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Timestamp: 2019-12-11 01:40:24+00:00

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Markteinführung von Smart Metern - Herausforderungen für ...
Markteinführung von Smart Metern - Herausforderungen für IT-Abteilungen von deutschen und internationalen Energieversorgungsunternehmen
von Tobias Piqué (Autor)
Masterarbeit 2011 120 Seiten
1.3 Aufbau und Abgrenzung der Arbeit
2.1 Smart Grid als Vision der zukünftigen Stromnetze
2.2.1 Advanced Meter Reading (AMR)
2.2.3 Automated Meter Management (AMM)
2.3 Head-End-System und Meter-Data-Management-System
2.4 Smart-Metering-System
2.5 Gerätekonzepte
2.5.1 Zähler
2.5.2 Gateway
3 Äußere Einflüsse und rechtliche Rahmenbedingungen
3.1 Stakeholder-Analyse
3.1.1 EU, Regierungen und Regulierungsbehörden
3.1.2 Energieerzeuger
3.1.3 Energielieferanten/Vertrieb
3.1.4 Netzbetreiber
3.1.5 Messdienstleister/Messstellenbetreiber
3.1.6 Gerätehersteller
3.1.7 Kommunikationsunternehmen/IT-Dienstleister
3.1.8 Endkunden
3.2 Wertschöpfungskette
3.3 Rollenverteilung Energiemarkt/Kommunikationswege
3.3.1 Übertragungsnetzbetreiber (Transmission System Operator, TSO)
3.3.2 Die Verteilnetzbetreiber (Distribution System Operator, DSO)
3.3.3 Energielieferant (Supplier)
3.3.4 Messstellenbetreiber/Messdienstleister (Metering Operator)
3.4.1 EU-Richtlinien
3.4.2 Deutsche Gesetzgebung
3.5 Nutzen von Smart Metering
3.5.1 Variable Tarife
3.5.2 Ablesung
3.5.3 Abrechnung
3.5.4 Lastmanagement
3.5.6 Netzmanagement
3.5.7 Mehrwertdienste
4 Allgemeiner Kommunikationsaufbau
4.1 Kommunikationsschnittstellen
4.2 Kommunikationstopologien
4.2.1 Point-to-Point-Kommunikation
4.2.2 Point-to-Multipoint-Kommunikation
4.3 Kommunikationstechnologien
4.3.1 Nahkommunikation
4.3.2 Weitverkehrskommunikation
5 Smart Metering in Europa – Erfahrungen und Status quo
5.1 Übersicht der untersuchten Länder
5.1.1 Großbritannien
5.1.2 Niederlande
5.1.3 Italien
5.1.4 Deutschland
6 Anforderungsanalyse
6.1 Kommunikationsinfrastruktur
6.1.1 Lokale Infrastruktur
6.1.2 Zentrale Infrastruktur
6.1.3 Third-Party-Infrastruktur
6.2 Datenverarbeitung und Interoperabilität
6.2.1 Datenstruktur und Datenvolumen
6.2.2 Datenübertragung
6.2.3 Kommunikationsprotokolle
6.2.4 Datenformate
6.3 Datenmanagement und zentrale IT-Systeme
6.3.1 Metering System (MS)/Head-End-System
6.3.2 Meter Maintenance and Meter Asset Management (MM & MAM)
6.3.3 Meter Data Management (MDM)
6.4 IT-Sicherheit
6.4.1 Schutzziele als Anforderungen an die IT-Sicherheit
6.4.2 Gefahrenpotenzial und Anforderungen an die IT-Sicherheit
6.4.3 Mögliche Maßnahmen zur Wahrung der IT-Sicherheit
6.5 Zusammenfassung der Anforderungsanalyse
6.5.1 Kommunikationsinfrastruktur
6.5.2 Datenverarbeitung und Interoperabilität
6.5.3 Datenmanagement und zentrale IT-Systeme
6.5.4 IT-Sicherheit
6.5.5 Lösungsübersicht
7 Herausforderungen und Handlungsempfehlungen
7.1 Geräte
7.1.1 Kommunikationsinfrastruktur
7.1.2 Datenverarbeitung und Interoperabilität
7.1.3 Datenmanagement und zentrale IT-Systeme
7.1.4 IT-Sicherheit
7.2 Sonstige Herausforderungen
7.2.1 Datenschutz
7.2.2 IT-Outsourcing und Service Level Agreements
7.2.3 Workforcemanagement
8.2 Fazit und Ausblick
Abbildung 1: Grafische Darstellung zur Vorgehensweise
Abbildung 2: Entwicklungsstufen Smart-Energy-Lösungen
Abbildung 3: Übersicht einer Advanced Metering Infrastructure (AMI)
Abbildung 4: Funktionsumfang Smart Meter
Abbildung 5: Stakeholder-Analyse zur Einführung von Smart Metering
Abbildung 6: Wertschöpfungskette im Energiemarkt
Abbildung 7: Übersicht der Marktrollen auf einem liberalisierten Strommarkt
Abbildung 8: Darstellung der Kommunikationsschnittstellen
Abbildung 9: Endgeräte für BPL-Lösung
Abbildung 10: Mögliche Smart-Metering-Systemarchitektur in UK
Abbildung 11: Systemarchitektur nach NTA 8130 - 2008
Abbildung 12: System-Architektur ENEL
Abbildung 13: Regionale Aufteilung der Verteilnetze in Deutschland
Abbildung 14: Aufteilung der Kommunikationslösungen
Abbildung 15: Systemdesign Deutschland
Abbildung 16: Smart-Metering-Portfolio in Europa
Abbildung 17: Kommunikationsinfrastruktur Smart Metering
Abbildung 18: Vergleich integriertes und modularisiertes Kommunikationsmodul
Abbildung 19: Entscheidungsbaum zur Auswahl von Smart Metern
Abbildung 20: Bewertung der Kommunikationsmöglichkeiten
Abbildung 21: Exemplarischer Datenzugriff einzelner Marktpartner
Abbildung 22: Berechnung des Datenvolumens von Stromdaten
Abbildung 23: Bottleneck in einer Baum-Topologie
Abbildung 24: Unterschied Push- und Pull-Betrieb als Sequenzdiagramm
Abbildung 25: ISO/OSI-Schichtenmodell mit Kapselung der Daten
Abbildung 26: Schichtaufbau M-Bus
Abbildung 27: Protokollaufbau S-FSK
Abbildung 28: Protokollaufbau DLMS/COSEM
Abbildung 29: Übersicht der analysierten Kommunikationsprotokolle
Abbildung 30: Modell zum OSI-Layer-Aufbau analysierter Protokolle
Abbildung 31: Übersicht Datenformate in einem Smart-Metering-System
Abbildung 32: Struktur OBIS-Kennzahl
Abbildung 33: Enterprise Service Bus als zentrale Kommunikationsplattform
Abbildung 34: Geschäftsprozess Zählerdatenverarbeitung mit Smart Metering
Abbildung 35: Zählerdatenverarbeitungsprozess innerhalb eines MDM-Systems
Abbildung 36: Mögliche Smart-Metering-Systemlandschaft
Abbildung 37: Sicherheitsrisiken Port P0
Abbildung 38: Sicherheitsrisiken Port P1
Abbildung 39: Sicherheitsrisiken Port P2
Abbildung 40: Sicherheitsrisiken Port P3
Abbildung 41: Sicherheitsrisiken Port P4
Abbildung 42: Übersicht Entscheidungsalternativen als morphologischer Kasten
Der Energiemarkt steht sowohl in Deutschland als auch international vor einem Wandel. Analoge Ferraris-Zähler sollen auf Dauer durch intelligente Zähler, sogenannte Smart Meter, ersetzt werden.
Die Smart Meter erlauben es, den Strom digital und in Echtzeit zu erfassen und diese Daten über geeignete Kommunikationsanbindungen entsprechend an die Energieversorger zu übertragen. Diese sind dadurch in der Lage, monatliche, dem tatsächlichen Verbrauch entsprechende Rechnungen zu erstellen. Getrieben von der EU und den Regierungen soll das Verbrauchsbewusstsein somit erhöht werden und auf lange Sicht zu Verbrauchseinsparungen führen.
Des Weiteren gelten die Smart Meter als ein wichtiger Baustein für ein intelligentes Stromnetz, auch Smart Grid genannt. Mit Hilfe der Verbrauchsinformationen ist es den Energieversorgern möglich, Verbrauchsspitzen genauer einschätzen zu können und ggf. durch günstigere Anreiztarife die Lasten besser auf den Tag zu verteilen.
Haushalte innerhalb eines Smart Grid sind somit in der Lage, ihren aktuellen Stromverbrauch direkt ablesen zu können; die Smart Meter können intelligent den aktuell günstigsten Tarif für ihre Verbraucher auswählen und selbst erzeugter Strom kann, sofern er nicht selbst benötigt wird, zurück in das Netz gespeist werden.
Langfristig kommt es so zu einer Entwicklung von der zentralen zur dezentral verteilten Energieerzeugung.
Der angedeutete Wandel zu einem intelligenten Netz ist bis jetzt in den einzelnen Ländern unterschiedlich weit vollzogen. Ein großflächiges Roll-out ist in vielen Ländern noch nicht in Sicht. Zahlreiche Energieversorger sind bis jetzt sehr zögerlich und können die Auswirkungen und die auf sie zukommenden Kosten noch nicht einschätzen.
Auf die Energieversorger kommen daher viele neue Herausforderungen, insbesondere im Hinblick auf ihre IT, zu. Neben der neuen Infrastruktur, getrieben durch noch nicht vereinheitlichte Standards, Anforderungen an Hardware und Software sowie mögliche Kommunikationslösungen, sind es vor allem die großen Datenmengen, die es zu bewältigen gilt.
Diese müssen nach den Aspekten des Datenschutzes und der Datensicherheit verarbeitet, in bestehende ERP-Systeme eingebunden und entsprechend für weitere Dienste wie z.B. CRM-Systeme aufbereitet werden.
Das Ziel dieser Master Thesis soll es primär sein, durch eine detaillierte Anforderungsanalyse umfassende Herausforderungen ableiten zu können, die auf IT-Abteilungen der Energieversorgungsunternehmen im Falle einer Markteinführung von Smart Metering-Systemen zukommen werden.
Dabei soll sich in die Lage der Energieversorgungsunternehmen hineinversetzt werden, möglichst alle Bereiche der IT analytisch betrachtet und erste Anforderungen herausgestellt werden.
Abgeleitet aus dieser Anforderungsanalyse soll es anschließend möglich sein, die größten Herausforderungen seitens der IT zu erkennen, daraus Handlungsempfehlungen zu entwickeln und so Energieversorgungsunternehmen in diesen Aspekten unterstützen zu können.
Die Master Thesis lässt sich grundsätzlich in vier Abschnitte gliedern, die nach einem Stufenmodell (siehe Abbildung 1) aufeinander aufbauen.
In einem ersten Schritt wird aufgrund des neuartigen Themenkomplexes eine erste theoretische Basis geschaffen, die wichtige Hintergründe und eine Übersicht über die Begriffe Smart Metering und Smart Grid liefern soll.
In einem zweiten Schritt erfolgt anschließend mit Hilfe unterschiedlicher Betrachtungsweisen in den Kapiteln 3 bis 5 eine Grobanalyse, die einzelne Einflussfaktoren und Stakeholder beleuchtet sowie wichtige Gesichtspunkte bezüglich eines generellen Kommunikationsaufbaus darstellt. Um für Europa einen bisherigen Status quo festhalten zu können, werden verschiedene Länder unter dem Blickwinkel einer bereits umgesetzten oder noch bevorstehenden Markteinführung für Smart Meter betrachtet und unterschiedliche Herangehensweisen sowie Konzepte für die späteren Handlungsempfehlungen festgehalten.
Als insgesamt umfangreichster und zentraler Abschnitt erfolgt in dem Kapitel 6 eine detaillierte Anforderungsanalyse, die zum einen vorherige Kapitel aufgreift und zum anderen die für das Smart Metering erforderlichen Bereiche der IT untersucht sowie Anforderungen an die Kommunikationsinfrastruktur, Datenverarbeitung, das Daten-management, die IT-Systeme und die IT-Sicherheit stellt. Die dabei z.T. selbst entwickelten Frameworks bzw. Systemlandschaften stellen dabei die einzelnen Schnittstellen innerhalb der Smart Metering-Infrastruktur übersichtlich dar.
Eine anschließende Lösungsübersicht, aufgebaut mit Hilfe eines morphologischen Kastens, soll dabei Energieversorgungsunternehmen als „roter Faden“ dienen und exemplarisch mögliche Lösungsalternativen nach den unterschiedlichen Betrachtungsweisen aufzeigen.
Im Kapitel 8 werden dann in einem letzten Schritt auf Basis der vorangegangenen Grundlagen, Informationen, Anforderungen und Lösungsmöglichkeiten die daraus resultierenden Herausforderungen dargestellt und als Ergebnis erste Handlungsempfehlungen ausgesprochen.
Eine Schlussbetrachtung mit einer Zusammenfassung und einem Fazit runden die Master Thesis ab.
In diesem Kapitel soll auf die hinreichenden Grundbegriffe im Zusammenhang mit Smart Metering eingegangen werden. Dabei sollen sowohl auf die verschiedensten Geräte- als auch Systemkonzepte beschrieben werden.
Smart Metering stellt den ersten Schritt hin zu einem intelligenten Stromnetz „Smart Grid“ dar. Ein Smart Grid beschreibt die Vision, nach der „Stromnetze, durch ein abgestimmtes Management mittels zeitnaher und bidirektionaler Kommunikation zwischen Netzkomponenten, Erzeugern, Speichern und Verbrauchern einen energie- und kosteneffizienten Systembetrieb für zukünftige Anforderungen unterstützen“.[1]
Durch dieses Zusammenspiel aller Akteure von der Stromerzeugung bis zum Stromverbrauch soll es möglich sein, bedarfsgerecht Strom zu erzeugen, Lastspitzen auszugleichen und die Energieeffizienz zu erhöhen.
Dieser Weg zum Smart Grid soll durch fünf Schritte erreicht werden[2]:
1. Einbindung von erneuerbaren Energien
Verschiedene Vorgaben, z.B. der EU, „bis 2020 20 % der Energie aus regenerativen Energien zu beziehen“[3], erfordern eine Umstrukturierung der Stromnetze, um trotz der nun dezentralen Energieerzeugung eine konstant stabile Stromversorgung zu gewährleisten.
2. Verlustreduktion bei der Übertragung
Durch die Reduzierung der Transportwege sowie intelligenter Stromwandler sollen Energieverluste bei der Übertragung minimiert werden.
3. Netzüberwachung und -kontrolle
Durch die Abstimmung von Verbrauchern und Erzeugern in Echtzeit sowie die optimale Ausnutzung von Kapazitäten und den Ausgleich von Nachfrageschwankungen lässt sich Energie einsparen.
4. Energiespeicherung
Durch die bessere Speicherung von Energien lässt sich die unregelmäßige Erzeugung aus erneuerbaren Energien besser vorhalten und könnte die erforderten Kapazitäten für konventionelle Energieerzeugung verringern.
5. Intelligente Stromzähler und Haushaltsgeräte
Durch den Einsatz von Smart Metering können wichtige Verbrauchsdaten gewonnen und einzelne Verbraucher wie z.B. Haushaltsgeräte individuell je nach Bedarf gesteuert werden.
Wie in der Abbildung 2 zu sehen, ist daher Smart Metering der erste Schritt, der für eine Umsetzung eines Smart Grid benötigt wird. Es soll sowohl in Bezug auf die Anforderungen an die Kommunikationsinfrastruktur als auch im Hinblick auf den Reifegrad des Produktes „Smart Energy“ im Laufe der Jahre zunehmen.
Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Capgemini 2009
Die Definitionen von Smart Metering gehen in der Literatur zum Teil weit auseinander. Allgemein beschreibt ein „Smart Meter“ die nachfolgende intelligente Generation von Stromzählern, die den alten analogen Ferraris-Zähler nach und nach ablösen soll. Die European Smart Metering Alliance (ESMA) beschreibt die Funktionen des intelligenten Zählers wie folgt:[4]
- Automatische Datenverarbeitung, Weiterleitung, Management und Verwendung von Messdaten
- Automatische Erfassung von Messdaten
- Zwei-Wege-Datenkommunikation zwischen Zähler und Messstelle
- Lieferung von aussagekräftigen und zeitnahen Verbrauchsinformationen zu allen relevanten Akteuren, einschließlich des Endverbrauchers
- Unterstützung von Services, die die Effizienz des Energieverbrauchs und Energiesystems (Energieerzeugung, Übertragung, Verteilung, Verbrauch) verbessern.
Als Bindeglied zu weiteren digitalen Zählern für Wasser, Gas oder Wärme ist so ebenfalls ein Multispartenansatz möglich, indem der Smart Meter über eine Kommunikationsschnittstelle alle Verbrauchswerte übermitteln könnte.
In diesem Zusammenhang werden außerdem nachfolgende Begrifflichkeiten mit den Smart-Metering-Konzepten in Verbindung gebracht bzw. zum Teil synonym verwendet und bedürfen daher einer Erläuterung.
Advanced Meter Reading (AMR) umfasst Systeme, um eine Zählerfernauslesung zu ermöglichen. Dabei ist es möglich, die Verbrauchsdaten mit einem Handheld über eine Schnittstelle, über Funk durch Walk-by- und Drive-by-Konzepte[5] oder über eine automatische Fernauslesung über DFÜ[6] auszulesen. Eine manuelle Auslesung vor Ort am Zähler ist so nicht mehr erforderlich.
Während weitere Konzepte wie AMI/AMM (siehe Kapitel 2.2.2 und 2.2.3) über eine bidirektionale Verbindung verfügen und so beispielsweise Steuerungssignale, Firmware Updates usw. austauschen können, handelt es sich bei AMR ausschließlich um eine unidirektionale Verbindung, die nur Daten senden, aber nicht empfangen kann.
Anders als beim Advanced Meter Reading beschränkt sich die Advanced Metering Infrastructure (AMI) nicht nur auf das Auslesen der Verbrauchsdaten durch einen Zähler, sondern ist außerdem in der Lage, diese Daten intelligent zu verarbeiten und über eine Zwei-Wege-Kommunikation vielfältige zeitabhängige Tarifmodelle auszutauschen. So ist es beispielsweise der Waschmaschine möglich, den für sie preiswertesten Tarif zu erkennen und den kostengünstigsten Zeitpunkt für einen Waschgang zu wählen.
Quelle: Landis+Gyr, Herbert Brunner Mai 2008, Berliner Energie Tage 2008
Die Advanced Metering Infrastructure kommuniziert (wie in Abbildung 3 zu sehen) bidirektional und stellt die Daten sowohl den relevanten Geräten wie In-home-Displays auf der Kundenseite als auch den IT-Systemen zur Abrechnung auf Energieversorgerseite zur Verfügung.
Durch den Einsatz eines Automated Meter Management (AMM) stehen dem Energieversorger weitere Funktionen zur besseren Optimierung und Steuerung seines Netzes zur Verfügung. Dazu zählen Funktionen wie Spannungsüberwachung, Laststeuerung, Integration von Gas-, Wärme- und Wasserzählern, Manipulationswarnung, Tarifregister oder Fernschaltung.[7]
In der Literatur wird allerdings oft nicht weiter zwischen AMM und AMI unterschieden.
Auf der Seite des Energieversorgungsunternehmen ist das Head-End-System das zentrale Bindeglied für die Anbindung von Smart Metern und bildet die Schnittstelle zu Datenkonzentratoren und Gateways als auch zu nachgelagerten Systemen wie dem MDM-System. Das Meter-Data-Management-System (MDMS) übernimmt dabei die Aufgabe der Datendrehscheibe und stellt hauptsächlich folgende Funktionen bereit:[8]
- Steuerung des Messsystems,
- Datenmanagement und Datenverwaltung,
- Zeitreihenmanagement,
- Berechnung/Tarifierung und
- Aufbereitung zur Abrechnung sowie Visualisierung der Daten.
Insgesamt wird Smart Metering bzw. ein Smart-Metering-System als Oberbegriff für verschiedene Konzepte verwendet. Unabhängig von dem Automatisierungsgrad des Ableseprozesses besteht ein System grundsätzlich aus einem elektronischen oder digitalen Zähler, einem Kommunikationssystem und einem Meter-Data-Management-System, um die Verbrauchsdaten zu konzentrieren und auszuwerten. Damit leistet ein Smart-Metering-System, wie in Abbildung 4 dargestellt, die Funktionen Messen, Datenspeicherung (Steuerung, Zählwerk), Kommunikation sowie optional Laststeuerung und Fernschaltung[9].
Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Ecofys (2009), S. 19
Die in Abbildung 4 dargestellten Funktionen Messen, Datenspeicherung, Kommunikation, Laststeuerung und Fernschaltung lassen sich auf unterschiedliche Weise in Gerätekonzepten umsetzen. So werden die Konzepte hauptsächlich danach unterschieden, ob die Funktionen Datenspeicherung, Kommunikation sowie Laststeuerung und Fernschaltung direkt im Zähler oder in einem separaten Gerät, einem sogenannten Gateway, untergebracht sind.[10]
Mit dem Einsatz von separaten Zählern und Gateways werden die Aufgaben geräteseitig funktional getrennt. So ist es theoretisch möglich, verschiedene Dienstleistungen wie die Installation und Wartung der Zähler sowie den Betrieb der Kommunikationsinfrastruktur getrennt voneinander von unterschiedlichen Dienstleistern (Messdienstleister bzw. Messstellenbetreiber) ausführen zu lassen, ohne die eigenen Kompetenzen zu überschreiten.
Ein weiteres Unterscheidungsmerkmal ist nach Schäfer[11] das Spartenkonzept. So ist es möglich, den Zähler entweder autonom zu betrachten oder als Multispartenzähler für eine zentrale Kommunikation mit weiteren Zählern (z.B. Wärme, Wasser, Gas) einzusetzen. Dabei übernimmt der Smart Meter zusätzlich die Aufgabe der Zwischenspeicher- und Routingfunktion.
Nachfolgend werden die unterschiedlichen Gerätekonzepte im Detail beschrieben.
2.5.1.1 Elektronische Haushaltszähler (eHZ)
Die einfachste Form von Zählern ist der Basiszähler oder auch elektronischer Haushaltszähler genannt. Über eine lokale Schnittstelle oder primäre Schnittstelle ist der elektronische Basiszähler zusammen mit Gateways einsetzbar. Dabei wird ausschließlich die Funktion „Messen“ vom Zähler durchgeführt und die Verbrauchswerte werden unmittelbar an das Gateway weitergeleitet.
2.5.1.2 Integrierter Zähler (AMM)
Man spricht von einem integrierten Zähler, sofern alle drei Hauptfunktionen „Messen“, „Datenspeicherung“ und „Kommunikation“ direkt im Zähler integriert sind. Als nachteilig wird dabei beurteilt, dass diese Baugruppen für die Kommunikation zu einem späteren Zeitpunkt nicht mehr ausgetauscht werden können und somit die Flexibilität eingeschränkt ist. Typische Zähler mit diesem Konzept werden von Itron[12], Echelon und Landis & Gyr hergestellt.
2.5.1.3 Modulare Zähler
Als modular werden Zähler bezeichnet, die sich entweder bei der Weitverkehrs- oder Nahverkehrskommunikation durch eine Modulbauweise austauschen lassen. So ist es beispielsweise möglich, nachträglich von einer PLC-Kommunikation auf eine Mobilfunk-Kommunikation im Weitverkehrsnetz umzustellen, ohne den ganzen Zähler zu ersetzen.
Als praktikable Lösung hat sich in Deutschland das EDL 21/40-Konzept entwickelt, welches aus der aktuellen Gesetzeslage in Deutschland resultiert (vgl. Kapitel 3.4.2). Demnach wurde zur Umsetzung von § 21b EnWG der EDL21-Zähler als eHZ angeboten, der zunächst nur dem Kunden über ein integriertes Display seinen „tatsächlichen Verbrauch“ anzeigt. Eine Komponente der Fernkommunikation ist dabei noch nicht integriert, sondern kann auf Wunsch mit zusätzlichen Modulen (MUC, Multi Utility Controller) zur Fernkommunikation zu einem EDL40-Zähler aufgerüstet werden, um § 40 EnWG zu entsprechen und damit eine monatliche oder vierteljährliche Abrechnung gewährleisten zu können.[13]
Ein Gateway als Kommunikationseinheit bietet eine Schnittstelle, über die Daten per Weitverkehrskommunikation ausgetauscht werden können. Zur Weitverkehrskommunikation eignen sich dabei verschiedene Übertragungsarten wie Powerline Communication (PLC), Mobilfunk oder Ethernet, auf die im weiteren Verlauf der Arbeit noch detaillierter eingegangen wird (vgl. Kapitel 4.3.2).
Die Konzepte der Gateways unterscheiden sich grundsätzlich nach ihrem Einsatzort. So kann ein Gateway in einen Zähler integriert oder als eigenständige externe Kommunikationseinheit installiert sein. Bei einer externen Lösung besteht entweder die Möglichkeit, die Kommunikation pro Zähler oder für mehrere Zähler innerhalb eines Hauses bereitzustellen.
2.5.2.1 Integriertes Gateway
Da man bei einem integrierten Zähler neben der Funktion Messen auch die Datenspeicherung, Kommunikation und Steuerung in einer Baugruppe gebündelt hat, ist keine weitere Baugruppe zur Weitverkehrskommunikation notwendig.
2.5.2.2 Externes Gateway pro Kunde
Sofern keine Kommunikationseinheit in den Zähler integriert ist und daher eine modulare Bauweise angestrebt wird, ist ein Gateway notwendig. Diese Gateways können dabei entweder pro Kunde z.B. bei Einfamilienhäusern eingesetzt werden oder in Mehrfamilienhäusern die Verbrauchsdaten aller Kommunikationseinheiten sammeln und konzentriert an die Endstellen übermitteln.
Ein bekanntes Konzept ist beispielsweise in Deutschland das MUC-Konzept (Multi Utility Controller) des Forums für Netztechnik und Netzbetrieb (FNN),[14] in dem neben der Gatewayfunktion ebenfalls eine spartenübergreifende Ablesung und Datenbündelung pro Kunde ermöglicht werden kann.[15]
Durch den Einsatz lassen sich so die Verantwortlichkeiten von Messstellenbetreibern (Installation, Wartung, Eichung) und Messdienstleistern (z.B. Angebot von Kommunikationsdiensten) gut durch die Geräte trennen, was insbesondere bei unterschiedlichen Marktrollen als interessant einzustufen ist.
2.5.2.3 Externes Gateway pro Haus
Befindet sich das Gateway nicht direkt am Zähler des Kunden und sind mehrere Zähler im Haus vorhanden, z.B. in Mehrfamilienhäusern, kann das Gateway auch als Datenkonzentrator fungieren und die Kommunikation für mehrere Zähler ausüben. Diese Form von Gateways wird in Deutschland z.B. als „Multi-MUC“ nach dem Lastenheft des FNN spezifiziert.[16]
Für den Einsatz beispielsweise von PLC werden Datenkonzentratoren genutzt, die ähnlich einem Multi-MUC als Datensammler fungieren und ganze Zähler-Cluster auslesen.
Das Ziel dieses Kapitels soll es ein, mögliche äußere Einflüsse auf die EVU in Bezug auf Smart Metering durch verschiedene Analysen herauszufinden und als Grundlage für den weiteren Verlauf dieser Arbeit zu verwenden.
Die Einführung von Smart-Metering-Systemen berührt viele unterschiedliche Interessengruppen. Mit einer Stakeholder-Analyse sollen dabei die einzelnen Beziehungen der Stakeholder zum Thema Smart Metering näher betrachtet werden.
Die unterschiedlichen Interessen kommen zwischen den einzelnen Betroffenen zum Tragen und lassen je nach Machtverhältnis verschiedene Einflüsse zu. Auf Basis der Abbildung 5 werden nachfolgend die primären Stakeholder mit ihren einzelnen Interessen erläutert.
Getrieben von dem Energieeffizienzziel, bis 2020 20 % weniger Energie gegenüber den Prognosen zu verbrauchen[17], wurden für die Einführung von Smart Metering nach dem Top-down-Prinzip Verordnungen der EU erlassen und in die einzelnen Länder als Gesetze eingebracht (vgl. Kapitel 3.4.1). In den jeweiligen Ländern sollen dann die Regulierungsbehörden dafür sorgen, diese Gesetze genauer zu konkretisieren und anhand von technischen und zeitlichen Vorgaben entsprechend umzusetzen. Jedes Land ist so selbst dafür verantwortlich, wie die Richtlinien und Verordnungen der EU für Smart-Metering-Systeme umgesetzt werden.
Die Energieerzeuger spielen bei der Einführung nur eine untergeordnete Rolle, können allerdings durch erhöhte Planungssicherheiten und Lastverteilungen indirekt von dieser neuen Technologie profitieren.
Energielieferanten sind direkt von einer Einführung von Smart Metering betroffen und haben ein großes Interesse daran, relevante Daten aus den Messungen gewinnen und damit neue Produkte kundenorientiert anbieten zu können.
Für die Netzbetreiber besteht bei einer Einführung von Smart Metering die größte Herausforderung darin, zusammen mit den Messstellenbetreibern anforderungsgerechte Smart Meter anbieten zu können, diese in ihre laufende Infrastruktur zu integrieren und die gemessenen Daten verarbeiten zu können.
Je nach Strategie sind entweder die Netzbetreiber selbst oder die Messstellenbetreiber für die Auswahl der Hardware verantwortlich. Ein dazu passendes Meter-Data-Management-System zur Aggregation und Verwaltung der Daten ist ebenfalls in die bestehende Systemlandschaft zu integrieren.
Die Messdienstleister und Messstellenbetreiber, sofern unabhängig vom Verteilnetzbetreiber, sollen mit der Installation und Wartung sowie für die Messung der Zähler beauftragt werden. Durch den Austausch der Geräte, neue Kommunikationstechnologien sowie ein neuartiges Datenmanagement wird daher die Arbeit der MSB/MDL ebenfalls beeinflusst, so dass auch sie ihre Interessen bei einem Roll-out einfließen lassen möchten.
Gerätehersteller profitieren von neuartigen Smart Metern, die sie entweder nach dem „Built-to-spec-Prinzip“ individuell für die Energieversorger oder als vorgefertigte „Out-of-the-box-Lösung“ vertreiben.
Für die Kommunikationsunternehmen und weitere IT-Dienstleister ist Smart Metering ein neuer Markt, der ihnen die Möglichkeit bietet, ihr Know-how dort einzubringen und ggf. in Konkurrenz zu den Messstellenbetreibern zu treten. Das benötigte Meter-Data-Management-System bietet ihnen außerdem weitere Chancen, so dass sie entweder als Systemintegratoren für die Energieversorger auftreten oder auch diese Services selber anbieten können.
Die Messpunkte befinden sich in den Haushalten und sollen alte Ferraris-Zähler zukünftig ersetzen. Der Endkunde wird daher ebenfalls mit der neuen Technologie konfrontiert werden und soll durch Smart Metering zu einer effizienteren Verhaltensweise bewogen werden. Daher ist es erforderlich, ihn in den Roll-out-Prozess mit einzubeziehen.
Für das Verständnis der wertschöpfenden Prozessstufen in der Energiewirtschaft und zur Übersicht erster Schnittstellen für einen Datenaustausch dient die Darstellung einer Wertschöpfungskette.
Die in Abbildung 6 aufgezeigte Wertschöpfungskette stellt einen groben Überblick über den Fluss der wertschöpfenden Prozesse von der Energieerzeugung über den Vertrieb, bis hin zum Verbrauch durch den Kunden dar.
Dabei ist ersichtlich, dass es verschiedene Formen von Energieversorgungsunternehmen gibt, die sich nach dem Grad der vertikalen Diversifizierung unterscheiden. Demnach sind beispielsweise in Deutschland speziell große „integrierte Energieversorgungsunternehmen“ wie RWE und E.ON trotz rechtlich getrennter Unternehmensteile auf allen Stufen der Wertschöpfungskette präsent.
Je nach Größe sind auch regionale Versorger und Stadtwerke in mehreren Stufen aktiv. Trotz der EU-Richtlinie 2009/72/EG für den Elektrizitätsbinnenmarkt[18] zur Liberalisierung des Energiemarktes, welche eine vollständige Entkopplung und eine Aufteilung in eigenständige Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette fordert, sind die einzelnen Länder unterschiedlich weit fortgeschritten. Ziel der Richtlinie ist es u.a., den Markt für weitere Dienstleister, z.B. als Reseller oder Messdienstleister, „barrierefrei“ zugänglich zu machen und damit für mehr Wettbewerb zu sorgen. Der Kunde soll so frei entscheiden dürfen, welche Dienstleister für ihn welche Marktrollen übernehmen sollen.
Die damit verknüpften Marktrollen und Kommunikationswege werden nachfolgend erläutert.
Aus der in Kapitel 3.2 dargestellten Wertschöpfungskette lassen sich für die spätere Betrachtung von Prozessen und Schnittstellen hinreichende Marktrollen ableiten. Eine besondere Bedeutung kommt dabei den Netzbetreibern und Lieferanten zu, die im Gegensatz zu den Kunden sowie weiteren Rollen nachfolgend genauer erläutert werden. Die Kommunikationswege der einzelnen Marktrollen werden anschließend exemplarisch in einem Beziehungsdiagramm (vgl. Abbildung 7) dargestellt.
Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist der Betreiber des Hoch- und Höchstspannungsnetzes, verantwortlicher Bilanzkoordinator und somit Koordinator der Bilanzkreiskonten. Er ist zuständig für die Energieübertragung über die Übertragungsnetze sowie für die Instandhaltung und Dimensionierung der Netze. Eine weitere Aufgabe besteht in der Gewährleistung der Beschaffung der Regelenergie, um Netzschwankungen möglichst gering zu halten.[19]
Die Verteilnetzbetreiber (VNB) sind für den Betrieb der Mittel- und Niederspannungsnetze sowie für die Verbindung mit anderen Stromnetzen verantwortlich. Sie werden gebildet aus den Übertragungsnetzbetreibern sowie regionalen und kleineren Stadtwerken.
Im liberalisierten Markt haben die Verteilnetzbetreiber eine Reihe von neuen Aufgaben erhalten. Sie sind daher u.a. für die Registrierung, Durchführung und Abrechnung von Netznutzungsbegehren sowie für die Verwaltung (Beschaffung und Bereitstellung) der Netzzählerdaten als Dienstleistung für andere Marktteilnehmer zuständig.[20]
Der Energielieferant bzw. Vertrieb versorgt den Anschlussnutzer über das Stromnetz der Netzbetreiber mit Energie. Die Netzbetreiber stellen dem Lieferanten sein Versorgungsnetz zum Zwecke der Durchleitung der Energie zur Verfügung und melden die Lieferung von Energie mittels eines Fahrplans beim ÜNB an. Innerhalb eines Bilanzkreises wird die Energieerzeugung der Energieentnahme für genau einen Lieferanten in einer Regelzone gegenübergestellt.
Der MSB/MDL als Dienstleister (bei elektronischer Auslesung wird zwischen MDL und MSB nicht unterschieden) ist für den Einbau, Betrieb und die Wartung der Zähler sowie auch als Bindeglied zwischen VNB und Kunde für die Messung und Übermittlung der Verbrauchsdaten verantwortlich.[21] Die Rolle des MSB/MDL kann entweder vom Verteilnetzbetreiber, Energielieferanten oder von unabhängigen Dritten übernommen werden. Die Abbildung 7 stellt exemplarisch die Beziehung der einzelnen Marktrollen in Deutschland mit den entsprechenden Verträgen dar.
Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Horvath und Partners
Der rechtliche Rahmen setzt sich in Europa aus drei Stufen zusammen. So verabschiedet in einem ersten Schritt die EU Richtlinien, die anschließend über Gesetze in den einzelnen Mitgliedstaaten umgesetzt werden müssen. Verschiedenste Beschlüsse der einzelnen Netzregulierungsbehörden sollen diese Gesetze weiter konkretisieren und deren Einhaltung überwachen.
Smart Metering wird von der EU nicht explizit in ihren Richtlinien beschrieben, sondern nur indirekt in deren Vorgaben erwähnt.
Als dritter Teil des Binnenmarktpaketes im Amtsblatt der EU wurde die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die gemeinsamen Vorschriften im Elektrizitätsbinnenmarkt veröffentlicht, welche Smart-Metering-Systeme indirekt vorschreibt. In dieser Richtlinie wird z.B. die Einführung von intelligenten Messsystemen durch alle Mitgliedstaaten gefordert, um eine aktive Teilnahme der Verbraucher am Strommarkt zu unterstützen.[22]
Zusammengefasst ergeben sich laut Bundesnetzagentur[23] aus den Richtlinien in Bezug auf Smart Metering hauptsächlich folgende Punkte:
- Ein Roll-out von intelligenten Messsystemen wird im Strombereich grundsätzlich bis zum Jahre 2020 anvisiert, sofern eine Wirtschaftlichkeitsanalyse darstellt, dass solch eine Einführung wirtschaftlich vertretbar, kostengünstig und zeitlich umsetzbar ist.
- Die Wirtschaftlichkeitsanalyse ist bis zum 03.09.2012 durchzuführen.
- Im Falle einer positiven Wirtschaftlichkeitsanalyse sind bis 2020 80 % aller Verbraucher mit Smart-Metering-Systemen auszustatten.
- Von den Mitgliedstaaten ist selbst festzulegen, welche Form von Smart Metern für sie am wirtschaftlichsten, kostengünstigsten sowie zeitlich am besten umsetzbar ist.
- Zusätzliche Kosten für den Verbraucher sollten nach Möglichkeit vermieden werden.
Eine weitere rechtliche Rahmenbedingung bietet die Richtlinie 2006/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. April 2006 über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen und zur Aufhebung der Richtlinie 93/76/EWG des Rates. Die Richtlinie fordert zum Beispiel, dass „alle Endkunden in den Bereichen Strom, Erdgas, Fernheizung und/oder -kühlung und Warmbrauchwasser individuelle Zähler zu wettbewerbsorientierten Preisen erhalten, die den tatsächlichen Energieverbrauch des Endkunden und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegeln“.[24] Voraussetzung dafür ist, dass die Einführung technisch und finanziell vertretbar ist und die potenziellen Energieeinsparungen im Vergleich zu den Kosten akzeptabel sind.[25]
Zusätzlich müssen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass die Abrechnungen der Energieverteiler, Energieeinzelhandelsunternehmen und Verteilernetzbetreiber den tatsächlichen Energieverbrauch klar und verständlich wiedergeben. Die Kunden müssen in der Lage sein, ihren eigenen Energieverbrauch steuern zu können, indem die Abrechnung des tatsächlichen Verbrauchs oft genug durchgeführt wird.[26]
Außerdem wird gefordert, dass den Endkunden Informationen über die tatsächlichen Preise und den tatsächlichen Energieverbrauch, einen Vergleich mit einem normierten oder ermittelten Durchschnittswert sowie einen Vergleich zwischen dem jetzigen Energieverbrauch und dem Verbrauch im selben Zeitraum des Vorjahres zur Verfügung gestellt werden.[27]
Smart Metering wird auch im Anhang III der Richtlinie 2006/32/EG unter „sektorübergreifende Maßnahmen“ als Energieeffizienzmaßnahmen aufgeführt: „Verbrauchserfassung, intelligente Verbrauchsmesssysteme, wie z.B. Einzelmessgeräte mit Fernablesung bzw. ‑steuerung, und informative Abrechnung“[28].
Neben den Richtlinien der EU ist es hauptsächlich das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), insbesondere mit den Paragraphen §§ 21b und 40, welches Einfluss auf die Einführung von Smart-Metering-Systemen in Deutschland nimmt. Es wurde aufgrund der EDL-Richtlinien entsprechend novelliert.
Ab dem 01.01.2010 sind unter bestimmten Bedingungen Smart Meter verpflichtend wie folgt einzuführen:
(1) Soweit technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar, sind vom Messstellenbetreiber in Neubauten sowie in Haushalten, in denen größere Renovierungen vorgenommen werden, intelligente Messsysteme einzubauen, die dem Verbraucher „den tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegeln“[29].
(2) Auch bei bestehenden Messeinrichtungen sind die Messstellenbetreiber verpflichtet, intelligente Messeinrichtungen anzubieten; diese zunächst freiwillige Inanspruchnahme obliegt allerdings dem Anschlussnutzer.[30]
(3) Die Energieversorgungsunternehmen sind außerdem nach EnWG verpflichtet, Rechnungen für den Verbrauch und das Entgelt für den Messstellenbetrieb sowie die Messung gesondert auszuweisen. Dies hat auf Kundenwunsch monatlich, vierteljährlich oder jährlich sowie unter Angabe der Vergleichswerte zum Vorjahr zu erfolgen.[31]
Seit dem 30.12.2010 ist jedes Energieversorgungsunternehmen (Lieferant) dazu verpflichtet, variable Tarife anzubieten.
(4) Damit jeder Endverbraucher für Strom einen Anreiz zu Energieeinsparungen bzw. zur Steuerung seines Energieverbrauchs erhält, sind lastvariable bzw. tageszeitabhängige Tarife anzubieten, sofern diese auch technisch und wirtschaftlich zumutbar sind.[32]
Neben dem EnWG ist die Messzugangsverordnung (MessZV) in Bezug auf Smart Metering zu beachten. Sie regelt den Austausch zwischen Netzbetreiber, Messdienstleister und Messstellenbetreiber in Deutschland.
(5) So regelt der § 4 den Inhalt der Verträge zwischen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber oder Messdienstleister wie die Verpflichtung zur gegenseitigen Datenübermittlung.[33]
(6) Nach § 9 haben Anschlussnutzer das Recht, Dienstleister für Messstellenbetrieb und Messung frei zu wählen.[34]
(7) Im § 12 wird geregelt, dass der Netzbetreiber einen elektronischen bzw. vollautomatischen Datenaustausch in einheitlichem Format zu ermöglichen hat.[35]
(8) Die Bundesnetzagentur wird in § 13 dazu ermächtigt, Festlegungen zu Mindestanforderungen, Fristen, Übermittlungszeiträumen und Geschäftsprozessen zu treffen.[36]
Die durch die EU und die Bundesrepublik verabschiedeten Verordnungen und Gesetze sind maßgebliche Treiber für die Einführung von Smart-Metering-Systemen. Während sich die meisten anderen Länder (siehe Kapitel 5) für eine zentral getriebene Variante entschieden haben, bevorzugt die Bundesrepublik eine marktgetriebene Lösung, in der sich der Wettbewerb durch ein breites Angebot an variablen Tarifen vergrößert und die Preise für die Verbraucher gesenkt werden sollen.
In Bezug auf die nicht vorhandenen minimalen Anforderungen an Smart-Metering-Systeme und die eigenständigen Entwicklungen der Energieversorgungsunternehmen ist allerdings zu befürchten, dass sich nicht schnell auf geeignete Standards geeinigt werden kann; zudem ist durch zurückhaltende Investitionen eine flächendeckende Einführung von Smart-Metering-Systemen nicht zu erwarten.
Der Nutzen von Smart-Metering-Systemen ist entlang der Wertschöpfungskette unterschiedlich ausgeprägt und steht zunächst den Kosten (auf die in dieser Arbeit nicht näher eingegangen wird) für die Umrüstung und Wartung und Systemintegration der neuen Geräte gegenüber. Diese Darstellung soll im weiteren Verlauf der Arbeit dazu dienen, mögliche Herausforderungen für IT-Abteilungen damit zu begründen und ggf. zu rechtfertigen.
Nachfolgend werden nun anhand der Hauptfunktionen von Smart Metering[37] die entsprechenden Nutzenaspekte herausgestellt.
Mit Smart-Metering-Systemen sind den Lieferanten nun technisch durch eine Zwei-Wege-Kommunikation und eine entsprechende Datenspeicherung variable Tarifangebote möglich. Infolge dieser variablen Tarife sind Lieferanten in der Lage, „echte“ tageszeitgenaue Preise bzw. je nach Tageszeit günstigere Preise anzubieten. Die Verbraucher können durch Anpassung ihres Verbrauchsverhaltens dabei sparen und je nach Anreiz teure Spitzenlasten vermeiden. Aus Sicht der Erzeuger und Netzbetreiber lassen sich gleichmäßig ausgelastete Kraftwerke und Netze betreiben und ineffiziente Stromüberschüsse durch ungenaue Prognosewerte vermeiden. Der Lieferant ist außerdem in der Lage, durch individuell auf die Kunden zugeschnittene Tarife ihre Kundenbindung zu stärken.
Im Bereich der Ablesung von Messwerten besteht ebenfalls ein großes Potenzial zur Kosteneinsparung. Die Möglichkeit der automatisierten Fernablesung macht das Ablesen vor Ort überflüssig und spart folglich Prozesskosten bei Lieferanten ein. Der Kunde erhält keine ungenauen Schätzwerte mehr und kann bei einem Wechsel des Lieferanten oder Wohnortes davon profitieren.
Aus Sicht der Messdienstleister/Messstellenbetreiber können zusätzliche Messwerte als Dienstleistung sowohl für den Vertrieb als auch für die Netzbetreiber angeboten werden. Sind weitere Sparten wie Wärme, Wasser oder Gas ebenfalls über das Smart-Metering-System angeschlossen, können diese Synergien genutzt werden und der zuständige MDL/MSB kann dafür ebenfalls beauftragt werden.
Aus der detaillierten Ablesung ergibt sich auch zusätzlich zu den eingesparten Prozesskosten bei den Lieferanten eine vereinfachte Abrechnung, so dass der geschätzte monatliche Abschlag durch eine verbrauchsgenaue Abrechnung ebenso wegfällt wie das jährliche umfangreiche Forderungsmanagement. Auch die Anzahl an Rechnungsreklamationen und Rückfragen sollte aufgrund der höheren Datenbasis deutlich zurückgehen und Callcenter entlasten können.[38]
Bei Kundenrückfragen ist von Seiten der Lieferanten eine individuelle Beratung anhand aktuell abgelesener Verbrauchswerte möglich und es lassen sich Anregungen zum Energiesparen geben. Die Kundenbeschwerden und Nachfragen zur Abrechnung werden so langfristig zurückgehen.
Als zusätzliche Prozesskosteneinsparung profitieren die Lieferanten von einer Möglichkeit zur Fernab-/-zuschaltung beispielsweise bei einem Umzug oder Inkassoverfahren und könnten diese Kostenvorteile an den Kunden weitergeben. Weiterhin ergibt sich die Möglichkeit der Anbindung von Smart-Home-Geräten[39], um diese in Abhängigkeit von variablen Tarifen zu steuern.
Für die Lieferanten ergibt sich durch die laufende Überwachung der Verbräuche ein kontinuierliches Monitoring, mit dem sie bei Verdacht auf baldigen Forderungsausfall zeitnah reagieren können. Auch MDL/MSB können bestimmte Versuche zur Zählermanipulationen schnell feststellen und entsprechend reagieren.
Für das Monitoring auf Kundenseite sind In-home-Displays vorgesehen, mit denen der Kunde auf seinen aktuellen Verbrauch aufmerksam gemacht und zum Energiesparen bewogen werden soll.
Mit der Einführung von Smart-Metering-Systemen sind auch die Netzbetreiber in der Lage, ihre Netze stetig zu überwachen und Spannungsschwankungen schnell zu lokalisieren. Bei neuen Netzinfrastrukturen kann auf genauere Verbrauchswerte und Spitzenlasten zurückgegriffen werden. Dies hilft dabei, das Netz optimiert auf dessen Anforderungen hin zu dimensionieren und die Zuverlässigkeit zu erhöhen.
Auf Basis von Smart Metering lassen sich zu diesen Funktionen noch weitere zusätzliche Dienste anbieten, die dem Kunden einen Mehrwert bringen sollen (Value Added Services). So können beispielsweise mit den erfassten Lastprofilen der einzelnen Kunden individuelle Analysen vorgenommen werden, um herauszufinden, in welchen Bereichen der Kunde besonders viel Energie verbraucht. Auf dieser Grundlage lässt sich anschließend eine individuelle Energieberatung erstellen, die dem Kunden als Zusatzleistung angeboten werden kann.
Im Hinblick auf ein zukünftiges Smart Grid sind hier die verbesserte Integration und Vernetzung intelligenter Haushaltsgeräte, Elektroautos und dezentraler Energieerzeugung zu erwähnen.
Aufgrund der vielen Implikationen für die IT bei einer Smart-Meter-Einführung wird nun in einem eigenen Kapitel auf den Kommunikationsaufbau eingegangen. Es soll als Basis für eine spätere Anforderungsanalyse im Bereich der Kommunikation dienen.
Ein Smart-Metering-System besteht aus diversen Schnittstellen[40], die es im Hinblick auf die Kommunikation darzustellen gilt.
Eine lokale Schnittstelle ist dabei zunächst für die Zählerauslesung vor Ort sowie für direkte Parametereinstellungen am Gerät durch Messdienstleister notwendig. Sie kann daher auch als Serviceschnittstelle (IF0) bezeichnet werden.
Um den Verbrauch direkt mit verschiedenen Peripheriegeräten des Kunden, wie z.B. In-home-Displays (IHD), darstellen zu können, ist eine primäre (read-only) Schnittstelle (IF1) notwendig. Damit lassen sich die Verbrauchswerte direkt auf Displays sowie am PC des Kunden darstellen.
Eine sekundäre Schnittstelle (IF2) ist für die Kommunikation zu weiteren Zählern sowie zu intelligenten Haushaltsgeräten (Smart Home[41] ) vorgesehen. So können bei einem Mehrspartenkonzept Messwerte für Wärme-, Gas- und Wasserzähler integriert werden, ohne eine weitere Infrastruktur aufbauen zu müssen. Mit Hilfe der Smart-Home-Anbindung können Haushaltsgeräte, sofern sie diese Technologie unterstützen, individuell für ein intelligentes Energiedatenmanagement angesteuert werden.
Für eine Verbindung zum Energieversorger und dessen Meter-Daten-Management-System ist eine tertiäre Schnittstelle (IF3) zur Weitverkehrsnetzkommunikation notwendig. Mit dieser lassen sich die Verbrauchsdaten aus der Ferne ablesen, aufbereiten und für die weitere Verwendung speichern. Auch das Lastmanagement und eine Fernschaltung sind darüber bidirektional zu steuern. Eine quartäre Schnittstelle (IF4) am Meter-Data-Management-System dient dem Datenaustausch zwischen den einzelnen Marktrollen.
Die folgende Abbildung stellt die einzelnen Schnittstellen grafisch dar.
Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Bundesnetzagentur (2010)
Für die verschiedenen Kommunikationsstrecken werden gemäß der Abbildung entsprechende Übertragungstechnologien verwendet. Diese können entweder direkt oder indirekt an das Meter-Data-Management-System (MDM) des Energieversorgers angebunden werden.
Bei einer Point-to-Point-Kommunikation ist jeder Smart Meter bzw. jedes Kommunikationsmodul (Gateway) direkt an den Datenserver (Meter-Data-Management-System) angebunden. Bei dieser Art von Kommunikationslösung wird meist per Internet Protocol (IP) (vgl. Kapitel 6.2.3) auf bestehende Technologien wie DSL über das Telefonnetz zugegriffen.
Es ist zwischen einem Kunden-IP-Anschluss (KIP) und einem Haus-IP-Anschluss (HIP) zu unterscheiden, wobei der HIP unabhängig von installierten Technologien des Endkunden über eigene Router/Modem-Lösungen zu der Gegenstelle kommuniziert, während der KIP auf die Infrastruktur des Kunden zurückgreift. Haus-IP-Anschlüsse eignen sich vor allem in Mehrfamilienhäusern und stellen eine Kommunikation mit mehreren Zählern sicher. Die Verbrauchsdatenübermittlung ist so klar von der Infrastruktur des Kunden getrennt und daher von einem möglichen Technikwechsel zwischen Endkunden und Telekommunikationsunternehmen nicht betroffen.[42]
Da bei jeder Übermittlung der Verbrauchswerte durch eine Point-to-Point-Kommunikation zusätzliche Kosten für die Datenübertragung anfallen, wird versucht, diese Art der Datenübertragung zu minimieren und zu versuchen, mit einer Point-to-Multipoint-Kommunikation die Datenmengen von mehreren Haushalten zu bündeln, um sie gesammelt über Konzentratoren bzw. Datensammler zu übertragen. Als Übertragungsarten werden beispielsweise PLC (Powerline-Communication)[43] zum Datenkonzentrator sowie Breitbandkommunikationstechnologien wie z.B. DSL oder GPRS vom Konzentrator zum Datenserver eingesetzt (vgl. Kapitel 4.3.2).
Aufbauend auf den bereits in Kapitel 4.1 beschriebenen Schnittstellen muss aufgrund der unterschiedlichen Gegebenheiten in den einzelnen Haushalten dem Endverbraucher eine Vielzahl an verschiedenen Kommunikationstechnologien angeboten werden.
Der Kommunikationsweg lässt sich dabei in unterschiedliche Bereiche unterteilen:[44]
1. Die primäre Kommunikation dient zur Anbindung von Fremdsparten-Zählern und weiteren Geräten an den Smart Meter (AMM-Zähler).
2. Die sekundäre Kommunikation stellt eine Verbindung zu kundeneigenen Geräten wie z.B. In-home-Displays (IHD) her.
3. Die tertiäre Kommunikation dient der Weitverkehrsnetzübertragung zur Endstelle (AMI Head-End-System) der Energieversorgungsunternehmen.
4. Eine quartäre Kommunikation wird dafür verwendet, weiteren Marktrollen wie z.B. den Energieerzeugern Einsicht in die aggregierten Verbrauchsdaten (unter Berücksichtigung des Datenschutzes) zu geben.
Die Smart Meter müssen dabei über ein Kommunikationsmodul sowohl im Haus mit weiteren Geräten (Nahfeldkommunikation) als auch zu den Konzentratoren bzw. Head-End-Systemen der Energieversorger (Weitverkehrskommunikation) kommunizieren können.[45] Mögliche Kommunikationslösungen werden nachfolgend dargestellt.
Im Bereich der Nahkommunikation bzw. Machine-to-machine-Kommunikation (M2M), speziell zur Anbindung von weiteren Zählern an einen Multi-Sparten-Zähler, sind je nach Hersteller und Einsatzgebiet verschiedene Lösungen im Einsatz.
4.3.1.1 Twisted Pair über M-Bus
Der M-Bus (Meter-Bus) ist eine europäische Norm nach EN 13757 zur Zählerfernauslesung. Dabei werden mit einem Zweidraht (Twisted Pair) diverse Zähler (z.B. Wärmezähler) als Master oder Slave an einen Bus angebunden und können erfasst werden.[46] Durch die Standardisierung ist es daher problemlos möglich, Geräte verschiedener Hersteller an einen Bus anzuschließen und diese zu betreiben.
Als besonders preiswerte und einfache Realisierung können so weitere Zähler an einen Multi-Sparten-Meter angeschlossen werden. Bei einer Anbindung an ein Smart-Meter-System sollte die lückenhafte Protokollebene beachtet werden, die es Herstellern ermöglicht, in einem Bitbereich individuelle Informationen unterzubringen. Ein Vergleich der genauen Spezifikation auf Webseiten der Hersteller ist daher unumgänglich. Der M-Bus wird in Hinsicht auf die Protokollebene im Laufe dieser Arbeit weiter betrachtet.
4.3.1.2 Wireless M-Bus
Angelehnt an die M-Bus-Protokollstruktur wurde eine drahtlose Variante im 868-MHz-Band als Wireless M-Bus von der OMS-Arbeitsgruppe[47] entwickelt. Je nach Betriebsmodi (R, S und T) können mit Wireless M-Bus unterschiedliche Zählerarten angesprochen werden. Die einzelnen Betriebsmodi unterscheiden sich nach Kommunikationsrichtung (bi- oder unidirektional) und Datenübertragungsrate (max. 67 kbit/s).[48]
[1] http://www.e-control.at/de/marktteilnehmer/strom/fachthemen/smart-grids, Abruf: 07.04.2015
[2] Vgl. Guan (2010), S. 16
[3] http://e-control.at/de/konsumenten/oeko-energie/klima-und-umwelt/20-20-20-ziele, Abruf: 07.04.2015
[4] Vgl. ESMA (2010), S. 9
[5] Vgl. http://www.aquametro.com/deutsch/aquaradio_smart_d.html, Abruf: 07.04.2015
[6] DFÜ = Datenfernübertragung
[7] Vgl. National Energy Technology Laboratory (NETL) (2008), S. 7
[8] Vgl. Ecofys (2009), S. 17
[9] Vgl. Ecofys (2009), S. 19
[10] Vgl. Bundesnetzagentur (2010), S. 30
[11] Vgl. Schäfer (2010), S. 51-53
[12] Vgl. https://itron.com/na/productsAndServices/Pages/OpenWay%20CENTRON.aspx? market= electricity, Abruf: 07.04.2015
[13] Vgl. Jungfleisch (2010), S. 37
[14] Vgl. http://www.vde.com/de/fnn/arbeitsgebiete/messwesen/seiten/muc.aspx, Abruf: 07.04.2015
[15] Vgl. Jungfleisch (2010), S. 39
[16] Vgl. http://www.vde.com/de/fnn/arbeitsgebiete/messwesen/seiten/muc.aspx, Abruf: 07.04.2015
[17] Vgl. http://ec.europa.eu/energy/efficiency/action_plan/action_plan_en.htm, Abruf: 07.04.2015
[18] Vgl. Europäische Union (2009)
[19] Vgl. http://www.intense-ag.de/index.php?content=/pages/de/kompetenz/branchen_know_how/ 1347.htm, Abruf: 07.04.2015
[21] Vgl. http://process-consulting.de/presse/p2/pdf/ew_19_08_messstellen_gah.pdf, Abruf: 07.04.2015
[22] Vgl. Europäische Union (2009), Anhang I, Absatz 2
[23] Vgl. Bundesnetzagentur (2010), S. 18 - 19
[24] Europäische Union (2006), Artikel 13, Absatz 1
[26] Vgl. ebd., Artikel 13, Absatz 2
[27] Vgl. ebd., Artikel 13, Absatz 3
[28] Europäische Union (2006), Anhang III, Punkt r)
[29] Vgl. EnWG § 21b, Abs. 3a
[30] Vgl. ebd., Abs. 3b
[31] Vgl. EnWG § 40, Abs. 1,2,4
[32] Vgl. EnWG § 40, Abs. 3
[33] Vgl. MessZV, § 4
[34] Vgl. ebd., § 9
[35] Vgl. ebd., § 12
[36] Vgl. ebd., § 13
[37] Vgl. Ecofys (2009), S. 53 - 56
[38] Vgl. http://ebs07.telekom.de/smart-metering/energieversorger.php, Abruf: 07.04.2015
[39] Smart-Home-Geräte = Intelligente Haushaltsgeräte, die sich individuell steuern und in die Hausautomation integrieren lassen
[40] Vgl. Ecofys (2009), S. 20
[41] Smart Home = intelligente Steuerung aller Haushaltsgeräte und Verbraucher im eigenen Haus
[42] Vgl. Bundesnetzagentur (2010), S. 33 - 34
[43] http://www.powerline-plc.info/index_en.html, Abruf: 07.04.2015
[44] Vgl. Ecofys (2009), S. 20
[45] Vgl. KEMA Consulting GmbH (2009)
[46] Vgl. http://www.m-bus.com/info/mbuse.php, Abruf: 07.04.2015
[47] OMS = Open-Metering-System, bestehend aus den Verbänden FIGAWA, KNX und ZVEI
[48] Vgl. http://www.elektroniknet.de/kommunikation/technik-know-how/kommunikations-module-u-systeme/article/1530/0/Wireless-M-Bus__der_neue_Smart-Metering-Standard, Abruf: 07.04.2015
9783842840959
v229312
Fachhochschule Südwestfalen; Abteilung Hagen – Technische Betriebswirtschaft
smart metering energy rollout utilities ict-impact
Tobias Piqué (Autor)
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References: § 21
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