br />

in Kombination mit einem Monitoring-System,<br />

Industrialisierung<br />

und Hochautomatisierung<br />

Weitere Informationen und das<br />

ausführliche Konferenzprogramm<br />

unter www.isuunbundlingkongress.de/PR<br />

Kontakt:<br />

IQPC GmbH, Enquiries Team,<br />

Tel. (030) 20 913 274,<br />

E-Mail: eq@iqpc.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

20 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Veranstaltungen<br />

NACHRICHTEN<br />

DVGW-<strong>Gas</strong>kursus 2011 am Engler-Bunte-Institut<br />

Vom 4.04. bis 8.04.2011 veranstaltet<br />

die DVGW-Forschungsstelle<br />

am Engler-Bunte-Institut des<br />

Karlsruher Instituts für Technologie<br />

(KIT) den jährlich stattfindenden<br />

<strong>Gas</strong>kursus. Die Weiterbildungsveranstaltung<br />

soll fachfremden und<br />

neuen Mitarbeitern von Versorgungsunternehmen<br />

und der nahestehenden<br />

Industrie die Einarbeitung<br />

in gasfachliche Themen<br />

erleichtern. Für erfahrene technische<br />

Fach- und Führungskräfte der<br />

Versorgungswirtschaft bietet die<br />

Veranstaltung die Möglichkeit, ihr<br />

gastechnisches Wissen aufzufrischen<br />

und durch neue Wissensinhalte<br />

zu ergänzen. In verschiedenen<br />

Vortragsblöcken werden die Themen<br />

Grundlagen <strong>Erdgas</strong> – Gewinnung<br />

und Speicherung – Transport<br />

und Verteilung – Sicherheits- und<br />

Messtechnik – Biogaseinspeisung –<br />

Häusliche, industrielle und mobile<br />

Anwendung – Einsatz von <strong>Erdgas</strong> in<br />

der Stromerzeugung behandelt.<br />

Brennstoffchemische Grundlagen<br />

werden zusätzlich in Form von<br />

Übungen näher gebracht und vertieft.<br />

Abgerundet wird das Programm<br />

durch Exkursionen zu einer<br />

Verdichterstation und zu Messgeräte-Herstellern.<br />

Der <strong>Gas</strong>kursus<br />

ge hört zum Fortbildungsprogramm<br />

des DVGW. Im Rahmen der Vor<br />

träge wird umfassend auf gesetzliche<br />

Rahmenbedingungen und<br />

das DVGW-Regelwerk eingegangen.<br />

Nähere Informationen zum Programm<br />

und zur Anmeldung finden<br />

sich unter www.dvgw-ebi.de.<br />

4. BDEW-Kommunikationstag<br />

Der 4. BDEW-Kommunikationstag<br />

am 24. und 25. Februar<br />

2011 in Berlin gibt antworten auf<br />

die folgenden aktuellen Fragen:<br />

Welche Branchenentwicklungen<br />

und Innovationen haben<br />

kommunikativen Nutzen und<br />

können das Image nachhaltig<br />

beeinflussen?<br />

Welche Trends der Medienberichterstattung<br />

gewinnen<br />

aktuell an Bedeutung?<br />

Wie gelingt die strategische<br />

Einbindung von Social Media<br />

im Unternehmen?<br />

Welche Faktoren prägen die<br />

Berichterstattung von Journalisten<br />

im Falle eines Ereignisses?<br />

Wie werden Energiepreise vom<br />

Kunden wahrgenommen?<br />

Zielgruppe sind Leiter und Mitarbeiter<br />

der Abteilungen Kommunikation,<br />

Öffentlichkeitsarbeit, Marketing;<br />

Geschäftsführer und Unternehmensleiter,<br />

die mit PR-Aufgaben<br />

befasst sind sowieinteressierte<br />

Dienst leistungsunternehmen.<br />

Kontakt:<br />

EW Medien und Kongresse GmbH,<br />

Johannes Bömken,<br />

Tel. (030) 28 44 94- 181,<br />

E-Mail: johannes.boemken@ew-online.de<br />

Netzstabilität &<br />

Netzsteuerung –<br />

Wie smart muss die Netzleitstelle<br />

der Zukunft sein?<br />

ENERGIEKONFERENZ<br />

<strong>SMART</strong>E<br />

NETZLEITSTELLE<br />

Intelligente Netzleittechnik – Dezentrale Einspeisung – Lastenabgleich – Automatisierung –<br />

Smart Grid – Sichere Datenübertragung – Schnittstellengestaltung – GIS – Störungsmanagement<br />

14. – 16. März 2011 | Swissôtel Düsseldorf / Neuss<br />

Besuchen Sie unser Download Center für kostenfreie Whitepaper, Artikel und vieles mehr!<br />

www.netzleitstelle-konferenz.de/<strong>gwf</strong><br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 21


SONDERTEIL<br />

E-world energy & water 2011<br />

Die E-world energy & water geht<br />

in die nächste Runde: Die Leitmesse<br />

der Energie- und Wasserwirtschaft<br />

findet vom 8. bis 10. Februar<br />

2011 zum elften Mal in der Messe<br />

Essen statt. Auch 2011 setzt sich das<br />

stetige Wachstum fort: Die Ausstellungsfläche<br />

wird um Halle 7 erweitert<br />

und beträgt damit insgesamt<br />

41 000 m 2 . Aussteller aus 19 Ländern<br />

präsentieren ihre Produkte<br />

und Dienstleistungen. Dabei sind<br />

unter anderem wieder E.ON, EnBW,<br />

RWE, Vattenfall, GDF SUEZ und<br />

Shell. Zu den Neuausstellern zählen<br />

etwa die Telekom, TelDaFax Energy,<br />

die Thüga Gruppe und die Mainova.<br />

Schwerpunkt in Halle 7<br />

„smart energy“<br />

Einen Schwerpunkt in Halle 7 bildet<br />

das Thema „smart energy“. Der Ausstellungsbereich<br />

thematisiert Energieeffizienz,<br />

erneuerbare Energien,<br />

Smart Metering und Elektromobilität.<br />

Auf einem Gemeinschaftsstand<br />

präsentieren mehr als 25 Unternehmen<br />

neueste Entwicklungen eines<br />

zukunftsweisenden Marktfeldes. Insgesamt<br />

stellen über 50 Unternehmen,<br />

u. a. die Telekom, IBM und die<br />

DB Energie, ihre Produkte und<br />

Dienstleistungen in der 2011 erstmals<br />

im Rahmen der E-world<br />

genutzten Messehalle 7 vor. Ergänzt<br />

wird das Themengebiet „smart<br />

energy“ durch die Sonderschau<br />

„Future of Mobility“, die in der Galeria<br />

zu sehen ist. Hier zeigen Fahrzeughersteller,<br />

Infrastruktur-Dienstleister<br />

sowie Verbände die Möglichkeiten<br />

alternativer Mobilität heute<br />

und in Zukunft.<br />

Auf der zen tralen Kommunikationsplattform der Energie- und Wasserwirtschaft<br />

präsentieren vom 8. bis 10. Februar rund 500 Aus steller aus<br />

2 0 Ländern den Fachbe suchern ihre Neuheiten und Dienstleist ungen.<br />

Kongress mit mehr als<br />

200 Referenten<br />

Wissenstransfer und Kommunikationsplattform:<br />

In 25 Konferenzen<br />

referieren mehr als 200 Experten<br />

über verschiedene Bereiche der<br />

Branche. Neben aktuellen Entwicklungen<br />

des Strom- und <strong>Gas</strong>marktes<br />

ist die Integration von „smart<br />

energy“ in die künftige Energieversorgung<br />

ein thematischer Schwerpunkt<br />

des Kongresses. Stellung zur<br />

aktuellen Energiepolitik des Landes<br />

nimmt der nordrhein-westfälische<br />

Umweltminister Johannes Remmel<br />

auf dem 15. Fachkongress Zukunftsenergien<br />

am 8. Februar. Weitere<br />

wichtige Themen des Kongresses<br />

sind Elektromobilität, regenerative<br />

Januar/Februar 2011<br />

22 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Energien wie Geothermie und Offshore-Windkraft<br />

sowie das europäische<br />

Übertragungsnetz.<br />

Contracting als Messeund<br />

Kongressthema<br />

Contracting ist ein wichtiges Wachstumsfeld<br />

der Energiebranche. Auf<br />

der E-world energy & water informiert<br />

erneut ein Gemeinschaftsstand<br />

unter der Schirmherrschaft<br />

des Verbandes für Wärmelieferung<br />

über Produkte, Technologien und<br />

Dienstleistungen. Im Kongress zeigen<br />

drei Konferenzen Entwicklungen<br />

dieses Geschäftsfeldes auf.<br />

Kontakte knüpfen am<br />

Tag der Konsulate<br />

Am 9. Februar 2011 findet auf der<br />

E-word energy & water der dritte<br />

Tag der Konsulate statt. Ländervertreter<br />

wie Konsuln, Diplomaten,<br />

Mitarbeiter von Außenhandelskammern<br />

oder Energieinitiativen in -<br />

formieren sich über die aktuelle<br />

Energie- und Wasserwirtschaft. Im<br />

Anschluss erhalten internationale<br />

Delegationen die Möglichkeit, mit<br />

Unternehmen in den Dialog zu treten<br />

und dabei wichtige Kontakte zu<br />

knüpfen.<br />

Karriereforum für<br />

Nachwuchskräfte<br />

Kontakte knüpfen lautet auch das<br />

Motto von Studenten und Absolventen,<br />

die am 10. Februar 2011 das<br />

Karriereforum der E-world energy &<br />

water besuchen können. Erwartet<br />

werden erneut über 100 Studenten,<br />

die sich über Einstiegsmöglichkeiten<br />

in der Energiewirtschaft sowie<br />

über Tipps für erfolgreiche Bewerbungen<br />

und den Berufsstart im Allgemeinen<br />

informieren möchten.<br />

Damit bietet die E-world energy &<br />

water inzwischen zum achten Mal<br />

jungen Menschen die Möglichkeit,<br />

ihren Einstieg in die Energiebranche<br />

zu planen.<br />

Weitere Informationen und Programm unter:<br />

www.e-world-2011.com<br />

<strong>gwf</strong><br />

European Journal of <strong>Gas</strong> Technologies,<br />

Distribution and Applications<br />

international<br />

KNOWLEDGE<br />

for the<br />

FUTURE<br />

Not only<br />

local business<br />

The new „European Journal of <strong>Gas</strong> Technologies,<br />

Distribution and Applications” features technical<br />

reports on the European natural gas industry as<br />

well as on results of research programmes and<br />

innovative technologies. Read about markets,<br />

enterprises, associations and products of device<br />

manufacturers.<br />

Main topics<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

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Claudia Fuchs<br />

Phone: +49 89 45051-277<br />

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E-Mail: fuchs@oiv.de<br />

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Volker Trenkle<br />

Phone: +49 89 45051-388<br />

Fax: +49 89 45051-323<br />

E-mail: trenkle@oldenbourg.de<br />

<strong>gwf</strong> international is published by Oldenbourg Industrieverlag GmbH,<br />

Rosenheimer Str. 145, 81671 München, Germany, CEO: Hans-Joachim Jauch


SONDERTEIL<br />

Effizienz-Offensive im <strong>Erdgas</strong>sektor<br />

Bei der Umsetzung von Energie aus<br />

<strong>Erdgas</strong> in Strom und Wärme ist<br />

der Wirkungsgrad der Kraft-Wärme-<br />

Kopplungsanlage entscheidend für<br />

den Erfolg der Anwendung. Aus diesem<br />

Grund setzen Entwickler von 2G<br />

dort an, wo die Wirtschaftlichkeit<br />

einer BHKW-Anlage direkte Einsparungen<br />

beim Kunden bedeutet: die<br />

<strong>Gas</strong>motoren werden von Grund auf<br />

optimiert. Die für diese Aufgabe extra<br />

gegründete 2G Drives GmbH finalisiert<br />

die über Jahre betriebene Entwicklungsarbeit<br />

im Leistungsbereich<br />

von 220 – 250 kW. Als Ergebnis einer<br />

thermodynamischen Optimierung<br />

des in den 2G-Anlagen eingesetzten<br />

MAN-<strong>Gas</strong>motors und einer Optimierung<br />

der Druckverluste im Ansaugund<br />

Abgastrakt konnte die Modulleistung<br />

(agenitor 306) von 200 auf<br />

250 kW angehoben werden. Der<br />

Stromwirkungsgrad wurde um<br />

2,2 Prozentpunkte auf 39,8 % erhöht.<br />

Weitere Kernpunkte der Optimierung<br />

sind: Entdrosselung, Reibleistungsminimierung,<br />

Emissionsminderung und<br />

Reduzierung des Serviceaufwandes.<br />

Für die Baureihe im mittleren Leistungsbereich,<br />

den agenitor, ergeben<br />

sich somit direkte Vorteile:<br />

Hoher Wirkungsgrad<br />

Höhere Leistungsdichte<br />

Hohe Verfügbarkeit<br />

Geringer Serviceaufwand<br />

Lange Lebensdauer<br />

In der Leistungsklasse 50 kW, die<br />

im Wohnungsbau, in kommunalen<br />

Einrichtungen oder auch gewerblichen<br />

Liegenschaften eingesetzt<br />

wird, stellt die G-Box 50 eine ideale<br />

Beistelllösung dar. Die G-Box 50<br />

erreicht bei einer elektrischen Leistung<br />

von 50 kW einen Gesamtwirkungsgrad<br />

von bis zu 103 % (nach<br />

unterem Heizwert im <strong>Erdgas</strong> und<br />

max. 50 °C Rücklauftemperatur). Die<br />

Anlage ist komplett gekapselt und<br />

benötigt keine Zu- und Abluftführungen<br />

zur Kühlung.<br />

Kontakt:<br />

2g Energietechnik GmbH,<br />

Tel. (02568) 9347 0,<br />

E-Mail: info@2-g.de, www.2-g.de,<br />

Halle 7, Stand 110.<br />

AKTIF setzt Anforderungen der MaBiS um<br />

Die Umsetzung der Marktregeln<br />

für die Durchführung der<br />

Bilanzkreisabrechnung im Strom,<br />

kurz MaBiS, steht bei AKTIF Technology<br />

im Mittelpunkt des Messeauftritts.<br />

Der AKTIF dataService unterstützt<br />

und verarbeitet künftig alle<br />

im Zuge der MaBiS-Festlegung neu<br />

definierten Anforderungen und<br />

Nachrichtenformate wie IFSTA, PRI-<br />

CAT und ORDERS. Neben den neuen<br />

Marktrollen und Verträgen, die für<br />

die Abbildung der Prozesse nötig<br />

sind, werden auch die für eine korrekte<br />

und fristgerechte Bilanzkreisabrechnung<br />

benötigten Zeitreihen<br />

und Listen angelegt und verarbeitet.<br />

Auch die veränderten Bedingungen<br />

im Bereich der Lastprofile<br />

werden berücksichtigt. Denn Lastprofile<br />

sind dabei nicht mehr, wie<br />

bisher, global und für alle gültig, im<br />

System hinterlegt. Vielmehr werden<br />

die vom Netzbetreiber verwendeten,<br />

ausgerollten Standard-Lastprofile<br />

(SLP) importiert und verarbeitet<br />

und dann bei der Prognose herangezogen.<br />

Auf diese Weise haben<br />

Vertrieb und Netz künftig eine identische<br />

Datengrundlage für ihre Prognosen.<br />

Ein weiterer Schwerpunkt ist<br />

die weiterentwickelte Abrechnung.<br />

Neben leistungsgemessenen Stromkunden<br />

können damit auch <strong>Gas</strong>kunden<br />

nach RLM (Registrierende<br />

Leistungsmessung) abgerechnet<br />

werden. Zudem unterstützt das System<br />

die im Zuge des Smart Metering<br />

notwendig werdenden zeit- und<br />

lastvariablen Tarife. Dabei wurde das<br />

Abrechnungsmodul nicht als klassisches<br />

Abrechnungssystem, sondern<br />

von vornherein als integraler<br />

Bestandteil des energielogistischen<br />

Prozesses konzipiert. Die Abrechnung<br />

arbeitet eng integriert mit<br />

allen anderen Prozessen zusammen,<br />

in denen Rechnungs- oder Vertragsdaten<br />

benötigt werden. Dazu ge -<br />

hören beispielsweise die Deckungsbeitragsrechnung,<br />

die Rechnungsprüfung<br />

oder die Kalkulation. Wie<br />

die Rechnungsprüfung ist auch die<br />

Abrechnung über Standardschnittstellen<br />

mit gängigen ERP-Lösungen<br />

wie etwa SAP oder Navision<br />

verknüpfbar. In der Rechnungsprüfung<br />

wird neben der Kostenprüfung<br />

auch eine Energie-Mengenprüfung<br />

durch geführt. Zudem lassen sich die<br />

Mehr-/Mindermengenabrechnungen<br />

sowie die Abrechnung der Ausgleichsenergie<br />

prüfen.<br />

Kontakt:<br />

AKTIF Technology GmbH,<br />

Sindy Höntsch,<br />

Tel. (03573) 36318 0,<br />

E-Mail: hoentsch@aktif-technology.com,<br />

www.aktif-technology.com,<br />

Halle 2, Stand 100.<br />

Januar/Februar 2011<br />

24 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Effizienz-Offensive im <strong>Erdgas</strong>sektor<br />

Bei der Umsetzung von Energie aus<br />

<strong>Erdgas</strong> in Strom und Wärme ist<br />

der Wirkungsgrad der Kraft-Wärme-<br />

Kopplungsanlage entscheidend für<br />

den Erfolg der Anwendung. Aus diesem<br />

Grund setzen Entwickler von 2G<br />

dort an, wo die Wirtschaftlichkeit<br />

einer BHKW-Anlage direkte Einsparungen<br />

beim Kunden bedeutet: die<br />

<strong>Gas</strong>motoren werden von Grund auf<br />

optimiert. Die für diese Aufgabe extra<br />

gegründete 2G Drives GmbH finalisiert<br />

die über Jahre betriebene Entwicklungsarbeit<br />

im Leistungsbereich<br />

von 220 – 250 kW. Als Ergebnis einer<br />

thermodynamischen Optimierung<br />

des in den 2G-Anlagen eingesetzten<br />

MAN-<strong>Gas</strong>motors und einer Optimierung<br />

der Druckverluste im Ansaugund<br />

Abgastrakt konnte die Modulleistung<br />

(agenitor 306) von 200 auf<br />

250 kW angehoben werden. Der<br />

Stromwirkungsgrad wurde um<br />

2,2 Prozentpunkte auf 39,8 % erhöht.<br />

Weitere Kernpunkte der Optimierung<br />

sind: Entdrosselung, Reibleistungsminimierung,<br />

Emissionsminderung und<br />

Reduzierung des Serviceaufwandes.<br />

Für die Baureihe im mittleren Leistungsbereich,<br />

den agenitor, ergeben<br />

sich somit direkte Vorteile:<br />

Hoher Wirkungsgrad<br />

Höhere Leistungsdichte<br />

Hohe Verfügbarkeit<br />

Geringer Serviceaufwand<br />

Lange Lebensdauer<br />

In der Leistungsklasse 50 kW, die<br />

im Wohnungsbau, in kommunalen<br />

Einrichtungen oder auch gewerblichen<br />

Liegenschaften eingesetzt<br />

wird, stellt die G-Box 50 eine ideale<br />

Beistelllösung dar. Die G-Box 50<br />

erreicht bei einer elektrischen Leistung<br />

von 50 kW einen Gesamtwirkungsgrad<br />

von bis zu 103 % (nach<br />

unterem Heizwert im <strong>Erdgas</strong> und<br />

max. 50 °C Rücklauftemperatur). Die<br />

Anlage ist komplett gekapselt und<br />

benötigt keine Zu- und Abluftführungen<br />

zur Kühlung.<br />

Kontakt:<br />

2g Energietechnik GmbH,<br />

Tel. (02568) 9347 0,<br />

E-Mail: info@2-g.de, www.2-g.de,<br />

Halle 7, Stand 110.<br />

AKTIF setzt Anforderungen der MaBiS um<br />

Die Umsetzung der Marktregeln<br />

für die Durchführung der<br />

Bilanzkreisabrechnung im Strom,<br />

kurz MaBiS, steht bei AKTIF Technology<br />

im Mittelpunkt des Messeauftritts.<br />

Der AKTIF dataService unterstützt<br />

und verarbeitet künftig alle<br />

im Zuge der MaBiS-Festlegung neu<br />

definierten Anforderungen und<br />

Nachrichtenformate wie IFSTA, PRI-<br />

CAT und ORDERS. Neben den neuen<br />

Marktrollen und Verträgen, die für<br />

die Abbildung der Prozesse nötig<br />

sind, werden auch die für eine korrekte<br />

und fristgerechte Bilanzkreisabrechnung<br />

benötigten Zeitreihen<br />

und Listen angelegt und verarbeitet.<br />

Auch die veränderten Bedingungen<br />

im Bereich der Lastprofile<br />

werden berücksichtigt. Denn Lastprofile<br />

sind dabei nicht mehr, wie<br />

bisher, global und für alle gültig, im<br />

System hinterlegt. Vielmehr werden<br />

die vom Netzbetreiber verwendeten,<br />

ausgerollten Standard-Lastprofile<br />

(SLP) importiert und verarbeitet<br />

und dann bei der Prognose herangezogen.<br />

Auf diese Weise haben<br />

Vertrieb und Netz künftig eine identische<br />

Datengrundlage für ihre Prognosen.<br />

Ein weiterer Schwerpunkt ist<br />

die weiterentwickelte Abrechnung.<br />

Neben leistungsgemessenen Stromkunden<br />

können damit auch <strong>Gas</strong>kunden<br />

nach RLM (Registrierende<br />

Leistungsmessung) abgerechnet<br />

werden. Zudem unterstützt das System<br />

die im Zuge des Smart Metering<br />

notwendig werdenden zeit- und<br />

lastvariablen Tarife. Dabei wurde das<br />

Abrechnungsmodul nicht als klassisches<br />

Abrechnungssystem, sondern<br />

von vornherein als integraler<br />

Bestandteil des energielogistischen<br />

Prozesses konzipiert. Die Abrechnung<br />

arbeitet eng integriert mit<br />

allen anderen Prozessen zusammen,<br />

in denen Rechnungs- oder Vertragsdaten<br />

benötigt werden. Dazu ge -<br />

hören beispielsweise die Deckungsbeitragsrechnung,<br />

die Rechnungsprüfung<br />

oder die Kalkulation. Wie<br />

die Rechnungsprüfung ist auch die<br />

Abrechnung über Standardschnittstellen<br />

mit gängigen ERP-Lösungen<br />

wie etwa SAP oder Navision<br />

verknüpfbar. In der Rechnungsprüfung<br />

wird neben der Kostenprüfung<br />

auch eine Energie-Mengenprüfung<br />

durch geführt. Zudem lassen sich die<br />

Mehr-/Mindermengenabrechnungen<br />

sowie die Abrechnung der Ausgleichsenergie<br />

prüfen.<br />

Kontakt:<br />

AKTIF Technology GmbH,<br />

Sindy Höntsch,<br />

Tel. (03573) 36318 0,<br />

E-Mail: hoentsch@aktif-technology.com,<br />

www.aktif-technology.com,<br />

Halle 2, Stand 100.<br />

Januar/Februar 2011<br />

24 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Integritätsbasierte Instandhaltung von<br />

Pipelines und Anlagen<br />

Im Rahmen der Liberalisierung werden<br />

Asset Manager mehr und<br />

mehr dazu angehalten, den Instandhaltungsprozess<br />

transparent zu<br />

gestalten. Zudem ist er dafür verantwortlich,<br />

Eigentümern und Investoren<br />

eine rentable Anlagen- und<br />

Netzinfrastruktur bereitzustellen.<br />

Die unabdingbare Kenntnis sämtlicher<br />

Maßnahmen, Kosten und möglichen<br />

Konsequenzen zur Durchführung<br />

der zyklischen Instandhaltung<br />

lässt sich durch ein zeitgemäßes<br />

Online-Reporting inhaltlich und<br />

kommerziell überwachen. Die Einführung<br />

der Geographischen Informationssysteme<br />

(GIS) als raumbezogene<br />

Betriebsmitteldatenbanken<br />

hat in den 90er Jahren zum umfangreichen<br />

Aufbau von technischen<br />

Datenbestände aus Dokumentation,<br />

Überwachung, Wartung und den<br />

zugeordneten Kostenstellen und<br />

Schadensstatistiken geführt. Die<br />

Integration der Messdaten aus In-<br />

Line-Inspektionen mit intelligenten<br />

Molchen und der Ergänzung der<br />

Daten aus den Intensivmessungen<br />

des Kathodischen Korrosionsschutzes<br />

ermöglicht den Aufbau eines<br />

Pipeline-Integritäts-Management-<br />

Systems. Dessen Daten unterliegen<br />

einem hohen Qualitätsanspruch<br />

hinsichtlich Homogenität und Vollständigkeit.<br />

Bei Unvollständigkeit<br />

können konservative Annahmewerte<br />

als Einganggrößen dienen,<br />

die die qualitative Zustandsbewertung<br />

durch die Systematik des<br />

Datenvervollständigungsprozesses<br />

verbessern. Unter Berücksichtigung<br />

der Kosten kann ein „kommerzielles<br />

Ranking“ der Netzabschnitte durchgeführt<br />

werden. Dieses Ergebnis<br />

kann dann zur Überprüfung der<br />

Erhaltungskosten genutzt werden<br />

oder Überlegungen unterstützen,<br />

ob und wie Netzabschnitte und Exit-<br />

Punkte weiterhin effizient betrieben<br />

werden können. Darüber hinaus<br />

kann die Datenbasis helfen, im Schadensfall<br />

unangenehme Diskussionen<br />

und Spekulationen Dritter zu<br />

vermeiden, wenn es ein Auskunftsportal<br />

gibt, welches als „Digital<br />

Cockpit“ zum Nachweis der durchgeführten<br />

Maßnahmen und des<br />

resultierenden Zustandes fungiert.<br />

Integrity Management Software GIS Software Bewertungsservice<br />

Condition/Risk<br />

Assessment<br />

Durchführung<br />

von relativer<br />

Bewertung<br />

der Abschnitte<br />

Integrity<br />

Planning<br />

Maßnahmenplanung<br />

ausgehend von<br />

identifzierten Gefährdungen<br />

und relativer Bewertung<br />

Integrity Data<br />

Management<br />

Übernahme und Zuordung<br />

der Messdaten in das<br />

Integration zu<br />

Betriebsmittel und Lage<br />

Feature<br />

Assessment<br />

Bewertung der<br />

Messergebnisse,<br />

Ermittlung des<br />

Einflusses auf Integrität<br />

Festlegung von Aktionen<br />

Der Ansatz des Asset Managers<br />

beginnt im modernen Integritätsprozess<br />

nicht mit der Messdatenaufnahme,<br />

sondern mit der Bewertung<br />

des relativen Zustandes seiner<br />

Assets. Das Integritätsmanagement<br />

plant auf Basis verfügbarer Informationen<br />

und des berechneten<br />

Zustandes geeignete Maßnahmen.<br />

Die Art des Netzbetriebes generiert<br />

in allen Fällen Konsequenzen –<br />

nicht nur im Schadensfalle. Auch<br />

finanzielle Mehr- und Minderaufwände<br />

der Instandhaltung sowie<br />

Planungsalternativen der Neubauvorhaben<br />

sind auf Basis der „Bewertungsmatrix“<br />

zu vergleichen und<br />

können zu einer Versachlichung der<br />

Diskussion führen, die die Planer<br />

motivieren, unterschiedliche Szenarien<br />

zur Grundlage seiner Arbeit zu<br />

machen. Sowohl die Integration dieser<br />

Informationen, als auch deren<br />

kontextbezogene Zusammenstellung<br />

wird durch die webbasierte Prozesslösung<br />

GeoNAM von GEOMAGIC<br />

unterstützt, so wie sie in verteilt<br />

arbeitenden Unternehmen zur<br />

Wahrnehmung aktueller und kurzfristiger<br />

Berichterstattung zukünftig<br />

unabdingbar sein wird. GEOMAGIC<br />

bietet auf Basis vorhandener GISund<br />

ERP-Systemen Produkte zur<br />

Zustands- und Risikobewertung an.<br />

Der darauf aufbauende Integritäts-<br />

Management-Prozess wird durch die<br />

GeoNAM-Suite prozessseitig unterstützt.<br />

Auswahl<br />

der/des<br />

Pipeline Abschnitt(es)<br />

START<br />

Messung<br />

Überwachung<br />

(ILI, DA, Hydro)<br />

Ableitbare Ergebnisse<br />

Ausführung der<br />

Integritäts-Bestimmung<br />

festgelegt durch die<br />

Integritäts-planung für<br />

die Abschnitte<br />

Prozess-Sicht des Asset Managements.<br />

Inspektion<br />

Reperatur<br />

ENDE<br />

Kontakt:<br />

Geomagic GmbH,<br />

Jens Focke,<br />

E-Mail: jens.focke@geomagic.de,<br />

www.geomagic.de,<br />

Halle 7, Stand 613.<br />

Januar/Februar 2011<br />

26 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Unser Energieprogramm:<br />

Sie entscheiden, was läuft<br />

Vattenfall bietet lückenlose und flexible Energie-Lösungen.<br />

Neu ist der Bereich <strong>Gas</strong>, den wir erstmals auf der E-world<br />

präsentieren. Denn unser Anspruch ist es, Ihr ganzheitlicher<br />

Energie-Partner zu sein: verlässlich, vor Ort und ganz<br />

persönlich. Besuchen Sie uns vom 8.-10. 2. 2011, Halle 3,<br />

Stand 3 – 422.


SONDERTEIL<br />

Strom- und <strong>Gas</strong>produkte sowie verschiedene<br />

Service-Angebote für Industrie- und Gewerbekunden<br />

Im Mittelpunkt stehen neben den<br />

verschiedenen Service-Angeboten<br />

und Produkten der EGT besonders<br />

die zwei Strom-Online-Tools Followthe-Market<br />

(FtM) und Energy on<br />

Demand (EoD) sowie das nachhaltig<br />

produzierte und vom TÜV SÜD zertifizierte<br />

Bioerdgas „<strong>Gas</strong>Grün“.<br />

Follow-the-Market ermöglicht<br />

Industriekunden den Strommarkt<br />

permanent auf einfache Weise zu<br />

verfolgen, um den Strom möglichst<br />

günstig einzukaufen. Die Unternehmen<br />

nutzen so Preisschwankungen<br />

des Strommarktes zu ihrem Vorteil,<br />

um sich zum Zeitpunkt ihrer Wahl<br />

ihren zukünftigen Strombedarf zu<br />

einem günstigen Preis zu sichern.<br />

Kundenberatung durch EGT-Mitarbeiter. Foto: EGT<br />

Mit Energy on Demand können sich<br />

Industrie- und Gewerbekunden<br />

rund um die Uhr individuelle Angebote<br />

für ihren Strombezug kalkulieren<br />

lassen. Das jeweilige Angebot<br />

wird nach Eingabe einiger Eckdaten<br />

automatisch erstellt und per E-Mail<br />

zugesandt. Bei einem Jahresverbrauch<br />

bis zu 2 Mio. kWh ist das<br />

Angebot verbindlich. Diese Services<br />

sind unter www.egt-eod.de verfügbar.<br />

Bei vielen Haushalts- und Gewerbekunden<br />

der EGT findet das Bioerdgas<br />

„<strong>Gas</strong>Grün“ aus der Biogas<br />

Aufbereitungsanlage der Powerfarm<br />

Biomethan GmbH in Tuningen,<br />

im Schwarzwald-Baar Kreis, bereits<br />

regen Zuspruch. Seit Ende 2009<br />

können auch interessierte Energieversorgungsunternehmen<br />

(EVUs)<br />

„<strong>Gas</strong>Grün“ im Rahmen eines Franchise-Systems<br />

bei der EGT Energievertrieb<br />

GmbH, einem Schwesterunternehmen<br />

der EGT Energiehandel,<br />

beziehen. Mehrere EVUs nutzen<br />

dieses Angebot bereits zur attraktiven<br />

Erweiterung ihres Produktportfolios,<br />

mit einigen weiteren laufen<br />

intensive Gespräche. Die EVUs wollen<br />

dieses Angebot nutzen, um es<br />

ihren Haushaltskunden zu ermöglichen,<br />

auf einfachem Weg einen<br />

aktiven Beitrag zum Umweltschutz<br />

zu leisten sowie bequem gesetzliche<br />

Bestimmungen zu erfüllen. So<br />

kann die Vorgabe des Erneuerbare-<br />

Wärme-Gesetz (EWärmeG) in<br />

Baden-Württemberg für Altbauten,<br />

beim Austausch der alten Heizungsanlage,<br />

ganz einfach durch eine<br />

10-prozentige Beimischung von<br />

<strong>Gas</strong>Grün zur herkömmlichen <strong>Erdgas</strong>lieferung<br />

erfüllt werden. Für<br />

Neubauten gilt das Erneuerbare-<br />

Energien-Wärme-Gesetz des Bundes<br />

(EEWärmeG). Dessen Vorgaben<br />

können beispielsweise durch den<br />

Einsatz einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage<br />

(KWK) erfüllt werden,<br />

die zu 30 Prozent zur Wärmeerzeugung<br />

beiträgt und zu 100 Prozent<br />

mit Bioerdgas <strong>Gas</strong>Grün betrieben<br />

wird. Produziert die Anlage mehr als<br />

30 Prozent der Wärmeenergie, kann<br />

der Anteil des Bioerdgases anteilig<br />

sinken. Genaue Berechnungen können<br />

z. B. bei der örtlichen Energieagentur<br />

erfragt werden.<br />

Kontakt:<br />

EGT AG,<br />

Antje Häcker,<br />

Tel. (07722) 9 18-4 30,<br />

E-Mail: antje.haecker@egt.de,<br />

www.egt.de,<br />

Halle 3 , Stand 105.<br />

Klarheit bei Zählpunktinformation und<br />

Rechnungsstatus<br />

Im Zentrum des Unternehmensauftritts<br />

der Client Computing<br />

Germany GmbH stehen die konkreten<br />

Probleme im Alltagsgeschäft<br />

der Energiemarktakteure hinsichtlich<br />

der Marktkommunikation. Am<br />

Demopunkt können sich die Besucher<br />

von der intuitiven Bedienung<br />

der Anwendungsoberfläche des<br />

Cockpits zum übersichtlichten<br />

Nachrichtenaustauschs live überzeugen<br />

und sich über die Vorteile<br />

des Client Computing Systems im<br />

Rahmen der unterschiedlichsten<br />

Kommunikationsvorgänge informieren.<br />

Die Cockpit-Lösung bietet<br />

beispielsweise im MSCONS-Prozess<br />

entscheidende Unterstützung: Lieferanten<br />

und Erzeuger erhalten<br />

einen klaren Überblick zu den von<br />

den Netzbetreibern zur Verfügung<br />

gestellten Bewegungsdaten. Weitere<br />

Hilfe verspricht das System<br />

sowohl Lieferanten als auch Netzbetreibern<br />

im Rechnungsprozess,<br />

indem es die einfache Rückverfolgbarbeit<br />

einzelner Nachrichten jeder-<br />

Januar/Februar 2011<br />

28 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

zeit gewährleistet. In die vielfältigen<br />

Möglichkeiten des Monitorings ist<br />

in den vergangenen Monaten nicht<br />

zuletzt das Praxiswissen von Fachanwendern<br />

wie beispielsweise der<br />

E.ON Wasserkraft GmbH, der BKW<br />

Energie GmbH oder der Meistro<br />

Energie GmbH eingeflossen, was<br />

sich in einer hohen Bearbeitungseffizienz<br />

und Benutzerfreundlichkeit<br />

niederschlägt.<br />

Der MSCONS- Prozess im Cockpit<br />

ist vor allem für Lieferanten und<br />

Erzeuger interessant: Anhand der<br />

Bestandsliste (UTILMD E06) wird für<br />

den jeweils ausgewählten Netzbetreiber<br />

eine Übersicht über alle bei<br />

ihm betriebenen Zählpunkte geliefert.<br />

Zusätzlich sind die Informationen<br />

„Bilanzkreis“ und „OBIS-Kennzahl“<br />

enthalten. Aus den Bewegungsdaten<br />

des ausgesuchten<br />

Zeitraums wird eine Tabelle gebildet,<br />

die der Fachabteilung auf den<br />

ersten Blick verdeutlicht, ob die<br />

Zeitreihen des Lieferanten vollständig,<br />

mit Ersatzwerten oder unvollständig<br />

vorliegen beziehungsweise<br />

ganz fehlen. Durch das Anklicken<br />

eines Feldes in der erstellten Tabelle<br />

werden zudem eine Auflistung der<br />

Zeitreihe und eine graphische Darstellung<br />

erzeugt. Der Fachanwender<br />

erhält alle Informationen auf<br />

einen Blick übersichtlich angezeigt<br />

und kann sofort mit der Weiterbearbeitung<br />

beginnen.<br />

Die Abbildung des Prozesses<br />

INVOIC-REMADV ist von Client Computing<br />

zusammen mit dem Kunden<br />

Meistro entwickelt worden. Die<br />

Lösung, die sowohl für die Lieferanten-<br />

als auch für die Netzbetreiber-<br />

Rolle als Nachrichten-Controlling-<br />

Instrument genutzt werden kann,<br />

befindet sich bei weiteren Kunden<br />

bereits im Einsatz und schafft für ein<br />

allgemeines Problem konkrete<br />

Abhilfe. Denn immer wieder be -<br />

schweren sich Fachabteilungen,<br />

dass in den eingesetzten Programmen<br />

wichtige Abarbeitungsinformationen<br />

wie beispielsweise Fälligkeit<br />

nicht als Suchkriterien auftauchen<br />

und es Unsicherheiten gibt,<br />

welche Informationen der Marktpartner<br />

wirklich erhalten hat. Hier<br />

setzt das Cockpit an: Alle Informationen<br />

aus der INVOIC werden angezeigt.<br />

Dazu gibt es einen Nachrichtenbaum,<br />

in dem auch zum Teil<br />

ersetzte Versionen der Nachricht<br />

aufgeführt werden. Wenn eine REM-<br />

ADV vorliegt, wird diese dort ebenfalls<br />

mit lesbaren Informationen<br />

angezeigt. Der Mehrwert des Cockpits<br />

liegt in der Übersicht aller vorliegenden<br />

INVOIC-Nachrichten und<br />

den Status der Rechnungen (offen/<br />

abgelehnt/bestätigt) zu einem Zählpunkt.<br />

Kontakt:<br />

Client Computing Germany GmbH,<br />

Katrin Wittig,<br />

Tel. (089) 45 30 40-40,<br />

E-Mail: kwittig@clientcomputing.de<br />

www.clientcomputing.de,<br />

Halle 1, Stand 226.<br />

„cronos Lounge“ gibt<br />

praxisnahen Einblick zu<br />

Themenbrennpunkten<br />

Das Veranstaltungskonzept „cronos<br />

Lounge“ geht in die zweite<br />

Runde: Nach dem großen Erfolg<br />

der themenspezifischen Workshops<br />

während der E-world 2010 setzt<br />

die cronos Unternehmensgruppe<br />

– neben der Präsenz auf dem Partnerstand<br />

der SAP – auch 2011 auf<br />

die gezielte Information der Besucher<br />

auf Basis von Fachreferaten,<br />

Anwenderszenarios und Live-Demos.<br />

Im Raum P des Congress Centers<br />

Süd der Messe Essen können<br />

sich die Vertreter der Branche im<br />

Rahmen verschiedenster Vorträge<br />

zu allen aktuellen Themen des<br />

Marktes und möglichen Lösungsszenarien<br />

austauschen – von den<br />

Wechselprozessen im Messwesen<br />

über Business Process Monitoring<br />

bis hin zu den Erfahrungen bei der<br />

Umsetzung von G 685. Besondere<br />

Highlights sind die Leistungen der<br />

smart utility consulting GmbH im<br />

Bereich Smart Metering, die MaKo-<br />

Suite zur Abbildung der gesamten<br />

Marktkommunikation aus einem<br />

Guss und die CRM-Projektbeschleuniger<br />

für Netz und Vertrieb „crm.<br />

go!“. Das genaue Programm der<br />

„cronos Lounge“ kann unter www.<br />

cronosnet.de/e-world_2011 abgerufen<br />

werden.<br />

Kontakt:<br />

cronos Unternehmensgruppe,<br />

Anja Ziegler,<br />

Tel. (0251) 39966-122,<br />

E-Mail: cronos@cronosnet.de,<br />

www.cronosnet.de,<br />

Halle 3, Stand 322.


SONDERTEIL<br />

Informationstechnischer Paradigmenwechsel<br />

im Fokus<br />

Der E-world-Auftritt 2011 steht<br />

für die COUNT+CARE GmbH<br />

ganz im Zeichen der effizienten<br />

Neugestaltung von informationstechnischen<br />

Prozessen, mit denen<br />

Energiemarktakteure auch in<br />

Zukunft sowohl dem Wettbewerb<br />

als auch den gesetzlichen Vorgaben<br />

gerecht werden. Dabei zählt neben<br />

dem Kosten- auch weiterhin das<br />

Service-Argument. Versorgungsunternehmen<br />

erhalten entsprechend<br />

ihrer individuellen Bedürfnisse fachmännische<br />

Hilfe bei der Standardisierung<br />

und Optimierung ihrer<br />

Geschäftsabläufe – nicht nur im<br />

Hinblick auf die erweiterten Herausforderungen<br />

im Zuge des Smart<br />

Meterings. Auf Basis der neuen Vorgaben<br />

durch die Wechselprozesse<br />

im Messwesen (WiM) bietet der<br />

Energiemarktdienstleister beispielsweise<br />

innovative Ansätze bei der<br />

Integration der neuen Marktrolle<br />

Messtellenbetreiber/Messdienstleister<br />

in bestehende Geschäftsmodelle.<br />

Von Vorteil erweist sich das<br />

modulare Angebotsmanagement,<br />

mit dem das Unternehmen seit einigen<br />

Monaten noch zielgerichteter<br />

auf die Bedürfnisse der Kunden<br />

reagiert. Prozesse müssen nicht in<br />

das starre Korsett der bestehenden<br />

IT-Systeme gepresst werden, sondern<br />

lassen sich flexibel in unterschiedlichen<br />

Ausprägungen gestalten.<br />

Einzelne Bausteine wie der<br />

Lieferantenwechsel oder die Ab -<br />

rechnung sind über die optimal<br />

zugeschnittene Systemarchitektur<br />

des Dienstleisters regelkonform<br />

und standardisiert abgebildet und<br />

können nahtlos in die Wertschöpfungskette<br />

der jeweiligen Marktrollen<br />

eingebunden werden.<br />

Kontakt:<br />

COUNT+CARE GmbH,<br />

Sandra Gehrmann,<br />

Tel. (06151) 404-6132,<br />

E-Mail: sandra.gehrmann@countandcare.de,<br />

www.countandcare.de,<br />

Halle 3, Stand 144.<br />

EDNA-Initiative auf der E-world 2011:<br />

Energie braucht Kommunikation<br />

nergie braucht Kommunika-<br />

– so lautet nicht nur<br />

„Etion“<br />

der neue Slogan, mit dem die<br />

EDNA-Initiative in das zweite Jahrzehnt<br />

ihres Bestehens startet. Dieser<br />

Satz fasst auch die Schwerpunkte<br />

des Messeauftritts der<br />

EDNA-Mitgliedsunternehmen auf<br />

der E-world 2011 mit nur drei Worten<br />

zusammen. Im Vordergrund<br />

stehen dabei auf dieser E-world bei<br />

fast allen Unternehmen die aktuellen<br />

Marktprozesse MaBiS und WiM,<br />

die entsprechend der Vorgaben<br />

2011 umgesetzt werden müssen.<br />

Aber auch darüber hinaus steht<br />

elektronische Daten- und Informationsaustausch<br />

wieder einmal im<br />

Mittelpunkt der wichtigsten Leitmesse<br />

für die Energiewirtschaft.<br />

„Schon 2001, als sich die EDNA-Initiative<br />

zum ersten Mal aktiv an der<br />

E-world beteiligte, ging es um die<br />

Marktkommunikation. Damals<br />

wurde der Versand von Verbrauchsdaten<br />

über verschiedene Software-<br />

Systeme hinweg demonstriert. Es<br />

war das erste Mal überhaupt, dass<br />

mit einem solchen Live-Szenario<br />

deutlich gemacht wurde, wie wichtig<br />

Kommunikationsstandards für<br />

einen funktionierenden Markt<br />

sind“, erinnert sich Rüdiger Winkler,<br />

Geschäftsführer der EDNA-Initiative<br />

e. V. Der Slogan „Energie<br />

braucht Kommunikation“ soll deswegen<br />

deutlich machen, dass ein<br />

funktionierender Austausch von<br />

Daten und Informationen wichtiger<br />

denn je ist. „Kommunikation ist<br />

die Basis für die Zukunft der Energie<br />

– vom Smart Metering über<br />

intelligente Netze bis hin zur Elektromobilität.<br />

Ansonsten können die<br />

komplexen Beziehungen und Prozesse,<br />

die durch Smart Energy entstehen,<br />

nicht mehr beherrscht werden“,<br />

fasst Winkler zusammen.<br />

Mit mehr als 40 Mitgliedern ist<br />

die EDNA-Initiative auf der E-world<br />

2011 vertreten. Damit sind erneut<br />

fast zwei Drittel der Mitgliedsunternehmen<br />

als Aussteller präsent.<br />

Gemeinsam zeigen sie alle Facetten<br />

der Marktkommunikation und<br />

geben so einen umfassenden Überblick<br />

über IT-Instrumente sowie<br />

Beratungs- und Dienstleistungsangebote<br />

in diesem Themenbereich.<br />

Interessierte Messebesucher können<br />

sich auch in diesem Jahr mit<br />

Hilfe des EDNA-Messe-Guides<br />

gezielt auf ihren Messerundgang<br />

vorbereiten. Dieser wird zur diesjährigen<br />

E-world jedoch nicht mehr auf<br />

Papier, sondern ausschließlich elektronisch<br />

über die Website www.<br />

edna-initiative.de zur Verfügung<br />

gestellt.<br />

Auch in den Hallen selbst zeigen<br />

die EDNA-Mitglieder Flagge. Durch<br />

ein entsprechendes Mitgliedsschild<br />

wird für den Messebesucher sofort<br />

erkennbar, dass sich dieses Unternehmen<br />

aktiv für eine standardisierte<br />

und reibungslos funktionierende<br />

Marktkommunikation einsetzt.<br />

Januar/Februar 2011<br />

30 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Lösungen für den marktkonformen Datenaustausch<br />

Der SAP Channel Partner cormeta zeigt am eigenen Messestand sein IT-Lösungsportfolio<br />

für die Versorgungswirtschaft.<br />

Das Ettlinger Softwarehaus cormeta<br />

stellte 2010 erstmals mit<br />

einem eigenen Stand aus, nachdem<br />

es die Jahre zuvor Mitaussteller<br />

innerhalb der SAP-Community<br />

gewesen war. Dieses Jahr präsentiert<br />

das Unternehmen neue Lösungen<br />

für den marktkonformen<br />

Datenaustausch. Darunter für die<br />

Überwachung und Korrektur der<br />

EDIFACT-Kommunikation: der Idoc-<br />

Viewer, der PI-Statusmonitor sowie<br />

eine Software für die Identifikation<br />

von negativen CONTRL- und<br />

APERAK-Nachrichten. Energieversorger<br />

(EVU) müssen permanent<br />

kontrollieren, ob Nachrichten auch<br />

wirklich verschickt und empfangen<br />

wurden. Außerdem sind die Meldungen<br />

auf ihre semantische und<br />

syntaktische Korrektheit hin zu analysieren<br />

und gegebenenfalls zu korrigieren.<br />

Außerdem ist die Software für<br />

die automatisierte Rechnungseingangsprüfung<br />

zu sehen. Kernstück<br />

ist eine Schnittstelle zur ene‘t-<br />

Datenbank der Netznutzungsentgelte,<br />

so dass Energieversorger<br />

mühelos die Einzelpreisbestandteile<br />

der Netznutzungsrechnung<br />

mit den aktuellen Tarifen vergleichen<br />

können. Die auf SAP IS-U<br />

basierende Lösung automatisiert<br />

die gesamte Prüfung – vom Empfang<br />

der Fakturen über die Identifikation<br />

bis zur Buchung und Ausweisung<br />

auf der Kundenrechnung.<br />

Einen breiten Raum deckt auf<br />

der Messe auch die Vertriebsoptimierung<br />

ab. Dabei geht es um die<br />

Frage, wie sich mittels IT besser<br />

Neukunden gewinnen lassen. Die<br />

cormeta, die im SAP-Umfeld zu den<br />

gefragten Anbietern von Software<br />

und Dienstleistungen in der Branche<br />

zählt, zeigt in diesem Zusammenhang<br />

verschiedene Lösungen,<br />

unter anderem SAP CRM mit Web-<br />

UI (User Interface) und deren nahtlose<br />

Verknüpfung mit dem Abrechnungssystem<br />

SAP IS-U. Damit können<br />

technische Daten zu Parzellen<br />

und Flurstücken in geplanten Neubaugebieten<br />

zentral hinterlegt und<br />

für die Generierung neuer Aufträge<br />

verwendet werden. Einmal im CRM-<br />

Sytem erfasst, kann sich der Vertrieb<br />

eines EVU die Informationen jederzeit<br />

anzeigen lassen. Wo entstehen<br />

demnächst neue Häuser? Welche<br />

Parzellen sind mit welchen technischen<br />

Objekten versehen? Wer<br />

diese Daten hat, weiß, wo Auftragspotenzial<br />

schlummert.<br />

Kontakt:<br />

cormeta ag,<br />

Tel. (07243) 6059-1-0,<br />

E-Mail: info@cormeta.de,<br />

www.cormeta.de,<br />

Halle 3, Stand 267.<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 31


SONDERTEIL<br />

Expertennetzwerk durch Bündelung von<br />

Spezialwissen und Branchen-Know-how<br />

Im Fokus der enmore consulting ag<br />

steht die Vorstellung des während<br />

der vergangenen Monate gezielt<br />

ausgebauten Unternehmensnetzwerks<br />

und der auf diese Weise hinzugewonnenen<br />

Expertise. Damit<br />

setzt das Beratungshaus den eingeschlagenen<br />

Kurs unter dem<br />

Motto „Alles unter einem Dach –<br />

Alles aus einer Hand“ konsequent<br />

fort. Neben dem eigenen Expertenwissen<br />

bei informationstechnischen-<br />

und betriebswirtschaftlichen<br />

Fragestellungen der Energiemarktakteure<br />

wirft das Unternehmen<br />

bewusst die Spezialkenntnisse<br />

der sorgsam ausgewählten Partner<br />

und der neuen Tochter ESPM als<br />

Fachmann für die Strategie- und<br />

Prozessberatung in die Waagschale.<br />

Thematische Ansatzpunkte sieht<br />

das Unternehmen dabei vor allem<br />

in der Umsetzung der Wechselprozesse<br />

im Messwesen, der Optimierung<br />

von Datenflüssen im Anschluss<br />

an Unbundling-Projekte, den Marktaktivitäten<br />

im Bereich „Smart<br />

Energy“ sowie dem gesamten<br />

Bereich des Customer Relationship<br />

Managements (CRM).<br />

Kontakt:<br />

enmore consulting ag,<br />

Brigitte Bröcker,<br />

Tel. (06155) 605-300,<br />

E-Mail: contact@enmore.de,<br />

www.enmore.de,<br />

Halle 2, Stand 120.<br />

STANET in der Version V8.4<br />

Das Ingenieurbüro Fischer-Uhrig<br />

entwickelt und liefert Software<br />

zur Berechnung von Ver- und Entsorgungsnetzen.<br />

Basis des Produktspektrums<br />

ist das Netzberechnungsprogramm<br />

STANET mit integrierten<br />

Grafikfunktionen.<br />

Das Netzberechnungsprogramm<br />

STANET ist zur Zeit in der Version<br />

V8.4 verfügbar. STANET berechnet<br />

alle Medien, die bei Querverbund-<br />

Unternehmen auftreten: <strong>Gas</strong>, Wasser,<br />

Abwasser, Strom, Fernwärme Heißwasser<br />

bzw. Dampf. Es können auch<br />

dynamische Vorgänge modelliert<br />

werden, z. B. die zeitabhängige Füllung<br />

eines Wasserbehälters oder die<br />

Leitungsatmung im <strong>Gas</strong>netz. Die<br />

integrierten Grafik- und Datenbankfunktionen<br />

machen das Programm<br />

zu einem grafischen Werkzeug.<br />

Import-/Exportfunktionen mit vielen<br />

Formaten (Textdateien, DXF, Shape,<br />

Mapinfo oder ODBC) dienen zum<br />

Datenaustausch mit marktgängigen<br />

GIS-Systemen. Hintergrundbilder<br />

können in Raster- und Vektorformaten<br />

eingelesen werden.<br />

Spezialfunktionen sind Ausgabe<br />

von Löschwasserplänen, Laufzeitberechnung,<br />

Qualitätsverfolgung,<br />

Höheninterpolation, Koordinaten-<br />

Transformation, Längsschnitt, Verarbeitung<br />

von Zählwerten der Verbrauchsabrechnung<br />

und Kapazitätsberechnung<br />

(<strong>Gas</strong>durchleitung);<br />

Simulation Biogaseinspeisung, Er -<br />

mittlung langfristig optimaler<br />

Netze. Das Benutzerhandbuch und<br />

Demoversionen in deutsch und<br />

englisch können geladen werden<br />

unter: www.stafu.de<br />

Kontakt:<br />

Ingenieurbüro Fischer-Uhrig,<br />

Tel. (030) 300 99 390,<br />

E-Mail: info@stafu.de,<br />

www.stafu.de,<br />

Halle 7, Stand 300.<br />

Januar/Februar 2011<br />

32 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Langjährige Messtechnik-Erfahrung jetzt im<br />

neuen Segment<br />

Mit Messtechnik-Erfahrung seit<br />

über 150 Jahren beeinflussen<br />

die Unternehmen der Diehl Metering<br />

den Fortschritt mit der Entwicklung<br />

und Fertigung von Wasser-<br />

und Wärmezählern. An den<br />

Anforderungen der Kunden ist die<br />

Entscheidung gewachsen, ein eigenes<br />

Technologiezentrum für <strong>Gas</strong>messung<br />

zu gründen. Die Diehl<br />

<strong>Gas</strong> Metering GmbH bündelte die<br />

Kompetenzen und entwickelte<br />

einen Präzisions-<strong>Gas</strong>zähler für den<br />

Haushaltsbereich mit einer neuen<br />

Messtechnologie.<br />

Der neue Präzisions-<strong>Gas</strong>zähler<br />

setzt auf ein mikrothermisches<br />

Messprinzip, das sich seit Jahren im<br />

industriellen Umfeld bewährt – in<br />

der Durchfluss- und Klima mess -<br />

technik ebenso wie in der Medizin<br />

und im Automotive-Be reich. Das<br />

mikrothermische Messprinzip ist in<br />

der Lage, ein Normvolumen auszugeben,<br />

das direkt mit dem Abrechnungsbrennwert<br />

verrechnet werden<br />

kann. Dies ist im Bereich der<br />

Haushaltsgasmessung eine Innovation.<br />

Energieversorgern wird die<br />

Möglichkeit eröffnet, Zeit-, Arbeitsund<br />

Kostenaufwand zu verringern<br />

und dabei ihren Verbrauchern mehr<br />

Transparenz und Komfort zu bieten.<br />

Die Vorraussetzungen einer transparenten<br />

<strong>Gas</strong>abrechnung für Endkunden<br />

durch Normvolumenanzeige<br />

(DVGW G685) werden<br />

geschaffen.<br />

Auf Anforderung der Gesetzgeber<br />

sowie länder- und marktspezifische<br />

Besonderheiten antwortet<br />

das Unternehmen mit maßgeschneiderten<br />

und zukunftsfähigen<br />

Lösungen. Ein modernes und neu<br />

errichtetes <strong>Gas</strong>laboratorium vor<br />

Ort entspricht den hohen technischen<br />

Anforderungen und gewährleistet<br />

die Sicherheit und Messgenauigkeit<br />

der Zähler. Die <strong>Gas</strong>versorgung<br />

benötigt moderne und<br />

sehr genaue Messgeräte, die Verbrauchsdaten<br />

automatisch liefern<br />

und übermitteln. Smart Metering<br />

Herausforderungen werden ge -<br />

mein sam gemeistert.<br />

Mit 1800 Mitarbeitern in 11 internationalen<br />

Unternehmenseinheiten<br />

erwirtschaftet der Teil konzern einen<br />

Jahresumsatz von 222 Mio. Euro und<br />

fertigt jährlich circa 6 Mio. Messgeräte<br />

und 3,5 Mio. Funkmodule. Mit<br />

langjähriger und internationaler<br />

Erfahrung im Projektmanagement<br />

liefert Diehl Metering individuelle<br />

Systemlösungen zur automatisierten<br />

Auslesung (AMR) – bis hin zur<br />

kompletten Infrastruktur für Smart<br />

Metering, vom Zähler bis zur<br />

Abrechnung.<br />

Die Diehl <strong>Gas</strong> Metering möchte<br />

alle Interessierten einladen, die<br />

über das neue Messgerät und das<br />

Unternehmen mehr erfahren möchten,<br />

am 9.2. um 14.00 auf dem EVB<br />

Energy Solutions Stand 456 in<br />

Halle 3 den Diehl <strong>Gas</strong> Metering Vortrag<br />

zu besuchen.<br />

Kontakt:<br />

Diehl <strong>Gas</strong> Metering GmbH,<br />

Irene Heidt,<br />

Tel. (0981) 1806-310,<br />

E-Mail:irene.heidt@diehl-gas-metering.de,<br />

www.diehl-gas-metering.de,<br />

Halle 3, Stand 456.<br />

Software für europaweiten<br />

Fahrplanaustausch<br />

Das Schweizer Software-Unternehmen<br />

syseca AG präsentiert<br />

mit EDIS die führende Lösung für<br />

den europaweiten Fahrplanaustausch<br />

mit den Übertragungsnetzbetreibern<br />

innerhalb des ENTSO- E-<br />

Netzes. Auf dem syseca-Stand können<br />

sich interessierte Messebesucher<br />

über die Funktionsweise und<br />

den Einsatz von EDIS in der Praxis<br />

orientieren: EDIS bildet den gesamten<br />

Notifikationsprozess innerhalb<br />

des physikalischen Trading und<br />

Settlement ab und führt den um -<br />

fassenden Datenaustausch mit den<br />

Netzbetreibern aus.<br />

Die auf Java entwickelte Software<br />

EDIS ist als eine Zusatzapplikation<br />

für ETRM (Energy Trading and<br />

Risk Management)-Systeme konzipiert.<br />

Auf die Schweizer Software-<br />

Lösung vertrauen bereits europaweit<br />

agierende Energiehändler in<br />

Dänemark, England, Norwegen und<br />

der Schweiz.<br />

Kontakt:<br />

syseca AG,<br />

Ernst Killer, Tel. (041) 728 72 42,<br />

E-Mail: ernst.killer@syseca.ch,<br />

www.syseca.ch,<br />

Halle 1, Stand 222.<br />

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Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 33


SONDERTEIL<br />

EDL-konform – genügt das?<br />

DVGW<br />

Lastenheft.<br />

Für eine nachhaltige EDL-konforme<br />

<strong>Gas</strong>messung ist nicht nur<br />

die Auswahl des <strong>Gas</strong>zählers wichtig,<br />

sondern die Integration in ein System<br />

zur Zähler-Fernauslesung.<br />

Es mag so verlockend einfach<br />

sein: <strong>Gas</strong>zähler kaufen, einbauen<br />

und einmal im Jahr eine Ablesung<br />

durchführen. Im Hinblick auf die<br />

Messstelle war es über Jahrzehnte<br />

sehr leicht den <strong>Gas</strong>verbrauch zu<br />

erfassen und der Abrechnung zuzuführen.<br />

Soviel ist sicher: In Zukunft<br />

wird man gefordert sein liebgewordene<br />

Gewohnheiten zu ändern und<br />

sich mit moderner Kommunikationstechnologie<br />

auseinanderzusetzen.<br />

Mit der EU-Richtline über Endenergieeffizienz<br />

und Energiedienstleistungen<br />

(2006/32/EG) bzw. dem<br />

Graphische Darstellung des <strong>Gas</strong>verbrauches.<br />

deutschen Energiewirtschaftsgesetz<br />

§ 21b wird eine signifikante Verbesserung<br />

der Endenergieeffizienz<br />

gefordert. Die Anforderungen an<br />

die Messgeräte, insbesondere die<br />

Darstellung des Verbrauches und<br />

die Kommunikationsfähigkeit sind<br />

zwischenzeitlich in dem Positionspapier<br />

der Bundesnetzagentur und<br />

dem Lastenheft EDL-Zähler <strong>Gas</strong><br />

vom DVGW weitgehend interpretiert<br />

bzw. spezifiziert worden.<br />

Jedoch gibt es nicht die EINE<br />

Lösung, sondern gleich MEHRERE.<br />

Die im Lastenheft des DVGW abgebildeten<br />

technischen Lösungen<br />

sind hinsichtlich des Nutzens und<br />

der Wirtschaftlichkeit recht unterschiedlich.<br />

Konzepte mit Berechnung<br />

und Darstellung vergangenheitsbezogener<br />

Verbrauchswerte<br />

am oder in der Nähe des Zählers, sei<br />

es mit einem Zusatzdisplay oder<br />

Homedisplay, verursachen Aufwand<br />

und Kosten an jeder einzelnen<br />

Messstelle bei einem bescheidenen<br />

Nutzen des Endverbrauchers. Bei<br />

diesen Komponenten ist weiterhin<br />

der Aufwand für Wartung und Service<br />

zu berücksichtigen.<br />

Lösungen, die nur auf die einfache<br />

Erfüllung der gesetzlichen Vorgaben<br />

abzielen, dem Endverbraucher<br />

und dem Energieversorger<br />

jedoch keinen praktischen Nutzen<br />

bieten, werden langfristig keinen<br />

Bestand haben.<br />

Alle Lösungen mit Zusatzdisplay-<br />

bzw. Darstellung am Zähler<br />

erfordern die Berücksichtigung des<br />

Datenschutzes. Werden historische<br />

Verbrauchswerte am Zähler zur<br />

Anzeige gebracht, muss der Endkunde<br />

in der Lage sein, diese Informationen<br />

vor dem Zugriff Dritter zu<br />

schützen. Diese Forderung wird vermutlich<br />

den tatsächlichen Nutzen<br />

dieser Geräte stark einschränken.<br />

Ein komplettes System zur<br />

Zähler- Fernauslesung erfordert be -<br />

trächtlichen Aufwand in der Einführung,<br />

bietet aber langfristig einen<br />

höheren Nutzen:<br />

Eine häufigere, z. B. tägliche Auslesung<br />

der Zähler kann nur automatisiert<br />

wirtschaftlich durchgeführt<br />

werden<br />

Graphisch aufbereitete Verbrauchsdaten<br />

in einem Internetportal<br />

bieten die Chance den<br />

Endkunden „anzusprechen“ und<br />

sein Verhalten tatsächlich zu<br />

ändern<br />

Der Aufwand zur Berechnung<br />

vergangenheitsbezogener Verbrauchswerte<br />

wird in dem<br />

Datenmanagementsystem zentral<br />

vorgenommen<br />

Durch Darstellung in einem<br />

Internetportal wird der Aufwand<br />

für Zusatz- oder Homedisplays<br />

vermieden<br />

Aktualisierungen bei Berechnung<br />

und Darstellung der Werte<br />

werden an zentraler Stelle 1x<br />

vorgenommen<br />

Bei Mieterwechsel oder Umzug<br />

kann der Zählerstand zeitnah<br />

erfasst und abgerechnet werden<br />

Aktuelle Energieeinsparungen<br />

der Verbraucher können in<br />

einem Internetportal sichtbar<br />

gemacht und online in niedrigere<br />

monatliche Zahlungen<br />

umgerechnet werden. Somit<br />

können solche Konzepte auch<br />

die Kundenbindung verbessern<br />

Verbrauchsdaten auf Basis von<br />

nachgebildeten Werten (Impulstechnik)<br />

haben den Nachteil dass<br />

Fehlimpulse oder eine vorübergehende<br />

Unterbrechung der Impulsübertragung<br />

zu falschen Werten<br />

führen. Diese Abweichungen können<br />

lästige Auseinandersetzungen<br />

über die Abrechnung nach sich ziehen<br />

und müssen vor Ort synchronisiert<br />

werden. Durch den Einsatz von<br />

<strong>Gas</strong>zählern mit Erfassung von originären<br />

Zählerständen wird dieser<br />

Korrekturaufwand vermieden.<br />

Hinsichtlich der Forderung nach<br />

Tarifregistern teilt die Elster GmbH<br />

die Einschätzung des DVGW, dass<br />

eine signifikante Verbesserung der<br />

Januar/Februar 2011<br />

34 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Energieeffizienz im Sinne §21b<br />

EnWG derzeit nicht erkennbar ist.<br />

Tarife können jedoch als Marketinginstrument<br />

interessant sein. Daher<br />

begrüßt die Elster GmbH, dass Tarifregister<br />

optional genutzt werden<br />

können.<br />

Für die Umstellung zur smarten<br />

<strong>Gas</strong>messung gibt es keinen geeigneten<br />

Zeitpunkt, sondern einen Zeitraum.<br />

Bei dem Wechsel zu neuen<br />

kommunikativen <strong>Gas</strong>zählern sollte<br />

die Lebensdauer der vorhandenen<br />

Geräte – soweit möglich – ausgeschöpft<br />

werden. Im Rahmen eines<br />

turnusmäßigen Zählertausches, also<br />

nicht bei Neubau oder größeren<br />

Renovierungen, unterliegen die <strong>Gas</strong>zähler<br />

nicht den gesetzlichen Anforderungen<br />

nach § 21b EnWG und<br />

können somit vorerst auch kommunikationsbereit<br />

(Smart-Ready) eingesetzt<br />

werden.<br />

Wird der Bedarf an neuen Zählern<br />

mit kommunikationsfähigen<br />

Geräten gedeckt, verteilt sich der<br />

Investitionsaufwand und durch die<br />

Verarbeitung der anfänglich wenigen<br />

Daten werden die nötigen<br />

Erfahrungen gesammelt, um für<br />

den großflächigen Einsatz vorbereitet<br />

zu sein.<br />

Der geeignete <strong>Gas</strong>zähler für das<br />

beschriebene Konzept ist ein Balgengaszähler<br />

mit Absolut-ENCO-<br />

DER. Über eine Schnittstelle mit<br />

standardisiertem Protokoll kann der<br />

Zählerstand absolut ausgelesen<br />

werden. In Kombination mit einem<br />

Datenmanagementsystem können<br />

dort die historischen Verbrauchswerte<br />

(24 Stunden, 7 Tage, 30 Tage)<br />

berechnet und in einem Internetportal<br />

dargestellt werden. Die<br />

Anforderungen nach EDL werden<br />

so effizient erfüllt.<br />

Durch Nutzung des Netzdrucks<br />

für den Antrieb des <strong>Gas</strong>zählers<br />

erfolgt die Messung und Darstellung<br />

des Verbrauches unabhängig<br />

von elektrischer Energie. So ist ein<br />

batteriefreier Betrieb in Verbindung<br />

mit hoher Funktionssicherheit im<br />

Falle eines Stromausfalles möglich.<br />

Weiterhin wird durch die Bereitstellung<br />

von absoluten Zählerständen<br />

der Installationsaufwand vereinfacht,<br />

denn nachfolgende Geräte<br />

brauchen nicht auf den aktuellen<br />

Wert synchronisiert zu werden.<br />

Die Dauer der Eichgültigkeit ist<br />

identisch zu Standard-Balgengaszählern.<br />

Insbesondere das Stichprobenverfahren<br />

reduziert die Kosten<br />

für die Nacheichung der Zähler<br />

beträchtlich. Am <strong>Gas</strong>zähler wird<br />

lediglich der <strong>Gas</strong>verbrauch angezeigt.<br />

So sind lokal keine Maßnahmen<br />

für den Datenschutz notwendig.<br />

Balgengaszähler mit Absolut-ENCODER.<br />

Die zunehmende Nachfrage<br />

nach Balgengaszählern mit Absolut-<br />

ENCODER bestätigt, dass technisch<br />

durchdachte Lösungen, die langfristig<br />

einen wirtschaftlichen Messstellenbetrieb<br />

ermöglichen, sich am<br />

Markt durchsetzen werden.<br />

Kontakt:<br />

Elster GmbH,<br />

Hans Arp,<br />

E-Mail: hans.arp@elster.com,<br />

Halle 2, Stand 425.<br />

<br />

<br />

<br />

Werksfoto: Büttig Koblenz<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

®<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 35


SONDERTEIL<br />

Vom Wohnzimmer bis zum Netzbetrieb<br />

Unter dem Motto „dreifach effizient“<br />

zeigt Schleupen, wie sich<br />

die Unternehmen der Energiewirtschaft<br />

auf allen Ebenen besser für<br />

die Herausforderungen der Zukunft<br />

aufstellen können. Das beginnt<br />

beim Kunden: Hier zeigt das Unternehmen,<br />

wie Versorgungsunternehmen<br />

ihre Kunden über neue Mehrwertangebote<br />

dazu motivieren<br />

können, ihr persönliches Verbrauchsverhalten<br />

deutlich effizienter<br />

zu gestalten als bisher. Dazu<br />

gehört beispielsweise die Integration<br />

von Home-Automation<br />

oder der Elektromobilität in die ITund<br />

Kommunikationsprozesse, aber<br />

auch der Aufbau individueller Energieberatungsangebote<br />

via Internet<br />

oder die Übermittlung und Visualisierung<br />

von aktuellen Verbrauchsinformationen<br />

über Smartphones. Ein<br />

zweiter Messe-Schwerpunkt widmet<br />

sich dem Thema Prozesseffizienz:<br />

Schleupen demonstriert dabei<br />

nicht nur, wie sich die Kunden-, Service-<br />

und Vertriebsprozesse durch<br />

Automatisierung deutlich schlanker<br />

gestalten lassen. Darüber hinaus<br />

steht auch die Steigerung der Service-Qualität<br />

bei der Kundenkommunikation<br />

durch IT-Unterstützung<br />

im Fokus. Im dritten „Effizienzbereich“<br />

geht es neben der Optimierung<br />

der technischen Prozesse vor<br />

allem um die Anforderungen der<br />

aktuellen Prozessvorgaben für<br />

MaBiS und WiM. Denn diese haben<br />

erhebliche Auswirkungen auf die<br />

Software, die IT-Infrastruktur und<br />

die Unternehmensorganisation.<br />

Kontakt:<br />

Schleupen AG,<br />

Martina Nawrocki,<br />

Tel. (05031) 9631 1410,<br />

E-Mail: info@schleupen.de,<br />

www.schleupen.de,<br />

Halle 3, Stand 436.<br />

Marktpartnerportal und round-trip Monitoring<br />

im Fokus<br />

Die inubit AG präsentiert zahlreiche<br />

neue Lösungen, die den<br />

aktuellen Bedarf des Energiemarktes<br />

aufgreifen. Der deutsche Energiemarkt<br />

steht im Jahr 2011 ganz im<br />

Zeichen der „Marktregeln für die<br />

Durchführung der Bilanzkreisabrechnung<br />

Strom“ (MaBIS) und der<br />

Vorgaben für „Wechselprozesse im<br />

Messwesen“ (WiM), die bedarfsgerecht<br />

mit der inubit BPM-Suite<br />

umgesetzt werden können. Wei tere<br />

Schwerpunkte der Präsentation sind<br />

das inubit Marktpartnerportal, über<br />

das Deklarationen und Allokationsdaten<br />

be- und verarbeitet werden<br />

können, sowie das round-trip Monitoring,<br />

das Daten und Prozesse aus<br />

unterschiedlichen Systemen zusammenführt<br />

und überwacht.<br />

Das Round-trip Monitoring er -<br />

möglicht die konzentrierte Datenund<br />

Prozessüberwachung. Hierfür<br />

bündelt die inubit BPM-Suite<br />

In formationen über den Status<br />

eines Geschäftsprozesses aus unterschiedlichen<br />

Back-end-Systemen<br />

und Prozessschritten, führt sie über<br />

Geschäftsregeln zusammen und<br />

stellt sie dem Nutzer übersichtlich<br />

zur Verfügung. Fehlerhafte Nachrichten<br />

werden automatisch angezeigt,<br />

so dass die bisher erforderliche<br />

aufwändige, manuelle Fehlersuche<br />

in verschiedenen Systemen<br />

nicht mehr nötig ist. Die Detailansicht<br />

der Fehler erleichtert zudem<br />

das Fehlerhandling. Direkt aus dem<br />

Monitoring heraus können Mitarbeiter<br />

bei auftretenden Fehlern<br />

umgehend steuernd eingreifen.<br />

Durch eine Fristenüberwachung,<br />

die für alle vorgelagerten Systeme<br />

greift und sowohl für Geschäftsprozesse<br />

als auch für Kontrollnachrichten<br />

erfolgt, wird die Terminein haltung<br />

strukturiert, eine automatische Wiedervorlage<br />

gewährt die fristgerechte<br />

Bearbeitung. Der besondere Vorteil<br />

der inubit BPM-Suite liegt in ihrer<br />

System-Neutra lität: Zahlreiche Standardkonnektoren<br />

ermöglichen die<br />

Anbindung der meist heterogenen IT-<br />

Landschaft, über ein Plug-in SDK können<br />

darüber hinaus weitere Schnittstellen<br />

geschaffen werden.<br />

Zur Erfüllung der Markt regeln für<br />

die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung<br />

Strom (MaBiS) präsentiert<br />

das Unternehmen ein neu entwickeltes<br />

Prozesspaket. Die Abwicklung<br />

des Datenaustausches erfolgt,<br />

wie von der BNetzA vorgegeben,<br />

über das Datenformat EDIFACT. Zeitreihen<br />

über Energieentnahmen und<br />

Energieeinsparungen werden über<br />

den Nachrichtentyp MSCONS an<br />

Lieferanten und Bilanzkreisverantwortliche<br />

(BKV) übermittelt. Für den<br />

BKV gilt es, diese Summen zu prüfen,<br />

um auf deren Basis die Bilanzkreisabrechnung<br />

zu erstellen. Um<br />

den neuen Richtlinien der BNetzA<br />

im Hinblick auf die Wechselprozesse<br />

im Messwesen zu entsprechen, werden<br />

gleichermaßen die bisherigen<br />

inubit Prozesspakete für GeLi<strong>Gas</strong><br />

und GPKE angepasst.<br />

Kontakt:<br />

inubit AG,<br />

Elena Lucas,<br />

Tel. (030) 72 61 12-257,<br />

E-Mail: presse@inubit.com,<br />

www.i nubit.com,<br />

Halle 2, Stand 114.<br />

Januar/Februar 2011<br />

36 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

EXAAs Position im<br />

deutsch-österreichischen<br />

Markt gestärkt<br />

EXAA – Energy Exchange Austria, 2001 mit Sitz in<br />

Österreich gegründet, setzt den starken Wachstumskurs<br />

der letzten Jahre auch 2010 fort und steigert das<br />

Handelsvolumen im deutsch-österreichischen Strom<br />

day ahead Markt um 37 % (vgl. 2009) auf 6,38 TWh. Börsemitglieder<br />

aus 17 Ländern handeln Strom (70 Teilnehmer)<br />

und CO 2 Emissionsrechte (37 Teilnehmer) am<br />

Marktplatz EXAA.<br />

Mit dem im CWE Market Coupling erfolgten Zusammenziehen<br />

der Auktionszeiten auf 12:00 gewinnt die<br />

frühere (10:15) day ahead Auktion der EXAA vermehrt an<br />

Bedeutung und liefert so das erste Preisreferenzsignal<br />

und den Startpunkt für die Spot-Positionsoptimierung in<br />

allen deutschen und österreichischen Regelzonen.<br />

Im Mai 2010 übernahm EXAA in Kooperation mit der<br />

tschechischen Strombörse PXE (Power Exchange Central<br />

Europe) die technische Abwicklung der day ahead<br />

Auktion für Ungarn.<br />

Das intern wachsende Know-how wird seit der Gründung<br />

in den Händlerschulungen vermittelt. 2008 wurde<br />

„teem-training for energy and environmental markets“ als<br />

weiterführendes Schulungsangebot geschaffen. Es handelt<br />

sich dabei um ein Kompakttraining für den Stromund<br />

inzwischen auch <strong>Gas</strong>markt. Nicht nur Branchenneulingen<br />

sondern auch erfahrenen Mitarbeitern von Unternehmen<br />

und Institutionen im Energiebereich bietet sich<br />

hier ein konzentriertes Angebot ihre Fachkenntnisse ausweiten<br />

zu können. Seit dem Start besuchten über 150<br />

Teilnehmer eines oder mehrere der 5 Fachmodule im<br />

Strombereich mit stets aktuellsten Informationen zu den<br />

Themen „Grundlagen der Energiewirtschaft“, „Bilanzgruppenmanagement<br />

und Ausgleichsenergie“, „Stromhandel<br />

und Kapazitäten“, „EXAA-Börsendiplom“ und „Ökostrom“.<br />

Auf Grund des großen Interesses und mehrmaliger<br />

Nachfrage hat das TEEM-Team das Programm zum<br />

Januar 2011 um 2 Module zum Thema „<strong>Gas</strong>markt“ erweitert.<br />

Das erste <strong>Gas</strong>modul befasst sich mit<br />

den Schwerpunkten Marktmodell, Regelzone, Bilanzierung,<br />

Ausgleichsenergie und Auswirkungen des 3. Liberalisierungspaketes.<br />

Das zwei te Modul beschäftigt sich<br />

intensiv mit den <strong>Gas</strong>märkten Europas, dem <strong>Gas</strong>handel<br />

und den Beschaffungsstrategien.<br />

Kontakt:<br />

EXAA Energy Exchange Austria,<br />

Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG,<br />

Tel. (01253) 72 72-90,<br />

E-Mail: office@exaa.at,<br />

www.exaa.at bzw. www.teem.co.at,<br />

Halle 3, Stand 115.<br />

<strong>Gas</strong>anwendung<br />

in Industrie<br />

und Gewerbe<br />

Fundierte Berichterstattung<br />

zur Optimierung des Energieverbrauchs,<br />

zur Verbesserung<br />

des Wirkungsgrads und zur<br />

Verminderung von Schadstoffemissionen<br />

bei Verbrennungsprozessen<br />

sowie technisches<br />

Sicherheitsund Energiemanagement.<br />

GASWÄRME International erscheint in der Vulkan-Verlag GmbH,<br />

Huyssenallee 52-56, 45128 Essen, GF: Hans - Joachim Jauch<br />

25% Rabatt<br />

im ersten<br />

Bezugsjahr<br />

Vulkan-Verlag GmbH<br />

www.gaswaerme-online.de<br />

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Ja, ich bestelle das Fachmagazin GASWÄRME International für ein Jahr<br />

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Die sichere Bezahlung per Bankabbuchung wird mit einer Gutschrift von € 20,–<br />

auf die erste Jahresrechnung belohnt.<br />

Firma/Institution<br />

Vorname, Nachname des Empfängers<br />

Straße/Postfach, Nr.<br />

Land, PLZ, Ort<br />

Telefon<br />

E-Mail<br />

Branche/Wirtschaftszweig<br />

Telefax<br />

Bevorzugte Zahlungsweise Bankabbuchung Rechnung<br />

Bank, Ort<br />

Bankleitzahl<br />

<br />

Datum, Unterschrift<br />

Kontonummer<br />

PAGWFG0111<br />

Widerrufsrecht: Sie können Ihre Vertragserklärung innerhalb von zwei Wochen ohne Angabe von Gründen in Textform<br />

(z.B. Brief, Fax, E-Mail) oder durch Rücksendung der Sache widerrufen. Die Frist beginnt nach Erhalt dieser Belehrung in<br />

Textform. Zur Wahrung der Widerrufsfrist genügt die rechtzeitige Absendung des Widerrufs oder der Sache an Leserservice<br />

GASWÄRME International, Fichtestr. 9, 97074 Würzburg.<br />

Nutzung personenbezogener Daten: Für die Auftragsabwicklung und zur Pfl ege der laufenden Kommunikation<br />

werden personenbezogene Daten erfasst, gespeichert und verarbeitet. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit<br />

einverstanden, dass ich vom Oldenbourg Industrieverlag oder vom Vulkan-Verlag ® per Post, ® per Telefon, ® per<br />

Telefax, ® per E-Mail, ® nicht über interessante Fachangebote informiert und beworben werde. Diese Erklärung kann<br />

ich mit Wirkung für die Zukunft jederzeit widerrufen.


SONDERTEIL<br />

E. ON-Konzernstrategie „Cleaner & better energy“<br />

Entwurf des E.ON-Messestands 2011.<br />

E<br />

.ON Ruhrgas, E.ON Energy Sales<br />

und die regionalen Vertriebsgesellschaften<br />

des E.ON-Konzerns präsentieren<br />

sich gemeinsam auf der<br />

E-world energy & water 2011. Der<br />

700 Quadratmeter große Messestand<br />

steht in diesem Jahr ganz im<br />

Zeichen der Konzernstrategie von<br />

E.ON: cleaner & better energy. Rund<br />

100 Vertriebsmitarbeiter stellen in<br />

Essen innovative, flexible und klimaschonende<br />

Energielösungen für<br />

Strom und <strong>Erdgas</strong> vor.<br />

Auf der E-world soll deutlich<br />

gemacht werden, was E.ON unter<br />

cleaner & better energy versteht:<br />

Produkte und Dienstleistungen verbessern<br />

substanziell die Energiequalität<br />

im Sinne von Umweltschutz<br />

und Wettbewerbsfähigkeit. Der Vertrieb<br />

des E.ON-Konzerns verfügt beispielsweise<br />

über umfangreiches<br />

Know-how im Bereich Energieeffizienz.<br />

Bundesweit können Geschäftskunden<br />

von einer individuellen<br />

Beratung zur Optimierung des<br />

Strom- und <strong>Gas</strong>einsatzes profitieren.<br />

Kontakt:<br />

E.ON Ruhrgas AG,<br />

Björn Hieronymus, Tel. (0201) 184-0,<br />

E-Mail: info@eon-ruhrgas.com,<br />

www.eon-ruhrgas.com,<br />

Halle 3, Stand 150.<br />

rku.it, evu zählwerk und evu.it unterstützen<br />

Versorger bei aktuellen Herausforderungen<br />

Die Partner rku.it, evu zählwerk<br />

sowie evu.it präsentieren ihr<br />

Leistungsspektrum auf einem<br />

Gemeinschaftsstand.<br />

Intensiver denn je prüfen EVU<br />

heute, ob es effizienter ist, bestimmte<br />

Aufgaben selbst zu erbringen oder<br />

diese an Dienstleistungsunternehmen<br />

auszulagern. Denn angesichts<br />

permanent neuer Vorgaben der Bundesnetzagentur<br />

(BNetzA) sind viele<br />

Energieversorger überlastet. Aktuell<br />

stellen insbesondere die neuen<br />

Marktregeln für die Durchführung<br />

der Bilanzkreisabrechnung Strom<br />

(MaBiS), die am 1. April 2011 verpflichtend<br />

in Kraft treten, alle<br />

Marktakteure vor große Herausforderungen.<br />

Dies gilt ebenfalls für die<br />

informationstechnologische Integration<br />

der Wechselprozesse im Messwesen<br />

(WiM). Der Support zur<br />

Umsetzung der MaBiS- und WiM-<br />

Vorgaben zählt beim Messeauftritt<br />

der drei Standpartner rku.it GmbH,<br />

evu zählwerk Abrechnungs- und Servicegesellschaft<br />

mbH sowie evu.it<br />

GmbH zu den inhaltlichen Schwerpunkten.<br />

rku.it steht seinen Kunden bei<br />

erforderlichen Systemanpassungen<br />

zur Seite. So hat das Unternehmen<br />

beispielsweise für diverse Kunden<br />

das 2-Mandanten-Modell fristgerecht<br />

zum 1. Oktober 2010 realisiert.<br />

Der IT-Spezialist unterstützt Energieversorger<br />

beim kompletten Outsourcing<br />

von IT-Leistungen sowie<br />

beim selektiven Outsourcing von<br />

Teilprozessen.<br />

Für Energieversorger, die ihre<br />

Abrechnungsprozesse teilweise oder<br />

komplett auslagern möchten, bietet<br />

evu zählwerk passende Lösungen.<br />

Der Abrechnungsspezialist nutzt für<br />

seine Kunden eine von rku.it bereitgestellte<br />

2-Systeme-Plattform. Die<br />

Mitarbeiter von evu zählwerk übernehmen<br />

sowohl die Ablesung und<br />

Abrechnung als auch die kaufmännische<br />

und technische Stammdatenpflege<br />

sowie die fallabschließende<br />

Betreuung des Lieferantenwechsels.<br />

evu zählwerk versteht sich neben<br />

der Rolle als Abrechnungs- und Servicedienstleister<br />

vor allem auch als<br />

Dienstleister im Bereich der Marktkommunikation.<br />

Die umfassende Beratung zur<br />

Umsetzung der geforderten Prozesse<br />

wird durch evu.it erbracht.<br />

Das Beratungshaus ist seit fast zehn<br />

Jahren etablierter Partner von EVU<br />

und versteht es, von der Strategieüber<br />

die IT-Beratung bis hin zur<br />

Umsetzung und dem Projektmanagement,<br />

das gesamte Produktportfolio<br />

abzudecken, welches für<br />

die Realisierung energiewirtschaftlicher<br />

Prozesse und Systeme<br />

be nötigt wird. Die sinnvolle Entwicklung<br />

und Einführung von Tools,<br />

wie beispielsweise „Monitoring<br />

Wechselprozesse“, runden das Leistungsspektrum<br />

ab.<br />

Kontakt:<br />

rku.it, evu zählwerk und evu.it,<br />

Holger Bonk,<br />

Tel. (02323) 3688-250,<br />

E-Mail: presse@rku-it.de,<br />

www.rku-it.de, www.evu-zaehlwerk.de,<br />

www.evu-it.de,<br />

Halle 3, Stand 358.<br />

Januar/Februar 2011<br />

38 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Funk-Gateways für Zähler mit Impuls-Ausgang<br />

oder M-Bus Schnittstelle<br />

Für den wachsenden Markt „Smart<br />

Metering“ bietet AMBER wireless<br />

unterschiedliche Funkmodule zur<br />

Integration sowie komplette Funklösungen<br />

und -systeme. Während<br />

sich Funkmodule für den Einbau in<br />

Zähler, MUCs oder Datenlogger eignen,<br />

ermöglichen AMBER‘s „readyto-use“<br />

Funk-Gateways und Funk-<br />

Bridges die Möglichkeit, bestehende<br />

Zählerinstallationen mit Impuls-<br />

Ausgang oder drahtgebundener<br />

M-Bus Schnittstelle nachträglich mit<br />

Funk auszu statten und so in ein<br />

Wireless M-Bus / OMS Netzwerk zu<br />

integrieren.<br />

Darüber hinaus werden Wireless<br />

M-Bus/OMS-Tools für die Analyse<br />

und Installation von OMS Systemen<br />

angeboten. Der neue OMS<br />

Repeater findet überall dort<br />

Einsatz, wo größere Distanzen<br />

überbrückt werden müssen und<br />

daher Funkreichweiten-Probleme<br />

zu erwarten sind.<br />

Das Unternehmen bietet neben<br />

fertigen Funksystemen auch<br />

Entwicklungsleistungen für Firmund<br />

Softwareentwicklung (Windows,<br />

auch mobile und CE), sowie<br />

Hardwareentwicklungen in Verbindung<br />

mit der AMBER Funktechnologie<br />

bis hin zum Komplettsystem mit<br />

allen notwendigen Zertifizierungen.<br />

In den Bereichen “Metering“ und<br />

“Home Automation“ sowie den<br />

damit verbundenen Standards wie<br />

Wireless M-Bus/OMS, ZigBee oder<br />

Wireless-<br />

M-Bus/OMS<br />

Funkmodul AMB8426-M.<br />

KNX verfügt das Unternehmen über<br />

detailliertes Know-how.<br />

Kontakt:<br />

AMBER wireless GmbH,<br />

Christian Brych, Tel. (02203) 6991950,<br />

E-Mail: info@amber-wireless.de,<br />

www.amber-wireless.de,<br />

Halle 7, Stand 500.<br />

Premiere der Energie Südbayern<br />

Die Energie Südbayern GmbH<br />

hat als einer der größten Regionalversorger<br />

auf der E-World 2011<br />

Premiere. Unter dem Motto „Gut<br />

versorgt mit ESB“ stellt das Unternehmen<br />

sein Portfolio vor. Ebenfalls<br />

mit an Bord ist die Plattform Energie<br />

(PEG) als gemeinsames Beschaffungsportal<br />

für Versorgungsunternehmen.<br />

Am Messestand dreht sich alles<br />

um Beschaffung und Vertrieb von<br />

<strong>Erdgas</strong> und Ökostrom. Konkret will<br />

ESB neue Kontakte zu Vertriebspartnern<br />

und Energieberatern aufbauen,<br />

um die Vertriebsaktivitäten<br />

im Firmenkundenbereich zu erweitern.<br />

Natürlich sollen auch vorhandene<br />

Kundenkontakte gefestigt<br />

und neue geknüpft werden.<br />

Ein weiterer Fokus auf dem<br />

Gemeinschaftsstand von ESB und<br />

PEG liegt auf dem Zukunftsthema<br />

Kooperationen der Energiebeschaffung.<br />

Mit der 2009 gegründeten<br />

PEG ist ein erfolgreicher Player am<br />

Energie Südbayern GmbH:<br />

Veranstaltungen auf der E-World energy & water 2011<br />

1. Messetag: Dienstag, 8.2.2011, ab 17:00 Uhr<br />

Get-Together auf Afterwork-Lounge Blau-Weiß<br />

in Halle 7/Stand 410 (nur für geladene Gäste)<br />

1. Messetag, Dienstag, 8.2.2011, 10:30 Uhr<br />

Im Rahmen des Seminars <strong>Gas</strong>beschaffung<br />

Vortrag „Strukturierte Beschaffung am Beispiel einer<br />

Beschaffungskooperation“<br />

Referent: Roland Jans, Geschäftsführer PEG und<br />

Leiter Beschaffung ESB<br />

Markt, dem sich bisher 19 Energieversorger<br />

angeschlossen haben.<br />

Das Kooperationsmodell bietet für<br />

regionale und kommunale EVUs<br />

Zugang zu transparenten und effizienten<br />

Beschaffungsprozessen und<br />

ermöglicht gemeinsame Portfolioeffekte<br />

durch Bündelung der<br />

Beschaffungsmengen.<br />

Kontakt:<br />

Energie Südbayern GmbH,<br />

Mareike Lehnhardt,<br />

Tel. (089) 68 00 35-44,<br />

E-Mail: mareike.lehnhardt@esb.de,<br />

www.esb.de,<br />

Halle 7, Stand 410.<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 39


SONDERTEIL<br />

Neue Prognose-Lösung von Robotron<br />

Für die Verwaltung sehr großer<br />

Datenmengen wie Lastgänge<br />

und Standardlastprofile in der Energiewirtschaft<br />

bietet die Robotron<br />

Datenbank-Software GmbH für eine<br />

Vielzahl von Fragestellungen umfassende<br />

Unterstützung durch eigene<br />

Produkte bzw. Projekterfahrungen<br />

auf Oracle-Basis an. Mit dem<br />

be währten Produkt robotron*e| N<br />

count liefert der Software-Entwickler<br />

ein Energiedatenmanagement-System<br />

(EDM) für Netz-, Messstellenbetreiber,<br />

Messdienstleister und<br />

Smart-Metering-Projekte.<br />

Das ergänzende Produkt ro -<br />

botron*e| N sales unterstützt Energielieferanten<br />

mit EDM-basierten<br />

Funktionen für:<br />

Angebotskalkulation<br />

Beschaffungsoptimierung<br />

Vertriebscontrolling<br />

Portfoliomanagement<br />

Die Systeme decken für den<br />

deutschen Energiemarkt alle derzeit<br />

gültigen sowie für die nahe Zukunft<br />

geplanten Gesetze und Regelwerke<br />

wie GPKE, ENWG, StromNZV, MaBiS,<br />

GABi <strong>Gas</strong>, GeLi <strong>Gas</strong>, WiM, etc. ab.<br />

Neu hinzukommende werden fristgerecht<br />

erfüllt. Sie können sowohl<br />

als All-In-One-System oder auch<br />

beliebig modular bereitgestellt und<br />

im gesamten liberalisierten Energiemarkt<br />

eingesetzt werden.<br />

Eine Vielzahl großer Konzerne<br />

und Stadtwerke in Deutschland und<br />

der Schweiz nutzen bereits die<br />

EDM-Systeme von Robotron. Eine<br />

Reihe weiterer Projekte in Österreich,<br />

Russland, Bulgarien und<br />

Luxembur g sind bereits abgeschlossen,<br />

oder werden aktuell umgesetzt.<br />

Gemeinsam mit seinen Partnern<br />

bietet Robotron darüber hinaus ein<br />

umfangreiches Spektrum an ganzheitlichen<br />

Lösungen für den Stromund<br />

<strong>Gas</strong>markt an. Dabei werden auf<br />

der Netzseite Prozesse und Schnittstellen<br />

für Bilanzkreis-, Übertragungs-<br />

und Verteilnetzbetreiber<br />

inklusive der Interaktionen mit<br />

Händlern, Vertrieben und Plattformen<br />

unterstützt. Auf der Beschaffungsseite<br />

werden Handels- und<br />

Vertriebsprozesse wie Beschaffung,<br />

Transport- und Speicherlogistik<br />

sowie der Vertrieb an Weiterverteiler,<br />

Sonderkunden und Endkunden<br />

inklusive Energiedatenmanagement<br />

umfassend gewährleistet.<br />

Neuestes Mitglied der Produktfamilie<br />

ist das umfangreiche Prognosewerkzeug<br />

robotron*e| N predict.<br />

Die erste eigene Lösung in diesem<br />

Bereich erweitert nicht nur das<br />

Spektrum zur Verfügung stehender<br />

Prognosemodule, sondern erweitert<br />

auch aufgrund neuer, einzigartiger<br />

Funktionalitäten gepaart mit<br />

genauesten mathematischen Verfahren<br />

die Anwendungsbereiche für<br />

ein breites Zielpublikum.<br />

Kontakt:<br />

Robotron Datenbank-Software GmbH,<br />

Antje Rempel,<br />

Tel. (0351) 25859-2631,<br />

E-Mail: antje.rempel@robotron.de<br />

www.robotron.de,<br />

Halle 3, Stand 248 und Halle 7, Stand 500.<br />

Neue Steuerung für<br />

SOKRATHERM Blockheizkraftwerke<br />

Das BHKW-<br />

Kompaktmodul<br />

GG 140 S.<br />

Blockheizkraftwerke<br />

können<br />

einen bedeutenden Beitrag zur<br />

Reduzierung der Treibhausgasemissionen<br />

bei der Stromerzeugung leisten.<br />

Eingebunden in virtuelle Kraftwerke<br />

können sie hervorragend die<br />

schwankende Stromerzeugung der<br />

Windkraftwerke und Solaranlagen<br />

ausgleichen. Hierdurch steigen die<br />

Anforderungen an den Betrieb von<br />

Blockheizkraftwerken erheblich.<br />

SOKRATHERM hat daher eine<br />

neuartige Steuerung auf Basis eines<br />

Industrie-PCs entwickelt. Dieser<br />

„iPC“ reguliert nicht nur vollautomatisch<br />

das BHKW, sondern kann<br />

auch mit dem integrierten „MiniManager“<br />

als übergeordnete Steuerung<br />

für Kessel und Speicher fungieren.<br />

Er wird intuitiv per Touchpanel<br />

bedient und bietet ausführliche<br />

Funktionen zum Betrachten aktueller<br />

Betriebswerte sowie zum Abruf<br />

gespeicherter Betriebsdaten, die<br />

Januar/Februar 2011<br />

40 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

grafisch aufbereitet zur Analyse zur<br />

Verfügung stehen.<br />

Über eine gesicherte Internetverbindung<br />

liefert die Steuerung<br />

des „RemoteManager“ kontinuierlich<br />

Betriebsdaten an einen Server,<br />

auf dem die Daten aufbereitet und<br />

zum Herunterladen bereitgestellt<br />

werden. Jeder entsprechend autorisierte<br />

Nutzer kann mit einem normalen<br />

Webbrowser diese Daten<br />

abrufen und beipielsweise das<br />

Betriebsverhalten seines BHKWs<br />

grafisch darstellen. Darüber hinaus<br />

hat er die Möglichkeit direkt auf die<br />

Steuerung zuzugreifen, als würde er<br />

vor dem Blockheizkraftwerk stehen.<br />

Der RemoteManager funktioniert<br />

mit einer Vielzahl an internetfähigen<br />

Endgeräten wie z. B. einem handelsüblichen<br />

PC, Notebook und<br />

sogar Smartphones wie iPhone<br />

oder Blackberry.<br />

Mit Einführung der neuen Steuerung<br />

wurde auch der komplette<br />

Leistungsteil der Blockheizkraftwerke<br />

überarbeitet, so dass nun alle<br />

relevanten SOKRATHERM BHKW-<br />

Typen die Anforderungen der<br />

novellierten Mittelspannungsrichtlinie<br />

erfüllen.<br />

Kontakt:<br />

SOKRATHERM GmbH,<br />

Dipl.-Kfm Wilhelm Meinhold,<br />

Tel. (05221) 96210,<br />

E-Mail: w.meinhold@sokratherm.de,<br />

Halle 2, Stand 606.<br />

Der DVGW auf der E-World 2011<br />

Der DVGW gestaltet einen Kongressteil<br />

auf der E-World 2011.<br />

Schwerpunkt sind die Potenziale<br />

des <strong>Gas</strong>es in der neuen Energiewelt.<br />

Im neuen Energiekonzept wird ein<br />

klarer Weg hin zu den erneuerbaren<br />

Energien und zur deutlichen Erhöhung<br />

der Energieeffizienz aufgezeichnet.<br />

Hier müssen sich die<br />

verschiedenen Energieträger einordnen.<br />

Das gilt auch für das <strong>Gas</strong>.<br />

Aus den neuen Anforderungen<br />

ergeben sich auch zusätzliche<br />

Anwendungsmöglichkeiten für das<br />

<strong>Gas</strong>, die auf dem Kongress vorgestellt<br />

und erörtert werden, und die<br />

der DVGW in seiner Innovationsoffensive<br />

aktuell untersucht.<br />

Für den Ausbau erneuerbarer<br />

Energien und deren Integration in<br />

die Energiesysteme werden Technologien<br />

zur Energiespeicherung und<br />

flexiblen dezentralen Stromerzeugung<br />

immer mehr zum Schlüsselfaktor,<br />

um die Stromnetze zu stabilisieren.<br />

Denn die Natur liefert den<br />

aus Solar- und Windenergie erzeugten<br />

Strom auch zu Zeiten geringen<br />

Verbrauchs. Bisherige Speichertechnologien<br />

wie etwa Batterien oder<br />

Pumpspeicherkraftwerke kommen<br />

aus Kapazitätsgründen und aufgrund<br />

von Standortfaktoren schnell<br />

an ihre Grenzen. Und die bestehenden<br />

Stromerzeugungskapazitäten<br />

sind für den dezentralen und flexiblen<br />

Einsatz nicht optimiert.<br />

Ansätze sieht der DVGW in der<br />

Nutzung des vorhandenen <strong>Erdgas</strong>netzes<br />

einschließlich der Speicher<br />

für die Speicherung von Wasserstoff<br />

aus Regenerativstrom-Überschüssen.<br />

Lastspitzen können so geglättet<br />

werden. Wasserstoff kann in das<br />

bestehende <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist,<br />

transportiert, gespeichert und nachfolgend<br />

für eine Vielzahl von Anwendungen<br />

genutzt werden. Mittels<br />

hochflexibler GuD-Kraftwerke und<br />

der Kraft-Wärme- Kopplung kann<br />

daraus beispielsweise wiederum<br />

Strom produziert werden, wenn zu<br />

wenig Wind oder Sonne zur Verfügung<br />

stehen. Und Wasserstoff ist<br />

nichts Neues: Das sogenannte Stadtgas,<br />

in der Bundesrepublik bis in die<br />

1970er, in den neuen Bundesländern<br />

teilweise noch bis in die 1990er<br />

Jahre im Einsatz, bestand bis zu 50<br />

Prozent aus Wasserstoff. Schon<br />

heute wird Biogas in über 40 Anlagen<br />

in das <strong>Erdgas</strong>netz eingespeist,<br />

und liefert so einen Beitrag zur weiteren<br />

CO 2 -Senkung. Zumischung<br />

von <strong>Gas</strong>en in das <strong>Erdgas</strong>netz ist<br />

somit eine bestehende Technologie.<br />

Das deutsche <strong>Erdgas</strong>netz mit einer<br />

Länge von über 400 000 Kilometern<br />

mit unterirdischen Speichern für 20<br />

Milliarden Kubikmeter <strong>Gas</strong> ist schon<br />

jetzt ein riesiges und flächendeckendes<br />

Transport- und Speichermedium.<br />

Es transportiert derzeit ca.<br />

1000 Milliarden Kilowattstunden<br />

(kWh) Energie pro Jahr in Form von<br />

Erd- und Biogas. Hinzu kommt, dass<br />

die Kapazitäten der unterirdischen<br />

<strong>Gas</strong>speicher bis zum Jahr 2020 auf<br />

30 Milliarden Kubikmeter ausgebaut<br />

werden sollen.<br />

<strong>Gas</strong>-Plus-Technologien sind der<br />

komplementäre Bestandteil dieses<br />

Systems auf der Anwendungsseite.<br />

Kurzfristige Leistungsanpassungen<br />

im Stromnetz können über die<br />

Kraft-Wärme-Kopplung ermöglicht<br />

werden. Hocheffiziente motorische<br />

Blockheizkraftwerke wie auch<br />

Brennstoffzellen bieten sich hier an.<br />

Für die Wärmeerzeugung bietet sich<br />

die <strong>Gas</strong>brennwerttechnik in Kombination<br />

mit Solarenergie sowie <strong>Gas</strong>wärmepumpen<br />

an. Sie tragen zur<br />

Verbesserung der Energie-Effizienz<br />

und damit zum Klimaschutz bei.<br />

Unter dem Titel „Die Zukunft für<br />

<strong>Gas</strong>: Geordneter Rückzug oder Technologische<br />

Offensive?“ bietet der<br />

DVGW auf der E-World 2011 einen<br />

mehrstündigen Themenblock mit<br />

Vorträgen zur Rolle des <strong>Gas</strong>es in der<br />

neuen Energiewelt an. Weitere Informationen<br />

unter www.e-world-2011.<br />

com .<br />

Kontakt:<br />

DVGW e. V.,<br />

Sabine Wächter,<br />

Tel. (0228) 91 88-609,<br />

E-Mail: presse@dvgw.de,<br />

www.dvgw.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 41


SONDERTEIL<br />

Energiewirtschaftliche Standardlösung PSImarket<br />

PSI Energy Markets GmbH ist seit<br />

mehr als 25 Jahren in der Energiewirtschaft<br />

im Geschäftsfeld Energiemanagement<br />

tätig und entwickelt<br />

integrierte Lösungen für Energiehandel<br />

und -vertrieb einschließlich Planung<br />

und Optimierung sowie Revision<br />

von <strong>Gas</strong>messanlagen.<br />

Auf der Messe präsentiert das<br />

Unternehmen das gesamte Einsatzspektrum<br />

der energiewirtschaftlichen<br />

Standardlösung PSImarket<br />

(multi commodity System für den<br />

Energiehandel und -vertrieb) sowie<br />

GAPS (<strong>Gas</strong>wirtschaftliches Analyseund<br />

Planungssystem). GAPS wird<br />

von zahlreichen <strong>Gas</strong>versorgern für<br />

die Portfolioanalyse, -planung und<br />

-optimierung unter Einschluss von<br />

Speichern und Transportvorgaben<br />

eingesetzt.<br />

PSImarket ist bei vielen Energieversorgern<br />

und Händlern für die<br />

Commodities Strom und <strong>Gas</strong> in verschiedenen<br />

Konfigurationen für<br />

Handel oder Vertrieb sowie als integrierte<br />

Lösung im Einsatz. Es unterstützt<br />

bereits im Standard alle Vertriebs-<br />

und Handelsprozesse, von<br />

der Planung bis zur Abrechnung in<br />

einer integrierten, konfigurierbaren<br />

Lösung. Das Design und die Implementierung<br />

gewährleisten sowohl<br />

kurze Inbetriebnahme- und Releasewechselzeiten<br />

als auch eine flexible<br />

Anpassung an kundenspezifische<br />

Bedürfnisse.<br />

Am Stand werden Systemkonfigurationen<br />

zur Unterstützung folgender<br />

Funktionen gezeigt: Absatzund<br />

Lastprognosen, Energiehandel<br />

mit Portfolio- und Risikomanagement,<br />

Energievertrieb mit umfangreicher<br />

Kalkulation, Vertriebsplanung<br />

und Vertriebscontrolling,<br />

Energielogistik mit Nominierungen,<br />

Fahrplan-, Bilanzkreis-, Kapazitätsund<br />

Liefermanagement sowie<br />

Abrechnung und darüber hinaus<br />

gaswirtschaftliche Analyse und Planung,<br />

Bewertung und Optimierung<br />

von <strong>Gas</strong>speichern, Betriebsplanung<br />

und -steuerung.<br />

Zusätzlich ist PSI Energy Markets<br />

mit seinem Forschungsprojekt<br />

„Smart Watts“ auf dem Gemeinschaftsstand<br />

„Smart energy“ als<br />

Unteraussteller vertreten. Im Rahmen<br />

des Projektes werden Systemkomponenten<br />

für das intelligente<br />

Energiemanagement der Zukunft<br />

realisiert werden.<br />

PSImarket Systemumfang.<br />

Kontakt:<br />

PSI Energy Markets GmbH,<br />

Tel. (0511) 610189-60,<br />

E-Mail : vertrieb-em@psi.de,<br />

www.psi-energymarkets.de,<br />

Halle 3, Stand 354.<br />

Außendienst mit Weitblick planen<br />

Das Argos-System für mobiles<br />

Workforce Management der<br />

Bittner+Krull Softwaresysteme<br />

GmbH (B+K), München, unterstützt<br />

die optimale Koordination von<br />

Außendienstaktivitäten im Messstellenbetrieb,<br />

in der Messdienstleistung<br />

sowie im Netzbau und<br />

Netzbetrieb. Um die Mitarbeitereinsatzplanung<br />

so steuern zu können,<br />

dass jederzeit die Ressourcen verfügbar<br />

sind, die für die Auftragsbearbeitung<br />

benötigt werden, bietet<br />

B+K Argos-Anwendern nun das<br />

optionale Modul Forecast an. Dort<br />

werden bereits existierende Aufträge<br />

mit zu erwartenden („virtuellen“)<br />

Aufträgen zusammengeführt,<br />

um den Bedarf und die Verfügbarkeit<br />

von Arbeitszeit, die Auslastung<br />

und die Über- oder Unterdeckung<br />

an Personalressourcen abschätzen<br />

zu können.<br />

Der Forecast-Zeitraum ist frei<br />

wählbar. Es können alle Mitarbeiter<br />

oder nur definierte Mitarbeitergruppen<br />

einbezogen werden. Dabei fließen<br />

in die Berechnungen ihre verschiedenen<br />

Qualifikationen und<br />

ihre Arbeits-, Urlaubs- und Sonder-<br />

Januar/Februar 2011<br />

42 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

zeiten ein. Forecasts sind möglich<br />

über alle oder ausgewählte Produkte,<br />

wobei auch die Saisonalität<br />

von Arbeiten berücksichtigt wird<br />

(besonders wichtig in Netzbau und<br />

-instandhaltung). Bereits disponierte<br />

Aufträge werden mit in die<br />

Berechnungen übernommen.<br />

Die Ergebnisse des Forecasts<br />

stellt Argos grafisch oder tabellarisch<br />

dar. Neben Summenbildungen<br />

liefert das System auch Grafiken, in<br />

denen bezogen auf einzelne Qualifikationen<br />

oder Einsatzregionen Zeitbedarf<br />

und -verfügbarkeit, die prozentuale<br />

Auslastung oder auftretende<br />

Über- und Unterdeckungen<br />

differenziert angezeigt werden. Auf<br />

problematische Abweichungen von<br />

der idealen Auslastung können die<br />

Disponenten mit einer zeitlichen<br />

Verlagerung der Aufträge reagieren<br />

oder rechtzeitig – und somit kostengünstig<br />

– Fremdfirmen beauftragen<br />

und sich externe Kapazitäten<br />

sichern. Kostenvorteile entstehen<br />

auch, wenn Leerlaufzeiten vermieden<br />

werden können, etwa durch<br />

geschicktes Verteilen flexibel planbarer<br />

Aufträge über den Jahresverlauf.<br />

Das Forecast-Modul ergänzt die<br />

bereits vorhandenen Argos-Innendienst-Module<br />

für Arbeitsvorbereitung/Disposition<br />

und Controlling.<br />

Die Mitarbeitereinsatzplanung, das<br />

zentrale Werkzeug der Disponenten,<br />

sorgt für die optimale Auslastung:<br />

Mit seiner Hilfe werden die<br />

anstehenden Arbeitsaufträge zu<br />

Paketen zusammengestellt und den<br />

einzelnen Außendienstmitarbeitern<br />

oder -teams zugewiesen. Dabei<br />

berücksichtigt das System automatisiert<br />

Termine ebenso wie Qualifikationen<br />

und Arbeitszeiten der Mitarbeiter,<br />

die Verfügbarkeit von<br />

Materialien und Fertigungshilfsmitteln<br />

sowie die vorgegebene Abfolge<br />

der einzelnen Arbeitsschritte bei<br />

komplexen Aufträgen. Weitere Zeitund<br />

Kostenersparnisse ergeben sich<br />

durch die automatisierte Routenoptimierung,<br />

die Fahrzeiten minimiert.<br />

Abgerundet wird die Argos-Lösung<br />

durch eine mobile Komponente<br />

(Hard- und Software), die Außendienstmitarbeiter<br />

mit allen relevanten<br />

Auftragsinformationen versorgt<br />

und bei der Dokumentation der<br />

Arbeitsergebnisse vor Ort unterstützt.<br />

Kontakt:<br />

Bittner+Krull Softwaresysteme GmbH,<br />

Petra Welk,<br />

Tel. (089) 458595-27,<br />

www.bittner-krull.de,<br />

Halle 3, Stand 537.<br />

Cloud Computing für die Energie-Branche<br />

Auf Basis der neuen technologischen<br />

Möglichkeiten, bekannt<br />

unter dem Namen Cloud Computing,<br />

hat der IT-Dienstleister Atos<br />

Origin eine Reihe von internetbasierten<br />

Services speziell für die Energie-<br />

und Versorgungsbranche entwickelt.<br />

Diese Lösungen konzentrieren<br />

sich auf die Kernprozesse der<br />

Unternehmen wie zum Beispiel<br />

World Energy Market und Energy<br />

Service Hub.<br />

Mit dem World Energy Market<br />

bietet Atos Origin eine Cloud Computing<br />

Lösung für den Energie-Handel:<br />

Die Lösung liegt zentral in<br />

einem Atos Origin Rechenzentrum<br />

und die Kunden beziehen die Leistungen<br />

über das Web: Zu diesen<br />

Leistungen gehören unter anderem<br />

das Bilanzkreis-Management, Kapazitätsmanagement,<br />

das Matching<br />

von Handelsnomminierungen so -<br />

wie weitere Energielogistik-Leistungen.<br />

Ebenfalls über die Atos Origin<br />

Rechenzentrum Infrastruktur verfügbar<br />

ist der Energy Service Hub,<br />

mit dessen Hilfe die Kunden die<br />

Marktkommunikation auf Basis der<br />

jeweils aktuellen Vorgaben und mit<br />

Hilfe der unterschiedlichsten Formate<br />

abwickeln können. Durch den<br />

Einsatz des Energy Service Hub können<br />

unter anderem Lieferantenwechsel<br />

realisiert werden.<br />

Im Bereich Smart Metering bietet<br />

Atos Origin eine transaktionsbasierte<br />

Lösung für Energieversorger<br />

an. Atos Origin übernimmt den Service<br />

end-to-end: von der Installation<br />

der Zähler, über die Datenübertragung<br />

bis hin zur Anbindung an<br />

die entsprechenden Software-Systeme.<br />

Die Abrechnung dieser Leistung<br />

erfolgt transaktionsbasiert,<br />

also pro installiertem Zähler beziehungsweise<br />

pro Ablesung.<br />

Kontakt:<br />

Atos Origin,<br />

Stefan Pieper,<br />

Tel. (0201) 43059159,<br />

E-Mail: stefan.pieper@atosorigin.com,<br />

Halle 2, Stand 302<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 43


SONDERTEIL<br />

Utility Services für die Energiewirtschaft<br />

Bereits 7,5 Mio. der 40 Mio. deutschen<br />

Haushalte haben seit der<br />

Öffnung des Energiemarkts ihren<br />

Anbieter für Strom und <strong>Gas</strong> gewechselt.<br />

Der Druck auf die Energieversorger,<br />

die Abrechnungsprozesse<br />

auf einen externen Dienstleister zu<br />

verlagern, nimmt aufgrund steigender<br />

Prozessvielfalt und Kostentransparenz<br />

weiter zu.<br />

Um erfolgreich zu sein, sind<br />

Lösungen gefordert, die der Energiebranche<br />

dabei helfen, sich auf<br />

ihre Kernprozesse und den effizienten<br />

Einsatz ihrer Ressourcen zu<br />

fokussieren. Das Dienstleistungsportfolio<br />

von arvato ermöglicht es,<br />

neue Kunden zu erschließen, bestehende<br />

Kunden zu binden und abgewanderte<br />

Kunden zurückzugewinnen.<br />

Ziel ist es, das Umsatzpotenzial<br />

zu maximieren und gleichzeitig Risiken<br />

wie Zahlungsausfälle zu minimieren.<br />

arvato unterstützt Energieversorger<br />

dabei, ihre Kunden bestmöglich<br />

zu betreuen und den<br />

Kontakt zu ihnen zu pflegen.<br />

Für den Energiesektor übernimmt<br />

das Unternehmen im Rahmen<br />

eines Business Process Outsourcings<br />

die Auslagerung der<br />

Geschäftsprozessbearbeitung für<br />

den regionalen bis deutschlandweiten<br />

Energievertrieb. Damit nutzen<br />

Energieversorger Wertschöpfungspotenziale<br />

entlang der gesamten<br />

energiewirtschaftlichen Prozesskette<br />

von der Neukundengewinnung,<br />

Kundenbetreuung und -entwicklung<br />

bis zur Kundenbindung<br />

und -rückgewinnung sowie den<br />

zugehörigen IT-Solutions.<br />

Aus einem modular gestalteten<br />

Serviceportfolio können EVU die für<br />

sie relevanten Servicebausteine zu<br />

einer individuellen Kundenlösung<br />

zusammenstellen. Die komplette<br />

Dienstleistung umfasst die Kundenanmeldung,<br />

den Lieferantenwechsel,<br />

die Rechnungsprüfung,<br />

die Abrechnung und das Forderungsmanagement.<br />

Für die Marktrolle Netzbetreiber<br />

bietet arvato ebenfalls die Abwicklung<br />

der relevanten Marktprozesse<br />

an. Von der Abrechnung der<br />

Netzentgelte bis zur Unterstützung<br />

der EEG-Abwicklung können alle<br />

Services übernommen werden.<br />

Kontakt:<br />

arvato-Gemeinschaftsstand,<br />

arvato infoscore,<br />

Risk Management,<br />

www.arvato-infoscore.de,<br />

Halle 2, Stand 300.<br />

Abschied vom Ferraris-Zähler<br />

Zum 30. Juni 2011 stellt<br />

Landis+Gyr die Produktion von<br />

Ferraris-Zählern ein und konzentriert<br />

sich künftig ausschließlich auf<br />

digitale Technologie. Mit den Anforderungen,<br />

die an das Stromnetz der<br />

Zukunft gestellt werden, hat sich<br />

die mechanische Zählertechnik<br />

überlebt. Inzwischen liegt der Anteil<br />

digitaler Zähler europaweit bei über<br />

80 Prozent. Mit der E230-Plattform<br />

bietet Landis+Gyr Energieversorgern<br />

deswegen einen zeitgemäßen<br />

Ferraris-Ersatz, der dank moderner<br />

Messtechnik maximale Genauigkeit<br />

garantiert. Der vollelektronische<br />

Basiszähler vereint dabei sämtliche<br />

Vorteile der elektronischen Verbrauchserfassung<br />

und ist gleichzeitig<br />

kostengünstiger als ein Smart<br />

Meter. Versorger profitieren von<br />

einem sanften Übergang zur neuen<br />

Zähler-Generation bei voller Investitions-<br />

und Zukunftssicherheit.<br />

So ist der E230 mit insgesamt<br />

vier Tarifregistern gerüstet für die<br />

Einführung last- und zeitvariabler<br />

Tarife. Sämtliche Verbrauchsdaten<br />

können über das Zähler-Display<br />

abgerufen werden und stehen dem<br />

Verbraucher somit jederzeit zur<br />

Verfügung. Gleichzeitig können die<br />

Verbrauchs- und Messwerte mit<br />

Hilfe der optionalen Kommunikationsschnittstelle<br />

bei Bedarf auch<br />

fernausgelesen werden.<br />

Im Vergleich zum Ferraris-<br />

Zähler besitzt die E230-Plattform<br />

einen größeren Messbereich und<br />

eine effizientere Montage: Aufgrund<br />

der elektronischen Messtechnik<br />

kann der Zähler lageunabhängig<br />

verbaut werden. Die Folge:<br />

eine deutlich erleichterte und damit<br />

wesentlich schnellere Installation.<br />

Der E230 ist darüber hinaus nicht<br />

nur kleiner, sondern auch leichter<br />

als das herkömmliche Ferraris-<br />

Modell. Die geringeren Maße<br />

erleichtern den Einbau zusätzlich<br />

und senken darüber hinaus die<br />

Transportkosten. Die Effizienz setzt<br />

sich im Betrieb fort: Der elektronische<br />

Basis-Zähler verbraucht weniger<br />

Eigenenergie als ein mechanisches<br />

Modell (1,5 W gegenüber 4<br />

W). Nicht zuletzt profitieren Versorger<br />

von einem Zugewinn an Sicherheit:<br />

Manipulationsversuche (z. B.<br />

Januar/Februar 2011<br />

44 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Magnetfelder, Öffnen des Klemmdeckels<br />

etc.) werden vom E230<br />

automatisch erkannt.<br />

Neben dem Basiszähler bietet<br />

Landis+Gyr mit dem E350-EDL21<br />

eine weitere Alternative zum auslaufenden<br />

Ferraris-Modell: Der<br />

modulare Haushaltszähler deckt mit<br />

Powerlinecarrier (PLC), GSM/ GPRS<br />

und Ethernet das gesamte Kommunikationsspektrum<br />

ab.<br />

Mit der stetig wachsenden Flut<br />

an Messwerten ist die Datenverarbeitung<br />

für Energieversorger zu<br />

einem zentralen Thema geworden.<br />

In Zusammenarbeit mit SAP hat<br />

Landis+Gyr „Gridstream MDUS“ entwickelt:<br />

eine End-to-End Lösung,<br />

die die reibungslose Integration in<br />

SAP AMI (Advanced Metering Infrastructure<br />

– Integration for Utilities)<br />

garantiert. Gridstream MDUS sammelt<br />

und konsolidiert die Zählerdaten,<br />

während SAP AMI umfassende<br />

Services und Funktionen im Messdatenmanagement<br />

bietet. Funktionsweise<br />

und Umfang von Gridstream<br />

MDUS in Verbindung mit<br />

SAP AMI werden am Landis+Gyr-<br />

Stand live vorgeführt.<br />

Kontakt:<br />

Landis+Gyr AG,<br />

Katrin Becker,<br />

Tel. (0935) 6609,<br />

E-Mail: info@landisgyr.com,<br />

www.landisgyr.eu,<br />

Halle 3, Stand 464.<br />

Ganzheitliche Infrastrukturlösung für<br />

die elektrische Mobilität<br />

Experten sind sich einig: Künftig<br />

wird überall dort Strom geladen,<br />

wo das Fahrzeug geparkt wird. Voraussetzung<br />

dafür ist eine gut funktionierende,<br />

sichere und wartungsfreundliche<br />

Infrastruktur. Schlüsselfertige<br />

Gesamtlösungen sind eine<br />

Grundbedingung für eine rasche<br />

Verbreitung von Stromladestationen.<br />

Rasch installiert, einfach zu<br />

bedienen und höchst zuverlässig<br />

bei allen klimatischen Verhältnissen<br />

sollen sie sein. Personenschutz,<br />

gesetzliche Anforderungen, Normierungsrichtlinien<br />

und Sicherheitsbestimmungen<br />

erhöhen die<br />

Anforderungen an eine moderne<br />

Ladeinfrastruktur.<br />

Mit KeMove bietet KEBA eine<br />

ganzheitliche Infrastrukturlösung<br />

für die elektrische Mobilität, zu der<br />

auch ein umfassendes Dienstleistungsangebot<br />

gehört: Von der<br />

ersten Systemberatung und der Projektierung,<br />

über die Installation und<br />

Inbetriebnahme bis hin zur Wartung<br />

und Servicierung. Um die Kundenzufriedenheit<br />

dauerhaft sicherzustellen,<br />

steht das Unter nehmen seinen<br />

Kunden während des gesamten<br />

Lebenszyklus mit flexibel auf die<br />

individuellen Bedürfnisse zugeschnittenen<br />

Support- und Serviceleistungen<br />

zur Seite. Herzstück der<br />

Infrastrukturlösung ist KeContact<br />

flex, die autonome und flexible<br />

Ladestation für ein einfaches und<br />

sicheres Laden von elektrobetriebenen<br />

Fahrzeugen aller Art, wie Autos,<br />

Motorroller, Fahrräder, Segways<br />

oder auch Rollstühle, die sich bereits<br />

in der zweiten Generation befindet.<br />

Gemeinsam mit der Firma SoltrX<br />

Transaction Services GmbH präsentiert<br />

KEBA auch das Bezahlsystem<br />

KePlus X6 und zeigt dabei, wie sich<br />

für Unternehmen Kosteneinsparpotenziale,<br />

optimale Prozessorganisation<br />

und Risikominimierung rund<br />

um die Bargeldlogistik finden lassen.<br />

Kontakt:<br />

KEBA AG,<br />

Mag. Nina Lang,<br />

Tel. +43 (0)732 7090-25443,<br />

E-Mail: la@keba.com,<br />

www.keba.com,<br />

Halle 1, Stand 138.<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 45


SONDERTEIL<br />

Start der SOPTIM Akademie<br />

Die SOPTIM AG stellt mit ihren<br />

Standardprodukten SOPTIM VIM<br />

(Vertriebs-Informations-Ma nagement)<br />

und SOPTIM PMS (Portfolio-<br />

Management-System) eine zeitgemäße<br />

und zukunftsorientierte<br />

Anwendungsarchitektur zur Verfügung,<br />

die in gelebten Best-Practice-<br />

Prozessen Transferpreismodelle zwi -<br />

schen Vertrieb und Beschaffung<br />

umsetzt. Zentrale Teilprozesse wie<br />

Prognose, Kalkulation, Nachkalkulation,<br />

Energieeinkauf, Risikobewertung<br />

etc. werden in einer schlüssigen Kette<br />

bearbeitet und über ein aussagefähiges<br />

Berichtswesen do kumentiert.<br />

Das neu geschaffene Standardprodukt<br />

SOPTIM BKM zur Umsetzung<br />

der MaBiS automatisiert ge -<br />

zielt die Datenprüfungs- und<br />

Kommunikationsprozesse des Bilanzkreisverantwortlichen<br />

und des<br />

Lieferanten. Außerdem unterstützt<br />

es bei dem vollständigen Geschäftsprozess<br />

der Prüfung der Bilanzkreisabrechnung<br />

(sowohl Handels- als<br />

auch Netzbilanzkreis):<br />

Mit über 50 Beratern, die täglich<br />

im Einsatz sind, hat das Unternehmen<br />

eine Menge an Prozesswissen<br />

aufgebaut. Das macht SOPTIM nun<br />

– neben den Beratungsprojekten –<br />

in Form der SOPTIM Akademie<br />

zugänglich.<br />

Die thematische Zusammensetzung<br />

der Schulungen orientiert sich<br />

an den Marktrollen in der Energiewirtschaft.<br />

So stehen folgende Themenbereiche<br />

im Fokus: Beschaffung<br />

und Handel, MaBiS, Netze, Vertrieb<br />

und die Wechselprozesse im Messwesen<br />

(WiM). Die Art der Schulungen<br />

wiederum ist an den Erfordernissen<br />

der zu erwartenden Teilnehmerstruktur<br />

ausgerichtet.<br />

Produkt-Basisschulungen:<br />

Experten-Schulungen halten<br />

intensive Spezialthemen sowie<br />

Tricks und Tipps für erfahrene<br />

Mitarbeiter bereit.<br />

Themenschulungen: bieten die<br />

Möglichkeit, das Basiswissen in<br />

einem Unternehmen zu vergrößern.<br />

Zukunftsthemen werden mit<br />

Strategen und Entscheidern<br />

eines Unternehmens in Seminaren<br />

vorgestellt, diskutiert und<br />

mögliche Strategien und Konsequenzen<br />

erarbeitet.<br />

Die Schulungen finden als Seminare<br />

oder Workshops im Aachener<br />

Stammsitz statt. Die Schulungsräume<br />

sind mit vernetzten Computerarbeitsplätzen<br />

ausgestattet, die<br />

je nach Bedarf und Thematik parallel<br />

zu den Schulungsunterlagen ge -<br />

nutzt werden.<br />

Kontakt:<br />

SOPTIM AG, Stephanie Lemken,<br />

E-Mail: stephanie.lemken@soptim.de,<br />

www.soptim.de,<br />

Halle 1, Stand 432.<br />

Kursübersicht SOPTIM Akademie 2011, erstes Halbjahr.<br />

Januar/Februar 2011<br />

46 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


SONDERTEIL<br />

Econ<strong>Gas</strong> sorgt für Wettbewerb am deutschen<br />

<strong>Erdgas</strong>markt<br />

Der österreichische <strong>Erdgas</strong>versorger<br />

Econ<strong>Gas</strong> zählte lange zu<br />

den wenigen ausländischen Anbietern,<br />

die deutschen Unternehmen<br />

und Stadtwerken einen umfassenden<br />

Liefervertrag für <strong>Erdgas</strong>-Vollversorgungen<br />

vorlegen konnten. Seit<br />

Herbst 2005 ist der Versorger mit<br />

einer in Regensburg ansässigen<br />

Tochtergesellschaft in Deutschland<br />

aktiv. Den deutschen Kunden<br />

kommt zugute, dass Econ<strong>Gas</strong> über<br />

beträchtliche Liberalisierungserfahrung<br />

verfügt. Der österreichische<br />

Markt zählt zu den wenigen in<br />

Europa, in denen die Liberalisierung<br />

seit 2002 bereits de facto und nicht<br />

nur de lege umgesetzt ist. Von den<br />

so bereits gesammelten Erfahrungen<br />

profitieren die deutschen Verbraucher.<br />

Als österreichischer Marktführer<br />

im B2B-Segment steht die<br />

Econ<strong>Gas</strong> GmbH als 50-prozentige<br />

Tochter der OMV <strong>Gas</strong> & Power (die<br />

restlichen 50 Prozent halten bedeutende<br />

österreichische <strong>Erdgas</strong>unternehmen)<br />

im internationalen Wettbewerb.<br />

Mittlerweile setzt Econ<strong>Gas</strong><br />

bereits mehr als ein Viertel ihres <strong>Erdgas</strong>es<br />

mit den drei Tochtergesellschaften<br />

in Deutschland, Italien und<br />

Ungarn ab. Der Fokus auf eine breite,<br />

vielfältige <strong>Erdgas</strong>beschaffung ist<br />

neben der persönlichen Betreuung<br />

ein ganz wesentliches Asset von<br />

Econ<strong>Gas</strong>. Dazu gehören neben langfristigen,<br />

direkten Beschaffungsverträgen<br />

mit den wichtigsten Bezugsländern<br />

und starkem Engagement<br />

im LNG- und Trading-Geschäft auch<br />

die beachtlichen Speicherkapazitäten<br />

des Versorgers.<br />

Kontakt:<br />

Econ<strong>Gas</strong> Deutschland GmbH,<br />

Tel. (0941) 784957-0,<br />

E-Mail: office@econgas.com,<br />

www.econgas.com,<br />

Halle 2, Stand 402.<br />

Ressourcenoptimierung und MDM im Visier<br />

Beim Messeauftritt der KISTERS<br />

AG stehen in diesem Jahr zwei<br />

Themen im Vordergrund: Ressourcenoptimierung<br />

und MDM (Meter<br />

Data Management). Für ersteres<br />

bietet der Aachener IT-Spezialist für<br />

die Energiebranche mit BelVis<br />

ResOpt eine performante Lösung.<br />

Die ermöglicht den effizienten Einsatz<br />

aller zur Verfügung stehender<br />

Ressourcen wie Anlagen, Verträge,<br />

usw. Und zwar so, dass die Belieferung<br />

mit Strom, Regelenergie, <strong>Gas</strong>,<br />

Wärme, Dampf und Wasser garantiert<br />

ist. Es werden die innerhalb des<br />

zur Verfügung stehenden Portfolios<br />

definierten technischen, betriebswirtschaftlichen<br />

und ökologischen<br />

Randbedingungen eingehalten.<br />

Dabei sorgt die Software für minimale<br />

Kosten und maximale Erlöse.<br />

Das BelVis Meter Dat a Management<br />

ist die Lösung für den Messdienstleister<br />

zum Betrieb von Smart<br />

Metern. Als Bindeglied zwischen<br />

Prozessdaten- und unternehmensweiter<br />

Informationsverarbeitung<br />

stellt sie beiden Seiten ihre Funktionen<br />

zur Verfügung. Sie ist Multi-<br />

Commodity-orientiert und vorausschauend<br />

für die Umsetzung<br />

zukünftiger Smart Metering Anforderungen<br />

konzipiert.nDie wirtschaftlichen<br />

und ökologischen<br />

Gesamteffekte machen die Nutzung<br />

von BelVis ResOpt zur Ressourcenoptimierung<br />

nicht nur bei großen<br />

Energieversorgern interessant.<br />

Auch Unternehmen mit einer geringen<br />

Anzahl von BHKWs, <strong>Gas</strong>verträgen,<br />

Speichern, etc. können von der<br />

Lösung profitieren. Dies gilt umso<br />

mehr, da die Energiebezugspreise<br />

mittelfristig steigen und auch kleine<br />

EVU und Industrieunternehmen zu<br />

optimalen und transparenten Einsatzentscheidungen<br />

zwingen.<br />

Kontakt:<br />

KISTERS AG,<br />

Dieter Goeke,<br />

Tel. (0241) 9671-145,<br />

E-Mail: dieter.goeke@kisters.de<br />

www.kisters.de,<br />

Halle 3, Stand 131.<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 47


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Realisierung der gesetzlichen Vorgaben<br />

für „Smart <strong>Gas</strong> Meter“ (Energiewirtschaftsgesetz<br />

§§ 21b und 40)<br />

Smart Metering, Energiewirtschaftsgesetz, EDL21/EDL40, Impulsschnittstelle,<br />

DVGW Lastenheft, Kostengünstige Realisierung, Nachrüstung bestehender Zähler<br />

Werner Domschke<br />

Im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) werden in den<br />

§§21b und 40 Forderungen erhoben, die den An -<br />

schluss nutzer zur Einsparung von Energie anregen<br />

sollen. Die Fachverbände FNN bzw. DVGW haben in<br />

Lastenheften für Strom- bzw. <strong>Gas</strong>zähler Lösungen<br />

beschrieben, wie diese gesetzlichen Regelungen technisch<br />

realisiert werden können.<br />

Einerseits sind die heute installierten mechanischen<br />

Zähler für Strom und <strong>Gas</strong> meist nicht geeignet,<br />

die Forderungen des EnWG zu erfüllen. Deshalb sind<br />

unter bestimmten Bedingungen diese Zähler gegen<br />

elektronische auszutauschen. Teilweise sind diese<br />

neuen Geräte noch nicht verfügbar oder der Austausch<br />

stellt bei den derzeitig bekannten Preisen der<br />

Geräte einen sehr hohen Investitionsaufwand dar.<br />

Andererseits sind am Markt Zusatzgeräte, insbesondere<br />

für mechanische <strong>Gas</strong>zähler erhältlich, die es<br />

ermöglichen, ohne Austausch der Zähler die Bedingungen<br />

des EnWG §21b und §40 zu erfüllen. Damit<br />

können vorhandene Zähler nachgerüstet und deutliche<br />

Kostenvorteile erreicht werden.<br />

Insbesondere im DVGW Lastenheft EDL <strong>Gas</strong> werden<br />

Anforderungen an den Anschluss von Zusatzmodulen<br />

erhoben, die nachfolgend anhand der Zuverlässigkeit<br />

von Impulsausgängen diskutiert werden<br />

sollen.<br />

Die Impulsschnittstelle wird von der PTB und den<br />

Landeseichämtern als Untermenge von Kommunikationsschnittstellen<br />

angesehen und zur Übertragung<br />

von abrechnungsrelevanten Daten akzeptiert. In den<br />

entsprechenden PTB- Unterlagen wird die Messwertnachbildung<br />

in den Zusatzeinrichtungen als originärer<br />

Zählerwert anerkannt.<br />

Ferner ist zu sagen, dass der Einsatz der beschriebenen<br />

Module die Verwirklichung einer effektiven<br />

Smart-Grid-Architektur beschleunigen wird. Beispielsweise<br />

lassen sich Lastmanagement und neue<br />

Tarifstrukturen mit der geplanten Kommunikationsstruktur<br />

problemlos und interoperabel umsetzen.<br />

Realization of the legal requirements for „Smart <strong>Gas</strong><br />

Meter“(legislation in the energy supply industry<br />

(EnWG) Articles 21b and 40)<br />

In Germany, legislation in the energy supply industry<br />

(EnWG) specifies new requirements (Articles 21b and<br />

40) to encourage end consumers to save energy. The<br />

German trade associations FNN and DVGW have<br />

rewritten the specifications for electricity and gas<br />

meters to comply with these new legal requirements.<br />

Most existing electricity and gas meters do not comply<br />

with the new legislation. Therefore the old<br />

mechanical meters must be replaced with new electronic<br />

meters. The replacement is hindered partly by<br />

the unavailability of suitable meters and partly by the<br />

high investment cost.<br />

Fortunately, it is possible to up-grade mechanical<br />

gas meters to comply with the new law at relatively<br />

low cost by installing an additional module.<br />

The DVGW specifications (EDL <strong>Gas</strong>) provide the<br />

requirements for these additional modules, in particular<br />

with regard to the reliability of impulse inputs.<br />

The PTB and the National Weights & Measures<br />

Institutes (Landeseichämter) consider the impulse<br />

interfaces to be a subset of the communications ports<br />

and thus acceptable for billing purposes. In the corresponding<br />

PTB documentation, the meter values<br />

provided by the additional modules are recognized to<br />

be original meter values.<br />

The use of these additional modules will accelerate<br />

the implementation of interoperable and troublefree<br />

smart grid architectures including, for example,<br />

load management and variable tariffing.<br />

Januar/Februar 2011<br />

48 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

1. Smart Metering<br />

Der Trend zu erneuerbaren Energien ist überall sichtbar:<br />

Windräder stehen auf allen Hügeln und die „Solardächer“<br />

nehmen immer mehr zu. Diese Entwicklung ist<br />

begründet durch die Verknappung der fossilen Energieressourcen<br />

und die damit verbundene Preissteigerung<br />

für die Energie. Politisch wird das im Europäischen Maßstab<br />

und auch in Deutschland sehr stark gefordert und<br />

gefördert.<br />

Im Jahr 2006 hat die Europäische Union die „RICHTLI-<br />

NIE 2006/32/EG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND<br />

DES RATES über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen“<br />

[1] veröffentlicht.<br />

Mit der Neuformulierung des Energiewirtschaftsgesetzes<br />

(EnWG)[ 2] wurden 2008 die Grundzüge für die<br />

Einführung von Smart Metering in Deutschland festgeschrieben.<br />

1.1 EDL21<br />

Der in Fachkreisen häufig verwendete Begriff „EDL21“<br />

bezieht sich auf den §21 des deutschen Energiewirtschaftsgesetzes<br />

(EnWG).<br />

§ 21b Messeinrichtungen<br />

„(3a) Soweit dies technisch machbar und wirtschaftlich<br />

zumutbar ist, haben Messstellenbetreiber ab dem<br />

1. Januar 2010 beim Einbau von Messeinrichtungen in<br />

Gebäuden, die neu an das Energieversorgungsnetz<br />

angeschlossen werden oder einer größeren Renovierung<br />

… unterzogen werden, jeweils Messeinrichtungen<br />

einzubauen, die dem jeweiligen Anschlussnutzer den<br />

tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche<br />

Nutzungszeit widerspiegeln.<br />

(3b) Soweit dies technisch machbar und wirtschaftlich<br />

zumutbar ist, haben Messstellenbetreiber ab dem<br />

1. Januar 2010 bei bestehenden Messeinrichtungen<br />

jeweils Messeinrichtungen anzubieten, die dem jeweiligen<br />

Anschlussnutzer den tatsächlichen Energieverbrauch<br />

und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegeln.“<br />

Zur Realisierung dieser Forderungen hat die Bundesnetzagentur<br />

im Juni 2010 das „Positionspapier zu den<br />

Anforderungen an Messeinrichtungen nach § 21b Abs.<br />

3a und 3b EnWG“ [3] herausgegeben.<br />

In diesem Positionspapier wird Stellung genommen<br />

zur Interpretation der Begriffe „tatsächlicher Energieverbrauch“<br />

sowie „tatsächliche Nutzungszeit“ und es werden<br />

Hinweise zur „Widerspiegelung an den Anschlussnutzer“<br />

gegeben. Demnach soll dem Anschlussnutzer<br />

an einer Anzeige am Zähler bzw. an einer Zusatzeinrichtung<br />

sein Stromverbrauch in kWh oder sein <strong>Gas</strong>verbrauch<br />

in m3 in dem Zeitraum der<br />

vergangenen 24 Stunden (1 Tag),<br />

vergangenen 168 Stunden (7 Tage) und<br />

vergangenen 720 Stunden (30 Tage)<br />

angezeigt werden.<br />

1.2 EDL40<br />

Auch der Begriff EDL40 bezieht sich auf das Energiewirtschaftsgesetz<br />

(EnWG).<br />

§ 40 Strom- und <strong>Gas</strong>rechnungen, Tarife<br />

„(2) Lieferanten sind verpflichtet, den Energieverbrauch<br />

nach ihrer Wahl monatlich oder in anderen<br />

Zeitabschnitten, die jedoch zwölf Monate nicht<br />

wesentlich überschreiten dürfen, abzurechnen.<br />

Sofern der Letztverbraucher dies wünscht, ist der<br />

Lieferant verpflichtet, eine monatliche, vierteljährliche<br />

oder halbjährliche Abrechnung zu vereinbaren.<br />

(3) Energieversorgungsunternehmen haben, soweit<br />

technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar,<br />

spätestens bis zum 30. Dezember 2010 für Letztverbraucher<br />

von Elektrizität einen Tarif anzubieten, der<br />

einen Anreiz zu Energieeinsparung oder Steuerung<br />

des Energieverbrauchs setzt. Tarife im Sinne von Satz<br />

1 sind insbesondere lastvariable oder tageszeitabhängige<br />

Tarife.“<br />

Was ist hier herauszulesen? „Sofern der Letztverbraucher<br />

dies wünscht, …“ muss der Energielieferant z. B.<br />

monatlich eine Rechnung schreiben (Abs. (2)). Mit einer<br />

manuellen Ablesung oder der Postkartenablesung ist<br />

die monatliche Erfassung des Zählerstandes nicht<br />

zuverlässig machbar und wirtschaftlich nicht darstellbar.<br />

Hier werden intelligente Zähler (smart meters)<br />

benötigt, die ihre Werte z. B. über Funk oder das Internet<br />

in die Abrechnungs- oder Leitzentrale übertragen.<br />

Die Einführung von Tarifen nach Abs. (3) sollen den<br />

Anschlussnutzer dazu anregen, bei billigem Strom die<br />

Verbraucher einzuschalten, die zu beliebigen Zeiten<br />

ein- oder ausgeschaltet werden können (z. B. Kühltruhen,<br />

Geschirrspüler, Speicherheizungen, Warmwasserbereiter),<br />

und bei teurem Strom diese wieder abzuschalten.<br />

In einem späteren Schritt sind hierfür Automatisierungslösungen<br />

zu erwarten.<br />

2. Realisierung der EDL-Richtlinie<br />

2.1 FNN- und DVGW Lastenhefte<br />

Die Fachverbände haben auf die Vorgaben des Gesetzgebers<br />

reagiert und Vorschläge erarbeitet, wie die Forderungen<br />

technisch sinnvoll umzusetzen seien. Das<br />

Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN) [4] hat das<br />

Lastenheft EDL Elektronische Haushaltszähler[5] und der<br />

Deutsche Verein des <strong>Gas</strong>- und Wasserfaches e. V. (DVGW)<br />

[6] im Oktober 2010 das Lastenheft „EDL-Zähler <strong>Gas</strong>“[7]<br />

herausgegeben. Dieses Lastenheft wird derzeit nochmals<br />

überarbeitet und ist noch nicht verabschiedet.<br />

2.2 Technische Umsetzung<br />

Beide Lastenhefte beschreiben, dass im ersten Schritt<br />

die Messgeräte nur die technischen Mindestanforderungen<br />

nach dem EnWG § 21b erfüllen müssen. Diese<br />

im § 21b geforderte Information der „…jeweiligen<br />

Anschlussnutzer (über) den tatsächlichen Energiever-<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 49


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Bild 1.<br />

<strong>Gas</strong>cockpit<br />

der Firma<br />

co.met [12].<br />

Bild 2.<br />

EDL21<br />

Anzeigemodul<br />

für <strong>Gas</strong>zähler<br />

der Firma<br />

SMARVIS.<br />

brauch und die tatsächliche Nutzungszeit“ kann in einer<br />

lokalen Anzeigeeinheit realisiert werden. Die Erfüllung<br />

des EnWG § 40 wird – insbesondere aus ökonomischen<br />

Gesichtspunkten – durch eine Datenfernauslesung<br />

erleichtert. Hierfür kommen Aufrüstvarianten oder Zähler<br />

mit erweitertem Funktionsumfang infrage.<br />

Bei den bisher eingesetzten Stromzählern im Haushaltsbereich<br />

handelt es sich fast ausschließlich um<br />

mechanische Zähler nach dem Ferraris- Prinzip. Diese<br />

sind mit einem technisch und finanziell sinnvollen Aufwand<br />

nicht so erweiterbar, dass sie den Anforderungen<br />

nach § 21b EnWG entsprechen. Diese Zähler müssen<br />

also gegen neue elektronische Zähler ausgetauscht<br />

werden. Im Markt werden entsprechende EDL21 Zähler<br />

[8] [9] [10] oder Zusatzmodule angeboten, die an eine<br />

vorhandene Kommunikationsschnittstelle eines elektronischen<br />

Zählers angeschlossen werden können [11].<br />

Im <strong>Gas</strong>bereich werden seit mehreren Jahren <strong>Gas</strong>zähler<br />

mit einer Impulsschnittstelle ausgerüstet, um Zusatzeinheiten<br />

nachrüsten zu können. Damit ist es möglich,<br />

die entnommene <strong>Gas</strong>menge durch Zählen der Impulse<br />

zu erfassen, ohne dass der Zähler getauscht werden<br />

muss.<br />

Für <strong>Gas</strong>zähler sind derzeit zwei Produkte im Markt, die<br />

die Impulsschnittstelle nutzen, um über eine Zusatzeinheit<br />

die Forderungen nach § 21b EnWG erfüllen zu können:<br />

Die Firma co.met bietet das <strong>Gas</strong>-Cockpit [12] und<br />

die Firma SMARVIS den Impulsadapter AEW307.1 [13] an.<br />

An diese Schnittstelle lassen sich ebenso Funkmodule<br />

anschließen, die die Zählerstände im OMS-Format senden.<br />

Somit ist eine Zählerfernauslesung in Abrechnungssysteme<br />

und andere Anwendungssysteme möglich. Ein<br />

Beispiel dafür ist der AEW 36.1 der Firma SMARVIS.<br />

3. Zählerschnittstellen für Anzeige<br />

und Fernauslesung<br />

Die nachfolgenden Bemerkungen beziehen sich auf die<br />

Nachrüstung von installierten Zählern mit Anzeigeeinheiten,<br />

um den Forderungen des § 21b EnWG zu entsprechen,<br />

oder mit Kommunikationsmodulen, um Zähler<br />

aus der Ferne auslesen zu können. Werden vorhandene<br />

Zähler durch neue ersetzt und ist ein<br />

Kommunikationsnetz vorhanden oder soll in Kürze installiert<br />

werden, so bietet sich die Installation von kommunikativen<br />

Zählern an.<br />

Bild 3.<br />

EDL 40<br />

AEW 36.1<br />

<strong>Gas</strong>zählerfunkmodul.<br />

3.1 Stromzähler<br />

Die Nachrüstung von Ferraris-Stromzählern mit<br />

Anzeige- oder Kommunikationsmodulen wurde oben<br />

bereits ausgeschlossen. So können die im FNN-Lastenheft<br />

eHZ [14] definierten optischen Schnittstellen für<br />

elektronische Haushaltszähler für die Ankopplung von<br />

Anzeige- oder Kommunikationsmodulen verwendet<br />

werden. Die „Info-Schnittstelle“ ist an der Frontseite und<br />

die „MSB-Schnittstelle“ an einem nur für Fachleute<br />

zugängigem Bereich angeordnet.<br />

Januar/Februar 2011<br />

50 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

Andere Produkte (z. B. Easymeter [15]) verfügen über<br />

eine optische Schnittstelle mit vergleichbarer Funktionalität<br />

wie die Info-Schnittstelle des eHZ. Bei dem in der<br />

Spezifikationsphase befindlichen Dreipunkt Haushaltszähler<br />

(3.HZ) kann davon ausgegangen werden, dass<br />

dort gleiche Schnittstellen definiert werden und die<br />

Ankopplung von Anzeige- oder Kommunikationsmodulen<br />

auf dieselbe Weise erfolgen kann.<br />

Über diese Schnittstellen wird der Anzeigewert<br />

direkt übertragen. Ein Anzeige- oder Kommunikationsmodul<br />

erhält den originalen Zählerstand und kann daraus<br />

die geforderten Anzeigewerte bilden oder die Verbrauchswerte<br />

zu einem Datensammler per Funk oder<br />

drahtgebunden senden.<br />

Prototypen eines solchen Funkmoduls wurden von<br />

der Firma QUNDIS im Jahre 2005 in Pilotanlagen bei<br />

RheinEnergie, in Verbindung mit Heizkostenverteilern,<br />

Wasserzählern und Wärmezählern eingebaut und arbeiten<br />

seit dem ohne Beanstandung.<br />

Von der Diehl Metering Gruppe wird ein vergleichbares<br />

Funkmodul angeboten.<br />

Bild 4.<br />

Funkmodul<br />

IZAR RADIO<br />

ADAPTER<br />

ZVEI [20].<br />

3.2 <strong>Gas</strong>zähler<br />

Im Gegensatz zum Stromzähler gibt es bisher keinen<br />

elektronischen <strong>Gas</strong>zähler, der in dem Preisbereich der<br />

heute installierten mechanischen Balgengaszähler liegt.<br />

Das heißt, es ist derzeit keine ökonomisch sinnvolle<br />

Lösung für einen elektronischen EDL21-<strong>Gas</strong>zähler vorhanden,<br />

der gemäß § 21b den tatsächlichen Energieverbrauch<br />

sowie die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegelt.<br />

Um die installierten <strong>Gas</strong>zähler auch für § 21 oder für<br />

§ 40 verwenden zu können, bietet sich der in den meisten<br />

Zählern vorhandene vorgerüstete Impulsausgang an.<br />

Der Impulsausgang schließt je nach Zählertyp einen<br />

Kontakt bei jeder Umdrehung der 1 Liter- oder 10 Literzahlenrolle.<br />

Diese Informationen können verwendet<br />

werden, um eine externe Baugruppe als Anzeigeeinheit<br />

nach EnWG § 21b oder Kommunikationseinheit nach<br />

EnWG § 40 arbeiten zu lassen.<br />

4. Übertragung abrechnungsrelevanter<br />

Daten<br />

4.1 Zuverlässigkeit der Schnittstellen<br />

Die Kommunikation über eine serielle Schnittstelle, die<br />

den Messwert entweder über elektronische oder optische<br />

Telegramme überträgt, wie sie z . B. beim Stromzähler<br />

realisiert wird, hat eine sehr große Zuverlässigkeit,<br />

wenn das sendende und das empfangende Gerät „die<br />

gleiche Sprache sprechen“.<br />

Demgegenüber wird dem Impulsausgang eine<br />

geringe Zuverlässigkeit nachgesagt.<br />

Messreihen von Impulsmodulen mit Wasserzählern<br />

und <strong>Gas</strong>zählern in den letzten vier Jahren sowie Feldversuche<br />

und Erfahrungen von Anwendern haben entgegen<br />

der landläufigen Meinung dem Impulsausgang<br />

Bild 5. Prototyp Stromzählerfunkmodul QUNDIS.<br />

eine hohe Zuverlässigkeit bescheinigt. Voraussetzung<br />

ist eine fachgerechte Montage.<br />

Exakt dokumentiert sind vier Messreichen der Firma<br />

QUNDIS, die im Anhang zu finden sind. Hier tritt ein Fehler<br />

im Durchschnitt nach 452 566 Impulsen auf. Der<br />

durchschnittliche <strong>Gas</strong>verbrauch im Haushalt liegt bei<br />

16 m³ <strong>Gas</strong> pro m² und Jahr für Heizung und Warmwasser.<br />

Haushalte, die <strong>Gas</strong> nur zum Heizen nutzen, verbrauchen<br />

im Schnitt 14 m 3 pro m² und Jahr (Quelle: Techem-<br />

AG-Studie 2006/2007) [16].<br />

Daraus kann man errechnen, dass bei einem durchschnittlichen<br />

Vier-Personen-Haushalt mit 1646 m³ <strong>Gas</strong><br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 51


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

zum Heizen alle 2,75 Jahre ein Fehler von einem Impuls,<br />

also von 0,010 m 3 <strong>Gas</strong> auftritt.<br />

Da bei <strong>Gas</strong> die kleinste Abrechnungseinheit der<br />

Kubikmeter ist, tritt theoretisch ein Abrechnungsfehler<br />

von 1 m 3 erst nach 275 Jahren auf.<br />

Dem gegenübergestellt sind für Balgengaszähler der<br />

Klasse 1,5 nach DIN EN 1359 im Volumendurchfluss Q mit<br />

Q t < Q < Q max Messabweichungen von –1,5 % und +1,5 %<br />

zulässig. Das heißt, bei 1646 m3 <strong>Gas</strong> Jahresverbrauch ist<br />

laut Norm ein Messfehler von ±24,7 m 3 erlaubt.<br />

4.2 PTB- und DVGW- Anforderungen an Impulsschnittstellen<br />

In den bekannten Veröffentlichungen, Richtlinien,<br />

Rundschreiben und Anforderungen der PTB und des<br />

DVGW wird die Impulsschnittstelle als Teilmenge von<br />

Kommunikationsschnittstellen angesehen. Die Impulsschnittstelle<br />

wird von der PTB und den Landeseichämtern<br />

als Möglichkeit des Anschlusses von geeichten und<br />

ungeeichten Zusatzgeräten an Messgeräte zugelassen.<br />

In den PTB Anforderungen PTB-A 50.7[ 17] werden<br />

Impulsschnittstellen im Abschnitt 3.1.2 beschrieben.<br />

Dort wird ausgeführt, dass „Die Verbindung zur Impulsübertragung<br />

… im Gegensatz zu anderen analogen<br />

Schnittstellen … nicht eichtechnisch gesichert zu werden<br />

(braucht), wenn die Impulse mit leistungs- bzw.<br />

durchflussproportionaler Frequenz vom Messgerät an<br />

die angeschlossene Zusatzeinrichtung übertragen werden<br />

und letztere die Arbeit bzw. das Volumen durch<br />

Kumulierung der Impulse selbst parallel zum Messgerät<br />

berechnet und anzeigt (→ Messwertwiederholung).“<br />

Mit der beschriebenen „Messwertwiederholung“<br />

werden die Werte des mechanischen Zählwerks in der<br />

Zusatzeinrichtung als originäre Werte abgebildet und<br />

als solche von der PTB als abrechnungsrelevante Werte<br />

akzeptiert.<br />

Im DVGW Rundschreiben G 02/10 [18] werden für<br />

den Anschluss eines Zusatzgerätes zur Belastungsregistrierung<br />

für die Verrechnung gemessener Leistung Forderungen<br />

an eine Impulsschnittstelle insbesondere an<br />

die Auflösung der Impulse gestellt. Damit die eichrechtliche<br />

Fehlergrenze der Zusatzeinrichtung von 1 % eingehalten<br />

wird, sind mindestens 100 Impulse pro Abrechnungseinheit<br />

erforderlich. Diese Forderung wird gemäß<br />

Rundschreiben nicht von allen <strong>Gas</strong>zählern erfüllt. Für<br />

Neuanlagen, die ab dem 1. Juli 2010 in Betrieb genommen<br />

werden, darf die gemessene Leistung nur abgerechnet<br />

werden, wenn dem Abrechnungswert mindestens<br />

100 Impulse zu Grunde liegen.<br />

In der PTB-Anlage1 zum DVGW Rundschreiben<br />

G 02/10 wird u. a. das Encoder-Zählwerk mit der Impulsschnittstelle<br />

verglichen: „Encoder-Zählwerke erhöhen<br />

somit die Genauigkeit der Belastungsregistrierung um<br />

eine Zehnerpotenz – allerdings nur dann, wenn sie auch<br />

die letzte Zahlenrolle auslesen. Einige Encoder-Zählwerke<br />

verzichten auf die Auslesung der letzten Ziffer<br />

des Zählwerks und bieten damit keine Vorteile bei der<br />

Belastungsregistrierung.“<br />

Diese Aussage kann sicher für alle Zusatzeinrichtungen<br />

zu <strong>Gas</strong>zählern, nicht nur für die Belastungsregistrierung,<br />

verallgemeinert werden.<br />

4.3 Information zum tatsächlichen Verbrauch und<br />

der Nutzungszeit<br />

Die Forderungen des § 21b EnWG sollen den Letztverbraucher<br />

zum Energieeinsparen anregen. Das kann<br />

durch die Anzeige des Verbrauchs des letzten Tages<br />

(24 Stunden), der letzten Woche (168 Stunden) und des<br />

letzten Monats (720 Stunden) realisiert werden. Die<br />

Wahrscheinlichkeit für das Auftreten eines Übertragungsfehlers<br />

vom <strong>Gas</strong>zähler zum Anzeigemodul ist<br />

nach dem Stand der Technik und den geschilderten<br />

Erkenntnissen nahe Null. Selbst wenn in dieser Zeit ein<br />

Fehler z. B. von 0,01 m 3 auftritt, wird dieser nicht erkannt,<br />

da die Anzeigeeinheit nur in 0,1 m 3 Schritten anzeigt.<br />

Außerdem sind diese Informationen keine abrechnungsrelevanten<br />

Daten.<br />

4.4 Übertragung des originären Zählerstandes<br />

Für die Abrechnung des Verbrauches von <strong>Gas</strong> ist es<br />

wichtig, dass die Werte auf der Rechnung dem tatsächlichen<br />

Verbrauch entsprechen. Insbesondere beim <strong>Gas</strong><br />

gibt es viele Einflüsse, die den tatsächlichen Verbrauchswert<br />

verfälschen können. Beispielsweise können Fehler<br />

auftreten durch<br />

den Messfehler des <strong>Gas</strong>zählers,<br />

die Temperatur des <strong>Gas</strong>es,<br />

den Luftdruck und den <strong>Gas</strong>druck,<br />

den Brennwert des <strong>Gas</strong>gemisches,<br />

Kommunikationsfehler beim Ablesen und Übertragen<br />

des Ablesewertes in die Abrechnungseinheit.<br />

Insbesondere der letztgenannte Fehlereinfluss ist in<br />

der Praxis der kleinste und kann durch eine automatische<br />

Fernauslesung weitestgehend ausgeschaltet werden.<br />

Aber auch dieser Weg ist nicht ganz fehlerfrei. So<br />

können beispielsweise Störungen des Übertragungsweges<br />

auftreten, die das Datentelegramm verfälschen<br />

oder die Auswerteeinheit kann in Ausnahmefällen die<br />

übertragenen Telegramme falsch interpretieren.<br />

In dem vorliegenden diskutierten Fall, dass ein<br />

Impulsausgang z. B. aller 0,01 m 3 eine Information ausgibt<br />

(einen Kontakt schließt), muss der Zählerstand des<br />

mechanischen Zählwerks in dem externen Kommunikationsmodul<br />

einprogrammiert werden (vgl. PTB-A 50.7<br />

→ Messwertwiederholung). Diese Werte werden von<br />

der PTB als originäre Zählerwerte für Abrechnungszwecke<br />

akzeptiert. Solche Geräte sind zulassungs- und eichfähig.<br />

Die hier möglichen Fehler wurden bereits im<br />

Abschnitt „Zuverlässigkeit der Schnittstellen“ diskutiert<br />

und haben aus den dargestellten Gründen keinen<br />

abrechnungsrelevanten Einfluss.<br />

Januar/Februar 2011<br />

52 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

4.5 Schlussfolgerungen<br />

Der Anschluss von Zusatzmodulen an <strong>Gas</strong>zähler für die<br />

lokale Darstellung des tatsächlichen <strong>Gas</strong>verbrauchs und<br />

der Nutzungszeit bzw. für die Fernauslesung der Zählerstände<br />

ist die kostengünstigste Möglichkeit, vorhandene<br />

<strong>Gas</strong>zähler den Forderungen der §§ 21b und 40 des<br />

EnWG anzupassen.<br />

Die vorgelegte Diskussion der Zuverlässigkeit von<br />

Impulsschnittstellen hat nachgewiesen, dass die Fehler,<br />

die durch diese Art der Kommunikation auftreten, nur<br />

Bruchteile der zulässigen Messfehler der <strong>Gas</strong>zähler<br />

betragen und auch keine Relevanz für die Abrechnung<br />

haben.<br />

Die Impulsschnittstelle wird von der PTB und den<br />

Landeseichämtern als Untermenge von Kommunikationsschnittstellen<br />

angesehen. In der PTB-Anforderung<br />

PTB-A 50.7 wird die Impulsschnittstelle als Kommunikationsschnittstelle<br />

zur Übertragung abrechnungsrelevanter<br />

Daten beschrieben. Die Übertragung von originären<br />

Messwerten wird durch die Messwertnachbildung<br />

in der Zusatzeinrichtung realisiert und wird zu<br />

Abrechnungszwecken von der PTB anerkannt.<br />

Ferner ist zu sagen, dass der Einsatz der beschriebenen<br />

Module die Verwirklichung einer effektiven Smart-<br />

Grid-Architektur beschleunigen wird. Beispielsweise<br />

lassen sich Lastmanagement und neue Tarifstrukturen<br />

Anlage: Zuverlässigkeit von Impulsausgängen<br />

Versuch 1<br />

Versuch 2<br />

Datum:<br />

Datum:<br />

01.08.2006–16.08-2006 01.08.2006–09.10.2006<br />

Durchführender: QUN- Durchführender: QUN-<br />

DIS GmbH Mühlhausen DIS GmbH Mühlhausen<br />

Beschreibung<br />

Beschreibung<br />

Versuchsanordnung von Versuchsanordnung von<br />

20 Wasserzählern mit 20 Wasserzählern mit<br />

Q 3 =1,5m 3 /h unterschiedliche<br />

Typen (8 Stück Elsschiedliche<br />

Typen<br />

Q 3 =1,5m 3 /h unterter,<br />

8 Stück Deltamess, (Elster, Deltamess, Wassergeräte)<br />

mit Funkaufs-<br />

4 Stück Wassergeräte)<br />

mit Funkaufsatzmodul atzmodul und Reedkontakt-<br />

Abtastung. Die<br />

und Reedkontakt- Abtastung.<br />

Die Funkmodule Funkmodule wurden<br />

wurden speziell für speziell für diese Wasserzählertypen<br />

entwi-<br />

diese Wasserzählertypen<br />

entwickelt.<br />

ckelt.<br />

Durchflussmenge insgesamt<br />

7.789,243 m<br />

Durchflussmenge insge-<br />

3<br />

samt 36.245,485 m 3 Versuch 3<br />

Datum:<br />

01.07.2010–26.08.2010<br />

Durchführender: QUN-<br />

DIS GmbH Mühlhausen<br />

Beschreibung<br />

Versuchsanordnung von<br />

10 Universal-Impulswandler<br />

AEW366.2 an<br />

unterschiedlichen Im -<br />

puls quellen (z. B. Wasserzähler<br />

mit eingebautem<br />

Reed- Kontakt oder<br />

<strong>Gas</strong>zähler BK G4 mit<br />

IN-Z61 Impulsabnehmern)<br />

Anzahl Impulse<br />

1.618.585<br />

Ver such 4<br />

Datum:<br />

01.07.2010–26.08.2010<br />

Durchführender: QUN-<br />

DIS GmbH Mühlhausen<br />

Beschreibung<br />

Versuchsanordnung von<br />

3 SMARVIS <strong>Gas</strong>zähler<br />

Impulsauswerteinheiten<br />

AEW307.1 mit EDL21<br />

gerechter Anzeige an Elster<br />

Instrumet <strong>Gas</strong>zählern<br />

der Baureihe BK G4 mit<br />

IN-Z61 Impulsabnehmern.<br />

Durchflussmenge insgesamt<br />

14.135,10 m 3<br />

Der Versuch ist noch im<br />

Betrieb und wird weiter<br />

beobachtet.<br />

Anmerkung:<br />

Die Fachleute sind der Meinung, dass sowohl beim AEW366.2 als auch beim AEW307.1 der Fehler daher<br />

rührt, dass bei der Programmierung der Zählerstände in die AEW366.2 bzw. AEW307.1 der Magnet im Zählwerk<br />

zufällig gestanden hat. Einmal wurde der Zählerstand kurz vor dem Schalten des Kontakts, das andere<br />

Mal kurz nach dem Schalten des Kontakts programmiert. Da entsteht ein systematischer Fehler von 1 Digit, der<br />

je nach Ablesezeitpunkt erscheint oder nicht. Das wird in dem DVGW-Rundschreiben G 02/10 genauer<br />

beschrieben.<br />

Versuchsauswertung<br />

Versuch 1 Versuch 2 Versuch 3 Versuch 4<br />

Anzahl Impulse 7.789.243 36.245.485 1.618.585 1.413.510<br />

Fehlimpulse 12 88 2 2<br />

Impulsfehler 1,54059E-06 2,42789E-06 1,23565E-06 1,414937E-06<br />

In % 0,000154059 0,000242789 0,000123565 0,00014149<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 53


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

mit der geplanten Kommunikationsstruktur problemlos<br />

und interoperabel umsetzen.<br />

Abschätzungen auf der Basis der derzeit bekannten<br />

Preise haben ergeben, dass der Austausch eines vorhandenen<br />

Zählers etwa fünf Mal so teuer ist wie die Nachrüstung<br />

mit einem Zusatzmodul [19].<br />

Literatur<br />

[1] RICHTLINIE 2006/32/E G DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS<br />

UND DES RATES über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen<br />

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do<br />

?uri=OJ:L:2006:114:0064:0064:DE:PDF<br />

[2] Ges etz über die Elektrizitäts- und <strong>Gas</strong>versorgung – Energiewirtschaftsgesetz<br />

(EnWG) http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Service/gesetze,did=22154.html<br />

[3] Posit ionspapier zu den Anforderungen an Messeinrichtungen<br />

nach § 21b Abs. 3a und 3b EnWG http://www.bundesnetzagentur.de/cae/servlet/contentblob/156202/publicationFile/7513/Positionspapier_Anforderungen_Messeinrichtungen.pdf<br />

[4] Forum N etztechnik/ Netzbetrieb im VDE (FNN) http://www.<br />

vde.de/de/fnn/Seiten/default.aspx<br />

[5] FNN Las tenheft EDL Elektronische Haushaltszähler http://<br />

www.vde.de/de/fnn/arbeitsgebiete/messwesen/documents/fnn_lastenheft-edl_1-0_2010-01-13.pdf<br />

[6] Deutsche r Verein des <strong>Gas</strong>- und Wasserfaches e. V. (DVGW)<br />

http://www.dvgw.de/<br />

[7] Lastenhe ft „EDL-Zähler <strong>Gas</strong>“ zur Erfüllung der Anforderungen<br />

des § 21b Abs. 3a/3b EnWG http://www.dvgw.de/fileadmin/dvgw/gas/messung/lastenheft_edl.pdf<br />

http://www.<br />

dvgw.de/fileadmin/dvgw/gas/messung/0911dietzsch.pdf<br />

[8] http://www.e mh-meter.com/Zaehler-Seiten/main-EDL21.htm<br />

[9] http://www.l andisgyr.com/de/de/pub/aktuell.cfm?news_<br />

ID=4469<br />

[10] http://217. 5.236.61/lackmann/index.php?id=16<br />

[11] http://www. co-met.info/EDL21-Loesung-VNB-co.met<br />

[12] http://www.co-met.info/edl-zaehler-gas-co.met<br />

[13] http://smarv is.com/EDL21/DST1-QMOD-DE0-307.1-SV.pdf<br />

[14] http://www. vde.de/de/fnn/arbeitsgebiete/messwesen/<br />

documents/fnn_lastenheft-ehz_2-1_2010-01-11.pdf<br />

[15] http://www. easymeter.com/site/de/drehstromzaehler.html<br />

[16] http://www. energiesparen-im-haushalt.de/energie/bauenund-modernisieren/modernisierung-haus/heizung-modernisieren/heizungsanlage-erneuern/gasheizung-erneuern/<br />

durchschnittlicher-gasverbrauch.html<br />

[17] Anforderung en an elektronische und softwaregesteuerte<br />

Messgeräte und Zusatzeinrichtungen für Elektrizität, <strong>Gas</strong>,<br />

Wasser und Wärme (PTB-A 50.7) April 2002<br />

[18] DVGW-Rundschreib en G 02/10: „Einhaltung der Fehlergrenze<br />

von Belastungsregistriergeräten und –höchstbelastungs-<br />

Anzeigegeräten bei der Verrechnung gemessener<br />

Leistung“ vom 19.07.2010<br />

[19] Quelle: SMARVIS-B erechnung auf Basis eigener Recherche<br />

und unter Nutzung der KEMA-Studie „Endenergieeinsparungen<br />

durch den Einsatz intelligenter Messverfahren (Smart<br />

Metering)“, November 2009; Berücksichtigung von Kosten<br />

für den Zähler und für den Einbau<br />

[20] Stromzählerfunkmodell IZAR RADIO ADAPTER ZVEI, Quelle:<br />

HYDROMETER GmbH, Prozess Markt<br />

[21] http://www.co-met.info /edl-zaehler-gas-co.met<br />

Autor<br />

Dr. Werner Domschke<br />

SMARVIS GmbH |<br />

Mühlhausen |<br />

Tel.: +49 3601 468 39 71 |<br />

E-Mail: werner.domschke@smarvis.com<br />

DVGW-<strong>Gas</strong>kursus 2011 am Engler-Bunte-Institut<br />

Vom 4.04. bis 8.04.2011 veranstaltet die DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher<br />

Instituts für Technologie (KIT) den jährlich stattfindenden <strong>Gas</strong>kursus. Die Weiterbildungsveranstaltung soll<br />

fachfremden und neuen Mitarbeitern von Versorgungsunternehmen und der nahestehenden Industrie die<br />

Einarbeitung in gasfachliche Themen erleichtern. Für erfahrene technische Fach- und Führungskräfte der<br />

Versorgungswirtschaft bietet die Veranstaltung die Möglichkeit, ihr gastechnisches Wissen aufzufrischen<br />

und durch neue Wissensinhalte zu ergänzen. In verschiedenen Vortragsblöcken werden die Themen Grundlagen<br />

<strong>Erdgas</strong> – Gewinnung und Speicherung – Transport und Verteilung – Sicherheits- und Messtechnik –<br />

Biogaseinspeisung – Häusliche, industrielle und mobile Anwendung – Einsatz von <strong>Erdgas</strong> in der Stromerzeugung<br />

behandelt. Brennstoffchemische Grundlagen werden zusätzlich in Form von Übungen näher<br />

gebracht und vertieft. Abgerundet wird das Programm durch Exkursionen zu einer Verdichterstation und<br />

zu Messgeräte-Herstellern. Der <strong>Gas</strong>kursus gehört zum Fortbildungsprogramm des DVGW. Im Rahmen der<br />

Vorträge wird umfassend auf gesetzliche Rahmenbedingungen und das DVGW-Regelwerk eingegangen.<br />

Nähere Informationen zum Programm und zur Anmeldung finden sich unter www.dvgw-ebi.de.<br />

Januar/Februar 2011<br />

54 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

<strong>Gas</strong> Smart Metering gewinnt<br />

an Bedeutung<br />

Smart Metering, Smart Grids, Open Metering System, KNX, Normung, Zertifizierung,<br />

Marktentwicklung<br />

Hartmut Baden<br />

Das „Internet der Dinge“ nimmt spürbar Gestalt an,<br />

immer mehr Produkte werden kommunikativ. Auch<br />

der Teilbereich des „Internet der Energien“ entwickelt<br />

sich in diesem Umfeld. Teils selbst treibende Kraft ist<br />

es auf die Fortschritte in anderen Lebensbereichen<br />

angewiesen. Denn speziell der Kernbereich des Smart<br />

Metering kann seine Akzeptanz bei den Endverbrauchern<br />

erst im Kontext der Anwendungen finden, die<br />

den ideellen und emotionalen Nutzen der Transparenz<br />

über Energieverbrauche erkennbar werden lassen.<br />

Smart Meter – Smart Home – Smart Building – Smart<br />

Grid in dieser Kette steckt die Zukunft des Lebensstandards<br />

im westlichen Kulturraum. In Zeiten knapper<br />

werdender Ressourcen müssen wir vor allem die<br />

Energieerzeugung, -Verteilung und -Nutzung neu<br />

definieren. Den <strong>Gas</strong>netzen kommt dabei die wichtige<br />

Rolle des Energiespeichers zu, indem Stromüberschuss<br />

zu <strong>Gas</strong> umgewandelt und bei Stromlücken<br />

das <strong>Gas</strong> in der Kraft-Wärme-Kopplung gleichzeitig zu<br />

Heizwärme und Strom genutzt wird.<br />

Die Neuauflage figawa/<strong>gwf</strong>-Seminars „Smart Metering<br />

– Positionen und Lösungskonzepte der <strong>Gas</strong>wirtschaft“<br />

vom 28. Oktober 2010, diesmal in München,<br />

zeigte eindrücklich die hohe Dynamik, mit der sich<br />

das Thema entwickelt.<br />

<strong>Gas</strong> Smart Metering gets increasing significance<br />

The ‘Internet of things’ perceptible takes shape; more<br />

and more products are getting communicative.<br />

Although the subarea ‘Internet of Energies’ is emerging<br />

in this field, partly being a driving force it is<br />

depending on the advancement of other areas of life<br />

becoming smart. In particular the core area smart<br />

metering will not get consumer acceptance until<br />

coherence with other appliances is visible, showing<br />

the imaginary and emotional benefits of transparency<br />

on energy usage.<br />

The future of our economic status is based in the<br />

chain of Smart Meter – Smart Home – Smart Building<br />

– Smart Grid. In times of resources running short we<br />

have to redefine energy production, distribution and<br />

usage. The gas smart grid gets the important role of<br />

an energy repository. Electricity overrun will be converted<br />

to gas and used on power gaps by combined<br />

heat and power generation (CHP) to produce thermal<br />

heat and electricity again.<br />

The reissue of the figawa/<strong>gwf</strong>-Seminar „Smart Metering<br />

– Positions and Solutions of the <strong>Gas</strong> Industry“<br />

held on the October 28th 2010 at Munich, obviously<br />

show the high dynamics on development of this<br />

topic.<br />

1. <strong>Gas</strong>- und Stromnetze wachsen zusammen<br />

Deutlich wurde in den vergangenen 6 Monaten, dass<br />

den <strong>Gas</strong>netzen in der künftigen Versorgungslandschaft<br />

eine bislang ungeahnt wichtige Rolle zukommen wird.<br />

Der umfangreiche und kostenintensive Umbau der Verteilnetze<br />

zu Smart Grids hat in erster Linie zum Ziel, die<br />

im Tagesverlauf schwankenden regenerativen Stromquellen<br />

durch intelligente Steuerung von Verbrauchsund<br />

Erzeugungseinheiten auszugleichen. Dazu müssen<br />

zunächst einmal die zeitnah verwendbaren Potentiale<br />

und Bedarfe bekannt sein.<br />

Im „Internet der Energien“ werden Stromerzeuger<br />

bei Stromüberschuss (viel Wind, viel Sonne) zu <strong>Gas</strong>quellen<br />

und dadurch <strong>Gas</strong>netze zu Stromspeichern. Umgekehrt<br />

wird <strong>Gas</strong> bei zusätzlichem Strombedarf zur Stromquelle,<br />

indem kleine Blockheizkraftwerke in Gruppen<br />

anlaufen, deren Abwärme in hocheffizienten Pufferspeichern<br />

zur Heizung und Warmwassererwärmung zeitunabhängig<br />

bereitgehalten wird.<br />

Das Management dieser medienübergreifenden<br />

Energieflüsse ist die eigentliche Aufgabe der Smart<br />

Grids, um das alte Thema der Energiespeicherung, insbesondere<br />

für den Strom, in den Griff zu bekommen.<br />

Das oft behauptete Vorurteil „<strong>Gas</strong> Smart Metering rechnet<br />

sich niemals“ kann vor diesem Hintergrund getrost<br />

beerdigt werden.<br />

„Ein Netzwerk der Verbände auf europäischer Ebene<br />

arbeitet daran, dass alle Aspekte dieses komplexen Themengeflechtes<br />

angemessen berücksichtigt werden“,<br />

berichtet Dr. Norbert Burger, Geschäftsführer der Bundesvereinigung<br />

der Firmen im <strong>Gas</strong> und Wasserfach<br />

(figawa). Für Deutschland laufen die Fäden bei dem<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 55


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Bild 1. Netzwerk der Verbände. (Quelle: Burger, Slide 3)<br />

Bild 2. Der Hype Cycle nach Gartner Inc. (Bilder zum Bericht, Slide 1)<br />

figawa-Fachverband der <strong>Gas</strong>regler- und Zählerindustrie<br />

(grzi) zusammen.<br />

2. Smart Metering<br />

Das US-Amerikanische Beratungshaus Gartner hat mit<br />

dem Begriff des Hype Cycle einen Aufmerksamkeitsindex<br />

geprägt und gibt jährlich eine aktualisierte Übersicht<br />

über den Stand der sich neu entwickelnden Technologien<br />

(Emerging Technologies) heraus. 1<br />

Der Hype Cycle beschreibt die Phasen der Aufmerksamkeit,<br />

die eine neue Technologie im Laufe ihrer Einführung<br />

durchläuft, erläutert Dr. Thorsten Staake vom<br />

Bits to Energy Lab 2 , einer internationalen Forschungs-<br />

1<br />

http://www.gartner.com/it/page.jsp?id=1124212<br />

2<br />

http://www.bitstoenergy.org/<br />

kooperation, die als Gemeinschaftsprojekt der ETH<br />

Zürich und der Universität Sankt Gallen eingerichtet<br />

wurde.<br />

Ein Hype Cycle beschreibt fünf Phasen:<br />

Phase 1 Der Zyklus beginnt mit einem technologischen<br />

Auslöser der beachtliches Interesse<br />

beim Fachpublikum auslöst. Trittbrettfahrer<br />

springen auf das neue Thema auf.<br />

Phase 2 Die Aufmerksamkeit erklimmt den Gipfel der<br />

überzogenen Erwartungen. Berichte überstürzen<br />

sich, erzeugen oft übertriebenen<br />

Enthusiasmus und unrealistische Erwartungen.<br />

Erste überzeugende Anwendungen der<br />

neuen Technologie kämpfen noch mit Kinderkrankheiten.<br />

Phase 3 Da die Erwartungen zu einem großen Teil<br />

nicht gleich erfüllt werden können, ebbt die<br />

Berichterstattung ab. Die Aufmerksamkeit<br />

landet im Tal der Enttäuschungen.<br />

Phase 4 Realistische Einschätzungen führen auf den<br />

Pfad der Erleuchtung. Damit einher geht das<br />

Verständnis für Vorteile, Möglichkeiten der<br />

praktischen Umsetzung sowie die Grenzen<br />

der neuen Technologie.<br />

Phase 5 Das Plateau der Produktivität wird erreicht,<br />

wenn die Vorteile allgemein anerkannt und<br />

akzeptiert werden. Nun erst kann die Technologie<br />

in zweiter oder dritter Generation<br />

eine solide Reife erlangen. Welche Höhe dieses<br />

Plateau erreicht, hängt stark davon ab,<br />

ob die Technologie Massen- oder Nischenmärkten<br />

erreicht.<br />

Ein bedeutendes Beispiel ist das Internet: Anfangs<br />

wurde der Nutzen verkannt, dann aber explosionsartig<br />

überschätzt, die Dotcom-Blase entstand. Inzwischen ist<br />

es auf einem konstant ansteigenden Weg. Die Erfinderin<br />

Jackie Fenn, Beraterin im Hause Gartner, sah aufgrund<br />

des Hype Cycle den Dotcom-Crash bereits ein halbes<br />

Jahr zuvor kommen.<br />

Smart Metering befindet sich derzeit zwischen Phase<br />

2 und 3. Staake führt aus, dass sich die zahlreichen Studien<br />

in ihren Aussagen über Einspareffekte als nicht<br />

belastbar erwiesen haben. Selektions- und Neuigkeitseffekte<br />

sowie Beeinflussung durch die jeweilige Studie<br />

verfälschten die Ergebnisse. In der Praxis zeigten sich<br />

Einsparpotentiale von 1 bis 2 % als realistisch. Lediglich<br />

bei Intensivnutzern seien bis zu 10 % möglich.<br />

3. Der Wettbewerb um den Kunden<br />

Anhand eines konkreten Beispiels zeigt Staake, wie es<br />

gelingen kann das Kundeninteresse zu wecken und den<br />

Wettbewerb um die Zeit des Kunden zu gewinnen. Dem<br />

Internetportal VELIX, eingerichtet bei der Vorarlberger<br />

Karftwerke AG (VKW), ist es gelungen, das Thema zu<br />

emotionalisieren und ein persönliches Verhältnis zwi-<br />

Januar/Februar 2011<br />

56 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

schen Nutzer und Betreiber aufzubauen. Gleichzeitig<br />

erlangt der Anbieter eine hohe Kundenbindung und<br />

gewinnt „Customer Insights“ Informationen über die<br />

Nutzer, deren Interessen und Anspracheoptionen.<br />

Wichtig sei, dass die Energielieferanten eine echte<br />

Kundenorientierung entwickeln. Nicht Zwang, nur Interesse<br />

bringt echten Nutzen für alle Beteiligten, führt<br />

Staake aus.<br />

Von besonderer Bedeutung ist ein unmittelbares<br />

und attraktives Feedback an den Nutzer, das ihm ermöglicht,<br />

sich und sein Verhalten im Kontext seines Umfeldes<br />

einzuordnen.<br />

Wichtig ist die Erkenntnis, dass reine Empfehlungen<br />

nicht ausreichen. Ein oft wiederholter Ingenieurfehler<br />

sei, von rationalem Konsumentenverhalten auszugehen.<br />

Statt technischer Projekte sollten die Unternehmen<br />

lieber Kampagnen aufsetzen, empfiehlt Staake. Es<br />

braucht ein Marketingbudget und psychologische<br />

Tricks um den Spaßfaktor einzubringen.<br />

Mit VELIX jedenfalls, zieht Staake Bilanz, seien signifikante<br />

Energieeinsparungen erzielt worden. Allerdings<br />

muss man ständig daran arbeiten, das Interesse der<br />

Kunden wach zu halten und die fortgesetzte Nutzung<br />

zu unterstützen.<br />

4. Marktrollen<br />

Die Sicht eines Versorgungsunternehmens stellt Michael<br />

Weidtmann von der e.on Ruhrgas vor. Er sieht neue Rollenszenarien<br />

auf die Energiemärkte zukommen. Insbesondere<br />

das Messwesen könne durchaus Bestandteil<br />

der Vertriebsprodukte werden, jedoch halten die Netzbetreiber<br />

bislang die Hand über ihre traditionellen<br />

Funktionsbereiche.<br />

Als erfolgreiches Modell in der <strong>Gas</strong>wirtschaft stellt<br />

Weidtmann den virtuellen <strong>Gas</strong>tank vor. Dabei kann der<br />

Kunde zu einem von ihm gewählten Zeitpunkt seinen<br />

Tank zum Tagespreis füllen, vergleichbar einem Heizöltank<br />

im Haus. Derartige Budgetierungstarife scheinen<br />

auch für die anderen Energiearten ein guter Anreiz zum<br />

Energiesparen zu sein. Der Kunde reagiert offenbar besser<br />

auf einen abnehmenden „Tankinhalt“ als auf einen<br />

steigenden Zählerstand.<br />

Erfolgspotentiale des Smart Metering sieht Weidtmann<br />

aber auch in einem engen Zusammenhang mit<br />

ergänzenden Produkten und Dienstleistungen. Diese<br />

können energienah aber auch energiefremd sein. Sie<br />

erweitern einerseits die Angebotspalette der Unternehmen<br />

und tragen andererseits über ihren Zusatznutzen<br />

zur Finanzierung der erforderlichen neuen oder erweiterten<br />

Infrastrukturen bei.<br />

Auch Johannes Wieser von der Thüga AG sieht es als<br />

die große Aufgabe der Vertriebe, ihren Kunden den Nutzen<br />

des Smart Metering näher zu bringen. Vorerst gehe<br />

es darum, die Kunden vorzubereiten und sich als Partner<br />

für die Zukunftsthemen aufzustellen. Das brauche<br />

derzeit keine großen Investitionen, aber eine kontinu-<br />

Bild 3. Kunden-Information und Anreize. (Quelle: Staake, Slide 13)<br />

Bild 4. Vergleich Rollenszenarien. (Quelle: Weidtmann, Slide 3)<br />

Bild 5. Neue Chancen für EVU. (Quelle: Weidtmann, Slide 8)<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 57


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Bild 6. Gemeinsame Nutzung der Kommunikationssysteme.<br />

(Quelle: Domschke, Slide 14)<br />

Bild 7. Mehrfachnutzung der Sensor-Informationen.<br />

(Quelle: Domschke, Slide 15)<br />

Bild 8.<br />

OMS Logo.<br />

ierliche Beschäftigung mit dem Thema nach innen und<br />

außen, denn die größte Gefahr sei heute, den Anschluss<br />

zu verlieren.<br />

Einen großen Fehler sieht Wieser darin, dass sich die<br />

<strong>Gas</strong>wirtschaft bezüglich der Visualisierung um die<br />

Brennwertthematik gedrückt habe. Denn erst wenn der<br />

<strong>Gas</strong>verbrauch in Kilowattstunden (kWh) ablesbar ist,<br />

kann er direkt mit dem Gebäude-Energieausweis verglichen<br />

werden.<br />

5. Sub-Metering und Smart Metering<br />

wachsen zusammen<br />

In der funktionalen Trennung von Smart Meter und<br />

Datenkonzentrator (MUC), wie sie das Konzept des FNN<br />

als auch die Open Metering System Spezifikation (OMS)<br />

beschreiben, sieht Andreas Wolff von der RWE Rheinland<br />

Westfalen Netz AG den richtigen Weg. Damit wird die<br />

Trennung des regulierten vom unregulierten Bereich<br />

auch in der Technik nachvollzogen. Den MUC sieht er<br />

zukünftig in der Rolle eines intelligenten Gateway, über<br />

das die Verbrauchszählung und Visualisierung mit verschiedenen<br />

Zusatzfunktionen kombiniert wird, die nicht<br />

unbedingt etwas mit Energieversorgung zu haben. Das<br />

modulare Konzept ist flexibel und kann künftigen Änderungen<br />

besser folgen, ohne Eingriffe in den metrologisch<br />

gesicherten Bereich.<br />

Auch Dr. Werner Domschke vom Systemhersteller<br />

SMARVIS ist überzeugt, dass das OMS Konzept zukunftsweisend<br />

ist, da es Strom und Nicht-Strom sowie – durch<br />

Integration des KNX-Standards – die Hausautomation<br />

zusammenfasst.<br />

Es gilt, die Augen zu öffnen und Chancen wahrzunehmen.<br />

Große Potentiale für Energieeinsparung und<br />

Klimaschutz stecken im Wärmesektor. So könne der<br />

Datenfluss vom Heizkörper zum Kesselregler die Wärmebereitstellung<br />

erheblich optimieren.<br />

Um das gesamte Messwesen inkl. Wasser- und Wärmeverbrauchserfassung<br />

aus einer Hand abwickeln zu<br />

können müssten allerdings „gewisse Akteure“ erst einmal<br />

aktiv werden, betont der Veranstaltungsleiter Ulrich<br />

Wernekinck.<br />

In Verbindung mit Smart Metering und Smart Grid<br />

kommt das Thema Smart Home jetzt als Systemerweiterung<br />

wieder hoch, sagt Thomas Nickel von DIEHL. Dabei<br />

sieht er OMS im klaren Vorteil gegenüber anderen<br />

Lösungen, da es interoperabel ist und zukunftsfähig, da<br />

variabel und erweiterbar.<br />

Die Zuverlässigkeit wird zudem künftig durch das<br />

Zertifikat eines akkreditierten Prüflabors gesichert.<br />

Basis für die Kommunikation vom Datenkonzentrator<br />

zum Back Office System, das als Datendrehscheibe<br />

fungiert, erfolgt über das Internetprotokoll und bedarf<br />

somit keiner gesonderten Norm.<br />

Zu beachten ist hier die Datenschutzproblematik. Als<br />

Lösung sieht Peter Wiesner von der Deutschen Telekom<br />

eine Virtualisierung der Zähler mit klarer Steuerung der<br />

Januar/Februar 2011<br />

58 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

Datenerfassung und Übertragung. Nur wirklich benötigte<br />

und relevante Daten dürfen das Haus verlassen.<br />

Mit der Definition sogenannter Auslesetypen legt der<br />

Dienstleister die Vertragsbeziehungen und den zugehörigen<br />

Datenbedarf fest.<br />

5. Die Normung ist auf dem Weg<br />

Die Arbeitsergebnisse der OMS GROUP wurden und<br />

werden im Internet unter www.openmetering.org veröffentlicht<br />

und in die Europäischen Normungsgremien<br />

eingebracht. Die OMS Spezifikation wird derzeit überarbeitet<br />

und Anfang 2011 in der nächsten Version veröffentlicht.<br />

OMS basiert auf dem Normenpaket EN 13757,<br />

ergänzt dieses und beschreibt ein interoperables<br />

Anwendungsprofil, denn wie jede Norm ermöglicht<br />

auch diese eine Vielfalt an Varianten und Anwendungsmöglichkeiten<br />

die untereinander nicht unbedingt interoperabel<br />

sind.<br />

Im März 2009 wurde den europäischen Normungsorganisationen<br />

(ESO) CEN, CENELEC und ETSI das Mandat<br />

M/441 zur Normung einer offenen Architektur für<br />

kommunizierende, interoperable Abrechnungszähler<br />

erteilt. Die ESOs gründeten daraufhin die Smart Meter<br />

Coordination Group (SM-CG) die als Steuerungsgremium<br />

die Zuständigkeiten für Arbeitspakete an die<br />

technischen Arbeitsgruppen koordiniert.<br />

Da das Normenpaket EN 13757 (die M-Bus-Norm)<br />

nach intensiver Recherche als der einzige, zeitnah verfügbare<br />

Standard für das vorgelegte Anforderungsprofil<br />

an Nicht-Stromzähler identifiziert werden konnte,<br />

erhielt das zuständige Gremium CEN/TC 294, dass<br />

hierzu eigens neu aufgestellt wurde, den Auftrag die<br />

Normungsaktivitäten nach Vorgabe der SM-CG zu koordinieren.<br />

Delegierter des TC 294 im M/441 ist Ortwin Pfaff von<br />

Elster. Er berichtete über die aktuellen Aktivitäten und<br />

Fortschritte im Normungsprozess.<br />

Für diejenigen OMS-Lösungen, die noch als Ergänzungen<br />

in die Norm eingearbeitet werden müssen, sieht<br />

Pfaff innerhalb der gegebenen Fristen keine größeren<br />

Widersprüche. Auch konkurrierende Lösungen seien in<br />

dieser Phase nicht zu erwarten.<br />

Im CENELEC/TC 13 wurden die Lösungen des TC 294<br />

auch für Stromzähler akzeptiert und zugelassen, so dass<br />

die Zähler aller Medien über M-Bus und/oder wM-Bus<br />

(wireless M-Bus) ausgelesen werden können. Für die<br />

Zertifizierung der OMS-konformen Produkte (Zähler,<br />

Aktoren, MUC) erstellen FNN und DVGW derzeit eine<br />

gemeinsame Prüfgrundlage und akzeptieren die Zertifizierungen<br />

gegenseitig.<br />

Bild 9. Sichten nach Anwendungsfall. (Quelle: Wiesner, Slide 5)<br />

Bild 10. Normungsnetzwerk um CEN/TC 294. (Quelle: Pfaff, Slide 14)<br />

Autor<br />

Hartmut Baden<br />

HBM management services |<br />

Höhr-Grenzhausen |<br />

Tel.: +49 2624 948 751 |<br />

E-Mail: h.baden@hbmconsult.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 59


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Aus der Vollversorgung zur<br />

vertriebs-orientierten Beschaffung<br />

<strong>Gas</strong>wirtschaft, Entry-/Exit-Modell, erhöhte Liquidität, geänderte Marktbedingungen<br />

Christoph Aretz, Ute Micke und Ralf Schemm<br />

Der <strong>Gas</strong>markt gewinnt an Fahrt durch die zusammengelegten<br />

und dadurch größeren Marktgebiete<br />

und neue Anbieter. Dadurch müssen Stadtwerke ihre<br />

Beschaffung umstrukturieren, denn neue Anbieter<br />

mit neuen Preismodellen erhöhen den Druck auf die<br />

etablierten Versorger.<br />

From full supply to sales-oriented procurement<br />

The gas market is liven due to the consolidation of<br />

market areas and new providers. Therefore, public<br />

utilities have to restructure their procurement<br />

because new providers with new pricing models<br />

increase the pressure on the established supplier.<br />

1. Verändertes Beschaffungsverhalten/<br />

Vertriebverträge<br />

Mit der Festschreibung des Entry-/Exit-Modells für den<br />

<strong>Gas</strong>netzzugang im Energiewirtschaftsgesetz wurde<br />

2005 der Grundstein für eine Plattform gelegt, auf der<br />

sich ein von Netzrestriktionen weitgehend befreiter<br />

Markt für <strong>Erdgas</strong> entwickeln konnte. Unterstützt wurde<br />

diese Entwicklung durch die Unbundling-Verpflichtung<br />

für den Netzbetrieb. Die gesetzlich vorgeschriebene<br />

Zusammenarbeit der Netzbetreiber, die in der Kooperationsvereinbarung<br />

umgesetzt wurde, löste die alte Verbändevereinbarung<br />

ab und sorgte durch netzübergreifende<br />

Marktgebiete für eine Vergrößerung der Marktplätze,<br />

auf denen Energie gehandelt werden konnte.<br />

Die Kernidee des Entry-/Exit-Modells, dass jeder Einund<br />

Ausspeisepunkt innerhalb eines Marktgebietes für<br />

jeden <strong>Erdgas</strong>händler bzw. -lieferanten erreichbar sein<br />

muss, wurde durch die Verlagerung der Organisation<br />

des <strong>Erdgas</strong>transportes auf die Netzbetreiber erreicht.<br />

Durch Kooperationen untereinander haben die Netzbetreiber<br />

den <strong>Erdgas</strong>transport innerhalb eines Marktgebietes<br />

sicherzustellen. Die Händler müssen lediglich Einbzw.<br />

Ausspeise(rahmen)verträge mit den Netzbetreibern<br />

abschließen, um ihre Kunden innerhalb des<br />

Marktgebietes beliefern zu können (Zweivertragsmodell).<br />

Durch Standardisierung der Verträge wurde der<br />

Netzzugang weiter vereinfacht, so dass sich Händler/<br />

Lieferanten ihrem Kerngeschäftsfeld – dem Energiehandel/der<br />

Energielieferung – widmen können.<br />

Die anfänglich 19 einzelnen Marktgebiete im Jahr<br />

2006 verfügten noch nicht über genügend Liquidität,<br />

um Handel oder die Etablierung eines Börsenplatzes<br />

innerhalb eines Marktgebietes zu ermöglichen. Mit der<br />

Zusammenlegung der Marktgebiete auf sechs wurde<br />

jedoch die Basis für die Entstehung von Börsenplätzen<br />

in den beiden größten H-<strong>Gas</strong>-Marktgebieten NCG und<br />

<strong>Gas</strong>pool geschaffen. Mit der weiteren von Thyssengas<br />

(vgl. Pressemitteilung vom 12.11.2010) angekündigten,<br />

erstmals qualitätsübergreifenden Zusammenlegung von<br />

H- und L-<strong>Gas</strong>-Marktgebieten wird die Zahl der Marktgebiete<br />

zum 01.04.2011 auf dann noch drei Marktgebiete<br />

(NCG, <strong>Gas</strong>pool und Aequamus) halbiert. Durch die<br />

angekündigte Zusammenlegung der Marktgebiete Thyssengas<br />

H- und L-<strong>Gas</strong> sowie des OGE L-<strong>Gas</strong>-Marktgebietes<br />

auf das Marktgebiet NCG ist von einem Anstieg der<br />

Liquidität in diesem Marktgebiet auszugehen.<br />

Mit den geänderten Rahmenbedingungen haben<br />

sich auch die Bedingungen für die etablierten Stadtwerke<br />

geändert. Diese treten angebotsseitig in Konkurrenz<br />

zu neuen, aber auch anderen etablierten Anbietern.<br />

Auf der Nachfrageseite haben die niedrigen Börsenpreise<br />

in den vergangenen beiden Jahren für<br />

Nachfragedruck seitens der Kunden gesorgt.<br />

1.1 Angebotsdruck<br />

Der Angebotsdruck entsteht derzeit nicht nur durch<br />

neue Anbieter, die in den Markt drängen, sondern auch<br />

durch die etablierten Unternehmen, die zunehmend<br />

außerhalb ihres eigenen Netzgebietes Angebote legen<br />

und Kunden akquirieren. Dabei ist diese Strategie nicht<br />

auf große Unternehmen beschränkt, wie beispielsweise<br />

E.ON Energie mit ihrer Tochter „E wie einfach“, sondern<br />

wird auch vermehrt von Stadtwerken aufgegriffen, um<br />

Kundenverluste im eigenen Versorgungsgebiet durch<br />

Kundengewinne außerhalb des angestammten Gebietes<br />

auszugleichen oder um weiterhin wachsende Renditen<br />

generieren zu können. Beschränkte sich der Angebotsdruck<br />

zu Beginn des Marktes hauptsächlich auf<br />

große Industriekunden, werden mittlerweile auch die<br />

kleineren Kunden für verschiedene Anbieter interessant.<br />

Januar/Februar 2011<br />

60 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

FACHBERICHTE<br />

Neben der Anbieterkonkurrenz gibt es Unternehmen,<br />

die Dienstleistungen rund um den Marktzugang<br />

anbieten und es Unternehmen ohne entsprechende<br />

Infrastruktur ermöglichen, am Wettbewerb teilzunehmen.<br />

In Form von Kooperationen oder Plattformen werden<br />

den beteiligten Unternehmen oder Kunden die<br />

Methoden und die Infrastruktur zur Verfügung gestellt,<br />

so dass auch Unternehmen am Markt agieren können,<br />

denen dies ohne die entsprechende Dienstleistung<br />

nicht möglich wäre. Dies erhöht die Anbietervielfalt und<br />

damit auch die Anbieterkonkurrenz, was zu weiter steigendem<br />

Angebotsdruck führt.<br />

Mit der zunehmenden Zahl der Anbieter ist auch<br />

eine Zunahme der Produktvielfalt zu beobachten. Dies<br />

gilt sowohl für die Preismodelle (z. B. Tranchenmodell,<br />

Fixpreis, Bindung an verschiedene Indizes wie HEL, GO<br />

oder auch Spotpreise) als auch für die Produkte (z. B.<br />

Vollversorgung, Residuallieferung, Bandlieferung), die<br />

derzeit im Markt angeboten werden.<br />

Der durch die globale Wirtschaftskrise im Jahr 2008<br />

verursachte Absatzrückgang bei <strong>Erdgas</strong>, der sich bis zu<br />

Beginn des Jahres 2010 noch auswirkte, führte zu Überschussmengen<br />

auf dem <strong>Erdgas</strong>markt, wodurch die<br />

Preise stark unter Druck gerieten. In der Folge lagen die<br />

Notierungen für Börsenprodukte (Termin und Spot) teilweise<br />

deutlich unter den Preisen aus den bestehenden<br />

Lieferverträgen. Dies führte zu Begehrlichkeiten auf<br />

Kundenseite.<br />

1.2 Nachfragedruck<br />

Die durch die Börse geschaffene Transparenz und die<br />

niedrigen Börsennotierungen in den vergangenen beiden<br />

Jahren machten es für die etablierten Lieferanten<br />

schwierig, ihren Kunden Lieferverträge auf dem Niveau<br />

ihrer eigenen Bezugskonditionen zu verkaufen. Die<br />

gestiegene Anbietervielfalt und die Preistransparenz<br />

durch die Börse führte zu einer gestiegenen Verhandlungsmacht<br />

der Kunden. Gerade große Industriekunden<br />

orientierten sich an den günstigen Börsenpreisen und<br />

nutzten die Anbietervielfalt, um niedrige Energiepreise<br />

zu erzielen. Aber auch immer mehr der kleineren Kunden<br />

wollen von günstigen Preisen profitieren.<br />

Wie sich die etablierten Stadtwerke in diesem<br />

Umfeld positionieren, hängt von der jeweiligen Strategie<br />

des einzelnen Stadtwerkes ab. Während die einen<br />

auf das angestammte Versorgungsgebiet setzen und ihr<br />

Regionalität in den Vordergrund stellen, bieten die<br />

anderen ihre Produkte (<strong>Erdgas</strong> oder auch Dienstleistungen)<br />

deutschlandweit an. Unabhängig von der Strategie<br />

ist dabei die Notwendigkeit, die Beschaffung den neuen<br />

Marktbedingungen anzupassen, um konkurrenzfähig<br />

zu bleiben. Konkret bedeutet dies: Weg von der Vollversorgung<br />

im Rahmen der etablierten Lieferkette hin zu<br />

einer vertriebsorientierten Beschaffung.<br />

Denn sowohl für regionale als auch für überregionale<br />

Anbieter von <strong>Erdgas</strong> wird zukünftig immer mehr<br />

der konkurrenzfähige Preis ausschlaggebend sein, um<br />

Kunden nicht zu verlieren und um neue Kunden akquirieren<br />

zu können.<br />

2. Organisatorischer Paradigmenwechsel am<br />

Beispiel des Portfoliomanagementprozesses<br />

Mit dem Paradigmenwechsel der Vollversorgung zu<br />

einer strukturierten Beschaffung am Markt gewinnt das<br />

damit verbundene Portfoliomanagement (PFM) sowie<br />

alle damit notwendigerweise anzupassenden Prozesse<br />

zunehmend an Bedeutung. Wurden mit einer Vollversorgung<br />

verursachungsgerecht die Kosten aus derselben<br />

auf die Kunden im Rahmen des Angebotskalkulationsprozesses<br />

übertragen, werden die Preise nun relativ<br />

zu den Großhandelsmarktpreisen bestimmt.<br />

Die Kernaufgabe des Portfoliomanagements liegt in<br />

der Formulierung und Durchführung der „Beschaffungsentscheidung“,<br />

welche in der Vollversorgung zumeist<br />

alleinig die jährliche Vertragsverhandlung/Vertragsanpassung<br />

mit dem Vorlieferanten betraf.<br />

Die Beschaffungsentscheidung im Rahmen der<br />

strukturierten Beschaffung bedarf der Formulierung<br />

einer generellen Ausrichtung der langfristigen Beschaffungsstrategie<br />

für einzelne Vertriebssegmente (z. B. eine<br />

Back 2 Back Strategie, rollierend horizontale Strategien,<br />

rollierend vertikale Strategien, Strategien orientiert an<br />

technischen Indikatoren oder fundamentalen Triggergrößen,<br />

Strategien ausgerichtet anhand von Risikolimit).<br />

Hierdurch wird der Spielraum für das aktive<br />

Beschaffungsmanagement bezüglich der Wahl des<br />

exakten Zeitpunktes zur Schließung einer Position am<br />

Markt (Beschaffungsmanagement im engeren Sinne)<br />

bzw. die Aussteuerung gegenüber den einzelnen Marktstufen<br />

definiert.<br />

Eindeutig sind in aller Regel die Verantwortungsbereiche<br />

der Organisation des Marktzugangs durch eine<br />

Handelseinheit und der operativen Vertriebsaktivität im<br />

Vertrieb zuordenbar. Die Kernfunktion allerdings des<br />

Auslösens der Beschaffungsentscheidung (also des<br />

Portfoliomanagements) ist in vielen Unternehmen nicht<br />

klar einem dieser beiden Organisationseinheiten zu<br />

Beginn des Paradigmenwechsels zugeordnet.<br />

Ganz entscheidend für eine transparente und auch<br />

effiziente Organisationsstruktur in Bezug auf die<br />

Beschaffungsaktivität ist es, ein klares Verantwortungsund<br />

Rollenkonzept für die beiden Geschäftsfelder Handel<br />

und Vertrieb des Unternehmens zu erarbeiten. Folgende<br />

Extremvarianten von Rollenverteilungen lassen<br />

sich unterscheiden.<br />

Tatsächlich nicht selten zu Beginn dieses Prozesses<br />

ist die Verantwortung der Beschaffungsentscheidung<br />

(und damit auch Tragen des Großhandelspreisrisikos)<br />

im Vertrieb angesiedelt. Hierbei erfolgt eine Positionsübergabe<br />

an den Handel zu Marktkonditionen und auf<br />

Risiko des Vertriebs. Dieses geschieht häufig aus der<br />

Motivation des Vertriebes, den gesamten Deckungsbei-<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 61


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Modell<br />

1 Vertrieb<br />

Marktzugang/<br />

Handel<br />

Handel<br />

Bild 1. Extremvarianten von Rollenverteilungen.<br />

Bild 2. Prozesse im Handel und Vertrieb.<br />

Verantwortungsbereich<br />

Vertrieb<br />

Vertrieb<br />

2 Gemeinsam Handel Vertrieb<br />

3 Handel Handel Vertrieb<br />

Marktzugang/<br />

Handel<br />

Handels-u. Marktstrategie<br />

Methodenentwicklung und -kompetenz,<br />

Risikomanagement<br />

Marktanalyse<br />

Marktzugang<br />

Positionsführung<br />

BKM<br />

Portfolioanalysen / Controlling / Reporting<br />

Vertrieb<br />

Vertriebsstrategie<br />

Beschaffungsgrundlagen<br />

Pricing-Grundlagen<br />

Pricing/ Prognosen<br />

Bei der Definition von derartigen Verantwortungsund<br />

Rollenkonzepten ist vor allem die Abwägung zwischen<br />

Spezialisierung, Transparenzanforderung und<br />

Koordinationskosten der Geschäftsfelder miteinander<br />

wichtig. Das heißt, es darf durch z. B. eine transparente<br />

eigenständige Deckungsbeitragsverantwortung und<br />

interne Verrechnung kein Gegeneinander einzelner<br />

Geschäftsfelder entstehen: Die gemeinsame Zielsetzung<br />

muss erhalten bleiben. Trotzdem ist die präzise<br />

und eindeutige Beschreibung der Verantwortungen für<br />

jedes Geschäftsfeld notwendig. Erst hierauf können<br />

eine zielgerichtete Zuordnung und Ableitung von Controlling-<br />

und Risikomanagementmethoden erfolgen.<br />

Neben diesem offensichtlichen Zielkonflikt existieren<br />

viele weitere, und es ist daher notwendig, vor dem Hintergrund<br />

des individuellen Werte- und Zielssystems des<br />

jeweiligen Unternehmens eine sorgfältige Abwägung<br />

gemeinsam mit den beteiligten Verantwortlichen der<br />

Organisationseinheiten vorzunehmen.<br />

Eine wesentliche Aufgabe des Portfoliomanagements<br />

ist es, die Beschaffungsstrategie segmentspezifisch<br />

zu erarbeiten und durchzuführen. Hierzu müssen<br />

geeignete Kundencluster gebildet werden, die sich u. a.<br />

an der Risikotragfähigkeit und Preissensitivität der einzelnen<br />

Kundengruppen orientieren, um eine passgenaue<br />

Beschaffungsstrategie zu erarbeiten und die daraus<br />

entstehenden Kosten segmentscharf zuordnen zu<br />

können. Zur operativen Umsetzung muss hierfür eine<br />

übergeordnete Buch- und Portfoliostruktur erarbeitet<br />

werden, welche aus den erarbeiteten Prämissen aus der<br />

Rollen- und Verantwortungsverteilung resultiert und<br />

welche das entsprechende Transferpreissystem umsetzt.<br />

Die Buch- und Portfoliostruktur muss durch die IT-Systeme<br />

des Vertriebs (vor allem CRM-, EDM- und Angebotskalkulationswerkzeuge)<br />

sowie dem Portfoliomanagementsystem<br />

unterstützt bzw. implementiert werden<br />

können.<br />

Neben dem übergeordneten Verantwortungs- und<br />

Rollenkonzept müssen für den Aufbau einer strukturierten<br />

Beschaffung wesentliche Kernprozesse entlang der<br />

Wertschöpfungsketten analysiert, neu aufgesetzt bzw.<br />

ggf. vorhandene Prozesse modifiziert werden. Vielfach<br />

sind diese organisch gewachsen und weisen Ineffizienzen<br />

auf. Diese Prozesse sowie die im Rahmen einzelner<br />

Aktivitäten verwendeten Methoden sollten im Fokus<br />

einer Reorganisation stehen. Folgende Abbildung zeigt<br />

die wesentlichen Prozesse im Handel und Vertrieb (in<br />

den Projekten zeigt sich aber immer wieder, dass diese<br />

Prozesse noch deutlich detailliert werden müssen, um<br />

die Rollen und Verantwortungen präzise zu beschreiben).<br />

Im Rahmen des Übergangs auf eine strukturierte<br />

Beschaffung ist zeitnahe Information über die Wertentwicklungen<br />

der Portfolien bzw. der Bücher überlebenswichtig<br />

für das Unternehmen. Sowohl die operativ Handelnden<br />

als auch die Führungskräfte benötigen zeit-<br />

Beschaffungsentscheidung<br />

Beschaffungsentscheidung<br />

Beschaffungsentscheidung<br />

Vertragsabschluß<br />

Liefermanagement<br />

Vertriebsanalysen<br />

trag und damit auch die Beschaffungsentscheidung<br />

verantworten und mithin auch steuern zu wollen. In<br />

einer derartigen Rollenteilung sind Handel und Vertrieb<br />

als Ergebniscenter definiert. Der Handel erhält hier<br />

lediglich die Rolle, den Marktzugang möglichst effizient<br />

zu organisieren. Als Gegenmodell finden sich auch häufig<br />

Rollenteilungen, in denen der Vertrieb seine Absatzpositionen<br />

zu Marktpreisen zum Zeitpunkt des<br />

Abschlusses des Kundenvertrages an den Handel verrechnet<br />

und der Handel alle Großhandelsrisiken aus<br />

dem Halten der Position trägt.<br />

Um häufig auftretende gegenseitige Vorbehalte der<br />

beiden Center Handel und Vertrieb aus dieser sehr<br />

klaren und transparenten Strukturierung der Rollen im<br />

Ergebniscentermodell zu verringern, kann das Portfoliomanagement<br />

auch als interner Dienstleister für den<br />

Vertrieb ausgestaltet werden, wobei hier i. d. R klare<br />

Benchmarkprozesse notwendig sind, um die Güte der<br />

Beschaffungsaktivität für den Vertrieb zu messen.<br />

Januar/Februar 2011<br />

62 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

FACHBERICHTE<br />

nahe Informationen über die aktuelle wirtschaftliche<br />

Situation. Insofern sind auch der Entwurf und die<br />

Umsetzung von Steuerungssystemen notwendige Voraussetzungen<br />

für Betreiben der Wertschöpfungsstufen<br />

Beschaffung und Vertrieb.<br />

Bild 3 fasst noch einmal alle wesentlichen Schritte,<br />

die beim Übergang von der Vollversorgung auf eine<br />

strukturierte Beschaffung zu bedenken sind, zusammen:<br />

Festlegung des<br />

Geschäftsmodells<br />

Festlegung der<br />

Steuerungskennzahlen<br />

Festlegung der<br />

Portfoliostruktur<br />

Festlegung des<br />

Risikomanagement<br />

Festlegung der<br />

Schnittstellen<br />

Festlegung des<br />

Reportings<br />

Bild 3. Übergang von der Vollversorgung auf eine strukturierte<br />

Beschaffung.<br />

Bild 4. Überblick über das Zusammenspiel der einzelnen Marktrollen.<br />

3. Prozesse und Kommunikation zwischen<br />

den Beteiligten<br />

Wie vorangegangen detailliert beschrieben, ist eine<br />

Aufgabenverteilung notwendig, um den Anforderungen<br />

des Marktes gerecht zu werden.<br />

Die Aufgaben Vertrieb, Beschaffung, Handel und<br />

Belieferung sind in Kommunikationsströme zu kleiden.<br />

Folgende Abbildung zeigt nur einen kleinen Ausschnitt<br />

dieser komplexen Herausforderungen.<br />

Diese Kommunikationskette ist zudem nicht eindimensional,<br />

sondern es laufen verschiedene Datenströme<br />

parallel, die es abzustimmen gilt. Es muss unterschieden<br />

werden, ob es sich um interne oder um<br />

externe Datenströme handelt. Externe Datenströme<br />

sind im Rahmen der regulatorischen Vorgaben größtenteils<br />

durch Leitfäden und Prozessvorschriften geregelt.<br />

Hierzu gehören, entwickelt aus den gesetzlichen Vorgaben,<br />

vor allen Dingen die Geschäftsprozesse „Kundenbelieferung<br />

<strong>Gas</strong>“ (GeLi <strong>Gas</strong>) sowie die Geschäftsprozesse<br />

„Messung/Messstellenbetrieb“ (WiM) als auch das<br />

„Grundmodell der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln<br />

im deutschen <strong>Gas</strong>markt“ (GABi <strong>Gas</strong>). Aus<br />

den regulatorischen Vorgaben haben sich mit Unterstützung<br />

der Verbände weitere Branchenstandards entwickelt.<br />

Hierzu gehören u. a. die Kooperationsvereinbarung<br />

III <strong>Gas</strong>, das Standardlastprofiverfahren (VDEW, TU<br />

München), der Leitfaden Anwendung von Standardlastprofilen<br />

der TU München zur Belieferung nicht-leistungsgemessener<br />

Kunden (BGW/VKU), der Leitfaden<br />

Geschäftsprozesse zur Führung und Abwicklung von<br />

Bilanzkreisen bei <strong>Gas</strong> (BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden)<br />

sowie die Umsetzungshilfe zur Be- und Abrechnung von<br />

Mehr-/Mindermengen <strong>Gas</strong> (BDEW/VKU-Leitfaden). Darüber<br />

hinaus ist die Kommunikationsrichtlinie des BDEW<br />

zu beachten.<br />

Aufgrund dieser Vorgaben gibt es in der Erfüllung<br />

der externen Datenlieferung keine Freiheitsgrade für<br />

die Marktpartner. Diese offensichtliche Einschränkung<br />

erweist sich in der Praxis aus Vertriebssicht durchaus als<br />

Vorteil, da so garantiert wird, dass Daten zu bestimmten<br />

Zeitpunkten verfügbar sind und die entsprechende Verantwortung<br />

klar definiert ist.<br />

Als direkter Kommunikationspartner des Netzbetreibers<br />

hat der Vertrieb/Lieferant/Handel quasi die gleiche<br />

Umsetzungsverpflichtung. Daneben gibt es aber interne<br />

Kommunikationsströme, die jedes Unternehmen selbstständig<br />

zu beschreiben und umzusetzen hat. Hierbei<br />

sind die externen Datenlieferanforderungen als Leitplanken<br />

zu sehen, die es einzuhalten gilt.<br />

Die vorstehende Abbildung zeigt, welche drei Zeitschienen<br />

es zu koordinieren gilt – <strong>Gas</strong>tag, Kalendertag<br />

und Handelszeiten der EEX.<br />

Maßgeblich ist der <strong>Gas</strong>tag und die damit verbundenen<br />

Datenlieferpflichten an Externe, allen voran die<br />

ausgeglichene Nominierung des Bilanzkreises am Tag<br />

vor der Belieferung. Es ist zu erkennen, dass zur Optimierung<br />

der Bilanzkreises ein relativ langer Zeitraum<br />

zur Verfügung steht. Ausgehend von Tagesbandkunden<br />

im Bilanzkreis und unter Beachtung der Grenzen für<br />

Strukturierungsbeiträge, besteht die Möglichkeit noch<br />

während des <strong>Gas</strong>tages der Belieferung im Handelsbuch<br />

offene Positionen durch Aktivitäten an der EEX entsprechend<br />

zu schließen. Zu beachten ist jedoch, dass die<br />

Zeitpunkte der Renominierung nicht nur mit den Handelszeiten<br />

der EEX übereinstimmen, sondern auch mit<br />

den gewöhnlichen Kernarbeitszeiten im Unternehmen,<br />

hier blau dargestellt.<br />

Die internen Kommunikationswege und -zeitpunkte<br />

sind also so zu takten, dass notwendige Reaktions- und<br />

Ausführungszeiten beinhaltet sind. Das hat zur Konsequenz,<br />

dass der Transportkunde, der theoretisch seine<br />

Kunden jederzeit renominieren kann, entsprechende<br />

Vorgaben für Nominierung und Renominierung erhal-<br />

Festlegung zu Rollen,<br />

Aufgaben und Prozesse<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 63


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

14.00 Uhr: Nominierung<br />

des Bilanzkreises für D<br />

<strong>Gas</strong>tag vor der Belieferung (D-1)<br />

<strong>Gas</strong>tag der Belieferung (D)<br />

03.00 Uhr: Letzter Zeitpunkt zur<br />

(Re-)Nominierung<br />

<strong>Gas</strong>tag <strong>Gas</strong>tag <strong>Gas</strong>tag<br />

06.00 Uhr 06.00 Uhr<br />

06.00 Uhr 05.59 Uhr 05.59 Uhr 05.59 Uhr<br />

Kalendertag Kalendertag Kalendertag<br />

00.00 Uhr 23.59 Uhr 00.00 Uhr 23.59 Uhr 00.00 Uhr 23.59 Uhr<br />

EEX<br />

08.00 Uhr 17.59 Uhr EEX<br />

08.00 Uhr 17.59 Uhr EEX<br />

08.00 Uhr 17.59 Uhr<br />

Abgabe der Nominierung täglich bis spätestens 14.00 Uhr (oder früher).<br />

<strong>Gas</strong>tag der Belieferung (D+1)<br />

Bild 5. Synchronisation der Zeitschienen <strong>Gas</strong>tag, Kalendertag und<br />

Handelszeiten.<br />

ten muss, damit Handel, Beschaffung und Bilanzkreismanagement<br />

ihrerseits genügend Zeit für Plausibilisierungen<br />

und Datenmeldungen haben. Diese Zeitpunkte<br />

gilt es zwischen den nicht reglementierten Markpartnern<br />

zu definieren und festzulegen, wer für welche<br />

Datenmeldung letztendlich wirtschaftlich verantwortlich<br />

ist.<br />

4. Fazit<br />

Das 2005 mit dem Energiewirtschaftsgesetz festgeschriebene<br />

Entry-/Exit-Modell zeigt die beabsichtigte<br />

Wirkung und hat in den letzten Jahren zu immer liquideren<br />

Marktplätzen geführt. Dabei hat die Vergangenheit<br />

gezeigt, dass die Liquidität an den beiden etablierten<br />

Marktplätzen NCG und <strong>Gas</strong>pool durch die Zusammenlegung<br />

von Marktgebieten und der damit<br />

einhergehenden Vergrößerung der jeweiligen Märkte<br />

erhöht wird. Durch die Transparenz der Preise an der<br />

Börse und begünstigt durch die niedrigen Notierungen<br />

auf den Termin- und Spotmärkten in den Jahren 2009<br />

und 2010 ist die Durchsetzung der altbekannten ölindizierten<br />

Preise extrem schwierig bis unmöglich. Neue<br />

Anbieter, die mit neuen Preismodellen auf den Markt<br />

drängten und drängen, haben den Druck auf die etablierten<br />

Stadtwerke noch weiter erhöht.<br />

Dies alles hat dazu geführt, dass sich viele etablierte<br />

Versorgungsunternehmen den Gegebenheiten anpassen<br />

und sich in der Phase der Umstrukturierung der<br />

Beschaffung befinden – weg von der Vollversorgung,<br />

hin zu einer vertriebsorientierten Beschaffung. Wie in<br />

den Kapiteln 2 und 3 unseres Artikels beschrieben, ist<br />

dies kein trivialer Prozess, sondern erfordert teilweise<br />

einen weitreichenden Umbau bestehender, gewachsener<br />

Strukturen. Dem organisatorischen Umbau geht die<br />

Definition einer neuen Beschaffungsstrategie voran, die<br />

die gegebenen Marktverhältnisse optimal für das jeweilige<br />

Unternehmen abbildet. Neben dem organisatorischen<br />

Umbau müssen auch die neuen Prozesse und die<br />

erforderliche Kommunikation intern zwischen den einzelnen<br />

Organisationseinheiten und extern zum Netzbetreiber<br />

bzw. Kunden implementiert werden. Da eine<br />

Reorganisation interner Strukturen Tradiertes teilweise<br />

sehr stark in Frage stellt, hat es sich in allen Projekten<br />

gezeigt, wie wichtig die Integration der betroffenen<br />

Mitarbeiter ist. Dieses gilt umso mehr für Unterehmen,<br />

die noch keine Erfahrungen mit Handelsstrukturen im<br />

Strommarkt gesammelt haben.<br />

BET hat in der Vergangenheit verschiedene Unternehmen<br />

bei diesem Prozess oder bei einzelnen Prozessschritten<br />

begleitet und macht dieses auch aktuell. Im<br />

Rahmen einer Reorganisation von innerbetrieblichen<br />

Strukturen hat es sich als sehr sinnvoll herausgestellt,<br />

sowohl die Projektstrukturierung als auch die fachliche<br />

Konzeption und Umsetzung durch einen Dritten begleiten<br />

zu lassen.<br />

Autoren<br />

Dipl.-Kfm. Christoph Aretz<br />

BET GmbH |<br />

Aachen |<br />

Tel.: +49 241 47062-419 |<br />

E-Mail: christoph.aretz@bet-aachen.de<br />

Ute Micke<br />

BET GmbH |<br />

Aachen |<br />

Tel.: +49 241 47062-428 |<br />

E-Mail: ute.micke@bet-aachen.de<br />

Ralf Schemm<br />

BET GmbH |<br />

Aachen |<br />

Tel.: +49 241 47062-448 |<br />

E-Mail: ralf.schemm@bet-aachen.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

64 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


WISSEN für die ZUKUNFT<br />

Biogas<br />

Erzeugung, Aufbereitung, Einspeisung<br />

Dieses Standardwerk behandelt sämtliche Aspekte rund um<br />

das Thema Biogas von der Erzeugung über die Aufbereitung<br />

bis zur Einspeisung.<br />

Der inhaltliche Schwerpunkt liegt auf der Betrachtung der gesamten<br />

verfahrenstechnischen Prozesskette. Grundlage der Erörterung sind<br />

die technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen in Deutschland.<br />

Ergänzend werden zukünftige Entwicklungen und Potenziale<br />

für Biogas diskutiert. Die Themenaufbereitung basiert auf aktuellen<br />

Forschungsergebnissen, Erfahrungsberichten sowie Best-Practice-<br />

Anwendungen und ist in ihrer Form bisher einzigartig.<br />

Das Buch richtet sich an alle Interessengruppen, die fachlich mit<br />

der Biogas einspeisung befasst sind. Es trägt sowohl konkreten,<br />

praktischen Aspekten Rechnung und fungiert zugleich als Einstiegswerk<br />

für die wissenschaftliche Bearbeitung.<br />

Aus dem Inhalt:<br />

∙ Politische, rechtliche und wirtschaftliche Rahmenbedingungen<br />

∙ Verfahrenstechnik der Biogaserzeugung<br />

∙ Technische und rechtliche Anforderungen an die <strong>Gas</strong>qualität<br />

∙ Verfahrenstechnik der <strong>Gas</strong>aufbereitung<br />

∙ Anlagentechnik der <strong>Gas</strong>einspeisung<br />

∙ Abrechnung und Messtechnik<br />

∙ Vermarktung<br />

Sie haben die<br />

Wahl !<br />

Hrsg.: S. Bajohr / F. Graf<br />

1. Auflage 2010, ca. 300 Seiten, Farbdruck,<br />

Hardcover, mit CD-ROM oder DVD<br />

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Biogas, 1. Auflage 2010<br />

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ISBN: 978-3-8356-3197-7<br />

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ISBN: 978-3-8356-3211-0<br />

Die bequeme und sichere Bezahlung per Bankabbuchung wird<br />

mit einer Gutschrift von € 3,- auf die erste Rechnung belohnt.<br />

Antwort<br />

Vulkan-Verlag GmbH<br />

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Postfach 10 39 62<br />

45039 Essen<br />

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Vorname/Name des Empfängers<br />

Straße/Postfach, Nr.<br />

Land, PLZ, Ort<br />

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Garantie: Dieser Auftrag kann innerhalb von 14 Tagen bei der Vulkan-Verlag GmbH, Versandbuchhandlung, Postfach 10 39 62, 45039 Essen schriftlich<br />

widerrufen werden. Die rechtzeitige Absendung der Mitteilung genügt. Für die Auftragsabwicklung und zur Pfl ege der laufenden Kommunikation<br />

werden Ihre persönlichen Daten erfasst und gespeichert. Mit dieser Anforderung erkläre ich mich damit einverstanden, dass ich per Post, Telefon, Telefax<br />

oder E-Mail über interessante Verlagsangebote informiert werde. Diese Erklärung kann ich jederzeit widerrufen.<br />

Bankleitzahl<br />

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Datum, Unterschrift<br />

Kontonummer<br />

BIOG1Zs0410


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Multi-Energie-Lösungen:<br />

Synergien nutzen – Kosten senken<br />

Smart Metering, Multi-Energie-Lösungen, AMM-System<br />

Peter Heuell<br />

Auch wenn Smart Meter nicht selten auf ihren Energiespar-Effekt<br />

reduziert werden, ist das Potenzial der<br />

neuen Messtechnik damit noch lange nicht erschöpft.<br />

Stattdessen bedeutet die Vernetzung von Energieund<br />

Informationsfluss eine Zäsur: Mehr Wettbewerb,<br />

neue Geschäftsmodelle und das Vernetzen verschiedenster<br />

Technologien werden langfristig die Folge<br />

sein. Diese Entwicklung belegt auch das zunehmende<br />

Engagement branchenfremder Unternehmen wie<br />

Telekom, Siemens und Cisco Systems. Für die Versorger<br />

steigt damit der Handlungsdruck. Wer heute nicht<br />

die richtige Basis legt, droht den Anschluss zu verlieren.<br />

Dabei lassen sich die Kosten, die mit den technologischen<br />

Innovationen einhergehen, über ein schlüssiges<br />

Gesamtkonzept deutlich senken. Insbesondere<br />

moderne Multi-Energie-Lösungen versprechen ein<br />

beträchtliches Sparpotenzial. Über das Auslesen und<br />

Verwalten der Verbrauchsdaten von <strong>Gas</strong>, Strom, Wasser<br />

und Fernwärme in einem System werden teure<br />

Redundanzen gezielt beseitigt. Die Synergieeffekte<br />

sind dabei umso größer, je mehr Energieträger dieselbe<br />

Kommunikations-Infrastruktur nutzen. Aufgrund<br />

der Datenbündelung bieten Multi-Energie-Systeme<br />

gleichzeitig zahlreiche Ansätze für neue Dienstleistungen<br />

und Geschäftsmodelle.<br />

Multi-energy solutions: exploit synergies –<br />

reduce costs<br />

Although smart meters are not infrequently reduced<br />

to their energy-saving effect, this in no way exhausts<br />

the potential of this new measuring technology.<br />

Rather, the interlinking of the energy and information<br />

flows has brought about a turning point: fiercer competition,<br />

new business models and the networking of<br />

extremely different technologies will eventually be<br />

the consequence. The increasing involvement of companies<br />

from other industrial sectors, such as Telekom,<br />

Siemens and Cisco Systems, only underlines<br />

this development. Supply companies are therefore<br />

coming under increasing pressure to act. Anyone<br />

who does not lay the right foundations today risks<br />

being cut adrift. In this process, the costs associated<br />

with the technological innovations can be significantly<br />

reduced through a cogent overall concept.<br />

Modern multi-energy solutions, in particular, promise<br />

a significant potential for savings. Expensive<br />

redundancies are effectively avoided by reading and<br />

managing consumption data for gas, electricity, water<br />

and remote heating over one system. These synergy<br />

effects are therefore all the greater as more energy<br />

suppliers make use of the same communications<br />

infrastructure. The data bundling means that multienergy<br />

systems also offer many options for new services<br />

and business models.<br />

Nur zögerlich beginnen sich die <strong>Gas</strong>versorger für das<br />

Thema Smart Metering zu öffnen. Während die Anzahl<br />

an Pilotprojekten im Strommarkt im vergangenen Jahr<br />

kontinuierlich angestiegen ist, haben größere Testläufe<br />

für die intelligente <strong>Gas</strong>messung noch immer Seltenheitswert.<br />

Als Grund hierfür werden die nach wie vor<br />

bestehenden Marktunsicherheiten angeführt.<br />

Zumindest hinsichtlich der Ausstattung der intelligenten<br />

Zähler konnte die Bundesnetzagentur mit ihrem<br />

Positionspapier vom Juni 2010 etwas mehr Klarheit<br />

schaffen. Demnach müssen die neuen Zähler technisch<br />

so beschaffen sein, dass sie sowohl den Verbrauch der<br />

letzten 24 Stunden als auch der vergangenen Woche<br />

sowie des letzten Monats in Kubikmetern anzeigen können.<br />

Auch wenn die Bundesnetzagentur es als ausreichend<br />

erachtet, wenn die genannten Werte „ständig<br />

oder auf Knopfdruck rollierend in einem elektronischen<br />

Display an der Messeinrichtung selbst angezeigt werden“,<br />

soll jeder Zähler künftig dennoch mit Kommunikationsschnittstellen<br />

ausgestattet werden. Diese sollen<br />

es laut BNetzA „bei Bedarf und ohne Wechsel der Messeinrichtung<br />

zulassen, einen gewissen Umfang von<br />

Daten auf elektronischem Weg zu übermitteln.“ Über<br />

diese Schnittstellen soll es dementsprechend künftig<br />

möglich sein, Messwerte zum einen an den Netzbetreiber<br />

zu übermitteln, sowie zum anderen an ein In-Home<br />

Display beim Anschlussnutzer. Auf Basis des Positionspapiers<br />

erarbeitet die Deutsche Vereinigung des <strong>Gas</strong>-<br />

Januar/Februar 2011<br />

66 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

und Wasserverbandes (DVGW) aktuell ein Lastenheft für<br />

einen EDL-Zähler <strong>Gas</strong>.<br />

1. Senkung des <strong>Gas</strong>verbrauchs um 7 %<br />

Mit der Datenübertragung soll laut BNetzA gewährleistet<br />

werden, dass die Messdienstleister ihren Kunden<br />

Verbrauchsdaten „auf vielfältige Art und Weise individuell<br />

zugänglich machen“ können. Ob Zähler-LCD, Internetportal<br />

oder In-Home Display: Wie auch beim Strom<br />

gilt die Maxime, dass seinen <strong>Gas</strong>verbrauch nur senken<br />

kann, wer diesen auch kennt. So legt beispielsweise PricewaterhouseCoopers<br />

bei einer Kosten-Nutzen-Analyse,<br />

die im Auftrag des österreichischen Regulators<br />

E-CONTROL durchgeführt wurde, ein Einsparpotenzial<br />

von sieben Prozent zugrunde. Die Einsparungen, die<br />

sich über entsprechende Feedback-Systeme realisieren<br />

lassen, werden damit doppelt so hoch angesetzt wie<br />

dies beim Strom der Fall ist. Demnach sei davon auszugehen,<br />

dass „Einsparpotenziale im Bereich der Raumwärme<br />

(und damit implizit auch für den <strong>Gas</strong>verbrauch)<br />

weitaus höher un d leichter zu realisieren sind, als im Fall<br />

von Strom.“ So würden zur Hebung des Energieeffizienzpotenzials<br />

bereits einfache Maßnahmen und Verhaltensänderungen<br />

ausreichen, wie z. B. die Reduktion der<br />

durchschnittlichen Raumtemperatur, richtiges Lüften,<br />

einfaches Abdichten von Fenstern und Türen, kein Verstellen<br />

der Heizköper, kein Heizen von unbenutzten<br />

Räumen etc.<br />

Die genannte E-CONTROL-Studie wurde durchgeführt,<br />

um verschiedene Szenarien zur Einführung von<br />

Smart Metern nach einer strengen Kosten-Nutzen-Analyse<br />

zu bewerten. Die Smart Meter-Einführung bringt<br />

demnach aus volkswirtschaftlicher Sicht bei allen untersuchten<br />

Szenarien immer einen Gesamtnutzen. Gleichzeitig<br />

konnte hinsichtlich der Kosten festgestellt werden,<br />

dass sich diese über einen Multi-Energie-Ansatz<br />

nachhaltig senken lassen. Im Hinblick auf die Installation<br />

sei auch „bei einem flächendeckenden Einbau der<br />

Zähler, ein Multi-Utility-Ansatz zu bevorzugen, um die<br />

Installationskosten so gering wie möglich zu halten.“<br />

Darüber hinaus könne man auf diese Weise „Synergieeffekte<br />

bei der Installation, Datenübertragung und Verwaltung“<br />

nutzen.<br />

Bild 1. Der Landis+Gyr Ultraschall-<strong>Gas</strong>zähler G350 kann dank<br />

Standard-Schnittstellen ebenfalls als Teil einer Multi-Energie-Lösung<br />

eingesetzt werden.<br />

Bild 2.<br />

Landis+Gyr<br />

Ultraschall-<br />

<strong>Gas</strong>zähler<br />

G350 (Ein-<br />

Rohr-Ausführung).<br />

2. Multi-Energie-Lösungen: Architekturen<br />

und Spar-Potenzial<br />

Bei einer Multi-Utility- bzw. Multi-Energie-Lösung werden<br />

die Verbrauchs- und Messdaten von mindestens<br />

zwei verschiedenen Energieträgern über ein Kommunikationssystem<br />

übertragen, so z. B. wenn der <strong>Gas</strong>-Verbrauch<br />

über das Kommunikationsmodul des Stromzählers<br />

übermittelt wird. Die Synergieeffekte sind dabei<br />

umso größer, je mehr Energieträger (Strom, <strong>Gas</strong>, Wasser<br />

und Wärme) ein und dieselbe Kommunikations-Infrastruktur<br />

nutzen. Hierbei sind zwei verschiedene Architekturansätze<br />

denkbar: Zum einen kann der Stromzähler<br />

als Ausgangspunkt genutzt werden. In diesem Fall<br />

erfasst und speichert der Stromzähler als Hauptgerät<br />

gleichzeitig die Verbrauchs- und Messdaten der übrigen<br />

Zähler. Alternativ kann ein Kommunikations-Hub oder<br />

ein separates Gerät wie z. B. Kommunikationsmodule,<br />

MUC, MUS etc. zum Einsatz kommen. Diese Datenerfassungsgeräte<br />

sammeln die Messdaten aller angeschlossenen<br />

Multi-Energie-Geräte und übertragen diese an<br />

den Versorger. Die verschiedenen Datentypen können<br />

dabei problemlos in unterschiedlichen Abständen<br />

gemessen werden, so kann z.B. der Stromverbrauch in<br />

einer 15-Minuten-Taktung ermittelt werden, während<br />

der <strong>Gas</strong>verbrauch nur im Stunden-Rhythmus gespeichert<br />

wird.<br />

Dadurch, dass nicht für jeden Zähler ein eigenes<br />

Kommunikationsmodul installiert werden muss, lassen<br />

sich sowohl die Hardware- als auch die Kommunikationskosten<br />

deutlich senken. Allein über die Synergieeffekte<br />

bei der Hardware lassen sich Einsparungen von bis<br />

zu 100 Euro pro Messpunkt erzielen.<br />

Weitere Einsparpotenziale lassen sich erzielen, wenn<br />

die Daten der verschiedenen Energieträger in einem<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 67


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Bild 3. Die<br />

Synergieeffekte<br />

von Multi-<br />

Energie-Lösungen<br />

sind umso<br />

größer, je mehr<br />

Energieträger<br />

dieselbe Kom-<br />

munikations-<br />

Infrastruktur<br />

nutzen.<br />

einzigen, Multi-Energie-fähigen AMM (Advanced Meter<br />

Management)-System verarbeitet werden. Zum ersten<br />

können die Kosten für die IT-Infrastruktur minimiert<br />

werden, da nur ein System implementiert und integriert<br />

werden muss. Auch die Kosten für die Lizenzierung<br />

sowie die Wartungskosten fallen damit jeweils nur für<br />

ein statt für zwei oder gar mehr Systeme an. Werden<br />

sämtliche Messdaten mit demselben System verarbeitet,<br />

reduzieren sich zum anderen automatisch sowohl<br />

die Schulungskosten als auch der tägliche Aufwand für<br />

die Systemüberwachung. Zudem werden sämtliche<br />

Berichte für alle Energieträger in einem einheitlichen<br />

Format erstellt, so dass im Weiteren keine Daten aufwändig<br />

integriert werden müssen.<br />

3. Neue Dienstleistungen dank<br />

Datenbündelung<br />

Über das Auslesen und Verwalten der Verbrauchsdaten<br />

von <strong>Gas</strong>, Strom, Wasser und Fernwärme in einem System<br />

werden aber nicht nur wirkungsvoll teure Redundanzen<br />

vermieden. Darüber hinaus bietet ein Multi-<br />

Energie-System aufgrund der Datenbündelung zahlreiche<br />

Ansätze für neue Dienstleistungen und<br />

Geschäftsmodelle. Dadurch, dass alle Daten in einem<br />

System zur Verfügung stehen, lassen sich völlig neue<br />

Kundengruppen mit einem ähnlichen Verbrauch bei<br />

verschiedenen Energieträgern zusammenfassen. Versorgungsunternehmen,<br />

die auf einen Multi-Utility-<br />

Ansatz setzen, können künftig vielfältige Produkte und<br />

Dienstleistungen anbieten, in denen die unterschiedlichen<br />

Energieträger quasi in einem Gesamtpaket kombiniert<br />

werden. Gleichzeitig lässt sich die Geschwindigkeit<br />

und Qualität des Kundenservices verbessern, da die Mitarbeiter<br />

über ein System Zugriff auf alle Informationen<br />

haben. Dienstleistungen können aber nicht nur mit<br />

Blick auf den Endkunden, sondern ebenso für andere<br />

Marktteilnehmer entwickelt werden, in dem diesen z. B.<br />

Ablese- oder Controllingdienste angeboten werden. So<br />

könnte beispielsweise ein Stromversorger zusätzlich die<br />

<strong>Gas</strong>zähler seiner Kunden auslesen und die Verbrauchsdaten<br />

dem entsprechenden <strong>Gas</strong>versorger zur Verfügung<br />

stellen.<br />

Um ein umfassendes Multi-Energie-System aufzubauen,<br />

müssen verschiedene Voraussetzungen erfüllt<br />

sein. Zentrale Basis ist die Ausstattung sämtlicher Zähler<br />

der Multi-Energie-Umgebung mit bidirektionalen<br />

Schnittstellen. Die Messgeräte sollten darüber hinaus<br />

neben den Verbrauchswerten auch Netzqualitätsdaten<br />

(Informationen zu Stromausfällen etc.) sowie Ereignisund<br />

Statusdaten der Zähler selbst erfassen können.<br />

Darüber hinaus muss das Hauptgerät über genügend<br />

Register für die Datenarten sowie über ausreichend<br />

Speicherkapazität verfügen, um die verschiedenen<br />

Daten zu erfassen. Wichtigste Voraussetzung aber ist die<br />

Interoperabilität der jeweiligen Zähler. Der Einsatz offener<br />

Industriestandards ermöglicht Versorgern die freie<br />

Gerätewahl sowie die Integration der Komponenten<br />

verschiedener Hersteller.<br />

Januar/Februar 2011<br />

68 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

4. Fazit<br />

Die Bundesnetzagentur bezieht in ihrem Positionspapier<br />

eindeutig Stellung: <strong>Gas</strong>-Zähler müssen künftig mit<br />

bidirektionalen Schnittstellen ausgestattet werden.<br />

Spätestens mit diesem Papier ist nun auch für die <strong>Gas</strong>versorger<br />

der Smart Metering-Startschuss gefallen. Um<br />

das Potenzial zu heben, das insbesondere Multi-Energie-Lösung<br />

sowohl hinsichtlich Kosteneinsparungen als<br />

auch in Bezug auf neue Dienstleistungen bieten, müssen<br />

<strong>Gas</strong>versorger heute die richtigen Weichen stellen.<br />

Wer es jetzt versäumt, ein schlüssiges und zielgerichtetes<br />

Gesamtkonzept zu entwickeln, wird im besten Fall<br />

nur mit Mehrkosten und Doppeltausgaben zu kämpfen<br />

haben. Im schlimmsten Fall wird er vom Wettbewerb<br />

abgehängt. Für <strong>Gas</strong>versorger bedeutet dies: Jede Investition<br />

muss auf ihre Zukunftsfähigkeit geprüft werden.<br />

Sicherheit bieten hierbei insbesondere modulare Konzepte,<br />

in denen z. B. die Kommunikationstechnologie –<br />

und damit auch der Kommunikationsstandard – bei<br />

Bedarf ohne ein Auswechseln der Messeinheit ausgetauscht<br />

und neuen Anforderungen angepasst werden<br />

können.<br />

Noch gibt es in Deutschland nur wenige Beispiele<br />

laufender Multi-Energie-Systeme, in denen das Potenzial<br />

der gemeinsamen Datenauslesung, -übertragung<br />

und -verwaltung voll ausgeschöpft wird. Hier hilft ein<br />

Blick ins Nachbarland: Frei von regulatorischen Zwängen<br />

wurden in Dänemark landesweit Multi-Energie-<br />

Systeme für Strom, <strong>Gas</strong> und Wärme eingeführt. Ebenso<br />

wie in der E-CONTROL-Studie fällt auch hier die Kosten-<br />

Nutzen-Bilanz eindeutig positiv aus.<br />

Autor<br />

Dr. Peter Heuell<br />

Landis+Gyr Deutschland |<br />

Nürnberg |<br />

Tel. +49 911 723 7036 |<br />

E-Mail: info-nbg@landisgyr.com<br />

Parallelheft <strong>gwf</strong>-Wasser | Abwasser<br />

In der Ausgabe 02/2011 lesen Sie u. a. fol gende Bei träge:<br />

Behrendt / Winzenick Roadmap Automation 2020+<br />

Wasser und Abwasser<br />

Technologieanforderungen und Zukunftsmärkte<br />

Willmitzer u.a.<br />

Staufer u.a.<br />

Nowack u.a.<br />

Bewertung und Bedeutung der Biofiltration des Zooplanktons zur Verbesserung<br />

der Wasserqualität in Talsperren<br />

Wasserstandsberechnung auf gegliederten Oberflächen mit variablen Rauheiten<br />

für extreme Niederschlagsintensitäten<br />

Der demografische Wandel als Gebührentreiber in der Siedlungsentwässerung<br />

– ein Vergleich des Demografieeffektes mit Spar-, Betriebskosten-, Kapitalkostenund<br />

Industrieffekten<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 69


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

Smart Metering auf dem Weg zur<br />

Standardisierung in Europa<br />

Smart Metering, Standardisierung, EU-Kommission, Mandat M/441, CEN, CENELEC, ETSI<br />

Ralf Hoffmann<br />

Die EU-Direktive 2004/22/EC „Europäische Messgeräterichtline“<br />

(MID) schreibt die vollständige Harmonisierung<br />

von Verbrauchszählern in Europa vor. Gleichzeitig<br />

findet derzeit eine sehr schnelle technische<br />

Entwicklung statt, um die Endkunden mit intelligenten<br />

Geräten auszustatten, damit sie ihren Energieverbrauch<br />

optimieren und CO 2 -Emissionen minimieren<br />

können. Um die damit verbundenen Herausforderungen<br />

zu lösen, hat die Europäische<br />

Kommission mit dem Mandat M/441 einen Normungsauftrag<br />

für die Smart Meter an die Standardisierungsorganisationen<br />

CEN, CENELEC und ETSI<br />

erteilt. Zur Umsetzung wurde eine Smart Meters Coordination<br />

Group (SM-CG) eingerichtet, die ihren<br />

Schwerpunkt auf die Standardisierungsfragen im<br />

Zusammenhang mit den intelligenten Zählern richtet.<br />

Smart Metering on the road to standardization<br />

in Europe<br />

The EU-Directive 2004/22/EC on measuring instruments<br />

(MID) concerns full harmonization of utility<br />

meters in Europe. There is fast technological development<br />

in the area of utility meters to provide customers<br />

with the necessary to optimize their energy use<br />

and to reduce carbon emissions. In order to address<br />

these challenges, the European Commission<br />

addressed Mandate M/441 to CEN, CENELEC and<br />

ETSI. A Smart Meters Coordination Group (SM-CG)<br />

was set up to answer this request. This group will<br />

provide a focal point concerning smart meter standardization<br />

issues in respect to Mandate M/441.<br />

Mit der Entscheidung der Bundesregierung, bis 2014<br />

den deutschen Messstellenbetrieb auf Smart Metering<br />

umzustellen, hat sich der Druck auf die Energieversorgungsunternehmen<br />

weiter erhöht. Bereits seit dem<br />

1.1.2010 müssen in Neubauten und bei größeren Sanierungsprojekten<br />

intelligente Zähler installiert werden.<br />

Privat- und Sonderkunden sollen durch die neue Technologie<br />

ihren Energieverbrauch besser steuern und<br />

damit senken können, ganz im Sinne des Integrierten<br />

Energie- und Klimaschutzpaketes und der europäischen<br />

Energieeffizienzrichtlinien. Doch während in Europa<br />

nahezu alle Bereiche des Lebens durch einheitliche<br />

Normen abgedeckt sind, konkurrieren bei den intelligenten<br />

Zählern derzeit über 120 verschiedene Standards<br />

miteinander. Dieser historisch entstandene Wildwuchs<br />

bremst die Einführung von Smart Metering und<br />

trägt erheblich zur Verunsicherung bei den Energieversorgern<br />

und Endkunden bei.<br />

1. Offene Architektur und Interoperabilität<br />

Die EU-Kommission hat allerdings schon längst die Notwendigkeit<br />

einer Standardisierung und europaweiten<br />

Harmonisierung auf diesem Gebiet erkannt und die<br />

Organisationen CENELEC (European Committee for<br />

Electrotechnical Standardization), CEN (European Committee<br />

for Standardization) und ETSI (European Telecommunications<br />

Standards Institute) damit beauftragt,<br />

einheitliche Normen für Smart-Metering-Technologien,<br />

Protokolle und Prozesse zu verabschieden. Dabei stützen<br />

sich die Organisationen auf das vorhandene Fachwissen<br />

der Hersteller und Anwender als Kompetenzträger.<br />

Das EU-Standardisierungsmandat M/441 hat das<br />

erklärte Ziel „der Entwicklung einer offenen Architektur<br />

für Verbrauchszähler unter Einbeziehung von Interoperabilität<br />

ermöglichenden Kommunikationsprotokollen“.<br />

Denn fehlende bzw. veraltete Normen – so die EU-Kommission<br />

– behindern die rasche Umsetzung von Smart-<br />

Metering-Lösungen in Europa.<br />

Hintergrund des Standardisierungsmandates ist die<br />

Richtlinie 2006/32/EG der Europäischen Union über<br />

Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen. Sie<br />

sieht in ihrem Artikel 13 vor, dass die Verbraucher in<br />

den Mitgliedsstaaten zu wettbewerbsorientierten Preisen<br />

individuelle Energiezähler erhalten müssen. Diese<br />

sollen „den tatsächlichen Energieverbrauch und die<br />

Nutzungszeit genau anzeigen, soweit dies technisch<br />

machbar, finanziell vertretbar und im Vergleich zu den<br />

poten zielen Energieeinsparungen angemessen ist.“ Die<br />

Umsetzung hängt von einer wirtschaftlichen Beurteilung<br />

ab, die im September 2012 abgeschlossen sein<br />

soll. Im <strong>Gas</strong>bereich ist der Zeitrahmen für den Rollout<br />

der intelligenten Zähler in den EU-Mitgliedsstaaten<br />

noch zu beschließen; im Strombereich sollen 80 Prozent<br />

der Kunden die Smart Meter bis 2020 installiert<br />

Januar/Februar 2011<br />

70 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Smart Metering<br />

FACHBERICHTE<br />

haben. Den Rahmen für die aktuellen Standardisierungsbemühungen<br />

steckt außerdem die Europäische<br />

Messgeräterichtline (MID) ab, die mit einer Übergangszeit<br />

von 10 Jahren im Jahr 2004 in Kraft trat und u. a. die<br />

vollständige Harmonisierung von Verbrauchszählern in<br />

der EU vorschreibt.<br />

2. Einheitliche Kommunikationsprotokolle<br />

und Zusatzfunktionen<br />

Der Auftrag für das Mandat M/441 enthält im Detail<br />

folgende Punkte:<br />

a) Schaffung eines europäischen Standards für Verbrauchszähler<br />

mit<br />

einer offenen Architektur für Hard- und Software<br />

genormten Schnittstellen<br />

einer sicheren Kommunikation in beide Richtungen<br />

fortgeschrittenen Informations-, Verwaltungs- und<br />

Steuersysteme für Verbraucher und Dienstleister<br />

Skalierbarkeit der Architektur und Unterstützung<br />

aller Anwendungen von einfachst bis komplex<br />

Auslegung der Architektur für alle Kommunikationsmedien,<br />

die gegenwärtig von Belang sind, und deren<br />

Anpassbarkeit an künftige Anforderungen<br />

der Ermöglichung des Datenaustausch mit einem<br />

geschützten messtechnischen Block über eine<br />

sichere Schnittstelle<br />

b) Schaffung von europäischen Normen für zusätz liche<br />

Funktionen mit<br />

harmonisierten Lösungen<br />

einem interoperablen Rahmen<br />

Nutzung der offenen Architektur für Kommunikationsprotokolle<br />

bei Bedarf<br />

uneingeschränkter Interoperabilität am Ort der Messung<br />

Bei der Realisierung – so die Vorgabe aus Brüssel –<br />

sollen nach Möglichkeit bestehenden Standards und<br />

Verfahren der Vorzug vor möglichen Neuentwicklungen<br />

gegeben werden – denn das geht schneller und ist<br />

kostengünstiger. Dabei ist sich die EU-Kommission<br />

darüber im Klaren, dass sich die Smart-Metering-Lösungen<br />

in den einzelnen Mitgliedsstaaten auch in Zukunft<br />

voneinander unterscheiden werden. Dies liegt an nationalen<br />

Gesetzen und Richtlinien sowie den existierenden<br />

Prozessen zwischen den Marktteilnehmern.<br />

3. Forschungsprojekt OPENmeter liefert<br />

Grundlagen<br />

Zur Bearbeitung des Mandats haben die drei europäischen<br />

Normungsgremien ETSI, CENELEC und CEN<br />

zusammen mit den Repräsentanten der Herstellerverbände<br />

Aqua und Fagogaz sowie der europäischen Vereinigung<br />

für Messwesen (WELMEC) die Arbeitsgruppe<br />

„Smart Metering Coordination Group“ (SM-CG) gegründet.<br />

Eingeladen wurde dazu auch das von der EU geförderte<br />

Forschungsprojekt OPENmeter (Open and Public<br />

Extended Network), in dem Hersteller und Energieversorger<br />

aus verschiedenen europäischen Ländern<br />

zusammenarbeiten. Koordiniert wird das 30monatige<br />

Vorhaben, das im Januar 2009 seine Arbeit aufnahm,<br />

vom spanischen Energiekonzern Iberdrola.<br />

Für die Kommunikation setzt OPENmeter auf das<br />

DLMS-Kommunikationsprotokoll (Device Language<br />

Message Specification). Es beschreibt ein vom eigentlichen<br />

Kommunikationskanal unabhängiges Protokoll,<br />

das mittels objektorientierter Strukturen die Applikationsdaten<br />

der Zähler verschiedener Hersteller gleich<br />

dargestellt. DLMS ist eine universelle und abstrakte<br />

Sprache für die Zählerkommunikation, die in einer IEC-<br />

Norm standardisiert wurde. Ihre Anwendbarkeit ist<br />

nicht auf Elektrizitätszähler beschränkt, sondern gilt<br />

ebenso für <strong>Gas</strong>-, Wärme- und Wasserzähler. Die entsprechenden<br />

Normen werden von CEN TC294 in enger<br />

Abstimmung an IEC TC13 erarbeitet. Das inzwischen<br />

weltweit anerkannte und in 110 Ländern vertretene<br />

Standardprotokoll wird von der „DLMS User Association“<br />

mit Sitz in Genf forciert, in der alle bedeutenden<br />

Zählerhersteller und einige große Energielieferanten<br />

vertreten sind.<br />

Im Rahmen des EU-Mandats M/441 erarbeiten zwei<br />

Ad-Hoc-Arbeitsgruppen jeweils konkret die Vorlagen<br />

der Standards für die unterschiedlichen Teile des Auftrags<br />

– Kommunikationsprotokolle und Zusatzfunktionen.<br />

Beide Gruppen konzentrieren sich auf die Bedürfnisse<br />

privater Haushalte und den Sektor der kleinen und<br />

mittleren Unternehmen, da es für das obere Segment<br />

der Sondervertragskunden bereits funktionsfähige<br />

Lösungen am Markt gibt. Angesichts der verlangten<br />

Anforderungen bevorzugt die Arbeitsgruppe SM-CG<br />

WG1 im Bereich der Kommunikation den Ansatz des<br />

bereits bestehenden Standards M-Bus Wired und Wireless<br />

sowie das DLMS-Protokoll. In den Technischen<br />

Arbeitskreisen (TC) des jeweils betroffenen europäischen<br />

Normierungsgremiums geht es derzeit abschließend<br />

um die Erarbeitung der Details und die Durchführung<br />

der Standardisierung.<br />

4. Lokale Besonderheiten werden<br />

berücksichtigt<br />

Bei der Formulierung des Standards ist zu berücksichtigen,<br />

dass auch die bestehende lokale Infrastruktur<br />

und die damit verbundene Installation die Auswahl<br />

einer geeigneten Lösung beeinflusst. In einer eher urbanen<br />

Umgebung kann ein Kommunikationsknoten<br />

(Datenkonzentrator) pro Haus wirtschaftlich sein. In<br />

dicht besiedelten Wohngegenden hingegen kommunizieren<br />

sinnvollerweise mehrere Haushalte über einen<br />

Knoten. Als Übertragungsmedium für die erste Strecke,<br />

die sogenannte Primärkommunikation, bieten sich zwei<br />

Varianten an: In bestehenden Gebäuden ist der Einsatz<br />

von Funktechnik meist wirtschaftlicher, für Neubauten<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 71


FACHBERICHTE Smart Metering<br />

kann eine drahtgebundene Realisierung aufgrund der<br />

dann reduzierten Installationskosten in Betracht gezogen<br />

werden. Im Bereich der Fernkommunikation besitzt<br />

GPRS den Vorteil der Verfügbarkeit, die erzielbaren<br />

Übertragungsraten liegen jedoch unter der von DSL.<br />

Weiterhin sind die Geräte- und Installationskosten für<br />

diese Technologie sehr hoch.<br />

Bei der Formulierung ihrer Ergebnisse greift die<br />

Arbeitsgruppe auf die in Deutschland bisher geleistete<br />

Arbeit der Initiative „Open Metering System“ zurück. In<br />

deren Rahmen haben sich die Herstellerverbände<br />

figawa, KNX und ZVEI auf eine offene, herstellerübergreifende,<br />

interoperable Geräte- und Schnittstellendefinition<br />

unter der Bezeichnung „Open Metering System –<br />

Specification“ (OMS-S) geeinigt. Diese ist nun auch in<br />

den europäischen Standardisierungsprozess eingeflossen,<br />

da OMS-S europaweit die einzige Systemdefinition<br />

ist, die alle Medien – Strom, <strong>Gas</strong>, Wärme und Wasser –<br />

inklusive Submetering in ein einziges System integriert.<br />

Für die als Primärkommunikation definierte Datenübertragung<br />

zwischen den eigentlichen Zählern und<br />

dem Datenkonzentrator MUC (Multi Utility Communication)<br />

wurde die Normenreihe EN 137574 als derzeit<br />

anwendbare Norm identifiziert, die den M-Bus ebenso<br />

als physikalische Schnittstelle, drahtgebunden und<br />

drahtlos, beschreibt wie als Datenprotokoll. Die EN<br />

137574 ist zugleich mit dem KNX-Standard aus dem<br />

Bereich der Gebäudesystemtechnik und Heimautomation<br />

konform. Die Fernkommunikation wird hier mit<br />

bewährten Internetstandards gelöst, wobei die Übertragung<br />

entweder direkt über einen DSL-Anschluss im<br />

Haus erfolgen kann, über Mobilfunknetze wie zum<br />

Beispiel GPRS oder über die Stromleitung mit Hilfe der<br />

PLC-Technologie (Powerline Communications). Für die<br />

Datenvisualisierung (Verbrauchsanzeige), die Anbindung<br />

der Gebäudeautomation beim Endkunden sowie<br />

für die zukünftigen Dienstleistungen wie z. B. Tarif- oder<br />

Lastmanagement kommt bei OMS-S der weltweit anerkannte<br />

KNX-Standard (ISO/IEC 14543) zum Einsatz.<br />

5. Fazit<br />

Der aktuelle Zeitplan des Mandats M/441 sieht vor, dass<br />

im ersten Quartal 2011 ein einheitlicher EU-Standard für<br />

die Kommunikation von Smart-Metering-Systemen vorgelegt<br />

wird. Außerdem ein „gemeinsamer Fortschrittsbericht“.<br />

Mitte 2013 werden dann auch die harmonisierten<br />

Lösungen für zusätzliche Funktionen der intelligenten<br />

Zähler erarbeitet sein. Für die Hersteller mindern<br />

diese verbindlichen Normen das Risiko von Fehlinvestitionen<br />

und stellen Rechtssicherheit her. Ein hohes Maß<br />

an Interoperabilität ebnet zudem den Weg in eine Massenproduktion<br />

zu niedrigeren Kosten, ermöglicht den<br />

ungehinderten Wettbewerb innerhalb der EU und<br />

verbessert die Chancen auf eine führende Position der<br />

europäischen Hersteller von Smart-Metering-Produkten<br />

im Weltmarkt.<br />

Ralf Hoffmann ist stellvertretender Vorstandsvorsitzender<br />

der Koblenzer GÖRLITZ-Gruppe und Vizepräsident<br />

der Herstellerorganisation ESMIG (European<br />

Smart Metering Industry Group). Er betätigt<br />

sich schon seit einigen Jahren auf allen Ebenen der<br />

europäischen Standardisierung, so aktuell als Sprecher<br />

und Vorsitzender der Arbeitsgruppe Kommunikation<br />

des europäischen Standardisierungsmandates<br />

M/441.<br />

Autor<br />

Ralf Hoffmann<br />

GÖRLITZ AG |<br />

Koblenz |<br />

Tel. +49 261 9285 0 |<br />

E-Mail: info@goerlitz.com<br />

Januar/Februar 2011<br />

72 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


KOMPETENZ FÜR<br />

DAS GASFACH<br />

FACHZEITSCHRIFTEN<br />

deutsch und englisch<br />

FACHBÜCHER<br />

VERANSTALTUNGEN


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Netzindividuelle SLP im <strong>Gas</strong>bereich<br />

<strong>Gas</strong>wirtschaft, Standardlastprofile <strong>Gas</strong>, Regelenergiebedarf, Datenqualität, Temperaturstation,<br />

Bilanzierung, Kundenwerte, SLP-Ausprägung, GABi <strong>Gas</strong><br />

Andreas Kolo, Andy Neidert und Alessandro Rabe<br />

Mit der Veröffentlichung der Mitteilung Nr. 4 zur<br />

GABi <strong>Gas</strong> stehen mit dem Ampel- und Meldesystem<br />

zwei neue Instrumente zur Verfügung, mit denen sich<br />

kontinuierlich die SLP-Allokationsqualität der Ausspeisenetzbetreiber<br />

überprüfen lässt. Wie für die Veröffentlichung<br />

der Mitteilung Nr. 4 der BNetzA war<br />

auch für die Anberaumung des BDEW/VKU Verbandsprojekts<br />

Netzkontenanalyse der hohe Regelenergiebedarf<br />

im Winter 2009/2010 ausschlaggebend.<br />

Die im Verbandsprojekt erschlossenen Erkenntnisse<br />

und Empfehlungen, um Schiefstände in den<br />

Netzkonten vieler Ausspeisenetzbetreiber zu begegnen,<br />

werden in diesem Artikel diskutiert und ergänzt.<br />

Hinsichtlich der aktuell in vielen Fällen unzureichenden<br />

Passgenauigkeit von Lastprofilen sind nach<br />

Ansicht der Autoren netzindividuelle SLP bei der<br />

Bilanzierung zu bevorzugen und es ist festzustellen,<br />

dass ein wesentlicher Faktor bei der <strong>Gas</strong>-Bilanzierung<br />

bisher vernachlässigt wird. Es handelt sich hierbei<br />

um das Heizungsanlagenschaltverhalten, das bei<br />

einer Verwendung von Ganzjahresprofilen unberücksichtigt<br />

bleibt. Die Auswirkungen des Heizungsanlagenschaltverhaltens<br />

werden insbesondere in den<br />

Übergangszeiträumen sichtbar. Über den Ansatz von<br />

Semesterprofilen kann das Heizungsanlagenschaltverhalten<br />

hingegen besser abgebildet werden. Hierdurch<br />

kann eine Reduzierung des Regelenergieaufkommens<br />

erzielt werden, die gemäß <strong>Gas</strong>NZV von den<br />

Verteilernetzbetreibern anzustreben ist.<br />

Grid specific load profiles<br />

Due to the publication of the memorandum no. 4 of<br />

GABi <strong>Gas</strong> two new instruments were implemented to<br />

control constantly the grid operator´s load profile<br />

allocation quality. Responsible for the publication of<br />

the memorandum no. 4 as well as for the launch of<br />

the BDEW/VKU project “Netzkontenanalyse” was the<br />

gap between allocated and physical gas consumption<br />

during the winter of 2009/2010.<br />

The identified problems and derived recommendations<br />

of this project to face problems in gas allocation<br />

of many grid operators are to be discussed and<br />

supplemented within this article.<br />

From the point of view of the authors grid specific<br />

load profiles are recommended and point out a fundamental<br />

issue of gas allocation has been neglected<br />

so far. It is a question of the seasonal gas consumption<br />

of heating systems which is neglected by using<br />

all year valid load profiles. The impact of this seasonal<br />

gas consumption of heating systems can be<br />

seen in particular during transition periods. Using<br />

semester load profiles this specific behavior can be<br />

simulated much better.<br />

1. Aktuelle Situation<br />

Nach der kurzen Umsetzungsfrist der GABi <strong>Gas</strong> bis zum<br />

01.10.2008 kam es im Winter 2008/2009 teilweise zu<br />

starken Überspeisungen (Allokation > physische Lastflüsse)<br />

der Marktgebiete [1]. Ein Jahr später, im Winter<br />

2009/2010, kam es hingegen zu einer erheblichen<br />

Unterspeisung (positive Regelenergie) der Marktgebiete<br />

[2]. Die Kosten aus der Beschaffung der positiven<br />

Regelenergie durch den Marktgebietsverantwortlichen<br />

(MGV) werden auf den Umlagekonten der Marktgebiete<br />

verbucht und sind von den Bilanzkreisverantwortlichen<br />

(BKV) über die Regel- und Ausgleichsenergieumlage zu<br />

tragen. Die Regel- und Ausgleichsenergieumlage ist in<br />

den meisten Marktgebieten über die vergangenen zwei<br />

Jahre stark angestiegen und stellt einen nicht zu vernachlässigenden<br />

Kostenfaktor im Wettbewerb um die<br />

Belieferung von Letztverbrauchern mit <strong>Gas</strong> dar. Infolgedessen<br />

veröffentlichte die Bundesnetzagentur (BNetzA)<br />

die Mitteilung Nr. 4 zur GABi <strong>Gas</strong>. Zuvor haben bereits<br />

die Verbände BDEW und VKU das gemeinsame Projekt<br />

zur Netzkontenanalyse angestoßen, um den Ursachen<br />

des Regelenergiebedarfs auf den Grund zu gehen. Das<br />

Verbandsprojekt unterteilte sich in eine Standardanalyse<br />

(SAQ – SLP-Allokations-Qualität) und eine detaillierte<br />

Intensivanalyse (SIA – SLP-Intensiv-Analyse). Die<br />

Erkenntnisse und Empfehlungen aus dem Verbandsprojekt<br />

wurden in der <strong>gwf</strong> 11/2010 [2] veröffentlicht und<br />

sind im Wesentlichen:<br />

Qualität der Datenbasis für die Allokation<br />

verbessern,<br />

Januar/Februar 2011<br />

74 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

FACHBERICHTE<br />

Tabelle 1. Finanzielle Bedeutung der SLP-Allokationsgüte für die Transportkunden in einem Ausspeisenetz.<br />

Mengeneffekt<br />

Leistungseffekt<br />

SLP-Allokation 2009 420 000 000 kWh Höchste Tagesspitze gem. SLP Allokation 3 300 000 kWh/d<br />

Summe abgerechnete Verbräuche<br />

(Stichtag 31.12.2009)<br />

400 000 000 kWh Tatsächliche SLP-Leistungsspitze 3 000 000 kWh/d<br />

Mehrmenge (5 %) 20 000 000 kWh Zu viel allokierte Leistung 300 000 kWh/d<br />

Angenommener Arbeitspreis aus<br />

Liefervertrag<br />

3,2248 ct/kWh Angenommener Leistungspreis aus Liefervertrag<br />

der TK<br />

50 ct/kWh/d<br />

Mehrmenge x Arbeitspreis 644 960 Euro Zu viel allokierte Leistung x Leistungspreis 150 000 Euro<br />

Beispielhafter Mehr-/Mindermengenpreis<br />

1,2248 ct/kWh<br />

Gutschrift an TK für Mehrmenge<br />

244 960 Euro<br />

Verlust für die TK 400 000 Euro Verlust für die TK 150 000 Euro<br />

Summe des Schadens für die Transportkunden: 550 000 Euro<br />

Temperaturprognose überprüfen sowie<br />

Profilausprägung ggfs. variieren.<br />

Für weitere Ausführungen zu den Grundlagen der<br />

SLP-Systematik wird auf den Artikel in der <strong>gwf</strong> 11/2010<br />

verwiesen. Im nachfolgenden Abschnitt sollen weitere<br />

Verbesserungspotenziale für den Bilanzierungsprozess<br />

kritisch diskutiert werden.<br />

Festzuhalten ist zunächst, dass auch zwei Jahre nach<br />

Einführung der GABi <strong>Gas</strong> die Güte der SLP-Allokation<br />

noch Mängel aufweist, die nicht nur auf die Ausspeisenetzbetreiber<br />

(ANB) zurückzuführen sind. Mit der Mitteilung<br />

Nr. 4 zur GABi <strong>Gas</strong> hat die BNetzA mit dem Ampelund<br />

Meldesystem Instrumente geschaffen, mit denen<br />

die Güte des Bilanzierungsprozesses der ANB überwacht<br />

werden soll. Infolgedessen erhöht sich der Druck<br />

auf die ANB zur Steigerung der SLP-Allokationsgüte.<br />

Eine mangelhafte SLP-Allokationsqualität kann<br />

unterjährig zu Regelenergie und auf Ganzjahressicht zu<br />

Mehr-/Mindermengen führen. Die finanziellen Auswirkungen<br />

suboptimaler SLP-Allokationen auf unterjähriger<br />

Basis führten zu einem erhöhten Finanzierungsbedarf<br />

der MGV und erreichten im Winter 2009/2010 die<br />

Größenordnung dreistelliger Millioneneurobeträge. Für<br />

Transportkunden (TK) ist die SLP-Allokationsgüte<br />

zudem auch auf Jahressicht im Rahmen der Mehr-/Mindermengenabrechnung<br />

von Bedeutung. Aktuell verrechnen<br />

die ANB mit den TK die ersten Mehr-/Mindermengen,<br />

die für die TK erhebliche finanzielle Auswirkungen<br />

haben können.<br />

In dem in Tabelle 1 dargestellten Beispielfall beträgt<br />

der Schaden für die TK umgerechnet etwa 0,1375 Cent/<br />

kWh, wobei der Grundversorger das Hauptrisiko zu tragen<br />

hat.<br />

Folglich sind sowohl ganzjährige als auch unterjährige/tägliche<br />

Abweichungen zwischen SLP-Allokationen<br />

und Verbräuchen zu beachten und zu minimieren.<br />

Mit etwa 90 % [3] ermittelt der Großteil der ANB die SLP-<br />

Allokation synthetisch unter Verwendung der von der<br />

Technischen Universität München (TUM) entwickelten<br />

SLP. Das TUM-System gewährleistet über den Mechanismus<br />

der Kundenwertbildung bei sauberer Datenbasis,<br />

unverändertem Verbrauchsverhalten und normal temperierten<br />

Jahren auf Ganzjahressicht eine Annäherung<br />

zwischen SLP-Allokation und abgerechneten Verbräuchen<br />

bei Vorliegen eines ausreichend großen Messstellenportfolios.<br />

Daneben ist allerdings auch eine unterjährige<br />

Betrachtung der Passgenauigkeit der SLP-Allokation<br />

für einen minimierten Regelenergieeinsatz auf<br />

Ebene der MGV von entscheidender Bedeutung. Bei<br />

einer Weiterentwicklung/Zuordnung der Profile auf<br />

ANB-Ebene sollte deshalb auf die unterjährige Passgenauigkeit<br />

der SLP Wert gelegt werden. Diese Zielstellung<br />

wurde durch § 24 Absatz 3 der im September 2010<br />

novellierten <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung (<strong>Gas</strong>NZV) zum<br />

Ausdruck gebracht. Demnach haben Verteilernetzbetreiber<br />

bei der Entwicklung und Anwendung von Standardlastprofilen<br />

darauf zu achten, dass der Einsatz von<br />

Regelenergie möglichst reduziert wird. Um dieser Vorgabe<br />

gerecht zu werden, empfiehlt die BTU EVU GmbH<br />

den ANB in Beratungsprojekten das in Bild 1 dargestellte<br />

dreistufige Vorgehen.<br />

Die Ursachen für Abweichungen im Rahmen des<br />

SLP-Allokationsprozesses sind vielfältig. U. a. können zu<br />

„flache“ SLP, eine geringe Qualität der Datenbasis, Fehler<br />

bei der Kundenwertberechnung, hohe Brennwert-<br />

Bild 1. Empfohlene Arbeitsschritte der BTU EVU<br />

GmbH zur Verbesserung der SLP-Allokationsgüte.<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 75


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

differenzen, Netzverluste, Änderungen im Verbrauchsverhalten<br />

(z. B. infolge von Wärmedämmmaßnahmen<br />

oder Erneuerung von Heizungsanlagen) oder fehlerhafte<br />

RLM-Datenreihen zu einer Überschreitung der 3 %<br />

Grenze im Ampelsystem führen. Aus laufenden Projekten<br />

bei ANB, in denen potenzielle Fehlerquellen im<br />

Bilanzierungsprozess identifiziert werden, ist festzuhalten,<br />

dass häufig noch viele verschiedene Unplausibilitäten<br />

in den Datenbasen enthalten sind. In einem ersten<br />

Schritt ist daher die Datenbasis zu bereinigen, um die<br />

Güte der SLP-Allokation zu erhöhen. Dabei ist zu berücksichtigen,<br />

dass Projekte zur Bereinigung der Datenbasis<br />

internen Datenerhebungs- und Analyseaufwand erfordern,<br />

der bspw. durch das Hinzuziehen eines erfahrenen<br />

und spezialisierten Dienstleisters erheblich reduziert<br />

werden kann. Es sind auch Fälle bekannt, bei denen<br />

ANB zur Verbesserung des Allokationsergebnisses im<br />

synthetischen Verfahren Korrekturfaktoren anwenden,<br />

die mit der BNetzA abzustimmen sind. Hierdurch werden<br />

allerdings nicht die eigentlichen Ursachen für mangelhafte<br />

SLP-Allokationen beseitigt, sondern nur das<br />

Allokationsergebnis manipuliert.<br />

Für eine grobe Plausibilisierung der Datenbasen<br />

kann die BDEW/VKU Checkliste zur SLP-Allokation herangezogen<br />

werden, die bei der Identifizierung einiger<br />

typischer Fehler helfen kann. Dies reicht jedoch meist<br />

nicht aus, da die Hintergründe der identifizierten Fehler<br />

diskutiert und gangbare Lösungen abgeleitet werden<br />

müssen. Der für den Bilanzierungsprozess vorgesehene<br />

Mitarbeiter ist allerdings oftmals aufgrund anderer Aufgaben<br />

zeitlich nicht in der Lage, diese weiterführenden<br />

Arbeitsschritte im Rahmen der Datenbereinigung zu<br />

übernehmen. Zudem fehlen meist hilfreiche Erfahrungen<br />

aus der Betrachtung anderer Netzgebiete. Das Hinzuziehen<br />

eines externen Dienstleisters erscheint daher<br />

sinnvoll.<br />

In einem zweiten Schritt sollte die Passgenauigkeit<br />

der Temperaturstation analysiert werden. Entscheidend<br />

für die unterjährige Güte der SLP-Allokation ist eine gute<br />

Prognostizierbarkeit der Restlast (i.d.R. NKP-RLM), die<br />

umso höher ausfällt, desto geringer die Streuung der<br />

Restlast in Abhängigkeit der Temperatur ist. Die Streuung<br />

der Restlast hängt dabei im Wesentlichen von der<br />

Wahl der Temperaturstation und der Identifizierung aller<br />

für den RLM-Bereich relevanten Kunden ab. Aufgrund<br />

von Erfahrungen aus der Beratungspraxis kann durch<br />

ein Kennzahlensystem die am besten geeignete Temperaturstation<br />

identifiziert werden. Neben der Isttemperatur<br />

ist die Prognosetemperatur insbesondere im synthetischen<br />

Verfahren von hoher Bedeutung. Treten hierbei<br />

hohe Abweichungen zwischen der Ist- und der Prognosetemperatur<br />

auf, so sollte ein Wechsel des Prognosedienstleisters<br />

(insbesondere bieten für DWD-Wetterstationen<br />

i. d. R. mehrere Dienstleister Temperaturprognosen<br />

an) in Erwägung gezogen werden. Bei einer stärker<br />

streuenden Restlast, sollte das Herabsetzen der SLP<br />

Anwendungsgrenzen überprüft werden, um Letztverbraucher<br />

mit hohem Verbrauch und atypischen Verbrauchsverhalten<br />

nicht über ein SLP, sondern als RLM zu<br />

bilanzieren.<br />

Im dritten Schritt ist die Profilzuordnung zu überprüfen.<br />

Im weiter oben erwähnten Artikel der Verbände<br />

wird dargestellt, dass die entwickelten Profile der TUM<br />

das Verbrauchsverhalten des SLP-Kundensegments<br />

bereits ausreichend gut abbilden. Zugleich wird in dem<br />

Artikel geschildert, dass die Temperaturabhängigkeit<br />

der gewählten SLP bei etwa 50 % der untersuchten<br />

Netzbetreiber zu gering ausgeprägt ist. Aus der Praxis<br />

ist zudem bekannt, dass bei einem nur sehr kleinen<br />

Anteil der ANB die SLP zu steil sind, so dass eine Systemschiefe<br />

vorzuliegen scheint. Dies ließe die zu überprüfende<br />

Hypothese zu, dass die Datenbasis zur Entwicklung<br />

der SLP nicht repräsentativ ist oder ein ungeeignetes<br />

Anwendungssystem vorliegt. Die Empfehlung, die<br />

für windreiche Regionen vorgesehenen, etwas steileren<br />

SLP, nun auch ggfs. in Regionen mit normaler Windausprägung<br />

einzusetzen, erscheint demnach von der<br />

Wirkrichtung her sinnvoll. Im Kern wird jedoch klar, dass<br />

die netzindividuellen Gegebenheiten noch besser<br />

reflektiert werden müssen.<br />

Die Auswirkungen einer SLP-Umstellung sollten<br />

allerdings zunächst außerhalb des operativen EDM-Systems<br />

überprüft werden, um mögliche Verwerfungen im<br />

laufenden Bilanzierungsprozess zu vermeiden. Hierzu<br />

sollten sog. Alsob-Allokationen durchgeführt werden,<br />

bei denen die geänderten SLP für den Zeitraum von<br />

mindestens einem Jahr (z. B. das Vorjahr) ausgerollt und<br />

die Passgenauigkeit mit dem Restlastgang abgeglichen<br />

wird. Es existieren bereits Instrumente, 1 um derartige<br />

Sensitivitätsanalysen von Profilumstellungen durchzuführen.<br />

Der Wechsel der Profilzuordnung oder ein Temperaturstationswechsel<br />

erfordert in jedem Fall die Aktualisierung<br />

der Kundenwerte, da ansonsten Verwerfungen<br />

bei der SLP-Allokation entstehen. Auch bei<br />

sorgfältiger Zuordnung der SLP zu zwei Haushalts- und<br />

elf Gewerbeprofilen werden bei sauberer Datenbasis<br />

i. d. R. dennoch systematische Schiefstellungen zu beobachten<br />

sein. Die Zuordnung von einzelnen Profilen und<br />

die Synthese der Einzelprofile zur Gesamt-SLP-Allokation<br />

erzeugt im Ergebnis ein Mischprofil, das regelmäßig<br />

noch nicht optimal zum netzindividuellen Restlastgang<br />

passt.<br />

Die Entwicklung von für das jeweilige Ausspeisenetz<br />

netzindividuellen SLP kann daher ein Ansatz sein, um<br />

der Vorgabe der <strong>Gas</strong>NZV zur Regelenergiereduktion<br />

1 Z. B. das Excel-basierte Tool „Allokationsscanner“ der BTU EVU<br />

GmbH. Der „Allokationsscanner“ bietet zudem Temperaturanalysen<br />

bzgl. der Prognosegüte und der Passgenauigkeit der Temperaturstation<br />

an sowie eine vereinfachte Alsob-Allokation auf<br />

Basis des Restlastgangs zur indikativen Überprüfung einer<br />

geeigneteren Profilzuordnung.<br />

Januar/Februar 2011<br />

76 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

FACHBERICHTE<br />

nachzukommen. Die Anpassung von Koeffizienten der<br />

Sigmoidfunktion stellt keinen Korrekturfaktor dar. Eine<br />

Abstimmung mit der BNetzA ist demnach nicht erforderlich.<br />

Im Gegensatz dazu sind täglich variierende,<br />

dynamische Korrekturfaktoren mit der BNetzA abzustimmen.<br />

Es ist jedoch fest davon auszugehen, dass es<br />

nicht im Interesse der Transportkunden sein kann, für<br />

jedes Ausspeisenetz jeweils eine Zeitreihe von 365 Faktoren<br />

nachzuhalten. Lastprofile sind dem TK hingegen<br />

über den Lieferantenrahmenvertrag bekannt zu<br />

machen und auch eine Änderung der Lastprofile ist den<br />

TK mit einer Vorlauffrist von i. d. R. einem Monat anzuzeigen,<br />

so dass die Transparenz des Bilanzierungsprozesses<br />

stets gewahrt bleibt.<br />

2. Ansatz von Semesterprofilen<br />

Im Rahmen der Grundlagenforschung bei der BTU EVU<br />

GmbH wurden die Daten von 26 Ausspeisenetzen<br />

dahingehend untersucht, inwieweit es wirksame Maßnahmen<br />

zur Verbesserung des SLP-Systems gibt. Dabei<br />

wurde festgestellt, dass ein wesentlicher Zusammenhang<br />

aktuell noch nicht im SLP-Verfahren abgebildet<br />

wird. Es handelt sich hierbei um das Schaltverhalten<br />

von mit <strong>Erdgas</strong> betriebenen Heizungsanlagen während<br />

der Übergangsperioden. Im August 2010 konnten ANB<br />

im Bilanzierungsprozess erneut Erfahrungen mit diesem<br />

Effekt sammeln. Trotz eines Kälteeinbruchs im<br />

Spätsommer wurden die Heizungen nicht gleich eingeschaltet,<br />

so dass mittels der eingesetzten Profile hohe<br />

Mehrmengen allokiert wurden. Die Übergangszeiträume<br />

(i. w. S. März bis Juni und September bis November),<br />

die überwiegend durch Temperaturen von 5 bis 15<br />

Grad Celsius gekennzeichnet sind, lassen sich nur suboptimal<br />

über eine ganzjährig gültige Sigmoidfunktion<br />

abbilden. Die TU Graz hat in einem Gutachten [4] dargelegt,<br />

dass in solchen Temperaturbereichen die Mittelwerte<br />

der Tagesmengen stets unter der ganzjährig gültigen<br />

sigmoiden Regressionsfunktion liegen, so dass sie<br />

zu dem Entschluss kommt, dass die <strong>Gas</strong>last nicht ausschließlich<br />

von der Außentemperatur abhängig ist. Mit<br />

SLP, die das Heizungsanlagenschaltverhalten über<br />

einen zeitlichen Faktor berücksichtigen, könnten die<br />

Abweichungen hingegen deutlich reduziert werden.<br />

Im weiter oben zitierten Grundlagenartikel wird<br />

bereits geäußert, dass die Prognose des <strong>Gas</strong>verbrauchs<br />

der SLP-Kunden insbesondere in den Übergangsmonaten<br />

schwierig sei und es infolgedessen häufig zu größeren<br />

Abweichungen zwischen Restlast und SLP-Allokation<br />

komme. Allerdings wird hinzugefügt, dass bisher<br />

kein statistischer Beleg dafür erbracht worden sei, dass<br />

eine Anpassung des TUM Verfahrens zu einer Verbesserung<br />

hinsichtlich des Regelenergiebedarfs führen<br />

würde. Mithilfe dieses Artikels soll versucht werden, diesen<br />

Beleg zu liefern.<br />

Die zur Netzkontobewertung vorgeschlagenen<br />

Kennzahlen im Grundlagenartikel (Bild 2) erscheinen<br />

Bild 2. Kennzahlen zur Beurteilung des Netzkontos.<br />

gut geeignet, um eine Indikation des SLP getriebenen<br />

Regelenergiebedarfs vorzunehmen. Gleichzeitig können<br />

sie die Schwächen der Kennzahlen aus dem Ampelund<br />

Meldesystem ausgleichen, die als Bezugsgröße<br />

eine monatliche bzw. jährliche Ausspeisemenge (SLP +<br />

RLM) zugrunde legen und damit beispielsweise ANB mit<br />

einem hohen RLM-Verbrauchsanteil begünstigen, da<br />

die Bezugsgröße durch gemessene RLM höher ist.<br />

Die im Grundlagenartikel aufgeführte Kennzahl 1<br />

bezieht sich analog zum Ampelsystem auf einen kumulierten<br />

Wert und ist auf das SLP-Aggregat fokussiert. Die<br />

Bezugsgröße Restlast kann jedoch RLM-Bilanzierungsprobleme<br />

enthalten. Wird ein sauberer Restlastgang<br />

vorausgesetzt, so kann über diese Kennzahl allerdings<br />

die SLP-Allokationsgüte gut sichtbar gemacht werden.<br />

Die aufgeführte Kennzahl 2 betrachtet die positiven<br />

und negativen Abweichungen zwischen Restlast und<br />

SLP-Allokation und setzt die kumulierten Werte ins Verhältnis<br />

zur Restlast des Zeitraums. Hierdurch wird insbesondere<br />

der unterschiedlichen Bepreisung von positiver<br />

und negativer Regelenergie Rechnung getragen.<br />

Bild 3 veranschaulicht die Auswirkungen unterschiedlicher<br />

SLP auf den Regelenergiebedarf. Hierbei<br />

werden anhand eines Netzgebiets die oftmals zu „flachen“<br />

SLP mit normaler Windausprägung, SLP mit windreicher<br />

Ausprägung, netzindividuell eingestellte Ganzjahresprofile<br />

sowie netzindividuelle Semesterprofile<br />

miteinander verglichen. Die Analyse erfolgte auf Messstellenbasis.<br />

Hinter der Bezeichnung netzindividuelle<br />

Semesterprofile verbergen sich wiederkehrend halbjährig<br />

anzuwendende Lastprofile für das Sommer- und das<br />

Wintersemester. Das Sommersemester läuft dabei vom<br />

01.04. bis 30.09., das Wintersemester vom 01.10. bis 31.03.<br />

Die Umstellung von normaler auf windreiche Profilausprägung<br />

im Haushaltsbereich liefert in diesem Praxisbeispiel<br />

eine Reduktion der Regelenergieindikation<br />

um 15,7 %. Die Wahl von netzindividuellen Ganzjahresprofilen<br />

würde hingegen eine Reduktion der Regelenergieindikation<br />

um 30,6 % liefern und von semesterdifferenzierenden<br />

Profilen um 38,1 %.<br />

3. Empirische Auswertung<br />

Im Folgenden werden drei Szenarien dargestellt. Das<br />

erste Szenario zeigt den Ist-Zustand bei der SLP-Alloka-<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 77


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Beispiel-ANB - Restlastverlauf & Allokaon mit normaler Ausprägung<br />

Restlastverlauf von Oktober bis März (Wintersemester)<br />

Restlastverlauf von April bis September (Sommersemester)<br />

Allokaon normale Ausprägung<br />

Beispiel-ANB - Restlastverlauf & Allokaon mit windreicher Ausprägung<br />

Restlastverlauf von Oktober bis März (Wintersemester)<br />

Restlastverlauf von April bis September (Sommersemester)<br />

Allokaon windreiche Ausprägung<br />

Energie [kWh/d]<br />

Energie [kWh/d]<br />

posive Regelenergieindikaon:<br />

negave Regelenergieindikaon:<br />

14.845.368 [kWh]<br />

-14.845.368 [kWh]<br />

posive Regelenergieindikaon:<br />

negave Regelenergieindikaon:<br />

12.520.319 [kWh]<br />

-12.520.319 [kWh]<br />

-15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />

geom. Ist-Temperatur [°C]<br />

-15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />

geom. Ist-Temperatur [°C]<br />

Beispiel-ANB - Restlastverlauf & Gesamtjahresregression<br />

Restlastverlauf von Oktober bis März (Wintersemester)<br />

Restlastverlauf von April bis September (Sommersemester)<br />

Ganzjahresregression<br />

Beispiel-ANB - Restlastverlauf & Wintersemesterprofil für den Zeitraum Oktober bis<br />

März<br />

Restlastverlauf von Oktober bis März (Wintersemester)<br />

Wintersemesterprofil<br />

Energie [kWh/d]<br />

Energie [kWh/d]<br />

Übergangszeitraum<br />

01.10. bis 11.10.<br />

posive Regelenergieindikaon: 10.306.890 [kWh]<br />

negave Regelenergieindikaon: -10.306.890 [kWh]<br />

posive Regelenergieindikaon:<br />

negave Regelenergieindikaon:<br />

6.247.602 [kWh]<br />

-6.247.602 [kWh]<br />

-15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />

geom. Ist-Temperatur [°C]<br />

-15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />

geom. Ist-Temperatur [°C]<br />

Beispiel-ANB - Restlastverlauf & Sommersemesterprofil für den Zeitraum April bis<br />

September<br />

Restlastverlauf vom April bis September (Sommersemester)<br />

Sommersemesterprofil<br />

Beispiel-ANB - Restlastverlauf & Semesterprofil<br />

Restlastverlauf von Oktober bis März (Wintersemester)<br />

Restlastverlauf von April bis September (Sommersemester)<br />

Wintersemesterprofil<br />

Sommersemesterprofil<br />

Energie [kWh/d]<br />

01.04.<br />

Energie [kWh/d]<br />

02.04. -06.04.<br />

posive Regelenergieindikaon:<br />

negave Regelenergieindikaon:<br />

2.945.564 [kWh]<br />

-2.945.564 [kWh]<br />

posive Regelenergieindikaon:<br />

negave Regelenergieindikaon:<br />

9.193.166 [kWh]<br />

-9.193.166 [kWh]<br />

-15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />

geom. Ist-Temperatur [°C]<br />

-15 -10 -5 0 5 10 15 20<br />

geom. Ist-Temperatur [°C]<br />

Bild 3. Auswirkungen unterschiedlicher Lastprofile bzgl. der Prognostizierbarkeit der Restlast anhand eines Beispielstadtwerks.<br />

tion mit geschlossenen Netzkonten. Das zweite Szenario<br />

bildet ganzjährig gültige netzindividuelle SLP ab.<br />

Schließlich wird im dritten Szenario der Ansatz von<br />

halbjährig gültigen Semesterprofilen dargestellt. Bei<br />

der Analyse wurden 26 Netzgebiete berücksichtigt.<br />

In Bild 4 ist der kumulierte Ist-Netzkontoverlauf<br />

nach Kennzahl 1 bei geschlossenen Netzkonten für die<br />

26 Netzgebiete dargestellt. Das im Grundlagenartikel<br />

dargestellte Phänomen von überwiegend zu „flachen“<br />

SLP ist in der Grafik an positiven Regelenergieindikationsbeiträgen<br />

in den kalten Monaten und an negativen<br />

Regelenergieindikationsbeiträgen in den warmen<br />

Monaten erkennbar.<br />

Bild 5 stellt den kumulierten Netzkontoverlauf bei netzindividuellen<br />

Ganzjahresregressionen dar. Die in der<br />

Stichprobe über Deutschland gut verteilten Netzgebiete<br />

weisen bei Kennzahl 1 einen synchronen, aber netzindividuellen<br />

Verlauf auf. Die Streuung der Kurven macht deutlich,<br />

dass die Anwendung eines bundesweiten SLP suboptimal<br />

ist und so netzindividuelle SLP zu bevorzugen sind.<br />

Bei den meisten Netzen fällt ab Anfang April positive<br />

Regelenergie an, da es im Betrachtungszeitraum Anfang<br />

Januar/Februar 2011<br />

78 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

FACHBERICHTE<br />

April noch relativ kalt war und das Netz unterspeist<br />

wurde. Ab Mitte April ist bis Ende Juni eine Überspeisungsphase<br />

zu beobachten, da eine Ganzjahresregressionsfunktion<br />

die Verbräuche in diesem Zeitraum meist<br />

überschätzt. Bei netzindividuell eingestellten Ganzjahresprofilen<br />

ist der rechte Rand im Temperatur-Tagesmengen-Diagramm<br />

(vgl. Bild 3) im Vergleich zu den in<br />

der Ist-Situation angewendeten Profilen besser eingestellt,<br />

so dass zwischen Anfang Juli und Ende August<br />

keine nennenswerten Beiträge an Regelenergie hinzukommen.<br />

Von Anfang September bis Mitte Oktober gibt<br />

es zunächst Zuwächse an negativer Regelenergie, da<br />

eine Ganzjahresregression die Verbräuche wieder überschätzt.<br />

Trotz kälterer Temperaturen ist ein Großteil der<br />

Heizungsanlagen weiterhin ausgeschaltet. Von Mitte<br />

Oktober bis Ende November ist ein Zuwachs an positiver<br />

Regelenergie zu verzeichnen, die Regressionsfunktion<br />

prognostiziert weniger als verbraucht wird, auch<br />

hierfür ist der Effekt der Ganzjahresregression verantwortlich.<br />

Zusammenfassend sind die Beobachtungen in<br />

den einzelnen Zeitabschnitten im Wesentlichen darauf<br />

zurückzuführen, dass sich eine Ganzjahresregressionsfunktion<br />

in ihrer Charakteristik in der Mitte der Messwerte<br />

einstellt, um die Abweichungen zu minimieren.<br />

Ein in mindestens zwei Zeiträume differenzierendes SLP<br />

könnte Abhilfe schaffen.<br />

Zwei der Netzkontenverläufe (NG 5 und NG 22)<br />

waren auffällig. Eine Abklärung dieser zwei Netzkontoverläufe<br />

ergab, dass sich die beiden untypischen Verläufe<br />

durch problembehaftete Restlastgänge erklären<br />

lassen. Bei NG 5 sind nicht identifizierte RLM-Kunden<br />

ursächlich, die im Übergangszeitraum hohe Lasten aufweisen<br />

und anstatt als RLM noch über SLP abgewickelt<br />

werden. Bei NG 22 ist eine Umstellung von SLP auf RLM<br />

während des Betrachtungszeitraums für den untypischen<br />

Verlauf von Kennzahl 1 verantwortlich. Somit<br />

konnten die unplausiblen Restlastverläufe geklärt werden.<br />

In Bild 6 wird die Semesterdifferenzierung abgebildet,<br />

die die Schwächen der Ganzjahresregression reduzieren<br />

soll.<br />

2<br />

Eine notwendige Prämisse im Rahmen der empirischen Untersuchung<br />

ist, dass sich das Netzkonto am Ende des Betrachtungszeitraumes<br />

annähernd schließt. Damit soll der Voraussetzung<br />

einer sauberen Datenbasis Rechnung getragen werden.<br />

Zur besseren Orientierung im Ampelsystem, dass ab April startet,<br />

wird die Kennzahl 1 ebenfalls beginnend ab 01.04. kumuliert<br />

dargestellt. Der Betrachtungszeitraum wurde dazu sequenziert.<br />

Zu den Details der Netzkontothematik sei auf den Grundlagenartikel<br />

verwiesen.<br />

3 Im Bereich der netzindividuellen Profile wird bei der Regression<br />

des Restlastgangs davon ausgegangen, dass dieser den Verbrauch<br />

der SLP-Kunden mit hinreichender Genauigkeit abbildet.<br />

Eine Differenzierung in die Kundengruppen Haushalt und<br />

Gewerbe entfällt im ersten Schritt, da bei beiden Segmenten<br />

heizgasabhängige Messstellen den bedeutenderen Verbrauchsanteil<br />

darstellen.<br />

relative Abweichung zum Restlastgang (RLG)<br />

8%<br />

7%<br />

6%<br />

5%<br />

4%<br />

3%<br />

2%<br />

1%<br />

0%<br />

-1%<br />

-2%<br />

-3%<br />

-4%<br />

-5%<br />

-6%<br />

-7%<br />

-8%<br />

1. Apr.<br />

1. Mai.<br />

1. Jun.<br />

NG5<br />

(RLG - Allokation)/RLG (kumuliert ab 1.4.)<br />

1. Jul.<br />

NG22<br />

1. Aug.<br />

NG1 NG2 NG3 NG4 NG5 NG6<br />

NG7 NG8 NG9 NG10 NG11 NG12<br />

NG13 NG14 NG15 NG16 NG17 NG18<br />

NG19 NG20 NG21 NG22 NG23 NG24<br />

NG25 NG26<br />

Bild 4. Zeitliche Entwicklung der Kennzahl 1 bezogen auf die<br />

Ist-Allokation bei geschlossenem Netzkonto. 2<br />

relative Abweichung zum Restlastgang (RLG)<br />

8%<br />

7%<br />

6%<br />

5%<br />

4%<br />

3%<br />

2%<br />

1%<br />

0%<br />

-1%<br />

-2%<br />

-3%<br />

-4%<br />

-5%<br />

-6%<br />

-7%<br />

-8%<br />

1. Sep.<br />

1. Okt.<br />

Datum<br />

Bild 5. Zeitliche Entwicklung der Kennzahl 1 bezogen auf<br />

netzindividuelle Ganzjahresprofile. 3<br />

relative Abweichung zum Restlastgang (RLG)<br />

8%<br />

7%<br />

6%<br />

5%<br />

4%<br />

3%<br />

2%<br />

1%<br />

0%<br />

-1%<br />

-2%<br />

-3%<br />

-4%<br />

-5%<br />

-6%<br />

-7%<br />

-8%<br />

1. Apr.<br />

1. Apr.<br />

1. Mai.<br />

1. Mai.<br />

1. Jun.<br />

1. Jun.<br />

NG5<br />

NG5<br />

1. Jul.<br />

(RLG - Ganzjahresregression)/RLG (kumuliert ab 1.4.)<br />

NG22<br />

1. Aug.<br />

1. Sep.<br />

1. Okt.<br />

Datum<br />

1. Nov.<br />

1. Nov.<br />

1. Dez.<br />

NG1 NG2 NG3 NG4 NG5 NG6<br />

NG7 NG8 NG9 NG10 NG11 NG12<br />

NG13 NG14 NG15 NG16 NG17 NG18<br />

NG19 NG20 NG21 NG22 NG23 NG24<br />

NG25 NG26<br />

Bild 6. Zeitliche Entwicklung der Kennzahl 1 bezogen auf<br />

netzindividuelle Semesterprofile.<br />

1. Dez.<br />

(RLG - Semesterprofile)/RLG (kumuliert ab 1.4.)<br />

1. Jul.<br />

NG22<br />

1. Aug.<br />

NG1 NG2 NG3 NG4 NG5 NG6<br />

NG7 NG8 NG9 NG10 NG11 NG12<br />

NG13 NG14 NG15 NG16 NG17 NG18<br />

NG19 NG20 NG21 NG22 NG23 NG24<br />

NG25<br />

1. Sep.<br />

1. Okt.<br />

Datum<br />

NG26<br />

1. Nov.<br />

1. Dez.<br />

1. Jan.<br />

1. Jan.<br />

1. Jan.<br />

1. Feb.<br />

1. Feb.<br />

1. Feb.<br />

1. Mrz.<br />

1. Mrz.<br />

1. Mrz.<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 79


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

Die Gültigkeitszeiträume der Semesterprofile können<br />

anhand entsprechender Auswertungen taggenau<br />

ermittelt werden. Aufgrund der Vorgaben gemäß GeLi<br />

<strong>Gas</strong> sowie KoV III ist ein Profilwechsel aktuell nur jeweils<br />

zum ersten eines Monats möglich. Bereits mit einer sehr<br />

pauschalen Vorgehensweise der erfolgten Unterteilung<br />

in die beiden Zeiträume April bis September und Oktober<br />

bis März können neben der netzindividuellen<br />

Betrachtung noch weitere Verbesserungspotenziale<br />

gehoben werden.<br />

Tabelle 2 fasst die Ergebnisse dieser empirischen<br />

Untersuchung hinsichtlich des Regelenergieeinsatzes<br />

aufgrund unterschiedlicher Profilausprägungen zusammen.<br />

Die Schwankungsbreite ist definiert als Mittelwert<br />

der netzgebietsspezifischen Differenz zwischen Maximum<br />

und Minimum der Kennzahl 1. Sie bringt zum<br />

Ausdruck, in welcher mittleren Bandbreite sich der auf<br />

das SLP-Aggregat fokussierte modifizierte Netzkontosaldo<br />

3 bzw. 4 bewegt.<br />

Anhand von Kennzahl 2a in Tabelle 2 wird ersichtlich,<br />

dass Semesterprofile den Bedarf an positiver Regelenergie<br />

gegenüber der aktuellen Situation um 43 % von<br />

6,30 % auf 3,61 % reduzieren. Mit den relativ einfach zu<br />

ermittelnden netzindividuellen SLP über eine Ganzjahresregression,<br />

lässt sich bereits eine Verbesserung der<br />

Ist-Situation um ca. 31 % realisieren. Das analytische<br />

Verfahren weist bei der Kennzahl 2a eine positive Regelenergieindikation<br />

im Mittel von 5,9 % auf und liegt<br />

damit um ca. 63 % über dem Semesterprofilwert.<br />

Hinsichtlich des Regelenergieeinsatzes hat sich das<br />

analytische Lastprofilverfahren ohne Faktor als nachteilig<br />

erwiesen. Die Mengenverteilung der SLP-Allokationsmenge<br />

auf die einzelnen TK im Netzgebiet ist zudem<br />

für die Marktteilnehmer nur schwer nachvollziehbar.<br />

Außerdem ist das System durch RLM-Ausfälle tendenziell<br />

sehr fehleranfällig. Ausfälle lassen sich aufgrund des<br />

zeitkritischen Bilanzierungsprozesses nur selten rechtzeitig<br />

und vollständig korrigieren, so dass als allokationsrelevante<br />

Restlast in diesem Fall für die SLP ein problembehafteter<br />

Wert verwendet werden würde.<br />

In Deutschland gibt es 12,7 Mio. SLP-Messstellen, die<br />

mit insgesamt ca. 365 TWh versorgt werden [3]. Unter<br />

der Annahme zukünftig sauberer Datenbasen (d. h.<br />

geschlossene Netzkonten) und einem Preisdelta von<br />

1 ct/kWh 4 zwischen negativer und positiver Regelenergie<br />

können unter Vernachlässigung von Portfolioeffekten<br />

(nicht signifikant vgl. Bild 5, da Netzkontenverläufe<br />

synchron) bei Einsatz von Semesterprofilen gegenüber<br />

den aktuell eingesetzten Profilen 2,69 % bei positiver<br />

Regelenergie überschlägig 10 TWh bzw. 100 000 000<br />

Euro eingespart werden, die von den BKV über die<br />

Regel- und Ausgleichsenergieumlage weniger zu tragen<br />

wären. Dieser Betrag bezieht sich dabei auf ein<br />

ganzes Jahr. Der Effekt durch die Bereinigung der Datenbasis<br />

dürfte zusätzlich eine ähnliche Größenordnung<br />

annehmen. Eine saubere Datenbasis bei den ANB ist<br />

notwendige Grundlage für eine diskriminierungsfreie<br />

und transparente Bilanzierung in einem liberalisierten<br />

Energiemarkt.<br />

4. Umsetzungshürden<br />

Aufgrund des dargelegten Potenzials zur Regelenergieeinsparung<br />

sollten netzindividuelle Profile, ggfs. mit<br />

zusätzlicher Semesterdifferenzierung, bei der Diskussion<br />

eines zu novellierenden Standards für die SLP-Allo-<br />

4<br />

Eine Einsparung an positiver Regelenergie bedeutet bei<br />

geschlossenen Netzkonten gleichzeitig eine Verringerung der<br />

negativen Regelenergie, so dass lediglich das Delta zwischen<br />

beiden Preisen für die Verringerung der Kosten ausschlaggebend<br />

ist.<br />

Tabelle 2. Auswirkungen verschiedener Lastprofile bzgl. des Regelenergiebedarfs (Durchschnittswerte über 26 Netze, ohne Ausreißer NG5, NG22). 5<br />

Schwankungsbreite (abgeleitet aus<br />

Kennzahl 1, Mittelwert der netzgebietsspezifischen<br />

Differenz zwischen Maximum<br />

und Minimum der Kennzahl 1)<br />

Jährliche positive Regelenergieindikation<br />

(Kennzahl 2a)<br />

Jährliche negative Regelenergieindikation<br />

(Kennzahl 2b)<br />

Aktuelle SLP<br />

(offene<br />

Netzkonten)<br />

Regelenergieindikation für den Betrachtungszeitraum [%]<br />

Aktuelle SLP<br />

(geschlossene<br />

Netzkonten)<br />

Analytisches<br />

Profilverfahren<br />

(ohne Faktor)<br />

Ganzjahresregression<br />

Semesterprofile<br />

(monatsscharfer<br />

Profilübergang)<br />

Semesterprofile<br />

(tagesscharfer<br />

Profilübergang)<br />

7,47 % 3,69 % 1,55 % 2,07 % 1,98 % 1,42 %<br />

8,32 % 6,30 % 5,89 % 4,37 % 3,88 % 3,61 %<br />

–6,37 % –6,30 % –6,24 % –4,37 % –3,88 % –3,61 %<br />

5 Der Betrachtungszeitraum ist das Kalenderjahr 2009, wobei die Monate Januar bis März angehängt werden, um mit den zugrundeliegenden Daten den<br />

Netzkontoverlauf im Ampel- und Meldesystem abbilden zu können.<br />

Januar/Februar 2011<br />

80 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

FACHBERICHTE<br />

kation einbezogen werden. Jedoch existieren in der<br />

Branche teilweise einige Vorbehalte gegen den Einsatz<br />

netzindividueller SLP. Eine Frage, die aufgeworfen werden<br />

könnte, ist, ob bei netzindividuellen SLP noch von<br />

einem „Standard-Lastprofil“ gesprochen werden kann.<br />

In Anbetracht des hohen Regelenergierisikos sollte der<br />

Begriff SLP dahingehend begrifflich weiter ausgelegt<br />

werden. Das SLP stellt insofern einen Standard für das<br />

jeweilige Ausspeisenetz dar.<br />

Oft wird diskutiert, regional gültige SLP zu entwickeln.<br />

Durch die Zuordnung der nicht-leistungsgemessenen<br />

Kunden zu z. B. 13 verschiedenen SLP entsteht im<br />

Ergebnis ein netzindividuelles Mischprofil, das im Zweifel<br />

eher zufällig zum Lastfluss passt. Zudem zeigt die<br />

Streubreite in Bild 5, dass die Netze keine vollständig<br />

gleichlaufende Entwicklung der Kennzahl 1 aufweisen<br />

und keine regionalen Muster festzustellen waren. Netzindividuelle<br />

Betrachtungen sind bereits heute gängige<br />

Praxis und finden beispielsweise bei Netzentgeltfunktionen<br />

oder bei der zu berechnenden internen Bestellung<br />

Anwendung.<br />

Weiterhin ist zu prüfen, inwieweit eine Nachvollziehbarkeit<br />

der SLP-Allokation von TK bei Einsatz von netzindividuellen<br />

Profilen möglich ist. Durch eine zentrale<br />

Vorhaltung der netzindividuellen SLP, z. B. durch die<br />

Branchenverbände BDEW und VKU oder eine andere<br />

Institution, kann eine gute Verfügbarkeit und<br />

Nachvollziehbarkeit netzindividueller SLP gewährleistet<br />

werden. Damit wäre sichergestellt, dass alle<br />

Marktteilnehmer ohne großen Mehraufwand die für sie<br />

relevanten Daten jederzeit abrufen können. Der festzustellende<br />

Trend zu netz- oder transportkundenindividuellen<br />

Korrekturfaktoren, die mit der BNetzA abzustimmen<br />

sind, führt zu Allokationstransparenzproblemen<br />

seitens der TK.<br />

Die Hinterlegung von netzindividuellen SLP im EDM-<br />

System stellt bei den führenden Herstellern kein Problem<br />

mehr dar. Werden Profile gewechselt und neu ins<br />

IT-System eingespielt, so ist darauf zu achten, dass alle<br />

Kundenwerte unbedingt neu berechnet werden.<br />

Es zeichnen sich folglich keine erheblichen Umsetzungsprobleme<br />

bei der Implementierung von netzindividuellen<br />

Profilen ab. Die empirische Erhebung hat im<br />

Ergebnis gezeigt, dass zusätzlich zur netzindividuellen<br />

Betrachtung eine Differenzierung in Semester zur<br />

Berücksichtigung des Heizungsanlagenschalt verhaltens<br />

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FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>wirtschaft<br />

sinnvoll erscheint. Die hierfür nötigen Anpassungen im<br />

IT-System sollten ebenfalls überschaubar sein.<br />

5. Fazit<br />

Das Heizungsanlagenzu- und -abschaltverhalten spiegelt<br />

sich bislang noch nicht in den allgemeinen<br />

Vorgaben der meisten Bilanzierungssysteme wider. Es<br />

handelt sich hierbei allerdings um gut hebbare systematische<br />

Verwerfungen, die mithilfe von Semesterprofilen<br />

beseitigt werden können.<br />

Die mittel- und langfristige Anwendung von dynamischen<br />

Korrekturfaktoren, die zu einer Verzögerung einer<br />

notwendigen Bereinigung der Datenbasis führen können,<br />

ist eher abzulehnen.<br />

Die BTU EVU GmbH empfiehlt den ANB die Güte<br />

ihrer SLP-Allokation in drei Schritten zu verbessern. In<br />

einem ersten Schritt gilt es die Datenbasis zu bereinigen.<br />

In laufenden Projekten prüft die BTU EVU eine<br />

hohe zweistellige Anzahl von wesentlichen Fehlerkategorien<br />

ab. Bereits eine saubere Datenbasis kann häufig<br />

die SLP-Allokationsqualität bei einer Mehrzahl von ANB<br />

deutlich erhöhen. Demnach kann die Aussage aus dem<br />

Grundlagenartikel über die Notwendigkeit einer hohen<br />

Datenqualität für den Bilanzierungsprozess nur bestätigt<br />

werden. In einem zweiten Schritt sollten die Temperaturdaten<br />

einer detaillierten Überprüfung unterzogen<br />

werden. Eine passgenaue Temperaturstation führt zu<br />

einer tendenziell weniger stark ausgeprägten Streuung<br />

der Restlast, die dann über die Sigmoidfunktion besser<br />

abgebildet werden kann. Neben einer originären Temperaturstation<br />

kann auch die Anwendung einer virtuellen<br />

Temperaturstation in Erwägung gezogen werden.<br />

Im letzten Schritt sollte ein Wechsel der Profilzuordnung<br />

überprüft werden. Die <strong>Gas</strong>NZV schreibt hierbei gemäß<br />

§ 24 (3) Satz 2 vor, dass „bei der Entwicklung und Anwendung<br />

der Standardlastprofile Verteilnetzbetreiber darauf<br />

zu achten [haben], dass der Einsatz von Regelenergie<br />

möglichst reduziert [wird]“. Dieser Forderung kann<br />

insbesondere durch die Anwendung von netzindividuellen<br />

Profilen bzw. Semesterprofilen nachgekommen<br />

werden.<br />

Im Ergebnis ist letztendlich abzuwägen, ob die ANB<br />

dazu gedrängt werden ggfs. intransparente Manipulationen<br />

am Bilanzierungssystem vorzunehmen, um den<br />

restriktiven Vorgaben des Ampel- und Meldesystems<br />

gerecht zu werden oder, ob ein neuer Standard in Erwägung<br />

gezogen werden sollte, der die netzindividuellen<br />

Gegebenheiten besser abbildet und dadurch zu einer<br />

erheblichen Verbesserung der SLP-Allokationsgüte führen<br />

kann. Netzindividuelle Profile bieten die Möglichkeit,<br />

den Allokationsprozess für alle Lieferanten sehr<br />

transparent abzubilden, da sie etwaige Korrekturfaktoren<br />

vermeiden helfen.<br />

Literatur<br />

[1] Zeitung für kommunale Wirtschaft, ZfK, Ausgabe 09/2009,<br />

Seite 8: „Sommerliche Abweichung reduzieren“.<br />

[2] Straub, F.; Usemann, J. und Wetzel, B. : BDEW/VKU Projekt<br />

Netzkontenanalyse 2010. <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong>|<strong>Erdgas</strong> 151 (2010), Nr. 11<br />

S. 758–763.<br />

[3] Bundesnetzagentur für Elektrizität, <strong>Gas</strong>, Telekommunikation,<br />

Post und Eisenbahnen, Monitoring, Marktbeobachtung,<br />

Seite 178: „Monitoringbericht 2009“.<br />

[4] Institut für Verbrennungskraftmaschinen und Thermodynamik,<br />

Technische Universität Graz: „Lastprofile nicht-leistungsgemessener<br />

Kunden (HE, HM, HG, PG, PK und PW) der<br />

<strong>Gas</strong>netzbetreiber Österreichs – Überarbeitung 2008, S. 25.<br />

Autoren<br />

Dr. Andreas Kolo<br />

Geschäftsführer |<br />

BTU EVU GmbH |<br />

Düsseldorf |<br />

Tel. +49 211 209638 10 |<br />

E-Mail: andreas.kolo@btu-evu.de<br />

Dipl.-Ing. Andy Neidert<br />

Berater und Gutachter |<br />

BTU EVU GmbH |<br />

Düsseldorf |<br />

Tel. +49 211 209638 38 |<br />

E-Mail: andy.neidert@btu-evu.de<br />

Dipl.-Wi.-Ing. Alessandro Rabe<br />

Berater und Gutachter |<br />

BTU EVU GmbH |<br />

Düsseldorf |<br />

Tel. +49 211 209638 12 |<br />

E-Mail: alessandro.rabe@btu-evu.de<br />

Januar/Februar 2011<br />

82 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>transport<br />

FACHBERICHTE<br />

Dispatching in der <strong>Gas</strong>versorgung<br />

DVGW-<strong>Gas</strong>information Nr. 6<br />

<strong>Gas</strong>transport, Dispatching, TSO, Netzbetreiber, Versorgungssicherheit<br />

Tino Falley<br />

Dispatching - was steckt im liberalisierten <strong>Gas</strong>markt<br />

dahinter? Dispatching ist eine Institution, welche die<br />

ihr übertragenen Aufgaben schnellstmöglich koordiniert<br />

und abfertigt. Der Dispatcher hat verschiedene<br />

Informationsquellen, welche sich vom Prozessleitsystem<br />

über detaillierte Automationssoftware bis hin<br />

zum einfachen Anruf erstrecken. Jede Information<br />

wird bewertet und über durchzuführende Maßnahmen<br />

entschieden. Aktuell ergeben sich mit der national<br />

und europaweit fortschreitenden Liberalisierung<br />

der <strong>Gas</strong>märkte, dem damit verbundenen Strukturwandel<br />

in der Unternehmenslandschaft und den<br />

neuen rechtlichen Rahmenbedingungen umfangreiche<br />

Veränderungen in den Geschäftsprozessen. Auch<br />

das Dispatching befasst sich mit veränderten Aufgaben<br />

und deren Prozessabläufen. So gibt es in den verschiedenen<br />

Unternehmen mehrere ständig besetzte<br />

Dispatchingarbeitsplätze, deren jeweilige Funktion<br />

abhängig von der jeweiligen Marktrolle ist. So sind<br />

Dispatchingarbeitsplätze bei den Marktrollen Netzbetreiber,<br />

Speicherbetreiber und Händler notwendig.<br />

Die Gewährleistung der Versorgungssicherheit muss<br />

bei dieser Marktrollenverteilung aus einem anderen,<br />

neuen Blickwinkel gesehen werden. Jede o.g. Marktrolle<br />

hat in diesem Zusammenhang ihre Verantwortung.<br />

So stellen die Anforderungen an die Stabilität<br />

des Netzes hohe Ansprüche an das Dispatching des<br />

Netzbetreibers dar. Die technischen Einrichtungen<br />

zum <strong>Gas</strong>transport müssen in einwandfreien Zustand<br />

gehalten und der physikalische Zustand des Netzes<br />

durch fehlerfreie Abwicklung der Transportverträge<br />

stets stabil gehalten werden. Dazu werden gegebenenfalls<br />

auch Verträge zum Einsatz von interner und<br />

externer Regelenergie beschäftigt. Speicherbetreiber<br />

und Händler leisten ihr Spektrum zur Sicherung der<br />

Versorgungssicherheit, wobei nur das einwandfreie<br />

Zusammenwirken aller Marktrollen zur sicheren Versorgung<br />

aller Kunden mit <strong>Erdgas</strong> führt.<br />

Head of Dispatching – Pipeline Network Operating<br />

Dispatching, what is meant in the liberalized gas<br />

market? Dispatching is an institution that coordinates<br />

their tasks as soon as possible. Currently<br />

there are, caused by the national and European<br />

progressive in the liberalization of the gas markets,<br />

many changes in business processes. The dispatching<br />

is faced new demands and deals with a lot of<br />

new tasks and their procedures. Each market role<br />

like e. g. transmission system operator (TSO), storage<br />

system operator (SSO) or trading has their<br />

own dispatching with respective functions and so<br />

each of them has their responsibility for the security<br />

of supply. Thus, the demand on the integrity of<br />

the network, which is a condition for a reliable<br />

supply of gas, is one important task of the pipeline<br />

network operator, the dispatcher.<br />

Due to the large number of interfaces between<br />

the TSO, SSO and trading and the huge amount of<br />

information there have to be used a lot of information<br />

application systems. E. g. software solutions<br />

in the areas of nomination management, contract<br />

management and balancing are common. Also,<br />

monitoring, control functions and simulation are<br />

used quite often.<br />

Only a good cooperation between the different<br />

market roles and working systems for the interfaces<br />

can lead to the safe supply of all customers<br />

with natural gas.<br />

1. Dispatching in der <strong>Gas</strong>versorgung –<br />

was steckt dahinter?<br />

Dispatching ist im Allgemeinen eine Institution, welche die<br />

ihr übertragenen Aufgaben jederzeit schnellst- und bestmöglich<br />

löst, abfertigt und koordiniert. Diese Aufgaben<br />

sind je nach Unternehmensbereich unterschiedlich. So gibt<br />

es im <strong>Gas</strong>markt in den verschiedenen Unternehmen bzw.<br />

Unternehmensbereichen mehrere ständig besetzte Dispatchingarbeitsplätze,<br />

deren jeweilige Funktionen abhängig<br />

von der jeweiligen Marktrolle (siehe Bild 1) sind. So sind<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 83


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>transport<br />

Transportnetzbetreiber<br />

Marktgebiet<br />

VHP<br />

Händler, BKV<br />

Transportkunden<br />

gungen und der weiteren Entwicklung bei der Herausbildung<br />

vorgenannter Marktrollen umfangreiche<br />

Veränderungen in den Geschäftsprozessen. Auch im<br />

Dispatching gibt es neben den traditionellen Aufgaben,<br />

wie etwa beim Netzbetreiber der Netzüberwachung<br />

und -steuerung, neue Anforderungen, wie beispielsweise<br />

das Regelenergiemanagement.<br />

nachgelagerter<br />

Netzbetreiber<br />

Messstellenbetreiber /<br />

Messdienstleister<br />

Letztverbraucher<br />

vorgelagerter<br />

Netzbetreiber<br />

Speicherbetreiber<br />

Bild 1. Marktrollen im liberalisierten <strong>Gas</strong>markt<br />

(Quelle: <strong>Gas</strong>information Nr. 6 – DVGW)<br />

Marktrolle<br />

Händler<br />

Marktrolle<br />

Netzbetreiber<br />

Bereich<br />

außerhalb<br />

des Marktgebiets<br />

Versorgungssicherheit<br />

GÜP,<br />

MÜP,<br />

Speicher<br />

Prozessdaten<br />

Messdaten<br />

Mengenanmeldung<br />

bzw. Mengenabgleich<br />

Bilanzdaten<br />

Nominierung<br />

Marktrolle<br />

Speicherbetreiber<br />

Bild 2.Versorgungssicherheit als gemeinsame<br />

Verantwortung der Marktrollen<br />

Dispatchingarbeitsplätze bei den Marktrollen Netzbetreiber,<br />

Speicherbetreiber und Händler vorzufinden.<br />

Jeder Dispatcher hat unabhängig von seiner Marktrolle<br />

verschiedene Informationsquellen zur Verfügung.<br />

Diese erstrecken sich vom jeweils verwendeten Softwaresystem<br />

über detaillierte Automationssoftware bis<br />

hin zum alltäglichen Anruf. Jede Information nimmt der<br />

Dispatcher auf, bewertet diese und entscheidet über<br />

durchzuführende Maßnahmen. Anschließend werden<br />

entsprechende Stellen informiert.<br />

2. Liberalisierung im <strong>Gas</strong>markt<br />

Aktuell ergeben sich mit der national und europaweit<br />

fortschreitenden Liberalisierung der <strong>Gas</strong>märkte, dem<br />

damit verbundenen Strukturwandel in der Unternehmenslandschaft,<br />

den neuen rechtlichen Rahmenbedin-<br />

3. Gemeinsame Verantwortung zur<br />

Gewährleistung der Versorgungssicherheit<br />

Im liberalisierten <strong>Gas</strong>markt muss die Gewährleistung<br />

der Versorgungssicherheit bei aktueller Marktrollenverteilung<br />

aus einem anderen, neuen Blickwinkel<br />

gesehen werden. Jede oben genannte Marktrolle hat<br />

in diesem Zusammenhang ihre Bedeutung, wobei sich<br />

eine gemeinsame Verantwortung ergibt (siehe Bild 2).<br />

So stellt die Anforderung an die Stabilität des Netzes,<br />

welches eine Voraussetzung für eine sichere Versorgung<br />

mit <strong>Erdgas</strong> ist, hohe Ansprüche an das Dispatching des<br />

Netzbetreibers dar. Die technischen Einrichtungen zum<br />

<strong>Gas</strong>transport müssen in einwandfreien Zustand gehalten,<br />

somit Instandhaltungsmaßnahmen durch das Dispatching<br />

mit geringstmöglichen Transporteinschränkungen<br />

koordiniert und der physikalische Zustand des<br />

Netzes durch fehlerfreie Abwicklung der Transportverträge<br />

stets stabil gehalten werden. Dazu werden gegebenenfalls<br />

auch Verträge zum Einsatz von interner und<br />

externer Regelenergie beschäftigt.<br />

Weitere Bestandteile zur Gewährleistung der sicheren<br />

Versorgung liefern die Speicherbetreiber. Das Dispatching<br />

des Speicherbetreibers stellt den Einsatz der<br />

technischen Einrichtungen der Untergrundgasspeicher<br />

sowie die Einhaltung der vermarkteten Leistungen zur<br />

Ein- und Ausspeicherung von <strong>Erdgas</strong> sicher. Hier sind<br />

die Verantwortlichkeiten ebenfalls in den Bereichen der<br />

technischen Verfügbarkeit und der vertraglichen<br />

Abwicklung zu sehen.<br />

Auch die zuverlässige Abwicklung der Handelsverträge<br />

und deren Portfoliobeschäftigung durch das<br />

Dispatching des Händlers tragen einen wichtigen Teil<br />

der Verantwortung bei der Gewährleistung der Versorgungssicherheit.<br />

Es bleibt also festzuhalten, dass nur ein gutes Funktionieren<br />

der verschiedenen Marktrollen und die Erfüllung<br />

der jeweiligen Verantwortlichkeiten zur sicheren Versorgung<br />

aller Kunden mit <strong>Erdgas</strong> führen. Demzufolge müssen<br />

die jeweiligen Aufgaben klar abgegrenzt sein. Die aktuelle<br />

<strong>Gas</strong>information Nr. 6 des DVGW liefert einen Überblick zu<br />

den Aufgaben des Dispatching beim Netzbetreiber.<br />

4. Netzbetreiber –<br />

Dispatching im <strong>Gas</strong>transport<br />

Die Erweiterung der Möglichkeiten des <strong>Gas</strong>transportes<br />

durch Öffnung der Netze für den Zugang Dritter und<br />

die überarbeiteten, rechtlichen Vorgaben auf Grund<br />

der novellierten <strong>Gas</strong>netzzugangsverordnung, ergeben<br />

Januar/Februar 2011<br />

84 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


<strong>Gas</strong>transport<br />

FACHBERICHTE<br />

veränderte Rahmenbedingungen für Netzbetreiber.<br />

Hiermit verbunden sind neue Prozesse wobei die operative<br />

Abwicklung des Transportes, das Dispatching,<br />

umfangreich betroffen ist.<br />

Wie in Bild 1 dargestellt befindet sich der Aufgabenund<br />

Verantwortungsbereich des Netzbetreibers zentral<br />

zwischen dem Marktgebiet, den Transportkunden und<br />

den Letztverbrauchern. Aus diesem Grund hat der Netzbetreiber<br />

mit einer erheblichen Menge von Daten (z. B.<br />

Bilanz-, Mess-, Nominierungs- und Prozessdaten) umzugehen,<br />

welche zur Abwicklung folgender Schwerpunktarbeitsgebiete<br />

notwendig sind:<br />

Gewährleistung der Netzstabilität<br />

Kapazitätsmanagement<br />

Transport-, Fahrplan- und Regelenergiemanagement<br />

Netzüberwachung und -steuerung<br />

Störungsmanagement<br />

Instandhaltungskoordinierung u. a.<br />

4.1 Netzstabilität<br />

Die Anforderung an die Stabilität des Netzes, welche<br />

Voraussetzung für eine sichere Versorgung mit <strong>Erdgas</strong><br />

ist, stellt hohe Ansprüche an das Dispatching in Flexibilität<br />

und Anpassungsfähigkeit dar. Auf Grundlage der<br />

zur Verfügung gestellten Anlagen und zugehöriger<br />

Kommunikationstechnik hat das Dispatching jederzeit<br />

für eine störungsfreie und vertragsgemäße Durchführung<br />

des <strong>Gas</strong>transportes zu sorgen. Planmäßige Arbeiten<br />

im Netz sind durch das Dispatching bzw. deren<br />

unterstützende Einheiten vor Beginn bezüglich ihrer<br />

Auswirkungen auf die Verfügbarkeit des Netzes und<br />

somit auf die Aufrechterhaltung der Netzstabilität hin<br />

zu prüfen. Unvermeidbare Einschränkungen sind in<br />

Abstimmung mit den betroffenen Marktteilnehmern,<br />

insbesondere mit den Transportkunden, den Speicherbetreibern<br />

und den anderen Netzbetreibern, auf ein<br />

Minimum zu begrenzen. Mit Blick auf nicht vorhersehbare<br />

Störungen oder Beeinträchtigungen der technischen<br />

Anlagen des Netzes sind geeignete Strategien<br />

und Störungsmanagementmechanismen zu entwickeln,<br />

welche es ermöglichen eine Notversorgung aufrechtzuerhalten<br />

oder nicht vermeidbare Versorgungsunterbrechungen<br />

zeitlich und örtlich zu minimieren.<br />

Des Weiteren stellt das Dispatching durch die ordnungsgemäße<br />

Überwachung des <strong>Gas</strong>transportes und<br />

vertraglich vereinbarter Parameter, wie beispielsweise<br />

<strong>Gas</strong>qualität und Druck, die Abwicklung von relevanten<br />

Verträgen (z. B. Netzkopplungs-, Netzanschluss-, Netznutzungs-,<br />

Kapazitäts- sowie Ein- und Ausspeiseverträgen)<br />

sicher. Um diese Verträge ordnungsgemäß abzuwickeln<br />

bedarf es eines Transportmanagements.<br />

4.2 Transportmanagement<br />

Im Rahmen des Transportmanagements werden vom<br />

Dispatching auf Grundlage der verfügbaren Kapazi täten<br />

und der vorliegenden relevanten Vertrags- und Bilanzdaten<br />

über geeignete Software und eingerichtete Kommunikationswege<br />

die Vorgaben zur Steuerung der technischen<br />

Einrichtungen zur <strong>Gas</strong>übernahme, der Betrieb<br />

von Verdichteranlagen und der Einsatz von Mess- und<br />

Regelanlagen zur <strong>Gas</strong>verteilung ermittelt und unter<br />

Berücksichtigung der prognostizierten und nominierten<br />

<strong>Gas</strong>mengen sowie der Prozessdaten organisiert.<br />

Zu Beginn werden der Empfang und die Prüfung<br />

aller Nominierungen gemäß vereinbarter Regeln, der<br />

Abgleich der abgegebenen Nominierungen an den<br />

entsprechenden Netzkopplungspunkten, die Kontrolle<br />

der Netzbilanzen und die Überwachung und Einhaltung<br />

von Ausgleichs-/Steuerungskonten durchgeführt.<br />

Um anschließend die jeweils vorhandenen technischen<br />

Einrichtungen, soweit im Rahmen der gesetzlichen Vorgaben<br />

möglich, wirtschaftlich, technisch und zur Erweiterung<br />

des Vermark tungspotentials von Kapazitäten<br />

sinnvoll einzusetzen, ist im Rahmen des Transportmanagements<br />

ein Fahrplanmanagement als Bindeglied<br />

zwischen den Mengen(Last)-anforderungen und den<br />

netztechnischen Möglichkeiten hilfreich.<br />

Dieser Fahrplanprozess hat die Überleitung aus<br />

einer Mengenbilanz in ein physikalisches Netzmodell<br />

sicherzustellen, wobei die Fahrpläne die Basis für die<br />

Netzüberwachung und -steuerung darstellen. Es werden<br />

stations- bzw. zonenscharfe Nominierungen der<br />

Transportkunden bilanzkreisgenau dem jeweiligen<br />

Marktgebiet zugeordnet und dies anschließend, abhängig<br />

von der jeweiligen Netzlast, auf Stationsfahrpläne<br />

heruntergebrochen. Die sich daraus ergebenden physikalischen<br />

Lastflüsse in den Netzen werden bei Bedarf<br />

gegen eine Netzlastprognose gestellt, um Mehr- oder<br />

Minderbedarfe bzw. erforderliche Lastflüsse pro Netz<br />

unter Wahrung der Netzbilanz stundengenau ermitteln<br />

zu können. Unter Berücksichtigung dieser Ergebnisse<br />

wird die Beschäftigung der Netzkopplungsstationen<br />

zwischen den Netzen geplant. Ermittelte Mehr- und<br />

Minderbedarfe sind dann im Rahmen der Regelenergiebeschaffung<br />

als Teil des Transportmanagements<br />

auszugleichen.<br />

4.3 Regelenergiemanagement<br />

Im Rahmen der Regelenergiebeschaffung koordiniert<br />

der Marktgebietsverantwortliche den Einsatz von<br />

Regelenergie zur Gewährleistung der Netzstabilität.<br />

Die Regelenergiemenge, welche sich aus der Gegenüberstellung<br />

der physischen Ein- und Ausspeisemengen<br />

im Marktgebiet oder in Teilen des Marktgebietes<br />

ergibt, wird dann über angebotene Regelenergieprodukte<br />

ein- bzw. verkauft. Solche Mengen ergeben<br />

sich durch bilanzielle Ungleichgewichte, welche z. B.<br />

durch<br />

Über- oder Unterspeisungen von<br />

Lieferantenbilanzkreisen<br />

kurzzeitige lokale Engpässe hervorgerufen durch<br />

die endliche Transportgeschwindigkeit des <strong>Erdgas</strong>es<br />

Januar/Februar 2011<br />

<strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong> 85


FACHBERICHTE <strong>Gas</strong>transport<br />

Differenzen zwischen der Einspeisung auf der<br />

Grundlage von Tagesbändern und tatsächlicher<br />

strukturierter Entnahme<br />

notwendige Anpassungen der Leitungsinhalte<br />

zur technischen Durchführung der Transporte<br />

hervorgerufen werden. Diese bilanziellen Ungleichgewichte<br />

werden vom Marktgebietsverantwortlichen<br />

auf Basis der durch das Dispatching prognostizierten<br />

Mengenbilanzen der Netzbetreiber ermittelt. Aufgabe<br />

des Dispatching im Rahmen der Regelenergiebeschaffung<br />

ist, die im operativen Tagesgeschäft auftretenden<br />

Abweichungen zwischen tatsächlichem und prognostiziertem<br />

Regelenergiebedarf zu überprüfen und die<br />

entsprechenden Prozesse zur Korrektur durchzuführen.<br />

Hierzu zählen die Aktualisierung der Prognose und<br />

Fahrpläne, die Anpassung der Inanspruchnahme interner<br />

Regelenergie sowie die Anpassung der Inanspruchnahme<br />

externer Regelenergieprodukte, wenn die<br />

interne Regelenergie nicht ausreicht, um auftretende<br />

Ungleichgewichte zu kompensieren.<br />

5. Fazit<br />

Bei aktueller Betrachtung der Verantwortung zur<br />

Gewährleistung der Versorgungssicherheit und den sich<br />

daraus für alle Marktteilnehmer ergebenden Aufgaben<br />

zeigt sich, dass sich das Dispatching – zentrale Einheit<br />

des Netzbetreibers – durch seine flexible, ständige (24/7<br />

– Schichtbesetzung), zeitnahe und verantwortungsbewusste<br />

Abwicklung der Aufgaben, wie beispielsweise<br />

der Gewährleistung der Netzstabilität, dem Transport-,<br />

Fahrplan- und Regelenergiemanagement, der Netzüberwachung<br />

und -steuerung sowie dem Störungsmanagement,<br />

als ein wichtiger Baustein zur sicheren Versorgung<br />

aller Kunden mit <strong>Erdgas</strong> darstellt.<br />

Autor<br />

Tino Falley<br />

Leiter <strong>Gas</strong>steuerung |<br />

VNG Verbundnetz <strong>Gas</strong> AG |<br />

Leipzig |<br />

Tel. +49 341 443 2655 |<br />

E-Mail: tino.falley@vng.de<br />

Buchbesprechung<br />

<strong>Gas</strong>ausbeute in landwirtschaftlichen<br />

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Biogasanlagen wird maßgeblich von der Zusammensetzung<br />

des Substrates sowie der eingesetzten<br />

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Für den Bau einer neuen Biogasanlage sind die<br />

Abschätzungen der <strong>Gas</strong>erträge von entscheidender<br />

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Einschätzung der Dimensionierung einer Anlage<br />

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und Langlebigkeit auszeichnen, wirken sich<br />

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Eine spätere Korrektur der Auslegungsmängel ist<br />

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<strong>Gas</strong>ertrag als Basis für Anlagenkonzeption<br />

und -planung sowie für die Prozessführung bereitgestellt.<br />

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Tel. +49 (0) 201 / 82002-11<br />

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E-Mail: s.spies@vulkan-verlag.de<br />

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Januar/Februar 2011<br />

86 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


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universitäre Einrichtung stellt sich das Engler-Bunte-<br />

Institut des KIT nicht nur in der Forschung sondern<br />

auch in der Lehre und Ausbildung des wissenschaftlichen<br />

Nachwuchses dieser Herausforderung. Daher<br />

zielt die Ausbildung zukünftiger Ingenieure am Engler-Bunte-Institut<br />

speziell darauf ab, junge Menschen<br />

mit dem nötigen wissenschaftlichen Rüstzeug für ihre<br />

zukünftige Arbeit zu versehen, ihren Blick für das<br />

Wesentliche zu schärfen und sie für die anstehenden<br />

beruflichen Herausforderungen zu begeistern. Die in<br />

diesem Artikel hauptsächlich vorgestellte Lehrveranstaltung<br />

zur Projektierung gastechnischer Anlagen<br />

fokussiert den Teilaspekt der Ausbildung am Engler-<br />

Bunte-Institut, der sich vornehmlich mit der interdisziplinären<br />

Anwendung und Vertiefung der zuvor im<br />

Studium erlernten Grundlagen beschäftigt. Für viele<br />

Studierende ist diese Lehrveranstaltung das erste<br />

Mal, dass sie gemeinsam in kleinen Teams fachübergreifend<br />

und eigenverantwortlich als Ingenieur an<br />

einer Problemlösung arbeiten und das im Verlauf des<br />

Studiums Erlernte zur Anwendung bringen.<br />

Project planning of constructions for the gas industry<br />

during education at Engler-Bunte-Institute<br />

Securely providing water and energy for mankind is<br />

one of the great challenges for the engineering community.<br />

At the Engler-Bunte-Institut of the KIT the<br />

graduate students were enabled to cope with the<br />

related requirements of their future professional work<br />

by teaching the scientific fundamentals, by demonstrating<br />

its application in praxis and by trying to fascinate<br />

them with the tasks to come. One method to<br />

achieve these educational goals is the “design<br />

project” which in most cases is related to the gas<br />

industry. During the project the students have to<br />

organize the work for themselves, have to work in<br />

teams, have to rely on each others, and they are<br />

requested to apply the fundamentals to a task given<br />

en gross but not en detail. This means that in contrary<br />

to an exam they have to develop the questions<br />

to be answered for themselves.<br />

1. Einleitung<br />

Die Arbeit des Ingenieurs in der beruflichen Praxis kann<br />

anfangs sehr grob in Planung und in Betrieb unterteilt<br />

werden, bevor mit zunehmender Erfahrung und Bewährung<br />

Leitungsaufgaben hinzukommen und diese später<br />

das Berufsleben eventuell dominieren. Ganz so rein ist<br />

die Trennung im praktischen Leben jedoch meist nicht,<br />

denn der planende Ingenieur muss immer auch die<br />

betriebliche Praxis, die „Betreibbarkeit“ der von ihm<br />

geplanten Anlagen im Auge behalten. Andererseits<br />

muss der Betriebsingenieur aber auch öfters für die von<br />

ihm betreuten Anlagen kleinere Umbauten, Ergänzungen<br />

und Erweiterungen planen, die sich aus betrieblichen<br />

oder sonstigen Notwendigkeiten ergeben können<br />

und somit einen wesentlichen Teil seiner Arbeit ausmachen.<br />

Die Fähigkeit, Anlagen zu planen, ist daher eine<br />

wichtige Voraussetzung für eine erfolgreiche Ingenieurstätigkeit.<br />

In der Fakultät für Chemieingenieurwesen und Verfahrenstechnik<br />

des Karlsruher Instituts für Technologie<br />

(KIT), in dem die Universität Karlsruhe und das Forschungszentrum<br />

Karlsruhe vereint sind, erhalten die<br />

Studierenden in der Pflichtlehre, deren Grundlagenvorlesungen<br />

im Bild 1 dargestellt sind, das verfahrenstechnische<br />

Rüstzeug, um Apparate, Maschinen und komplette<br />

Anlagen auslegen zu können.<br />

Bei allem Bemühen, die Wissensvermittlung mit<br />

möglichst vielen Beispielen aus der Praxis zu hinterle-<br />

Januar/Februar 2011<br />

88 <strong>gwf</strong>-<strong>Gas</strong> <strong>Erdgas</strong>


Ausbildung<br />

FACHBERICHTE<br />

gen, muss dennoch unter dem Anspruch einer wissenschaftlichen,<br />

in die Zukunft gerichteten Ausbildung der<br />

theoretische Aspekt überwiegen. Dadurch werden die<br />

Absolventen in die Lage versetzt, zukünftige, heute<br />

nicht vorhersehbare Aufgaben auf Basis des zeitlosen<br />

theoretischen Grundlagenwissens zu bewältigen.<br />

In den nachfolgenden, weitgehend frei wählbaren<br />

Fächern können die Studierenden entweder die theoretischen<br />

Grundlagen allgemein vertiefen oder sie fachbezogen<br />

anwenden und ergänzen. Vom Engler-Bunte-<br />

Institut werden dazu die im Folgenden auszugsweise<br />

wiedergegebenen Lehrveranstaltungen angeboten.<br />

Bereich I (Chemie und Technik von <strong>Gas</strong>, Erdöl und Kohle)<br />

Projektierung eines brennstofftechnischen Prozesses<br />

Brennstoffe (I – III, Praktikum)<br />

Energieträger aus Biomasse<br />

Bereich II (Verbrennungstechnik)<br />

Verbrennungstechnik (I + II, Praktikum)<br />

Verbrennung und Umwelt<br />

Hochtemperaturverfahrenstechnik<br />

Thermische Abfallbehandlung (I + II, Praktikum)<br />

Bereich III (Wasserchemie)<br />

Chemische Technologie des Wassers (+ Praktikum)<br />

Chemie in wässrigen Lösungen<br />

Abwasserentsorgung und Trinkwasserversorgung<br />

Strömungslehre<br />

Physikalische<br />

Chemie<br />

Chemische<br />

Thermodynamik<br />

Wärme- und<br />

Stoffübertragung<br />

Prozess- und<br />

Anlagentechnik<br />

Chemische<br />

Verfahrenstechnik<br />

Mess- und<br />

Regelungstechnik<br />

Mechanische<br />

Verfahrenstechnik<br />

Thermische<br />

Trennverfahren<br />

Bild 1. Grundlagenvorlesungen für die Studienrichtungen Chemieingenieurwesen<br />

und Verfahrenstechnik am KIT.<br />

Grundlagen I<br />

Fließbilder, Regelkreise<br />

Pumpen<br />

Bilanzen<br />

Erfüllung der Aufgabe<br />

Synthesegaserzeugung<br />

Methanolsynthese<br />

Behandlung des Begleitstoffs Schwefel<br />

Claus-Verfahren<br />

Schwefelsäure<br />

Einige dieser Veranstaltungen wurden auch in den<br />

seit vier Jahren abgehaltenen, viersemestrigen Master-<br />

Aufbaustudiengang „Utilities and Waste – Sustainable<br />

Processing“ aufgenommen, wie die folgende Auflistung<br />

zeigt.<br />

Master-Aufbaustudiengang „Utilities and Waste – Sustainable<br />

Development“<br />

Utility facilities I (Operation)<br />

Utility facilities II (Management and economics)<br />

Utility facilities III (Design)<br />

Laboratory work in fuels<br />

Laboratory work in combustion<br />

Laboratory work in waste<br />

Laboratory work in water<br />

Design project<br />

Eine besondere Stellung nimmt die Lehrveranstaltung<br />

„Auslegung eines brennstofftechnischen Prozesses“<br />

ein, deren Pendant im gerade erwähnten Masterstudiengang<br />

als „Design Project“ bezeichnet ist, dort<br />

aber einen noch größeren Umfang einnimmt. In diesen<br />

Lehrveranstaltungen erarbeiten die Studierenden für<br />

einen jeweils vorgegebenen Prozess eine Auslegungsgrundlage,<br />

die verkürzt als reduziertes Basic Engineering<br />

beschrieben werden kann. In der jetzigen Form<br />

wird diese Lehrveranstaltung nun schon, mit guter<br />

Resonanz bei den Studierenden, seit mehreren Dekaden<br />

angeboten und durchgeführt.<br />

Grundlagen II<br />

Investitions- und Kostenrechnung<br />

Pinch-Analyse<br />

Verwendung und Verbrauch des Begleitstoffs Schwefel<br />

Zinkgewinnung<br />

Phosphorsäure<br />

2. Zielsetzung<br />

Mit der Auslegung einer Anlage, im Folgenden als Projekt<br />

bezeichnet, denn das ist es de facto, werden im<br />

Wesentlichen zwei übergeordnete Ziele verfolgt:<br />

Anwendung fachspezifischer, grundlegender Kenntnisse<br />

auf reale Fragestellungen,<br />

Erlernen der Projektarbeit.<br />

Zusätzlich zu den in Bild 1 gezeigten Grundlagenfächern<br />

werden für das Projekt noch Kenntnisse in den<br />

Grundlagen der Thermodynamik, der Werkstofftechnik<br />

und der mechanischen Festigkeitslehre benötigt. Eine<br />

besondere Rolle spielt die Lehrveranstaltung „Prozessund<br />

Anlagentechnik“. Zu deren Inhalten, die in Bild 2<br />

gezeigt sind, zählt die Vermittlung „handwerklicher“<br />

Fähigkeiten, wie das Aufstellen und Lesen von Verfahrens-<br />

und von R&I-Schemata, der Aufbau von Regelkreisen,<br />

die Abschätzung des Investitionsaufwands nach<br />

verschiedenen Methoden und die Berechnung der Wirtschaftlichkeit<br />

einer Investition.<br />

Bild 2. Inhalte<br />

der Vorlesung<br />

Prozess- und<br />

Anlagentechnik.<br />

Januar/Februar