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Diese Informationen gehen initial aus der vom Netzbetreiber versendeten Übersicht der Zählzeitdefinition (UTILTS 25004) sowie der ausgerollten Zählzeitdefinition (UTILTS 25005) hervor. In der 25004 werden unter anderem der Code der Zählzeit, sowie die Häufigkeit der Übermittlung der Zählzeitdefinition (bei Modul 3 jährlich) angegeben. Zudem wird mitgeteilt, welche Register künftig verwendet werden sollen (bei Modul 3 aufgrund von HT/NT/ST drei Register). Diese Informationen ermöglichen es den Marktpartnern, ihre Systeme entsprechend auf den Empfang vorzubereiten. Die 25005 legt den Gültigkeitszeitraum der Zählzeitdefinition fest, sowie die Tageszeiten, zu denen die verwendeten Register jeweils zählen. Final wird die Zuordnung der Tarifstufen zu den Registern auf Konstrukt-Ebene über Stammdatenänderungen (UTILMD, in Zukunft 55218) vorgenommen. Da später in der Zählerstands-MSCONS die jeweiligen Register (in Form der OBIS-Kennziffer) übermittelt werden, lässt sich eindeutig nachvollziehen, welche Menge welchem Register und somit den jeweiligen Tarifstufen HT/NT/ST zugeordnet ist.

​@@HochfrequenzDe Vielen Dank. Können die Mengen je Tarif HT/NT/ST dann nur aus der Zählerstandsdifferenz der MSCONS-Zählerstände je Register ermittelt werden? Die Zählerstände kommen ja turnusmäßig bei IMSys nur zum Monatsanfang. Eine Ermittlung der Mengen je Zählzeit wäre aus dem Lastgang möglich, aber hier fehlt die Angabe der OBIS, um die Tarifstufe abzuleiten und die Menge dem Tarif zuzuordnen oder? Hintergrund der Frage ist die Möglichkeit eine untermonatliche Visualisierung der Mengen und Kosten zu erstellen (Lastgang kommt ja täglich für den Vortag).

Ja, der Wechsel des Abrechnungsmoduls sollte idealerweise über Ihren Lieferanten abgewickelt werden. Sie müssen beachten, dass das Modul 3 nur in Kombination mit Modul 1 auswählbar ist. Weiterhin wird ein intelligentes Messsystem benötigt. Sollten Sie dieses noch nicht haben, müsste hier ggf. ein vorzeitiger Einbau beauftrag werden. Da Sie eine 14a Anlage betreiben, stellen Sie bereits einen Pflichteinbaufall dar. Hier stellt sich nur die Frage, wann Sie für den Rollout vorgesehen sind. Der vorzeitige Einbau kostet nach § 35 MsbG "nicht mehr als einmalig 30 Euro". Weiterhin müssen Sie für ein intelligentes Messsystem ein jährliches Entgelt entrichten. Die Kosten dafür richten sich nach ihrem Verbrauch und sind im § 30 MsbG aufgeführt. Diese sind Maximalwerte. Die für Sie gültigen Preise können Sie dem Preisblatt für den Messstellenbetrieb ihres Netzbetreibers/Messstellenbetreibers entnehmen. Da die Prozesse je Netzbetreiber variieren können, ist es sinnvoll sich im Vorfeld mit dem für Sie zuständigen in Verbindung zu setzen. Sollten Sie nicht wissen, welcher das in Ihren Fall ist, können Sie ihn ganz einfach über diese Homepage ermittelt: www.vnbdigital.de/.

Das Modul 2 kann nur bei einer separaten Messung gewählt werden. Die entsprechende prozentuale Reduktion der Netzentgelte wird dann nur für den Strom gewährt, der über den separaten Zähler für den Batteriespeicher erfasst wird. Der Anwendungsfall für PV-Speicher wird hierfür nicht gegeben sein. Anders kann es bei größeren Speichern aussehen, die z. B. börsenpreis-orientiert aus dem Netz geladen werden. Das Modul 3 kann ausschließlich als Ergänzung zu Modul 1 gewählt werden. Hierfür ist keine separate Messung erforderlich. Das heißt, dass die 3 Tarifstufen auf den Gesamtverbrauch der Messung (auch inkl. aller SteuVE und/oder des Haushaltsstroms) angewendet werden.

Größten Dank!

Vielen Dank für deine Frage! Das Thema „Produkte und Produktpakete“ ist wirklich spannend, und wir überlegen, ob wir dazu 2025 ein eigenes Video machen. Hier aber schon mal eine kurze Antwort für dich: Die Ablehnung erfolgt über die EBD-Prüfungen „E_0622_Prüfen, ob Anmeldung direkt ablehnbar“. Wenn keines der Produktpakete passt, wird mit dem Ablehngrund A25 abgelehnt. Um der Anforderung „die Abweichungen sind zu benennen“ nachzukommen, bräuchte es eigentlich ein (Freitext-)Feld in der UTILMD 55003 (Ablehnung Anmeldung verbr. MaLo). Dieses Feld existiert aktuell aber nicht. Auch bei den bestehenden Freitextfeldern, wie FTX+ACB (für allgemeine Hinweise), fehlt eine Bedingung, dass das Feld bei Antwortgrund A25 zu füllen wäre. Es bleibt spannend zu sehen, wie die Netzbetreiber reagieren, wenn Lieferanten über die Pflichtprodukte hinaus weitere Produkte als notwendig für die Belieferung kennzeichnen. Die konkrete Umsetzung der „Voraussetzungen aus Sicht LF“ für eine Belieferung wird auf jeden Fall interessant zu beobachten sein!

Vielen Dank für die Fragen! 1) Die Steuerbox wird nicht mit dem Smart Meter (intelligenten Messystem) installiert, da vom BSI zertifizierte Steuerboxen noch nicht in der Masse verfügbar sind und die entsprechenden IT-Systeme noch nicht bereitstehen. Viele Steuerboxen sind zudem noch in der Zertifizierungsphase durch das BSI. Für die Nachrüstung ist der Messstellenbetreiber zuständig (welcher auch das intelligente Messystem installiert), die Installation wird oft an einen Installateur delegiert. 2) Die Anbindung einer Steuerbox an ein EMS hängt vom Typ der Steuerbox ab und erfordert kompatible Hard- und Software, wie z.B. standardisierte Schnittstellen wie EEBus. Je nach Steuerbox-Typ kann die Anbindung an ein EMS individuell mehr oder weniger komplex sein und entsprechend entweder vom Nutzer selber durchgeführt oder es ist ein Installateur hierfür notwendig. Aktuell befinden sich die notwendigen Schnittstellen noch im Standardisierungsverfahren. Eine finale Aussage kann erst getroffen werden, wenn diese abgeschlossen sind. 3) Für dynamische Tarife und die variablen Netzentgelte ist es nicht erforderlich, dass die Steuerbarkeit für den Netzbetreiber technisch hergestellt ist. Es ist ausreichend, dass die 14a-Anlage (steuerbare Verbrauchseinrichtung) durch den Anlagenbetreiber beim Netzbetreiber gemeldet, die entsprechende Vereinbarung geschlossen, das gewünschte Modul angemeldet und die Herrichtung der Steuerbarkeit beauftragt wurde. Damit ist der Anlagenbetreiber seiner Verpflichtung nachgekommen und kann auch von den Vorteilen der variablen Netzentgelte profitieren. Allerdings ist es notwendig, dass entsprechende Messtechnik durch den Messstellenbetreiber installiert wird. Dafür ist die Installation eines intelligenten Messsystems (Basiszähler + Smartmeter Gateway) erforderlich.

Vielen Dank für die Frage! Wir gehen davon aus, dass grundsätzlich dasselbe passiert, wie es bereits bei Fristüberschreitungen der Fall ist. Im Einzelfall kann eine Fristüberschreitung, sofern sie nicht schon technisch ausgeschlossen wird, möglicherweise toleriert werden, da der Marktpartner ebenfalls ein Interesse daran hat, den Prozess ordnungsgemäß abzuschließen. Es ist auch zu erwarten, dass es direkt nach der Umstellung auf die neuen Fristen zu Fehlerfällen kommen wird, die nach und nach korrigiert werden. Bei häufigeren und anhaltenden Verstößen könnte dies jedoch - wie auch heute schon - eine Beschwerde bei der BNetzA nach sich ziehen, mit allen damit verbundenen Konsequenzen. In einigen Prozessen kann zudem eine nicht fristgerecht eingegangene Antwort als Zustimmung gewertet werden, was im Zweifel zu Lasten des Absenders geh

Vielen Dank für Ihre Frage. Die Rückabwicklung von Lieferprozessen wird mit den neuen Vorgaben definitiv schwieriger. Ein rückwirkender Lieferende-Prozess ist künftig nicht mehr möglich. Selbst der Subprozess ‚Aufhebung einer zukünftigen Zuordnung‘ greift nur bei zukünftigen Lieferungen. Aktuell gibt es seitens BDEW / BNetzA keine Prozessvorgaben für Rückabwicklungen. Weder das Einführungsszenario noch die Umsetzungsfragen des 24h-Lieferantenwechsels (Stand 15.11.2024) liefern eine klare Antwort, daher läuft der Prozess aktuell auf eine bilaterale Klärung hinaus. Sobald es hier Neuigkeiten gibt, posten wir es hier in den Kommentaren.

Ist es nicht eher so, dass die positive CONTRL durch die AS4 NRR Zustellquittung abgelöst wird? Denn die pos. CONTRL galt immer als Empfangsbestätung. Die NRR bestätigt technisch den Empfang der Nachricht. Die Anerkennungsmeldung beinhaltet indirekt die Information eines Empfangs, zielt aber auf die Verarbeitbarkeit einer Nachricht im Empfangssystem. Oder wie seht ihr das?

@@Stargiant Gute Anmerkung. Wir haben uns das Thema einmal mitgenommen und kommen auf folgende Antwort: Gas (und bisher Strom): Die positive CONTRL fungiert als Empfangsbestätigung, die nach einer erfolgreichen Syntaxprüfung den "ordnungsgemäßen" Empfang und die Weiterverarbeitung der Nachricht bestätigt. Zukünftig im Strom: Die Weiterverarbeitung wird dem Absender durch die APERAK (Anerkennungsmeldung) bestätigt. Diese bestätigt nicht nur die syntaktische Korrektheit, sondern auch, ob die Nachricht inhaltlich verarbeitet werden kann. AS4-Zustellquittung: Sie bestätigt rein den technischen Empfang der Nachricht, ohne Aussage über deren Syntax oder Verarbeitbarkeit. Fazit: Bei Gas bleibt die positive CONTRL die Bestätigung für den syntaktisch korrekten Empfang und die Weiterverarbeitung. Im Strom übernimmt künftig die positive APERAK diese Rolle. Die Zustellquittung der AS4 hingegen hat eine rein technische Funktion.

Danke für das Lob!

Vielen Dank für das Feedback. Das sind beides gute Punkte, die wir auch intern schon in die "Lessons Learned" mit aufgenommen haben. Wir versuchen das in den nächsten Videos anzugehen. 👍

Leider nicht :)

Danke fürs Feedback!

Vielen Dank für das Feedback. Wir wollten in diesem Video bewusst nur einen kurzen Ausblick geben, da wir uns noch in der Konsultation der Formate befinden. Den üblichen Detailgrad bei der Analyse liefern wir, sobald auch die Formate offiziell am 01.06.2024 draußen sind.

Hallo und vielen Dank für das positive Feedback. Zur Ihrer Frage: Lastganggemessene §14a-Anlagen im neuen Modell können ausschließlich im Modul 1 sein. So sieht es die BNetzA in ihrem Dokument "Hinweise für Verteilernetzbetreiber Elektrizität zur Anpassung der Erlösobergrenze und zur Bildung der Netzentgelte für das Kalenderjahr 2024" in Kapitel 14 vor, das hier abgerufen werden kann: www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK08/BK8_04_InfoRundschr/42_Hinweise/Download/BK8_Hinweis_EOG_2024.html?nn=909624 Darin steht: "Die Auswahlmöglichkeit besteht ausschließlich für Verbraucher mit Entnahme ohne Lastgangmessung. Betreibern von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen in den Netzebenen 6 und 7 mit leistungsgemessener Entnahme steht ausschließlich Modul 1 zu Verfügung." Die Rechenregel unterscheidet sich laut Dokument nicht, egal ob lastganggemessen oder nicht: "Das Modul 1 entspricht einer pauschalen Netzentgeltreduzierung je Netzbetreiber. Diese ergibt sich als Summe von 80 € für die Einrichtung der Steuerbarkeit und einer netzbetreiberindividuellen Stabilitätsprämie. Die Stabilitätsprämie ist als Produkt des Arbeitspreises in der Niederspannung für Entnahme ohne Lastgangmessung im jeweiligen Netzgebiet, der Annahme eines Verbrauchs von 3750 kWh einer durchschnittlichen steuerbaren Verbrauchseinrichtung und eines Stabilitätsfaktors von 20% zur Berechnung vorgesehen."

Sehr gerne!

Ja. Ist alles recht knapp gewesen. Allerdings musste veröffentlicht werden, weil der Termindruck da war. Man kann sich sicher wünschen, dass das besser in den Markt getragen wird: Hier merkt man dann aber auch, dass in der Arbeitsgruppe eben Menschen arbeiten, die das "nebenbei" machen, d.h. alle noch einen Job in ihrem Unternehmen haben.

Vielen lieben Dank für den Kommentar und das Lob. Wir haben noch genug Lust und Themen ;)

Hallo Mario, das Datenformat findest Du dann in der Prüfidentifikatorenliste. In Deinem konkreten Fall wäre das dann (wenn wir es richtig verstanden haben) der PID 19116 (Bestätigung Sperr-/Entsperrauftrag) oder 19117 (Ablehnung Sperr-/Entsperrauftrag). Das wäre dann eine ORDRSP. Beschlusskammer --> Prozessbeschreibung Aktivitätsdiagramm --> Prozessbeschreibung schematisch mit EBD, wenn vorhanden PID-Liste --> Datenformate zu den Prozessen AHB --> Nachricht für den jeweiligen Prozess Viele Grüße, Hochfrequenz Unternehmensberatung

@@HochfrequenzDe Top!!! Dankeschön

Danke schön! Das lesen wir sehr gern!

Danke Mario... Gern weitersagen ;)

@@bjornvanlent8691 Das war bereits geschehen 🙂

Vielen Dank. Das freut uns sehr!

Vielen Dank für das positive Feedback!

Vielen Dank für das positive Feedback.

Vielen Dank! Dauert nicht mehr so lang... BDEW und BNetzA sind ja schon aktiv ;)