Effiziente Architekturen und Technologien zur Realisierung von Smart Metering im Bereich der Nahkommunikation

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Symbolverzeichnis

1. Einleitung
1.1 Motivation und Rahmenbedingungen
1.2 Ziele und Abgrenzung
1.3 Vorgehen

2.Smart Metering
2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen
2.1.1 EU-Richtlinien
2.1.2 Nationale Vorgaben
2.2 Aufgaben und Rollen der Marktteilnehmer
2.3 Auswirkungen

3. Metering Informations- und Kommunikationssystem
3.1 Information
3.2 Kommunikation
3.2.1 Normen
3.2.2 Netzwerke
3.3 Modelle

4. Modellierung der Fachkonzeptschicht
4.1 Normen und Methoden
4.1.1 IEC 61970 – Common Information-Model
4.1.2 IEC 61968 – Metering-Prozesse
4.2 Modellierung der Organisationssicht
4.3 Modellierung der Steuerungssicht
4.3.1 Bewertungsverfahren
4.3.2 Übersicht der Szenarien und Anwendungsfälle
4.3.3 Zählerinstallations- und Austauschprozess
4.3.4 Energiedienstleisterwechselprozess
4.3.5 Messdatenübertragungsprozess
4.3.6 Zählersteuerungsprozess
4.3.7 Ereignisübermittlungsprozess
4.3.8 Datensynchronisationsprozess
4.4 Modellierung der Datensicht
4.4.1 UML-Klassendiagramm Metering
4.4.2 Volumenbetrachtung
4.5 Modellierung der Funktionssicht

5.Kriterien zur Architektur- und Technologieauswahl
5.1 Systemanforderungen
5.1.1 Interoperabilität
5.1.2 Marktdurchdringung
5.1.3 Skalierbarkeit
5.2 Datensicherheit
5.2.1 Datenintegrität
5.2.2 Vertraulichkeit
5.2.3 Verfügbarkeit
5.3 Kommunikation
5.3.1 Nutzenübertragungsrate
5.3.2 Kommunikationseffizienz
5.3.3 Übertragungsdauer
5.3.4 Echtzeitfähigkeit
5.4 Teilnehmer
5.4.1 Reichweite
5.4.2 Teilnehmeranzahl
5.4.3 Frequenznutzung
5.5 Teilnehmerinteraktion
5.5.1 Kommunikationsrichtung
5.5.2 Betriebsart
5.6 Soziale Anforderungen
5.6.1 Strahlung
5.6.2 Energieverbrauch
5.7 Kosten

6 Szenarioentwicklung
6.1 Ländliches Szenario
6.2 Urbanes Szenario

7 Infrastruktur Nahübertragung
7.1 Kommunikation
7.1.1 Autonomer Zähler
7.1.2 Multisparten-Zähler
7.1.3 Multi Utility Communicator
7.1.4 Bewertung
7.2 Verbrauchsanzeige
7.2.1 Energiedisplay
7.2.2 Online-Portal
7.2.3 Bewertung

8 Übertragungsstandards im Bereich der Nahkommunikation
8.1 Drahtlose Kommunikation
8.1.1 Kommunikationsträger
8.1.1.1 868-MHz-Band
8.1.1.2 2,4-GHz-Band
8.1.1.3 Dect-Band
8.1.2 Drahtlose Technologien
8.1.2.1 WLAN / WI-FI
8.1.2.2 Bluetooth
8.1.2.3 ZigBee
8.1.2.4 DECT
8.1.2.5 EnOcean
8.1.2.6 Z-Wave
8.1.2.7 Wireless-M-Bus
8.2 Drahtgebundene Kommunikation
8.2.1 Kommuniktionsträger
8.2.1.1 PLC
8.2.1.2 Twisted-Pair
8.2.1.3 Lichtwellenleiter
8.2.2 Drahtgebundene Technologien
8.2.2.1 KNX-PL
8.2.2.2 KNX-TP
8.2.2.3 KNX-IP
8.3 Stärken und Schwächen

9 Gegenüberstellung und Bewertung
9.1 Entscheidungsmodelle als Grundlage
9.2 Analytic Hierarchie Process
9.2.1 Beurteilungsskala und Gewichtung
9.2.2 Prioritätenberechnung
9.2.3 Konsistenzprüfung
9.2.4 Bewertung der Handlungsalternativen
9.2.5 Ergebnis und Handlungsempfehlung
9.2.6 Sensitivitätsanalyse

10 Schlussbetrachtung und Ausblick

11 Anhang
Anhang 1: Standards
Anhang 2: Nachrichtenformate
Anhang 3: Übersicht Besonderheiten 868-MHz-Band

12 Literaturverzeichnis

13 Quellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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

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)

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

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Verben

Tabelle 2: Payloads

Tabelle 3: Datenvolumen Zählerinstallation- und Austauschprozess

Tabelle 4: Datenvolumen Energiedienstleisterwechselprozess

Tabelle 5: Datenvolumen Hinterlegung Messzyklus

Tabelle 6: Datenvolumen Messdatenübertragungsprozess

Tabelle 7: Datenvolumen Zählersteuerungsprozess

Tabelle 8: Datenvolumen Ereignisübermittlungsprozess

Tabelle 9: Datenvolumen Datensynchronisationsprozess

Tabelle 10: Datenvolumen Stromzähler

Tabelle 11: Datenvolumen aller Sparten

Tabelle 12: Bewertungskriterien

Tabelle 13: Datenvolumen nach Architekturen

Tabelle 14: Bewertungskriterien

Tabelle 15: Bewertungskriterien

Tabelle 16: WLAN-Standards

Tabelle 17: Eigenschaften der Übertragungstechnologien

Tabelle 18: AHP-Beurteilungsskala

Tabelle 19: AHP-Kriterien-Beurteilungsskala urbanes Szenario

Tabelle 20: AHP-Kriterien-Beurteilungsskala ländliches Szenario

Tabelle 21: RI-Werte

Tabelle 22: CR-Wert Kriterienvergleich

Tabelle 23: Ergebnismatrix (1)

Tabelle 24: Ergebnismatrix (2)

Tabelle 25: AHP-Beurteilungsskala urbanes Szenario

Tabelle 26: AHP-Beurteilungsskala ländliches Szenario

Tabelle 27: Nutzungsregelungen 868-MHz-Band.

Symbolverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Im Zeitalter knapper Ressourcen und des zunehmend wahrzunehmenden Klimawandels 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. Empirischen 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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 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).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 Bewertungsalgorithmus. Die Nahkommunikation fokussiert sich auf die kommunikative Vernetzung der Zähler unterschiedlicher Sparten bis zu einem Datenkonzentrator. Die Abbildung 4 zeigt eine mögliche Realisierung von Smart Metering unter Einbeziehung des in Deutschland bevorzugten Datenkonzentratoransatzes.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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, anhand 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 Szenarien 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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Vorgehensweise der Arbeit

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 jedoch 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]

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 beschleunigen. 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 Anforderungen 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 ausgewählte 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]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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]

Um die erbrachten Leistungen abrechnen zu können sind die oben angesprochenen Rollen im Bereich der Transportdienstleistung notwendig. Der Systembetreiber steuert den aus dem Energiemarktergebnissen abgeleiteten Kraftwerkseinsatz und ist verantwortlich für die Versorgung. Die Planung, der Bau, die Wartung und der Betrieb der Übertragungs- und Verteilnetze in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen sind Aufgabe des Netzbetreibers. Darüber hinaus soll dieser die langfristige Fähigkeit des Netzes gewährleisten, eine angemessene Nachfrage nach Übertragung und Verteilung von Elektrizität zu decken. Der Netzbetreiber lässt sich in den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) weiter untergliedern. Die Verwaltung der vom Verbraucher eingegangenen Verträge erfolgt im Netznutzungsmanagement. Der Zählerdienstleister sorgt für den Messdatenaustausch zwischen den Marktteilnehmern. Für den Einbau, den Betrieb und die Wartung der dafür notwendigen Messeinrichtungen ist der Messstellenbetreiber (MSB) zuständig. Die Ablesung der Geräte und die Messung der Energie stellt der Messdienstleister (MDL) sicher.^[26]

Auf der Seite der Energienachfrager stehen die Kunden, die als Großhändler oder Endkunde auftreten können. Endverbraucher sind Kunden, die Energie für den eigenen Verbrauch zum Zweck der privaten (Haushalts-Kunde) oder gewerblichen Nutzung kaufen. Ein Endkunde schließt einen Stromliefervertrag mit dem EDL ab. Ist der Endverbraucher auch Eigentümer des Anschlusses, ist er neben der Rolle des Netznutzers gleichzeitig auch der Anschlussnehmer.^[27]

Eine zentrale Rolle nimmt die BNetzA ein. Als oberste deutsche Bundesbehörde (Regulierungsbehörde) nimmt sie Aufgaben zur Aufrechterhaltung und Förderung des Wettbewerbs in den Netzmärkten war. Nach dem § 5 EnWG vergibt die BNetzA die Zulassung, um auf dem deutschen Strommarkt tätig zu werden. Darüber hinaus gibt sie auf Basis der gesetz- und verordnungsgeberischen Ermächtigungsgrundlagen Marktregeln vor (z.B. Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität, GPKE).^[28]

2.3 Auswirkungen

Die gesetzlichen Vorgaben zum Einbau und Betrieb intelligenter Zähler sowie der Einführung lastgangvariabler Tarife führen zu Aktivitäten in den Rollen des Verteilnetzbetreibers und EDL. Zahlreiche Pilotprojekte wurden initiiert. Durch die Liberalisierung des Messwesens entstanden aus der Rolle des VNB in Deutschland zwei zusätzliche Marktrollen. Im Falle des Einsatzes von Smart Metern dürfen die Rollen des MSB und MDL nicht auseinanderfallen.^[29]

Für den VNB als bisherigen Verantwortlichen ergibt sich die Fragestellung, ob dieser den Messstellenbetriebes und die Messdienstleistung weiterhin selbst durchführt oder die Tätigkeiten an einen Dritten übertragen werden sollen. Ein Vorteil des Outsourcings ist die Bündelung von notwendigem IT-Know-How für das Datenmanagement, welchem bei Smart Metering auf Grund veränderter Ablesezyklen eine wichtige Rolle zukommt. Zudem gelingt es entsprechende Mindestgrößen für einen wirtschaftlichen Betrieb zu erreichen. Andererseits verfügt der VNB über eine Infrastruktur, mit derer die Messdaten via PLC übertragen werden können und gleichzeitig Grundlage weiterer Dienstleistungen wie bspw. Home Automation sein kann. Für eine weitere Durchführung spricht auch die Tatsache, dass die Verantwortungen bei Beendigung bzw. beim Ausfall des MSB und MSD wieder auf den Verteilnetzbetreiber zurückfällt. Folglich muss sich dieser gegen einen Ausfall durch Vorhalten der notwendigen Technik oder der Dienstleistung Dritter absichern. Insbesondere sollte vertraglich zwischen dem VNB und dem Dritten geklärt werden, inwieweit die installierten Smart Meter bei einem Rückfall weiter genutzt werden können.^[30]

Darüber hinaus bleiben weitere Pflichten aus dem Bereich des Zähl- und Messwesens im Verantwortungsbereich des VNB. So muss dieser beispielsweise nach § 4 Abs. 4 MessZV die Verwaltung der Zählpunkte sowie die Aufbereitung, Versendung und Archivierung der Messdaten übernehmen. Zudem muss auf Verlangen des MSB und MDL nach § 3 Abs. 3 MessZV der VNB Messstellen- und Messrahmenverträge abschließen.^[31] Dies erfordert auch eine Anpassung der Prozesslandschaft.

Neben der Einführung von Smart Metern bringen die EU-Richtlinien auch neue Anforderungen an den EDL mit sich. Auf der einen Seite steht die Verkürzung der Abrechnungszeit bis hin zu monatlicher Rechnungsstellung. Andererseits wird die Einführung lastgangvariabler oder tageszeitabhängiger Tarife zum 30.12.2010 gefordert. Auch wenn die Pflicht zur Haltung und Archivierung der Messdaten beim Verteilnetzbetreiber liegt, profitiert auch der EDL von einer deutlich besseren Datenbasis. Bei einer viertelstündlichen Ablesung werden jährlich 35.040 Messwerte pro Haushalt als Dokumentation des Lastverhaltens ermittelt. So können Mengenrisiken des EDL im Spot- und Ausgleichsenergiemarkt durch eine feinere Kundensegmentierung reduziert werden.^[32]

Ein weiterer Vorteil der Smart Meter entsteht durch die bidirektionale Kommunikationsmöglichkeit zwischen dem Endverbraucher und dem EDL. Durch die Sendung von Preissignalen können die Spitzenlasten reduziert und Nachfragetiefs ausgeglichen werden. Darüber hinaus sind auch weitere Mehrwertdienstleistungen sowie eine Energieeffizienzberatung denkbar. Dabei werden die Grenzen von Mehrwertdiensten von den technischen Möglichkeiten des Smart Meter vorgegeben.^[33]

Beim Umgang mit den Daten sind neben dem Schutz vor Zugriffen unberechtigter Dritter durch eine entsprechende Verschlüsselung auch die Anforderungen des § 21b Abs. 2 EnWG i.V.m. § 9 Abs. 1 EnWG einzuhalten. Neben der Wahrung der Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Daten soll auch im Falle der gleichzeitigen Ausübung der Rolle EDL bzw. Netzbetreibers und MSB/MDL die Offenlegung von Informationen diskriminierungsfrei erfolgen.^[34]

Die beiden neuen Marktrollen des MSB und MDL haben die Option passiv im Markt ohne Nennung des eigenen Namens als Dienstleister verschiedener Netzbetreiber oder EDL oder aktiv durch Auswahl des Anschlussnutzers aufzutreten. Nach § 9 Abs. 2 MessZV kann zusätzlich der Anschlussnutzer für die Durchführung der Messung einen vom MSB abweichenden MDL beauftragen, sofern es sich nicht um elektronisch auslesbare Messeinrichtungen handelt. Folglich wird bei der Nutzung von Smart Metern immer ein Unternehmen beide Rollen ausführen. Weiter hat der MDL nach Abs. 3 i.V.m. § 12 Abs. 2 zu gewährleisten, dass eine einwandfreie Messung sowie die form- und fristgerechte elektronische Datenübertragung an den Netzbetreiber erfolgt. Dabei muss das Format der Messdaten für die vollautomatische Weiterverarbeitung im Rahmen des Datenaustauschprozesses unter den Beteiligten geeignet sein.^[35]

Insgesamt bleibt festzustellen, dass die Einführung des Smart Metering für die Marktakteure viele Chancen aber auch Veränderungen mit sich bringt. Bei der technischen Umsetzung gibt es allerdings nur unzureichende Konzepte, welche die geeignete Technologieauswahl für einen Energieversorger ermöglichen. Für den Bereich der Nahkommunikation eines Smart Metering Kommunikationssystems soll in den nachfolgenden Kapiteln ein strukturiertes Konzept erarbeitet werden, anhand dessen eine Architektur- und Technologieauswahl erfolgen kann.

3 Metering Informations- und Kommunikationssystem

Im Smart Metering erfolgt die Informationsgewinnung mittels dezentraler Informationsquellen. Da die Verwendung der Informationen neben dem Verbraucher auch für andere Informationsnachfrager von Bedeutung ist, erfolgt ein interaktiver Datenaustausch zwischen dem intelligenten Zähler, dem Verbraucher und den IT-Systemen der Energiewirtschaft. Die durch eine Vielzahl von Beziehungen gekennzeichneten Elemente ändern zudem durch diese Interaktionen ihre Eigenschaften. Um die Information und Kommunikation auf eine optimale Weise bereitzustellen, ist für die Realisierung von Smart Metering der Einsatz eines Informations- und Kommunikationssystems (IKS) mit seinen Teilsystemen (menschliche und maschinelle Komponenten) notwendig.

Die IKS mit ihren Werkzeugen gehören neben dem Management der Informationswirtschaft, der IKS-Techniken und übergreifenden Führungsaufgaben in den Aufgabenbereich des Informationsmanagements.^[36] Aus diesem Grund werden in der Arbeit Methoden und Modelle des Informationsmanagements bei der Erarbeitung und Bewertung der IKS-Architektur sowie der IKS-Technik eingesetzt. Die Anwendung macht jedoch zuvor die Definition wichtiger Begriffe des Informationsmanagement notwendig.

3.1 Information

In der Literatur gibt es viele Definitionen für den Begriff Information. Die nachfolgend gewählte Begriffsbildung soll den Zusammenhang der unterschiedlichen Begriffsbestimmungen verdeutlichen.

In der Nachrichtentheorie beschreibt Shannon/Weaver Information mit der Unsicherheit, die durch das Eintreffen des entsprechenden Zeichens beseitigt wird. Ein Zeichen ist aber nicht mit Information gleichzusetzen. Erst durch Hinzufügen einer Syntax (z.B. 31,27) und Anreicherung mit zusätzlichem Kontext (ist der Messwert des Zählers Nr. 858) führt zur Entstehung von Information, da die Zeichen nun eine Bedeutung (Semantik) bekommen. Findet die Information auch Verwendung, so spricht man in der Lehre von Zeichen und Zeichenreihen (Semiotik) von der Pragmatik.^[37] Aus Gründen der Störsicherheit ist es notwendig, im Datenaustausch mehr Daten als Informationen (Redundanz) zu übertragen. Um einen Informationsüberflutung und damit Ineffizienz zu vermeiden, sollten nur Informationen weitergeleitet werden, die auch Verwendung finden. Vor diesem Hintergrund sollte überprüft werden, ob ein viertelstündlicher Übertragungsrhythmus von Messwerten zu Beginn des Smart Metering überhaupt aus Sicht der Informationsnachfrage notwendig ist. Bei einer Erweiterung der Funktionen des Smart Metering oder nach Realisierung der Smart Grids ist die Wahrscheinlichkeit der Informationsverwendung eher gegeben.

3.2 Kommunikation

Die Begriffe Information und Kommunikation sind eng miteinander verbunden, denn nur durch Kommunikation ist ein Informationsaustausch möglich.^[38] Die Kommunikation hat die Aufgabe, die Informationen zwischen dem Sender und Empfänger über einen Kommunikationskanal auszutauschen, wobei die Position des Senders und Empfängers sowohl von Menschen als auch Maschinen eingenommen wird. Um den grundlegenden Informationsaustausch im Rahmen des Smart Metering zu ermöglichen, ist der Einsatz von Kommunikationstechnik erforderlich. Ein Verzicht auf Kommunikationstechnik kann u.a. erfolgen, wenn die Kommunikation zwischen Menschen zur gleichen Zeit und am gleichen Ort durchgeführt wird.^[39]

Die nachfolgende Übersicht soll den zur Übertragung der Informationen notwendigen Transformationsprozess darstellen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Umwandlungsprozess im Informationsaustausch^[40]

3.2.1 Normen

Zur Nutzung der Kommunikationstechnik sind neben einer entsprechenden Kommunikationsinfrastruktur u.a. Regeln über den Kommunikationsaustausch notwendig. Diese werden von unterschiedlichen nationalen und internationalen Institutionen normiert. Auf nationaler Ebene ist das Deutsche Institut für Normung (DIN) zu nennen. International gibt es u.a. die International Standardization Organisation (ISO), welche als wichtigstes Ergebnis der Standardisierungsbestrebungen das OSI-Referenzmodell (Open System Interconnection) hervorgebracht hat. Das entwickelte und 1983 zum Standard erklärte Modell für die Kommunikation in offenen Systemen löste die durch heterogene Computersysteme verursachten Kommunikationsprobleme, indem die Komplexität der Kommunikationsvorgänge durch Zerlegung in einfachere Teilvorgänge reduziert wurde. Das Modell besteht aus 7 Schichten. Jeder Schicht werden bestimmte Teilaufgaben zugeordnet.^[41] In der ersten Schicht, der sogenannten Bitübertragungsschicht werden die elektrischen oder optischen Signale auf dem jeweiligen Übertragungsmedium moduliert. Die Art der Transportmittel, Pakete und Fahrpläne für Meteringdaten wird in den Schichten 2-4 festgelegt.

3.2.2 Netzwerke

Aufbauend auf den Kommunikationsnormen sind zur Übertragung der Informationen Kommunikationsnetze notwendig. Für Smart Metering kommen in erster Linie klassische Telekommunikationsnetze, Lichtwellenleiter und das Stromnetz in Betracht. Die Infrastruktur basiert entweder auf optischen oder elektrischen Kabeln oder auf Funkverbindungen.

Bei der Gestaltung eines Netzes für Smart Metering können verschiedene Strukturen (Topologien) zwischen den Datenstationen angewendet (vgl. Abbildung 8) werden. Durch Punkt-zu-Punkt-Netzwerke werden genau zwei Datenstationen miteinander verbunden. Realisierungsformen sind u.a. das Sternnetz. Mehrpunktnetzwerke verbinden hingegen mehr als zwei Datenstationen miteinander. Ein bekanntes Mehrpunktnetzwerk ist das Busnetz.^[42]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Netzwerktopologien^[43]

Netzwerke kann man auch nach Ihrer Reichweite aufteilen. Local Area Networks (LANs) dehnen sich in der Regel nur innerhalb der Grundstücksgrenze aus und sind kleiner als 10 km. Es ist u.a. durch eine hohe Datenübertragungsrate (10 Mbit/s bis 10.000 Mbit/s) gekennzeichnet. Im Bereich Smart Metering werden LANs zur Kommunikation im Nahbereich zwischen den Zählern oder dem Datenkonzentrator sowie weiteren intelligenten Geräten (u.a. Energiedisplay) eingesetzt. Neben der Vermeidung einer unnötigen Datenübertragung außerhalb des lokalen Bereichs sind LANs in ihrer Kommunikation günstiger, da i.d.R. keine Verbindungskosten durch externe Provider anfallen. Die Datenübertragung vom Datenkonzentrator zum zentralen AMM-System erfolgt dann mittels weltumspannende Wide Area Networks (WANs). Im Gegensatz zu den LANs können durch Einbezug der Satelliten Entfernungen von mehreren 1000 km zwischen den Datenstationen liegen. Jedoch ist die Übertragungsgeschwindigkeit in der Praxis weitaus geringer als im LAN-Bereich.^[44]

3.3 Modelle

Informationssysteme lassen sich mit unterschiedlichen Konzepten darstellen. Um einen ganzheitlichen Blick auf ein Informationssystem zu erlangen, eignen sich Architekturmodelle am besten. Diese stellen durch Vereinheitlichung, Abstraktion und Vereinfachung eine Schablone bzw. Referenz für ein konkretes Smart-Metering-IKS dar, das eine standardisierende Wirkung entfaltet.^[45] Ein Modell zur Gestaltung von Informationssystemen bietet die Architektur integrierter Informationssysteme (ARIS) nach Scheer, das in der Abbildung 9 dargestellt ist.^[46]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 9: Architektur integrierter Informationssysteme (ARIS)^[47]

Das ARIS-Konzept teilt das Modell in Sichten und Schichten auf. Die Aufteilung in die fünf Sichten Organisation, Daten, Steuerung, Funktion und Leistung auf einen Prozess führt zu einer Komplexitätsreduktion und soll dazu beitragen, dass das Informationssystem seinen Anforderungen gerecht wird. Dabei gibt jede Sicht einen anderen Blickwinkel auf den Geschäftsprozess wieder.^[48]

Durch die Schichtenabgrenzung wird die Nähe zur Technik zum Ausdruck gebracht. Mit der Unterteilung in Fachkonzept, DV-Konzept und Implementierung wird die notwendige Zusammenarbeit zwischen IT und den beauftragenden Fachabteilungen verdeutlicht. Gleichzeitig können die Ebenen als Vorgehensmodell verstanden werden.^[49]

In Anwendung auf das Smart-Metering-IKS werden in der Fachkonzeptschicht u.a die Rollen, Anwendungsfälle, Funktionen und Daten modelliert. Dieses ist notwendig, um im nächsten Schritt Anforderungen an das IKS stellen zu können.

4 Modellierung der Fachkonzeptschicht

Zur Erarbeitung geeigneter Bewertungskriterien sowie Zielkennzahlen wird in diesem Kapitel eine Modellierung der Fachkonzeptschicht des offenen Smart Metering IKS durchgeführt. Die Definition auf der Ebene des Fachkonzepts ist auf Grund der Beständigkeit der fachlichen Abläufe dem teilweise kurzlebigen DV-Konzept vorzuziehen. Durch die Nutzung dieser Methode des ARIS-Konzepts wird das Problem aus fachlicher Sicht in einem strukturierten Modell abgebildet. Dabei führt die Bildung der verschiedenen Sichten des ARIS-Modells zu einer Zerlegung des Problems in seine Teilaspekte und damit zur Komplexitätsreduktion, ohne jedoch den ganzheitlichen Ansatz aufzugeben.

In der Modellierung wird das im IEC 61970 standardisierte Common Information Model (CIM) sowie der Standard IEC 61968 für die Zählerfernauslesung herangezogen. Das CIM ist plattformunabhängig einsetzbar. Das Modell beinhaltet aber keine konkrete Datenbankumsetzung und Regelung über die interne Datenorganisation und -speicherung, sondern ist als Schnittstellenstandard für den Datenaustausch zu verstehen.^[50]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 10: ARIS-Methoden

Darüber hinaus werden die in vorstehender Abbildung aufgeführten Werkzeuge aus der ARIS-Toolbox bei der Modellierung eingesetzt. Beginnend mit der Organisationssicht werden die Rollen im Smart Metering Umfeld mit ihren Aufgaben und Beziehungen untereinander betrachtet. In der Steuerungssicht erfolgt die Modellierung der relevanten Prozesse in Form von Anwendungsfällen (Use-Cases). Im nächsten Schritt wird auf der Grundlage der definierten Prozesse in der Datensicht die Datenstruktur festgelegt sowie das Datenvolumen mittels eines erarbeiteten Bewertungsverfahrens für jeden Prozess ermittelt. In der Funktionssicht erfolgt die Betrachtung der entsprechenden Smart Metering spezifischen Funktionen des IKS. Auf eine Modellierung der Leistungssicht kann verzichtet werden, da der Aspekt für die Evaluierung der Technologien und Architekturen nur von niedriger Relevanz ist.

4.1 Normen und Methoden

Durch die Verwendung von Standards in der Kommunikation sollen die Transaktionskosten bei der Integration von Anwendungen und Geschäftsprozessen verringert werden. Um dieses sicherzustellen gibt es verschiedene Standardisierungsgremien weltweit. Eine Übersicht relevanter Normen für Smart Metering ist im Anhang 1 enthalten.

4.1.1 IEC 61970 – Common Information-Model

Das an dem EPRI Institut Mitte der 1990er Jahre entwickelte und im Standard IEC 61970 normierte CIM umfasst alle Anforderungen der IT-Landschaft eines Energieunternehmens an ein Datenmodell. Das CIM wurde mit dem Ziel entwickelt die heterogenen Standards in der Energiebranche zu beseitigen und so zu einem verbesserten Informationsmanagement beizutragen. Das Modell fungiert als Integrator in einer nachrichtenbasierten Architektur und sichert die Datenqualität durch ontologiebasierter Metadatenannotierung.^[51]

Dabei beinhaltet das CIM ein umfassendes und detailliertes Modell der typischen Objekte in der elektrischen Energiewirtschaft mit unterschiedlichen Sichtweisen und Detaillierungsgraden.^[52]

4.1.2 IEC 61968 – Metering-Prozesse

Eine genaue Beschreibung der Anwendungsfälle für die Kopplung zweier Systeme und die Definition der Formate auszutauschender Nachrichten ist im Standard IEC 61968 – „Integration von Anwendungen in Anlagen der Elektrizitätsversorgung – Schnittstellen für Netzführung“ enthalten. Wichtig für Smart Metering ist der Teil 9 des Standards, welcher aus den folgenden typischen Anwendungsfeldern besteht^[53]:

- Zählerfernauslesung,
- Zählersteuerung,
- Zählerereignisse,
- Kundendatensynchronisation und
- Kundenwechsel.

Ziel des Standards ist die Integration von Metering Systemen (MS) in die IT- und Prozesslandschaft von Energieunternehmen. Bei der Betrachtung werden Kommunikationsprotokolle explizit nicht berücksichtigt. Dies führt zum Vorteil der Unabhängigkeit gegenüber künftigen Messinfrastrukturentwicklungen.^[54]

Zur Modellierung der Daten nutzen beide Standards die Unified Modeling Language (UML), die einen offenen Standard zur Beschreibung von Daten darstellt.

4.2 Modellierung der Organisationssicht

Bevor auf einzelne Anwendungsfälle eingegangen wird, ist es zunächst erforderlich das Umfeld von Smart Metering zu analysieren. In dem nachfolgenden Netzdiagramm des Standards IEC 61968-9 sind die unterschiedlichen Akteure mit ihren Beziehungen und Nachrichten dargestellt.

Im Mittelpunkt des Smart Metering stehen die MS. Diese unterscheiden sich stark durch verwendete Protokolle, Übertragungstechnologien und Funktionsumfang voneinander. So kann ein MS aus mehreren Zählern unterschiedlicher Sparten bestehen oder mit mehreren Kommunikationstechnologien ausgestattet sein. Ein MS kann in die Komponenten Data Collection und Control and Reconfiguration unterteilt werden.^[55]

Primäre Aufgabe der Komponente Data Collection ist die Sammlung und Übertragung erzeugter Messdaten und Statusinformationen zum Messdatenmanagementsystem. Zusätzlich ist das Element aber auch für die Übertragung von Ereignissen des Zählers (z.B. Ausfall) an IT-Systeme zum Ausfallmanagement (Outage Management), Netzwerkbetrieb und Kapazitätsplanung zuständig.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 11: Netzdiagramm Metering^[56]

Die Komponente Control and Reconfiguration dient hingegen als Schnittstelle für die Durchführung von Steuerungsbefehlen und Konfiguration von vielschichtigen Einstellungen. Darüber hinaus kann die Komponente bei entsprechender Funktionsunterstützung auch als Gateway für Geräte zur Steuerung des Energieverbrauchs (Load Control Devices) und als Relais für Lastkontrollsignale fungieren.^[57]

MS stehen mit vielen verschiedenen IT-Systemen in Verbindung. Ein Meter Data Management System (MDMS) empfängt und speichert die vom MS gesendeten Messdaten und leitet diese auf Anforderung an andere IT-Systeme wie z.B. das Customer Information System (CIS) zur weiteren Verwendung weiter. Darüber hinaus dient das MDMS der Zähleradministration. Zur Automatisierung des Datenaustauschs bei Zählerinstallation (Plug and Play), Geräteverwaltung und bei Ausfall oder Wartung des Zählers bestehen Kommunikationsverbindungen zu Meter Asset Management (MAMS), Meter Maintenance (MMS), Work Management (WMS) und Outage Management Systemen (OMS). Über Network Operations Systeme (NOS) bekommt das MS benötigte Preis- und Verbrauchssteuerungssignale. Von Load Management Systemen (LMS) werden bspw. Befehle zur Fernabschaltung oder Verbrauchssteuerung empfangen.^[58]

4.3 Modellierung der Steuerungssicht

Zu Beginn der Anforderungsanalyse aus Sicht der Steuerung steht die Identifikation der relevanten Anwendungsfälle. Da der Ablauf und das Verhalten am besten durch das Sequenzdiagramm dargestellt werden können, erfolgt die Modellierung über diese Diagrammart. Mit Hilfe der Modelle wird die Kommunikation zwischen der Umgebung und den Systemen über Datenflüsse zu Datenquellen und -senken modelliert. UML unterscheidet in der Betrachtung von Aktionsfolgen in Szenarien und Anwendungsfällen. Unter einem Szenario ist eine spezifische Folge von Aktionen zu verstehen. Anwendungsfälle umfassen hingegen die Gesamtheit aller möglichen Szenarien. Dabei werden die Folgen von Aktivitäten immer aus der Sicht seiner Akteure beschrieben und der Umfang auf für diese wahrnehmbare Ergebnisse begrenzt. Ein Anwendungsfall bzw. Szenario wird immer durch einen Akteur ausgelöst. Ein Akteur ist eine außerhalb des Systems liegende Rolle, welche durch eine Person oder ein System eingenommen werden kann.^[59]

4.3.1 Bewertungsverfahren

Um die in der Datensicht durchgeführte Berechnung des Datenvolumens besser nachvollziehen zu können, erfolgt bereits im Zuge der Prozessmodellierung eine Zuordnung des Volumens zu den zwischen dem MS und den anderen IT-Systemen übermittelnden Nachrichten. Für den einheitlichen Datenaustausch stellt die Norm 61968-9 eine Definition des Nachrichtenformats zur Verfügung. Anhand der vorgegebenen Struktur soll nachfolgend eine Ableitung des Datenvolumens erfolgen. Die Norm definiert unterschiedliche Nachrichtentypen, die aus drei wesentlichen Elementen (vgl. Abb. 12)^[60] besteht:

- ein Verb, welcher die Aktion kennzeichnet (bspw. Create, Change),
- ein Noun zur Bezeichnung des Nachrichtentyps und
- ein Payload, welches ein aus den Klassen des CIM abgeleitetes XML-Dokument enthält.

Eine Nachricht enthält immer einen Kopf (Header) mit den entsprechenden Metadaten wie Zeitstempel, Empfängeradresse, Inhaltsbeschreibung (Noun und Verb).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Nachrichtenformat^[61]

Dagegen sind die Elemente zum Nachrichteninhalt (Payload) sowie die Paketteile Anfrage (Request) und Antwort (Reply) abhängig von der verwendeten Aktion (Verb). Der Payload-Teil ist beispielsweise bei der REPLY-Nachricht nicht erforderlich. Für die relevanten Nachrichtenaktionen (Verben) sind in Tabelle 1 die notwendigen Elemente aufgeführt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Verben^[62]

Als Datenvolumen für den Header wurden 30 Byte und für den Request- und Reply-Teil einer Nachricht jeweils 10 Byte angenommen.

Um die gesamte Nachrichtengröße bestimmen zu können, ist es notwendig den Nachrichtentyp (Payload) zu analysieren. Für jeden Nachrichtentyp gibt es ein eigenes XML-Dokument. Die in der Arbeit verwendeten Payload-XML-Dokumente sowie die anderen Nachrichtenelemente sind detailliert im Anhang 2 enthalten. Anhand der definierten Datenstruktur des XML-Dokuments, wurden die in Tabelle 2 dargestellten Paketgrößen berechnet. Da teilweise Elemente einer Nachricht optional sind, handelt es sich bei Paketgrößen um Durchschnittswerte.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Payloads

Durch die Kombination aus Verb (VID) und Noun (NID) ergibt sich die endgültige errechnete Paketgröße. Das Ergebnis dieser Berechnung wurde von Experten bestätigt.

4.3.2 Übersicht der Szenarien und Anwendungsfälle

Zur Beurteilung der Eignung von Kommunikationstechnologien und Architekturen für Smart Metering liegt der Fokus auf Anwendungsfälle, welche einen Datenaustausch zwischen dem MS und anderen verbundenen IT-Systemen beinhalten. In der Abbildung 13 wurden die für den Kommunikationsaustausch mit dem MS relevanten Use-Cases mit ihren Beziehungen untereinander modelliert.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 13: Übersicht Use-Cases

Aus der Abbildung wird ersichtlich, dass in sechs Haupt-Use-Cases unterschieden wird. Diese können aus einer unterschiedlichen Anzahl von Teilanwendungsfällen bestehen oder ihrerseits ein Unteranwendungsfall darstellen.

4.3.3 Zählerinstallations- und Austauschprozess

Bei der Installation oder dem Austausch eines Zählers wird als erstes der Zählerstand manuell abgelesen und über ein Handheld-Gerät an die entsprechenden Systeme weitergeleitet. Nach der Installation des Zählers ist die Hinterlegung des Kundenstammdatensatzes und der Netzwerkeinstellungen im Zähler sowie eine Zählererstkonfiguration (bspw. um den Sendezyklus einzustellen) über entsprechende Nachrichten zu veranlassen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 14: Sequenzdiagramm Zählerinstallation und -austausch^[63]

Es werden insgesamt drei Nachrichten an das MS mit einem Datenvolumen von insgesamt 1.742 Bytes ausgetauscht, um die Einstellungen im MS zu aktualisieren. Den größten Anteil hat die Aktualisierungsnachricht der Netzwerkeinstellungen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 3: Datenvolumen Zählerinstallation- und Austauschprozess

4.3.4 Energiedienstleisterwechselprozess

Ein Endverbraucher hat in einem liberalisierten Markt die Möglichkeit den Anbieter für die bezogene Energieart zu ändern. Dies kann eine Neukonfiguration oder ein Austausch des Zählers nach sich ziehen, insbesondere wenn beim Anbieterwechsel gleichzeitig der Tarif geändert wird oder der Funktionsumfang steigt. Durch den EDL-Wechsel ist auch eine Auslesung der Messdaten auf Anfrage des alten EDL zur Durchführung der Endabrechnung notwendig.^[64]

Ist kein Austausch des Zählers notwendig, wird wie in Abbildung 15 dargestellt, vom CIS eine Nachricht vom Typ Create MeterServiceRequest initiiert und über das Work Management System an den Zähler übermittelt. In dieser Nachricht sind die Daten zur Neukonfiguration des Zählers sowie die Anforderung zur Abfrage des Zählerstandes enthalten. Nach Durchführung der Messung und anschließenden Neukonfiguration wird eine Nachricht vom Typ Reply MeterServiceRequest mit dem angeforderten Zählerstand und der Konfigurationsbestätigung an das CIS versandt. Da auch im MDMS eine Aktualisierung der Messdaten durchgeführt werden muss, wird an das System eine entsprechende Nachricht versandt. Bei einem Austausch des Zählers kommt der zuvor beschriebene Zählerinstallations- und Austauschprozess zur Anwendung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 15: Sequenzdiagramm Energiedienstleisterwechsel^[65]

Das Datenvolumen umfasst Nachrichten zur Konfiguration des MS (436 Byte) und der gleichzeitigen Zählerstandsübermittlung (550 Byte). Muss bei einem Wechsel des EDL auch ein Zähleraustausch erfolgen, so steigt das Datenvolumen auf 2.516 Bytes an, da die Aktualisierung der Kundendaten sowie der Geräte- und Netzwerkeinstellungen einen größeren Umfang als die Konfigurationsnachrichten haben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 4: Datenvolumen Energiedienstleisterwechselprozess

4.3.5 Messdatenübertragungsprozess

Zur Übertragung der Messdaten eines Zählers wird der Nachrichtentyp MeterReading genutzt. Dieser kann aber darüber hinaus auch zur Abfrage des Gerätestatus oder anderen Geräte- bzw. Netzwerkinformationen als Alternative zur EndDeviceEvent-Message eingesetzt werden, um den Datenaustausch zwischen den Systemen so gering wie möglich zu halten.^[66]

[...]

^[1] Vgl. Nestle, D. (2008), S. 2.

^[2] Vgl. Nestle, D. (2008), S. 3 ff.

^[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.

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

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

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

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

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

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

^[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.

^[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.

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

^[22] diese zusätzliche Energie wird oft auch als graue Energie bezeichnet

^[23] Vgl. Crastan, V. (2008), S. 109.

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

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

^[26] Vgl. Crastan, V. (2008), S. 110 bis 111.

^[27] Vgl. RICHTLINIE 2009/72/EG (2009), S. 63.

^[28] Vgl. EnWG (2009), S. 10.

^[29] Vgl. Bachmann, I. (2009), S. 56, 65.

^[30] Vgl. Bachmann, I. (2009), S. 56 bis 58.

^[31] Vgl. MessZV (2008), S. 2 bis 3.

^[32] Vgl. Bachmann, I. (2009), S. 59 bis 64.

^[33] Vgl. Bachmann, I. (2009), S. 59 bis 64.

^[34] Vgl. ebd., S. 59 bis 64.

^[35] Vgl. ebd., S. 65.

^[36] Vgl. Krcmar, H. (2010), S. 28 bis 29.

^[37] Vgl. Krcmar, H. (2010), S. 16 bis 17.

^[38] Vgl. Voegele, A. (1999), S. 735.

^[39] Vgl. Krcmar, H. (2010), S. 329.

^[40] Vgl. Witt, B. C. (2006), S. 18.

^[41] Vgl. Krcmar, H. (2010), S. 330.

^[42] Vgl. ebd., S. 336.

^[43] Quelle Entnommen aus: Energy Retail Association (2007), S. 117.

^[44] Vgl. Jöcker, P. (2004), S. 25.

^[45] Vgl. Heinrich, L. J., Lehner, F. (2005), S.58.

^[46] Vgl. Krcmar, H. (2010), S. 48-49.

^[47] In Anlehnung an: Scheer, A.-W. (2002), S. 41.

^[48] Vgl. Allweyer, T. (2005), S. 140.

^[49] Vgl. Krcmar, H. (2010), S. 47-48.

^[50] Vgl. OFFIS - Institut für Informatik et al. (2009), S. 34.

^[51] Vgl. Uslar, M., Grüning, F. (2007), S. 295-303.

^[52] Vgl. OFFIS - Institut für Informatik et al. (2009), S. 8.

^[53] Vgl. OFFIS - Institut für Informatik et al. (2009), S. 43.

^[54] Vgl. IEC 61968-9 (2009), S. 9.

^[55] Vgl. IEC 61968-9 (2009), S. 18.

^[56] Quelle: Entnommen aus: IEC 61968-9 (2009), S. 17.

^[57] Vgl. IEC 61968-9 (2009), S. 18 bis 19.

^[58] Vgl. IEC 61968-9 (2009), S. 19 bis 21.

^[59] Vgl. Forbrig, P. (2007), S. 45 bis 47.

^[60] Vgl. IEC 61968-9 (2009), S. 99.

^[61] Quelle: Entnommen aus: IEC 61968-9 (2009), S. 99.

^[62] Quelle: In Anlehnung an: IEC 61968-9 (2009), S. 96 bis 98.

^[63] Quelle: Entnommen aus: IEC 61968-9 (2009), S. 61.

^[64] Quelle: Entnommen aus: IEC 61968-9 (2009), S. 69.

^[65] Quelle: Entnommen aus: ebd., S. 70.

^[66] Quelle: Entnommen aus: IEC 61968-9 (2009), S. 43.