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Der Weg zum Smart Grid (Teil 1)

„Nicht das Gerät muss intelligent sein, sondern das System“

Bild: Maxx-Studio/Shuttertock.com

Smart Meter sind ein unverzichtbarer Baustein bei der Umsetzung der Energiewende, so heißt es unisono. Warum nur schleppt sich die Einführung dieser intelligenten Messsysteme in Deutschland seit Jahren hin? Zu lange wurde zu viel und auch das Falsche von dieser Technologie erwartet. Das beginnt sich nun offenbar zu ändern. Eine Bestandsaufnahme.

In Deutschlands Haushalten ist der gute alte Ferrariszähler, ein in der Regel schwarzer Kasten mit einer Zählscheibe, immer noch die Regel. Digitale Zähler, oft mit dem englischen Begriff „Smart Meter“ bezeichnet, sind Mangelware – obwohl Stand der Technik weltweit. Und das nicht erst seit gestern.

Warum nur klappt das in Deutschland nicht? – Das dürften sich manche fragen. Vor allem, nachdem die Europäische Union (EU) ihren Mitgliedsländern in den dritten Binnenmarktrichtlinien Strom und Gas der EU schon 2009 aufgegeben hatte: „Die Mitgliedstaaten gewährleisten, dass intelligente Messsysteme eingeführt werden.“

Deutschland geht beim Smart Metering in der EU einen Sonderweg

Deutschland aber nutzte eine Kann-Regelung, die vor der Einführung von Smart Metern bis zum 3. September 2012 eine wirtschaftliche Bewertung vorsah. Bis 2020 sollten danach 80 % der Verbraucher mit Smart Metern auszurüsten sein – wenn die Einführung von intelligenten Messsystemen denn als positiv angesehen wird. Das sollte eine Studie klären.

Deutschland steckte auch nach Abschluss der Studie 2012 in der Pilotprojektphase. Die Umsetzung des Smart-Meter-Rollouts zieht sich bis heute hin. Verantwortlich dafür ist eine komplexe Gemengelage: falsche Erwartungen, die spezifische Lage im Messwesen der deutschen Energiewirtschaft, eine Kostenfalle, politische und administrative Verzögerungen – und, man muss das konstatieren, eine in anderen Ländern längst nicht so hohe Bedeutung des Datenschutzes.

Schon früh Megadeals für Smart Meter in der EU

In anderen EU-Mitgliedstaaten hatte man sich anders entschieden. So machte der ehemals Schweizer Messsystemspezialist Landis+Gyr – 2011 von der japanischen Toshiba gekauft – im September des Jahres 2013 ein Geschäft über 600 Mio. £ für die Lieferung von Smart Metern bei British Gas. Die Mehrheit der bis 2020 einzubauenden 16 Mio. Geräte sollte von Landis+Gyr kommen.

Schon damals war die Frage: Warum tut sich Deutschland trotz der geltenden EU-Richtlinie so schwer? Ein möglicher Grund: die Kostenfrage. Ganz im Gegenteil zu Großbritannien: British Gas konnte einen messbar „größeren Effekt“ als ein deutscher Versorger sicherstellen, wie der damalige Landis+Gyr-Chef Andreas Umbach erklärte: „Auch weil die Substanz des Hausbestandes in Deutschland oder in der Schweiz sehr viel besser ist als in Großbritannien.“ 65 £ pro Jahr und Haushalt erwartete British Gas an Einsparungen.

Ein Fazit also: Das Messwesen in Deutschland war und ist im Energiesektor sehr gut aufgestellt. Daher lohnen sich neue Zähler nicht so sehr wie im Ausland, denn neue Zähler einzubauen, kostet Geld. Aber: Eine neue Technologie einzuführen, kostet anfangs noch mehr Geld. Woher also soll der Return on Investment für den Messstellenbetreiber kommen, wenn die Kosten für die Verbraucher, bei denen das Gerät eingebaut werden soll, möglichst nicht steigen sollen? Die Frage der Kosten für die Endverbraucher löst inzwischen ein Gesetz; die Frage rentabler Geschäftsmodelle auf der Basis von Smart Metern ist zwar heute im Prinzip lösbar, aber in der Praxis noch nicht umgesetzt.

Deutschlands Sicherheitspaket für das Smart Metering

Nach der Kosten-Nutzen-Analyse von 2012 verabschiedete Deutschland 2016 das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende. Darin ist eine Pflicht zum Einbau von Smart Metern enthalten. Doch da Deutschland sich für eine hochsichere Variante der in vielen anderen Ländern längst eingeführten Systeme entschloss, dauerte es noch einmal mehrere Jahre.

Der Knackpunkt: Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende sieht vor, dass vor einem Rollout mindestens drei Smart-Meter-Gateways verschiedener Hersteller vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifiziert sein müssen. Und dies dauerte jetzt noch einmal – bis zu Beginn dieses Jahres. Da wurde offiziell bestätigt, dass es diese drei Zertifizierungen endlich gibt. Das machte den Weg frei, den Smart-Meter-Rollout auch wirklich angehen zu können.

Wozu ein Smart Meter gut ist …

Die Technik für die intelligente Steuerung von Stromangebot und -nachfrage ist also vorhanden. Jetzt muss sie nur noch in Haushalte und Unternehmen. Denn solange es keine geeigneten Speichermöglichkeiten gibt, muss das Stromnetz flexibel auf Schwankungen durch volatil eingespeisten Strom aus Windkraft und Photovoltaik reagieren können, um zu Versorgungssicherheit und Netzstabilität beitragen zu können. Deshalb braucht es eine intelligente Steuerung von Quellen und Lasten im Stromnetz, die auch durch den Einsatz von Smart Metern ermöglicht wird.

Sehr früh hatten Fachleute klargestellt, dass das Stromnetz der Zukunft, das sogenannte Smart Grid, nicht wissen muss, wann Lieschen Müller die Waschmaschine anstellt; wann sie ihr Elektroauto laden will und wie viel Strom ihre Solaranlage wann ins Netz speist, aber schon. Kurz: Für Otto-Normal-Verbraucher ist ein Smart Meter nicht zwingend nötig. Wohl aber für Verteilnetzbetreiber, Energieversorger und Kraftwerksbetreiber. Über digitale Messdatenerfassung große (und kleinere) Lasten steuerbar zu machen und so das Netz zu stabilisieren, dafür sind Smart Meter zukünftig essenziell.

In diesem Frühjahr wurde erstmals in Deutschland zu bestimmen Zeiten mehr Strom dezentral aus erneuerbaren Energien erzeugt als der gesamte deutsche Stromverbrauch zu diesem Zeitpunkt. „Für einen weiteren Ausbau an dezentralen volatilen Anlagen wird eine ,intelligente Steuerung‘ auf der Erzeugerseite benötigt“, sagt Heinrich Lang vom Institut für Energiedienstleistungen (Ifed), zudem Mitglied im Fachausschuss Informationstechnik im VDI-Fachbereich Energietechnik.

Beim Smart Metering das „Thema verfehlt“

Der VDI mahnt daher auch, ein „klar strukturierter, abgestimmter und kosteneffizienter Rollout“ sei unabdinglich, um die Energiewende vorantreiben zu können. Doch dafür braucht es noch gesetzliche Änderungen. Denn wie sich Smart Grids mithilfe von Smart Metern aufbauen und auch Geschäfte damit machen ließen, das weiß die Branche.

Damit diesmal das Richtige passiert, lohnt es, sich ein tief greifendes Missverständnis vor Augen zu führen: In der Öffentlichkeit wurde Smart Metering sehr oft nur vom Endverbraucher her debattiert, wichtig ist es aber an ganz anderer Stelle, macht Lang deutlich: „Meine Auffassung ist, dass von Anfang an nicht klar war, ob die Energietransparenz zur Erreichung von Energieeffizienz oder die Einbindung von erneuerbarer Energie und damit das gesicherte Schalten der Energien bei dem Thema Smart Meter im Vordergrund steht“, sagt er. „Und diese Unklarheit hat die Entwicklung bis heute geprägt.“

Schon seit dem ersten Weltklimaabkommen von Kyoto, aber ganz sicher seit dem Weltklimavertrag von Paris 2015 stehen der Austausch aller fossilen Energieträger und damit die Einbindung der volatilen Energie in unser Energiesystem im Vordergrund, so Lang „Damit ist die intelligente Schaltfähigkeit das Hauptziel dieser Technik, und alle anderen Fragen sind Abfallprodukte und Nebenthemen. Jedoch wurde dies in den verschiedenen Gremien immer anders gesehen und daher haben wir bisher bei dieser Technik das Thema verfehlt“, resümiert er.

Das Dilemma der deutschen Smart-Meter-Debatte

Die Datensicherheitsdebatte wurde vor allem mit dem Datenschutz für die Endverbraucher vorangetrieben – eben jenem Aspekt, der eigentlich in Deutschland für die Energiewende und den Aufbau eines Smart Grids gar nicht im Vordergrund stehen müsste. Aus Sicht der Endverbraucher aber ist natürlich der Datenschutz ein hohes Gut.

Dabei sind Smart Meter, dis digital die Daten messen, nur ein Baustein von vielen (s. unten Glossar: Die smarte Energiewelt). Vom Smart Meter müssen die Daten ja ausgelesen und denjenigen, die diese Daten brauchen und nutzen wollen, zur Verfügung gestellt werden. Das gesamte System muss den hohen Datenschutzanforderungen genügen – das ist ein weiterer Grund, warum der Rollout von Smart Metern in Deutschland so lange dauert.

Nicht nur Smart Meter, im Amtsdeutsch Moderne Messeinrichtung (mMe), müssen digital und sicher sein, nein das gesamte intelligente Messsystem (iMSys), das auch noch das Smart-Meter-Gateway beinhaltet. „Das Smart-Meter-Gateway war von Anfang an überfrachtet mit Anforderungen, die aus meiner Sicht nicht vom Gerät, sondern vom ‚System‘ gelöst werden müssten“, sagt Langs Fachausschusskollege Jürgen Blümer, Projektleiter für die Digitalisierung der Energiewende beim Messtechnik- und IT-Dienstleister Heinz Lackmann GmbH & Co. KG. Dieses System, so Blümer, setze sich aus zahlreichen Hard- und Softwaremodulen zusammen.

Wichtiges Smart Metering für industrielle Lasten kommt zu kurz

Die Techniken, die für ein Smart Metering im Haushalt und in der Industrie verbaut werden, müssen sich grundsätzlich nicht unterscheiden. „Das Konzept vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, dem BSI, ist aber zunächst auf Haushalte und deshalb auf Datensicherheit, also Sicherheit vor dem Missbrauch der Informationen, konzipiert“, betont Lang. In der Industrie aber komme die Frage von Schaltbefehlen hinzu, die in der Gegenrichtung versendet werden – also vom Netzbetreiber zum Verbraucher. Bei einem normalen Haushalt fließen die Informationen üblicherweise vom Verbraucher zum Netzbetreiber – es sei denn, er hat zum Beispiel eine Solarstromanlage auf dem Dach. Im Industriebereich werden größere Massen bewegt. Diese größeren Lasten netzdienlich zu steuern, werde, so Lang, in Zukunft immer wichtiger werden.

Weil sich das BSI aber auf die Haushaltskunden fokussierte, ist die Frage der Redundanz wegen der Sicherheit von Schaltprozessen in den letzten Jahren in den Hintergrund getreten. Jürgen Blümer sieht hier Handlungsbedarf: „Wenn man also eine Einbindung in ein Schaltregime haben möchte, dann muss es endlich einen klaren Auftrag an die Branche geben, dies auch umzusetzen für die entsprechend priorisierten Anwendungsfälle.“ Diesen Auftrag zu formulieren, ist nach Blümers Verständnis Aufgabe der Politik: „Dass das bis heute nicht passiert ist, liegt daran, dass ein Projektmanagement durch das Bundeswirtschaftsministerium gerade erst im Entstehen ist.“

Autorin: Greta Meier

Ihr Ansprechpartner:
Christian Borm, M. Sc.
Koordinator des Fokusthemas 1,5 Grad
E-Mail-Adresse: borm@vdi.de

Glossar: Die smarte Energiewelt

Schnittstelle im SMGW

Besteht aus der mME und dem SMGW.

HAN steht für das Heimnetzwerk des Letztverbrauchers, in dem die mME installiert ist und in dem die Kommunikation mit Energieverbrauchern wie -erzeugern mit dem SMGW abläuft.

Ein digitaler Stromzähler, der aus einem elektronischen Messwerk und einer digitalen Anzeige besteht. Eine mME ist nicht fernauslesbar und sendet auch keine Zählerdaten. Eine Kommunikationsanbindung ist möglich, aber noch nicht erfolgt.

Die Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems. Es bildet die Schnittstelle zwischen Messeinrichtung und Kommunikationsnetz. Ein SMGW kann eine oder mehrere mME an ein Kommunikationsnetz einbinden. Darüber hinaus erfasst, verarbeitet, verschlüsselt und ¬versendet es die Messdaten.

Der verantwortliche technische Betreiber eines Smart-Meter-Gateways; entweder der Messstellenbetreiber oder ein in seinem Auftrag tätiges, zertifiziertes Unternehmen.

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