Analyse aktueller Standardisierungs- und Normungsvorhaben zu SmartMetering

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Fallstudienarbeit
Hochschule:	Hochschule für Oekonomie & Management
Standort:	Düsseldorf
Studiengang:	Bachelor Wirtschaftsinformatik
Veranstaltung:	Fallstudie / Wissenschaftliches Arbeiten
Betreuer:	Prof._Dr._Uwe_Kern
Typ:	Fallstudienarbeit
Themengebiet:	SmartMetering
Autor(en):	Sebastian Kolder, Daniel Gellert
Studienzeitmodell:	Abendstudium
Semesterbezeichnung:	WS10
Studiensemester:	4
Bearbeitungsstatus:	begutachtet
Prüfungstermin:
Abgabetermin:

Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung 2 Grundlagen 2.1 Motive und Risiken für Smart Metering 2.1.1 aus Sicht der Energieversorger 2.1.2 aus Sicht der Verbraucher 2.2 Voraussetzungen 2.3 Herausforderungen 2.4 Aktueller Stand der Technik 2.4.1 Verbindung zum Nutzer 2.4.2 Datenaustausch 3 Festlegung der Bewertungskriterien 3.1 Soziale Aspekte 3.2 Datensicherheit 3.3 Kosten 4 Standardisierungs- und Normungsvorhaben 4.1 Umsetzung in anderen EU-Ländern 4.2 Gesetzliche Richtlinien 4.2.1 EU-Vorgaben 4.2.2 Nationale-Vorgaben 4.3 Normen und Methoden 4.3.1 IEC 61970 CIM­ (Common Information-Model) 4.3.2 IEC 61968 ­ Metering-Prozesse 4.4 Kommunikationsnormen 4.4.1 Normen 4.4.1.1 Powerline Communication (PLC) 4.4.1.2 ZigBee 4.4.2 Netzwerke 4.5 Bewertung 5 Fazit 6 Fußnoten 7 Tabellen - Abbildungsverzeichnis 8 Literatur- und Quellenverzeichnis

1 Einleitung

Da der Klimaschutz, die Vergrößerung der Ozonlöcher und die Verknappung der fossilen Brennstoffe in der heutigen Zeit ein großes Thema ist, wird auch in der Politik über den bewussten Umgang mit Energien diskutiert. Eine Möglichkeit, den bewussten Umgang mit Energie zu fördern, sind die sog. "Smart Meter" - oder auch intelligenten Stromzähler. Sie stellen eine Messeinrichtung dar, die über eine Schnittstelle zwischen Verbraucher und Energieversorger kommuniziert. Dabei werden Daten wie Zählerstände oder Statusinformationen übertragen. Des Weiteren ist der Stromzähler in ein Kommunikationsnetzwerk eingebunden. Somit können im nachfolgenden Prozesssystem des Energieunternehmens weitere Informationen hinterlegt werden wie z.B. ein Tarifmodel. Durch die Implementierung von Smart Metering wird den Energieversorgern ermöglicht, das Verhalten der Verbraucher zu analysieren und zu steuern. Ebenso wird der jährliche Termin zum Ablesen der Zählerstände überflüssig.^[1]

Bereits seit einigen Jahren werden Smart Meter in europäischen Haushalten verbaut. Primär werden die intelligenten Stromzähler für die Messung von Elektrizitätsverbräuchen verwendet, jedoch gibt es auch Geräte, die Verbräuche für Gas-, Wasser- oder Fernwärme verarbeiten können. Ein Schritt, um die Implementierung von Smart Metering zu forcieren, sind die Standardisierung- und Normungsvorhaben. Erst durch diesen Schritt ist eine flächendeckende Ausbreitung der Ablesemethode möglich. Andererseits können keine Skaleneffekte erzielt werden und die Gesamtkosten des Rollouts sind nicht tragbar. Bereits ab Januar 2010 ist es in Neubauten sowie umfangreichenden Renovierungen verpflichtend, die intelligenten Stromzähler zu verbauen.^[2]

Diese Fallstudie beschäftigt sich mit der grundlegenden Funktionsweise von Smart-Metering-Systemen. Ferner werden die Motive der Verbraucher und Energieversorger gegenübergestellt und bewertet. Des Weiteren werden die Voraussetzungen, die für die Implementierung von Smart Metering benötigt werden, analysiert. Anhand festgelegter Kriterien werden die aktuellen Standardisierung- und Normungsvorhaben auf europäischer sowie nationaler Ebene erarbeitet und bewertet. Darunter fallen Normen und Methoden des Smart Meterings und der Kommunikation zwischen Energieunternehmen und Verbraucher.

2 Grundlagen

2.1 Motive und Risiken für Smart Metering

Die Motive und Risiken für die Einführung von Smart Metering sind nicht direkt erkennbar. Im Folgenden werden diese aus Sicht der Energieversorger sowie aus Sicht der Verbraucher abgehandelt.

2.1.1 aus Sicht der Energieversorger

Ein Motiv für energieerzeugende Unternehmen ist die zentrale Herstellung von Energien. Diese liegt bei der leitungsgebundenen Energieversorgung vor. Die Energie wird in einigen zentralen Kraftwerken produziert und anschließend dezentral verteilt. Für diese Art der Energieverteilung sind die Netze ausgelegt. Allerdings wird in den letzten Jahren immer mehr Energie auf Basis regenerativer Quellen dezentral zugeführt. Hier entsteht eine neue Herausforderung an die Netztechnik. Die dezentral gewonnene Energie muss dezentral verbraucht werden können. Andererseits würde der Strom rückwärts über zentrale Netzstrukturen an andere dezentrale Verteilungsstellen weitergeleitet. Dadurch würde die Effizient negativ beeinflusst werden. Die über das Smart Metering gewonnenen Verbrauchsinformationen werden benötigt, um dezentral erzeugte Energie kanalisiert dezentral zu verbrauchen. Ohne diese Informationen müssten die Leitungen vergrößert und zusätzliche Netze erstellt werden. Diese Investition erfordert höhere Kosten als die Implementierung von Smart Metering.^[3] Ein weiterer Vorteil liegt im Abrechnungsprozess. Dadurch, dass alle Zählerstände online sind, können mit wenig Aufwand - oder gar komplett automatisiert - Abrechnungen erstellt werden. Für das Energieunternehmen ergeben sich dadurch weitere Einsparungspotenziale, da weniger bzw. keine Kosten für die Erstellung der Abrechnung anfallen. Zusätzlich sinken die Kosten für Reklamationen, da die Fehleranfälligkeit minimiert wird. Dadurch können ebenfalls Servicecenter entlastet werden.^[4] Zugleich wird kein Personal für die Ablesung der Zählerstände benötigt. Zusätzlich ermöglicht Smart Metering dem Stromanbieter, Verbraucher mit schlechter Zahlungsmoral, Manipulationen an den Stromzählern oder Stromklau schnell zu identifizieren.^[5] Durch die Speicherung der Stromverbräuche der Kunden bekommt der Energieversorger nützliche Informationen. Dies kann zur Qualitätsverbesserung beitragen. Die zukünftige Stromnachfrage kann exakter prognostiziert werden. Dadurch wird die Stabilität des Elektrizitätssystems gesichert und die Auslastungen der Kraftwerke kann gewährleistet werden. Zudem können individuelle Angebote, auf Basis dieser Daten, für die Kunden erstellt werden.^[6] Dadurch können neue Kundengruppen angesprochen und an das das Unternehmen gebunden werden. Außerdem kann sich das Unternehmen gegenüber der Konkurrenz abheben und neue Kunden werben. Des Weiteren kann die Zahlungsbereitschaft der Bestandskunden optimiert werden.

Jedoch gibt es auch Risiken, die gegen den Rollout von den intelligenten Stromzählern sprechen. Sollten die Strompreise auf einem geringen Niveau sein, wie bspw. in der Schweiz, bietet Smart Metering keine Anreize für die Haushalte den neuen Zähler zu verwenden. Ebenso ist die Implementierung einer Smart-Metering-Infrastruktur mit einer hohen Investitionssumme gekoppelt. Diese Kosten können nicht auf den Kunden abgewälzt werden. Dass die zusätzlichen Erträge die Kosten der Investition decken, ist mit einem hohen Risiko belegt. Da eine Veränderung des Energieverhaltens beim Endkunden erwartet wird, ist mit einem geringeren Konsum zu rechnen. Somit könnten die Umsätze der Energieversorger verringert werden.^[7]

2.1.2 aus Sicht der Verbraucher

Durch die Nutzung der intelligenten Stromzähler für den Endverbraucher ergeben sich einige Vorteile. Die innovativen Stromzähler arbeiten in Echtzeit. Bis lang wird der Zähler in Strom- und Gassparten eingesetzt. Energiequellen wie Wasser und Wärme können jedoch nachträglich eingebunden werden. Die gespeicherten Daten können vom Benutzer über ein Web-Portal des Stromanbieters am PC oder über das Smart Phone eingesehen werden. Durch die optische Aufbereitung der eigenen Stromverbräuche wird es dem Verbraucher ermöglicht den Stromverbrauch zu reorganisieren und eine Übersicht zu bekommen. Bspw. können hohe Stromverbraucher, wie die Waschmaschine, erst abends gestartet werden, wenn ein günstigerer Stromtarif verfügbar ist. Es lässt sich nachvollziehen, wie viel Strom jedes Endgerät verbraucht. Durch die aktuelle Darstellung werden die Maßnahmen direkt sichtbar und nachvollziehbar. Bisher konnte der Konsument lediglich mit der Jahresabrechnung den Stromverbrauch nachvollziehen. Der Datenaustausch wird verschlüsselt vollzogen und die produzierten Daten werden nur für involvierte Unternehmen sichtbar. Das kann der Stromerzeuger selbst, aber auch Messstellenbetreiber, sein. Im Vergleich können die bisherigen Stromzähler lediglich den Gesamtverbrauch darstellen. Dort bieten die Smart Meter einen größeren Funktionsumfang.^[8]Durch die höhere Transparenz der Stromverbräuche kann der Konsument ein besseres Bewusstsein für den Stromverbrauch entwickeln. Die Stromrechnung kann besser nachvollzogen werden, da einige Haushalte gar nicht wissen, wie viel Energie von den einzelnen Endgeräten verbraucht wird. Wie in Abb. 3 zu sehen ist, kann der Stromverbrauch tagesgenau, vor der eigentlichen Abrechnung, in einer Webumgebung eingesehen werden. Zusätzlich kann ein Tarifmodell hinterlegt werden, welches den günstigsten Tarif zum jeweiligen Zeitpunkt auswählt. Des Weiteren ergeben sich technische Vorteile. Ein Wechsel des Stromanbieters kann ohne große Umstände vollzogen werden. Ebenso kann ein Umzug einfacher realisiert werden, da eine stichtagsgenaue Abrechnung möglich ist. Daraus ergibt sich zusätzlich ein Vorteil für den Vermieter. Nebenkostenabrechnungen können mit dieser Technik nahezu automatisiert werden.^[9]Weitere Einsparungspotenziale liegen im Austausch der mechanischen Zähler gegen ein Smart Metering. Die bisher verwendeten Ferraris-Zähler haben einen hohen Eigenbedarf an Energie. Ein Smart Meter benötigt circa die Hälfte an Strom. Allerdings kommt der Verbrauch für Rechnersysteme für die Abwicklung sowie für die Onlineabfragen der Verbraucher hinzu. Der Gesamtstromverbrauch der klassischen Energiezähler liegt dennoch über der innovativen Lösung.^[10] Ein weiterer Vorteil ist, dass die Zähler nicht manuell abgelesen werden müssen. Dank der direkten Anbindung kann dies online geschehen. Daher entfällt der jährliche Termin zum Ablesen der Zählerstände.^[11]

Allerdings birgt das Smart Metering auch Nachteile und Gefahren für den Endverbraucher. Die generierten Daten geben interessante Informationen über den Konsumenten preis. Bspw. kann herausgefiltert werden, ob Elektrogeräte im Haushalt betrieben werden, die einen hohe Menge Strom verbrauchen. Diese Information ist ideal für Unternehmen, die Elektrogeräte vertreiben, um entsprechende Neugeräte anzubieten.^[12] Ebenso können Rückschlüsse auf den Tagesablauf ausgewertet werden. Es ist analysierbar, zu welchen Uhrzeiten das Haus unbesucht ist. Diese Information könnte die Anzahl der Einbrüche erhöhen. Des Weiteren besteht die Gefahr, dass die Energieversorger zu gefragten Uhrzeiten die Strompreise anheben, um eine größere Gewinnabführung zu erzielen. Ein weiter Angriffspunkt ist die Datenübertragung. Bei der Übertragung der Daten per Funk oder Internet können Hacker die Messwerte manipulieren, um somit einen finanziellen Schaden beim betroffenen Konsumenten zu bewirken.^[13]

2.2 Voraussetzungen

Die technischen Voraussetzungen, um einen intelligenten Stromzähler zu verwenden, sind minimal. Es wird lediglich ein Drehstrom-Eintarifzähler vorausgesetzt. Dieser enthält die benötigten Anschlussmöglichkeiten. Ist bisher ein Wechselstromzähler verbaut, ist der Anschluss nicht möglich.^[14] Damit die neuen Stromzähler vom Verbraucher angenommen werden, muss zunächst eine flächendeckende Verfügbarkeit gewährleistet sein. Zusätzlich muss die Kommunikation zwischen Stromanbieter und Endverbraucher verbessert werden. Die Energieproduzenten müssen dem Verbraucher Anreizsysteme in Form von Kosten- und Energieeinsparung bieten. Anderseits macht der Umstieg aus Sicht des Konsumentens keinen Sinn. Ebenso gibt es, aus Sicht der Unternehmen, noch kein zukunftsweisendes Konzept. Im Fokus der Unternehmen stehen die Minimalanforderungen, um die gesetzlichen Vorgaben zu bedienen und die Investitionssumme so gering wie möglich zu halten. Die hohen Investitionskosten schrecken die meisten Energieversorger ab, da die anfallenden Kosten nicht auf den Kunden umgelegt werden können. Allerdings drohen Richtlinien seitens des Gesetzgebers, wie es bereits für Neubauten in Kraft getreten ist.^[15] Des Weiteren muss die Verbindung zwischen Endgerät und Energieunternehmen reibungslos funktionieren. Diese Verbindung muss direktional operieren können, um Daten in beide Richtungen transportieren zu können. Zusätzlich müssen die Geschäftsprozesse des Versorgers optimal abgestimmt sein, die dem Konsumenten einen Zusatznutzen darstellen. Dies kann z.B. das Angebot von unterschiedlichen Tarifen oder Servicedienstleistungen sein. Sollte es in einigen Bereichen Komplikationen geben, ist es dem Energieversorger nicht möglich Wechselprozesse zu optimieren und innovative Lösungen anzubieten.^[16] Außerdem stellt die Standardisierung und Normung von Smart Metering einen wesentlichen Punkt dar. Im Vergleich zu Italien und den skandinavischen Ländern steht Deutschland noch am Anfang des Entwicklungsprozesses. Die deutsche Industrie hat in bestimmten Teilbereichen bereits erste Schritte in Richtung der Standardisierung gemacht. Da diese allerdings nicht bindend sind, kann jedes Stromunternehmen und/oder Stromabnehmer auf diese Standards verzichten. In den Niederlanden gibt es Vorgaben bezgl. des Funktionsumfangs, der Mindestanforderungen und der Kommunikationsfähigkeit der Stromzähler. Die Festlegung solcher Normen trägt unmittelbar zur Senkung der Kosten bei. Seitens der Bundesnetzagentur (BNetzA) gibt es erste Ansätze zur Standardisierung der Schnittstellen. Jedoch fehlen die rechtlichen Festlegungen, da ein hoher Wettbewerb herrscht. Ziel ist es, einen europaweiten Standard festzulegen.^[17]

2.3 Herausforderungen

Eine der Hauptanforderungen ist eine probate Kostenstruktur zu erreichen. Der "Return on Investment" (ROI) steht bei der Implementierung eines Smart Metering-Systems im Fokus. Den Investitionskosten steht die Effizienzsteigerung durch Onlineablesung- und Bezahlung sowie die Einsparungspotenziale des Energieverbrauchs gegenüber. Durch Service- und Zusatzdienstleistungen können zusätzliche Kosten gedeckt werden. Dies kann bspw. durch Verbrauchsinformationen oder gesonderte Überwachungseinrichtungen realisiert werden.^[18] Der Stromzähler stellt nur einen geringen Teil des Gesamtkostenblocks aus Sicht der Energieversorger dar. Es müssen zunächst Pilotprojekte durchgeführt werden. Anschließend müssen Mitarbeiterschulungen vollzogen und die IT-Infrastruktur angepasst werden. Des Weiteren fallen Logistikkosten an. Die bisher genannten Kostenfaktoren stellen die Einmalkosten für die Einführung dar und machen den größten Teil der Gesamtkosten aus. Den kleineren Kostenblock machen die Betriebskosten aus. Während des Betriebs fallen Kosten durch den Mehraufwand für die Wartung an. Da in den neuen Stromzählern empfindliche Elektroteile verbaut sind, die für die automatische Datenübertragung erforderlich sind, kann es zu einem größeren Wartungsaufwand kommen. Des Weiteren verfügen die Smart Meters über ein elektronisches Messwerk, welches eine Eichzeit von circa 8 Jahren besitzt. Mechanische Zähler haben eine Eichzeit von circa 16 Jahren. Dementsprechend müssen die elektronischen Zähler häufiger überprüft werden.^[19]

Zusätzlich sollten die Haushalte, wie es in Abb.2 zu sehen ist, ausgestattet werden. "Smart Homes" werden als ein intelligentes Gebäudemanagement bezeichnet. Hingegen beschreiben "Smart Grids" eine neue dezentrale Führung des Netzbetriebes. Das Smart Metering ist letztlich die Verbindung, ein Kommunikations- und Messsystem, zwischen den Smart Homes und Smart Grids.^[20]

Als eine weitere Hauptanforderung ist die regionale Verfügbarkeit zusehen. Der Dienst sollte flächendeckend angeboten werden können. Dies bedeutet wiederum hohe Kosten für die Energieversorger. Außerdem muss ein Konzept erstellt werden, welches die hohen Datenmengen bereitstellt und verarbeiten kann. Hierfür muss ausreichend Rechenkapazität verfügbar sein, um die relevanten Daten filtern zu können. Am Markt sind bereits Business Intelligence Tools sowie Datawarehouses präsent. Des Weiteren muss das Schutzgesetz so angepasst werden, dass die gewonnenen Daten des Smart Meters zielgruppengenau analysiert werden können.^[21]

2.4 Aktueller Stand der Technik

2.4.1 Verbindung zum Nutzer

Die Übertragung der Daten vom Verbraucher zum Energieunternehmen kann in festgelegten Intervallen geschehen. Somit könnten z.B. alle 15 Minuten die Verbrauchswerte übermittelt werden. Als Alternative kann der Konsument dem Stromanbieter sein Einverständnis geben, dass er die Werte eigenständig, aus der Ferne, abrufen kann. Mittels standardisierter Übertragungsmethoden werden die Daten übertragen. Eine Möglichkeit ist die Funkübertragung. Dort kommen Übertragungsverfahren über GSM oder GPRS zum Tragen, die auch im Mobilfunk eingesetzt werden. Alternativ kann die Übermittlung über den Hausinternen DSL-Anschluss direkt über das Internet vollzogen werden.^[22]

2.4.2 Datenaustausch

Die EU-Energie-Effizienzrichtlinie 2006/32/EG und verschiedene nationale Gesetzte schreiben ab dem 1. Januar 2010 für Neubauten und Totalsanierungen verpflichtend den Einbau von Smart Metering Geräten vor. Hinzu kommt, dass die Energieversorgungsunternehmen (im folgenden EVU genannt) ab dem 01. April 2010 ihre Datenerfassung an die elektronische Erhebung der Daten angepasst haben müssen.^[23] Die Arbeitsgrundlage für die Entwicklung eines Kommunikationsmoduls stellt "Multi Utility Communication" (MUC) dar. Die Hauptpunkte des Vorhabens sind dabei:

• Standard zur automatisierten Messdatenerfassung bei Privatkunden über offene Netze
• Offen für alle Sparten
• Einhaltung eichrechtlicher Vorgaben im Umgang mit abrechnungsrelevanten Messwerten
• Bereitstellung von Messdaten für Aufgaben der Betriebsführung
• Bereitstellung der Informations-Infrastruktur für künftige Dienste
• Direkter Zugriff durch Privatkunden auf die Messwerte mittels standardisierter Technik (PC, TCP/IP, Web-Server etc.) oder durch Kundeninformationseinheit über etablierte Standards
• Weitestgehender Investitionsschutz durch technische Entkopplung der Messtechnik von der schnelllebigen Weitverkehrskommunikation

Dieses Konzept soll eine Umsetzung nach allen gesetzlichen Anforderungen, gemäß § 40 EnWG, unter dem Aspekt der Wirtschaftlichkeit, ermöglichen. Die Nahbereichskommunikation von Zählern zum Konzentrator wird meist mittels RS485, RS232, M-Bus oder Wireless M-Bus realisiert.^[24] Um dem Kunden einen direkten Zugriff auf die Verbrauchsdaten zu gestatten gibt es verschiedene, nicht einheitliche, Kommunikationsmöglichkeiten. Die kabellose Technologie WLAN sowie die kabelgebundene Technologie LAN sind die meist verbreiteten Methoden. Dies betrifft nur die Kommunikation vom Zähler zum Kunden, ohne den Umweg über die IT-Systeme des EVU.^[25]

3 Festlegung der Bewertungskriterien

3.1 Soziale Aspekte

Soziale Aspekte spielen bei Standardisierungs- und Normungsvorhaben im Bereich des Smart Meterings eine große Rolle, da die intelligenten Stromzähler in absehbarer Zeit in jedem Haushalt der Republik eingesetzt werden sollen. In Ländern, wo der Smart Metering Rollout schon weiter fortgeschritten ist, existieren bereits Verschwörungstheorien bezüglich der Strahlenbelastung, die von den Stromzählern ausgehen soll. In Ontario (Kanada) ist jeder Haushalt seit Ende 2010 mit Smart Metern ausgestattet. Dort gibt es Menschen, die über gesundheitliche Einschränkungen klagen.^[26] Auf der anderen Seite geben die innovativen Stromzähler dem Endkonsumenten die Möglichkeit seinen Energiekonsum zu überwachen und mögliche Einsparpotenziale durch die Rückmeldung detaillierter Verbrauchsdaten wahrzunehmen. Das Smart Meter selber bewirkt beim Verbraucher zunächst keine positive Stimmung. Erst ein erweitertes Serviceangebot macht die neue Technologie für den Verbraucher interessant. Die von der Fraunhofer Allianz Energie erarbeitete soziologische Theorie der "Haushaltsproduktion" hat für den Kunden das Ziel der

• Bequemlichkeit,
• Zeitgewinnung,
• Unterstützung in der Haushaltsführung,
• Qualitäts- oder Statuserhaltung.

Aus diesen Gründen empfiehlt die Fraunhofer Allianz Energie die Anpassung der Gestaltung der Feedbacksysteme an die Bedürfnisse, Motive und Routinen der Haushalte. In diesem Fall spricht man von einer sozio-technischen Gestaltung. Abbildung 6 zeigt die zentralen Motive hinsichtlich des Feedbacksystems aus der Perspektive der Kunden. Hier wird deutlich, dass die Konsumenten hauptsächlich über das Einspar- und Kontrollpotenzial von der Technologie zu überzeugen sind. Alle anderen Motive fallen weniger ins Gewicht, jedoch sollten diese nicht außer Acht gelassen werden.^[27]

3.2 Datensicherheit

Die sog. "Sieben Goldenen Regeln des Datenschutzes" sind laut Dr. Johann Bizer, dem Stellvertretenden Landesbeauftragten für Datenschutz Schleswig-Holstein:

• Rechtmäßigkeit
• Einwilligung
• Zweckbindung
• Erforderlichkeit
• Transparenz
• Datensicherheit
• Kontrolle ^[28]

Diese sieben Regeln müssen beim Einsatz von Smart Metering berücksichtigt werden. Eine große Befürchtung der Bürger ist, dass die EVU Profile aus ihrem Nutzungsverhalten erstellen, da die Energienutzung ein Spiegelbild des menschlichen Lebens in moderner und hochtechnisierter Gesellschaft darstellt. Theoretisch sind über 35.000 Messpunkte im Jahr möglich. Daraus lassen sich individuelle Lastenprofile erstellen, die Rückschlüsse auf die jeweiligen Lebensgewohnheiten des Verbrauchers zulassen. Dabei ist die Angst vor einer Ausforschung durch sekundengenaue Erfassung des Verbrauchs groß. Diese Daten können Erkenntnisse über die Nutzung von Geräten in Echtzeit liefern. Aus diesen Gründen ist es nötig, die Datenverarbeitung verpflichtend auf den Erhebungszweck zu begrenzen, den Umfang genau zu definieren (z.B. 35.000 Messpunkte pro Jahr) sowie die Dauer der Datenverarbeitung einzugrenzen. An dieser Stelle sollte § 3a des Bundesdatenschutzgesetzes (BDSG) besondere Beachtung finden, in dem es um technisches Design zur Datenvermeidung und Datensparsamkeit geht.^[29]

3.3 Kosten

Neben den Kosten, die für ein generelles Rollout von Smart Metern im großen Umfang anfallen, spielen auch die Kosten, die die jeweilige Übertragungstechnologie und Architektur verursacht, eine zentrale Rolle. Bei der Einbindung eines Multi Utility Communicator fallen zusätzlich zu den Investitionskosten auch Instandhaltungskosten an. Die unterschiedlichen Technologien haben teilweise zusätzliche Hardware, wie Controller oder Repeater verbaut, die bei der Entscheidung ebenfalls berücksichtigt werden müssen. Sollte die Entscheidung auf eine drahtgebundene Technologie fallen, können auch hier zusätzliche Kosten entstehen, die in jedem Fall zu berücksichtigen sind.^[30]

4 Standardisierungs- und Normungsvorhaben

Durch die Vorgabe von Normungen und Standardisierungen wird eine höhere Transparenz bei der Messung und Abrechnung von Smart Metering-System erzielt. Ebenfalls kann durch die Schaffung von Konventionen ein Qualitätsstandard eingehalten werden und das Verständnis für die neue Technologie steigt beim Verbraucher. Des Weiteren sinken die Kosten, da durch die Massenproduktion Rationalisierungseffekte greifen können. Ebenso wird beim Konsument die Unübersichtlichkeit der innovativen Stromzähler verringert und ermöglicht ihm eine selbstbestimmte Konsumentscheidung zu treffen. Unter der Zuständigkeit der Kommunikations- und Informationsplattform des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) arbeiten Mitarbeiter der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB) an Standardisierungs- und Normungsvorhaben.^[31]

4.1 Umsetzung in anderen EU-Ländern

Der Fortschritt in Bezug auf Smart Metering ist in anderen Ländern der EU wesentlich weiter, als in Deutschland. Ein Grund dafür ist die nationale Gesetzgebung. Diese verpflichtet direkt oder indirekt zur Implementierung der intelligenten Stromzähler. Dabei ist es das Ziel, den Strommarkt zu liberalisieren und den Wettbewerbsdruck der Energieversorger zu erhöhen, um Kosten- und Preissenkungen zu erreichen.^[32]

In den Niederlanden ist es geplant bis 2015 alle Privathaushalte mit einer Smart Metering-Lösung auszustatten. Bereits seit dem Jahr 2000 ist es den Verbrauchern der Niederlande erlaubt, die Messungen der Strom- und Gasverbräuche selbst durchzuführen. Die gesetzlichen Richtlinien für die Erfassung der Werte und die Weitergabe an das Energieunternehmen muss dabei eingehalten werden. Dadurch war es jedem Konsumenten möglich, die intelligenten Stromzähler selbst zu installieren, sofern das technische Geschick ausreichte. Alternativ konnten Messstellenbetreiber beauftragt werden, um den Einbau vorzunehmen. 2006 erfolgte eine Restrukturierung des Marktes, da die erhofften Erfolge, durch die Liberalisierung des Marktes, ausblieben. Es wurden weniger Smart Metering-Systeme verbaut, als erwartet. Seitdem ist lediglich der Netzbetreiber autorisiert die Messgeräte zu implementieren. In der Praxis hat der Energieversorger ein Messunternehmen beauftragt, welches die Abrechnung durchführte. Sollte ein Dritter in den Prozess eingebunden sein, muss dieser vom Endverbraucher autorisiert werden, um auf die Daten zugreifen zu können. Letztlich wurde der Rollout der intelligenten Stromzähler 2008 von der Regierung beschlossen. Von dort an sollen alle Haushalte sowie Kleinbetriebe innerhalb von sechs Jahren mit den intelligenten Stromzählern ausgestattet werden. Die Verantwortung liegt bei den Netzbetreibern. Zusätzlich müssen diese einen jährlichen Report erstellen, der die aktuellen Fortschritte und Hindernisse wiedergibt. Der Netzbetreiber muss zunächst einen Zeitplan erstellen, in dem die Implementierung simuliert wird. Zusätzlich können Dienstleister einbezogen werden, die vom Netzbetreiber selbst - oder vom Kunden - beauftragt werden, sofern die Einhaltung des Termins gefährdet ist. Ebenso wurden technische Anforderungen an die Geräte festgelegt. Zunächst müssen die Geräte den Stromverbrauch messen und zusätzlich zugeführte Energie durch z.B. Photovoltaikanlagen feststellen können. Die Messwerte müssen per Fernauslesung abrufbar sein. Ebenso müssen die Zähler eine Fernschaltfunktion besitzen. Das bedeutet, dass der Netzbetreiber Kapazitäten ab- und aufschalten kann. Hierdurch können größere Stromausfälle vermieden und neue Zahlungsmodelle (z.B. ein Prepaid-System) realisiert werden. Des Weiteren muss eine Meldeeinrichtung vorhanden sein. Damit kann die Qualität des Energieversorgers vom Netzbetreiber kontrolliert werden. Außerdem können Stromdiebstähle oder Manipulationen der Stromzähler aufgedeckt werden. Ebenso muss das Gerät über eine Kommunikationsschnittstelle verfügen, die täglich aktuelle Daten überträgt. Letztlich muss der Stromzähler über eine Kontrollfunktion verfügen. Über diese Funktion können Alarmsysteme oder Haushaltsgeräte gesteuert werden.^[33]

Als weitere Vorreiter für Smart Metering im Bereich der privaten Haushalte ist Italien. Ein Grund dafür ist der Stromanbieter "ENEL", der circa 85% des italienischen Marktes^[34] bedient und mehr als 30 Mio. Kunden bindet. In dem Projekt "Telegestore" hat das Energieunternehmen in der Vergangenheit in ganz Italien die intelligenten Stromzähler implementiert, obwohl es keine gesetzlichen Vorgaben dafür gab. Kosten von über 2,1 Billionen Euro sind dabei aufgekommen. Dadurch verspricht sich das Unternehmen einen jährlichen Zusatzgewinn von circa 500 Mio. Euro. Dieser Mehrwert soll aus dem Informationsgewinn generiert werden, den die intelligenten Stromzähler bieten. ^[35] Des Weiteren hat sich die Investition durch die Einsparung des Ableseprozesses rentiert. Zusätzlich konnten enorme Kosten eingespart werden, da Stromdiebstähle festgestellt worden sind. Unter anderem konnte ENEL zusätzlich 500.000 neue Kunden im Zuge der Umstellung auf die innovativen Stromzähler gewinnen.^[36]Erst nachdem die Entwicklung bei ENEL festgestellt wurde, hat der italienische Regulator Rahmenbedingungen für einen Rollout festgelegt. Zusätzlich wurde, im Gegensatz zu den meisten anderen europäischen Staaten, auch ein Rollout für Gas beschlossen. In der Gassparte ist es Ziel bis Ende 2016 circa 80% der Haushalte mit einem Gas-Smart Meter auszustatten. In der industriellen und gewerblichen Branche soll der Vorgang bereits 2011 abgeschlossen sein.^[37]

4.2 Gesetzliche Richtlinien

4.2.1 EU-Vorgaben

Da die Diskussion über die Erderwärmung, Ozonlöcher und Klimaveränderung sowie die Verknappung der fossilen Energieträger stetig zunimmt, wurden in Europa einige Maßnahmen und Richtlinien beschlossen, um diesem entgegen zu wirken.^[38] Die Richtlinien zur Implementierung von Smart Metering sind insbesondere in den Energieeffizienzdienstleistungs-Richtlinien (EDL-RL) 2006/32/EG^[39] , Versorgungssicherheits-Richtlinien Elektrizität 2005/89/EG^[40] und in den Messgeräterichtlinien 2004/22/EG^[41] festgehalten. In den Versorgungssicherheits-Richtlinien Elektrizität sind in Artikel 5 Abs. 2 für alle EU-Mitgliedsstaaten Vorschläge festgehalten, wie ein Ausgleich zwischen Energieerzeugungskapazität und Nachfrage an Energie hergestellt werden kann. Explizit wird in Artikel 5 Abs. 2b auf die Nutzung von intelligenten Echtzeit-Messgeräten, damit sind Smart Metering-Lösungen gemeint, hingewiesen. Allerdings ist dieser Abschnitt lediglich als Hinweis zu deuten, da er nicht verbindlich ist. Jedoch kann es als positiver Impuls aufgefasst werden.^[42] Inhalt der Messgerätrichtlinien sind die Festlegung der Anforderungen, die von den Geräten geleistet werden müssen. Insbesondere wird auf die Inbetriebnahme und zu erledigenden Messaufgaben eingegangen. Dabei werden zehn verschiedene Typen von Messgeräten beschrieben, wie z.B. Gaszähler, Wasserzähler, Elektrizitätszähler oder Mengenumwerter. Da Vorgaben für Stromzähler enthalten sind, kann sich diese Richtlinie auch auf die Einführung der intelligenten Stromzähler auswirken.^[43] Des Weiteren sind einige wichtige Fakten in den EDL-RL aufgeführt. In Artikel 13 Abs. 1 wird beschrieben, dass alle Endverbraucher Stromzähler erhalten, welche die tatsächliche Nutzungszeit und Energieverbrauch wiederspiegeln. Um dies zu realisieren, ist die Verwendung von Smart Metering erforderlich, da die intelligenten Stromzähler eine Lastgangmessung ermöglichen. Dies muss von den EU-Mitgliedsstaaten sichergestellt werden, unter Vorbehalt der technischen Möglichkeit und der finanziellen Vertretbarkeit. Der Einsatz von Smart Metering wird sogar indirekt in diesem Artikel vorgeschrieben. Wie bereits im vorherigen Kapitel beschrieben wurde, ist die technische Umsetzung möglich. Hingegen ist der Punkt der finanziellen Vertretbarkeit schwierig zu beurteilen, da unklar ist, wer die Kosten für die Implementierung trägt. Im Falle von Neubauten oder umfangreich renovierten Immobilien ist es bereits verpflichtend, die neuen Stromzähler zu verbauen. Ebenso sind in Abs. 2 Hinweise für die Abrechnung formuliert. Die Abrechnung muss in häufigen und regelmäßigen Abständen durchgeführt werden, sodass der Verbraucher seinen Energieverbrauch selbst steuern kann. Diese müssen klar verständlich und in umfangreicher Art und Weise zur Verfügung gestellt werden, sodass der Konsument einen Vergleich der Verbrauchswerte der aktuellen Periode zum Vorjahr durchführen kann. Um diesen umfangreichen Abrechnungsprozess zu realisieren, wird eine Smart-Metering-Lösung benötigt. ^[44] Mitte 2009 wurde die Richtlinie 2009/72/EG^[45] verfasst, welche die weiteren Schritte zur Implementierung der intelligenten Stromzähler festlegt. Es muss von den EU-Mitgliedsstaaten gewährleistet sein, dass die neuen Messsysteme implementiert werden, wodurch die Verbraucher aktiv am Stromversorgungsmarkt beteiligt sind. Zusätzlich sollen die langfristigen Kosten sowie Vorteile für den Markt und der einzelnen Konsumenten analysiert werden. Des Weiteren soll festgestellt werden, welcher Typ von Messgerät am effizientesten ist und die größten Einsparungspotenziale bietet. Letztlich soll analysiert werden, in welchem zeitlichen Rahmen die Implementierung der intelligenten Stromzähler möglich ist. Die Frist zur Bearbeitung der Analyse läuft am 3. September 2012 aus. Auf Basis dieser Erkenntnisse soll ein Zeitplan erstellt werden, der die Einführung der Smart Metering-Geräte beschreibt. Dieser Zeitplan soll sich auf einen Zeitraum von zehn Jahren belaufen. Sollte eine positive Bewertung erfolgen, sollen mindestens 80% der Konsumenten bis 2020 mit den innovativen Stromzählern ausgestattet werden.^[46]

4.2.2 Nationale-Vorgaben

Ab dem 1. Januar 2010 ist es in Deutschland verpflichtend, in Neubauten oder bei größeren Renovierungen Stromzähler zu verbauen, die dem Benutzer des Stromanschlusses die tatsächliche Nutzungsdauer und den Energieverbrauch angibt. Voraussetzung dafür ist die technische Machbarkeit und die wirtschaftliche Zumutbarkeit, wie es bereits in den EU-Richtlinien festgehalten ist. Diese werden im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vorgeschrieben.^[47] Ebenso, wie in der EU-Richtlinie 2006/32/EG bereits formuliert ist, ist der Stromlieferant dazu verpflichtet dem Verbraucher eine monatlich oder in festen Abständen definierten Zeitraum eine Abrechnung zur Verfügung zu stellen. Der maximale Zeitraum zwischen zwei Abrechnungen darf nicht wesentlich mehr als zwölf Monate betragen.^[48] In § 40 Abs. 3 wird weiter beschrieben, dass die Energieversorger bis spätestens 30. Dezember 2010 einen Tarif anbieten müssen, der den Endverbrauchern einen Anreiz zur Energieeinsparung bzw. Steuerung des eigenen Stromverbrauchs bietet. Die Tarife können in Abhängigkeit der Tageszeit oder lastvariabel gestaffelt werden.^[49] Des Weiteren gibt es in Deutschland eine Messzugangsverordnung (MessZV)^[50]. Diese beinhaltet in § 12, dass die Bundesnetzagentur Vorgaben im Bereichen der Anforderungen für die Messbetriebe, Mindestanforderungen und Festlegungen des Energiewirtschaftsgesetzes beschließen kann.^[51] Einen weiteren Einfluss auf Smart Metering hat das Eichrecht, welches für die Messsicherheit und den Verbraucherschutz zuständig ist. In der Pressemitteilung des BMWi vom 02. April 2008 wurde mitgeteilt, dass sich die Rahmenbedingung des Eichwesens anpassen wird. Grund dafür sind neue Messsysteme, wie z.B. Smart Metering. Ziel ist die Novellierung des Eichgesetzes. Zusätzlich ist es das Ziel den Bundesländern gesetzliche Richtlinien bzw. einen klar definierten Rechtsrahmen zur Verfügung zu stellen. Somit kann eine Marktaufsicht geboten werden. Zunächst haben sich die Eichzeiten der Zähler angepasst. Elektronische Zähler hatten bislang eine Eichzeit von 18 Jahren. Diese wurde auf 8 Jahre verringert, begründet durch die geringe Erfahrung mit elektronischen Zählersystemen. Des Weiteren ist das Langzeitverhalten der Zähler nicht bekannt.^[52] Da es noch keine Ergebnisse in Hinsicht auf die Kosten und den Nutzen der neuen Stromzähler gibt, wurde von einer Pflicht die Zähler einzusetzen bislang abgesehen. Deutschlandweit müssten circa 48 Mio. Zähler ausgetauscht werden. Bisher hat die Bundesregierung auf den technologischen Fortschritt durch die Wettbewerbssituation gesetzt, welcher durch die Öffnung des Messwesens 2008 in Gang gesetzt wurde. Um eine genauere Übersicht über die Situation zu bekommen, wurde die Bundesnetzagentur aufgefordert, die flächendeckende Nutzung von Smart Metern zu analysieren. Das Ergebnis der Analyse war es, von der staatlichen Verpflichtung der intelligenten Stromzähler abzusehen. Anstelle dessen soll der Antrieb durch Wettbewerb weiter forciert werden. Zusätzlich soll eine Kosten-Nutzen-Analyse durchgeführt werden, wie es bereits im 3. Binnenmarktpaket gefordert ist (siehe Kapitel 4.2.1 EU-Vorgaben). Außerdem sollen mehrere variable Tarife angeboten werden.^[53]

4.3 Normen und Methoden

4.3.1 IEC 61970 CIM­ (Common Information-Model)

Die IEC 61970 ist eine durch die International Electronical Commission erstellte Norm für Energiemanagementsysteme. Ziel ist eine Normreihe, die sich mit dem Datenmodell für Leitstellen befasst. Das Datenmodell wird oft auch als CIM (Common Information Model) bezeichnet und entstand aus Resultaten der EPRI (Electric Power Research Institutes) CCAPI (Control Center Apllication Programming Interfaces) Task-Force. Der Grundgedanke von CIM ist es, die verschiedenen Parameter eines elektronischen Netzes auf einheitliche und übersichtliche Art darzustellen. Zum Zwecke der Netzplanung, Netzsicherheit, Operator-Unterstützung und zum Ersatz für das physische Netz, kann mit sog. Energy Management Suite Anwendungen das elektrische Verhalten des Netzes nachgebildet werden. Hier wird deutlich, dass sich CIM vor allem mit der Primärtechnik und deren Physik befasst. CIM beschreibt das elektrische Netz, die daran angeschlossenen elektrischen Komponenten sowie die für die Netzmodellierung und den Netzbetrieb notwendigen Elemente. CIM bedient sich der UML (Unified Modeling Language) als Beschreibungssprache. Bei der Ausarbeitung des CIM war die Definition von EMS (Energy management system) Applikationsschnittstellen ein wichtiges Ziel, um die sog. "Plug Compatibility" für Applikationen voranzutreiben. Um dies zu erreichen, musste im ersten Schritt das Datenmodell normiert werden, damit eine Grundlage für das gemeinsame Verständnis an der Schnittstelle zwischen den beteiligten Anwendungen und Systemen gebildet werden konnte. Die Schnittstelle ist so variabel, dass je nach Anwendung eine unterschiedliche Teilmenge des Modells abgerufen werden kann und in einer günstigen Struktur bereitgestellt werden kann. Gemeinsame Dienste, wie z.B. Ereignisbehandlung, Datenzugriff, Namensgebung oder Transaktionsverwaltung werden von jeder Schnittstelle benötigt und müssen ebenfalls bereitgestellt werden. Aufgrund der geforderten Unabhängigkeit gegenüber verschiedener Technologien und Plattformen kann die Schnittstellendefinition weiter in einen allgemeinen, einen plattform-neutralen Teil sowie in eine spezifische Abbildung auf eine bestimmte Plattform aufgeteilt werden.^[54] Die folgende Tabelle zeigt die Unterteilung des IEC 61970 in seine logischen Teile:

Norm-Nr.:	Beschreibung:
61970-1	Leitlinien und allgemeine Anforderungen
61970-2	Glossar
61970-3xx	CIM-Datenmodell
61970-4xx	Plattform-neutrale Schnittstellendefinition
61970-5xx	Abbildung der 4xx-Spezifikationen auf Plattformen und Technologien

Tabelle1: Unterteilung IEC 61970 Quelle: International Standard IEC 61970-501 S.6 ^[55]

Um das Modell übersichtlicher zu gestalten, wurde es in verschiedene Pakete, wie Grundelemente, Topologie, Erzeugung, Lastmodell, Messwert, Schutz usw. unterteilt. Das CIM Modell vereint die Summe aller Pakete in sich. Durch das gemeinsame Datenmodell wird auch Austausch von Netzmodellen vereinfacht. Ein Beispiel für den Austausch von Netzmodellen ist laut Schwarz der Austausch von benachbarten Netzen, Migration von Leitstellen oder die Einbettung von EMS-Systemen in die IT-Infrastruktur des EVUs. Dadurch kann eine redundante Dateneingabe und -pflege vermieden werden.^[56]

4.3.2 IEC 61968 ­ Metering-Prozesse

Die Aufgabe bei der Ausarbeitung der IEC 61968 war die Normung von Schnittstellen zwischen Systemen, insbesondere für den Bereich Energieversorgung. Diese Arbeiten bauen auf der IEC 61970 auf. Das Thema der Modellreihe lautet "Application integration at electric utilities - Interfaces for meter reading and control", was so viel bedeutet wie "Integration von Anwendungen in EVU - Schnittstellen für das Ablesen und die Kontrolle". Der Anwendungsbereich dieser Norm ist der Austausch von Informationen zwischen einem Metering System und anderen Systemen innerhalb des EMS. Die konkreten Details des Kommunikationsprotokolls dieses Systems sind außerhalb des Anwendungsbereichs dieser Norm. Den wichtigsten Teil stellt Teil 9 dar (IEC 61968-9), welcher die konkreten Anwendungsgebiete, bestehend aus folgenden Bereichen, beschreibt:

• Dynamische Preisgestaltung
• Ausfall-Erkennung
• Verteilte Energieressourcen DER (distributed energy resource)
• Steuersignale (Zählersteuerung)
• Fernauslesung der Zähler

Die Norm ist in erster Linie für das elektrische Verteilungsnetz gedacht, kann aber auch auf andere Metering-Bereiche angewendet werden, einschließlich nicht elektronischer Messmengen, wie z.B. Gas oder Wasser.^[57]

4.4 Kommunikationsnormen

4.4.1 Normen

Die Kommunikation spielt beim Informationsaustausch zwischen Sender und Empfänger eine wichtige Rolle. Bei der Zählerfernabfrage werden Zählerstände mit Hilfe der digitalen Nachrichtenübertragung direkt vom Smart Meter (Zähler) an das EVU übertragen. Diese Form der Zählerstandsabfrage macht es den EVU möglich eine effiziente Energieverteilung zu gewährleisten und auf der anderen Seite neue Geschäftsmodelle mit hoher Kostentransparenz für den Endverbraucher zu schaffen. Die Powerline-Kommunikation (PLC) eignet sich besonders gut, da als Übertragungsmedium das bestehende Energieverteilungsnetz genutzt werden kann, was eine kostengünstige Lösung darstellt. Für die Übertragung mit niedrigen Datenraten eignen sich laut Prause besonders die Frequenzbereiche gemäß EN 50065, welche die Frequenznutzung und den maximalen Sendepegel regelt. Aufgrund des nicht für die Datenübertragung ausgelegten Netzes, kann es wegen der hohen Störbelastung des Energieverteilungsnetzes, zu einer unzuverlässigen Übertragung kommen. Um die Zuverlässigkeit im Bereich der Datenübertragung zu erhöhen, hat sich die Kombination der Verfahren der Kanalcodierung mit der OFDM-Technik als nützlich erwiesen. OFMD (Orthogonal Frequency-Division Multiplexing) ist ein Modulationsverfahren, welches zur digitalen Datenübertragung genutzt wird. Im Vordergrund der Überlegungen standen die Kanalcodierungsverfahren, welche eine kostengünstige Implementation der Zählerfernabfrage in die bestehende Hardware ermöglichen.^[58] Neben der Nutzung des bestehenden Energieversorgungsnetzes als Kommunikationsträger, spielt auch die drahtlose Datenübertragung eine große Rolle. Die ZigBee-Technologie (IEEE 802.15.4) gilt als Vorreiter in der drahtlosen Übertragung von Zählerständen, da eines der größten Smart Metering Projekten der Welt mit diesem Standard realisiert wurde. Aus diesem Grund wird im Folgenden nur auf die Datenübertragung über das Stromnetz via PLC sowie auf die drahtlose Übertragung mit Zigbee weiter eingegangen. Zigbee ist beliebter als z.B. Bluetooth, WLAN oder DECT, da es einfacher zu implementieren ist – der komplette Stack belegt nur 120 KByte – und die Funktechnik weniger Energie verbraucht. Allerdings wird der Sicherheitsgedanke bei dieser Norm vernachlässigt.^[59]

4.4.1.1 Powerline Communication (PLC)

Die Datenübertragung über das Energieversorgungsnetz der EVU wird Powerline Communication genannt. Die Technologie nutzt das gesamte Stromnetz, von den Trafostationen bis direkt zum jeweiligen Haushalt, als Datenübertragungsmedium. An einem Anschluss hängen gleichzeitig mehrere Teilnehmer, die gegenseitig die Datenübertragung des anderen Haushaltes am gleichen Kabel sehen könnten. PLC überträgt Daten, indem Funkwellen unter 30MHz über das Stromkabel übertragen werden. Dieser Frequenzbereich wird in der Literatur oft als "Kurzwellenfunkbereich" bezeichnet. Hochfrequenzen können nicht über das Energieversorgungsnetz übertragen werden, da die verwendeten Kupferleitungen, im Gegensatz zu speziellen HF-Leitungen, kaum Merkmale der Abschirmung bzw. andere Eigenschaften zur Übertragung von Hochfrequenzen, aufweisen. Die Stromleitungen würden die Hochfrequenzen wie eine Antenne abstrahlen. ^[60] Abbildung 6 zeigt das Funktionsschema von PLC grob auf.

Abb. 8: PLC Funktionsschema Quelle: Elektronik Kompendium

Die Stromleitungen werden für die Datenübertragung genutzt, um die Errichtung eines neuen Kommunikationsnetzwerkes zu vermeiden. Der von 1-30MHZ reichende Kurzwellenfunkbereich ermöglicht, je nach Tageszeit, die Übertragung von Funkwellen ohne weitere Hilfsmittel, wie Satelliten, rund um den Erdball. PLC ist keine neue Technologie, sondern eine breitbandige Übertragung von Daten über Funkfrequenzen im Kurzwellenbereich über 230 Volt Netzleitungen. Theoretisch könnte PLC Datenraten bis ca. 14Mbit/sek erreichen, sofern die gesamte Bandbreite von 1-30MHz verwendet werden könnte. Aufgrund der Doppelnutzung der Netzleitungen ist dies nur selten der Fall. Die noch zur Verfügung stehende Bandbreite wird unter der Anzahl der Nutzer geteilt, was zur Folge hat, dass die maximale Datenrate pro Nutzer nur einem Bruchteil der gesamten Bandbreite entspricht. Durch die Schwankungen des sog. Wechselstromwiderstands wird die Bandbreite noch weiter gedrosselt. Dieser Wechselstromwiderstand ändert sich bereits durch das Ein- und Ausschalten vom Verbraucher.^[61] Einen Lichtblick stellt der der Standard HomePlug AV dar, welcher eine Weiterentwicklung der bisherigen Spezifikation HomePlug 1.0 ist. HomePlug AV ermöglicht bei Berücksichtigung PLC-spezifischer Eigenschaften eine theoretische Datenrate von bis zu 200 Mbit/s, wobei in der Praxis in der Regel nicht mehr als 80 Mbit/s erreicht werden.^[62] Neben den bereits genannten Herausforderungen bei der Datenübertragung via PLC gibt es unter anderem noch folgende Nachteile:

• Die Nutzung von PLC für Smart Metering-Vorhaben im Gas- und Wasserbereich ist nicht ohne weiteres möglich.
• Experten warnen vor den abgestrahlten Hochfrequenzenergien, die den Funkbetrieb im Kurzwellenbereich unmöglich machen könnten.
• Rundfunksender aus vielen Ländern können nicht mehr empfangen werden, womit die Informationsfreiheit eingeschränkt würde.
• Notfunk würde unmöglich werden.
• Sicherheitsfunkdienste oder Botschaftenfunk könnte beeinträchtigt oder gar unmöglich werden.
• Navigationsdienste und Flugfunk können negativ beeinflusst werden.^[63]

Aus den oben genannten negativen Eigenschaften von PLC ergab sich, dass bisher keine allgemeine Genehmigung für PLC erteilt werden konnte. Daher finden zur Zeit sog. "Feldtests" unter Aufsicht der Ministerien in einigen Städten Europas statt.^[64] Eine Möglichkeit wäre hier die Nutzung von PLC als Last-Mile-Option zwischen Stromzähler und MUC sowie MUC und Transformator.

4.4.1.2 ZigBee

Man könnte vermuten, dass ZigBee, neben den bereits in den neunziger Jahren entwickelten Übertragungstechniken, nur einen weiteren Standard für die drahtlose Übertragung von Daten darstellt. ZigBee stellt einen Funknetz-Standard basierend auf dem Standard IEEE 802.15.4 dar, welcher ein Übertragungsprotokoll für Wireless Personal Area Networks (WPAN) in der Bitübertragungs- und Sicherungsschicht beschreibt. ZigBee grenzt sich jedoch von den anderen Standards, in Bezug auf die Leistungsaufnahme sowie die Modulkosten ab. ^[65] Im Dezember 2004 erfolgte die Standardisierung der Protokolle der Netzwerk-, Sicherheits- und Anwendungsschicht woraus der Marketing-Name ZigBee entstand. Nachdem der Standard am 14. Dezember 2004 verabschiedet wurde, wurde dieser der ZigBee-Allianz im Februar 2005 zugänglich gemacht.^[66] Die Motivation zur Entwicklung von ZigBee lässt sich im Wesentlichen aus den Zielkonflikten zwischen den in Abbildung 9 gezeigten Entwurfsparametern ableiten.^[67]

Abb. 9: Zielonflikte auf den unterschiedlichen Ebenen drahtloser Netzwerke Quelle:ZigBee: Datenfunk mit IEEE 802.15.4 und ZigBee S.18

• Die sog. Weitverkehrsnetze, wie GSM, GPRS oder UMTS, weisen eine hohe Leistungsaufnahme auf. Auch die Kosten der Beschaffung sind in der Regel hoch.
• WiMAX nach IEEE 802.16 könnte in der Zukunft eine Alternative darstellen, ist bisher jedoch nicht für den Nahbereichseinsatz geeignet.
• WLAN nach IEEE 802.11 hat im letzten Jahrzehnt eine immer größere Verbreitung gefunden, jedoch wird hier als Rechnerplattform immer ein 32-Bit Prozessor benötigt und die Leistungsaufnahme liegt im Bereich von einigen 100mA.

Bei der Entwicklung von Nahbereichsfunksystemen wird versucht, alle in Abbildung 7 genannten Parameter zu minimieren, was im vollem Umfang nicht möglich ist, da es hier zu Zielkonflikten zwischen den verschiedenen Entwurfsparametern kommt.^[68]

4.4.2 Netzwerke

Da die Netz- bzw. Messstellenbetreiber seit Anfang 2010 laut Gesetz dazu verpflichtet sind Messegräte der neuesten Generation zu verbauen, sind die EVU nun vor der Aufgabe sich auf eine hohe Datenflut vorzubereiten und ihre Infrastruktur entsprechend aufzurüsten. Das Kommunikationsnetz soll zukünftig neben den Messdaten auch Steuerungsbefehle oder Ereignisse übertragen können. Abbildung 10 zeigt die Entwicklungsstufen des Smart Meterings bis ins Jahr 2020. Bevor die Technologie an den Start gehen kann muss hinsichtlich der Architektur der Netzwerkkomponenten und der Art der Übertragungstechnologie eine Entscheidung getroffen werden. Die Übertragungsstrecke ist in den Nah- und den Fernbereich unterteilt, wobei der Nahbereich die Vernetzung der Zähler bis zu dem Punkt abdeckt, in dem die Daten konzentriert werden, wohingegen der Fernkommunikationsbereich die Verbindung von diesem Punkt zum EVU umfasst.^[69] Diese Unterscheidung macht es erst möglich die Anforderungen an die zu übertragene Strecke entsprechend zu gewichten. Für den Nahbereich müssen z.B. besonders Aspekte der Verbrauchsvisualisierung und der Kommunikationsstruktur betrachtet werden. Diese Aspekte zählen bei der Fernkommunikation nicht. Hier werden eher Aspekte, wie die Übertragungssicherheit und Übertragungseffizienz betrachtet. Da die Smart Meter Lösungen sich bei den meisten EVU unterscheiden werden, spielt die Eigenschaft der Interoperabilität eine wichtige Rolle bei der Findung der geeigneten Netzwerkarchitektur. Durch eine hohe Interoperabilität können langfristig Integrationskosten eingespart oder ganz vermieden werden, was nicht nur zum Vorteil der EVU ist. Auch für den Endkunden bleibt ein Anbieterwechsel einfach. Neben den Kriterien der Skalierbarkeit, Reichweite, Datensicherheit und Kosten stehen auch soziale Gesichtspunkte, wie Strahlung und Energieverbrauch im Fokus. Die Bildung übergeordneter Kriteriengruppen erfolgt im ersten Schritt der Ideenfindung, wie in Abbildung 10 dargestellt, wonach im zweiten Schritt der sog. Cluster zu den gefundenen Kriterien gebildet wird. Im letzten Schritt sollten zu den qualitativen Kriterien messbare Größen herausgearbeitet werden, um die spätere Evaluation nachvollziehbar zu gestalten.

Abb 11: Auswahlkriterien Stufe 1 Quelle: Smart Energy Research Blog

Systemanforderungen:

• Alle Kennzahlen der Zukunftsfähigkeit des Gesamtsystems
• Unabhängigkeit der Systemkomponenten von organisatorischen und technischen Rahmenbedingungen anderer Komponenten
• Infrastruktur des Smart Meter Netzes sollte beliebig erweiterbar sein
• Ein flexibles Protokoll
• Große maximale Teilnehmeranzahl
• Unterstützung von Multi-Hopping
• Aspekt der Marktdurchdringung

Datensicherheit:

• Wichtigstes Kriterium für die Technologieakzeptanz des Verbrauchers
• Datensicherheit sowie Sicherheit der Übertragung vom Zähler zum IT-System des EVU
• Berücksichtigung der Verfügbarkeit, Integrität sowie der Vertraulichkeit der Daten
• Bessere Bitfehlerraten bei drahtgebundenen Technologien mit Blick auf die Datenintegrität
• Technologien bieten unterschiedlich gute Verschlüsselungsverfahren an, die von 64-Bit Stromchiffre bis hin zu einer 128 Bit AES-Verschlüsselung reichen
• Ermittlung der Verfügbarkeit der Verschlüsselung anhand empirischer Daten

Teilnehmer:

• Kommunikationseigenschaften hängen vom jeweiligen Einsatzort der Technologie ab
• In Ballungsgebieten ist eine Technologie zu wählen, die möglichst viele Teilnehmer zulässt
• Datenübertragung in einer Frequenz, die möglichst frei von Störungen durch andere Technologien ist
• Bei drahtlosen Technologien ist die Beeinträchtigung durch das Wetter oder der Topografie zu berücksichtigen

Teilnehmerinteraktion:

• Bidirektionales System ist aufgrund der Steuerungsbefehle, Konfigurationsnachrichten oder Quittungen über den Erhalt zwingend erforderlich
• Eine Einschränkung auf ein unidirektionales Kommunikationssystem verhindert weitere Entwicklungsstufen des Smart Meters

Soziale Aspekte:

• Technologie muss eine geringe Strahlenbelastung aufweisen um eine hohe Verbraucherakzeptanz zu erreichen
• Strahlenbelastung bei den drahtlosen Technologien sehr unterschiedlich
• Ökologischer Gesichtspunkt in Bezug auf Energieverbrauch muss beachtet werden
• Wirtschaftlicher Umgang mit Batterien bei batteriebetriebenen Smart Metern um die Lebensdauer während der Eichperiode zu garantieren

Kosten:

• Höhe der Investitions-, Instandhaltungs- und laufenden Betriebskosten sind einzubeziehen
• Je nach Übertragungstechnologie unterscheiden sich die Kosten
• Einige Technologien benötigen zusätzliche Hardware, wie Repeater und Controller
• Bei drahtgebundenen Technologien können Kosten für die Verlegung der Leitungen anfallen^[70]

Diese Kriterien können nun den in Abbildung 10 erarbeiteten Kriterien zugeordnet werden. Abbildung 11 zeigt nun diese Zuordnung.

Abb 12: Auswahlkriterien Stufe 2 Quelle: Smart Energy Research Blog

Nachdem in diesem zweiten Schritt alle relevanten Entscheidungskriterien aufgestellt und Messgrößen erarbeitet sind, kann mit der Evaluation begonnen werden.

4.5 Bewertung

Nach erfolgter Untersuchung der Bewertungskriterien kann abschließend festgehalten werden, dass bei weitem nicht alle Seiten zufrieden gestellt werden können. Verbraucherverbände kritisieren die Ziele der EU-Richtlinien scharf und sind mit den bisherigen Normen für die Begrenzung des Erhebungszwecks nicht vollkommen zufrieden. Eine Profilbildung des Kunden muss zwingend verhindert werden, um die Persönlichkeitsrechte jeder Einzelperson zu wahren. Hierzu sind zwingend die Bestandteile des BDSG § 3a zu berücksichtigen und die vorgeschriebene Anzahl der Messpunkte pro Jahr einzuhalten. Soziale Aspekte müssen mehr in den Fokus genommen werden, um dem Kunden von der Vorteilhaftigkeit des Systems und der Architektur zu überzeugen. Die Chance für den Kunden sparsamer zu sein und die Kontrolle über den Stromtarif zu haben ist der zentrale Punkt, um Kunden an die neue Technik zu gewöhnen bzw. ihn diese akzeptieren zu lassen. Es muss versucht werden, die Zweifel am Datenschutz beim Kunden als unbegründet zu erklären. Die Standards und Normen erzeugen Kosten für die EVU, die nicht zu unterschätzen sind. Auch die Kosten für den Aufbau der Kommunikationsnetze sind hier zu berücksichtigen. Die Abwälzung der Kosten auf den Kunden wird selbiger nur schwer akzeptieren. Die meist batteriebetriebenen Smart Meter (Ausnahme Stromzähler) müssen in ihrem Lebenszyklus einen besonders niedrigen Energieverbrauch aufweisen, wobei die drahtgebundenen Technologien einen höheren Stromverbrauch aufweisen, da zusätzliche Hardware verbaut wird. Die für PLC relevanten Störquellen sind nicht fundiert nachweisbar und die Angaben schwanken in der Literatur deutlich.

5 Fazit

Die durch EU-Richtlinien vorgeschriebenen Ziele sehen eine Umstellung der Gas-, Wasser und Stromzähler in ganz Europa auf Smart Meter vor. Die Umsetzung dieser Ziele ist in anderen EU-Ländern unterschiedlich weit fortgeschritten. Das weltweit größte Smart Metering Projekt in Italien soll im Jahr 2011 abgeschlossen werden, wohingegen bereits abgeschlossene Projekte, wie z.B. in Schweden, müssen auf Grund technischer Probleme neu aufgesetzt werden. Die wenigen Pilotprojekte in Deutschland sind bisher nicht weit fortgeschritten und weisen unterschiedliche Technologien auf.

Ziel dieser Arbeit war die Analyse aktueller Standardisierungs- und Normungsvorhaben des Smart Meterings, wobei bestehende Standards und Normen zur Bewertung herangezogen wurden. Die in dieser Arbeit bewerteten Übertragungstechnologien und Medien wurden auf die praxisrelevanten Methoden beschränkt. Die Gefahr in der Wahl einer ungeeigneten Technologie scheint das größte Hemmnis bei der Einführung und Weiterentwicklung von Standards und Normen zu sein, wobei sich ZigBee als effizienteste Technologie bzw. Standard für die Nahbereichskommunikation erwiesen hat. Die durch ZigBee bereitgestellten Datenraten reichen für den Zweck des Smart Metering aus. ZigBee macht den effizienten und energiesparenden Einsatz von komplett batteriebetriebenen Smart Metern erst möglich. Die Praxisrelevanz des in einigen Jahren marktreifen Standards Powerline, mit Datenraten von bis zu 1Gbit, ist nur schwer abschätzbar. Bei den Kunden herrscht größtenteils Unklarheit über Normen und Standards zu Smart Metering. Viele Kunden kennen den Begriff Smart Meter oder intelligenter Stromzähler nicht (siehe Abbildung 13). Durch klar definierte Normen zu Verwendung, Sicherheit, Häufigkeit und Übertragung der erhobenen Messdaten könnte dem Kunden die Scheu vor dieser technischen Innovation genommen werden. Der Kunde kann in Zukunft seinen Energieverbrauch detailliert überwachen und steuern, was ihm ein gewisses Machtgefühl geben kann. Dieser Effekt nimmt einen hohen Stellenwert ein und sollte von den EVU nicht missachtet werden, um die Technologie voranzutreiben.

6 Fußnoten

1. ↑ Vgl. (Bolder 2007), S.86ff
2. ↑ Vgl. (Bundesministerium der Justiz 2010) § 21b Messeinrichtungen
3. ↑ Vgl. (Hoffmann 2009)
4. ↑ Vgl. (Wissner 2007), S.7
5. ↑ Vgl. (Dackweiler & Utecht 2010)
6. ↑ Vgl. (Hackbarth, Madlener, Reiss & Steffenhagen 2008), S.70ff
7. ↑ Vgl. (Rauh 2010), S.1-2
8. ↑ Vgl. (pro-smart-metering.de 2010)
9. ↑ Vgl. (Hoffmann 2009)
10. ↑ Vgl. (Hoffmann 2009)
11. ↑ Vgl. (Klotz 2010), S.13
12. ↑ Vgl. (Fox 2010), S.408
13. ↑ Vgl. (Schonschek 2010)
14. ↑ Vgl. (Stadtwerke Münster 2010)
15. ↑ Vgl. (TAG-Fachplaner 2009)
16. ↑ Vgl. (Klotz 2010), S.13
17. ↑ Vgl. (Beier, Elsenbast, Nick & Obert 2010), S.2-3
18. ↑ Vgl. (KNX Association 2010)
19. ↑ Vgl. (Höfer 2009), S.24
20. ↑ Vgl. (Wittwer 2009)
21. ↑ Vgl. (Neu 2010), S.3
22. ↑ Vgl. (Fox 2010), S.408
23. ↑ Vgl. (Richtlinie 2006/32/EG), S. 2
24. ↑ Vgl. (Lastenheft MUC 2009), S. 47
25. ↑ Vgl. (Lastenheft MUC 2009), S. 33
26. ↑ Vgl. (Havas 2010), S. 1-2
27. ↑ Vgl. (Schiller & Gölz 2009)
28. ↑ Vgl. (Bizer 2007), S. 351ff
29. ↑ Vgl. (BDSG § 3a Datenvermeidung und Datensparsamkeit)
30. ↑ Vgl. (Schäfer, C. 2010) S.53
31. ↑ Vgl. (Kahrmann 2010), S.30ff
32. ↑ Vgl. (Hackbarth, Madlener, Reiss & Steffenhagen 2008), S.77ff
33. ↑ Vgl. (Wissner 2009), S.3ff
34. ↑ Vgl. (Energie-Control GmbH 2010), S. 9
35. ↑ Vgl. (Dackeiler & Utecht 2010)
36. ↑ Vgl. (Rauh 2009), S. 30
37. ↑ Vgl. (Energie-Control GmbH 2010), S. 9-10
38. ↑ Vgl. (Domschke 2009), S.333
39. ↑ Richtlinie 2006/32/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 05.04.2006 über Energieeffizienz und Energiedienstleistungen und zur Aufhebung der Richtlinie 93/76/ EWG des Rates
40. ↑ Richtlinie 2005/89/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 18.01.2006 über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen
41. ↑ Richtlinie 2004/22/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 31.03.2004 über Messgeräte
42. ↑ Vgl. (Richtlinie 2005/89/EG 2006), S.22
43. ↑ Vgl. (Richtlinie 2004/22/EG 2004), S.1
44. ↑ Vgl. (Richtline 2006/32/EG 2006), S.72
45. ↑ Richtlinie 2009/72/EG des europäischen Parlaments und des Rates vom 13.07.2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG
46. ↑ Vgl. (Richtlinie 2009/72/EG 2009), S.91
47. ↑ Vgl. (EnWG § 21b Messeinrichtungen Abs. 3a)
48. ↑ Vgl. (EnWG § 40 Strom- und Gasrechnungen, Tarife Abs. 2)
49. ↑ Vgl. (EnWG § 40 Strom- und Gasrechnungen, Tarife Abs. 3)
50. ↑ Verordnung über Rahmenbedingungen für den Messstellenbetrieb und die Messung im Bereich der leitungsgebundenen Elektrizitäts- und Gasversorgung
51. ↑ Vgl. (MessZV § 13 Festlegungen der Bundesnetzagentur)
52. ↑ Vgl. (BMWi Pressemitteilung 04.04.2008)
53. ↑ Vgl. (BMWi 2010)
54. ↑ Vgl. (Schwarz 2004 S. 149)
55. ↑ Vgl. (IEC 61970-501), S.6
56. ↑ Vgl. (Schwarz 2004 S. 151)
57. ↑ Vgl. (IEC 61968-9), S.9
58. ↑ Vgl. (Prause S. 8)
59. ↑ Vgl. (Ries 2010)
60. ↑ Vgl. (Powerline-PLC), Was ist PLC
61. ↑ Vgl. (Powerline-PLC), Übertragungsgeschwindigkeiten
62. ↑ Vgl. (HomePlug Powerline Alliance)
63. ↑ Vgl. (Powerline-PLC), Probleme mit PLC
64. ↑ Vgl. (Powerline-PLC)
65. ↑ Vgl. (Kupris & Sikora 2007), S.9
66. ↑ Vgl. (Kupris & Sikora 2007), S.20
67. ↑ Vgl. (Kupris & Sikora 2007), S.18
68. ↑ Vgl. (Kupris & Sikora 2007), S.19
69. ↑ Vgl. (Rohlfing 2010)
70. ↑ Vgl. (Rohlfing 2010)

7 Tabellen - Abbildungsverzeichnis

Abbildungs-Nr.:	Beschreibung:
1	Abbildung eines Smart Meters
2	Motive der Energieversorger für Smart Metering
3	Beispiel für eine Smart Metering Webplattform
4	Beispiel für ein Smart Metering Haus
5	Smart Metering Haus
6	Zentrale Motive hinsichtlich Feedbacksystemen
7	Ausbreitung Smart Metering in Europa
8	PLC Funktionsschema
9	Zielonflikte auf den unterschiedlichen Ebenen drahtloser Netzwerke
10	Entwicklungsstufen für Smart Metering
11	Auswahlkriterien Stufe 1
12	Auswahlkriterien Stufe 2
13	Bekanntheitsgrad Smart Metering

Tabellen-Nr.:	Beschreibung:
1	Unterteilung IEC 61970

8 Literatur- und Quellenverzeichnis

Literraturquellen:

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Interviewquellen:

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Hoffmann R. (2009), Vorstandsmitglied der GÖRLITZ AG. Durchgeführt von: Dudla M. Conosco, Agentur für PR und Kommunikation.(http://80.149.184.123/uploads/pics/pdfs/PR-Presse/smart-metering-interview-mit-ralf-hoffmann.pdf)