amtsblatt-17-2018
Dieses Dokument ist Teil der Anfrage „Amtsblätter bis 2018“
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
1556 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 17 2018
15
der Codevergabe sowie mit der Einführung der Begriffssystematik Markt-/Messlokation) die nun
im Zielmodell sowohl für den Gas- als auch den Stromsektor fortgeführt werden.
4.3.1.1. Netzbetreiber als verantwortliche Marktrolle für die Aufbereitung und Verteilung
von abrechnungsrelevanten Messwerten (Tenor zu 1.)
(1) Mit dem Tenor zu 1.) wird dem Netzbetreiber die Aufbereitung der Messwerte und die
Datenübermittlung an die zum Datenempfang berechtigten Stellen, abweichend von der
Regelung des § 60 Abs. 1 MsbG, wonach diese Aufgabe grundsätzlich dem Messstellenbetrei-
ber obliegt, zugewiesen. Der Messstellenbetreiber fungiert nach der Zielsetzung des MsbG als
zentrale Instanz, die nicht nur zur Gewährleistung der Datenqualität, sondern auch für die
Abwicklung eines effizienten Datenverteilungsprozesses zuständig ist. Dies bedeutet eine
gesetzliche Neuerung gegenüber dem bisherigen System, in dem der Netzbetreiber als Daten-
drehscheibe fungierte. Die mit § 60 Abs. 1 MsbG erfolgte grundsätzliche Zuweisung der
Aufgaben an den Messstellenbetreiber stellt auch eine für den Gassektor grundsätzlich mögliche
Prozessgestaltung dar, allerdings hat der Gesetzgeber mit § 60 Abs. 2 S. 2 MsbG speziell für
den Gassektor die Möglichkeit vorgesehen, Sonderregelungen zu dieser Systematik zu treffen.
Dies beinhaltet die Möglichkeit, die Aufgabe der Datenaufbereitung und Übermittlung abwei-
chend vom Grundmodell des § 60 Abs. 1 MsbG, nach § 60 Abs. 2 Satz 2 MsbG weiterhin dem
Netzbetreiber zuzuweisen. Insbesondere bezieht sich die von § 60 Abs. 2 S. 2 MsbG eröffnete
Möglichkeit einer Sonderregelung nicht nur auf die Verortung der Messwertaufbereitung und
Datenübermittlung beim Netzbetreiber in Abgrenzung zu der vom Gesetzgeber grundsätzlich
nach § 60 Abs. 2 S.1 MsbG vorgesehenen Verortung im Smart-Meter-Gateway, da diese
Aufgabenwahrnehmung und -zuweisung voraussetzt, dass der Messstellenbetreiber diese
Aufgabe eben nicht mehr wahrnimmt. Vielmehr erstreckt sich die Sonderregelungsmöglichkeit
auch auf die damit einhergehende Zuständigkeit und umfasst folglich die mit Tenor zu 1.) in
Abweichung vom Grundmodell des § 60 Abs. 1 MsbG geregelte Zuweisung dieser Aufgaben an
den Netzbetreiber. Dieses Verständnis entspricht auch der Wertung des Gesetzgebers, der in
der amtlichen Begründung des MsbG die Regelungen des § 60 Abs. 1 und Abs. 2 zusammen
betrachtet und einheitlich für beide Absätze auf die Sonderreglungsmöglichkeit im Gasbereich
hinweist (siehe BT-Drucksache 18/7555, S. 108). Auch unter Heranziehung des § 60 Abs. 2 S. 2
MsbG bleibt es bei der Zuständigkeit des Messstellenbetreibers für die Ablesung vor Ort oder
Fernablesung der von ihm betriebenen Zähler, er nimmt jedoch aufgrund der Sonderregelung
keine weiteren Bearbeitungsschritte vor, sondern sendet die so ermittelten Werte direkt an den
Netzbetreiber weiter, der hieraus, unter Anwendung des jeweils geforderten Brennwertes, der
Zustandszahl sowie gegebenenfalls weiterer relevanter Parameter, den (abrech-
nungs)relevanten Energiewert in kWh ermittelt und die so ermittelten Messwerte an die nach
§ 49 MsbG berechtigten Stellen verteilt.
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
17 2018 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 1557
16
(2) Die Beschlusskammer 7 ist nach Auswertung der in der Konsultation vorgetragenen Argu-
mente zu dem Schluss gelangt, von einer Ausnahmeregelung nach § 60 Abs. 2 S. 2 MsbG
Gebrauch zu machen. Nach ihrem Dafürhalten ist zum gegenwärtigen Zeitpunkt und auch
künftig eine Aufbereitung und Verteilung von abrechnungsrelevanten Messwerten durch den
Netzbetreiber sachgerecht. Dies gilt sowohl für Messstellen, die potentiell an ein Smart Meter
Gateway anzuschließen sind, als auch für jene, die nicht angebunden werden.
Die Beschlusskammer 7 trägt mit dieser Festlegung den weitreichenden Bedenken der ganz
überwiegenden Mehrheit der Stellungnehmenden (107 von 120 Stellungnahmen) Rechnung, die
auf die besonderen prozessualen, technischen und eichrechtlichen Erfordernisse hinweisen, die
an die Aufbereitung von abrechnungsrelevanten Messwerten im Gas zu stellen sind. Eine
Vielzahl an Stellungnehmenden (u.a. BDEW, Ontras, Stadtwerke Hilden) weist insbesondere auf
die (mess-) technischen Besonderheiten des Gasbereichs hin, die gegenüber dem Strombereich
die Aufbereitung und Bestimmung von abrechnungsfähigen Messwerten in Kilowattstunden
deutlich komplexer gestalten. Im Gegensatz zu Strom unterliegt Gas Schwankungen hinsichtlich
seines Energiegehalts. Auch die Gastemperatur sowie der Gas- und Luftdruck sind weitere
Einflussgrößen, die bei der Berechnung des konkreten Gasverbrauchs berücksichtigt werden
müssen.
Die Energiemenge wird bei Gas – anders als im Strom – daher nicht unmittelbar mit einem
geeichten Messgerät gemessen, sondern auf der Grundlage geeichter Volumenmessgeräte
unter Anwendung von anerkannten Regeln der Technik (u.a. Arbeitsblätter des DVGW-
Regelwerks z.B. G 685 - Gasabrechnung mit entsprechenden Beiblättern) auf Basis der
einschlägigen Mess- und Eichregelungen (MessEG, MessEV) ermittelt. Anders als bei Strom
bildet das vom Zähler gemessene Gasbetriebsvolumen nicht unmittelbar den Gasverbrauch ab,
denn im Gegensatz zur Bestimmung von elektrischer Arbeit als ein Produkt aus elektrischer
Spannung und Strom in einer Zeiteinheit sind für die Bestimmung einer entnommenen bzw.
verbrauchten Gasmenge neben dem gemessenen Volumen auch die Gasbeschaffenheit sowie
weitere Zustandsgrößen, wie Luftdruck und Temperatur für die letztendliche Mengenbestim-
mung von entscheidender Bedeutung. Die Gasbeschaffenheit liegt dem Netzbetreiber im Vorfeld
eines Betrachtungszeitraums aber nur unzureichend bestimmt vor. Die Ermittlung von abrech-
nungsrelevanten Gasbeschaffenheitskenngrößen, u.a. dem Abrechnungsbrennwert, erfolgt für
den jeweiligen Betrachtungszeitraum deshalb im Nachhinein durch den Netzbetreiber. Abwei-
chungen führen daher im Gassektor zur nachträglichen Korrektur des Energiegehalts der mit
dem geeichten Messgerät gemessenen Volumenmesswerte. Erst anhand der einschlägigen
mess- und eichrechtlichen Bestimmungen unter Anwendung der Technischen Regeln wird somit
im Nachgang der eigentlichen Volumenmessung (Betriebsvolumen) ein abrechnungsrelevanter
Brennwert anhand der spezifischen Temperatur- und Luftdruckdaten der Messstelle, zusam-
mengefasst in der sog. „Z-Zahl“ (Bestimmung des Normvolumens), und nachfolgend durch
Berücksichtigung der Qualität der ins Netz eingespeisten Mengen, rechnerisch ermittelt und so
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
1558 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 17 2018
17
die endgültige Energiemenge von Ausspeisemengen bestimmt. Netzbetreiberseitige Kenntnisse
der Netztopologie sowie z.B. auch über wechselnde Einspeisungen ggf. unterschiedlicher
Gasqualitäten aus dem vorgelagerten Netz bzw. mehreren vorgelagerten Netzen und über
aktuelle Netzfahrweisen sind dementsprechend unentbehrlich.
Innerhalb der vom Bilanzierungsregime (u.a. beruhend auf den Festlegungen GaBi Gas, GeLi
Gas der Beschlusskammer 7), und der zwischen den Netzbetreibern abgeschlossenen Koopera-
tionsvereinbarung Gas (KoV) vorgegebenen Fristen erfolgt diese Ermittlung im abgestimmten
prozessualen Zusammenspiel zwischen den betroffenen (Gas einspeisenden, vorgelagerten)
Netzbetreibern mit Hilfe einer automatisierten Marktkommunikation. Der Gesetzgeber hat diesen
komplexen, auf wechselnden physikalisch chemischen Bedingungen beruhenden Bestim-
mungsprozess der endgültigen Gasmengen auch in zeitlicher Hinsicht Rechnung getragen: § 40
Abs. 1 Ziff. 7 GasNZV verpflichtet die Verteilernetzbetreiber zur Veröffentlichung des Abrech-
nungsbrennwertes des Vormonats am 10. Werktag eines Monats. Insofern schließen im
Gegensatz zu Strom nicht nur die gasspezifischen Besonderheiten sondern auch bestehende
verordnungsrechtliche Regelungen die Möglichkeit einer unmittelbaren Erhebung der abrech-
nungsrelevanten Gasmenge durch Ablesung des Zählers aus. Ein Abstellen auf das im Zähler
abgebildete Betriebsvolumen durch die berechtigten Stellen macht keinen Sinn, sondern es
bedarf bei der Datenaufbereitung im Gassektor weiterer Parameter, um hieraus die abrech-
nungsrelevante Gasmenge, mithin den Gasverbrauch des Anschlussnutzers, zu ermitteln
(3) Für die beim Netzbetreiber verbleibende Zuständigkeit galt es zu berücksichtigen, dass für
die Energiemengenberechnung im Gasbereich gegenüber dem Strombereich eine höhere
Anzahl an aufeinander folgenden Verfahrensschritten einzuhalten sind, die eine Interaktion
zwischen den zuständigen Marktbeteiligten und zumindest gegenwärtig eine zwingende
Mitwirkung des Netzbetreibers erforderlich machen. Auch bei einer Zuordnung zum Messstel-
lenbetreiber wäre daher, anders als im Strombereich, von einer in jedem Fall notwendigen
zusätzlichen Beteiligung des jeweiligen Netzbetreibers an dem Aufbereitungs- bzw. Verarbei-
tungsprozess auszugehen. Dies resultiert aus Eingangsparametern, die lediglich dem Netzbe-
treiber in originärer Form vorliegen (wie oben aufgeführt z.B. Daten zur Netztopologie, histori-
sche Verbrauchsdaten zur Ersatzwertbildung/Plausibilisierung) und den Ausgangspunkt weiterer
Berechnungen für die Messwert- und Mengenerhebung (z.B. K-/Z-Zahl, Bestimmung des
vorläufigen und endgültigen Brennwert (Abrechnungsbrennwert)) darstellen.
(4) Auch eichrechtlich ist die Zuordnung zum Netzbetreiber vorzugswürdig. Mehrere Stellung-
nahmen weisen auf die eichrechtliche Bedenklichkeit einer Mengenberechnung bei besonderen
Netzgegebenheiten und den daraus resultierenden Berechnungsmethoden, sog. „Gasbeschaf-
fenheitsrekonstruktionsverfahren („ReKo“)“ hin, bei denen der endgültige Brennwert über die
Gasbeschaffenheitsbestimmung in verschieden Brennwertzonen ermittelt wird. Hierbei erfolgt
eine Aufteilung von Zuständigkeiten auf unterschiedliche Marktbeteiligte (u.a. Thüga). Die
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
17 2018 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 1559
18
Physikalisch-Technische Bundesanstalt hat auf diese eichrechtliche Problematik in der Gas-
messung ebenfalls in ihrer Stellungnahme ausdrücklich hingewiesen und vor diesem Hinter-
grund für eine Zuordnung der Aufgaben auf den Netzbetreiber plädiert (auch BDEW/VKU).
(5) Die Komplexität bei der Gasmengenberechnung und der damit im Falle einer Zuständigkeits-
verlagerung auf den Messstellenbetreiber erforderlichen Interaktion mit dem Netzbetreiber ist im
Falle von Messwertausfällen und der dann erforderlichen Ersatzwertbildung nochmals erhöht.
Einige Stellungnahmen greifen diesen Aspekt explizit auf und weisen in diesem Kontext darauf
hin, dass die Technischen Regelwerke auch für die Plausibilisierung und Ersatzwertbildung
gelten und dementsprechend hierfür ggf. auch spezifisch netztechnische Angaben heranzuzie-
hen sind (u.a. Ontras). Darüber hinaus erfordert die Bildung der Werte auch das Vorhalten
geeigneter historischer Vergleichsdatenreihen, die entsprechend derzeit auch nur dem Netzbe-
treiber vorliegen.
(6) Die Realisierung eines Messstellenbetreibermodells ginge daher im Gassektor aufgrund der
gasspezifischen Besonderheiten zwangsläufig immer mit der Einbindung des Netzbetreibers in
einen Gesamtprozess der Mengenerhebung bei der Ermittlung der abrechnungsrelevanten
Brennwerte sowie bei der Ersatzwertbildung bei Messfehlern oder Messausfällen einher und
riefe einen zusätzlichen bidirektionalen Datenaustausch mit dem Messstellenbetreiber hervor,
der gegenüber der bisherigen linearen Prozessausgestaltung durch den Netzbetreiber, neben
eichrechtlichen Bedenken mit erheblichem prozessualen Mehraufwand verbunden wäre (u.a.
EWR). So würde eine Verlagerung der Messwertaufbereitung auf den Messstellenbetreiber
einerseits funktionierende Prozesse sowie bestehende Synergien zerschlagen und weitreichen-
de, kostenintensive Implementierungs- und Betriebsaufwendungen bestehender Prozesse sowie
zusätzliche Verträge bzw. Vertragsanpassungen erforderlich machen, ohne dass für die
beteiligten Marktteilnehmer ein zusätzlicher Nutzen erkennbar wäre (u.a. SW Schwerte). Infolge
der gasspezifischen Besonderheiten würden gleichzeitig redundante Prozesse etabliert, da der
Netzbetreiber aus gaswirtschaftlich-technischem Erfordernis nicht grundsätzlich aus der
Erhebung der für die Gasmessung benötigten Netzdaten entbunden werden kann, da diese nur
ihm vorliegen. Zusätzlich sei bei einer Verlagerung der Messwertaufbereitung mit einer erhebli-
chen Steigerung der Prozesskomplexität zu rechnen, bei gleichzeitig erhöhter Fehleranfälligkeit
infolge einer Verschärfung der bereits heute sehr engen Fristvorgaben und bei gleichzeitig
steigendem und infolge der mess- und eichrechtlichen Vorgaben komplexeren Aufwand für die
Sicherstellung korrekter Daten (u.a. Thüga).
(7) Die Beschlusskammer 7 stimmt ebenfalls mit der Auffassung der Mehrheit der Stellungneh-
menden überein, dass die Netzbetreiber derzeit die Aufbereitung und Verteilung von abrech-
nungsrelevanten Messwerten in Bezug auf die gaswirtschaftlichen Erfordernisse in weiten Teilen
effizient und erprobt umgesetzt haben und diese auch in die Marktprozesse von z.B. Gasbilan-
zierung und Kapazitätsberechnung vollständig integriert sind. Durch die Kooperationsvereinba-
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
1560 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 17 2018
19
rung Gas wird zudem eine operationale Umsetzung zwischen den Netzbetreibern praxisnah
vereinbart. Da die Messstellenbetreiber bislang keine Vertragspartner der Kooperationsverein-
barung sind, würde im Fall einer Übertragung der Aufgaben auf den Messstellenbetreiber die
Integration einer zusätzlichen Marktrolle in diese Vereinbarung notwendig werden. Der bislang
bestehende einheitliche materielle Anwendungshorizont des Vertragswerks würde damit
durchbrochen und müsste in der Folge ggf. sowohl konzeptionell als auch im Hinblick auf die
bislang marktweiten einheitlichen (operativen) Standardregelungen inkl. möglicher Haftungs-
und Sanktionsregelungen grundlegend überarbeitet werden (u.a. Thyssengas, Avacon).
Die prozessualen Beeinträchtigungen für den Gesamtlauf der Bilanzierung sprechen nach
Einschätzung der Beschlusskammer 7 für eine lineare Prozessausgestaltung im Netzbetreiber-
modell. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die im Messbetreibermodell zwangsläufig erforderli-
chen Rückkopplungsprozesse zwischen dem Netzbetreiber und dem Messstellenbetreiber
immer auch fehleranfällig sind und eine daraus resultierende Clearingbearbeitung, d.h. Korrektur
von bereits übermittelten Zeitreihen, wiederum negative Auswirkungen auf die bereits sehr eng
verzahnten Folgefristen anderer gaswirtschaftlicher Prozesse hervorrufen kann. Bei Ausfall von
Mengendaten schließt dies sogar das Auftreten erhöhter Fehlmengen ein (u.a. Gascade). Diese
Einschätzung der Stellungnehmenden (u.a. BDEW/VKU) teilt die Beschlusskammer 7 in
grundsätzlicher Hinsicht, somit auch losgelöst von der Notwendigkeit von einem ggf. entstehen-
den Korrekturbedarf einzelner Zeitreihen. Die Einfügung von zusätzlichen Kommunikations- und
Datenaustauschprozessen birgt in der Folge nach Auffassung der Beschlusskammer 7 generell
die Gefahr einer Verschiebung des bestehenden und zwischen den Marktbeteiligten aufeinander
abgestimmten untertägigen Fristenlaufs. Insofern wäre eine Beeinträchtigung der sehr engen
Fristvorgaben der Bilanzierungsprozesse bereits grundsätzlich nicht ausgeschlossen. Dies
würde bei den unterschiedlichen Marktbeteiligten im Fall einer notwendigen Anpassung auch
umfänglichen Zusatzaufwand und -kosten in der EDV-Abwicklung nach sich ziehen
Insoweit käme eine Verlagerung der Zuordnung auf den Messstellenbetreiber nach Auffassung
der Beschlusskammer 7 nicht nur aus messtechnischer und -organisatorischer, sondern auch
aus prozessualer Sicht, mindestens in Teilbereichen, einer umfänglichen, nicht verhältnismäßi-
gen Neuausrichtung gaswirtschaftlicher Rahmenbedingungen gleich, die mit großer Wahr-
scheinlichkeit die Anpassung oder die vollumfängliche Neufassung bestehender gesetzlicher
und technischer Regelungen sowie von gaswirtschaftlichen Prozessen nach sich ziehen müsste.
Diesem mit einer Neuausrichtung verbundenen Aufwand steht im Fall einer Verlagerung auf den
Messstellenbetreiber nach Ansicht der Beschlusskammer 7 kein essentieller Vorteil oder
Zusatznutzen für die gesamte gaswirtschaftliche Mengenbilanzierung gegenüber. Die Trennung
bestehender effizienter Prozesse ohne fachliche Notwendigkeit erscheint der Beschlusskammer
7 vielmehr in Übereinstimmung mit der Mehrheit der Stellungnahmen prozessökonomisch nicht
sachgerecht und im Hinblick auf die generell vom Gesetzgeber dem Gasbereich im MsbG
zugedachten Sonderrolle auch gesamtwirtschaftlich nicht zielführend.
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
17 2018 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 1561
20
(8) Die wenigen Stellungnahmen (8 von 120 eingegangenen Stellungnahmen), die eine Zuord-
nung auf den Messstellenbetreiber begrüßen, vermochten die von den Befürwortern einer
Netzbetreiber-Zuordnung vorgetragenen Einwände nach Auffassung der Beschlusskammer 7
inhaltlich nicht zu entkräften. Die eine Messstellenbetreiber-Zuordnung unterstützenden
Stellungnahmen legen den Fokus auf die Prozessausgestaltung insbesondere solcher Unter-
nehmen, die sowohl die Sparten Strom und Gas bedienen. Eine wie im Stromsektor vorzuneh-
mende Zuweisung der Zuständigkeit von Messwertaufbereitung, und -verteilung zum Messstel-
lenbetreiber würde demnach eine analoge Prozessausgestaltung beider Medien erlauben und
sei daher deutlich abwicklungs- und kosteneffizienter (u.a. Vattenfall Sales, VCI). Diese Argu-
mentation überzeugt nicht, da sie den bestehenden grundsätzlichen Unterschieden bei einer
Mengenberechnung von Strom und Gas nicht ausreichend Rechnung trägt. Des Weiteren
müssten auch im Messstellenbetreibermodell wegen der gasspezifischen Besonderheiten bei
der Ermittlung der abrechnungsrelevanten Gasmenge weitere gasspezifische Geschäftsprozes-
se etabliert werden, damit der Messstellenbetreiber die erforderlichen Daten vom Netzbetreiber
erhält. Eine vollständige Prozessgleichheit zwischen Strom und Gas ist daher nach Überzeu-
gung der Beschlusskammer 7 auch in einem Messstellenbetreibermodell nicht herzustellen.
Die Stellungnehmenden tragen keine weiteren Argumente vor, in welcher Form die messspezifi-
schen Unterschiede des Gasbereichs annähernd so effizient wie gegenwärtig durch den
Netzbetreiber dann zukünftig durch den Messstellenbetreiber berücksichtigt werden können.
Den messspezifischen Erfordernissen zur Brennwertstimmung wird im Einzelnen ebenso wenig
Rechnung getragen wie den bei einer Verlagerung relevanten prozessualen oder verfahrens-
ökonomischen Gesamtaspekten. Ein bloßes Abstellen darauf, dass ausschließlich eine analoge
Prozessausgestaltung beider Medien als abwicklungs- und kosteneffizient anzusehen ist,
berücksichtigt nicht, dass durch eine Zuordnung zum Netzbetreiber –und damit eine Beibehal-
tung der bestehenden Prozesse- zunächst im Grundsatz weder beim Messstellenbetreiber noch
beim Netzbetreiber zusätzliche Kosten entstehen. Zusätzliche Kommunikationsprozesse
ergeben sich aus der Beibehaltung des gegenwärtigen Models zwischen beiden Marktbeteiligten
ebenfalls gerade nicht. Insofern kann die Beschlusskammer 7 eine per se bestehende Kosten-
benachteiligung bei einer andauernden Zuordnung zum Netzbetreiber nicht feststellen. Nicht zu
verkennen ist aus Sicht der Beschlusskammer 7 zwar, dass zukünftig durch die IT-technische
Pflege zweier unterschiedliche Prozessabläufe möglicherweise zusätzliche Kosten entstehen
können. Diese dürften jedoch als nicht derart gravierend einzuschätzen sein, als dass sie der
Entscheidung zugunsten des Netzbetreibermodells und den damit verbundenen Vorteilen
entgegenstünden. Dies ist in den Stellungnahmen dann auch nicht konkretisiert vorgetragen
worden.
Ein gesetzgeberischer Auftrag zur Synchronisierung beider Medien kann insbesondere auch
nicht aus dem MsbG abgeleitet werden, denn der Gesetzgeber stellt an den Gasbereich
grundsätzlich nicht dieselben Anforderungen wie an die intelligenten Messsysteme des Strom-
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
1562 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 17 2018
21
bereichs. Beispielsweise legt er auch gegenüber den Letztverbrauchern nicht die dieselben
Verpflichtungen zur Ausweisung der abzurechnenden Messwerte an. Bereits hieraus resultieren
abwicklungstechnisch prozessuale Unterschiede, die homogene medienübergreifende Prozesse
ohnehin nicht durchgehend ermöglichen und auch bei einem Wechsel der Zuständigkeiten auf
den Messstellenbetreiber nicht weitergehend vereinheitlicht würden. Die Einschätzung, dass nur
eine Harmonisierung der Prozesse zukünftig medienübergreifende Geschäftsmodelle im
Messwesen ermöglichen könne (OGE, Vattenfall Sales, VCI, Discovergy) erschließt sich der
Beschlusskammer 7 vor diesem Hintergrund nicht, da ein Geschäftsmodell Gas einerseits
immer auf den im MsbG beschriebenen spezifischen Leistungsbereich Gas rekurrieren wird,
andererseits nicht zwangsläufig mit einer einheitlichen Prozesszuordnung zum Messstellenbe-
treiber einhergehen muss Die Möglichkeit gesonderte Angebote für den Letztverbraucher
bereitzustellen, wird auch durch die Zuordnung für die Bearbeitung und Verteilung von abrech-
nungsrelevanten Messwerten auf den Netzbetreiber nicht eingeschränkt.
(9) Die Beschlusskammer 7 erkennt gleichwohl das von den Stellungnehmenden vorgetragene
Interesse der Messstellenbetreiber als berechtigt an, ihre Geschäftsmodelle frei und effizient
ausgestalten zu wollen und insbesondere im wettbewerblichen Segment möglichst umfassend –
und damit auch medienübergreifend- als Anbieter von Messstellenbetriebsdienstleistungen
auftreten zu können. Für eine beispielsweise visuelle Darstellung von abrechnungsrelevanten
Mengen bedarf es neben den technischen Voraussetzungen nach dem Verständnis der
Beschlusskammer 7 aber lediglich einer möglichst zeitnahen Zurverfügungstellung der von den
Netzbetreibern erhobenen (Berechnungs-)Daten zur Bestimmung der Abrechnungsmengen
bzw. die Übermittlung der Mengen selbst. Dieser Maßgabe ist mit der Verpflichtung der Netzbe-
treiber nach Tenor zu 1.) der Festlegung bereits Rechnung getragen. Diese Verpflichtung
entfaltet ihre Wirkung insbesondere gegenüber wettbewerblichen Messstellenbetreibern als
berechtigte Stelle, da diese nicht personenidentisch mit dem Netzbetreiber sind. Auch das zu
dem Zweck einer effizienten Datenbereitstellung vom Netzbetreiber ein gesonderter Prozess
bzw. zusätzlicher Datenaustausch zum (wettbewerblichen) Messstellenbetreiber) neu vorzuse-
hen ist, spricht weder für eine generelle Zuordnung des Gesamtprozesses Messwertaufberei-
tung zum Messstellenbetreiber noch gegen die Zuordnung dieses Prozesses zum Netzbetreiber,
da dieser Austausch außerhalb des Gesamtprozesses der Bilanzierung zu verorten wäre und
insoweit nicht konstitutiv und zeitkritisch für den Gesamtprozess der Bilanzierung zu werten ist.
4.3.1.2. Verortung der Aufbereitung, Plausibilisierung und Ersatzwertbildung von
abrechnungsrelevanten Messwerten beim Netzbetreiber (Tenor zu 2.)
(1) Mit dem Tenor zu 2.) wird die Aufbereitung, Plausibilisierung und Ersatzwertbildung von
abrechnungsrelevanten Messwerten innerhalb des EDV-Systems („Back-End“) des Netzbetrei-
bers verortet. Dies erachtet die Beschlusskammer 7 auf Grundlage der in den Stellungnahmen
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
17 2018 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 1563
22
vorgetragenen Argumente für sachgerecht. In Übereinstimmung mit der deutlichen Mehrheit der
Stellungnehmenden teilt die Beschlusskammer 7 die Auffassung, dass bei Anbindung einer
Messeinrichtung Gas an ein Smart-Meter-Gateway die bestehenden gaswirtschaftlichen und
eichrechtlichen Anforderungen eine Aufbereitung, Plausibilisierung und Ersatzwertbildung von
abrechnungsrelevanten Messwerten Gas im Smart-Meter-Gateway derzeit nicht zulassen. Es
bleibt daher im Falle einer Anbindung einer Messeinrichtung Gas an ein Smart-Meter-Gateway -
wie bei einer nicht angebundenen Messeinrichtung Gas auch - bei der Datenaufbereitung und -
verteilung im Back-End des Netzbetreibers. Das Back-End des Messstellenbetreibers war
insofern nicht in Betracht zu ziehen, da aus den vorstehend beschriebenen Gründen dem
Netzbetreiber die verantwortliche Marktrolle für die Aufbereitung und Verteilung der abrech-
nungsrelevanten Messwerte zuzuschreiben war.
(2) Die Beschlusskammer 7 schließt sich den mehrheitlichen Ausführungen der Stellungneh-
menden an, dass insbesondere die die Spezifikationen des Funktionsumfangs eines Smart-
Meter-Gateways beschreibende Technische Richtlinie des Bundesamts für Sicherheit in der
Informationswirtschaft derzeit weder eine für die Brennwertermittlung Gas notwendige bidirekti-
onale Kommunikation noch eine ausreichende Berücksichtigung der für eine Mengenbestim-
mung notwendigen Parameter bzw. historischen Daten durch eine entsprechende Speicherung
bzw. Verarbeitung von Zeitscheiben erlaubt. Eine Verortung der Arbeitsschritte im Smart-Meter-
Gateway wird ferner dadurch erschwert, dass es nicht durch den für die Gasmengenermittlung
Zuständigen selbst betrieben wird, sondern nach § 40 Abs. 2 MsbG an das Smart-Meter-
Gateway Strom anzuschließen ist, welches regelmäßig durch den Messstellenbetreiber Strom in
seiner Funktion als Smart-Meter-Gateway Administrator wahrgenommen wird und damit nicht
zwingend identisch mit der Person des Messstellenbetreibers Gas ist. Die Erzeugung, Plausibili-
sierung und Ersatzwertbildung von Gasmesswerten fänden bei einer Datenaufbereitung und -
verteilung unmittelbar im Smart-Meter-Gateway Strom folglich in einer Verantwortlichkeit statt,
auf die der Messstellenbetreiber Gas keinen direkten Einfluss hat (u.a. Thüga). Um hier die
nötige Rechtssicherheit hinsichtlich der Zuständigkeiten und Verantwortlichkeiten, u.a. auch mit
Blick auf datenschutzrechtliche und eichrechtliche Anforderungen zu gewährleisten sowie den
bereits beschriebenen gasspezifischen Besonderheiten der Energiemengenberechnung,
Rechnung zu tragen, bedürfte es eines Smart-Meter-Gateways, das in der Lage ist, diese
Anforderungen technisch und anforderungskonform abzubilden. Die Beschlusskammer 7 teilt
insoweit die mehrheitliche Auffassung der Stellungnehmenden, dass derartige gasspezifische
Leistungsanforderungen an das Smart-Meter-Gateway selbst bzw. durch die datenschutzrechtli-
chen Bestimmungen/Zertifizierungen zum gegenwärtigen Zeitpunkt noch nicht hinreichend
umgesetzt werden können. Hierbei teilt die Beschlusskammer 7 ebenfalls die von der Physika-
lisch-Technischen Bundesanstalt geäußerte Besorgnis, dass es zur Sicherstellung korrekter
Abrechnungs- und Ersatzwerte im Fall einer technischen Umsetzung sämtlicher Erfordernisse
des Gasbereichs im Smart-Meter-Gateway einen deutlich erhöhten Aufwand an eichrechtlichen
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
1564 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 17 2018
23
Überwachungsprozessen nach sich ziehen würde, welcher letztendlich gegenüber der (beste-
henden) Praxis, bei der die Netzbetreiber die nur ihnen vorliegenden Netzinformationen auch
weiterverarbeiten, prozessökonomisch als nicht effizient anzusehen wäre. Die fortlaufende
Branchendiskussion im Strombereich über den Leistungsumfang der Smart-Meter-Gateways im
Zuge der Entwicklung der entsprechenden Technischen Richtlinie des Bundesamtes für
Sicherheit in der Informationswirtschaft führt nach dem Dafürhalten der Beschlusskammer 7 zu
keiner anderen Bewertung der hier zum Gasbereich vorgebrachten Einwände.
(3) Die Beschlusskammer 7 hält die zugunsten einer Verarbeitung im Smart-Meter-Gateway
vereinzelt vorgebrachte Forderung (Discovergy) nach einer technischen Umsetzung im Smart-
Meter-Gateway und entsprechender Änderung der gesetzlichen, eichrechtlichen und gaswirt-
schaftlichen Bestimmungen weder für verhältnismäßig noch unter dem Aspekt der derzeitigen
technischen Reife der Geräte sowie der dem Gas im Gesamtkontext des intelligenten Messwe-
sens zugedachten Rolle für zweckmäßig und verhältnismäßig. Zudem berechtigt die Festle-
gungskompetenz des § 75 Nr. 4 MsbG die Bundesnetzagentur zwar zu Regelungen zur
Messwertaufbereitung und zur Datenübermittlung, jedoch nur im Anwendungsbereich des § 60
Abs. 2 MsbG, nicht aber generell unter Einbeziehung und Änderung des gesetzlichen oder
verordnungsrechtlichen Rahmens. Die Nutzungsmöglichkeit eines Smart-Meter-Gateways für
den Gasbereich ist vielmehr zwangsläufig in dem bestehenden Gesamtkontext zu bewerten und
geht somit auch über die Frage einer reinen gerätetechnischen Umsetzbarkeit hinaus (bne).
Deshalb greift auch eine allgemeine Forderung nach Nutzung von Synergieeffekten hinsichtlich
des Datenaustauschs mittels Smart-Meter-Gateway und Prozessgestaltung mit dem Strombe-
reich nach Auffassung der Beschlusskammer 7 zu kurz.
(4) Darüber hinaus ist gleichfalls zu berücksichtigen, dass weitergehende grundsätzliche
Anforderungen des MsbG, wie z.B. die zeitgleiche Verteilung der Messwerte an die berechtigten
Marktbeteiligten von einer Zuordnung zum Back-End ebenso unberührt bleiben, wie Fragestel-
lungen der Messwerterhebung, d.h. mögliche Erhebungsintervalle der Zählerstände (s. E wie
Einfach). Insofern ergeben sich durch die Zuordnung der Aufbereitung, Plausibilisierung und
Ersatzwertbildung von (abrechnungs)relevanten Messwerten in der Sphäre des Back-End des
Netzbetreibers nach Auffassung der Beschlusskammer 7 für die Marktbeteiligten auch keine
Anforderungseinschränkungen grundsätzlicher Art.
Da das MsbG gleichfalls nur von einer Partizipation des Gasbereichs am Rollout intelligenter
Messtechnik im Stromsektor ausgeht und Sonderregelungen für den Gasbereich gerade auch
mit Blick auf die Besonderheiten bei der Gasmessung ausdrücklich einräumt, hält die Be-
schlusskammer 7 die Verortung der Funktionen Aufbereitung, Plausibilisierung und Ersatzwert-
bildung im Smart-Meter-Gateway für den Gasbereich -auch vor dem Hintergrund der langwieri-
gen Einarbeitung der messtechnisch einfacheren Anforderungen des Strombereichs für den
Bonn, 5. September 2018
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
17 2018 – Mitteilungen, Energie, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 1565
24
Betrieb des Gateways in die erforderliche Technische Richtlinie des Bundesamtes für Sicherheit
in der Informationstechnik- jedenfalls für verfrüht.
(5) Die Beschlusskammer 7 schließt mit der vorliegenden Entscheidung eine Verlagerung der
genannten Funktionen in ein Smart-Meter-Gateway für die Zukunft aber nicht grundsätzlich aus,
wenn der technische Reifegrad und der Funktionsumfang bei Smart-Meter-Gateways bzw. bei
den einzubindenden Peripheriegeräten die gasspezifischen Besonderheiten zu berücksichtigen
erlaubt und insbesondere auch den derzeit bestehenden Bedenken hinsichtlich weiterer
gesetzlicher Bestimmungen, wie z.B. des Eichrechts, Rechnung getragen werden kann. Eine
derartige Bewertungsperspektive bei gegenwärtiger Berücksichtigung der Back-Endlösung wird
auch von einigen stellungnehmenden Verbänden angeregt (u.a. VIK, VCI, bne). Die Beschluss-
kammer 7 teilt insoweit die Skepsis einzelner Stellungnehmender, ob eine technische Integration
aller gaswirtschaftlichen Anforderungen in einem Smart-Meter-Gateway überhaupt als erstre-
benswert anzusehen ist, da dies zu einer außerordentlichen Verteuerung von intelligenten
Messsystemen insgesamt führen könnte, welches letztlich den Intentionen des MsbG wider-
sprechen würde (u.a. Open Grid Europe) lediglich gegenwärtig, aber nicht grundsätzlich.
Insofern behält sich die Beschlusskammer 7 entsprechend § 29 Abs. 2 GasNZV eine Neubewer-
tung der Verortung der Erzeugung, Plausibilisierung und Ersatzwertbildung und die Zuordnung
der für die Aufbereitung und Verteilung von abrechnungsrelevanten Messwerten verantwortliche
Marktrolle ausdrücklich vor und wird die Markterfahrungen des Strombereiches entsprechend
beobachten.
4.3.2. Abwicklung der Anbindung von Messeinrichtungen Gas an ein Smart-Meter-
Gateway Strom (Tenor zu 3.)
Die Beschlusskammer 7 greift mit dem Tenor zu 3.) die der Anbindungsverpflichtung nach § 40
Abs. 2 MsbG immanente Verpflichtung des Messstellenbetreibers Gas auf, um zu verdeutlichen,
dass mit dieser Verpflichtung das Kernelement einer sektorübergreifenden Verzahnung des
modernen Messwesens im zukünftigen Zielmodell Gas abzubilden ist. Mit der Anbindungsver-
pflichtung des § 40 Abs. 2 MsbG geht insbesondere die Prüfung seitens des Messstellenbetrei-
bers Gas einher, inwieweit an der Entnahmestelle bereits ein Smart Meter Gateway Strom für
die Anbindung einer Messeinrichtung Gas vorhanden ist, nebst der dafür erforderlichen Kom-
munikation mit den zuständigen Marktbeteiligten.
Sind Smart-Meter-Gateways vorhanden, besteht für nach § 20 MsbG anbindungsfähige
Messeinrichtungen Gas eine Anbindungspflicht nach § 40 Abs. 2 MsbG. Diese Verpflichtung trifft
den Messstellenbetreiber der anzubindenden Messstelle, somit den Messstellenbetreiber Gas.
Wegen des Bezugspunktes zur Anbindungsverpflichtung der Messeinrichtung Gas – das
Vorliegen eines Smart-Meter-Gateways – besteht auch für den Messstellenbetreiber Strom in
Bonn, 5. September 2018
