I

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis   I

Abk  ürzungsverzeichnis.  VI

Abbildungsverzeichnis   VIII

Tabellenverzeichnis   XI

Symbolverzeichnis.   XIII

1  Einleitung.  1

1.1  Motivation und Rahmenbedingungen  2

1.2  Ziele und Abgrenzung.  5

1.3  Vorgehen  6

2  Smart Metering  8

2.1  Rechtliche Rahmenbedingungen.  8

2.1.1  EU-Richtlinien.  8

2.1.2  Nationale Vorgaben.  10

2.2  Aufgaben und Rollen der Marktteilnehmer  12

2.3  Auswirkungen  15

3  Metering Informations- und Kommunikationssystem.  18

3.1  Information  18

3.2  Kommunikation  19

3.2.1  Normen  20

3.2.2  Netzwerke.  20

3.3  Modelle  21

4  Modellierung der Fachkonzeptschicht  23

4.1  Normen und Methoden  24

II

4.1.1  IEC 61970 - Common Information-Model.  24

4.1.2  IEC 61968 - Metering-Prozesse  24

4.2  Modellierung der Organisationssicht  25

4.3  Modellierung der Steuerungssicht  27

4.3.1  Bewertungsverfahren  28

4.3.2  Übersicht der Szenarien und Anwendungsfälle  29

4.3.3  Zählerinstallations- und Austauschprozess.  30

4.3.4  Energiedienstleisterwechselprozess  31

4.3.5  Messdatenübertragungsprozess  33

4.3.6  Zählersteuerungsprozess  34

4.3.7  Ereignisübermittlungsprozess  35

4.3.8  Datensynchronisationsprozess.  36

4.4  Modellierung der Datensicht  37

4.4.1  UML-Klassendiagramm Metering  37

4.4.2  Volumenbetrachtung  40

4.5  Modellierung der Funktionssicht  43

5  Kriterien zur Architektur- und Technologieauswahl  45

5.1  Systemanforderungen.  45

5.1.1  Interoperabilität.  45

5.1.2  Marktdurchdringung.  46

5.1.3  Skalierbarkeit.  46

5.2  Datensicherheit  46

5.2.1  Datenintegrität  47

5.2.2  Vertraulichkeit.  47

5.2.3  Verfügbarkeit  48

5.3  Kommunikation  49

5.3.1  Nutzenübertragungsrate  49

III

5.3.2  Kommunikationseffizienz.  49

5.3.3  Übertragungsdauer.  49

5.3.4  Echtzeitfähigkeit  50

5.4  Teilnehmer  51

5.4.1  Reichweite  51

5.4.2  Teilnehmeranzahl  51

5.4.3  Frequenznutzung.  51

5.5  Teilnehmerinteraktion  52

5.5.1  Kommunikationsrichtung  52

5.5.2  Betriebsart  52

5.6  Soziale Anforderungen  52

5.6.1  Strahlung  52

5.6.2  Energieverbrauch  53

5.7  Kosten  53

6  Szenarioentwicklung.  54

6.1  Ländliches Szenario.  54

6.2  Urbanes Szenario  54

7  Infrastruktur Nahübertragung.  55

7.1  Kommunikation  55

7.1.1  Autonomer Zähler.  55

7.1.2  Multisparten-Zähler.  57

7.1.3  Multi Utility Communicator.  57

7.1.4  Bewertung  58

7.2  Verbrauchsanzeige  59

7.2.1  Energiedisplay  60

7.2.2  Online-Portal.  60

7.2.3  Bewertung  60

IV

8  Übertragungsstandards im Bereich der Nahkommunikation  61

8.1  Drahtlose Kommunikation.  61

8.1.1  Kommunikationsträger.  61

8.1.1.1  868-MHz-Band  61

8.1.1.2  2,4-GHz-Band.  62

8.1.1.3  Dect-Band.  62

8.1.2  Drahtlose Technologien.  63

8.1.2.1  WLAN / WI-FI  63

8.1.2.2  Bluetooth  64

8.1.2.3  ZigBee  66

8.1.2.4  DECT.  68

8.1.2.5  EnOcean.  69

8.1.2.6  Z-Wave  69

8.1.2.7  Wireless-M-Bus  70

8.2  Drahtgebundene Kommunikation  71

8.2.1  Kommuniktionsträger.  71

8.2.1.1  PLC.  71

8.2.1.2  Twisted-Pair.  72

8.2.1.3  Lichtwellenleiter  73

8.2.2  Drahtgebundene Technologien  74

8.2.2.1  KNX-PL.  74

8.2.2.2  KNX-TP  74

8.2.2.3  KNX-IP.  75

8.3  Stärken und Schwächen  75

9  Gegenüberstellung und Bewertung  78

9.1  Entscheidungsmodelle als Grundlage  78

9.2  Analytic Hierarchie Process  78

V

9.2.1  Beurteilungsskala und Gewichtung  80

9.2.2  Prioritätenberechnung  80

9.2.3  Konsistenzprüfung.  82

9.2.4  Bewertung der Handlungsalternativen  82

9.2.5  Ergebnis und Handlungsempfehlung  86

9.2.6  Sensitivitätsanalyse  87

10  Schlussbetrachtung und Ausblick.  88

11  Anhang  90

Anhang 1:  Standards  90

Anhang 2:  Nachrichtenformate  92

Anhang 3:  Übersicht Besonderheiten 868-MHz-Band.  115

12  Literaturverzeichnis  116

13  Quellenverzeichnis  122

Abkürzungsverzeichnis

AHP Analytic Hierarchie Process AMI Advanced Metering Infrastructure AMM Automated/Advanced Meter Management AMR Automated Meter Reading ARIS Architektur integrierter Informationssysteme ARQ Automation Repeat Request BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie BNetzA Bundesnetzagentur CSMA/CA Carrier Sense Multiple Access with Collision Avoidance CIM Common Information Model CIS Customer Information System DECT Digital Enhanced Cordless Telecommunication DIN Deutsche Industrie Norm EDCF Enhanced Distribution Coordination Function EDL Energiedienstleister EnWG Energiewirtschaftsgesetz HCF Hybrid Coordination Function IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers IEC International Electrotechnical Commission IKS Informations- und Kommunikationssystems ISO International Standardization Organisation KNX Konnex LAN Local Area Network LMS Load Management System MAMS Meter Asset Management System

MDL Messdienstleister MDMS Meter Data Management System MessZV Messzugangsverordnung MMS Meter Maintenance System MS Metering System MSB Messstellenbetreiber MUC Multi Utility Communicator NOS Network Operations Systeme OMS Outage Management System PLC Powerline Communication TDMA Time Division Multiple Access UML Unified Modeling Language ÜNB Übertragungsnetzbetreiber VNB Verteilnetzbetreiber WAN Wide Area Network WLAN Wireless Local Area Network WMS Workmanagement System

VIII

Abbildungsverzeichnis   

Abbildung  1: Metering Infrastruktur  

Abbildung  2: Entwicklungsstufen für Smart Energy Solutions  

Abbildung  3: Entwicklung der Zählertechnologie  

Abbildung  4: Bestandteile Smart Metering  

Abbildung  5: Vorgehensweise der Arbeit  

Abbildung  6: Marktakteure und ihre Vertragsbeziehungen  

Abbildung  7: Umwandlungsprozess im Informationsaustausch.  

Abbildung  8: Netzwerktopologien  

Abbildung  9: Architektur integrierter Informationssysteme (ARIS)  

Abbildung  10: ARIS-Methoden  

Abbildung  11: Netzdiagramm Metering  

Abbildung  12: Nachrichtenformat  

Abbildung  13: Übersicht Use-Cases  

Abbildung  14: Sequenzdiagramm Zählerinstallation und -austausch  

Abbildung  15: Sequenzdiagramm Energiedienstleisterwechsel  

Abbildung  16: Sequenzdiagramm Hinterlegung Zählerabfragefrequenz  

Abbildung  17: Sequenzdiagramm Zählersteuerung  

Abbildung  18: Sequenzdiagramm Zähler- und Systemereignisse  

Abbildung  19: Sequenzdiagramm Kundendatensynchronisation.  

Abbildung  20: UML Klassendiagramm Metering  

Abbildung  21: Funktionsbaum des MS.  

Abbildung  22: Architektur Autonome Zähler.  

Abbildung  23: Architektur Multisparten-Zähler  

Abbildung  24: Architektur MUC  

Abbildung  25: Bluetooth Vernetzung  

IX

Abbildung  26: ZigBee IEEE 802.15.4 Netzwerktopologien  

Abbildung  27: ZigBee IEEE 802.15.4 Protokollstack  

Abbildung  28: Bit Error Rate im Vergleich.  

Abbildung  29: Wireless-M-Bus Protokollstack.  

Abbildung  30: Einsparungen Smart Metering in EUR  

Abbildung  31: Standardisierungsgremien  

Abbildung  32: Standards und Normen  

Abbildung  33: Struktur Message-Header  

Abbildung  34: Struktur Message-Request.  

Abbildung  35: Struktur Message-Reply.  

Abbildung  36: Messageformat CustomerMeterDataSet.  

Abbildung  37: Messageformat MeterAssetReading  

Abbildung  38: Messageformat EndDeviceControl.  

Abbildung  39: Messageformat EndDeviceEvents  

Abbildung  40: Messageformat MeterReadings  

Abbildung  41: Messageformat MeterReadSchedule.  

Abbildung  42: Messageformat MeterServiceRequest  

Abbildung  43: Messageformat EndDeviceAssets  

Abbildung  44: Messageformat MeterSystemEvents  

Abbildung  45: Messageformat EndDeviceFirmware  

Abbildung  46: Messageformat NetworkDataSet (1)  

Abbildung  47: Messageformat NetworkDataSet (2)  

Abbildung  48: Messageformat NetworkDataSet (3)  

Abbildung  49: Messageformat NetworkDataSet (4)  

Abbildung  50: Messageformat NetworkDataSet (5)  

Abbildung  51: Messageformat NetworkDataSet (6)  

X

Abbildung  52: Messageformat NetworkDataSet (7)  

Abbildung  53: Messageformat NetworkDataSet (8)  

Abbildung  54: Messageformat NetworkDataSet (9)  

Abbildung  55: Messageformat NetworkDataSet (10)  

Abbildung  56: Messageformat NetworkDataSet (11)  

Abbildung  57: Messageformat NetworkDataSet (12)  

Abbildung  58: Messageformat NetworkDataSet (12)  

Abbildung  59: Messageformat NetworkDataSet (13)  

Abbildung  60: Messageformat NetworkDataSet (14)  

Abbildung  61: Messageformat NetworkDataSet (15)  

Abbildung  62: Nutzungsregelungen 868-MHz-Band  

XI

Tabellenverzeichnis   

Tabelle 1:  Verben  29

Tabelle 2:  Payloads  29

Tabelle 3:  Datenvolumen Zählerinstallation- und Austauschprozess  31

Tabelle 4:  Datenvolumen Energiedienstleisterwechselprozess  32

Tabelle 5:  Datenvolumen Hinterlegung Messzyklus  33

Tabelle 6:  Datenvolumen Messdatenübertragungsprozess.  34

Tabelle 7:  Datenvolumen Zählersteuerungsprozess.  35

Tabelle 8:  Datenvolumen Ereignisübermittlungsprozess  36

Tabelle 9:  Datenvolumen Datensynchronisationsprozess  37

Tabelle 10:  Datenvolumen Stromzähler  41

Tabelle 11:  Datenvolumen aller Sparten  42

Tabelle 12:  Bewertungskriterien  45

Tabelle 13:  Datenvolumen nach Architekturen  59

Tabelle 14:  Bewertungskriterien  59

Tabelle 15:  Bewertungskriterien  60

Tabelle 16:  WLAN-Standards.  64

Tabelle 17:  Eigenschaften der Übertragungstechnologien  77

Tabelle 18:  AHP-Beurteilungsskala.  80

Tabelle 19:  AHP-Kriterien-Beurteilungsskala urbanes Szenario.  81

Tabelle 20:  AHP-Kriterien-Beurteilungsskala ländliches Szenario.  81

Tabelle 21:  RI-Werte  82

Tabelle 22:  CR-Wert Kriterienvergleich.  82

Tabelle 23:  Ergebnismatrix (1)  85

Tabelle 24:  Ergebnismatrix (2)  85

Tabelle 25:  AHP-Beurteilungsskala urbanes Szenario  86

XII

Tabelle 26:  AHP-Beurteilungsskala ländliches Szenario  86

Tabelle 27:  Nutzungsregelungen 868-MHz-Band  115

Symbolverzeichnis

P v : Verfügbarkeit eines Kommunikationssystems MTTF: Mean Time to Failure - Funktionsdauer eines Kommunikationssystems MDT: Mean Down Time - Ausfalldauer eines Kommunikationssystems

r n : Nutzenübertragungsrate einer Übertragungstechnologie r b : Bruttodatenrate einer Übertragungstechnologie t g : Gesamtübertragungszeit eines Datenpakets t n : Übertragungszeit des Nutzdatenanteils eines Datenpakets t s : Übertragungszeit des Steuerungsdatenanteils eines Datenpakets t w : Wettbewerb- und Wartezeit eines Datenpakets

S: Leistungsflussdichte im elektromagnetischen Feld E: elektrische Feldstärke einer Sendeleistung P: Sendeleistung Z: Wellenwiderstand d: Entfernung zum Sender

A: Umfang an auswählbaren Alternativen i,j,k: Elemente des Alternativenumfangs CR: Consistency Ratio - Konsistenzwert CI: Consistency Index - Konsistenzindex RI: Random Index - Konsistenzindex reziproker Zufallsmatrizen

Kapitel 1: Einleitung 1

1 Einleitung

Im Zeitalter knapper Ressourcen und des zunehmend wahrzunehmenden Klima-wandels sind Maßnahmen zum Klimaschutz notwendig. Erste Auswirkungen der Klimaveränderungen sind bereits heute spürbar. Untersuchungen zeigen, dass gegenläufig zum aktuellen Trend die globalen Emissionen bis zum Jahr 2050 im Vergleich zum Jahr 1990 um mindestens 50 % reduziert werden müssen, um eine Verdopplung der CO2-äquivalenten Treibhausgaskonzentration des vorindustriellen Wertes zu verhindern. Der Energiewirtschaft kommt auf Grund des Anteils fossiler Energieträger von 85-90% an der Treibhausgasemission eine besondere Bedeutung zu. 1

Zur Lösung der Probleme aus der konventionellen Energieversorgung werden seit Jahren erneuerbare Energien wie Photovoltaik oder Windkraft vom Gesetzgeber in hohem Maße gefördert. Bis 2020 sollen diese in Deutschland 20% (EU 22%) der elektrischen Energieversorgung erzeugen, wovon mehr als 10% auf die in den letzten Jahren stark wachsende Windkraft entfällt. Der Geschwindigkeit des Ausbaus erneuerbarer Energieerzeuger sind aber technische Grenzen gesetzt. Bis diese den Strombedarf in Deutschland vollständig abdecken können, sind für die Erreichung der Klimaschutzziele Energieeffizienzmaßnahmen notwendig. ² Durch die Zunahme dezentraler Energieerzeuger und Reduzierung konventioneller Kraftwerke wird zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit der Netze zunehmend eine kommunikative Vernetzung und aktive Steuerung von Energieerzeugung und -verbrauch (Smart Grids) notwendig.

Smart Metering setzt genau bei diesen Problemstellungen an. Durch die Umstellung der Zählertechnologie von den nicht kommunikationsfähigen Ferrariszählern hin zu vernetzten bidirektional kommunizierenden intelligenten Zählern (Smart Meter), werden die Voraussetzungen für Smart Grids geschaffen. Zugleich bietet das Smart Metering neben Effizienzsteigerungen durch eine automatische Zählerfernauslesung und -steuerung das Potential zur Steigerung der Energieeffizienz durch einen integrierten regelmäßigen Feedbackprozess verbrauchter Energie. Empiri- ¹ Vgl. Nestle, D. (2008), S. 2.

² Vgl. Nestle, D. (2008), S. 3 ff.

Kapitel 1: Einleitung 2

schen Studien zufolge werden durch die regelmäßigen Informationen 5 bis 15% an elektrischer Energie eingespart. 3

Weitere Potentiale können durch einen spartenübergreifenden Ansatz (Strom, Gas, Wasser, Wärme) sowie der Einführung variabler Tarifmodelle gehoben werden. Durch eine Verknüpfung des Metering Informations- und Kommunikationssystems mit der intelligenten Gebäudetechnik (Smart Home) können darüber hinaus mit sogenannten Demand-Response-Programmen weitere Energieeinspareffekte realisiert werden.

Das Smart Metering entwickelte sich von Automated Meter Reading Systemen (AMR) mit dem Ziel der Zählerfernauslesung hin zu einem bidirektionalen Automated Meter Management System (AMM) mit weiteren Funktionen, wie bspw. die Fernabschaltung oder Leistungsbegrenzung von Zählern. Die nachfolgende Abbildung zeigt die dafür notwendige technische Infrastruktur (Advanced Metering Infrastructure - AMI). 4

Abbildung 1: Metering Infrastruktur 5

1.1 Motivation und Rahmenbedingungen

Durch die Vorgaben des Gesetzgebers die zuvor genannten Klimaschutzziele zu erreichen, hat das Smart Metering in der Energiebranche einen hohen Stellenwert

³ Vgl. Mountain, D. (2006), S. 3 f.; Parker, D. et al. (2008), S. 4 ff. und Darby, S. (2006), S. 11.

⁴ Vgl. Schomerus, T., Sanden, Joachim, Benz, Steffen (2008), S. 228 bis 229.

⁵ Quelle: in Anlehnung an: Open Smart Grid Users Group (2008), o.S.

Kapitel 1: Einleitung 3

eingenommen. Ab dem Jahr 2010 wird mit dem Roll-out der intelligenten Zähler auch in Deutschland begonnen, während in anderen Ländern wie Italien oder Schweden auf Grund der monopolistischen Versorgerstruktur bereits der Austausch nahezu abgeschlossen ist. Im nächsten Jahr kommen noch weitere Anforderungen seitens des Gesetzgebers hinzu, sodass durch die eingesetzte Technik auch der Einsatz variabler Tarife möglich ist. Ein oft diskutiertes Thema ist die Fragestellung, wer die Investitionskosten der neuen Technologie trägt. Die Unternehmen werden diese trotz Einsparungen durch Verbesserung der Prozesseffizienz (u.a. Fernablesung, -abschaltung) nicht allein tragen. Ebenso wird auf der anderen Seite der Endverbraucher nicht allein durch Visualisierung seines Energieverbrauchs dauerhaft bereit sein, die Mehrkosten zu tragen. Einen Anreiz könnte das Angebot weiterer Mehrwertdienste (Richtung Smart Home) für den Endverbraucher bieten. Um das Geschäft erst einmal für Dienstleister attraktiv zu machen ist jedoch eine Mindestgröße installierter Smart Meter notwendig. Bis zum Jahr 2015 wird mit einem Anteil intelligenter Zähler in Deutschland in Höhe von 15 % ⁶ (> 6 Mio. Zähler) gerechnet, so dass ab diesem Zeitpunkt ein Markt für Mehrwertdienstleistungen erwartet werden kann. Einen deutlichen Schub könnte das Smart Metering aus der Richtung intelligenter Netzsteuerung bekommen, da die Technologie die Basis für Smart Grids darstellt. Unter Experten wird mit einer Umsetzung intelligenter Netze bis zum Jahr 2020 gerechnet, falls zu diesem Zeitpunkt die erneuerbare Energie den von der EU angestrebten Anteil von 20% ⁷ erreicht hat und die Elektromobilität weiter an Attraktivität gewinnt. Mit jedem Schritt steigen die Anforderungen an die Kommunikationsinfrastruktur (vgl. Abbildung 2).

⁶ Vgl. BCG The Boston Consulting Group (2009), S. 50.

⁷ Vgl. RICHTLINIE 2009/28/EG (2009), S. 17.

Kapitel 1: Einleitung 4

Abbildung 2: Entwicklungsstufen für Smart Energy Solutions 8

Die aktuelle Situation im Markt ist in der nachfolgenden Abbildung in Form der BCG-Matrix dargestellt. Das von der Boston Consulting Group (BCG) entwickelte Modell dient im strategischen Management zur Darstellung des Produktlebenszyklus und der Kostenerfahrungskurve. Der derzeit eingesetzte Ferrariszähler ist durch eine zuverlässige und preiswerte Technik gekennzeichnet. Diese Technik entspricht aber nicht mehr den gesetzlichen Mindestanforderungen zur Erreichung der ehrgeizigen Energieeffizienzziele, da auf Grund einer fehlenden Zuordnung des Energieverbrauchs zur Nutzungszeit dem Endverbraucher kein Anreiz zum Energiesparen gegeben wird. Auf der anderen Seite steht einem großflächigen Roll-out der Smart Meter die große Verunsicherung des Marktes hinsichtlich der technischen Produktausprägungen (Übertragungstechnologien) aber auch der zu wählenden Netzwerkinfrastruktur trotz durchgeführter Pilotprojekte entgegen. Hinzu kommen die hohen Investitionskosten der Zähler neuester Generation.

⁸ Quelle: in Anlehnung an: Capgemini Consulting Energy & Utilities (2009), S. 2.

Kapitel 1: Einleitung 5

Abbildung 3: Entwicklung der Zählertechnologie 9

Um als Marktteilnehmer aus Smart Metering Wettbewerbsvorteile generieren zu können, ist der Einsatz effizienter Architekturen und Technologien zwingend notwendig. Systemintegratoren wie IBM unterstützen die Energieunternehmen bei der Umstellung der Feldhardware und IT-Systemen auf Smart Metering.

1.2 Ziele und Abgrenzung

Zur Realisierung von Smart Metering kann aus einer Vielzahl von Infrastrukturarchitekturen und Übertragungstechnologien ausgewählt werden, die sich in ihrer Effizienz unterscheiden. Neben diesen Gesichtspunkten spielen auch die geografischen Gegebenheiten bei der Entscheidung eine Rolle. Die in einem urbanen Gebiet bevorzugte Technik muss nicht zwingend auch die beste Lösung in ländlichen Gebieten sein. Auch sind soziale Aspekte wie Strahlung einzubeziehen, da der Erfolg des Smart Metering maßgeblich von der Akzeptanz des Endverbrauchers abhängt.

Ziel dieser Arbeit ist die konzeptionelle Analyse und Evaluierung geeigneter Übertragungstechnologien und Netzwerkstrukturen für eine effiziente Realisierung des Smart Meterings im Bereich der Nahkommunikation mit Hilfe eines Bewertungsal-gorithmus. Die Nahkommunikation fokussiert sich auf die kommunikative Vernetzung der Zähler unterschiedlicher Sparten bis zu einem Datenkonzentrator. Die

⁹ Quelle: in Anlehnung an: 24/7 Metering GmbH (2009), S. 19.

Kapitel 1: Einleitung 6

Abbildung 4 zeigt eine mögliche Realisierung von Smart Metering unter Einbeziehung des in Deutschland bevorzugten Datenkonzentratoransatzes.

Abbildung 4: Bestandteile Smart Metering 10

1.3 Vorgehen

Zur Erreichung der im vorangegangenen Kapitel definierten Ziele werden zunächst im Kapitel 2 die Auswirkungen der durch die EU vorangetriebenen rechtlichen Rahmenbedingungen für Smart Metering und die Auswirkungen dessen auf die Marktrollen der Energiebranche analysiert. Im Anschluss wird unter Anwendung der Modelle und Methoden des Informationsmanagements auf das Metering Informations- und Kommunikationssystem eingegangen, das den Kern des Smart Meterings darstellt. Um Anforderungen an Übertragungstechnologien für Smart Metering stellen zu können ist es von Bedeutung, welche Prozesse, Daten und Funktionen in einem Smart Metering Informations- und Kommunikationssystem benötigt werden. Hierzu wird im vierten Kapitel die Fachkonzeptschicht nach ARIS modelliert, an-hand derer Schlussfolgerungen über das erzeugte Datenvolumen und benötigter Funktionen gezogen werden können. Darauf aufbauend werden im Kapitel fünf Zielkriterien für ein effizientes Smart Metering aufgestellt. Auf Grund unterschiedlicher geografischer Gegebenheiten ist im sechsten Kapitel die Bildung von Szena-

¹⁰ Quelle: entnommen aus: Capgemini Consulting Energy & Utilities (2009), S. 6.

Kapitel 1: Einleitung 7

rien erforderlich, anhand derer zusammen mit den Bewertungskriterien die Infrastruktur sowie Übertragungstechnologien evaluiert werden. Nach der Untersuchung geeigneter Architekturen und Technologien in den Kapiteln sieben und acht erfolgt im neunten Kapitel eine Bewertung der Technologien in Form eines mehrstufigen Analytic Hierarchie-Processes (AHP). Anhand des Ergebnisses der AHP wird im zehnten Kapitel eine Empfehlung für eine zukünftige Nahkommunikationstechnologie abgegeben. Der beschriebene Evaluierungsprozess wird in der nachfolgenden Abbildung noch einmal grafisch dargestellt.

Abbildung 5: Vorgehensweise der Arbeit

Kapitel 2: Smart Metering 8

2 Smart Metering

Zu Beginn der konzeptionellen Analyse ist es zunächst erforderlich die rechtlichen Rahmenbedingungen zu untersuchen, da vom Gesetzgeber Anforderungen an die zukünftigen Technologien definiert werden. Darauf aufbauend erfolgt die Betrachtung der Rollen im Energiemarkt sowie der Auswirkungen des Smart Meterings auf diese Rollen.

2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen

Die normativen Rahmenbedingungen für Smart Metering können in drei Ebenen unterteilt werden. Auf oberster Ebene stehen die EU-Verordnungen. Die zweite Ebene bilden die Gesetze und Rechtsverordnungen des Bundes, welche die EU-Richtlinien in nationales Recht umsetzen. Die dritte und damit unterste Ebene beinhaltet die Beschlüsse der Bundesnetzagentur.

2.1.1 EU-Richtlinien

Auf der Ebene der EU ist insbesondere die Richtlinie 2006/32/EG über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen (EDL-Richtlinie) von Bedeutung. Diese wurde zur Steigerung der Energieeffizienz, Steuerung der Energienachfrage und Förderung der Erzeugung erneuerbarer Energien erlassen. Als verbindlichen Zielwert wurde eine Energieeinsparung in Höhe von 9% bis zum Jahr 2016 auf Basis des Durchschnittswertes der Jahre 2001 bis 2005 festgelegt. ¹¹ Dieses Ziel soll über eine Reduktion des Energieverbrauchs des Endverbrauchers erreicht werden, in dem die Transparenz erhöht wird und Anreize zur Verbrauchsreduktion oder Verlagerung in lastschwache Zeiten gegeben werden. In dieser Richtlinie wird zwar keine bestimmte Zählertechnik vorgeschrieben, jedoch werden Kriterien an diese Technik festgelegt.

Nach Artikel 13 Abs. 1 der Richtlinie haben die Mitgliedstaaten sicherzustellen, dass bei allen Endkunden individuelle Zähler eingesetzt werden, welche den tatsächlichen Energieverbrauch des Endkunden und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegeln. Die Verpflichtung umfasst neben dem Bereich Strom auch die Sparten Erdgas, Fernheizung/-kühlung und Warmbrauchwasser. Die Zähler müssen je-

¹¹ Vgl. RICHTLINIE 2006/32/EG (2006), S. 75.

Kapitel 2: Smart Metering 9

doch zu wettbewerbsorientierten Preisen angeboten werden und der Einsatz technisch machbar, finanziell vertretbar und in Relation zu den potenziellen Energieeinsparungen angemessen sein. Bei Neubauten und Durchführung von Großrenovierungen ¹² wird dieses als gegeben angenommen. ¹³ Die Erfassung des tatsächlichen Energieverbrauchs ist mit den bisher eingesetzten Zählern bereits sichergestellt. Die Aufzeichnung der tatsächlichen Nutzungszeit macht jedoch den Einsatz von Smart Metern notwendig.

Darüber hinaus fordert der Absatz 2 eine Abrechnung, die den tatsächlichen Energieverbrauch auf eine klare und verständliche Weise wiedergibt. Dieser Punkt wird beispielsweise in der Sparte Strom nach § 16 StromGVV bereits in der Praxis angewendet. Nach Satz 2 und 3 des Abs. 2 soll darüber hinaus dem Kunden mit der Abrechnung auch ein umfassendes Bild der gegenwärtigen Energiekosten vermittelt werden und der Turnus der Rechnungslegung so angepasst werden, dass die Kunden in die Lage versetzt werden, ihren eigenen Verbrauch zu steuern. Die bisher nur jährlich durchgeführten Abrechnungen konnten keine Steuerungswirkung entfalten. Ein umfassendes Bild der gegenwärtigen Energiekosten soll nach Abs. 3 durch einen Vergleich mit dem eigenen Energieverbrauch des Vorjahreszeitraums (vorzugsweise in grafischer Form) und einem normierten Durchschnittsverbraucher gleicher Kategorie erreicht werden. ¹⁴ Die Häufigkeit der Rechnungslegung und die damit verbundene Ablesung macht ein Technologiewechsel hin zu intelligenten Zählern und Infrastrukturen notwendig. In Deutschland hat aus diesem Grund die Bundesregierung in dem ersten von drei zu erstellenden Energieeffizienz-Aktionsplänen (EEAP) explizit die schnelle Verbreitung von Smart Metering als Maßnahme zur Zielerreichung aufgenommen. ¹⁵ Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) in Deutschland sieht mit der Einführung des Smart Metering neben der Zählerfernauslesung weiteres Einsparpotenzial, bspw. durch Funktionen der Fernauf- und -abschaltung, Tarifregister und Leistungsbegrenzung, ohne jedoch die Einsparungshöhe zu beziffern. 16

¹² Im Sinne der RICHTLINIE 2006/32/EG (2006), S. 65.

¹³ Vgl. RICHTLINIE 2006/32/EG (2006), S. 72.

¹⁴ Vgl. ebd., S. 72.

¹⁵ Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (2007b), S. 7.

¹⁶ Vgl. ebd., S. 49.

Kapitel 2: Smart Metering 10

Nach dem Integrierten Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung (IEKP) sollen die neuen Technologien zur Verbrauchssteuerung spätestens im Jahr 2012 flächendeckend zum Einsatz kommen. 17

Eine weiterer Impuls für die Einführung von Smart Metering bringen die Neuerungen in der Versorgungssicherheits-Richtlinie 2005/89/EG mit sich, welche zum Zwecke der Erhaltung des Gleichgewichts zwischen Elektrizitätsnachfrage und vorhandener Erzeugungskapazität erlassen wurde. Nach Artikel 5 Abs. 2 lit. d) wird den Mitgliedstaaten die Möglichkeit gegeben, Implementierungen von Technologien zur Echtzeit-Nachfragesteuerung zu fördern. 18

Von der Messgeräte-Richtlinie 2004/22/EG geht zwar kein Impuls aus, die Vorgaben an die Elektrizitätszähler hinsichtlich Messsicherheit, Messtechnik und der Sicherheit der Messdaten sind jedoch von großer Bedeutung. Die neuen intelligenten Zähler müssen diesen und den aus der Richtlinie abgeleiteten nationalen eichrechtlichen Vorgaben genügen.

In dem am 22. April 2009 verabschiedeten Dritten Binnenmarktpaket zur Liberalisierung von Strom- und Erdgasmarkt wurde sich u.a. auf das weitere Vorgehen bezüglich der Einführung von Smart Metering geeinigt. So sollen die Mitgliedstaaten innerhalb von 18 Monaten die Wirtschaftlichkeit und Kosteneffizienz sowie den zeitlichen Rahmen der Einführung von Smart Metern überprüfen und bei positiver Beurteilung den Einbau bis zum Jahr 2020 bei mind. 80 % der Haushalte sicherstellen. 19

2.1.2 Nationale Vorgaben

Zur Umsetzung der EDL-Richtlinie in deutsches Recht wurde das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) novelliert. Um eine schnelle Verbreitung der intelligenten Zähler zu erreichen, soll gleichzeitig das Strom-Messwesen für den Wettbewerb vollständig geöffnet werden. ²⁰ Der Einbau intelligenter Messeinrichtungen ist in den §21b Abs. 3a des EnWG eingeflossen. Aktuell ist in dem Entwurf des neuen Energieeffizienzgesetzes vorgesehen, durch die Streichung der Bedingungen technische Machbarkeit und Kostenwirksamkeit die Verbreitung der Smart Meter zu be-

¹⁷ Vgl.Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (2007), S. 15 und 17.

¹⁸ Vgl. RICHTLINIE 2005/89/EG vom 18. Januar (2006), S. 22.

¹⁹ Vgl. RICHTLINIE 2009/72/EG vom 13. Juli (2009), S. 91.

²⁰ Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (2007b), S. 15.

Kapitel 2: Smart Metering 11

schleunigen. Neben der Übernahme der EU-Vorgaben hinsichtlich der Abrechnung in § 40 EnWG Abs. 2 schreibt der Abs. 3 zusätzlich vor, dass ab dem 30. Dezember 2010 Energieversorgungsunternehmen „mindestens einen Tarif anbieten müssen, der Anreiz zu Energieeinsparung oder Steuerung des Energieverbrauchs“ gibt. Als Tarife kommen insbesondere lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife in Betracht.

Um den Rahmen des § 21b EnWG auszufüllen, trat am 23. Oktober 2008 in Deutschland die Messzugangsverordnung (MessZV) in Kraft. Außerdem wurden Änderungen in der Strom- und Gasnutzungsverordnung sowie der Niederspannungsanschluss-, Niederdruckanschluss- und Anreizregulierungsverordnung vorgenommen. Das Smart Metering ist damit im deutschen Recht für die Sparten Strom und Gas bereits aufgenommen. In § 13 MessZV wird die Bundesnetzagentur (BNetzA) ermächtigt, Festlegungen hinsichtlich zulässiger Mindestanforderungen an Verträgen, Geschäftsprozessen und Datenformaten zu treffen. Darüber hinaus ist das bereits angesprochene Eichrecht von Bedeutung. Dieses setzt sich aus dem Eichgesetz und der Eichordnung zusammen und regelt die An-forderungen an die Zähler hinsichtlich Richtigkeit, Sicherheit, Verlässlichkeit und Reproduzierbarkeit der durchgeführten Messungen. Die Einrichtungen zur Übertragung der Messwerte sind allerdings von einer Eichung ausgenommen. Durch die Verwendung elektronischer Zähler verkürzt sich die Eichgültigkeitsdauer eines Elektrizitätszählers von 16 auf 8 Jahre. ²¹ Der Hintergrund des kürzeren Zeitraums liegt nach Auskunft der Physikalisch-Technischen-Bundesanstalt zum großen Teil in den noch nicht ausreichend vorhandenen Erfahrungen im Langzeitverhalten hinsichtlich der Messbeständigkeit elektronischer Elektrizitätszähler begründet. Die Eichgültigkeitsdauer des mechanischen Ferrariszählers hat sich erst im Laufe der Zeit nach Vorliegen von Erfahrungswerte sowie der Verwendung beständigeren Materials von anfangs 8 Jahren über 12 Jahre hin zu den bis heute geltenden Zeitraum von 16 Jahren erhöht. Eine analoge Entwicklung bei elektronischen Zählern bleibt fraglich, da keine einheitlichen Funktionen bzw. Messprinzipien und unterschiedliche Materialien verwendet werden. Zudem weisen diese gegenüber den mechanischen Geräten keine stetige Abnutzung, sondern ein ungleiches Ausfallverhalten auf, welches auch eine Stichprobenprüfung zur Verlängerung der Eichgültigkeitsdauer erschwert. In dem Stichprobenverfahren werden zufällig ausge-

²¹ Vgl. § 12 Abs. 1 i.V.m. Anhang B 20.3.

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wählte Geräte gleicher Beschaffenheit und Baujahrs dem Feld entnommen und im Labor auf Messgenauigkeit überprüft. Eine Vorortbesichtigung eines jeden Zählers und Erneuerung des Eichstempels ist wie bisher nicht notwendig. Verläuft die Prüfung positiv, kann die Frist für elektronische Elektrizitätszähler um weitere 5 Jahre auf insgesamt 13 Jahre verlängert werden. Vergleicht man den Nutzungszeitraum beider Zählervarianten so bleibt festzustellen, dass die neuen Smart Meter eine wesentlich kürzere Lebensdauer besitzen und durch eine Zunahme der Herstellungs-, Entsorgungs- und Austauschprozesse zusätzliche Energie ²² verbraucht wird, welche bei der Bewertung der Effizienzvorteile des Smart Metering mit eingerechnet werden muss. Es bleibt abzuwarten, ob ggf. durch mathematische Methoden zur Ausfallwahrscheinlichkeit mittel- bis langfristig eine höhere Eichgültigkeitsdauer von Smart Metern und damit Reduzierung grauer Energie zu erreichen ist. Im Mittelpunkt dieser Arbeit steht vorrangig der Aspekt der Kommunikation. Abschließend kann man feststellen, dass der Trend hin zu Smart Grids und Smart Metering seit einigen Jahren durch politische Entscheidungen auf europäischer und deutscher Ebene beflügelt wird. Bei der Einführung des Smart Metering müssen aber die aufgezeigten Anforderungen und Zielstellungen aus den rechtlichen Rahmenbedingungen immer im Blickfeld der Beteiligten bleiben.

2.2 Aufgaben und Rollen der Marktteilnehmer

Zum besseren Verständnis der Zuständigkeiten im Smart Metering ist es notwendig, die vielfältigen Rollen und Aufgaben im Energiemarkt zu analysieren. Die Gesamtaufgabe des Elektrizitätsmarktes ist die Sicherstellung der Versorgung aller Verbraucher mit elektrischer Energie. Zudem sollte die Versorgung auf eine wirtschaftlich effiziente Weise erfolgen. Durch eine Zusammenfassung von Aufgaben und der zugehörigen Lösung zu selbstständigen wirtschaftlichen Einheiten entstehen Rollen. Ein Marktteilnehmer kann dabei verschiedene Rollen einnehmen, in derer er unterschiedliche Verantwortungen trägt, Aufgaben erfüllt und mit anderen Marktakteuren - wie in Abbildung 6 dargestellt - durch unterschiedliche Vertragsverhältnisse in Beziehung steht. Durch die Liberalisierung der Energiewirtschaft, dem sogenannten „Unbundling“, haben sich auf europäischer Ebene neue Marktrollen herausgebildet. 23

²² diese zusätzliche Energie wird oft auch als graue Energie bezeichnet

²³ Vgl. Crastan, V. (2008), S. 109.

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Abbildung 6: Marktakteure und ihre Vertragsbeziehungen 24

Durch die Liberalisierung der Energiewirtschaft, dem sogenannten „Unbundling“, haben sich auf europäischer Ebene neue Marktrollen herausgebildet. So wurde im ersten Schritt eine Trennung zwischen Energiegeschäft und Transportdienstleistung eingeführt. Neben der Komplexitätserhöhung durch die Vielzahl der Geschäftsbeziehungen steigt auch die Dynamik im Energiemarkt. Ein wettbewerbsmäßig organisierter Energiemarkt besteht aus Erzeuger, Großhändler, Börsen, Energiedienstleister (Lieferanten) und Bilanzkreisverantwortliche. Die Erzeuger der Energie steuern mit dem Verkauf von Kapazitäten an den Großhändler ihren späteren Kraftwerkseinsatz. Vom Großhandel werden entsprechende Energiekontingente direkt oder über die Strombörse an den Energiedienstleister weiterverkauft, welcher dann an den Endverbraucher den Strom liefert. Der Bilanzkreisverantwortliche sorgt für einen Ausgleich zwischen der erzeugten und nachgefragten Energie. Da vor der Lieferung an den Endkunden zahlreiche Handelsprozesse mit Hilfe weiterer Dienstleistungen notwendig sind, wird der Begriff des Energiedienstleisters (EDL) der synonym verwendbaren Bezeichnung des Lieferanten vorgezogen. 25

²⁴ Quelle: entnommen aus: Frauenhofer Anwendungszentrum Systemtechnik (2008), S. 8.

²⁵ Vgl. Crastan, V. (2008), S. 109 bis 110.