Intelligente Messsysteme – Ein Baustein der Energiewende

Die Energiewende wird auch in 2015 ein wesentlicher Aspekt unserer Vortrags- und Exkursionsver-anstaltungen sein, dies ist uns aufgrund der politischen, technologischen und wirtschaftsbezogenen Bedeutung des Themas seit Jahren bewusst. Und daher referierte Dr.-Ing. Oliver Belz, Projektleiter im Messstellenmanagement der EnergieNetz Mitte GmbH, Netzgesellschaft der neu gegründeten EAM GmbH & Co. KG in Kassel, am 21.04.2015 in einer Kooperationsveranstaltung mit der Elektro-Innung Kassel zu diesem Thema.

"Die Energiewende wird die deutsche Energieversorgung komplett umgestalten, zum Wohle aller. Ziel ist es, eine der umweltschonendsten und energiesparsamsten Volkswirtschaften zu werden – bei wettbewerbsfähigen Energiepreisen und hohem Wohlstandsniveau." So die Aussage der Bundesregierung und vom Referenten im ersten Abschnitt "Intelligente Messsysteme als Baustein der Energiewende" an den Beginn seines Vortrags gestellt. Zur Einstimmung daher zunächst eine Darstellung der Bausteine der Energiewende (Folie 5 unten)

Die Energiewende setzt anstelle der wesentlichen bisherigen Grundlagen unserer Stromversorgung, der Braun- und Steinkohle sowie der Kernenergie, als ersten Baustein den Ausbau der regenerativen Energien, die Steigerung der Energieeffizienz und den gravierenden Umbau des Energieversorgungssystems als gesellschaftlichen "Wille" voraus und erteilt mit diesem Wille den Auftrag zur Umgestaltung an die Akteure unserer Energieversorgung. Für die Netzbetreiber ist daher als zweitem Baustein das intelligente Netz, meist als "Smart Grid" bezeichnet, eine große Aufgabe und zwingt angesichts des Wechsels von einer bisherigen Top-Down-Struktur der Energieflüsse hin zu häufig wechselnden Energieflussrichtungen bis in das Übertragungsnetz hinein zu Lösungen wie aktivem Netz, schaltbaren Erzeugern und Verbrauchern, verbesserter Systemeffizienz und erhöhter Zuverlässigkeit und hohen Einsparpotentialen durch Nutzung neuer Infrastruktur.

Einen dritten Baustein stellen mit dem "Smart Market" die Potentiale für die Energievertriebe und zusätzliche dritte Marktteilnehmer dar: Flexible Tarife, Optimierung des Eigenverbrauchs, Home-Automation, Vernetzung von Haustechnik und Hausgeräten, die direkte Vermarktung von selbst erzeugtem Strom und die Zusammenfassung vieler kleinerer Erzeuger in virtuellen Kraftwerken dar. Damit all das aber möglich ist bedarf es als viertem Baustein der Energiewende intelligenter Messsysteme als Standardkommunikationsplattform. Erst diese ermöglichen die auf Folie 5 oben genannte Erfassung / Weiterleitung von Steuersignalen und Informationen, die Steuerung der im Smart Home vernetzten Systeme und die Abrechnung lastvariabler oder tageszeitabhängiger Tarife.

Mit Blick auf die an der Vortragsveranstaltung beteiligte Elektro-Innung Kassel ergeben sich daher, beginnend mit dem Rollout der Messsysteme, künftig neue, in Folie 6 oben dargestellte, Betätigungsfelder und Märkte in einem Zeithorizont von etwa 10 bis 15 Jahren: Während - teilweise schon angelaufen - in den nächsten ca. fünf Jahren mit der Einführung der IT & Smart-Meter-Prozesse, dem Aufbau integrierter Netzsteuerung- und Smart-Systeme und Feldversuchen bei zunächst noch geringerer Komplexität begonnen wird sind komplexe Prozesse und wie ein Demand-Side-Management und ein Smart Market (Thema der ETG-Tagung im März in Kassel) erst in zehn oder mehr Jahren zu erwarten.

Zur Erläuterung der Begriffe war im Vortrag von Dr. Belz die Folie 7 gedacht: Die seit einigen Jahren - auch in unseren Vorträgen - verwendete umgangssprachliche Bezeichnung "Smart Meter" ist ein Oberbegriff und meint zunächst nur ein elektronisches Gerät zum Messen und ggf. Übertragen von Messwerten. Es stellt also eine Messeinrichtung für Medien wie beispielsweise Strom oder Gas dar, welches den eichrechtlichen Anforderungen entspricht und konform zur Europäischen Richtlinie für Messgeräte ist.

Wenn dieses Messgerät auch ein den Richtlinien entsprechendes Display erhält wird es zu einem "Intelligenten Zähler" (iZ) auf Basis unseres aus der Richtlinie in deutsches Recht umgesetztem Energiewirtschaftsgesetz. Aber erst wenn es dann zusätzlich ein Gateway zur Datenübertragung erhält wird aus dem Messgerät ein "Intelligentes Messsystem" (Folie 7) und schafft neue Möglichkeiten, wie die obige Folie 8 zeigt:

Während heute in der Regel entweder ein Ableser mindestens einmal jährlich beim Kunden den Zählerstand ablesen muss oder der Kunde diesen durch Post oder Eintragung auf einer Internetseite des Energielieferanten übermittelt besteht in Zukunft eine Online-Kommunikation und ermöglicht sowohl die elektronische Online-Ablesung wie auch Steuerungsmöglichkeiten wie beispielsweise die Abregelung einer PV-Anlage bei einem Überangebot der Energie. Dies erfordert komplexe neue EDV-Systeme mit einer hohen Anforderung an die IT-Sicherheit und teilt dem Netzbetreiber eine völlig neue Aufgabe der Gateway-Administration zu. Nur dieser Administrator hat Zugang zum Gateway im intelligenten Messsystem des Kunden und kann weiteren Marktakteuren Zugänge wie den Abruf der Zählerstände (z. B. Bezug und Einspeisung wie beim Unterzeichner dieses Berichts) ermöglichen.

Zur Erfüllung dieser Aufgaben hat das Gateway diverse Schnittstellen mit unterschiedlichen Aufgaben und Eigenschaften (Quelle © BSI Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik ), dargestellt in Folie 10 unten:

LMN - Lokales Metrologisches Netz

Über das Lokale Metrologische Netz werden die Messeinrichtungen des Letztverbrauchers mit dem Smart Meter Gateway verbunden. Diese senden die erhobenen Verbrauchs- und Einspeisewerte an das Gateway, wo sie gespeichert und weiterverarbeitet werden.

Das Gateway nutzt je nach Tarif des Kunden unterschiedliche Regelwerke, um die empfangenen Messwerte unter dem Gesichtspunkt des Datenschutzes weiterzuverarbeiten.

WAN - Weitverkehrsnetz

Das Smart Meter Gateway kommuniziert über die WAN-Schnittstelle mit allen externen Marktteilnehmern zu denen auch der Smart Meter Gateway Administrator (SMGW-Admin) gehört.

Dieser ist sowohl für die Konfiguration des Gateways als auch für den sicheren Betrieb verantwortlich. Er muss u.a. das kryptographische Schlüsselmaterial für die Komponenten des Messsystems beim Letztverbraucher einspielen, aber auch die Konfiguration der Regelwerke für die Tarifierung vornehmen.

Somit können die zuvor empfangenen und verarbeiteten Messwerte zu festgelegten und für den Letztverbraucher einsehbaren Zeitpunkten an die jeweiligen Marktteilnehmer versendet werden.

Aus Gründen der Sicherheit gehen sämtliche Kommunikationsverbindungen vom Smart Meter Gateway aus. Diese können bei Bedarf oder zu festgelegten Zeitpunkten durch das Gateway etabliert werden. Um aber auch auf spontane Ereignisse reagieren zu können, kann der SMGW-Admin das Gateway über einen Wake-Up Dienst zu einem Verbindungsaufbau anstoßen.

Dabei handelt es sich um ein vom Smart Meter Gateway Administrator signiertes und nur für einen gewissen Zeitraum gültiges Datenpaket, auf welches das Gateway nach erfolgreicher Überprüfung reagieren kann.

HAN - Heimnetz

Die HAN-Schnittstelle ist dem Letztverbraucher zuzuordnen. An dieser kann er steuerbare Geräte (CLS), bspw. intelligente Hausgeräte oder eine Photovoltaikanlage anschließen, um externen Marktteilnehmer den Zugriff für Steuerungs- oder Fernwartungszwecke zu ermöglichen. Das Smart Meter Gateway trägt Sorge dafür, dass Kommunikationsverbindungen zwischen CLS und Marktteilnehmer gesichert werden.

Darüber hinaus kann der Letztverbraucher über diese Schnittstelle seine Verbrauchs- und ggf. Einspeisewerte abfragen. Er kann hierzu ein entsprechendes Display, oder aber einen PC oder Tablet-Lösung anschließen. Der Zugriff auf die Daten erfolgt nach erfolgreicher Authentifizierung ausschließlich lesend.

Ebenfalls über die HAN-Schnittstelle wird einem Servicetechniker die Möglichkeit geboten wichtige Informationen über den Systemzustand des Smart Meter Gateways in Erfahrung bringen. Diese werden benötigt, um im Fehlerfall die Ursache zu diagnostizieren und das Messsystem zu entstören. Aus Datenschutzgründen hat er keinen Zugriff auf die im Gateway hinterlegten Messwerte bzw. mandantenspezifische Daten. Die Konfiguration darf nur über den Smart Meter Gateway Administrator über die WAN-Schnittstelle vorgenommen werden.

Wie oben unter dem Punkt LMN erwähnt und hier die Folie 11 oben zeigt (kompletter Foliensatz unter Downloads + Links oder hier durch Klick downloadbar), können an das Gateway weitere Messeinrichtungen für Strom und Gas angeschlossen werden. Die HAN-Schnittstelle steht dem Netzbetreiber für den Anschluss steuerbarer Anlagen wie PV und dem Kunde für den Display-Anschluss zur Verfügung. Durch intelligente Messsysteme ergeben sich, wie die hier nicht abgebildete Folie 12 zeigt, die unterschiedlichsten Nutzenpotentiale für Haushalts- und Gewerbekunden einerseits und Energieversorger und Netzbetreiber andererseits.

Im nächsten Abschnitt seines Vortrags ging Dr. Belz auf die Entwicklung des rechtlichen Hintergrunds ein. Grundlage ist das 3. EU-Binnenmarktpaket aus dem Jahr 2009, welches die Mitgliedsstaaten zum Einbau intelligenter Messsysteme bei 80 % der Letztverbraucher bis zum Jahr 2020 verpflichtet, sofern dieser Mitgliedsstaat nicht auf Basis einer Kosten-Nutzen-Analyse zu einer Bewertung kommt, die ihm die Nicht-Umsetzung in nationales Recht ermöglicht.

Novellierungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in den Jahren bis 2012 schufen für Deutschland den rechtlichen Rahmen und sehen eine Einbauverpflichtung auch für Deutschland vor. Eine Kosten-Nutzen-Analyse in 2013 empfahl eine deutliche Ausweitung der bisherigen im EnWG formulierten Einbauziele. Das im Februar 2015 veröffentlichte Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft (BMWi) beschreibt, diesen Prozess abschließend, Eckpunkte für einen zeitlich und mengenmäßig gestaffelten Einbau der Systeme ab 2017 (Folie 14) und dient als Grundlage für die auf Mitte 2015 terminierten derzeit noch ausstehenden Verordnungen zur Ausgestaltung und abschließenden Vergesetzlichung des Rollouts.

Wie Folie 15 oben zeigt wird es nach einer bereits angelaufenen Pilot- / Feldtestphase ab dem Jahr 2017 einen gestaffelten Rollout geben, also die Installation der beschriebenen intelligenten Messsysteme (iMSys). Vorgesehen ist nach den Vorgaben des BMWI bei Kunden zu beginnen, die Jahresverbräuche >20.000 kWh und keine registrierende Leistungsmessung haben. Gleiches gilt für Anlagen mit einer Leistung >7 kW nach dem EEG- und KWK-Gesetz. Für beide Kunden- bzw. Einspeisergruppen soll die Installation der iMSys in 2024 abgeschlossen sein.

Beginnend in 2019 und abgeschlossen in 2026 soll dann bei Kunden mit Verbräuchen von 10.000 bis 20.0000 kWh/Jahr die Installation der iMSys erfolgen und von 2021 bis 2028 bei Kunden von 6.000 bis 10.000 kWh/Jahr. Alle anderen Kunden, und das sind in der Regel die privaten Haushalte, erhalten lediglich die intelligenten Zähler. Wenn bei diesen aber nach §14a des EnWG aus Gründen der Netzentlastung vollständig unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen installiert sind müssen auch hier bis 2032 die iMSys installiert sein.

Im folgenden dritten Abschnitt seines Vortrags ging Dr. Belz auf die Chancen und Herausforderungen für das Elektrohandwerk ein. Aus dem oben erläuterten Rollout der iMSys und iZ wird deutlich, dass in den kommenden knapp zwei Jahrzehnten erhebliche handwerkliche Leistungen erbracht werden müssen, die von den Netzbetreibern nicht allein erbracht werden können und der massiven Unterstützung durch das Elektrohandwerk bedürfen (Folie 17 oben). Hierzu trägt auch die wesentlich kürzere Lebensdauer der iZ und iMSys gegenüber den bisher installierten Ferrariszählern. Der Unterzeichner dieses Berichts kann das bestätigen: Der bei ihm am 25.07.2014 installierte iZ fiel bereits am Sonntag, dem 30.08.2014 aus und musste ausgewechselt werden. Nun ja, spätestens 2024 muss dieser dann gegen einen iMSys ausgetauscht werden, denn die eigene PV-Anlage auf dem Dach hat eine Leistung von 7,8 kWp.

Erfahrungen aus beispielsweise Schweden, Italien und den USA zeigen, dass Installationsprobleme und Geräteausfälle die Kernprobleme in der Anfangsphase der Rollouts sind und ihre Ursache in der Komplexität der Geräte und der fehlenden Erfahrung haben. Es ist daher die frühzeitige Einbindung von qualifiziertem Fachpersonal bei der Installationsplanung erforderlich (Folien 18 und 19).

Wie Folie 20 oben zeigt ist - in Anlehnung an den derzeit häufig verwendeten Begriff "Industrie 4.0" - der "Monteur 2.0" entweder des Netzbetreibers oder aufgrund der großen Zahl auszutauschender Messsysteme Teil eines IT-gestützten Einbauprozesses mit einer Vielzahl von Schritten und muss diesen aktiv unterstützen.

Von hoher Bedeutung sind die wirtschaftlichen Aspekte der nach dem EnWG umzusetzenden Vorgaben. Die volkswirtschaftliche Betrachtung des BMWi geht von Investitionskosten für den Rollout intelligenter Zähler und Messsysteme in Höhe von 10 Mrd. € aus, die dena-Studie mit dem Fokus auf die betriebswirtschaftliche Seite bei einem Netzbetreiber mit einer Mio. Zählpunkten von Kosten bis zu 850 Mio. €, wobei ein großer Teil dieses Betrages den Geräteherstellern und Dienstleistern zugute kommen wird (Folie 21). Bei weitergehendem Interesse der Leser dieses Berichts führt dieser Link zu der 358-seitigen dena-Smart-Meter-Studie.

Im letzten Teil seines Vortrags stellte Dr. Belz dann die Vorbereitungen für den Rollout bei der EnergieNetz Mitte GmbH (ENM) vor. Insgesamt sind in Deutschland etwa 40 Mio. bisher übliche Stromzähler im Einsatz und müssen, grob abgeschätzt aufgrund der relativen Verteilung bei der ENM, durch etwa sechs Mio. iMSys bis 2028 und etwa 34 Mio. iZ bis 2032 iZ ersetzt werden. Die Zahl der durch die ENM in ihren Netzen versorgten Kunden sind bekannt, damit auch die Aufteilung. Die Umsetzung der durch das EnWG gestellten Anforderungen erfolgt durch das ENM-Projekt "Intelligentes Messstellenmanagement 2020" und erfordert neben der Einführung neuer und Anpassung bestehender Prozesse und Strukturen die Planung des Rollouts sowie Anpassungen und Erweiterungen im Netzbetrieb zur Nutzung der durch die Installation gegebenen Möglichkeiten (Folien 22 - 25).

Künftige Zählerplätze bekommen wie die obige Folie 26 zeigt zusätzlich zur bisherigen Messaufgabe mit den bekannten Ferrariszählern und sicherlich auch schon elektronischen Zählern noch die Aufgabe der Übertragung der Messwerte an den Netzbetreiber und ggf. des Steuerns von Verbrauchs- und/oder von Erzeugungsanlagen durch Netzbetreiber bzw. Kunde. Für Messsysteme im Neubau gibt die Anwendungsregel VDE-AR-N 4101 die Anforderungen an die künftigen Zählerplätze vor. Für die hohe Zahl der Messsysteme in den Bestandsanlagen ist ein FNN-Hinweis derzeit in Arbeit. Weitere Informationen hierzu können durch Klick auf diesen Link den VDE-/FNN-Veröffentlichungen zum Zähl- und Messwesen entnommen werden.

Und abschließend: Mit welchen Ausführungen bei Altanlagen bei der Planung gerechnet werden muss zeigt beispielhaft dich nachfolgende Folie 27. Damit beendete Dr. Belz seinen Vortrag und es begann eine umfangreiche Diskussion über Gehörtes und Gesehenes. Der Unterzeichner ist froh, dass in seinem jetzt 40 Jahre alten Haus aufgrund der seinerzeit installierten Elektro-Fußbodenheizung aufgrund schon vor Jahren ausgetauschter Rückwärtsregelung jetzt so viel Platz ist, dass für die Umstellung auf iMSys und Co. vermutlich mehr als ausreichend Platz vorhanden ist. Ein Foto kann bei Interesse gern nachgereicht werden.