DTM-Segmente in MSCONS: Zeitliche Logik & Messwertinterpretation

Einfluss der zeitlichen Abfolge und logischen Verknüpfung von DTM-Segmenten in MSCONS-Nachrichten auf die Messwertinterpretation

1. Funktion und Bedeutung der DTM-Segmente in MSCONS

Die MSCONS-Nachricht (Message for Consumption) dient der Übermittlung von Verbrauchs- und Messdaten zwischen Netzbetreibern, Lieferanten und Marktpartnern im Energiesektor. Die DTM-Segmente (Date/Time/Period) definieren dabei zeitliche Referenzen, die für die korrekte Zuordnung und Interpretation der übermittelten Messwerte entscheidend sind.

• DTM+Z01 (Zeitraum der Messwertübermittlung): Dieses Segment gibt den Gültigkeitszeitraum der Nachricht an, d. h., für welchen Zeitraum die enthaltenen Messwerte relevant sind. Im Beispiel: DTM+Z01:201609160400201609090400:719 bedeutet dies, dass die Nachricht Messwerte für den Zeitraum 09.09.2016 04:00 bis 16.09.2016 04:00 enthält. Der Qualifier 719 (Zeitraum) bestätigt, dass es sich um einen zusammenhängenden Messzeitraum handelt.

• DTM+163 (Zeitstempel der Messwerterfassung): Dieses Segment kennzeichnet den exakten Zeitpunkt der Messwerterfassung. Im Beispiel: DTM+163:201010310215 wird der Messwert am 31.10.2010 um 02:15 erfasst. Der Qualifier 163 steht für den Erfassungszeitpunkt (Actual Reading Date/Time).

2. Logische Verknüpfung und Interpretation durch Netzbetreiber/Lieferanten

Die korrekte Interpretation der Messwerte hängt von der synchronen und widerspruchsfreien Kombination beider DTM-Segmente ab:

a) Zeitliche Konsistenzprüfung

• Der DTM+163-Zeitstempel muss innerhalb des im DTM+Z01 definierten Zeitraums liegen. Im Beispiel ist dies nicht der Fall (Messwert von 2010, Zeitraum von 2016). Dies führt zu:
  • Ablehnung der Nachricht durch das Empfängersystem (z. B. wegen Plausibilitätsprüfung).
  • Fehlinterpretation der Daten, da der Messwert fälschlich dem Zeitraum 2016 zugeordnet werden könnte.
  • Prozessstörungen in der Abrechnung, da der Lieferant den Wert nicht korrekt zuordnen kann.

b) Priorisierung der Segmente

• DTM+Z01 definiert den Gültigkeitsrahmen der Nachricht, während DTM+163 den konkreten Erfassungszeitpunkt angibt.
  • Bei Mehrfachmessungen (z. B. Lastgangdaten) muss jeder QTY-Wert mit einem eigenen DTM+163 verknüpft sein.
  • Fehlt diese Verknüpfung oder ist sie inkonsistent, kann der Lieferant die Werte nicht korrekt zeitlich zuordnen (z. B. für die Bilanzierung).

c) Auswirkungen auf die Marktkommunikation

• Netzbetreiber nutzen die DTM-Segmente, um:
  • Abrechnungsrelevante Zeiträume zu identifizieren (z. B. für die Zählerstandsfortschreibung).
  • Lastgangdaten für die Netzplanung zu verarbeiten.
• Lieferanten benötigen die korrekte zeitliche Zuordnung für:
  • Bilanzkreisabrechnung (Matching von Verbrauch und Einspeisung).
  • Prognoseanpassungen (z. B. bei unterjährigen Wechseln).

3. Prozessuale Risiken bei fehlender Synchronisation

a) Datenqualitätsprobleme

• Falsche Zeitstempel führen zu:
  • Doppelerfassungen (wenn ein Messwert fälschlich zwei Zeiträumen zugeordnet wird).
  • Lücken in der Bilanzierung (wenn Messwerte außerhalb des Gültigkeitszeitraums liegen).
  • Manuellen Korrekturaufwand, da die Daten manuell nachbearbeitet werden müssen.

b) Abrechnungsfehler

• Fehlende Synchronisation kann zu:
  • Falschen Rechnungen führen (z. B. wenn ein Messwert dem falschen Lieferanten zugeordnet wird).
  • Streitigkeiten zwischen Netzbetreiber und Lieferant über die korrekte Zuordnung.
  • Regulatorischen Konsequenzen, da die Bundesnetzagentur (BNetzA) eine korrekte Marktkommunikation vorschreibt.

c) Systemische Risiken

• Automatisierte Prozesse (z. B. EDIFACT-Parser) können bei inkonsistenten DTM-Segmenten:
  • Nachrichten ablehnen (mit Fehlermeldungen wie "Zeitstempel außerhalb des Gültigkeitsbereichs").
  • Falsche Daten weiterverarbeiten, was zu Kettenreaktionen in nachgelagerten Systemen führt (z. B. falsche Bilanzkreisabrechnung).
• Manuelle Eingriffe sind erforderlich, was die Prozesskosten erhöht und die Liefertreue gefährdet.

d) Rechtliche und regulatorische Folgen

• § 47 EnWG (Energiewirtschaftsgesetz) und die MaBiS (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) fordern eine korrekte und zeitnahe Datenübermittlung.
• Bei wiederholten Fehlern drohen:
  • Vertragsstrafen zwischen Marktpartnern.
  • Aufforderungen zur Nachbesserung durch die BNetzA.
  • Ausschluss von automatisierten Prozessen, falls die Datenqualität nicht sichergestellt ist.

4. Empfehlungen zur Vermeidung von Synchronisationsfehlern

1. Validierung der DTM-Segmente vor Versand:
   • Automatisierte Prüfung, ob DTM+163 innerhalb von DTM+Z01 liegt.
   • Abgleich mit dem Messstellenbetreiber, falls Zeitstempel fehlen oder inkonsistent sind.
2. Eindeutige Zuordnung von QTY und DTM+163:
   • Jeder Messwert (QTY) muss mit einem eigenen DTM+163 verknüpft sein.
   • Bei Lastgangdaten muss die zeitliche Abfolge der DTM+163-Segmente der tatsächlichen Messreihenfolge entsprechen.
3. Fehlerbehandlung und Eskalation:
   • Automatisierte Fehlermeldungen bei inkonsistenten Zeitstempeln.
   • Klare Prozessdefinitionen für die manuelle Korrektur (z. B. Rückfrage beim Netzbetreiber).
4. Regelmäßige Datenqualitätsprüfungen:
   • Stichprobenkontrollen der MSCONS-Nachrichten.
   • Monitoring-Systeme, die Inkonsistenzen in Echtzeit erkennen.

5. Fazit

Die zeitliche Abfolge und logische Verknüpfung der DTM-Segmente in MSCONS-Nachrichten ist kritisch für die korrekte Interpretation von Messwerten. Inkonsistenzen führen zu:

• Abrechnungsfehlern,
• Prozessstörungen,
• erhöhten manuellen Aufwänden und
• regulatorischen Risiken.

Netzbetreiber und Lieferanten müssen sicherstellen, dass DTM+Z01 und DTM+163 synchronisiert sind und jeder Messwert (QTY) eindeutig einem Erfassungszeitpunkt zugeordnet ist. Automatisierte Validierungsmechanismen und klare Fehlerbehandlungsprozesse sind essenziell, um die Datenqualität zu gewährleisten.