Analyse der aktuellen Technologien zur Realisierung der Steuerung von Verbrauchern und Erzeuger

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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: Smart Metering
Autor(en): Torben Duckheim, Dennis Bersau, Sabrina Rödenbeck, Benjamin Bublitz
Studienzeitmodell: Abendstudium
Semesterbezeichnung: WS10
Studiensemester: 4
Bearbeitungsstatus: begutachtet
Prüfungstermin:
Abgabetermin:

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung

Heutzutage diskutieren Wissenschaftler weltweit die Folgen der steigenden Konzentration von Treibhausgasen in der Atmosphäre. Obwohl sich die Grade der Auswirkungen in dieser Diskussion teils stark unterscheiden, haben sich die meisten Staaten dabei weltweit, sei es im Kyoto-Protokoll oder der UN-Klimakonferenz in Kopenhagen, auf eine Reduktion von Treibhausgasen verständigt. Um die festgelegten Ziele zu erreichen wurden in diesem Zusammenhang diverse Maßnahmen, wie beispielsweise der immer wieder aktuell diskutierte Emmissionshandel, eingeleitet. Im privaten Bereich bedeutet dies, dass zum Beispiel immer stromsparendere Geräte auf den Markt kommen oder zumindest in Deutschland steuerliche Anreize für Solaranlagen und Ähnliches geboten werden. Um eben diese privaten Nutzer auf ihren persönlichen Energieverbauch zu sensibilisieren wurde in der jüngeren Vergangenheit über die Einführung von intelligenten Zählern, sogenannten Smart Metern, in vielen Bereichen diskutiert und mündeten schließlich in einer europaweiten gesetzlichen Verankerung.

Da viele grundsätzliche Themen, wie beispielsweise Datenschutzrichtlinien oder auch Standardisierungen, hinsichtlich Smart Metering noch geklärt werden müssen, beschäftigt sich diese Seminararbeit mit der Analyse der aktuellen Technologien zur Realisierung der Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern.

Zu Beginn muss festgehalten werden, dass sich diese Seminararbeit grundsätzlich und bis auf wenige Ausnahmen auf die Situation in Deutschland und der Europäischen Union beschränkt.

Zuerst werden die Grundlagen beschrieben, welche neben der Definition von Smart Metering auch Voraussetzungen und gesetzliche Vorgaben betrachten. Das nachfolgende Kapitel beschäftigt sich mit der Übersicht über die Technologien. Dabei werden zuerst die Vorläufer des intelligenten Stromzählers beschrieben. Darauf aufbauend wird ein Überblick über die aktuellen Technologien geschaffen, wobei zwischen Technologien der Erzeugerseite beziehungsweise der Verbraucherseite sowie den möglichen Übertragungstechnologien unterschieden wird. Danach werden etwaige Einsatzgebiete und anschließend Einsatzbereiche, welche in Smart Home, virtuelle Kraftwerke und E-Energy Marktplatz unterteilt sind, betrachtet. Folgend werden die Themen Standardisierung und Datenschutz untersucht, wobei, da sie noch nicht abschließend festgelegt sind, die aktuell möglichen Ansätze erläutert werden. Anschließend liefert das Kapitel "Praxisbeispiel Google PowerMeter / Yellostrom" einen Überblick über die aktuellen Möglichkeiten sowie Technologien beider Anbieter. Aufbauend auf dem vorangegangenen Überblick analysiert diese Seminararbeit die Potenziale eben dieser aktuellen Technologien zur Realisierung der Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern. Dabei werden zuerst die vorangegangenen Technologien auf Erzeugerseite, mögliche Übertragungsmöglichkeiten sowie Möglichkeiten zur Verbrauchersteuerung ausgewertet. In der Folge werden die weiteren Einsatzmöglichkeiten von Smart Metering anhand eines dezentralen Stromnetzes, dem sogenannten Smart Grid, erklärt. Schließlich analysiert diese Seminararbeit mögliche Potenziale oder Szenarien in Deutschland sowie der EU und schließt mit einem Fazit ab.

2 Grundlagen

Durch die Einführung der Richtlinie 2006/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. April 2006 über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen haben sich die Mitgliedsstaaten der Europäischen Union dazu verpflichtet "durch gezielte Maßnahmen in 9 Jahren 9 % Endenergie gegenüber einer Referenzperiode einzusparen." [1] Zusätzlich zu dieser Verpflichtung hat sich Deutschland "ein überaus ehrgeiziges Effizienzziel gesetzt: Bis 2020 soll sich die Energieproduktivität gegenüber 1990 verdoppeln." [1]

Eine der Maßnahmen mit der die oben genannte Einsparung erreicht werden soll, ist das Smart Metering. Smart Metering wird auch als AMM - Advanced Meter Management und AMR - Advanced Meter Reading bezeichnet. In diesem Zusammenhang spricht man dann von AMM|AMR-Systemen. [2]

Das Programm "Intelligente Energie für Europa" sowie dessen Unterprogramm für "Wettbewerbsfähigkeit und Innovation" der Europäischen Union sollen dazu beitragen, "dass die Ziele einer nachhaltigen Entwicklung im Energiebereich schneller erreicht werden." [3] In diesem Rahmen wurde eine Allianz von Firmen und Organisationen mit Namen "European Smart Metering Alliance" (ESMA) gegründet. Das Hauptziel der ESMA ist dabei die Entwicklung von "Best-Practice"-Methoden zur Energieeinsparung mittels Smart Metering. [4]

Da es keine universelle Definition von Smart Metering gibt, hat die ESMA im Rahmen ihrer Arbeit folgende Definition festgelegt:

"Smart Metering hat folgende Funktionen:

  • Automatische Verarbeitung, Transfer, Management und Verwendung von Messdaten
  • Automatische Abwicklung von Messungen
  • 2-Wege Datenübertragung mit Zählern
  • Lieferung aussagkräftiger und zeitnaher Verbrauchsdaten an die relevanten Akteure und ihre Systeme, auch an den Energieverbraucher
  • Unterstützung von Diensten, die die Energieeffizienz des Energieverbrauchs und Energiesystems verbessern (Erzeugung, Übertragung, Verteilung und vor allem Endnutzung)" [5]

Bezugnehmend auf die Definition der ESMA verweist eben diese auch auf andere Definitionen, die unter Anderem auch zwischen Kundensicht und Versorgern unterscheiden. [6]

Neben der ESMA haben auch Stromnetzbetreiber Definitionen zu Smart Metering veröffentlicht. So beschreibt Andreas Bolder der RheinEnergie AG Smart Metering Anfang 2010 als: "Intelligente System[e] zur Erfassung von Daten aus Messeinrichtungen über IP-fähige Netze." [7]
Bereits Ende 2007 stellte jener Diplom Ingenieur fest, dass Smart Metering nicht nur auf Elektrizitätszähler begrenzt sein sollte. Weiterhin versteht man bei der RheinEnergie AG unter Smart Metering kommunikationsfähige Messeinrichtungen, die über ein Kommunikationsnetzwerk eingebunden sind. Dabei ist "dieses Netzwerk [..] in die Geschäftsprozesssysteme der beteiligen Parteien integriert [, wobei] alle Standardprozesse [..] automatisch [ablaufen]." [8] Zusätzlich dazu sollen sich nach Bolder "Tarif und andere Informationen [..] nicht im Zähler [befinden], sondern in den nachgeschalteten Prozesssytemen. Eine zeitnahe Information des Endverbrauchers über sein Verbrauchsverhalten ist [dabei] unabhängig von der Einbindung seiner Messeinrichtungen in die Geschäftsprozesse seiner Vertragspartner." [8]
Zum besseren Leseverständis beschränkt sich die Definition von Smart Metering im Rahmen dieser Seminararbeit stets auf:
Nutzung von Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) im Zählerwesen unter Einsatz von:[2]

  • Messeinrichtungen (Smart Meter) zur Erfassung von Verbrauchsinformationen über IP-fähige Netze von:
    • Strom
    • Wasser
    • Gas oder Fernwärme

welche der "Unterstützung von Diensten [dienen], die die Energieeffizienz des Energieverbrauchs und Energiesystems verbessern". [5] Anders ausgedrückt soll Smart Metering Stromanbieter durch die Auswertung der Verbrauchsdaten dabei unterstützen, ihre Kunden auf unnötigen Stromverbrauch aufmerksam zu machen. [9] Dabei befinden sich aus Manipulationsgründen, Datenschutzgründen und technischer Realisierbarkeit "Tarif und andere Informationen [...] nicht im Zähler, sondern in den nachgeschalteten Prozesssystemen." [8]

2.1 Vorraussetzungen

Grundsätzlich benötigt man, wie bereits im vorherigen Kapitel beschrieben, eine Messeinrichtung zur Erfassung von Verbrauchsinformation über IP-fähige Netze. Zur kostengünstigsten Implementierung sollten hierfür natürlich bestehende Infrastrukturen - Telefonnetze beziehungsweise Internet - genutzt werden. Neben der Implementierung in IP-fähige Netze müssen weiterhin echtzeitfähige Smart Metering Backends aufgebaut werden, die die Daten sicher und verlustfrei verarbeiten. Wie genau jedoch eine solche Implementierung aussehen sollte, ist bisher noch nicht abschließend geklärt und etwaige Standards müssen noch definiert werden. Da im Hinblick auch auf sogenannte Smart Grids weitere Kommunikationsanforderungen hinzukommen, werden die Voraussetzungen entsprechend ihrer Szenarien in Kapitel 3 und 4 definiert beziehungsweise weiter ausgearbeitet.

2.2 Gesetzliche Vorgaben

Dieses Kapitel beschäftigt sich mit den gesetzlichen Vorgaben zum Thema Smart Metering. Betrachtet man den rechtlichen Rahmen in Deutschland, stellt man fest, dass es neben deutschen Vorgaben auch übergeordnete europäische Vorgaben gibt. Folgende rechtliche Grundlagen werden in diesem Kapitel untersucht:

  • EU-Richlinie über Endenergieeffizenz und Energiedienstleistungen (EDL-RL) (2006)
  • Nationaler Energieeffizenz-Aktionsplan (EEAP) der Bundesrepublik Deutschland (2007)
  • Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) (2005 mit Aktualisierung aus 2008)


EDL-RL
Die EU-Richtlinie über Energieeffizienz und Energiedienstleistungen liefert Vorgaben, die unter Anderem folgende Themengebiete betrifft: Erzeugung von erneuerbaren Energien, Reduktion von Treibhausgasen und die Verringerung von Abhängigkeiten von Energieimporten. Artikel 13 der Richtlinie befasst sich mit der "Erfassung und informative[n] Abrechnung des Energieverbrauchs" [10] und damit mit der rechtlichen Grundlage für Smart Metering in Deutschland und allen anderen europäischen Mitgliedsstaaten:

  • "Soweit es technisch machbar [und] finanziell vertretbar [...] ist, stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass alle Endkunden in den Bereichen Strom, Erdgas, Fernheizung [...] individuelle Zähler zu wettbewerbsorientierten Preisen erhalten, die den tatsächlichen Energieverbrauch des Endkunden und die tatsächliche Nutzungszeit wiederspiegeln."[10]
  • "Soweit bestehende Zähler ersetzt werden, sind stets solche individuellen Zähler zu wettbewerbsorientierten Preisen zu liefern, außer in Fällen, in denen dies technisch nicht machbar oder im Vergleich zu den langfristig geschätzten potenziellen Einsparungen nicht kostenwirksam ist."[10]
  • "Soweit neue Gebäude mit neuen ausgestattet oder [größere Renovierungen durchgeführt] [...] werden, sind stets solche individuellen Zähler zu wettbewerbsorientierten Preisen zu liefern." [10]
  • "Die Mitgliedstaaten stellen gegebenenfalls sicher, dass die von den Energieverteilern, Verteilernetzbetreibern und Energieeinzelhandelsunternehmen vorgenommene Abrechnung den tatsächlichen Energieverbrauch auf klare und verständliche Weise wiedergibt. Mit der Abrechnung werden geeignete Angaben zur Verfügung gestellt, die dem Endkunden ein umfassendes Bild der gegenwärtigen Energiekosten vermitteln. Die Abrechnung auf der Grundlage des tatsächlichen Verbrauchs wird so häufig durchgeführt, dass die Kunden in der Lage sind, ihren eigenen Energieverbrauch zu steuern." [10]
  • Dabei soll die Abrechnung "folgende Information auf klare und verständliche Weise zur Verfügung stellen:
    • geltende tatsächliche Preise und tatsächlicher Energieverbrauch;
    • Vergleich des gegenwärtigen Energieverbrauchs des Endkunden mit dem Energieverbrauch im selben Zeitraum des Vorjahres, vorzugsweise in grafischer Form;
    • soweit dies möglich und von Nutzen ist, Vergleich mit einem normierten oder durch Vergleichstests ermittelten Durchschnittsenergieverbraucher derselben Verbraucherkategorie;
    • Kontaktinformationen für Verbraucherorganisationen, Energieagenturen oder ähnliche Einrichtungen, einschließlich Internetadressen, von denen Angaben über angebotene Energieeffizienzmaßnahmen, Endverbraucher-Vergleichsprofile und/oder objektive technische Spezifikationen von energiebetriebenen Geräten erhalten werden können." [10]


Zusammengefasst bedeutet dies, dass Netzbetreiber (oder Ähnliche) ihren Endkunden bei Austausch des bisherigen Zählers sowie im Falle eines Neubaus entsprechende Smart Meter zumindest anbieten müssen. Dabei gilt es zu beachten, dass die individuellen Zähler den jeweiligen tatsächlichen Verbrauch anzeigen sollen und diesen in entsprechend aufbereiteter Form dem Kunden zur Verfügung gestellt werden soll. Diese Vorgehensweise soll die Endkunden dazu animieren "ihren eigenen Energieverbrauch zu steuern" [10]
Nichtsdestotrotz bleibt festzuhalten, dass die Richtlinie der EU recht ungenau formuliert ist und dadurch eine konkrete und konsequente Umsetzung in entsprechenden nationalen Gesetzen nur bedingt erfolgen kann. So müssen entsprechende individuelle Zähler zu wettbewerbsorientierten Preisen bereitgestellt werden, wenn dies "technisch machbar [und] finanziell vertretbar"[10] ist. Weiterhin müssen die Mitgliedstaaten nur "gegebenenfalls"[10] sicherstellen, dass die "vorgenommene Abrechnung den tatsächlichen Energieverbrauch auf klare und verständliche Weise wiedergibt".[10] Diese genannten Aspekte liefern großen Interpretationsspielraum und verpflichten die EU Mitgliedstaaten nur bedingt zur Einführung von Smart Metern.

EEAP
Im nationalen Energieeffizienz-Aktionsplan der Bundesrepublik Deutschland wird die Umsetzung der EDL-RL in Deutschland beschrieben. "Zur zügigen Verbreitung von neuen Technologien im liberalisierten Strom-Messwesen, zur zeitgenauen Verbrauchsmessung als Voraussetzung für Stromeinsparungen" [11] sowie zur Einhaltung der EDL-RL schafft die Bundesregierung folgende Maßnahmen:

  • "vollständige Öffnung dieses Bereiches für den Wettbewerb durch eine Ergänzung des Energiewirtschaftsrechts [...]
  • Schaffung der notwendigen Grundlagen im Energiewirtschaftsrecht dafür, dass intelligente elektronische Zähler auch zugunsten eines breiteren Angebots lastvariabler Tarife, zunächst bei Gewerbe und Industriekunden, zeitlich versetzt auch bei Haushaltskunden, eingeführt werden können, soweit sie wirtschaftlich sinnvoll einsetzbar sind. Für die Umsetzung wird ein Übergangszeitraum von sechs Jahren vorgesehen, der von einem Monitoringprozess über die Ergebnisse der Liberalisierung begleitet wird" [11]


Neben diesen Aspekten befasst sich der nationale Energieeffizienz-Aktionsplan der Bundesrepublik Deutschland allerdings auch mit den Kosten und den Nutzen des EDL-RL. Grundsätzlich bleibt festzuhalten, dass Deutschland Smart Metering als Möglichkeit zur Energieeinsparung eher skeptisch gegenüber steht. So "[stellt sich laut EEAP] vor dem Hintergrund der aktuell verfügbaren technischen Möglichkeiten [...] allerdings die Frage, ob durch eine gezielte Nutzung von Informations- und Kommunikationstechnologien im Zählerwesen (sog. "Smart Metering" bzw. AMM – Advanced Meter Management und AMR – Advanced Meter Reading) zusätzliche Energieeinsparungen auf der Nachfrage-, aber auch auf der Erzeugerseite möglich sind."[12] Weiterhin wurde im Rahmen des EEAP festgestellt, dass "das Lastmanagement im engeren Sinne [..] keinen Einfluss auf die Nachfrage nach Endenergie [hat], da in der Regel Verbrauch lediglich zeitlich verschoben wird." [12]Neben den bereits genannten Aspekten "wäre bei einer Einführung von AMM|AMR-Systemen vor allem auf eine rechtssichere Umsetzung zu achten."[13] So stellt das EEAP zusätzliche Anforderung an eben solche Systeme, wie beispielsweise Datenschutz, Interoperabilität oder Verlässlichkeit. Zur Klärung dieser Fragen sowie der technische Machbarkeit hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie ein Wettbewerb namens "E-Energy: IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft" gestartet. [2] Abschließend bleibt zudem festzuhalten, dass das EEAP grundsätzlich auf Strom fokussiert ist.

EnWG
Grundsätzlich trat das Energiewirtschaftsgesetz der Bundesrepublik Deutschland bereits 2005 in Kraft, wurde aber im Zuge des Gesetzes zur Öffnung des Messwesens bei Strom und Gas für Wettbewerb aufbauend auf das EEAP §21b Messeinrichtungen und §40 Strom- und Gasrechnungen, Tarife entsprechend am 09.09.2008 angepasst. [14] Laut §21b Messeinrichtungen müssen nun zum 01.01.2010:

  • (3a) bei Neubauten oder größeren Renovierungen Messeinrichtungen eingebaut werden, "die dem jeweiligen Anschlussnutzer den tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegeln". [15]
  • (3b) Allen anderen Kunden muss ein jeweiliger Zähler angeboten werden, wobei der Kunde ablehnen kann. [16]

Laut §40 Strom- und Gasrechnungen:

  • "Energieversorgungsunternehmen sind verpflichtet, in ihren Rechnungen für Energielieferungen an Letztverbraucher die Belastungen aus den Entgelten für den Netzzugang und gegebenenfalls darin enthaltene Entgelte für den Messstellenbetrieb und die Messung beim jeweiligen Letztverbraucher gesondert auszuweisen.“ [17]
  • Spätestens zum 30.12.2010 müssen Energieversorgungsunternehmen ihren Kunden zur Steuerung des Energieverbrauchs lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife anbieten. [18]


Bei den genannten gesetzlichen Änderungen im EnWG zeigt sich, wie bereits im EEAP, ebenfalls eine Fokussierung auf den Bereich des Stroms.

3 Übersicht der Technologien

In diesem Kapitel werden die Technologien von Smart Metering beschreiben. Zuerst wird auf die Vorläufer von Smart Metering eingegangen. Anschließend werden die Technologien im Zusammenhang mit den Erzeugern und Verbrauchern beschrieben, die Einsatzgebiete und Einsatzbereiche von Smart Metering sowie die bisherige Standardisierung und der Datenschutz. Am Ende des Kapitels wird an Hand des Beispiels Google PowerMeter/Yellostrom der Einsatz von Smart Metering näher verdeutlicht.

3.1 Vorläufer

Der erste Stromzähler wurde 1872 von Samuel Gardiner erfunden und war ein Gleichstrom-Stromzähler, der wie eine Stoppuhr funktionierte. Er zeigte an, wie lange Strom durch eine Reihe seriell geschalteter Lampen floss. 1879 gründete Thomas Edison die erste Elektrikfirma. Er brauchte dafür eine zuverlässige Art den Stromverbrauch zu messen und erfand einen chemischen Amperestundenzähler, der auf der Basis der Elektrolyse funktionierte. Strom wurde hier von einem Zinkplättchen durch einen Elektrolyten zum Beispiel Kupfersulfat zu einem weiteren Zinkplättchen geleitet, wodurch sich Zink vom ersten Plättchen (Anode) löste und auf dem zweiten Plättchen (Kathode) ablagerte. Diese Auflösung und Ablagerung war proportional zur Stromstärke, so dass durch das Wiegen der Zinkplättchen festgestellt werden konnte, wie lange und bei welcher Stromstärke elektrischer Strom durch den Leiter geflossen ist. Allerdings war dieser Zähler sehr fehleranfällig und wurde anschließend durch die Entwicklung des Induktions-Stromzählers auf Basis von Amperestunden ersetzt. Induktions-Stromzähler bestehen aus zwei Drahtspulen, die ein elektromagnetisches Feld erzeugen, das eine Metallscheibe proportional zum Stromverbrauch drehen lässt. Die Scheibe ist mit Nummernscheiben oder einem Rollenzählwerk verbunden, damit von außen die verbrauchte Energie abgelesen werden kann. Beim Induktions-Stromzähler bestand das Problem nur darin, dass davon ausgegangen werden musste, dass die Spannung konstant war. Auf Grund dieses Parameters war die Messung nicht exakt genug, daher wurde 1889 der erste Stromzähler auf Basis von Wattstunden erfunden, wodurch Stromstärke und Spannung gemessen wurde und dieser Stromzähler so nicht mehr abhängig von einer Konstante war. Bis heute ist die Stromeinheit Wattstunden geblieben. [19]
Im 20sten Jahrhundert wurde durch einige Weiterentwicklungen der Stromzähler immer weiter verbessert und dadurch Fehlverhalten und Ungenauigkeiten des Stromzählers entfernt, zum Beispiel wurde ein Schutz vor Temperaturschwankungen eingebaut oder auch die Verfälschung der Drehgeschwindigkeit nach Gewittern behoben. Außerdem wurden neue Materialien verwendet, wie zum Beispiel ein Magnetlager und die Modelle wurden neugestaltet, wodurch die Zähler leichter und kleiner wurden. 1980 wurde dann das erste Mal eine Hybride produziert, die eine Verbindung eines Stromzählers auf Induktionsbasis mit einem elektrischen Zähl- und Anzeigesystem vornimmt. Daraufhin folgten vollelektronische Zähler, die ohne mechanische Basis einen besseren Schutz gegen Manipulationen boten. [19]
Ein Stromzählermodell, welches sich immer noch in manchen Hausfluren befindet, ist der Ferrariszähler. Dieser wurde nach dem italienischen Physiker Galileo Ferraris benannt und ist eine der bekanntesten Stromzählerarten. Er besteht im Inneren aus einem Ferrarismotor, dargestellt durch eine Aluminiumplatte, die ein elektromagnetisches Drehfeld erzeugt. In einem kleinen Fenster wird eine mechanische Zählanzeige angezeigt, die durch die kontinuierliche Drehung der Ferrarisscheibe angetrieben wird und den verbrauchten Strom in Kilowattstunden anzeigt. [20]
Vorgänger des AMR ist der elektronische Haushaltszähler (eHZ). Die Entwicklung dieses Zählers wurde im Jahr 2001 vom Verband der Netzbetreiber (VDN) angestoßen. 2006 wurde der eHZ in Pilotversuchen in Deutschland erprobt und ist seitdem auf dem Markt verfügbar. [21] Der eHZ misst den Energieverbrauch im Haushaltsbereich und arbeitet komplett elektronisch. Eine sechsstellige digitale Anzeige ohne Nachkommastelle zeigt den Gesamtverbrauch an. Der eHZ verfügt über eine einfache unidirektionale elektronische Infrarotschnittstelle, die zur Zählerauslesung und Prüfung des eHZ benutzt wird, wodurch bereits die Grundlage für die weiteren Entwicklungen im Bereich Smart Metering gelegt wurde. [22]
Im Moment werden im Rahmen von Smart Metering-Feldversuchen AMR und AMM Stromzähler im Zusammenhang mit Multi Utility Communication (MUC) verbaut. Sobald die Standards für Smart Meter definiert sind, werden diese zukünftig eingesetzt. Nähere Informationen zu den einzelnen aktuellen Stromzählern werden in Kapitel 3.2.1 beschrieben.

3.2 Übersicht der aktuellen Technologien

In den folgenden Unterkapiteln werden die Technologien zur Realisierung der Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern erklärt. Die Aufteilung der Technologien ist gesplittet in Erzeugertechnologien, Übertragung und Produkte für Verbraucher. Es wird jeweils im Einzelnen beschrieben, welche Eigenschaften die Produkte beziehungsweise Technologien besitzen und in wieweit sie für einen Ausbau dynamischer Netze genutzt werden können. Dynamische Netze sind im Zusammenhang mit Smart Metering und Energie allgemein, die Netze, die genutzt werden um Daten zwischen Verbraucher und Erzeuger auszutauschen. Sie dienen der Steuerung von Messeinrichtungen und sollen Daten für bessere Effektivität von Energie liefern.

3.2.1 Erzeugertechnologien

Die hauptsächlichen Erzeuger von Strom, Gas, Wasser, Fernwärme, usw. sind die großen Energieversorgungsunternehmen (EVU). Aber auch kleine private Kraftwerke, wie zum Beispiel Photovoltaikanlagen bei Ein- oder Mehrfamilienhäusern, können in diesem Zusammenhang Erzeuger darstellen. [23] Pionierländer für Smart Metering Systeme sind u.a. Italien (flächendeckend seit 2006), Schweden (seit 2009), Norwegen (seit 2005) sowie weitere skandinavische Länder. [24] Die Anfänge in Deutschland hinsichtlich des intelligenten Messwesens liegen im Jahr 2007, als der Verband der Netzbetreiber – VDN – e.V. eine Projektgruppe aufgesetzt hat, um diesbezüglich einheitliche Kommunikationsstandards zu beschreiben. [25]
Um Konzepte für die Integration von Strom, Gas, usw. in ein intelligentes Energienetzwerk von Anfang an zu beachten wurde die Multi Utility Communication (MUC) firmiert, in der „die großen Vier“ EVU, also Eon, RWE, Vattenfall sowie EnBW und Andere, darunter Firmen von reinen Strom- und Gasanbietern, mitarbeiten. [26] Mit dem Open Metering System (OMS) und der Open Metering Initiative beteiligen sich weitere Firmen an der Entwicklung von Standards. Dies soll vor allem der offenen und herstellerübergreifenden Kommunikation über beschriebene Schnittstellen dienen.

Wie in den Grundlagen erwähnt ebnen zwei Technologien für Smart Metering den Weg: AMR und AMM. Sie sind der Anfang zum Aufbau dynamischer Energienetze. Der Ausbau eines dynamischen Stromnetzes wird im späteren Kapitel 4.2 näher erläutert werden. Der Begriff Smart Meter selbst wird dabei oft als Synonym für einen intelligenten Zähler verwendet.
Nachfolgend sind aktuelle Technologien für den Aufbau eines dynamischen Netzes beschrieben.

Automatic Meter Reading (AMR)
Die erste Form des AMR ist ein eHZ mit Kommunikationsschnittstelle zur Fernauslesung des Zählerstandes, dies passiert zum Beispiel per Kabel oder Funk. Durch eine unidirektionale Kommunikation ist er nicht fernprogrammierbar und besitzt keine Möglichkeiten für weitere Funktionen. [27]

Advanced Meter Management (AMM)
Ein AMM ist der erste intelligente Zähler mit Kommunikationsschnittstelle zur Fernauslesung des Zählerstandes und zur Möglichkeit der Fernprogrammierung, beispielsweise kann die Schnittstelle hier per Kabel oder Funk erreicht werden. Ein AMM bietet die Möglichkeit einer bidirektionalen Kommunikation und so dem EVU die Steuerung des Zählers. Der AMM bietet weitere Anschlussmöglichkeiten von Versorgern, wie zum Beispiel von Gas oder Wasser, und ist in der Lage für Verbraucher einfache Statistiken zu liefern. [27]

Smart Meter
Ein Smart Meter gilt als bisher intelligentester Zähler, kann jedoch durch fehlende einheitliche Standards auch jeweils unterschiedlich verstanden werden. In diesem Kontext gilt die in den Grundlagen angegebene Definition. Ein Smart Meter bietet also mindestens die gleichen Kommunikationsschnittstellen zur Fernauslesung des Zählerstandes und Möglichkeiten zur Fernprogrammierung wie ein AMM, d.h. per Kabel oder Funk, kann aber ebenfalls über andere aktuelle Technologien kommunizieren. Die Kommunikation erfolgt im Gegensatz zu einem AMM direkt mit dem EVU. Smart Meter bieten eine bidirektionale Kommunikation und die Möglichkeit zum Anschluss weiterer Versorger wie Gas oder Wasser. Bei einem vollständig vernetzten Haus, dem Smart Home, einem Versuch der Gebäudeautomatisierung und –steuerung, ist ein Smart Meter in der Lage Verbrauchsgeräte zu steuern und automatisiert an- und auszuschalten. Ein Smart Meter liefert ebenfalls Statistiken für Verbraucher. [27]

Multi Utility Communication (MUC)-Controller
Ein MUC-Controller ist im Gegensatz zu den oben Beschriebenen kein intelligenter Zähler. Er dient dem Aufbau eines intelligenten und dynamischen Netzes. Vorgänger von Smart Meter, wie AMR oder AMM, können keine direkte Verbindung zum EVU herstellen. Der MUC-Controller ist also die Verbindungs- und Kommunikationsschnittstelle für Zähler, zum Beispiel AMR, und dem EVU. Die Kommunikation von Zählern und EVU findet hauptsächlich über die bereits vorhandenen Stromleitungen, der sogenannten Powerline Communication (PLC) statt. Die Kommunikation kann aber auch über andere Wege geschehen, ein Bespiel wäre hier, das ein AMR per Funk mit dem MUC-Controller kommuniziert und der MUC-Controller per PLC mit dem EVU. Der MUC-Controller ist für alle Zählerarten (Strom, Gas, Wasser,…) gleichermaßen Anlaufpunkt. Er sammelt Daten vom Zähler, zum Beispiel die Zählerstände, bereitet diese auf und erstellt Statistiken. Die Kommunikation zu den einzelnen Zählern erfolgt je nach Zählerkommunikationsart entweder unidirektional oder bidirektional[28], je nachdem ob das EVU Informationen abrufen oder Zähler neu programmieren will.

Die oben genannten Technologien bieten einem Erzeuger die Möglichkeit zur Analyse des Energieverbrauchs von Verbrauchern und so die bessere Steuerung von hohen Netzauslastungen. Energieengpässe zu bestimmten Zeiten können frühzeitig erkannt und darauf dementsprechend mit mehr Energieeinspeisung ins Netz reagiert werden.

Bei Smart Metering entstehen durch ständige Kommunikation zwischen den Zählern und dem Controller beziehungsweise zwischen dem Controller und dem EVU enorm hohe Datenmengen. Diese belasten die eingesetzte Kommunikationsart zusätzlich und können Störungen auf dem eingesetzten Medium veranlassen. Ein Lösungsansatz für die enormen Daten die entstehen ist Machine-to-Machine (M2M)-Technologie. Durch ein Framework (per geeigneter Open-Source-Lizenz) sollen Funktionen, die speziell für die Übertragung bestimmter Daten entwickelt werden, für alle frei verfügbar gemacht werden. Sollte hier ein weltumfassender Standard gefunden werden, können durch die M2M-Technologie die höchsten Automatisierungsgrade, für jede Kommunikation über jedes Medium, geschaffen werden. [29]

3.2.2 Übertragung

Um die Steuerung durch Technologien zu ermöglichen, müssen Daten von A nach B übertragen werden. Dies passiert, zum Beispiel zur Auswertung der Daten, um auf hohe Netzlasten rechtzeitig reagieren zu können. Die Rechte der Verbraucher dürfen nicht verletzt und es darf nicht gegen den allgemeinen Datenschutz verstoßen werden. Daher ist wichtig, dass alle übertragenen Daten auf einem gesicherten Weg manipulationsfrei übertragen werden und keine personenbezogenen Daten enthalten. Näheres zum Datenschutz findet man in Kapitel 3.6.
Aktuelle Übertragungstechnologien beziehungsweise -mechanismen für Smart Meter Daten müssen also zwingend die Voraussetzungen zur Einhaltung eben dieser Datenschutzrichtlinien erfüllen. Weitere wichtige Voraussetzungen für Übertragungsmechanismen sind die Kompatibilität, die Geschwindigkeit der Übertragung sowie die Kosten für die Infrastruktur.

Die Technologien müssen zunächst in die Nah- oder Fernkommunikation geteilt werden, da die Technologien hier jeweils anders eingesetzt werden und sich die Anforderungen teilweise unterscheiden.

3.2.2.1 Nahkommunikation

Die Nahkommunikation oder Nahübertragung ist die Kommunikation aller Verbrauchsgeräte in einem Haushalt zu einem Gateway, in diesem Fall ist dieses Gateway oft der Smart Meter. Die Nahübertragung ist vor allem für den Bereich Strom gedacht, so dass sich intelligente Verbrauchsgeräte mit einem höheren Verbrauch dann automatisch starten, wenn der Strompreis gerade am Niedrigsten ist. So könnte eine Waschmaschine in einem Waschkeller beispielsweise nachts und damit in einem solchen zeitabhängigen Tarif laufen. Weitere Beispiele aus der Praxis werden im Kapitel 3.4.1 erläutert.

Nachfolgend sind drei aktuelle Übertragungswege für die Nahübertragung beschrieben, die für die Kommunikation von Smart Meter und Verbrauchsgeräten genutzt werden können.

Wireless Local Area Network (WLAN)
WLAN ist ein Funknetzwerk, welches auf dem ISO/OSI-Referenzmodell [30] aufbaut. Es ist im Standard des Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) unter der Nummer 802.11 beschrieben. Durch Verwendung des Transmission Control Protocol (TCP) ist die Datenintegrität gewährleistet, da TCP eine virtuelle Datenverbindung zwischen zwei Parteien aufbaut, diese kontrolliert und bei Verlust gegebenenfalls Pakete des Datenstromes neu anfordert. [31] Pakete können im WLAN zum Beispiel durch Interferenzen (Überlagerung von Funkwellen) verloren gehen. Je mehr Funkgeräte gleichzeitig senden und empfangen, desto höher ist die Zahl an Funkwellen und Fehlern bei der Übertragung der Datenpakete. Ein WLAN wird per Wi-Fi Protected Access 2 (WPA2) basierend auf Advanced Encryption Standard (AES) verschlüsselt, was bis heute einbruchsicher und so bestens für die Verwendung von vertraulichen Verbraucherdaten, wie Zählerstände, geeignet ist. [32] Die Verschlüsselung ist unter dem Standard IEEE 802.11i beschrieben. Mit dem neusten Standard IEEE 802.11n bietet WLAN eine Bandbreite von mind. 150 Mbit/s (brutto) pro Kanal. [33] So wäre WLAN ohne Probleme in der Lage die Daten für eine Live-Statistik des aktuellen Verbrauchs für den Verbraucher zur persönlichen Auswertung zu übermitteln. WLAN bietet also eine gute Basis für die Kommunikation innerhalb eines Hauses zwischen den Verbrauchsgeräten und dem Gateway innerhalb eines Hauses. Diese müssten dazu mit einem WLAN Kommunikationsmodul ausgerüstet und die Infrastruktur vor Ort konfiguriert und angepasst werden.

ZigBee
ZigBee ist ebenfalls ein Funknetzwerkstandard. ZigBee selbst baut auf dem Standard IEEE 802.15.4 auf und wird durch die ZigBee Alliance ständig weiterentwickelt. Eine standardmäßige Datenintegrität besteht nicht, kann jedoch durch entsprechende Konfigurationen eingeschaltet werden, welches durch die strengen Auflagen im Datenschutz zwingend notwendig ist. Die vom WLAN bereits bekannte Problematik durch Überlagerungen von Funkwellen ist ebenfalls bei ZigBee vorzufinden, weshalb die aktivierte Sicherheitseinstellung der Datenintegrität weiter zu empfehlen ist. Die Größe der zu übertragenen Daten ist durch die Framegröße vom Standard IEEE 802.15.4 begrenzt und beschränkt so die Übertragung von größeren Datenpaketen, wie zum Beispiel Softwareupdates für Verbrauchsgeräte. [34] ZigBee wird per Wired Equivalent Privacy (WEP) basierend auf dem RC4-Algorithmus verschlüsselt. [35] Die Verschlüsselung wurde zuvor von WLAN benutzt und ist daher ebenfalls im Standard IEEE 802.11i beschrieben. Sie gilt als unsicher, da sie auf älteren Techniken basiert und so nicht zwingend für eventuell versendete und vertrauliche Daten geeignet ist. Im Standard IEEE 802.15.4 ist für Europa eine Bandbreite von 20Kbit/s (brutto) im 868 MHz Band vorgesehen.[36] ZigBee ist so in der Lage eine Kommunikation zwischen den Verbrauchsgeräten und dem Gateway herzustellen, aber nicht um gleichzeitig Daten für eine Live-Statistik zu übermitteln. ZigBee bietet durch den geringen Stromverbrauch und die geringen Anschaffungskosten ebenfalls eine gute Basis für die häusliche Kommunikation.

Powerline Communication innerhalb eines Haushaltes (Inhouse-PLC)
Inhouse-PLC setzt auf vorhandene Stromleitungen für die Kommunikation der Verbrauchsgeräte. Einen einheitlichen Standard gibt es zur Zeit noch nicht, doch das IEEE hat bereits für Februar 2011 den Standard IEEE P1901 zur Veröffentlichung vorgesehen. Trotz fehlender Standards basiert PLC auf dem Protokoll Ethernet, welches im ISO/OSI-Referenzmodell zu finden ist. [37] Durch die Kontrollverfahren von TCP werden alle Daten unversehrt über das PLC verschickt. Inhouse-PLC wird per sicherem AES Verfahren verschlüsselt und ist damit ebenso sicher wie WLAN. Ältere Geräte wurden durch Techniken wie DESpro verschlüsselt, welches nicht mehr Stand der Technik ist. Es ist also zwingend notwendig aktuelle Hardware zu verwenden. Nach aktuellen Veröffentlichungen des IEEE P1901 ist Inhouse-PLC mit einer Bandbreite von über 100MBit/s (brutto) angegeben. [37] Aktuelle Hersteller von PLC-Geräten garantieren allerdings schon Bandbreiten bis 200MBit/s (brutto) und höhere Bandbreiten sind ebenfalls zu erwarten. [38] So ist PLC wie WLAN in der Lage Nutzdaten und Daten zur Erstellung von Live-Statistiken gleichzeitig zu übermitteln. Inhouse-PLC baut auf vorhandene Infrastruktur auf und Verbrauchsgeräte müssen nicht zwingend mit einem Kommunikationsmodul ausgerüstet werden, da durch die bestehende Verbindung im Stromkreis Smart Meter den einzelnen Stromverbrauch ableiten können. So bietet PLC ebenso eine gute Basis für intelligente dynamische Netze im Stromumfeld des Eigenheims.

3.2.2.2 Fernkommunikation

Bei der Fernkommunikation beziehungsweise Fernübertragung, der Übertragung vom Eigenheim zum EVU, gibt es zwei unterschiedliche Möglichkeiten die sich heraus kristallisiert haben: Es kann auf bereits existierende Infrastruktur wie:

  • die direkte Verbindung via (Mobil-)Telefonnetz oder
  • existierende Breitbandanschlüsse

aufgebaut werden oder wird über eine zweckbestimmte Infrastruktur installiert wie

  • die Übertragung per Stromnetz oder
  • einen dedizierten Funkweg. [39]

Nachfolgend sind drei aktuelle Übertragungswege beschrieben, die für die Verbindung zum EVU genutzt werden können.

Universal Mobile Telecommunications System (UMTS)
Bei UMTS handelt es sich um einen Mobilfunkstandard. Weiterentwicklungen werden durch das 3rd Generation Partnership Project (3GPP) ausgebaut. Es wird zur Übertragung das Wideband Code Division Multiple Access (WCDMA) Multiplexverfahren [40] verwendet, was die Datenintegrität gewährleistet und die Unversehrtheit der zu übertragenden Smart Daten garantiert. Durch das Multiplexverfahren ist ebenfalls eine Verschlüsselung der Daten gegeben, wodurch die Übertragung von vertraulichen Daten über den Smart Meter garantiert wird. Mit neuster High Speed Packet Access (HSPA)-Technologie sind Bandbreiten beim Download von bis zu 14,4 MBit/s (brutto) und beim Upload von bis zu 5,8 MBit/s (brutto) möglich, steht HSPA nicht zur Verfügung verringert sich die Bandbreite allerdings auf 384 KBit/s (brutto) für Down- und Upload.[41] So ist die Übertragung von Smart Meter Daten zum EVU ohne Probleme möglich. Ohne HSPA ist eine Live-Statistik zum EVU nicht zu empfehlen, da dadurch enormen Daten entstehen. Für Updates, wie zum Beispiel Tarifänderungen, eignen sich beide Bandbreiten. Das Mobilfunknetz bietet eine gut ausgebaute Infrastruktur, die in der Lage ist Leistungsspitzen abzufangen. Dies gilt besonders beim Versenden von Live-Statistiken und dem gleichzeitigen Empfangen eines Softwareupdates. In Deutschland gibt es durch die beiden großen Netzprovider Vodafone und T-Mobile eine Netzabdeckung von UMTS von über 90%, welche in Regionen mit wenigen anderen Übertragungsmöglichkeiten von Vorteil ist. UMTS baut auf vorhandene Infrastruktur auf, Smart Meter oder MUC-Controller müssen nur mit einer kleinen Kommunikationseinheit versehen werden, und ist daher eine gute Basis für intelligente dynamische Netze in der Fernübertragung.

Powerline Communication für die Fernübertragung (PLC - Last-Mile-Technologie)
Die PLC - Last-Mile-Technologie basiert auf derselben Technik wie Inhouse-PLC. Für die Kommunikation zwischen dem Smart Meter und dem EVU wird die vorhandene Infrastruktur des Stromnetzes genutzt. Im Vergleich zum Inhouse-PLC wird beim PLC – Last Mile Technologie eine Verbindung vom Haushaltsanschluss zur nächsten Transformationsstation, der Station, aus der man seinen Strom empfängt, aufgebaut. In der Transformationsstation befindet sich ein Datensammler für eine Region oder einen Straßenblock, der die Daten verschiedener Haushalte sammelt und diese dann, zum Beispiel per Funk, an die zentrale Auswertungsstationen des EVU verschickt, um dort, zum Beispiel auf Netzschwankungen, an Hand von Analysen der empfangenden Daten zu reagieren. Hier wird oft der Mobilfunkstandard General Packet Radio Service (GPRS) verwendet. [42]

Digital Subscriber Line(DSL)/Breitband
DSL baut ebenfalls auf dem bekannten ISO/OSI Referenzmodell auf. Die Datenintegrität ist daher ebenso wie bei WLAN gegeben. Durch weitere Technologien, wie zum Beispiel VLAN tagging, kann Quality of Service (QoS) auf Datenströme angewandt und bevorzugt behandelt werden. [43] Ein Beispiel hierfür wäre die Gefahr eines Ausfallens des Energienetzes durch eine kurzfristige Überlastung. Wenn dies ein Smart Meter feststellt, sendet er diese Daten mit hoher Priorisierung zum EVU, damit dieses unverzüglich reagieren kann und weitere Energie ins Versorgungsnetz einspeist. Anders als bei WLAN kann im Breitband-Umfeld auf neueste Verschlüsselungstechnologien wie zum Beispiel dem Internet Protocol Security (IPsec) zurückgegriffen werden [44], wodurch das Ausspionieren von vertraulichen beziehungsweise persönlichen Daten unmöglich gemacht wird. Aktuelle Bandbreiten in Deutschland liegen im Verbraucherbereich mit VDSL beim Download von bis zu 50 Mbit/s (brutto) und beim Upload von bis zu 10 MBit/s (brutto) [45]. Hierfür ist allerdings ein Ausbau des Glasfasernetzes bis zum Haushalt nötig. Theoretisch wären sogar 100 GBit/s möglich, doch diese Ausbaustufe liegt noch in weiter Ferne. [46] Mit der theoretischen Leistung von Breitband wäre eine Live-Kommunikation jeglicher Daten von Smart Metern zum EVU möglich. Die überwiegenden Haushalte können beim Download mit bis zu 16 MBit/s und beim Upload mit bis zu 2 MBit/s versorgt werden. Die Breitbandabdeckung liegt im Durchschnitt bei 20% der G7-Staaten, vergleiche hierzu Abbildung 1. [47] Die Nutzung von Breitband ist hervorragend für neue voll dynamische Netzte ausgelegt, doch auf Grund noch zu geringer Abdeckung ebenfalls eine teure Alternative, wenn kein Breitbandanschluss verfügbar ist. Das EVU müsste zusammen mit den Netzbetreibern die komplette Infrastruktur nachrüsten. Falls die Breitbandtechnologie bereits verlegt wurde, aber der Endverbraucher keinen passenden DSL-Anschluss bereitstellen kann, bleibt auch hier nur der teure Einkauf des Anschlusses durch den EVU. Die Kosten würden so für den Erzeuger steigen und dieser würde die Kosten auf den Verbraucher umlegen.
Durch die weltweit wachsende Infrastruktur an Breitbandzugängen und die somit beste Möglichkeit für diese Kommunikationsart zwischen Smart Metern und EVU sollte auf den Breitbandanschluss das Hauptaugenmerk von allen Beteiligten auf den Endausbau dynamsicher Netze gelegt werden.

Abb. 1: Breitbandanschlüsse pro 100 Einwohner G7-Staaten und Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD)(%)
Abb. 1: Breitbandanschlüsse pro 100 Einwohner G7-Staaten und Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD)(%)

In Deutschland wurde erkannt, dass viele Innovationen durch die IKT-Branche erzielt werden. Sie ebnet, zum Beispiel durch Breitbandanschlüsse neue Geschäftsfelder, wie die Kommunikation in einem Energienetz[48] Die Bundesrepublik Deutschland hat im Jahr 2007 das Projekt E-Energy ins Leben gerufen, welches in 2010 mit Feldtests gestartet ist und „Deutschlands Weg zum Internet der Energy“ [49] begleiten soll.

3.2.3 Produkte für Verbraucher

Technologien für Verbraucher sind im Bereich des Smart Metering keine wirklichen neuen Technologien. Die Verbraucher können auf vorhandenen Schnittstellen am Smart Meter oder MUC-Controller zugreifen, um Statistiken für den eigenen Verbrauch zu ermitteln. Der Zugriff zeigt den aktuellen Zählerstand der durch den Smart Meter oder MUC-Controller aufgearbeitet wurde. [50] Aktuell gibt es drei unterschiedliche Wege, dies zu realisieren. Beispielsweise kann dies durch ein In-House-Display mit individueller Verbrauchsanzeige geschehen. [51] Denkbar ist ebenso eine Webübersicht auf den Internetseiten des Anbieters, wie etwa Googles Powermeter. [52] Eine spezielle Software auf dem heimischen PC wäre die letzte Alternative, alledings nur unter der Vorraussetzung, dass der PC mit dem Smart Meter oder MUC-Controller kommunizieren kann. Hier müsste also eine dedizierte Kabel- oder Funkverbindung installiert werden. [51] Als Beispiel für einen Mix der genannten Kundeninformationen, dient die von dem EVU „EWE AG“ seinen Kunden zur Verfügung gestellten „EWE Box“. Mit dieser Box ist es möglich den aktuellen Stromverbrauch auf einem Display zu erkennen, siehe Abbildung 2, oder sich Trends der letzten Woche auf einer Webseite anzuschauen. [53]

Abb. 2: EWE Box
Abb. 2: EWE Box

Die Visualisierung des aktuellen Verbrauchs eröffnet den Verbrauchern die Möglichkeit gezielt zu identifizieren und die unterschiedlichen Produkt- und Tarifelemente anzupassen. [54] Effiziente Technologien für Verbraucher sind daher besser angepasste Tarife und Produkte für Smart Metering, aufgeteilt in Kundensegmente, wie beispielsweise eine Familie mit Kindern oder der verbrauchsstarke Haushalt. [55] Durch die Gesetzgebung aus dem Jahre 2008, die im Januar 2010 aktiv wurde, beginnt ein langsamer Austausch alter Zähler, wie Ferraris-Zähler, gegen neue „intelligente“ Zähler, die aktuelle Generation des Smart Meter. Durch eine neue Aufteilung des Marktes und einer neuen Vielfalt an Tarifen können neue Zähler ebenfalls an interessierte Neukunden verteilt werden. In der Studie "Umsetzbare Smart-Metering Produkte" der LBD-Beratungsgesellschaft, im März 2010, sind Produktelemente und relevante Kundensegmente aufgezählt. Es wurde hier besonders darauf geachtet, dass für die Aufteilung der Tarife und Gruppen passend zum Kundennutzen steht. Die Aufteilung der Kunden (hier gekürzte Fassung), die anhand der Studie vorgenommen wurde, sieht wie folgt aus:

  • Ökologisch Sensibilisierte
  • Verbrauchsstarke
  • Kunden mit Zahlungsschwierigkeiten [56]


Die Details über die Auf- und Einteilung sind in der nachfolgenden Tabelle 1 beschrieben.

ProduktnameZielgruppeBesondere MerkmaleInteressierter Anteil an Strombestandskunden
Smart Basic* alle Interessierten* Verbrauchsinformationen ohne Extras10%
Smart Green* Ökologisch Sensibilisierte* Lastvariabel, Anreize für Energieeffizienz, Einbindung lokaler Erzeuger10%
Smart Service* Verbrauchsstarke* Umfangreiche Beratungs- und Serviceleistungen über alle Medien hinweg, hin zu Mehrwertdiensten und Haus-Services5%
Tabelle 1: Smart Metering Tarifübersicht


Um Kundenansprüchen besser gerecht zu werden, ist es notwendig diese grobe Unterteilung weiter aufzuteilen. In den folgenden Tabellen 2,3,4 werden die unterschiedlichen Tarifvarianten von Smart Green, Smart Basic und Smart Service dargestellt.


Varianten von Smart Green

ProduktnameZielgruppeBesondere MerkmaleInteressierter Anteil an Strombestandskunden
Smart Family* Moderne Familien mit Kindern (Verbrauchsstark)* Unterstützung des energieeffizienten Familienalltags und spielerische Anreize10%
Smart Prosumer* Eigenheimbesitzer (Ökologisch Sensibilisiert)* Paket: Eigenerzeugungsanlagen, Energielieferung und Auswertung1%
Tabelle 2: Smart Green Tarifübersicht


Varianten von Smart Service

ProduktnameZielgruppeBesondere MerkmaleInteressierter Anteil an Strombestandskunden
Smart Business* Kleingewerbe* Unterstützung bei Effizienzmaßnahmen, regionale Förderung2%
Smart Heat* Mieter in Mehrfamilienhaus* Direkte Abrechnung und Optimierung der Wärmeversorgung5%
Smart Contracting* Verbrauchsstarke Eigenheimbesitzer* Paket aus effizienten Wärmeanlagen und Energielieferung über alle Medien1%
Tabelle 3: Smart Service Tarifübersicht


Varianten von Smart Basic

Produktname ZielgruppeBesondere MerkmaleInteressierter Anteil an Strombestandskunden
Smart Cost check* Zahlungsschwierigkeiten
* Ferienhausbesitzer		* Angepasstre Vorrauszahlung mit Möglichkleit Fernabschaltung5%
Grundversorgung* Alle (Grundversorgung)* Grundversorgung mittelfristig mit elektronischem Zähler51%
Tabelle 4: Smart Basic Tarifübersicht


Die ab 2011 von der Regierung eingeplanten lastvariablen Tarife [57] werden einen weiteren Anreiz für den Wechsel zu einem intelligenten Energienetz vorantreiben. Diese Tarifform ermöglicht Verbrauchern effektiv Energie zu sparen, wenn Sie "teure" Verbraucher, wie zum Beispiel Waschmaschinen, zu günstigen Zeiten anschalten zum Beispiel, wenn sich ein Tarif anpasst durch zum Beispiel Einspeisung von viel Windenergie ins Stromnetz und so der Tarif günstig wird. [58] Bei Nutzung eines „Smart Home“ schaltet sich die Waschmaschine automatisch ein, wenn der passende ausgewählte Tarif angeboten wird. Weitere Anreize der Bundesregierung betreffen die Energieeffizienz beim Eigenheim, wobei hier der Einsatz neuer Technologien zwingend erforderlich ist. Durch neue Gebäudestandards und steigende Energiekosten setzen viele Verbraucher bereits auf eigene kleine Hauskraftwerke, wie zum Beispiel Photovoltaikanlagen oder moderne Gasmotoren. Mehr Informationen zu Hauskraftwerke gibt es in Kapitel 4.3. Ein kommender Trend könnte die Speicherung von dezentral eingespeistem Strom werden, durch den Einsatz der Batterien in Elektrofahrzeugen. [59]

3.3 Einsatzgebiete

Der folgende Abschnitt gibt einen kleinen Überblick über ein paar bereits gestartete oder noch in der Planung befindliche Feldversuche im Bereich Smart Metering.

  • Pilotprojekt der Duisburger Stadtwerke in Zusammenarbeit mit der Deutschen Telekom
  • Feldversuch "intelligente Zähler" bei Energie SaarLorLux
  • "Mühlheim zählt" Pilotprojekt in Mühlheim


Pilotprojekt der Duisburger Stadtwerke in Zusammenarbeit mit der Deutschen Telekom
Bei diesem geplanten Pilotprojekt arbeiten die Duisburger Stadtwerke AG eng mit der Deutschen Telekom AG (D-TAG) zusammen um ca 200 Haushalte an das intelligente Stromnetz anzubinden. Hierbei werden die Haushalte mit Smart Metern ausgestattet und die notwendigen Daten werden von der Telekom abgerufen, gesammelt und an die Messstellenbetreiber und Energieversorger übertragen. Letztere bezahlen für diesen Datensammeldienst der Telekom eine monatliche Gebühr. Die D-TAG geht dabei in Vorleistung, bezüglich der dafür benötigten Infrastruktur sowie der Erschließung neuer Gebiete. Dieses Pilotprojekt ist jedoch beschränkt auf das Auslesen der Stromdaten der jeweiligen Haushalte. [60]

Feldversuch "intelligente Zähler" bei Energie SaarLorLux
Der Energieversorger SaarLorLux startete im August 2010 einen rund 6-monatigen Feldversuch im Smart Metering Bereich, speziell im Energiebereich.
Dabei wurden ca. 60 Haushalte in Saarbrücken mit den intelligenten Zählern ausgestattet sowie mit einer Software beliefert die die sekundengenaue Auslesung und Analyse der Daten auf dem heimischen PC ermöglicht. Diese 60 Haushalte wurden nochmals in bestimmte Zielgruppen unterteilt: [61]

  • 20 Single Haushalte
  • 20 Kleinfamilien Haushalte
  • 20 Haushalte mit 4 beziehungsweise mehr Personen

Bei diesem Feldversuch wird der Stromverbrauch in 15-Minuten Intervallen ausgelesen und alle 2 Stunden über einen vorhandenen Breitband DSL Anschluss aggregiert und an die Messtellenbetreiber übermittelt. Den sekundengenauen Verbrauch kann man allerdings nur direkt am Zähler oder mit Hilfe der mitgelieferten Software am eigenen PC auslesen. [62]
Ziel dieses Versuches ist es Erfahrungen in folgenden Bereichen zu sammeln:[63]

  • Akzeptanz der neuen Zähler bei den Kunden
  • Veränderung des Verbrauchsverhaltens aufgrund der neu gewonnenen Transparenz
  • Unterschiede des Verbrauchverhaltens abhängig von der Zielgruppe

Diese Erfahrungen sollen dann genutzt werden, um entsprechende Stromtarife bis zum Ende des Jahres 2010 zu entwickeln. [63]

"Mühlheim zählt" Pilotprojekt in Mühlheim
Bei diesem Pilotprojekt der RWE im Großraum Mühlheim handelt es sich, laut Aussage des Energieversorgers, um den ersten flächendeckenden Feldversuch im Bereich des Smart Metering. [64] Hierbei sollen rund 100.000 Haushalte mit neuen intelligenten Zählern ausgestattet werden. Für den Austausch der alten Zähler und weiterer Infrastruktur hat das Unternehmen rund 30 Millionen Euro investiert. [64]
Die Ursprünge des Projektes liegen bereits im Jahr 2008. Damals wurde geplant Mitte 2008 mit dem Roll-out der neuen Zähler zu beginnen. [65] Diese Roll-out Phase soll nun nach über 3 Jahren, Ende 2011, beendet werden. [64]
Interessant bei diesem Projekt ist, dass das Intervall für die Übertragung der Verbrauchsdaten monatlich stattfindet, jedoch auf Kundenwunsch dieses auch verkürzt werden kann. [64] Allerdings gibt es, im Gegensatz zu anderen Pilotprojekten, für den Verbraucher nicht die Möglichkeit seinen sekundengenauen Verbrauch abzulesen. Jedoch besteht weiterhin die Möglichkeit den Gesamtverbrauch, abhängig vom gewählten Übertragungsinterval, direkt am Zähler auszulesen sowie granuliertere Daten in einem Internetportal nachzuvollziehen. [66]
Für die Übertragung der aggregierten Verbrauchsdaten nutzt RWE zwei unterschiedliche Wege. Zum Einen werden die Daten der einzelnen Verbraucher via Powerline zu den Transformatorstationen an Datenkonzentratoren übertragen. Diese Datenkonzentratoren sammeln die Daten, bereiten sie auf und übertragen sie via GSM direkt zum Energieversorger. Zum Anderen besteht die Möglichkeit, dass die Daten direkt per GSM Modul von den Verbrauchern an eine zentrale Stelle gesendet werden. [66]

3.4 Einsatzbereiche

Für Smart Metering gibt es verschiedene Einsatzbereiche. So kann Smart Metering nicht nur im Stromanbieterbereich eingesetzt werden, sondern auch andere Grundversorgungen, wie Wasser und Gas, lassen sich mit Smart Metering realisieren. Am Weitesten ausgeprägt ist der Smart Metering Ansatz jedoch weiterhin im Bereich der Stromanbieter, da hier auch die Möglichkeit besteht ein dezentrales Stromnetz, ein Smart Grid, zu errichten, bei dem Verbraucher gegebenenfalls auch Erzeuger sein können, indem sie bei Bedarf Strom in das Netz zurückspeisen. Ein solcher Ansatz wäre im Wasser oder Gas Bereich schlecht zu realisieren, da es im Gegensatz zum Strom keine dezentralen Erzeuger von Wasser oder Gas gibt. Im weiteren Verlauf werden weitere Einsatzbereiche von Smart Metering kurz betrachtet.

3.4.1 Smart Home

Unter Smart Home wird im weitesten Sinne das voll-vernetzte Heim verstanden. Ein Standard hierbei ist die EU Norm 50090, die die Gebäudeautomatisierung/-steuerung definiert. Hierbei werden elektronische Heimverbraucher über ein Steuerungsnetz angesprochen. Die Steuerung erfolgt hierbei entweder indirekt über einen Steuerungscomputer oder direkt über angeschlossene Sensoren.
Eine Kopplung der Sensoren an dem Steuerungscomputer zur Aufbereitung und Verarbeitung der Daten ist ebenfalls möglich.
Zu einer Automatisierung zählen hierbei die Auswertung von Sensordaten, Monitoring der Gebäudedaten, Auswertung von Verbrauchsdaten, Sicherheitssysteme, Remote Steuerung, Steuerung von Verbrauchern (Elektrogeräte) sowie Audio- und Videosteuerung. [67]

EN 50090
Die EU Norm 50090 definiert einen Standard zur Gebäudeautomatisierung. Sie ist weiterhin als KNX-Standard bekannt, da dieser die EU Norm implementiert.
Teil dieser Norm sind die Sensoren und Aktoren, wobei letztere zwischen Stromnetz und Endverbraucher geschaltet werden. Die Norm regelt die Verbindung zwischen Sensoren und Aktoren sowie deren Kommunikation. [67]

KNX
KNX implementiert die EU Norm 50090 und ist ein international anerkannter, zertifizierter Standard wie folgende Auflistung zeigt: [68]

  • Internationaler Standard (ISO/IEC14543-3)
  • Europäischer Standard (CENELEC EN50090 and CEN EN 13321-1 and 13321-2)
  • Chinesischer Standard (GB/Z 20965)
  • ANSI/ASHRAE Standard (ANSI/ASHRAE 135)


Bei einer KNX Implementierung werden Steuernetz und Stromnetz voneinander getrennt. [67] War es bis jetzt so, dass die Steuerung von Verbrauchern durch Trennung der Netzspannung geregelt wurde, wie zum Beispiel bei einer Deckenleuchte die per Lichtschalter ein- und ausgeschaltet wird, so erfolgt diese Steuerung nun über ein eigenes Steuerungsnetz. Beide Netze, Stromversorgungs- und Steuerungsnetz, werden parallel verlegt. [67] Zwischen dem Verbraucher (Elektrogerät) und der Stromzufuhr wird ein Aktor gesetzt, der die Steuerungssignale des KNX Netzes annimmt und verarbeitet.
Vorteil dieser Implementierung ist die Möglichkeit zur Installation eines Steuerungscomputers, der je nach Programmierung auf diverse Eingaben reagiert. Die Steuerung der Hauselektronik von einem zentralen Punkt aus bietet diverse Möglichkeiten, wie folgende Beispiele zeigen:

Beispiel 1: Einschalten einer Deckenleuchte
Es ist möglich über Außensensoren das Restlicht am Abend zu messen und entsprechend die Lichtintensität in bestimmten Räumen zu regeln. Je dunkler es draußen wird, desto weniger wird eine Deckenleuchte gedimmt, bis sie ihre maximale Leuchtkraft erreicht hat. Weiterhin wäre es möglich über Sensoren im Raum festzustellen, ob sich eine Person längere Zeit in diesem Raum aufhält und entsprechend das Licht zu schalten oder aber ob eine Person nur schnell einen Raum durchquert und daher ein Einschalten des gesamten Lichts überhaupt nicht notwendig ist.
Auch eine Kombination beider Möglichkeiten ist programmierbar.

Beispiel 2: Öffnen der Fenster bei "schlechter Luft" Durch CO2 Sensoren wäre es möglich den CO2-Gehalt in einem Raum zu messen und bei Erreichen eines bestimmten Grenzwertes die Fenster automatisch zu öffnen und wieder zu schließen.
Da man natürlich nicht möchte, dass die Fenster geöffnet werden, wenn es regnet wäre eine Kopplung an einen Regensensor ebenfalls möglich.

3.4.2 Virtuelle Kraftwerke

Im eigentlichen Sinne ist die Bezeichnung virtuelle Kraftwerke nicht zutreffend, da es sich um reale Energieerzeuger handelt. Daher sollte von Cluster-Kraftwerken oder Kraftwerkszusammenschlüssen gesprochen werden.
Bei einem Cluster-Kraftwerk werden verschiedene kleine private Stromerzeuger zu einer Steuerungseinheit zusammengeschlossen. Hierbei handelt es sich dann um ein zentral steuerbares Netzwerk dezentraler Erzeuger und Verbraucher. Diese Stromerzeuger könnten zum Beispiel sein:

  • Biogaskraftwerke
  • Private Solaranlagen
  • Windkraftanlagen
  • Photovoltaikanlagen

Die nicht genutzte Energie der einzelnen Erzeuger wird hierbei dem Stromnetz wieder hinzugefügt. Damit eine solche Zufuhr besser geregelt werden kann, ist die zentrale Steuerung von großer Bedeutung für ein virtuelles Kraftwerk. Da die Stromerzeugung bei Sonnen- oder Windenergie abhängig vom Wetter ist, muss vorausgeplant werden, wie viel Strom dem Netz zu bestimmten Zeiten wieder hinzugefügt wird. Da daher nur das Biogaskraftwerk als konstant angesehen werden kann, besteht nur hier eine gesicherte Strommenge. Um nun eine optimale Netzauslastung zu erreichen, muss auf Grund von Wetterprognosen der zu erwartende, rückgeführte Strom der wetterabhängigen Anlagen berechnet werden. [69]
Die Komplexität eines solchen Zusammenschlusses mehrerer Energieerzeuger zeigt folgende Grafik:

Abb. 3 Schematische Darstellung eines Virtuellen Kraftwerks
Abb. 3 Schematische Darstellung eines Virtuellen Kraftwerks

3.4.3 E-Energy Marktplatz

Im „Internet der Energie“ soll ein neuer Marktplatz entstehen, in dem die Kunden als Kleinanbieter von selbsterzeugtem Strom auftreten können und somit eine aktive Rolle am Marktplatz einnehmen. E-DeMa ist eins der sechs E-Energy Projekte, die gerade in Deutschland zur Findung von Standards durchgeführt wird und beschäftigt sich größtenteils mit dem Aufbau eines E-Energy Marktplatz der Zukunft. Im Folgenden wird auf der Basis dieser Erkenntnisse beziehungsweise Planungen aus dem Projekt E-DeMa der E-Energy Marktplatz der Zukunft erläutert. Weitere Erläuterungen zum E-DeMa Projekt sind in Kapitel 4.3 zu finden.
Folgende Teilnehmer verbindet der E-Energy Marktplatz der Zukunft miteinander:[70]

  • Prosumer
  • Netzbetreiber
  • Neue Dienstleister
  • Messstellenbetreiber
  • Energieerzeuger
  • Energiehändler
Abb. 4: E-Energy Marktplatz
Abb. 4: E-Energy Marktplatz


Kombinierte Marktrollen werden Bündelrollen genannt, hier zum Beispiel die Rolle des Prosumer. Ein Prosumer ist eine Bündelung der Marktrollen Produzent und Energienutzer und ist somit eine Mischung aus Erzeuger (Producer) und Verbraucher(Consumer).[71] Ein Prosumer ist gleichzeitig ein Teilnehmer an einem "virtuellen Kraftwerke", da er selbst einen kleinen Teil an Energie erzeugt.
Grundsätzlich soll der E-Energy Marktplatz aus vielen regionalen Marktplätzen bestehen, die durch einen Administrations- und Datenaustauschkanal verbunden sind und unter einer Regelzone der vier großen Energieunternehmen, RWE, E.ON, EnBW und Vattenfall zusammengefasst werden (siehe Abbildung 4).[72] Ein regionaler Marktplatz soll in zwei Bereiche aufgeteilt werden, einmal Business-to-Customer (B2C) und einmal Business-to-Business (B2B), die, wie das große Ganze wiederum durch einen Administrations- und Datenaustauschkanal miteinander verbunden werden. [73]
Im B2C sollen verschiedene Produkte für den Kunden angeboten werden, wie zum Beispiel verschiedene Stromprodukte mit oder ohne Automatisierung, Service-Produkte oder auch andere Energiedienstleistungen, wie zum Beispiel Energieberatung. Andersherum soll es hier eine Möglichkeit für Prosumer geben ihre selbsterzeugte Energie, zum Beispiel durch Photovoltaikanalagen auf dem Hausdach, in den Energiemarkt mit einzubringen, entweder manuell oder automatisiert, das heißt zum Beispiel durch den Smart Meter gesteuert.[74]
Im B2B Bereich des Marktplatzes werden Ausschreibungen von Verteilnetzbetreibern angeboten. Außerdem werden für die Energiehändler kumulierte Kleinenergiemengen, dargestellt durch „virtuelle Kraftwerke“, zur Verfügung gestellt. Netzbetreiber können über den E-Energy Marktplatz Produkte von Messstellenbetreibern für den Netzausbau kaufen. [75]
Der Administrations- und Datenaustauschkanal tauscht einerseits verschiedene Daten, wie zum Beispiel Produktinformationen oder Zählerstände, mit den B2C und B2B Bereichen aus, andererseits kann in Kombination mit den regionalen Marktplätzen er auch als überregionale Schnittstelle verwendet werden. Zur Administration beinhaltet diese Schnittstelle Stammdaten der Teilnehmer am Marktplatz, wie zum Beispiel Zugangsdaten für Marktteilnehmer oder technische Daten für Prosumer. Außerdem werden eigene Daten der Prosumer, wie zum Beispiel der Verbrauch, Tarifrechner oder die Rechnung, über eine Handelsplattform im Internet abgebildet. Die Schnittstelle kennt die bisherige Auslastung des Netzes und die Energieproduktion des selbigen sowie auch den Verbrauch auf Seiten der Benutzer und kann mit diesen Daten eine Prognose für die weitere Auslastung generieren. [76]

Der Energiemarktplatz der Zukunft soll also Drehkreuz aller Informationen für zukünftige Handelsgeschäfte sein. Es werden bestimmte Regeln für Handelsgeschäfte definiert, damit der Handel geordnet abläuft. Der Marktplatz schafft ökonomische Anreize und stellt Preise nach marktwirtschaftlichen Gesichtspunkten auf. Der Teilnehmer hat dadurch die Möglichkeit für sich das beste Produkt zum besten Preis zu erhalten, zum Beispiel im Rahmen von Strompreisen den günstigsten Tarif für einen bestimmten Zeitraum oder nur Strom aus erneuerbaren Quellen (grüner Strom). Mit Hilfe von Stromhandelssoftware bildet der Marktplatz die Unterstützung für Kunden- und Risiko-Management. Der Marktplatz soll als Prognosesystem für E-Energy fungieren und kann mit den gelieferten Temperatur-, Sonnen- und Windprognosen die zukünftigen Entscheidungen im IKT-Gateway beeinflussen. [77] Es können völlig neue Dienstleistungen auf dem Energiemarktplatz entstehen, wie zum Beispiel „verzögertes Einschalten zulassen“ oder „nur bei Sonnenschein oder Wind verbrauchen“. Auf dem Marktplatz könnten die Erzeuger und Verbraucher honoriert werden, wenn sie einen Beitrag zur sicheren, kostengünstigen und klimafreundlichen Stromversorgung leisten, wodurch die Abhängigkeiten von Energieimporten verringert würden.[78]

3.5 Standardisierungen

Das Thema Standardisierung im Smart Metering Umfeld ist ein sehr komplexer Bereich, da es bis heute kaum eindeutige europäische Standards gibt. Bisweilen gibt es ein EU Mandat, M/441, das die Gründung der Smart Meter Co-ordination Group (SMCG) mit sich brachte, um europaweiten Standards für Smart Metering zu definieren.
Weiterhin wurde im Jahre 2009 eine Ergänzung der EU Norm EN 13757, aufgrund der Arbeit der Open Metering System (OMS) Vereinigung, durchgeführt.
Im weiteren Verlauf werden folgende Vereinigungen und deren Ansätze beziehungsweise Standards genauer beschrieben:

  • Smart Meter Co-ordination Group (SMGC)
  • International Electronic Commission (IEC)
  • Device Language Message Specification User Association (DLMS-UA)
  • Cambridge Consultans - Enwicklung des Universal Metering Interfaces (UMI)
  • Open Metering

Hauptziel dieser Vereinigungen ist es einen Standard für die Interkommunikation und Interoperabilität zwischen verschiedenen Smart Metering Komponenten zu definieren, damit Smart Metering Lösungen verschiedener Hersteller miteinander kompatibel sind.

SMCG
Die SMCG ist eine Vereinigung aus den drei Europäischen Standardisierungs Organisationen (ESO) und internationalen Organisationen aus den Bereichen Gas, Wasser und Elektrizität, die die Beratung und Koordination bezüglich des EU Mandates M/441 übernehmen sollen. "Das Mandat M/441 soll sicherstellen, dass nutzbare, allgemein anerkannte Standards auf europäischer Ebene verfügbar sind um den Roll-Out von Smart Metering zu unterstützen." [79]
Um dieses Ziel zu erreichen wurde eine Smart Meter Co-ordination Group gegründet, nachdem die drei Europäischen Standardisierungs Organisationen das Mandat akzeptiert hatten und somit verantwortlich für die Definition dieser Standards sind. [80]
Die SMCG setzt sich aus folgenden Mitgliedern zusammen: [80]

  • European Committee for Standardization (CEN)
  • European Committee for Elektronical Standardization (CENELEC)
  • European Telecommunications Standards Institute (ETSI)
  • European Smart Metering Industry Group (ESMIG)
  • Association of European Gas Meter Manufacturers (FACOGAZ)
  • Association of the European manufacturers of Water and Thermal Energy meters (AQUA)
  • CEN/CLC SEC Forum
  • Council of European Energy Regulators (CEER)
  • European Regulators' Group for Electricity and Gas (ERGEG)
  • Union of the Electricity Industry (EURELECTRIC)
  • Technical Association of the European Natural Gas Industry (MARCOGAZ)
  • The European Union of the Natural Gas Industry (EUROGAS)
  • European Cooperation in Legal Metrology/Western European Legal Metrology Cooperation (WELMEC)
  • Europäischer Verein zur verbrauchsabhängigen Energiekostenabrechnung (EVVE)
  • European Association of Electrical Contractors (AIE)
  • European Association for the Co-ordination of Consumer Representation in Standardisation (ANEC)
  • Open Meter Project

Bei diesen Mitgliedern handelt es sich um Vertreterorganisationen aus allen Bereichen, die von Smart Metering betroffen sind, wie zum Beispiel Gas (EUROGAS), Elektrizität (EURELECTRIC), Regulierungsbehörden (EREG), Herstellern (ESMIG) sowie Konsumentenvertreter (ANEC). [81]

Hauptaufgabe der SMCG ist die Koordination von Standardisierungsaktivitäten und die Berichterstattung an die ESOs. Es wurden 2 Arbeitsgruppen gegründet, die sich mit unterschiedlichen Bereichen der Technik zur Standardisierung befassen. Die erste Arbeitsgruppe befasst sich ausschließlich mit dem Thema "Communications". Hierunter fallen beispielsweise Datenobjekte sowie Datenprotokolle. Die zweite Arbeitsgruppe beschäftigt sich mit "Additional Functionalities", also zusätzlichen Funktionen von Smart Metern "[...]gegenüber der manuellen Messung und Zählung". [82]

IEC
Das IEC ist ein Zusammenschluss vieler nationaler Komitees[83] mit dem Ziel internationale Standards für alle elektronischen Technologien zu entwickeln.[84] Dabei arbeitet die IEC stark mit anderen Standardisierungsorganisationen, wie der International Organisation for Standardization (ISO) oder der International Telecommunication Union (ITU), zusammen. [85]

Einige von der IEC entwickelten Standards die wichtig für weitere Arbeiten im Bereich Smart Metering Standardisierungs sind:

  • "IEC 62051-12004: Terms related to data exchange using DLMS/COSEM (Anm. d. A.: Hierbei handelt es sich um IEC 62051-1 aus dem Jahre 2004)
  • IEC 62056-21:2002, Direct Local Data Exchange (3rd ed. of IEC 61107)
  • IEC 62056-42:2002, Physical layer services and procedures for connection oriented asynchronous data exchange
  • IEC 62056-46:2007, Data Link Layer using HDLC protocol
  • IEC 62056-53:2006, COSEM Application Layer
  • IEC 62056-61:2006, OBIS Object Identification System
  • IEC 62056-62:2006, Interface Objects
  • IEC 61334-6:2000, A-XDR encoding rules" [86]

Diese Standards werde unter Anderem von der DLMS-UA bei ihrer Arbeit zur Standardisierung von Smart Metering Lösungen verwendet. [87]

DLMS-UA
Die DLMS-UA wurde 1997 gegründet und besteht aus 171 Mitglieder (Stand Mai 2010) von denen der Großteil aus dem europäischen Raum stammt. [88] Ziel der DLMS-UA ist es offene Standards im Bezug auf den Datenaustausch von Metering Systemen zu definieren. Weiterhin sollen zwischen den Mitgliedern Netzwerkmöglichkeiten aufgetan werden, um Wissen untereinander zu teilen und zu verbreiten. [89] Beim DLMS Standard handelt es sich um eine nach IEC-Norm 61334-4-41 genormte Sprache für Zählerkommunikation. Die DLMS-UA hat hierbei mehrere sogenannte "Colored Books" herausgegeben, in denen einzelne Bereiche dieser Sprache behandelt werden. [90] Weitere Regeln für den Datenaustausch werden durch die Companion Specification for Energy Metering (COSEM) bereitgestellt.

Cambridge Consultans
Um den geplanten Rollout für Smart Meter nicht zu verzögern wurde von Cambridge Consultans eine Schnittstelle entwickelt, die genutzt wird, um spätere Standards bezüglich Übertragungstechnik oder anderweitigen Implementierungen zu ermöglichen. Sie nennt sich das Universal Metering Interface. [91]

Open Metering
"Open Metering ist eine Interessengemeinschaft von Herstellern im Bereich abrechungsrelevanter Messungen und wird getragen von den Verbänden FIGAWA, ZVEI und KNX." [92] Diese Interessengemeinschaft hat es sich zum Ziel gesetzt offene, herstellerübergreifende Schnittstellenstandards zu definieren. [93]
Beim Open Metering System werden alle Versorgungsbereiche (Strom, Wasser, Gas) gleichermaßen betrachtet und integriert. Ein Ergebnis hiervon ist die Neuauflage der EU Norm EN 13757 aus dem Jahre 2009, die den Meter Bus(M-Bus) zur Vernetzung und Fernauslesung von Zählern definiert. Hierbei flossen die von der Open Metering Gemeinschaft entwickelten Open Metering System Specifications als Ergänzung beziehungsweise Konkretisierung in die EU Norm ein.

3.6 Datenschutz

Der Datenschutz beim Smart Metering ist ein sehr wichtiges Thema, da sich durch die punktgenauen Verbrauchszahlen bestimmte Verbrauchsmuster zusammenstellen lassen, die einen genauen Einblick in das Privatleben von Personen zulassen, sogenannte Verbrauchsprofile. So ist es möglich anhand des Wasserverbrauchs abzulesen, wann und wie oft eine Person duscht oder ob sie öfters badet als duscht. Weiterhin lassen die Messdaten aus dem Stromverbrauch genaue Rückschlüsse auf weitere Lebensgewohnheiten zu. Daher handelt es sich bei den abgelesenen Daten aus dem Smart Metering Bereich um personenbezogene Daten, die wie alle anderen personenbezogenen Daten vom Datenschutzgesetz betroffen sind.[94]
Jedoch gibt es beim Smart Metering einige Grauzonen, was die rechtlichen Grundlagen angeht.

Grundsatz der Datensparsamkeit
So sieht zum Beispiel das Bundesdatenschutzgesetz vor, dass nur so wenig personenbezogene Daten wie möglich erhoben werden sollen. [95]
Dies ist jedoch beim Smart Metering nicht möglich, da es darauf ausgelegt ist so viele Daten wie möglich zu sammeln, um so genaue Statistiken zu erstellen.
Daher schreibt der Gesetzgeber vor, dass Daten vom Smart Metering nur dann erhoben werden dürfen wenn zum Beispiel ein entsprechender zeit- oder lastvariabler Tarif, im Sinne des § 40 Abs. 3 EnWG, vorliegt. [96]

Automatisches Auslesen der Smart Metering Geräte
Eine weitere Grauzone besteht bei der automatischen Übertragung der Daten aus den Geräten an den Messstellenbetreiber beziehungsweise das Versorgungsunternehmen, denn §4 Abs. 2 des BDSG sieht vor, dass personenbezogene Daten nur beim Betroffenen direkt und mit seiner Einwilligung erhoben werden dürfen und daher das automatische Auslesen und Transferieren dieser Daten gegen dieses Gesetz verstoßen würde. [97] Die Vorschrift zur Direkterhebung hat keinerlei Bestand. Bei ihr gilt, sollte eine Direkterhebung oder Übermittlung der Daten einen unverhältnismäßig hohen Aufwand für den Betroffenen darstellen, wäre eine Auslesung der Daten ohne Zustimmung erlaubt. Da dies allerdings nicht zutrifft, weil eine Übermittlung der Daten bis jetzt auch immer vom Betroffenen selbst erledigt wurde oder aber entsprechende Ablesedienste eingesetzt wurden, muss der Betroffene die Übertragung der Daten selbst auslösen. Weiterhin muss der Endverbraucher über die Art der Daten in Kenntnis gesetzt werden, die übermittelt werden.
Es besteht allerdings die Möglichkeit nach §4a Abs. 1 BDSG, dass der Betroffene eine schriftliche, freiwillige Einwilligung abgibt, die den Messstellenbetreiber oder das Versorgungsunternehmen dazu berechtigen die Daten ohne ein aktives Handeln des Betroffenen auszulesen. [98]

Übertragung der Daten an das Versorgungsunternehmen
Sollten die Daten vom Messstellenbetreiber an das Versorgungsunternehmen übertragen werden, so muss der Betroffene über die Übertragung, bestenfalls vorher, informiert werden. Weiterhin muss sichergestellt werden, dass die übertragenen Daten sich nicht zu Erstellung von personenbezogenen Nutzerprofilen nutzen lassen. Daher ist eine Aggregation der Daten vor der Übertragung von den Messstellenbetreibern zum Versorgungsunternehmen notwendig. [99]

3.7 Praxisbeispiel Google PowerMeter / Yellostrom

Bei Google PowerMeter handelt es sich um ein kostenloses Tool des Suchmaschinenbetreibers zur Überwachung des persönlichen Stromverbrauches. Laut Google soll es dabei helfen, Energie und damit Geld zu sparen. Mit Hilfe des Tools kann der geneigte Nutzer unter gewissen technischen Voraussetzungen, die später in diesem Kapitel erläutert werden, seinen täglichen, wöchentlichen oder auch monatlichen Stromverbrauch betrachten und auswerten. Weiterhin lässt sich mit PowerMeter der ständige Verbrauch darstellen und soll somit den Benutzer auf den Verbrauch von Standby-Geräten sensibilisieren. Daneben kann ein Energiesparziel auf Basis der eben genannten Zeiträume eingestellt werden und entsprechend überwacht werden, siehe dazu auch Abbildung 5: Was ist Google PowerMeter.
Abb. 5: Was ist Google PowerMeter.
Abb. 5: Was ist Google PowerMeter.

Google unterstützt mit PowerMeter eine Vielzahl von Smart Metern und kooperiert weltweit mit diversen Stromanbietern. In Deutschland gibt es bisher erst einen Anbieter der entsprechende Geräte und Tarife zur Verbindung mit Google PowerMeter anbietet: Yellostrom.

Nachdem der Nutzer durch Yellostrom einen neuen Zähler einbauen ließ, kann PowerMeter entsprechend genutzt werden. Dabei lässt sich der Stromverbrauch im Viertelstunden-Takt analysieren, mit dem bisherigen Verbrauch vergleichen oder auch mit anderen Nutzern vergleichen. Daneben bietet Yellostrom seinen Kunden auch eine eigens entwickelte Software an, bei der mittels PC der Stromverbrauch sogar sekundengenau abgelesen werden kann. Entscheidet sich der Yellostrom-Kunde zur Nutzung eines Smart Meters schaltet der Stromanbieter einen Tarif namens "Sparstromzeit" frei und kommt damit der gesetzlichen Grundlage des Energiewirtschafsgesetzes der Bundesrepublik Deutschland (EnWG) nach: Nach §40 müssen Energieversorgungsunternehmen ihren Kunden zur Steuerung des Energieverbrauchs lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife anbieten. Mit Tarif "Sparstromzeit" spart der Kunde wochentags zwischen 0:00 Uhr und 6:00 Uhr und an Wochenenden zwischen 2:00 und 8:00 jeweils etwas Geld pro kWh. In Düsseldorf entspricht diese Ersparnis zum Beispiel 1 Cent pro kWh. Neben dem neuen tageszeitabhängigen Tarif verzichtet Yellostrom auf einen, meist jährlichen, Abschlag und rechnet bei Kunden, die den "Sparzähler online" (Name des Yellostrom Smart Meters) nutzen entsprechend auf die Kilowattstunde und damit auf den Cent genau ab. [100] [101]

Technisch gesehen ist der Smart Meter bei Yellostrom durch ein PowerLAN direkt mit dem Internetrouter des Kunden verbunden. PowerLAN nutzt dabei die Stromleitungen zur Übertragung von Daten mit einem Endgerät - in diesem Fall dem Router. Nutzt der Kunde die Software von Yellostrom werden die Daten sekundengenau vom Stromzähler mit eben dieser Software "Yellometer" abgerufen und können grafisch sowie textuell ausgewertet werden. Neben der Software "Yellometer" werden weiterhin die viertelstündlichen Werte direkt an Yellostrom per sicherer Internetleitung übertragen. Yellostrom nutzt dabei das gängige SSL-Protokoll. Eine Auswertung dieser Werte ist dann Online unter Anderem mittels Google PowerMeter möglich. Da zur Nutzung von "Yellometer" ein Computer benötigt wird, kann die sekundengenaue Auswertung nur über eben diesen erfolgen. Eine Überwachung des persönlichen Stromverbrauches mit mobilen Endgeräten ist damit nur auf die viertelstündlichen Daten per Google PowerMeter möglich. Bei Abschaltung des Routers oder Ausfall des Nutzers speichert der Yellostrom Smart Meter bis zu 90 Tagen alle viertelstündlichen Daten und überträgt diese dann bei wieder bestehender Internetverbindung.
Neben den vorhergehenden scheinbaren Vorteilen liegen im Beispiel Yellostroms allerdings auch monetäre Nachteile vor. So bietet die "Sparstromzeit" zwar eine gewisse Ersparnis, allerdings zu Zeiten in denen der Normalverbraucher wohl eher selten mehr als seinen Basisverbrauch, wie etwa Kühlschrank oder andere Standbygeräte nutzt. Daneben fallen weitere Kosten für die Nutzung des "Sparzählers online" an:

  • Monatliche Grundgebühr für den Smart Meter
  • Einmaliger Einrichtungspreis

Um erneut auf das Beispiel Düsseldorfs einzugehen bedeutet dies aktuell 9,14 € zusätzliche Grundgebühr sowie 79 € Einrichtungspreis. Bei einem aktuellen Preise von 23,85 Cent pro kWh für Yellostrom in Düsseldorf bedeutet dies also, dass mit Hilfe des Smart Meters monatlich mindestens ca. 38,3 kWh gespart werden müssten damit sich das Modell für den Endkunden rentiert. Dabei sind allerdings die 79 € Einrichtungspreis noch nicht mit eingerechnet, sondern lediglich die 9,14 € zusätzliche Grundgebühr. Ob diese erhöhten Gebühren nur allein mit dem Tarif "Sparstromzeit" und etwaiger Abschaltung von Geräten, die sich untätig im Standby befinden, für den Kunden amortisiert werden können, wird sich durch entsprechende Nachfrage zeigen. [100] [101]

Datenschutz
Bereits im vorherigen Kapitel wurde "Datenschutz" im Zusammenhang mit Smart Metering beschrieben. Am Beispiel von Googles PowerMeter wird die konkrete Umsetzung des Datenschutzes beschrieben.
Google erhebt allgemeine anonyme Nutzungsdaten im Zusammenhang mit der Nutzung von PowerMeter wie beispielsweise die Häufigkeit der Verwendung des Tools. Neben diesen allgemeinen Daten unterscheidet Google beim Datenschutz grundsätzlich zwischen zwei Modellen: PowerMeter über Stromanbieter und PowerMeter über Stromzähler.

PowerMeter über Stromanbieter

  • Der Stromanbieter übermittelt keine Daten an Google, die zur Identifikation des jeweiligen Nutzers genutzt werden können
  • Der Stromanbieter sendet Informationen über den Stromverbrauch eines jeweiligen Benutzers sowie Informationen über die Region des Nutzers wie beispielsweise die Postleitzahl, und wenn vorhanden den Preis pro kWh
  • Google nutzt historische Daten dazu, ihren Kunden Möglichkeiten zum Vergleich von aktuellen Stromverbrauchsdaten mit historischen Verbrauchsdaten zu geben


PowerMeter über Stromzähler

  • Bei der Anmeldung sammelt Google Daten über die Region wie beispielsweise Postleitzahl
  • Nach Einwilligung des Nutzers erhebt Google IP-Adresse, Seriennummer und Version des Stromzählers
  • Google nutzt die Daten über den Stromverbrauch zur Verarbeitung in den USA oder anderen Ländern


Betrachtet man das Modell von Yellostrom "Powermeter über Stromanbieter" werden die gesetzlichen Vorgaben in Deutschland grundsätzlich eingehalten. Durch die Liberalisierung des Messwesens in Deutschland wird sich zeigen, ob Google PowerMeter auch im Modell "Powermeter über Stromzähler" genutzt werden kann. [100] [101]

4 Potenzial

Das nachfolgende Kapitel analysiert die im vorherigen Kapitel beschriebenen Technologien und stellt deren Potenziale dar.

4.1 Analyse der Technologien

Im weiteren Verlauf dieser Arbeit werden die Erzeuger-/Verbraucher-Technologien genauer analysiert. Da auf Grund der unterschiedlichen Einsatzbereiche keine allgemeingültigen Bewertungskriterien existieren, werden diese in den folgenden Kapiteln, entsprechend des Gebietes, immer wieder neu definiert.
Es werden folgende Technologiebereiche betrachtet:

  • Erzeugertechnologie
  • Übertragungstechnologie
  • Möglichkeiten zur Verbrauchersteuerung

Folgendes Bewertungsschema wird dabei verwendet:

SchemaBeschreibung
+++++Sehr gut
++++Gut
+++Brauchbar
++Bedingt brauchbar
+Unbrauchbar
-Nicht vorhanden
Tabelle 5: Bewertungsschema

Als Bewertungsgrundlage wird die Tauglichkeit dieser Technologie für eine Endausbaustufe eines dynamischen Verbrauchernetzes gewählt.

4.1.1 Analyse der Erzeugertechnologie

Bewertungskriterien:

  • Kommunkationsart (kabelgebunden/Funk)
  • Betriebsart (uni-/bi-direktional)
  • Funktionsumfang (Erweiterbarkeit)
TechnologieKommunikationsartBetriebsartErweiterbarkeit
AMR+++++++
AMM++++++++++++
Smart Meter+++++++++++++++
MUC+++++++++++++
Tabelle 6: Bewertung der Erzeugertechnologien


AMR
Die Kommunikationsart bei der Technologie AMR beschränkt sich auf Kabel, Funk und Infrarot. AMR eignet sich allerdings dennoch nicht für die Endausbaustufe eines dynamischen Verbrauchernetzes, da die Betriebsart nur unidirektional ist und deshalb nicht die Möglichkeit besteht Daten in das Gerät einzuspeisen. Es ist lediglich möglich den Messstand des Gerätes auszulesen. Weiterhin besteht die Möglichkeit ein AMR mit Hilfe eines MUCs zu erweitern, so dass das MUC die Sammlung der Daten und die Steuerung übernimmt. Das Gerät selbst ist allerdings nicht erweiterbar und hat, wie bereits beschrieben, keine Möglichkeiten Daten, wie zum Beispiel neue Tarifinformation, zu empfangen. Dies ist ein weiterer Grund, weshalb ein AMR für die Endausbaustufe eines dynamischen Verbrauchernetzes untauglich ist.

AMM
Die Kommunikationsart beim AMM beschränkt sich auf Kabel, Funk und Infrarot. Ein AMM ist bidirektional und daher auch zur Steuerung des Energieverbrauchs einsetzbar. Es können statistische Auswertungen erstellt werden und diese Informationen dem Kunden beziehungsweise auch dem EVU bereitgestellt werden. Über ein AMM kann Strom sowie auch Gas und Wasser gesteuert werden. Der Einsatz eines AMM eignet sich in der Endausbaustufe für ein dynamisches Verbrauchernetz.

Smart Meter
Ein Smart Meter verwendet zur Kommunikation Kabel, Funk und weitere aktuelle Übertragungstechnologien. Aus diesem Grund ist ein Smart Meter bei der Analyse der Potenziale besser bewertet als alle Konkurrenten. Die Betriebsart ist bidirektional, was bedeutet, dass ein entsprechendes Gerät Daten senden und empfangen kann. Genau wie das AMM kann der Smart Meter zur Steuerung des Energieverbrauchs genutzt werden. Im Gegensatz zu seinen Konkurrenten besteht bei Smart Metern allerdings ein direkter Kontakt zum EVU und wird deshalb besser bewertet als die anderen Geräte. Wie beim AMM können auch hier neben Strom ebenfalls Wasser und Gas angeschlossen werden. Die Steuerung des Verbrauchs kann beim Smart Meter bereits automatisiert erfolgen und wird deshalb auch in Punkto Erweiterbarkeit besser bewertet als die AMM, AMR und MUC. Das Smart Meter eignet sich am besten für das dynamische Verbrauchernetz.

MUC
Der MUC hat als Kommunikationsart meist eine PLC. Er dient zur Erweiterung der älteren Geräte, wie beispielsweise ein AMR, damit diese mit dem neuen Netz zusammenarbeiten können. Der MUC ist direkt mit dem EVU verbunden und bietet, wie schon der Smart Meter, eine bidirektionale Betriebsart. Neben Strom kann ein MUC auch für Gas oder Wasser genutzt werden. Ein MUC hat aber keinen direkten Einfluss auf das Verbraucherverhalten, da der AMR selber keine Steuerung zulässt. Somit ist es nur möglich, mit Hilfe des MUC statistische Auswertung aus den Werten des AMR anzeigen zu lassen. Ein MUC wird daher, wenn das Netz in der Endausbaustufe ausschließlich aus bidirektionalen Smart Metern besteht, nicht mehr benötigt.

4.1.2 Analyse der Übertragung

Bei der Analyse der Übertragung muss zwischen der Fernübertragung, vom Kunden zum EVU, und der Nahübertragung, von den Endgeräten zum Gateway unterschieden werden.
Im ersten Teil der Analyse werden Protokolle zur Nahübertragung betrachtet. Der zweite Teil der Analyse befasst sich mit Fernübertragungsmöglichkeiten.

Bewertungskriterien:

  • Datenintegrität (Übertragungstreue)
  • Datensicherheit (Verschlüsselung)
  • Übertragungsgeschwindigkeit
  • Kompatibilität
  • Infrastrukturkosten


4.1.2.1 Nahübertragung


TechnologieDatenintegritätDatensicherheitÜbertragungsgeschwindigkeitKompatibilitätInfrastrukturkosten
W-LAN+++++++++++++++++++
ZigBee+++++++++++++++
inhouse-PLC+++++++++++++++++++++
Tabelle 7: Bewertung der Nahkommunikationstechnologien


WLAN
Bei der Nutzung von WLAN als Übertragungsmedium ist eine hohe Datenintegrität auf Grund der TCP/IP Mechanismen gegeben, jedoch gibt es eine Übertragungssicherheit, da verlorene Pakete erneut gesendet werden.
Zur Datensicherheit tragen Verschlüsselungsverfahren wie WPA2 und AES bei, die bis heute immer noch nicht geknackt wurden.
Die in den meisten Fällen vorhandene Übertragungsgeschwindigkeit von 54mbit/s ist für eine Nahkommunikation ausreichend. Allerdings ist die Übertragungsgeschwindigkeit auch stark von der Anzahl der Teilnehmer abhängig: Je mehr Teilnehmer sich in einem Netz aufhalten, desto höher ist die Entstehung eines Broadcast Floodings. Hinzu kommt, dass bei der Versendung von Pakten ein großer Overhead an Daten entsteht und somit die Chance auf Interferenzen auf Grund vieler verschiedener Netze recht hoch ist.
Da es sich bereits um einen IEEE Standard handelt, konnte die Kompatibilität entsprechend positiv bewertet werden.
Das Nachrüsten aller Geräte mit einem WLAN Modul wäre auf Grund der Hardwarekosten recht teuer, jedoch dennoch sinnvoll, da die Übertragung der enormen Datenmengen ,zum Beispiel durch eine Live-Datenübertragung, gewährleistet wäre. Weiterhin handelt es sich bei WLAN um einen weit verbreiteten Standard, wodurch Probleme bei der Kompatibilität minimiert wären.

ZigBee
ZigBee verfügt bei genutzten Standardeinstellungen über keinerlei Integritätsmechanismen. Diese lassen sich allerdings durch zusätzliche Einstellungen aktivieren. Hierdurch verringert sich allerdings die Größe der Reindaten die übertragen werden können, da diese Integritätmechanismen 8 Byte benötigen (4 Byte für einen Frame counter, 4 Byte für eine Datenchecksumme). Da der Frame nach IEEE 802.15.4 definiert ist, verringert sich die Größe der Reindaten damit um den von den Integritätsmechanismen benötigten Speicherbedarf von 8 Byte. Daher ist es nötig mehr Frames für die gleiche Menge an Nutzdaten zu senden, sobald die Integritätsmechanismen eingeschaltet sind.
Da ZigBee ältere und unsichere WEP-Techniken zur Datensicherheit nutzt, fällt die Bewertung entsprechend schlecht aus, da eine Vielzahl von Programmen wie beispielsweise Wireshark über eine integrierte Funktion zum Auslesen von ZigBee Paketen verfügen.
Die Übertragungsgeschwindigkeit ist abhängig von der genutzten Frequenz. In Europa arbeitet ZigBee laut IEEE Standard im 868 MHz Band, was ca. 20 kbps entspricht.
Da es sich bei ZigBee ebenfalls um einen IEEE Standard handelt, wurde die Kompatibilität entsprechend positiv bewertet.
Das Nachrüsten der Verbrauchsgeräte ist bei ZigBee recht günstig, da die anfallenden Hardware- und Infrastrukturkosten sehr gering sind. Grundsätzlich ist der Einsatz von ZigBee somit für die Nahübertragung von Smart Metern sinnvoll, allerdings durch die geringe Bandbreite auf Anwendungsfälle mit geringem Datenvolumen beschränkt.

Inhouce PLC
Da ein Inhouse PLC ebenfalls über TCP/IP kommuniziert, verfügt es über die gleichen Integritätsmechanismen wie WLAN.
Eine Verschlüsselung ist ebenfalls möglich, allerdings nutzt PLC hierbei einen älteren Verschlüsselungsalgorithmus, welcher zwar bereits entschlüsselt wurde, jedoch durch den dabei nötigen enormen Aufwand in der Praxis als sicher gilt.
Als maximale Übertragungsrate wird in der Literatur 200Mbit/s genannt, allerdings ist dies durch Interferenzen im Stromnetz nur ein theoretischer Wert.
Da eine Stromnetz-Infrastruktur in vielen Ländern bereits vorhanden ist, sind die Kosten für die Integration von PLC als relativ gering zu bewerten. Durch die hohe Übertragungsrate des PLC und des relativ sicheren Verschlüsselungsalgorithmus ist der Einsatz von PLC für die Nahübertragung von Smart Metern grundsätzlich als sinnvoll zu bewerten.

Zusammenfassung Nahübertragung
Bei der Analyse der Nahübertragungsmöglichkeiten bleibt festzuhalten, dass durch die bereits vorhandene Stromnetz-Infrastrukur Inhouse PLC am Besten für Smart Metering in eben diesem Nahübertragungsbereich geeignet ist. Die immensen Kostenvorteile und die relativ sichere Verschlüsselung wiegen die Kompatiblitätsvorteile und bessere Verschlüsselung des WLAN aufs. ZigBee lohnt sich für die Verwendung in der Nahübertragung von Smart Metern nur bedingt, da durch die geringe Bandbreite lediglich Basisfunktionalitäten genutzt werden können. Weiterhin spricht die unsichere Verschlüsselung gegen die Nutzung von ZigBee.

4.1.2.2 Fernübertragung


TechnologieDatenintegritätDatensicherheitÜbertragungsgeschwindigkeitKompatibilitätInfrastrukturkosten
UMTS++++++++++++++++++++
Breitband (DSL)+++++++++++++++++++++
PLC(Last-Mile-Technologie)++++++++++++++++++
Tabelle 8: Bewertung der Fernkommunikationstechnologien


UMTS
Da UMTS schon als mobile Verbindung für Mobiltelefone genutzt wird und entsprechende Integritätsmechanismen daher schon integriert und getestet sind, wurde eine entsprechende Wertung vorgenommen.
UMTS besitzt eine eigene Verschlüsselung, allerdings wurde diese schon geknackt. Jedoch steht auch hier der Aufwand in keinem Verhältnis zum Nutzen und die Methode ist nicht weit verbreitet.
UMTS kann als mobile Breitbandanbindung bezeichnet werden und die Übertragunsraten sind vollkommen ausreichend für die Übertragung von Smart Metering Daten.
Da es sich bei UMTS um einen globalen Standard handelt, konnte dieser Punkt in der oben gezeigten Tabelle entsprechend bewertet werden.
Die Kosten für den Infrastrukturausbau sind sehr gering, da für den Ausbau die Mobilnetzbetreiber verantwortlich sind. Allerdings ist dies auch ein Nachteil, da keine 100%ige UMTS Netzabdeckung in Deutschland vorliegt und man von den Mobilfunkanbietern abhängig ist. Durch die hohe Kompatibilität und die relativ hohe Übertragungsgeschwindigkeit ist der Einsatz von UMTS zur Fernübertragung von Daten im Smart Metering grundsätzlich sinnvoll. Zur Nutzung in allen Haushalten muss die Netzabdeckung allerdings entsprechend erweitert werden.

Digital Subscriber Line(DSL)/Breitband
Ein Breitbandanschluss via DSL verfügt über die gleichen Integritätsmechanismen wie WLAN, da ebenfalls TCP/IP verwendet wird. Darüber hinaus können noch weitere Dienstprotokolle für QoS verwendet werden.
Die Verschlüsselung mit sicheren Verschlüsselungsalgorithmen ist ebenfalls möglich.
Die Übertragungsgeschwindigkeit liegt theoretisch bei 100gbit, allerdings sind die meisten Haushalte mit einer geringeren Übertragungsgeschwindigkeit angeschlossen, die jedoch vollkommen ausreicht, um die anfallende Daten zum Messstellenbetreiber zu übermitteln.
Da zur Zeit nur ca. 1/3 der deutschen Bevölkerung über einen Breitbandanschluss verfügt (siehe Abbildung 1) und auch keine 100%ige Abdeckung für Breitband in Deutschland vorliegt, wurde die Kompatibilität entsprechend schlecht bewertet.
Würde in Deutschland eine 100%ige Abdeckung im Bezug auf Breitband vorliegen aber etwaige Kunden diesen nicht nutzen, müssten die hohen Kosten für eben diesen Anschluss von den Messstellenbetreibern beziehungsweise von den Versorgungsunternehmen getragen werden. Durch hohe Übertragungsraten, Standards und Verschlüsselungen eignet sich DSL gut für die Fernübertragung der Smart Meter, allerdings ist der Ausbau von Breitbandanschlüssen bei 100 % der Kunden recht kostenintensiv.

PLC - Last-Mile-Technologie
Die meisten Ergebnisse der Bewertungskriterien unterscheiden sich nicht zum Inhouse PLC, jedoch sind die Infrastrukturkosten wesentlich höher als beim Inhouse PLC. Die höheren Kosten entstehen durch die notwendige Installation von Datenkonzentratoren an den Trafostationen, die die Daten sammeln, aufbereiten und an die Messstelle weiterleiten.

Zusammenfassung Fernübertragung
Bei der Analyse der Fernübertragungstechnologien im Bereich Smart Metering zeigt sich, dass grundsätzlich alle Übertragungstechnologien Vor- und Nachteile aufweisen. So bietet UMTS eine recht hohe Verfügbarkeit, aber der Ausbau und Übertragungsgeschwindigkeiten sind vom Zustand des Mobilfunknetzes, welches von den privaten Netzbetreibern gewartet werden, abhängig. DSL bietet hingegen, zumindest in Deutschland, eine hohe Netzabdeckung, welche allerdings bisher erst von ca. 1/3 der deutschen Bevölkerung genutzt wird. Daneben wäre für die Nutzung von PLC der Aufbau von entsprechenden Datenkonzentratoren notwendig. Da alle Fernübertragungstechnologien sowie Vor- als auch Nachteile liefern, sollten diese entsprechend ihren lokalen Gegebenheiten gewählt werden.

4.1.3 Analyse der Möglichkeiten zur Verbrauchersteuerung

Einer der gänigsten Methoden, das Verhalten von Verbrauchern zu steuern, ist der Tarif. Durch Preisänderungen ist es möglich, das Verhalten eines vermögensbewussten Menschen zu steuern. Da es kaum weitere Möglichkeiten gibt, das Verhalten von Verbrauchern, ohne einen direkten Eingriff in ihr Privatleben, zu steuern. Daher ist dies der einzige relevante Teil dieser Analyse.


Bewertungskriterien:

  • Grad des Einflusses auf das Verhalten des Verbrauchers
  • Implementierungsgeschwindigkeit
  • Verbraucherabdeckung


TechnologieGrad des EinflussesImplementierungsgeschwindigkeitVerbraucherabdeckung
Tarif++++++++++++
Tabelle 9: Bewertung der Verbraucherprodukte


Der Grad des Einflusses hängt stark von der Zahlungsbereitschaft der Verbraucher ab. Der Einfluss auf einen monetär abhängigen Verbraucher ist höher als auf einen monetär unabhängigen Verbraucher. Des Weiteren hängen die Implementierungsgeschwindigkeit und die Verbrauchsabdeckung stark von der bereits vorhandenen Infrastruktur ab. Sollte die Ausbaustufe eines voll-dynamischen Netzes erreicht sein, so ist die Implementierungsgeschwindigkeit enorm. Ist dies nicht der Fall, so muss weiterhin auf dem "üblichen" Weg über die Tarifanpassung informiert werden, was eine Dynamik auf Grund der Durchlaufzeit bei postalischen Benachrichtigungen stark einschränken würde.

Als Beispiel könnte man den Tarif Smart Family betrachten. Dieser Tarif ist speziell für Familien mit Kindern vorgesehen. So könnte im ersten Schritt, mit der Einführung von Smart Metern, ein ökologischeres Verhalten evoziert werden. Beispielsweise können Erwachsene ihre Kinder bereits frühzeitig zum ökologischen Denken erziehen. So können Eltern ihre Kinder nach dem Duschen mittels Display im Bad darauf aufmerksam machen, wie viel Wasser und Strom verbraucht wurde und was dies im Hinblick auf Kosten bedeutet. Wenn die Ausbaustufe des voll-dynamischen Netzes erreicht ist, ergeben sich weitere Potenziale für enorme Einsparungen. Durch zeitvariable Tarife könnte die Spül- beziehungsweise Waschmachine, nachdem sie befüllt wurde, automatisch entscheiden, wann der beste Zeitpunkt zum Einschalten ist. Dies könnte zum Beispiel in der Nacht geschehen, in der keine Netzauslastung vorliegt und somit keine Leistungsspitzen abgefangen werden müssen, was zu einem günstigeren Tarif für Strom und Wasser führen könnte.

4.2 Dezentralisiertes Stromnetz (Smart Grid)

Ein Smart Grid ist ein Ansatz zur Bildung eines dezentralen Energienetzes und damit ein Ansatz für den Übergang von den fossilen Brennstoffen hin zur Nutzung von erneuerbaren Energien.[102] Ein Smart Grid umfasst das gesamte Energiesystem, welches die Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Lieferung von Energien beinhaltet. Die Verbraucher werden hier mit einbezogen, indem sie durch die intelligente Infrastruktur des Smart Grids, die durch Smart Meter vertreten ist, zu aktiven Akteuren im Energienetz werden.[103]

Definition von Smart Grid
Es gibt noch keine einheitliche Definition für ein Smart Grid. Auf der europäischen Seite für Smart Grids wird ein Smart Grid wie folgt definiert:"[A smart grid is an] electricity network that can intelligently integrate the behaviour and actions of all users [...]- generators, consumers and those that do both – in order to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies."[104] Es definiert also ein Netz, das intelligent ist und alle Teilnehmer miteinander verbindet, um dadurch eine nachhaltig effiziente, wirtschaftliche und sichere Stromversorgung zu gewährleisten.
Smart bedeutet im Zusammenhang mit Smart Grid, dass eine effizientere Nutzung der Technologien und Lösungen, eine bessere Planbarkeit und schnelleren Wechsel auf ein dezentrales Stromnetz ermöglicht. Es ist ein Netz, welches sich flexibel und intelligent von einer zentralen Stelle steuern lässt. Smart steht ebenfalls für die Verbesserung der Energieeffizienz und die Aktivierung neuer Energiedienstleistungen.[105]

Funktionsweise und Aufbau eines Smart Grids
Ein Smart Grid besteht aus einem Energienetz und den IKT für die Netzbetriebsführung, die den Nutzern des Stromnetz die Möglichkeit eröffnen seine Energie sinnvoll einzusetzen und zu steuern. Daraus ergeben sich neue Geschäftsmodelle, wie zum Beispiel Smart Home (intelligentes Netz zu Hause) oder virtuelle Kraftwerke.[106] Die folgende Grafik (Abbildung 6) gibt einen kleinen Überblick über einen möglichen Aufbau eines Smart Grid.

Abb. 6: Aufbau von einem Smart Grid
Abb. 6: Aufbau von einem Smart Grid


Ein Smart Grid besteht aus verschiedenen Energiequellen, die miteinander in ein intelligentes Netz eingebunden werden. Energiequellen sind zum Beispiel zentrale Kraftwerke, "virtuelle Kraftwerke" und erneuerbare Energien, wie riesige Offshore-Windkraftanlagen. Ein Smart Grid besteht allerdings nicht nur aus Energiequellen, sondern verkoppelt diese mit den Verbrauchern, wie der Industrie, Büros und privaten Haushalten. Die Verbraucher können aber auch durch dezentrale Energieerzeugung, zum Beispiel durch Photovoltaik-Anlagen auf dem Hausdach, wiederum Erzeuger von Energie sein. Die vielen dezentralen Energiequellen werden im Smart Grid zu einem großen "virtuellen Kraftwerk" gebündelt. Ebenfalls ist es sinnvoll zusätzliche Stand-By-Kapazitäten, zum Beispiel durch gespeicherte Energie, zu besitzen, um die Schwankungen durch Stromerzeugung mit erneuerbarer Energie auszugleichen.[107] In einem Smart Grid soll durch multidirektionalen Lastfluss eine zentrale und dezentrale Erzeugung von Strom stattfinden, was voraussetzt, dass alle Geräte, die in einem Smart Grid verwendet werden bidirektional ansprechbar sind.[108] Der Verbrauch im Smart Grid soll zu jeder Zeit sichtbar und in der Systemführung des Stromnetzes integriert sein. Die Planung des Verbrauchs und der Erzeugung erfolgt mit Echtzeitdaten aus dem Energie Management System.[109]

Ein Smart Grid definiert verschiedene Marktrollen:
"

  • Produzent (Stromerzeuger [...])
  • Energienutzer (Anschlussnehmer [..])
  • Übertragungsnetzbetreiber (TSO)
  • Verteilungsnetzbetreiber (DSO)
  • Energielieferant [...]
  • Bilanzkreisverantwortlicher
  • Bilanzkreiskoordinator
  • Energiehändler
  • Energiebörse (EEX)
  • Messstellenbetreiber (MSB), Messdienstleister (MDL)
  • Energiemarktplatzbetreiber [...]
  • Weitere Energiedienstleister (wie beispielweise Energieberater [...])
  • Kommunikationsnetzbetreiber
  • [...] Weitere Stakeholder wie beispielsweise [..] Hersteller von Smart Grid fähigen Geräten" [110]



Abb. 7: Was umfasst Smart Grid?
Abb. 7: Was umfasst Smart Grid?


Wichtig bei der Anwendung eines Smart Grids ist nicht nur die horizontale Vernetzung, das heißt, dass die Kette von Erzeugung bis hin zum Verbrauch vernetzt wird, sondern auch die vertikale Vernetzung (siehe Abbildung 7). Die vertikale Vernetzung beschreibt die Erzeugung von Energie bis hin zum Verbrauch der Energie beim Kunden. Das Zusammenwachsen der technischen Prozesse mit den Geschäftsprozessen ist wichtig, damit die Abrechnung effizienter wird, denn alleine durch einen Smart Meter ist dies nicht möglich.[111]

Ein Smart Grid ist das Netz, welches Erzeugung und Verbrauch miteinander verbindet. Es wird unterschieden zwischen dem Transportnetz und dem Verteilnetz (siehe Abbildung 8).[112] Beim Transportnetz ist schon ein hoher Automatisierungsgrad erreicht. Dem Verteilnetz fehlt noch die durchgängige Kommunikation bis hin zu den Haushalten. Für den Aufbau eines effizienten Smart Grids sind Standards in der IKT unumgänglich.[113]

Abb. 8: Darstellung von Smart Grid im Gesamtkontext.
Abb. 8: Darstellung von Smart Grid im Gesamtkontext.


In den Transportnetzen soll zum Beispiel das Verfahren Blackout Prävention angewendet werden.[114] Dies steht für eine vorrausschauende Abwehrhandlung und soll kritische Situationen vermeiden und automatisierte Abwehrhandlungen vorgeben, die keinen Blackout mehr zulassen.
Ein weiteres Verfahren ist das Condition Monitoring.[115] Hierbei soll die periodische Wartung durch eine zustandsorientierte Wartung abgelöst werden. Durch den jeweiligen Zustand der einzelnen Geräte kann der nächste Wartungszeitpunkt entsprechend definiert werden, wodurch die Wartung für Geräte, die sich in einem einwandfreien Zustand befinden, entfällt.
In den Verteilnetzen wird Smart Metering eingesetzt. Durch Smart Meter ist es möglich den Verbrauch auszulesen und dadurch Lastmanagement zu betreiben. Hierdurch entsteht eine Transparenz beim EVU und zusätzlich auch beim Kunden. Der Kunde oder auch Prosumer, sollte er seine eigene, regenerative Energie erzeugen, bekommt Aufschluss über seinen Verbrauch sowie Erzeugung und kann entsprechend seiner grade aktiven Rolle ( Producer oder Consumer) zeitnah reagieren. [116]
Für ein Smart Grid sind heutzutage noch keine Standards definiert. In Deutschland wird Smart Grid unter dem Namen "E-Energy – Smart Grid made in Germany" vorangeführt.

Smart Grid in Deutschland
Das Problem des momentanen Netzes in Deutschland ist die verbrauchsorientierte Erzeugung. Elektrizität kann nur in bestimmten Mengen gespeichert werden, da die Speicher teuer und oftmals hohe Verluste bei der Umwandlung in Kauf zu nehmen sind. Deshalb liegt die Zukunft darin, einen erzeugungsorientierten Verbrauch zu ermöglichen. Durch IKT Lastmanagement soll es möglich werden Haushaltsgeräte, zum Beispiel Spülmaschinen oder Waschmaschinen, optimal (kosteneffizient) zu steuern. Das Paradebeispiel dafür ist das Elektroauto, bei dem es gleichgültig ist, wann die Batterie geladen wird, jedoch sollte sie geladen sein, wenn das Auto das nächste Mal genutzt wird. Durch diese IKT-Lösung des Lastmanagements, wird die Integration von Elektromobilität möglich, da Fahrzeuge melden können, wo sie sich befinden, wie voll die Batterie ist und wann die Batterie voll sein sollte. Außerdem haben deren Benutzer die Möglichkeit anzugeben, dass bei Bedarfsspitzen der Strom aus der Batterie genommen werden darf.[117]
Das "Internet der Energie" soll in Deutschland die einzelnen Akteure von der Erzeugung über den Transport sowie die Verteilung bis hin zum Verbraucher miteinander vernetzen. Geräte sollen dabei im Sinne des "Plug & Play" in das System aufgenommen werden. Durch die Smart Meter werden relevante Daten an die E-Energy Netzknoten weitergegeben, damit diese daraus Statistiken zur Erzeugung, Netzbelastung und den Verbrauch erstellen können. Das soll dazu beitragen, dass Nutzung des teuren Stroms in Spitzlastzeiten verringert wird, Netze entlastet werden und eine Versorgungssicherheit gewährleistet wird. Im E-Energy Netz soll es Prognosesysteme geben, die witterungsbedingt den Verbrauch und die Erzeugung schätzen. Davon abhängig werden Preissignale über IKT-Gateways an Haushalte und Gewerbebetriebe wie auch an Steuerungsanlagen der Energieerzeuger gesendet. Die IKT-Gateways haben die Aufgabe, die Steuerung von Verbrauchsanlagen aufeinander abzustimmen. [118]
Die Kommunikation soll komplett über IKT abgewickelt werden. Die Informations- und Kommunikationstechnologien sollen ein konvergentes Netz definieren, wobei der Transport der Daten über IP realisiert werden soll. [119] Dafür muss die Glasfasertechnologie weiter verbreitet und ausgebaut werden. Ein Beispiel dafür ist, dass die Stadtwerke Sindelfingen und die Stadtwerke Böblingen mittlerweile schon dabei sind ihr Glasfasernetz bis in die Haushalte zu verlegen (Fiber-to-the-Home (FTTH)). [120] Die Basis der IKT bildet das Multiprotocol Label Switching (MPLS), welches für einen zuverlässigen und planbaren Netzbetrieb sorgt.

Gründe für ein Smart Grid
Die Gründe für ein neues, dezentralisiertes Stromnetz liegen auf der Hand: Die Nachfrage nach Strom steigt immer weiter an und stellt damit die Integrität der bestehenden Infrastruktur extrem unter Druck. Durch das immer weiter voranschreitende Alter der Energieinfrastruktur steigen die Instandhaltungskosten enorm, was sich wiederum in den Verbraucherpreisen niederschlägt. Außerdem entsteht ein wachsender Anteil an erneuerbaren Energien, die ebenfalls als Stromquellen genutzt werden sollen. Ein weiterer Grund für die Erstellung eines dezentralisierten Netzes ist die Nachfrage nach flexiblen dezentralisierten Erzeugungen, die dadurch die zentrale Erzeugung ersetzen soll. [102] Mit Hilfe von Smart Grids soll es möglich werden die Netze, Erzeugungen und Lasten zu steuern und durch Messungen und Datenbereitstellungen die optimale Netzlast zu erzeugen. [121]

Ziele von Smart Grid
Smart Grid verfolgt einige Ziele, um das Energienetz an die Zukunft anzupassen. Das übergeordnete Ziel ist es eine Transparenz über den Energieverbrauch für Erzeuger und Verbraucher zu schaffen. Ein weiteres Ziel ist es, dass durch die Vernetzung der verschiedenen Energieerzeuger und Akteuren im Smart Grid ein Öffnen von Energiemärkten entsteht. Des Weiteren ist die Sicherung der Versorgungsqualität zu gewährleisten und eine verbesserte Nutzung der erneuerbaren Energien zu implementieren, damit bei weniger Wind oder Sonneneinstrahlung keine Stromdefizite auftreten. Die Verbraucher sollen zukünftig mit in der Leistungsbilanzierung angegeben werden. [121]
Für das zukünftige Energienetz sind folgende verschiedene Kernaspekte notwendig:
"

  • Koordiniertes lokales Energiemanagement unter Integration von verteilter Erzeugung erneuerbarer Energien und den existierenden zentralen Großerzeugern.
  • Ausbau von kleinen, verteilten Erzeugern mit enger lokaler Anbindung an die Endverbraucher.
  • Harmonisierte rechtliche Bedingungen, um einen europäischen grenzüberschreitenden Handel zu ermöglichen.
  • Flexibles Demand Side Management und endkundengetriebene, neue Mehrwertdienste.
  • Vielfältige Dienste zur Erhöhung der Energieeffizienz.
  • Flexibler, optimierter und strategischer Netzausbau, -betrieb und -wartung.
  • Anwendungsbezogene Qualität, Zuverlässigkeit und Sicherheit der Versorgung für das digitale Zeitalter."[122]


Potenziale von Smart Grid
Smart Grid liefert große Potenziale im Bereich des Klimaschutzes. Die Britische Climate Group schätzt, dass ca. 2,03 GtCO2e durch den Einsatz eines IKT-Netzes eingespart werden kann.[123] Das soll vor allem durch das verbesserte Management von Stromflüssen und Fernbedienung der diversen Erzeuger durch das IKT-Netz möglich sein. Außerdem wird die bessere Nutzung von erneuerbaren Energien durch die IKT ermöglicht. Ebenfalls soll der Verbraucher durch Stromsparen in den Klimaschutz investieren, indem er durch detailliertes Anzeigen des Stromverbrauchs, zum Beispiel durch Hilfe eines Smart Meter, Hinweise auf Einsparungen angezeigt bekommt. Ein weiteres Potenzial eines Smart Grids ist das Management der Stromnachfrage. So könnte es möglich sein, dass ein Versorger, zum Beispiel ein Smart Meter, entscheidet, wann eine Spülmaschine angeschaltet wird oder wann eine Waschmaschine wäscht.
Smart Grid schafft Potenziale im Bereich der Wirtschaft.[123] Ein Smart Grid schafft Arbeitsplätze sowie auch neue Geschäftsideen, die umgesetzt werden können und bietet eine bessere Übersicht über den Verbrauch und die Nachfrage von Energie.
Ein weiteres Potenzial von Smart Grid findet sich im Bereich der Versorgungssicherheit.[123] Dies soll durch das besser managebare Energienetz, durch das Anbinden von erneuerbaren Energien und der besseren Vorsorge vor Problemfällen gewährleistet werden.

4.3 Potenziale/Szenarien in Deutschland

Um Deutschlands Potenziale im Bereich Smart Metering zu erkennen, hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie den Wettbewerb „E-Energy: Deutschlands Weg zum Internet der Energie“ ausgeschrieben. Aus insgesamt 12 gestarteten Projekten wurden Anfang 2010 sechs Leuchtturmprojekte von der Konzeptionsphase in die geförderte Testphase gebracht. All diese Projekte stehen für „Smart Grids – made in Germany“. All diese Projekte zeichnen sich durch unterschiedliche Spezifikationen aus, so wird beispielsweise versucht die ländlichen Regionen in das neue Energienetz zu integrieren. Desweiteren wird nach einer Lösung gesucht, wie man am besten erneuerbare, nicht gleichmäßig einspeisende Erzeuger integrieren kann. Die Bundesregierung verfolgt hier ebenso den Weg aus der Atomenergie hin zu einem sauberen Stromnetz zum Schutz der Umwelt und Natur. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie sagt über die Modellregionen und Leuchtturmprojekte: „Sie alle verfolgen einen über alle Wertschöpfungssegmente reichenden, integralen Systemansatz, der alle energierelevanten Wirtschaftsaktivitäten sowohl auf der Markt- als auch auf der technischen Betriebsebene einschließt.“ [124]

Abb. 9: Übersicht der Modellregionen
Abb. 9: Übersicht der Modellregionen

Die Leuchtturmprojekte sind, wie in obiger Abbildung 9 zu sehen, nachfolgend aufgelistet und werden entsprechend beschrieben.

eTelligence
Mit dem Projekt eTelligence werden effektive Integrationsmöglichkeiten von ländlichen Regionen mit geringer Versorgungsdichte in das umspannende Versorgungsnetz erprobt. Die Modellregion liegt um Cuxhafen und zeichnet sich durch dezentrale Einspeisung vieler erneuerbarer Energien aus. Aus diesem Grund steht diese Modellregion besonders für den Aufbau eines virtuellen Kraftwerkes, um eine höchsteffiziente Einspeisung und Nutzung der Energie zu gewährleisten. Ist dies der Fall, gibt es neue Wege für einen Strommarktplatz, der einfach von Verbrauchern und Erzeugern benutzt werden kann. Durch die dezentralen Komponenten soll eine einfache „Plug & Play“ Installation weiterer Erzeugertechnologie geschaffen und weiterentwickelt werden. Des Weiteren sollen durch Online-Visualisierungen und Verbrauchsstatistiken passende Verbraucherberatungen stattfinden, um effektiver Energie zu sparen. [125]

E-DeMa
Mit dem Projekt E-DeMa soll die Problematik mit der Einbindung unterschiedlicher Versorgungsnetze in das intelligente Energienetz erprobt werden. In diesem Fall liegt der Unterschied bei der Versorgung zwischen Stadt und Land. Die Modellregion ist über das gesamte Rhein-Ruhr Gebiet verstreut. Dies stellt die Betreiber vor besondere technische Vorrausetzung, da eine komplett heterogene Technologie verbaut ist und verbunden werden muss. Daher ist der Ansatz auf bereits verbaute intelligente Zähler zu setzen, was in einer dicht besiedelten Stadt, wie zum Beispiel Essen, der Fall ist. Besonderes Merkmal in diesem Projekt ist der Blick auf die Vernetzung des Haushaltes, um eine direkte Energieeffizienz beim Verbraucher visuell zu realisieren. Die Voraussetzung sind dazu eine schnelle Übermittlung und Auswertung der Daten, um entsprechende Geräte mit neuen Informationen zu versorgen. [126]

MeRegio
Das Projekt MeRegio, Minimum Emission Region, soll genau das untersuchen, was sich hinter dem Projektnamen verbirgt. Ziel ist es also eine Energieversorgung mit minimaler CO2 Produktion zu ermöglichen. Die Modellregion liegt in Stuttgart und Karlsruhe. Hauptaugenmerk der Region sind die Möglichkeiten zur öffentlichen Visualisierung der sauberen Energien. Die Integration von Schnittstellen, zum Beispiel zu Onlinemedien, liegt im Fokus. Für saubere Energien müssen neue Normen und Standards geschaffen werden, was entsprechend in dieser Projektgruppe ein Hauptthema einnehmen wird. [127]

Modellstadt Mannheim
Das Projekt Modellstadt Mannheim steht für städtische Ballungszentren und hohe Versorgungsdichten und integriert viele dezentrale Einspeisungen durch erneuerbare Energie. Dieser Großversuch in der Stadt soll neue Methoden aufzeigen um die Energieeffizienz zu analysieren und zu verbessern. Dezentrale Speicherung von erneuerbarer Energien ist ebenfalls ein Punkt der in diesem Projekt entstehen soll. Es ist das einzige spartenübergreifende Konzept für Strom, Wasser, Gas und Wärme. Die Kommunikation der einzelnen Zähler erfolgt per Breitband-Powerline und soll eine Echtzeit-Kommunikation für den Verbraucher anzeigen lassen. Durch die Nutzung von variablen Preisen können Verbraucher proaktiv Einfluss auf Ihren Energiehaushalt nehmen. Hierfür stehen ebenfalls zusätzliche Energiermanagementkomponenten zur Verfügung. [128]

RegModHarz
Das Projekt RedModHarz steht für alles rund um Erneuerbare Energien. Es sollen technische und wirtschaftliche Erschließung und die Einbindung erneuerbarer Energieressourcen entwickelt und erschlossen werden. Die Modellregion befindet sich im Landkreis Harz. Es werden virtuelle Kraftwerke zusammengeschlossen. Im Gegensatz zu anderen Projekten wird besonders auf den Mix von Verbraucher, Erzeuger und Stromspeicher im regionalen Rahmen geachtet. Dies geschieht um den optimalen Anteil regionaler regenerativer Energie zu untersuchen. Hierfür werden ebenso Steuerungsmechanismen überprüft, die übergreifend vom Regionalmarkt auch am Verbrauchermarkt funktionieren sollen. Durch die virtuellen Kraftwerke soll eine stabile und zuverlässige regionale Versorgung durch erneuerbare Energien entstehen. [129]

Smart Watts
Das Projekt Smart Watts hat den Hauptaugenmerk auf der Interoperabilität und Standardisierung für Stromnetze. Hierfür soll ein großer Beitrag zum intelligenten Stromnetz für Deutschland geschafft werden. Die Modellregion liegt rund um Aachen und umfasst weitere 15 regionale Stadtwerke. Besonderes Ziel ist es, dass bei viel Energieeinspeisung ins Netz, zum Beispiel bei starkem Wind, Haushaltgeräte selbstständig den Strom dann verbrauchen, wenn dieser günstig angeboten wird. Die Infrastruktur muss mit vielen Daten zurechtkommen um detaillierte Informationen zu liefern und neue Dienstleistungen anzubieten, z. B. die Online-Energieberatung. Dies sollte helfen die Effizienz der Energienutzung zu steigern. [130]

Alle sechs Pilotprojekte der Bundesregierung versuchen die besten Mittel und Wege für die flächendeckende Ausrollung für Deutschland zu finden. Die Potenziale aus den Projekten fließen direkt in Normungs- und Standardisierungsgremien ein. Die Feldversuche versuchen gleichermaßen Verbraucher und Erzeuger durch die neuen Technologien zu steuern und hin zu mehr Energieeffizienz zu bringen.

Wie bereits durch die vorherigen Kapitel beschrieben und aus dem Auszug des E-Energy-Programms hervorgeht, sind erneuerbare Energien einer der Hauptgründe, um intelligente und dynamische Netze zu schaffen. Deutschland ist im Bereich der Windenergie eines der am besten aufgestellten Länder der Welt. In Europa ist Deutschland führend im Bereich der Windenergieerzeugung. Es sind über 21.000 Winderenergieanlagen installiert, die eine Gesamtleistung im Jahr 2009 von über 25.000 Megawatt erzeugen. [131] Im Vergleich zu der europäischen Gesamtleistung im Jahr 2008, die bei knapp 65.000 Megawatt lag [132], erzeugt Deutschland also fast die Hälfte der europäischen Windenergie. Im Jahr 2009 wurden neue Windenergieanlagen, die ca. 2100 Megawatt liefern, neu installiert [133], was im Vergleich zu einem kleinen Kohlekraftwerk in Bergkamen mit 684 Megawatt enorm hoch ist. [134] Die Bundesregierung hat bereits früh erkannt, dass es Handlungsbedarf im Energiebereich gibt und hat in den Jahren um 1990 zum Beispiel das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) verabschiedet. [135] Windenergie ist also ein stabiler Markt in Deutschland[136], der zukünftig durch die dezentrale Einspeisung, mittels intelligenter Stromnetze, besser kontrolliert und angepasst werden kann. Mittels des Smart Grids wird eine längere Speicherung der Energie im Netz gewährleistet und im Normalfall wird die eingespeiste Energie direkt durch verbrauchsstarke Geräte wieder verbraucht. Der aktuell größte Nachteil der Energiegewinnung aus Windenergieanlagen ist die begrenzte Speichermöglichkeit. Gerade mit Hinblick auf Offshore Projekte wie „alpha ventus“ vor der Küste der Insel Borkum muss ein Stromnetz variabel auf die Einspeisung und Speicherung reagieren um stabil zu bleiben. [137] Ein Weg um Strom im Energienetz speichern zu können ist die schon in Kapitel 4.2 (Smart Grid in Deutschland) erwähnte Lösung, bei der in Zukunft Elektroautos als Stromzwischenspeicher genutzt werden können. Das Projekt „alpha ventus“ ist ebenfalls ein Beispiel wie wichtig virtuelle Kraftwerke in Zukunft werden. Die entstehende öffentliche Aufmerksamkeit um das Projekt kann für mehr Akzeptanz in der Bevölkerung für die virtuellen Kraftwerke und deren Vorteile sorgen, gerade durch die immer mehr steigende Nachfrage nach sauberer Energie. Weitere Ideen um unabhängig von den zentralen Energiekraftwerken zu werden sind dezentrale Kraftwerke für den Einsatz zu Hause. Der EVU „Lichtblick“ hat in Zusammenarbeit mit dem Volkswagen Konzern das sogenannte „Zuhausekraftwerk“ entwickelt. Es wird ein 2.0l Gasmotor, der bereits millionenfach in VW Modellen eingesetzt wurde, anstatt der herkömmlichen Heizungsanlage eingebaut. Durch das Zusammenlegen aller „Zuhausekraftwerke“ entsteht ein virtuelles Gaskraftwerk, was vom EVU per Mobilfunk gesteuert werden kann, wenn in bestimmten Regionen mehr oder weniger Strom in die Netze eingespeist werden soll. Es ist eine gute Alternative um die Schwankungen im bereits erwähnten Windenergiemarkt abzufangen und auszugleichen [138]. Im Gegensatz zum Beispiel zu einer Photovoltaikanlage auf dem Dach eines Einfamilienhauses gehört das „Zuhausekraftwerk“ dem EVU und nicht dem Eigenheimbesitzer. Der erzeugte Strom einer Photovoltaikanlage wird bereits für den eigenen Bedarf genutzt, das „Zuhausekraftwerk“ speist den Strom allerdings direkt in das Energienetz ein, so dass sich der Kunde weiterhin seinen Stromanbieter frei wählen kann. Durch den Einsatz eines Smart Grids und einem Umfang von ca. 100.000 „Zuhausekraftwerken“ wäre es möglich eine Leistung von 2 Gigawatt zu erreichen, was einer Leistung von fast zwei Atomkraftwerken entspricht. Ein weiterer Schritt in Richtung dynamischer Netze und unabhängigerer Stromversorgung! [139]

4.4 Potenziale/Szenarien in der EU

Da Smart Metering nicht nur ein auf Deutschland beschränktes Thema ist, gibt es auch europaweite Projekte im Bereich Smart Metering.

Damit Smart Metering in europäischen Netzen eingesetzt werden kann, muss das Netz bestimmte Voraussetzungen erfüllen. Zum Einen muss das Netz flexibel sein, um die Bedürfnisse der Kunden zu erfüllen und auf Veränderungen und Herausforderungen reagieren zu können. Zum Anderen muss die Verbesserung der Sicherheit und Qualität der Versorgung in Einklang mit den Anforderungen des digitalen Zeitalters gebracht werden. In der Wirtschaft muss das Netz durch Innovationen und effizenties Energiemanagement die besten Werte bereitstellen.[140]

Die jeweils im Folgenden beschriebenen Szenarien beziehen sich auf das Stromnetz, da Gasnetze und Wassernetze bisher im Bereich von Smart Metering noch nicht umgesetzt wurden. In Italien ist bereits geplant Ende 2016 80% der Haushaltskunden mit einem Smart Meter für Gas auszustatten.[141]
In Europa wurde mit der Einführung von Smart Metering bereits in den Niederlanden begonnen. Dort sind im Juli 2009 3% der Haushalte mit intelligenten Stromzählern ausgestattet. Bis 2015 sollen sämtliche Haushalte mit den intelligenten Stromzählern ausgestattet werden.[142] Der Strommarkt in den Niederlanden bezieht seine Stromerzeugung zu 86% auf Basis von fossilen Energieträgern, 3,5% aus Kernenergie und 10% aus erneuerbaren Energien.[142] In den Niederlanden zeigt sich ganz deutlich das private Haushalte einen enormen Nutzen aus der Einführung von intelligenten Stromzählern ziehen, die sogar die Verluste der anderen Marktteilnehmer kompensieren.[143]
In Großbritannien ist die Verbreitung von intelligenten Stromzählern bei unter 0,5%. Die gesamte flächendeckende Einführung von intelligenten Zählern soll bis 2020 abgeschlossen sein.[144] Der Strommarkt in Großbritannien bezieht seinen Strom vorwiegend aus Stromerzeugnissen auf fossiler Basis.[144]
In Italien waren im Jahr 2008 bereits 86% der italienischen Haushalte mit intelligenten Stromzählern ausgestattet. Bis Ende 2011 soll der flächendeckende Roll-out beendet sein.[145] Der Strommarkt hat einen Anteil von 82% Stromerzeugung auf fossiler Basis. Erneuerbare Energien sind mit 17,7% im italienischen Strommarkt vertreten.[145]
In Schweden beschloss die Regierung, dass ab 1. Juli 2009 alle Stromkunden im Haushaltsbereich monatlich abgerechnet werden sollten.[146] Dadurch wurde der Aufbau von intelligenten Stromzählern enorm schnell vorangetrieben. Im Januar 2009 gaben bereits 92% der Netzbertreiber, an den Austausch der Zähler abgeschlossen zu haben.[146] Mittlerweile ist eine fast 100%ige Flächenabdeckung von Smart Metern erreicht.[147] Der Strommarkt in Schweden besteht überwiegend aus Stromenergie aus Wasserkraft mit 45,3% und Kernkraft mit 44,4%. Außerdem wird die Energie noch aus konventionellen thermischen Kraftwerken zu 9,3% und Windkraft zu 1% erworben.[148]

Smart Metering birgt große Potenziale in den Stromnetzen der EU. In vielen Ländern in der EU wird daran gearbeitet ein intelligentes, großteils automatisiertes, Netz zu erstellen. Ein wichtiger Gedanke der dahinter steckt ist in vielen Ländern die Nutzung der erneuerbaren Energien. Das Potenzial der erneuerbaren Energien soll vollständig genutzt und durch Lastmanagement und Prognosesysteme optimal abgestimmt werden. Viele Regierungen erkennen das Potenzial von Smart Metering und versuchen durch gesetzliche Regelungen den Aufbau dieses Systems zu beschleunigen, wie zum Beispiel in Schweden.

Abb. 10: Nettoerzeugungsleistung von 2010 - 2025
Abb. 10: Nettoerzeugungsleistung von 2010 - 2025


Ein weiteres Potenzial besteht in der Verringerung von schadstoffreichen Energiequellen durch die Ersetzung von ökologischen Energiequellen, wie zum Beispiel erneuerbare Energien. In einer Studie von ENTSO-E wird eine Prognose der Energieaufteilung in Europa über die Jahre 2010 bis 2015 aufgestellt. Eine der Energiequellen, die sich in Zukunft am meisten entwickeln sind die erneuerbaren Energien, ausgenommen von Wasserkraft. An zweiter Stelle stehen die fossilen Energiequellen, vor allem Gas. Kernkraft wird in den nächsten Jahren weiter sinken, aber kann nicht komplett abgeschafft werden, da viele Länder noch einen hohen Anteil an Energie aus Kernkraftwerken beziehen, wie zum Beispiel Schweden. Smart Metering soll aber langfristig für eine sauberere Zukunft sorgen und die Kernenergie weiter reduzieren, damit der CO2 Ausstoß weiter verringert wird.
Dadurch, dass sich ein noch großer Energiemix in den einzelnen Ländern der EU wiederfindet ist es besonders wichtig die verschiedenen Energien zu vereinigen und durch ein intelligentes dezentrales Netz zu verbinden. Ein weiteres Potenzial ist die Umsetzung der Vernetzung im Gas- und Wasserbereich. Hier könnte ähnlich wie beim Stromnetz verfahren werden, was ein großes Potenzial im Bereich Einsparung von Gas und Wasser und Umweltschutz bringt.

5 Fazit

Zuerst muss hervorgehoben werden, dass auf Grund des globalen Interesses in diesem Bereich viele Differenzen zwischen den einzelnen Interessen- und Standardisierungsgemeinschaften entstehen. Trotz vieler guter Ansätze und Teilstandards existiert immer noch kein globaler Standard für Smart Metering.
Die durchgeführte Analyse zeigt, dass es viele gute Ansätze bezüglich der Technologie sowie den Steuerungsmöglichkeiten, wie variable Tarife, gibt.
Da ebenfalls keine Definition eines Smart Meters sowie technische Definitionen bezüglich seiner Komponenten existieren, wurde in der Analyse der Erzeugertechnologie festgestellt, dass bei gegebenen Mitteln/Technologien eine Kombination aus AMM und MUC weitestgehend einem Smart Meter entsprechen würde.
Weiterhin wurde bei der Analyse der gängigsten Übertragungstechnologien im Nah- bzw. Fernbereich festgestellt, dass sich, auf Grund der niedrigen Infrastrukturkosten sowie der Übertragungssicherheit, Inhouse-PLC für die Nahbereichskommunikation am besten eignet. Bei der Frage nach der geeigneten Übertragungstechnik für die Fernkommunikation konnte kein definitives Ergebnis erzielt werden, da die Wahl für die „richtige“ Technologie stark von externen Faktoren, wie Breitbandausbau oder Verfügbarkeit von UMTS, beeinflusst wird. Die Untersuchung von Technologien und Techniken zur „Steuerung“ von Verbrauchern brachte zum Vorschein, dass es eigentlich nur einen effektiven Ansatz hierfür gibt. Dies sind die Kosten, die den Endverbrauchern bei der Nutzung entstehen. Demnach lässt sich über den Tarif aktiv das Verhalten von Endverbrauchern beeinflussen, allerdings nur, wenn für diese eine Kostentransparenz besteht, wie es beim Smart Metering der Fall ist.

Abschließend bleibt festzustellen, dass es viel Potenzial bei den Technologien zur Steuerung von Erzeugern und Verbrauchern gibt. So würden standardisierte Smart Metering Technologien einen Einfluss auf diverse Technologiefelder, wie z.B. Smart Home oder e-Mobility, haben. Die höchste Smart Metering Integration im Energiebereich ist das Smart Grid, ein dynamisches, dezentrales, jedoch zentral gesteuertes Stromnetz, das unter Verwendung von virtuellen Kraftwerken die Effizienz des Netzes maximiert.
So zeigen die vielen Feldversuche der Energieversorger sowie die Leuchtturmprojekte der Bundesregierung, dass der Smart Metering Bereich ein zukunftsorientierter Bereich mit hohem Investitions- und Renditeniveau ist, denn schlussendlich profitieren alle von einer effizienteren Nutzung der gegebenen Ressourcen.

6 Fußnoten

  1. ↑ 1,0 1,1 BMWi (2007), S.6
  2. ↑ 2,0 2,1 2,2 vgl. BMWi (2007)
  3. ↑ Europa (2007)
  4. ↑ vgl. ESMA (2009)
  5. ↑ 5,0 5,1 ESMA (2008), S. 4
  6. ↑ vgl. ESMA (2008_a)
  7. ↑ Bolder (2010), S. 4
  8. ↑ 8,0 8,1 8,2 Bolder (2007), S. 86 f.
  9. ↑ vgl. ESMA (2008)
  10. ↑ 10,0 10,1 10,2 10,3 10,4 10,5 10,6 10,7 10,8 10,9 EDL-RL (2006, S. 72)
  11. ↑ 11,0 11,1 BMWI (2007), S. 51
  12. ↑ 12,0 12,1 BMWI (2007), S. 49
  13. ↑ BMWI (2007), S. 50
  14. ↑ vgl. Deutscher Bundestag DIP (2010)
  15. ↑ S. §21 Abs. 3a EnWG
  16. ↑ S. §21 Abs. 3b EnWG
  17. ↑ S. §40 Abs. 1 EnWG
  18. ↑ S. §40 Abs. 3 EnWG
  19. ↑ 19,0 19,1 vgl. WatthourMeter (2010)
  20. ↑ vgl. toptarif (2010)
  21. ↑ vgl. RWE (2010), S. 3
  22. ↑ vgl. RWE (2010), S. 4f
  23. ↑ vgl. BMWi (2010_a), S.22
  24. ↑ vgl. Hartmeier (2010), S.9
  25. ↑ vgl. Bolder (2007), S.88
  26. ↑ vgl. Bolder (2010), S.36
  27. ↑ 27,0 27,1 27,2 vgl. Hartmeier (2010), S.5, zitiert nach Deconinck, S.143-157
  28. ↑ vgl. FNN (2009), S.16,S.20
  29. ↑ vgl. BMWi (2010_b), S60ff
  30. ↑ vgl. ISO (1994)
  31. ↑ vgl. IETF (1981), S.1
  32. ↑ vgl. IEEE (2007), S.38
  33. ↑ vgl. IEEE (2009), S.347
  34. ↑ vgl. IEEE (2009_a), S.17
  35. ↑ vgl. IEEE (2007), S.207
  36. ↑ vgl. IEEE (2009_a), S.15
  37. ↑ 37,0 37,1 vgl. IEEE (2007_a)
  38. ↑ vgl. HomePlug (2005), S.2
  39. ↑ vgl. Hartmeier (2010), S. 5f
  40. ↑ vgl. 3GPP (2009)
  41. ↑ vgl. 3GPP (2009)
  42. ↑ vgl. FNN (2009), S. 17
  43. ↑ vgl. IEEE (2005)
  44. ↑ vgl. IETF (2005), S. 5f
  45. ↑ vgl. ITU-T (2004), S. 16
  46. ↑ vgl. IEEE (2010), S.131
  47. ↑ vgl. BMWi (2010_b), S.21
  48. ↑ vgl. BMWi (2010_c), S.25f
  49. ↑ BMWi (2010_b), S. 39
  50. ↑ vgl. Bolder (2010), S.39
  51. ↑ 51,0 51,1 vgl. Smart Metering (2010), S.4
  52. ↑ vgl. Hartmeier (2010), S.6
  53. ↑ vgl. EWE (2010)
  54. ↑ vgl. LBD (2010), S.7
  55. ↑ vgl. LBD (2010), S.6
  56. ↑ vgl. LBD (2010), S.8
  57. ↑ vgl. BMWI (2010), S.19
  58. ↑ vgl. dena (2010), S.2
  59. ↑ vgl. NPE (2010), S.4
  60. ↑ vgl. Deutsche Telekom (2010)
  61. ↑ vgl. Energie SaarLorLux (2010_a)
  62. ↑ vgl. Energie SaarLorLux (2010_b)
  63. ↑ 63,0 63,1 vgl. Energie SaarLorLux (2010_c)
  64. ↑ 64,0 64,1 64,2 64,3 vgl. RWE (2010_a)
  65. ↑ vgl. Stadt Mühlheim (2008)
  66. ↑ 66,0 66,1 vgl. RWE (2010_b)
  67. ↑ 67,0 67,1 67,2 67,3 vgl. KNX (2010_a)
  68. ↑ vgl. KNX (2008)
  69. ↑ vgl. BMU (2007)
  70. ↑ vgl. Laskowski (2010), S. 16
  71. ↑ vgl. DKE (2010), S. 18
  72. ↑ vgl. Laskowski (2010), S.17
  73. ↑ vgl. Kreutz (2010), S.13
  74. ↑ vgl. Kreutz (2010), S. 14
  75. ↑ vgl. Kreutz (2010), S. 15
  76. ↑ vgl. Kreutz (2010), S. 16
  77. ↑ vgl. Laskowski (2010), S. 16
  78. ↑ vgl. BMWi (2010_d), S. 33
  79. ↑ EU Mandat M/441 Standardisierung (2010), S. 5
  80. ↑ 80,0 80,1 vgl. EU Mandat M/441 Standardisierung (2010), S. 6f
  81. ↑ vgl. EU Mandat M/441 Standardisierung (2010), S. 7
  82. ↑ EU Mandat M/441 Standardisierung (2010), S. 7
  83. ↑ vgl. IEC (2010_a)
  84. ↑ vgl. IEC (2010_b)
  85. ↑ vgl. IEC (2010_c)
  86. ↑ IEC 62056 DLSM/COSEM workshop Part 1: the DLMS UA (2010), S. 9
  87. ↑ vgl. IEC 62056 DLSM/COSEM workshop Part 1: the DLMS UA (2010), S. 9
  88. ↑ vgl. IEC 62056 DLSM/COSEM workshop Part 1: the DLMS UA (2010), S. 3
  89. ↑ vgl. IEC 62056 DLSM/COSEM workshop Part 1: the DLMS UA (2010), S. 8
  90. ↑ vgl. IEC 62056 DLSM/COSEM workshop Part 1: the DLMS UA (2010), S. 2
  91. ↑ vgl. Cambridge Consultans (2009)
  92. ↑ ZVEI (2010)
  93. ↑ vgl. ZVEI (2010)
  94. ↑ S. § 3 Abs. 1 BDSG
  95. ↑ S. §3a BDSG
  96. ↑ S. § 40 Abs. 3 EnWG 13.07.2005
  97. ↑ S. §4 Abs. 2 BDSG
  98. ↑ S. §4a Abs. 1 BDSG
  99. ↑ S. § 28 Abs. 1 Nr. 2 oder Abs. 2 Nr. 2a BDSG
  100. ↑ 100,0 100,1 100,2 vgl. Yellostrom (2010)
  101. ↑ 101,0 101,1 101,2 vgl. Google PowerMeter (2010)
  102. ↑ 102,0 102,1 vgl. ESMA (2009_a), S. 59
  103. ↑ vgl. WIK (2009)
  104. ↑ SmartGrids (2010)
  105. ↑ vgl. SmartGrids (2010)
  106. ↑ vgl. BMWi (2010_b), S. 21
  107. ↑ vgl. EU-SmartGrids (2006), S. 18
  108. ↑ vgl. Connect (2009), S. 7
  109. ↑ vgl. Connect (2009), S. 7
  110. ↑ DKE (2010), S. 18
  111. ↑ vgl. E-Energy (2009), S. 99
  112. ↑ vgl. E-Energy (2009), S. 100
  113. ↑ vgl. E-Energy (2009), S. 101
  114. ↑ vgl. E-Energy (2009), S. 102f
  115. ↑ vgl. E-Energy (2009), S. 104f
  116. ↑ vgl. E-Energy (2009), S. 106f
  117. ↑ vgl. BMWi (2010_d), S. 31f
  118. ↑ vgl. BMWi (2010), S. 32f
  119. ↑ vgl. Matzdorf (2010), S. 6
  120. ↑ vgl. Matzdorf (2010), S. 10
  121. ↑ 121,0 121,1 vgl. NPE (2010), S. 14
  122. ↑ DKE (2010), S. 15
  123. ↑ 123,0 123,1 123,2 vgl. EnSaver (2010)
  124. ↑ vgl. BMWi (2010_e)
  125. ↑ vgl. BMWi (2010_f)
  126. ↑ vgl. BMWi (2010_g)
  127. ↑ vgl. BMWi (2010_h)
  128. ↑ vgl. BMWi (2010_i)
  129. ↑ vgl. BMWi (2010_j)
  130. ↑ vgl. BMWi (2010_k)
  131. ↑ vgl. Ender (2009), S.28
  132. ↑ vgl. Lewizki (2009), S.10
  133. ↑ vgl. Ender (2009), S.28
  134. ↑ vgl. RWE (2010_b)
  135. ↑ vgl. BMWi (2010), S.7
  136. ↑ vgl. Lewizki (2009), S.12
  137. ↑ vgl. cleanthinking.de
  138. ↑ vgl. Tagesthemen (2010)
  139. ↑ vgl. Volkswagen (2010)
  140. ↑ vgl. ESMA (2009_a), S. 60
  141. ↑ vgl. Energie-Control (2010), S. 10
  142. ↑ 142,0 142,1 vgl. WIK (2009_a), S. 3
  143. ↑ vgl. WIK (2009_a), S. 6
  144. ↑ 144,0 144,1 vgl. WIK (2009_a), S. 10
  145. ↑ 145,0 145,1 vgl. WIK (2009_a), S. 16
  146. ↑ 146,0 146,1 vgl. WIK (2009_a), S. 21
  147. ↑ vgl. Energie-Control (2010), S. 9
  148. ↑ vgl. WIK (2009_a), S. 22

7 Abbildungsverzeichnis

Nr.BeschreibungQuelle
1Breitbandanschlüsse pro 100 Einwohner G7-Staaten und OECD(%)BMWi (2010_b), S.21
2EWE Box, als In-House-Display-Lösunghttp://idw-online.de/pages/de/newsimage?id=65073&size=screen
3Schematische Darstellung eines Virtuellen Kraftwerkshttp://www.siemens.com/innovation/pool/de/Publikationen/Zeitschriften_pof/pof_herbst_2009/energienetze/virt_kraftwerke/pof209_energie_virkraft5.jpg
4E-Energy MarktplatzVWEW (2009), S.16
5Was ist Google PowerMeter.in Anlehnung an http://www.google.com/powermeter/about/about.html
6Aufbau von einem Smart GridEU-SmartGrids (2006), S. 18
7Was umfasst Smart Grid?E-Energy (2009), S. 99
8Darstellung von Smart Grid im GesamtkontextE-Energy (2009), S. 100
9Übersicht der ModellregionenBMWi (2010_b), S.21
10Nettoerzeugungsleistung von 2010 - 2025in Anlehnung an EU-SmartGrids (2006), S. 18

8 Tabellenverzeichnis

Nr.BeschreibungQuelle
1Smart Metering Tarifübersicht in Anlenung an LBD (2010), S.8f
2Smart Green Tarifübersicht in Anlenung an LBD (2010), S.8f
3Smart Service Tarifübersicht in Anlenung an LBD (2010), S.8f
4Smart Basic Tarifübersicht in Anlenung an LBD (2010), S.8f
5Bewertungsschema
6Bewertung der Erzeugertechnologien
7Bewertung der Nahkommunikationstechnologien
8Bewertung der Fernkommunikationstechnologien
9Bewertung der Verbraucherprodukte

9 Abkürzungsverzeichnis

AbkürzungBeschreibung
3GPP3rd Generation Partnership Project
AESAdvanced Encryption Standard
AIEEuropean Association of Electrical Contractors
AMMAdvanced Meter Management
AMRAutomatic Meter Reading
ANECEuropean Association for the Co-ordination of Consumer Representation in Standardisation
AQUAAssociation of the European manufacturers of Water and Thermal Energy meter
B2BBusiness-to-Business
B2CBusiness-to-Customer
CEERCouncil of European Energy Regulators
CENEuropean Committee for Standardization
CENELECEuropean Committee for Elektronical Standardization
COSEMCompanion Specification for Energy Metering
DLMS-UADevice Language Message Specification User Association
DSLDigital Subscriber Line
DSOVerteilungsnetzbetreiber
D-TAGDeutsche Telekom AG
EDL-RLEU-Richlinie über Endenergieeffizenz und Energiedienstleistungen
EEAPNationaler Energieeffizienz-Aktionsplan
EEGErneuerbare-Energien-Gesetz
EEXEnergiebörse
eHZelektronische Haushaltszähler
ENTSO-EEuropean network of transmission system operators for electricity
EnWGEnergiewirtschaftsgesetz
ERGEGEuropean Regulators' Group for Electricity and Gas
ESMAEuropean Smart Metering Alliance
ESMIGEuropean Smart Metering Industry Group
ESOEuropäische Standardisierungs Organisation
ETSIEuropean Telecommunications Standards Institute
EURELECTRICUnion of the Electricity Industry
EUROGASThe European Union of the Natural Gas Industry
EVUEnergieversorgungsunternehmen
EVVEEnergiekostenabrechnung
FACOGAZAssociation of European Gas Meter Manufacturers
FIGAWABundesvereinigung der Firmen im Gas- und Wasserfach e. V.
FTTHFiber-to-the-Home
GPRSGeneral Packet Radio Service
GSMGlobal System for Mobile Communications
HSPAHigh Speed Packet Access
IECInternational Electronic Commission
IEEEInstitute of Electrical and Electronics Engineers
IKTInformations- und Kommunikationstechnologien
IPInternet Protocol
IPsecInternet Protocol Security
ISOInternational Organization for Standardization
ITUInternational Telecommunication Union
KNXKonnex-Bus
kWhKilowattstunde
M2MMachine-to-Machine
MARCOGAZTechnical Association of the European Natural Gas Industry
M-BusMeter Bus
MDLMessdienstleister
MPLSMultiprotocol Label Switching
MSBMessstellenbetreiber
MUCMulti Utility Communication
NTANetherlands Technical Agreement
OECDOrganisation for Economic Co-operation and Development
OMSOpen Metering System
OSIOpen Systems Interconnection
PLCPowerline Communication
QoSQuality of Service
SMCGSmart Meter Co-ordination Group
SSLSecure Sockets Layer
TCPTransmission Control Protocol
TSOÜbertragungsnetzbetreiber
UMIUniversal Metering Interfaces
UMTSUniversal Mobile Telecommunications System
VDNVerband der Netzbetreiber
WCDMAWideband Code Division Multiple Access
WELMECEuropean Cooperation in Legal Metrology/Western European Legal Metrology Cooperation
WEPWired Equivalent Privacy
WLANWireless Local Area Network
WPA2Wi-Fi Protected Access 2
ZVEIZentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie e.V.

10 Rechtsverzeichnis

EnWG "Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 2 des Gesetzes vom 4. November 2010 (BGBl. I S. 1483) geändert worden ist"
BDSG "Bundesdatenschutzgesetz in der Fassung der Bekanntmachung vom 14. Januar 2003 (BGBl. I S. 66), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 14. August 2009 (BGBl. I S. 2814) geändert worden ist"

11 Literatur- und Quellenverzeichnis

Publikationen

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BMWi (2010_b) o.V., Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (Hrsg.): Fünfter Nationaler IT-Gipfel, Programm - Personen - Projekte, 2010
BMWi (2010_c) o.V., Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (Hrsg.): Energiekonzept für eine umwelt schonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung, 2010
BMWi (2010_d) o.V., Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (Hrsg.): Schlaglichter der Wirtschaftpolitik, Monatsbericht Juni 2010, 2010
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LBD (2010) o.V., LBD-Beratungsgesellschafft mbH zusammen mit EVB Energy Solutions & Alcatel Lucent: Studie:Umsetzbare Smart-Metering-Produkte - Eine Handreichung für Energielieferanten (Auszug: Zusammenfassung), 3. März 2010
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Matzdorf (2010) Dr.-Ing. Matzdorf, Hartmut : Intelligente Architekturen für Smart Metering und Smart Grids
NPE (2010) o.V., Nationale Plattform Elektromobilität, Arbeitsgruppe 3: Ladeinfrastruktur und Netzintegration, 2010
RWE (2010) o.V., RWE Rhein-Ruhr Verteilnetz: Der elektronische Haushaltszähler – eHZ – Eine steckbare System-Plattform für zukünftige Messaufgaben, 2010
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Stadt Mühlheim (2008) o.V., Pressemeldung, 2008, http://www.muelheim-ruhr.de/cms/100000_intelligente_stromzaehler_fuer_muelheim_an_der_ruhr.html (03.01.2011, 17:20)
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Volkswagen (2010) o.V., Volkswagen AG, http://www.volkswagenag.com/vwag/vwcorp/info_center/de/news/2010/11/Launch_of_the_home_power_plant.html (07.01.2011, 21:50)
WatthourMeter (2010) o.V., http://www.watthourmeters.com : A brief history of meter companies and meter evolution, http://www.watthourmeters.com/history.html (05.01.2011, 15:30)
ZVEI (2010) o.V., Open Metering, 2010, http://www.zvei.org/index.php?id=4731 (02.01.2011, 22:32)
Von „http://winfwiki.wi-fom.de/index.php/Analyse_der_aktuellen_Technologien_zur_Realisierung_der_Steuerung_von_Verbrauchern_und_Erzeuger“
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