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Smart Metering und Smart Grid im Jahre 2025

Szenarioanalyse über die Entwicklung der Energiewirtschaft in Deutschland

Diplomarbeit 2010 114 Seiten

BWL - Unternehmensführung, Management, Organisation

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Motivation und Zielsetzung
1.2 Aufbau der Arbeit

2 Umfeldanalyse der Energiewirtschaft
2.1 Regulatorisches Umfeld
2.2 Akteure der Wertschöpfungskette
2.3 Intelligente Technologien
2.3.1 Zeitgeist „Smart“
2.3.2 Smart Metering
2.3.3 Smart Grid

3 Szenarioanalyse als Untersuchungsmethode
3.1 Grundlagen
3.2 Informationsquellen
3.2.1 Literaturanalyse
3.2.2 Expertenbefragung
3.2.3 Szenario-Team
3.3 Prozess

4 Ergebnisse der Szenarioanalyse
4.1 Einflussanalyse
4.1.1 Identifikation von Einflussbereichen
4.1.2 Einfluss-Matrix und System-Grid
4.2 Deskriptoren
4.2.1 Schlüsselfaktoren
4.2.2 Trends
4.2.3 Trendbruchereignis
4.3 Konsistenz-Bewertung

5 Szenarien und Konsequenzanalyse
5.1 The Green Age
5.1.1 Szenario
5.1.2 Chancen & Risiken
5.2 Zweibahnstraße
5.2.1 Szenario
5.2.2 Chancen & Risiken
5.3 Agenda
5.3.1 Szenario
5.3.2 Chancen & Risiken
5.4 Berlicon Valley
5.4.1 Szenario
5.4.2 Chancen & Risiken
5.5 Handlungsempfehlungen für Energieversorger

6 Diskussion
6.1 Zusammenfassung
6.2 Kritische Würdigung und Ausblick

Anhang

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Suchanfragen "Smart Meter", "Smart Metering, "Smart Grid"

Abb. 2: Wertschöpfungskette der Energieversorgung

Abb. 3: Die Smart-Grid-Vision

Abb. 4: Vorgehensweise der Szenarioanalyse

Abb. 5: Szenario-Trichter

Abb. 6: Interviewpartner

Abb. 7: Prozess der Szenarioanalyse

Abb. 8: Aggregationsstufen der Szenarioanalyse

Abb. 9: Einfluss-Matrix

Abb. 10: System-Grid und Auswertung nach EIDOS

Abb. 11: Expertenbewertung von Schlüsselfaktoren

Abb. 12: Anteil der regenerativen Energien am Energie-Mix

Abb. 13: Quantitativer Nutzen

Abb. 14: Anbieterseitiges Investitionsvorhaben

Abb. 15: Nachfrageseitiges Investitionsvorhaben

Abb. 16: Verfügbarkeit von Standards

Abb. 17: Funktionsumfang innerhalb des Smart Grid

Abb. 18: Grad der Vernetzung zu anderen Diensten

Abb. 19: Gesetzliche Regulierung

Abb. 20: Einstellung zur Datenspeicherung

Abb. 21: Liberalisierung der Strommärkte

Abb. 22: Interesse an kommerziellem Stromhandel

Abb. 23: Anreize und Subventionen durch den Staat

Abb. 24: Bedrohung durch Cyber-Spione

Abb. 25: Konsistenzmatrix

Abb. 26: Szenario-Kreuz

Tabellenverzeichnis

Tab. 1: EnWG und MessZV – Ausgewählte Gesetze zu Smart Meter

Tab. 2: The Green Age: Chancen & Risiken

Tab. 3: Zweibahnstraße: Chancen & Risiken

Tab. 4: Agenda 2025: Chancen & Risiken

Tab. 5: Berlicon Valley: Chancen & Risiken

Tab. 6: Treiber und Hemmnisse

A-Tab. 1: Gesetzesübersicht

A-Tab. 2: Definitionen der Szenarioanalyse

A-Tab. 3: Ansätze der Szenarioanalyse

A-Tab. 4: Schwächen der Szenarioanalyse

A-Tab. 5: Stärken der Szenarioanalyse

A-Tab. 6: Fragebogen

A-Tab. 7: Trends & Trendbruchereignisse

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

„Die Dekarbonisierung des Energieverbrauchs stellt eine

Jahrhundertaufgabe exorbitanten Ausmaßes dar.“[1]

1.1 Motivation und Zielsetzung

Im Dezember 1997 beschlossen 34 Nationen das in die Geschichte eingegangene internationale Abkommen „Kyoto-Protkoll“. Übergeordnetes Ziel war die Reduzierung der weltweiten CO2-Emission.[2] Jedoch nahm seitdem das jährliche Emissionsvolumen stetig zu, da wachsende Volkswirtschaften in CO2-intensive Infrastrukturen investieren und der Energie- und Transportbedarf weltweit ansteigt.[3] Allein in den letzten 35 Jahren hat sich der Energieverbrauch global verdoppelt.[4] Weltweit gestiegene Emissionen und Energieverbräuche sowie veraltete Energieinfrastrukturen erhöhen den Handlungsbedarf.[5] Durch die veränderte Wahrnehmung des Klimas verwundert es daher nicht, dass die Weltöffentlichkeit immer genauer auf Ereignisse wie die in 2009 stattgefundene Klimakonferenz in Kopenhagen schaute. Im gleichen Jahr schuf die Europäische Union (EU) das Ressort „Klima“ und auch das durch Deutschland übernommene Ressort „Energie“ soll sich den energiepolitischen Herausforderungen annehmen.[6] Die politischen Rahmenbedingungen leiteten bereits 1998 die Liberalisierung der Energiemärkte ein – ein Paradigmenwechsel mit weitreichenden Konsequenzen.[7]

„Energie ist der Motor der Weltwirtschaft.“[8]

Im Jahre 2008 wurden weltweit € 36,5 Bill. in Branchen erwirtschaftet, in denen Energie von Bedeutung ist.[9] Im gleichen Jahr förderte die Volksrepublik China ihr Energieversorgungsnetz mit ca. $ 35 Mrd.[10] Die Vereinigten Staaten stellten im Rahmen des „Green New Deal“ im Jahr 2009 eine Summe in Höhe von $ 54 Mrd. zur Verfügung, von denen allein ca. $ 11 Mrd. für intelligente Technologien bereitgestellt wurden.[11] In den nächsten Jahren wird die Tendenz nicht abnehmen. So schätzt die Europäische Union, dass in Europa bis zum Jahr 2030 Investitionen von ca. € 390 Mrd.[12] für Netztechnologien aufgewendet werden.[13] Das Marktpotenzial für ein nötiges Kommunikationsnetzwerk wird auf 100 bis 1000 Mal größer geschätzt als das Internet. Daher versprechen sich global agierende Unternehmen erhebliche Gewinne, wenn sie in Technologien investieren, die die Herausforderungen der Energieversorgung in der Zukunft bewältigen.[14] Die weltweit zunehmenden Forschungsaktivitäten führten z. B. in Deutschland zu dem Leuchtturmprojekt „E-Energy“. Ziel ist es, in sechs auserwählten Modellregionen ein informations- und kommunikationstechnik (IKT)-basiertes Energiesystem der Zukunft zu erforschen – ein „Internet der Energie“. Die so untersuchten Verfahren, Produkte und Dienstleistungen auf IKT-Basis sollen helfen, CO2-Emissionen und Energiekosten zu senken sowie die Versorgungssicherheit zu erhöhen.[15] Vor allem drei Technologien stoßen im Zusammenhang mit den künftigen Herausforderungen weltweit auf wachsendes Interesse: Smart Meter, Smart Metering und Smart Grid.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Suchanfragen "Smart Meter", "Smart Metering, "Smart Grid"[16]

Die Verminderung von Treibhausgasemissionen und die Sicherung der Energieversorgung sind Schlüsselfragen unserer Zeit, die auch in der hochindustrialisierten Wirtschaft Deutschlands zunehmend in den Fokus rücken.[17] Allerdings sind zukünftige Entwicklungen von Unsicherheiten geprägt, die durch eine Vielzahl von Faktoren und Trends beeinflusst werden. Szenarien sollen helfen mit der Unsicherheit und der Komplexität umzugehen.[18]

Vor dem Hintergrund der immensen Herausforderungen von Klimaschutz und Energieeffizienz ist es das Ziel der vorliegenden Arbeit, mittels der Szenarioanalyse Smart Metering (sowie die dazugehörigen Smart Meter) und Smart Grid hinsichtlich ihres Einflusses auf die deutsche Energiewirtschaft im Jahre 2025 zu analysieren. Sowohl in der Literatur als auch unter den Experten existiert kein einheitliches Verständnis über die hier behandelten Technologien. Systematische Untersuchungen, die diese Technologien in einen Zusammenhang bringen, sind nur begrenzt vorhanden. Insbesondere fehlen Betrachtungen der zukünftigen Einflüsse dieser Technologien auf Deutschland in seiner Gesamtheit. Die vorliegende Untersuchung stellt sich daher die Aufgabe, vier alternative Szenarien für das Jahr 2025 zu entwickeln, in denen Zusammenhänge und Abgrenzungen für den Weg dorthin und für das Zieljahr dargestellt werden. Die durchgeführte Szenarioanalyse soll Treiber und Hemmnisse erarbeiten sowie es beteiligten Akteuren ermöglichen, die Herausforderungen der Zukunft verstehen zu können und durch die erarbeiteten Handlungsempfehlungen aktiv mitzugestalten.

1.2 Aufbau der Arbeit

Die Gliederungssystematik dieser Arbeit behandelt eine Umfeldanalyse der Energiewirtschaft (Kapitel 2), das methodische Vorgehen der Untersuchung (Kapitel 3) und die Ergebnisse der Untersuchung (Kapitel 4), gefolgt von der Szenarienbildung und der Konsequenzanalyse (Kapitel 5) sowie einer abschließenden Diskussion (Kapitel 6).

Im Anschluss an das einleitende Kapitel erfolgt in Kapitel 2 die Erörterung des Umfeldes der Energiewirtschaft. Das Umfeld beinhaltet neben der Gesetzgebung die Marktakteure von den Energieerzeugern bis hin zum Endverbraucher. Auf Seiten der intelligenten Technologien wird neben dem Begriff „smart“ explizit auf die Begriffe „Smart Meter“, „Smart Metering“ sowie „Smart Grid“ eingegangen.

Kapitel 3 geht ausführlich auf verwendete Untersuchungsmethode – die Szenarioanalyse – ein. Neben den Grundlagen und dem Prozess der Szenarioanalyse wird ein Überblick über genutzte Informationsquellen bestehend aus Literaturanalyse, Expertenbefragung und Szenario-Team gegeben.

In Kapitel 4 und 5 erfolgt die Ergebnispräsentation der Szenarioanalyse, die in vier alternativen Szenarien mit Chancen und Risiken münden. Abschließende Handlungsempfehlungen dienen der strategischen Bewältigung zukünftiger Herausforderungen.

Das letzte Kapitel, Kapitel 6, fasst die Ergebnisse zusammen, reflektiert kritisch die Untersuchung und stellt einen Ausblick für zukünftige Forschung dar.

2 Umfeldanalyse der Energiewirtschaft

Zur Analyse des Untersuchungsgegenstandes werden in diesem Abschnitt die Wertschöpfungskette zuzüglich der Gesetzgebung und des technologischen Umfeldes[19] der Energiewirtschaft untersucht. Das Umfeld beschreibt die europäische und nationale Gesetzgebung, die Marktakteure wie Zulieferer, Kunden und Wettbewerber sowie intelligente Technologien, die in der Entwicklung und der Nutzung mit dem Untersuchungsgegenstand in Wechselwirkung stehen.

2.1 Regulatorisches Umfeld

„Wir haben ein großes Ziel alle zusammen: 2020.“[20]

Am 23. Januar 2008 folgten die Abgeordneten des Europäischen Parlaments dem Gesetzesvorschlag der Europäischen Kommission, den Gesetzestext „20 20 by 2020 Europe's Climate Change Opportunity“ schriftlich zu fixieren: Reduzierung von Treibhausgasemissionen um 20 Prozent bzw. 30 Prozent im Rahmen eines internationalen Abkommens, Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung in der EU auf 20 Prozent und Erhöhung der Energieeffizienz um 20 Prozent.[21] Dieses Ziel wurde in Deutschland am 01. Januar 2009 durch die Novellierung „Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)“ erweitert, indem nach § 1 (2) der Anteil regenerativer Energieerzeugung[22] in Deutschland bis 2020 mindestens auf 30 Prozent gesteigert und anschließend kontinuierlich erweitert werden soll.[23] Seit dem Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 hat sich der Anteil der erneuerbaren Energien an der installierten Gesamtleistung für die Stromerzeugung nahezu verdreifacht. Dadurch konnten 2007 ca. 110 Millionen Tonnen CO2 vermieden werden.[24] Der Forderung nach Emissionsobergrenzen für die Industrie wurde in der „Richtlinie 2003/87/EG“ durch die Einführung des Emissionshandels entsprochen.[25]

Nationale Regulierer möchten insbesondere im Interesse der Verbraucher die Prozessabläufe des Energiemarktes verbessern, die Kosten für die Netzsteuerung bei gleichbleibender Systemstabilität und Sicherheit minimieren und ein an den Verbrauch angepasstes „Lastmanagement“ etablieren. Die EU benötigt neue Wege, um Verbrauchern transparente Informationen zur Verfügung zu stellen.[26]

„Der Energiemarkt ist nach seiner Liberalisierung im Jahre 1998 einem starken gesell-schaftlichen und politischen Druck ausgesetzt.“[27] Die Grundlage zur Liberalisierung des Energiemarktes wurde mit der Schaffung eines europäischen Energiebinnenmarktes in den 1980er-Jahren gelegt. 1998 wurde durch die „EU-Richtlinie 96/92/EG“ zum Elektrizitätsbinnenmarkt die Liberalisierung in nationales Recht umgesetzt und vollzieht sich seitdem in europäischen Ländern mit unterschiedlichen Geschwindigkeiten.[28] Die Bundesnetzagentur (BNetzA) setzt seit dem am 07.07.2005 novellierten „Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)“ die europäischen Richtlinien für den Elektrizitäts- und Gasbinnenmarkt in nationales Recht um, was zu einer Öffnung des Marktes leitungsgebundener Energie führen soll. Ziel sind die Auflösung von Gebietsmonopolen sowie einheitliche Wettbewerbsbedingungen.[29] Im Kern fordert das EnWG, die Versorgung von Energie so sicher und billig wie möglich zu gewährleisten.[30] Konsequenz ist u.a. die Entflechtung energiewirtschaftlicher Geschäftsprozesse entlang der Wertschöpfungskette.[31] Insbesondere die §§ 6 − 10 EnWG zwingen deutsche Energieversorger dazu, ihr Unternehmen neu zu strukturieren, da die Entflechtung („Unbundling“) die Ausgründung einer Netzgesellschaft notwendig macht und sie eine Neuorganisation der Zusammenarbeit entwickeln müssen.[32]

Neue bzw. geänderte gesetzliche Rahmenbedingungen (insbesondere EnWG und die Messzugangsverordnung (MessZV)) haben seit dem Jahr 2008 stetig an Bedeutung hinzugewonnen.[33] Folgende Tabelle soll einige ausgewählte Gesetze darstellen, die starken Einfluss auf Smart Meter, Smart Metering und das Smart Grid haben.[34]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tab. 1: EnWG und MessZV – Ausgewählte Gesetze zu Smart Meter[35]

Mit der Änderung des EnWG 2008 (nach dem Messstellenbetrieb ist nun auch die Messung selbst liberalisiert[36] ) und der dazugehörigen MessZV möchten die Regulierer erreichen, dass sich Smart Meter schnell am Markt verbreiten. Soweit wirtschaftlich vertretbar sollen sie bis zum Jahre 2015 flächendeckend zum Einsatz kommen.[37] Zur Realisierung lassen auf Gesetzesseite diesbezüglich das Eichgesetz und die Anreizregulierung aber noch einige Fragen offen.[38] „Der Gesetzgeber hat da schon viel Richtungsweisendes vernünftig eingebaut“[39], an der Durchführung hingegen soll es noch mangeln, äußerte Herr Abend seinen Unmut. Die Liberalisierung hat auf die verschiedenen Marktakteure unterschiedlich gewirkt. Eine Verschiebung vom Verkäufer- zu einem Käufermarkt ist festzustellen, insbesondere Energieversorger agieren nicht mehr rein technikgetrieben, sondern zunehmend kundenorientiert.[40]

2.2 Akteure der Wertschöpfungskette

Die Geschichte der elektrischen Energieversorgung hat eine über 100-jährige Entwicklung hinter sich, die durch die Liberalisierung seit einigen Jahren starken Veränderungen unterworfen ist.[41] So wurden Vertrieb und Messung liberalisiert und führten zu neuen Aufgaben und Schnittstellen, mit denen die Akteure konfrontiert wurden.[42] Einheitliche Mindestanforderungen hatten u.a. die Vergrößerung der Wertschöpfungskette sowie einen zeitgleichen Technologiewechsel zur Folge.[43]

Im Jahre 2008 bestand der deutsche Strommarkt insgesamt aus rund 1100 Unternehmen, wobei seit der Liberalisierung 150 davon neue Marktteilnehmer (zumeist Stromhandel und -vertrieb) sind. Neben den vier Verbundunternehmen mit ursprünglich vier Übertragungsnetzbetreibern waren 50 reine Stromerzeuger, 70 regionale und überregionale Stromversorger, 26 größere Stadtwerke, 700 mittlere und kleinere Stadtwerke sowie 100 kleine private Versorger am Markt aktiv.[44] Inzwischen wurde das Übertragungsnetz eines Verbundunternehmens ausgelagert.[45] Es wird davon ausgegangen, dass strategische Partnerschaften zunehmen und die Anzahl der Akteure sich bis 2014 auf ca. 800 verringert.[46]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Wertschöpfungskette der Energieversorgung[47]

Zu den Energieversorgungsunternehmen (EVU)[48] zählen Verbundunternehmen (VU) und Stadtwerke (regionale Versorger). Zumeist bedienen sie die gesamte Wertschöpfungskette. Unterschiede bestehen darin, dass VU auf den Betrieb von Großkraftwerken und die Belieferung von Großkunden spezialisiert sind. Stadtwerke sind regionale Versorger, die ihren Strom von den VU beziehen, Klein-, Mittel- und Großkraftwerke betreiben und die Verteilung an die Endkunden regeln.[49] Zudem treiben sie den Ausbau von Infrastrukturmaßnahmen mit Glasfasernetzen voran, um dies für das Auslesen von elektronischen Verbrauchsmessgeräten zu nutzen.[50]

Transport, Übertragung und Verteilung von Elektrizität werden über Netze geregelt, die in Spannungsstufen voneinander abgegrenzt sind.[51] Netzbetreiber unterteilen sich in Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber[52] (ÜNB bzw. VNB). Nach § 3 Nr. 32 EnWG sind ÜNB für den „Transport von Elektrizität über ein Höchstspannungs- und Hochspannungsverbundnetz zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern oder Verteilern, jedoch nicht die Belieferung der Kunden selbst“[53] verantwortlich. ÜNB übertragen elektrische Energie von dem Erzeuger zu den verschiedenen Verteilnetzstellen, wobei die Verteilnetze dabei die Verbindung zwischen Übertragungsnetzen, den Endverbrauchern und den Messeinrichtungen darstellen.[54] VNB regeln dann nach § 3 Nr. 37 EnWG den „Transport von Elektrizität mit hoher, mittlerer oder niederer Spannung über Elektrizitätsverteilernetze oder den Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Belieferung der Kunden selbst“[55]. Durch die Zunahme dezentraler Energieerzeugung müssen vor allem VNB zu einem „Steuermann“ des zukünftigen Netzes werden.[56] Die notwendige Erneuerung von Übertragungs- und Verteilungsnetzen ist eine sehr anspruchsvolle Aufgabe, da viele Akteure aus verschiedenen Industriebereichen daran beteiligt sind.[57]

Die eingeleitete Strukturänderung wird die Betriebsführung elektrischer Netze nicht nur allein von der Erzeugerseite regeln lassen, vielmehr wird nun auch die Verbrauchsseite in die Regelmaßnahmen mit einbezogen.[58] Die Verbrauchsseite lässt sich in Groß- und Haushaltskunden unterteilen.[59] Bei Großkunden (Gewerbe und Industrie) kommt die „registrierende Lastgangmessung“[60] mit Hilfe von elektronischen kommunikationsfähigen Zählern zum Einsatz, die dem Lieferanten täglich Messdaten zur Verfügung stellen. Bei Haushaltskunden fehlten kommunikationsfähige Zähler bisher gänzlich.[61] Daher wurde die jährliche Ablesung von Elektrizität und Gas vom Messstellenbetreiber bzw. Messdienstleister für Wasser und Wärme, vom Versorgungsunternehmen, Netzbetreiber oder Kunden durchgeführt.[62] Das EnWG machte die freie Wahl eines unabhängigen Dritten möglich und dadurch das Angebot von Zählern und dem „Messen“ unabhängig vom Netzbetreiber.[63] Messstellenbetreiber können in die Lage versetzt werden, Zähl-, Mess- und Abrechnungsdienstleistungen anzubieten sowie die Anlageninstallation und den Betrieb für Netzbetreiber und Lieferanten zu übernehmen.[64] Während im Großkundenbereich die Voraussetzungen bereits erfüllt sind, wird vor allem im Haushaltsbereich die bidirektionale Kommunikation zwischen Messstellenbetreiber und Smart Meter herausfordernd.[65]

„Energie ist heute noch zu billig, dass es die Masse interessieren würde.“[66] Im kommerziellen Bereich haben Industriekunden aufgrund potenzieller Kosteneinsparung Anreize ihren Stromverbrauch zu senken. Im privaten Bereich wird Energie immer noch als relativ günstiges Gut angesehen, da Fernsehanschlüsse oder Internetzugänge als kostspieliger angesehen werden.[67] Neben Verbrauchstransparenz und zeitabhängigen Tarifen müssen aber auch intelligente Anwendungen zur Verfügung gestellt werden, um die Nachfrage zu erhöhen.[68] Zur Erhöhung der Nachfrage sowie Einsparpotenzialen wird eine vermehrte Involvierung des Verbrauchers angestrebt, die Kunden sukzessive zum „Prosumer“, also gleichzeitig zum Produzenten und Konsumenten, werden lässt.[69]

Die wachsenden Anforderungen an die sich ändernde Infrastruktur durch mehr Ausrüstung, Betriebskosten und Dienstleistungen beeinflussen auch die technischen Schnittstellen wie auch die Schnittstellen der Wertschöpfungskette zwischen den Akteuren, in denen weitere Unternehmen, wie z. B. Netzausrüster, IT-Dienstleister, Zählerhersteller und Vertriebsgesellschaften, ebenfalls eine gewichtige Rolle einnehmen.[70] „Ziel von all diesen Aktivitäten ist, egal ob Smart Metering beim Kunden oder Smart Grid, die Energieeffizienz zu verbessern und auf die zukünftigen Veränderungen im Energienetz Einfluss zu nehmen.“[71]

2.3 Intelligente Technologien

Die Energiewirtschaft muss intelligente Technologien entwickeln.[72] Nachdem im vorigen Kapitel das Umfeld beschrieben wurde, wird sich in diesem Abschnitt auf die intelligenten Technologien Smart Metering sowie Smart Grid fokussiert. Allein hier sind unterschiedliche Begriffe wie „Sparzähler“, „Strom-Radar“ oder „E-Metering“ und noch einige weitere zu finden.[73] Es existieren weder einheitliche Definitionen, noch können die Begriffe eindeutig voneinander abgegrenzt werden.[74] Im amerikanischen Raum findet meist nur der Begriff Smart Grid Erwähnung wobei in Europa Smart Meter und Smart Metering vordergründig betrachtet werden. Im Folgenden werden die Begriffe näher erläutert.

2.3.1 Zeitgeist „Smart“

Der Begriff „smart“ wird heute in einer Vielzahl von Zusammenhängen und in schier unerschöpflich vielen Kombinationen verwendet. Wird sich der weltweit größten Such-maschinen bedient, erhält man 265 Mio.[75] bzw. 1, 29 Mrd.[76] Ergebnisse. Ein Sammel-surium an Smart Boards und Smart Cards, das Fahrzeug Smart, Smart Drugs und etliche weitere kommerzielle und nicht kommerzielle Anbieter treten zum Vorschein. Zum Vergleich: Das Wort „financial crisis“ ergibt lediglich 45 Mio.[77] bzw. 302 Mio.[78] Treffer in der Welt der Interneteinträge. Was also ist „smart“?

Das Oxford Advanced Learned Dictionary übersetzt „smart“ als „clever, schlau, intelligent“, fügt aber noch einen technischen Aspekt hinzu: „computer-controlled of a device, especially (...) to act in an intelligent way“[79]. In einem computerbezogenen Kontext nutzte erstmals in den späten Sechzigern der Harvard-Professor Gerard Salton die Abkürzung SMART für „Salton’s Magical Automatic Retriever of Text“. Dieser Algorithmus nahm erstmals auf Grundlage von Suchanfragen Auswertungen vor, um so die Ergebnisse zu verbessern. Seine Forschung gilt immer noch als die erste digitale Suchmaschine.[80] In der IT-Industrie machte sich 1999 eine Kooperation aus IBM, Western Digital, Compaq und SeaGate den Begriff zunutze. Um die Betriebssicherheit der neuesten Festplattengeneration weiter zu erhöhen etablierten sie einen gleichnamigen Standard dessen Akronym der Bezeichnung S.M.A.R.T für „Self-Monitoring, Analysis and Reporting Technology“ steht.[81] Auch der Medizinsektor wird durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung mit über 40 Mio. Euro mit dem Projekt „Smart Senior“ gefördert, in dem 29 Projektpartner aus Industrie und Forschung älteren Menschen die Möglichkeit für eine längere Selbstständigkeit und Gesundheit bieten möchten.[82] Die kürzlich erschienene Umweltstudie „Smart 2020“ der Global eSustainability Initiative sowie der Climate Group untersuchte den Einfluss und Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnologie zur Reduzierung der CO2-Ökonomie. Hier wird das Wort „smart“ verwendet für „standardise (S), monitor (M), accountability (A), rethink (R), and transformation (T)“, also für einen Prozess, der Linderung verschaffen soll.[83] In der vor Kurzem gestarteten Marketing-Offensive „Machen wir den Planeten ein bisschen smarter“, wirbt der IBM-Konzern in Fernsehen, Fachzeitschriften und Wochenzeitungen massiv für einen intelligenteren Planeten, auf dem durch die Vernetzung von Geschäftsprozessen und Gegenständen ein Netzwerk aus u.a. Handel, Verkehr, Medizin und Energie entstehen soll, das intelligent miteinander interagiert.[84]

Im Kontext von Smart Metering und Smart Grid sagte ein Interviewpartner, dass die Intelligenz des Systems in der Voraussagbarkeit liegt, also dass das reaktive System zu einem aktiven wird.[85]

Es wird deutlich, dass der Begriff „Smart“ in vielen Branchen und Lebensbereichen seine Anwendung findet. Gemeinsam ist den Anwendungsfeldern, dass sie durch zunehmende Vernetzung enger zusammen rücken und mehr „Intelligenz“ fordern. Resultat ist, das Eigenschaften, die mit „smart“ in Verbindung gesetzt werden in einem zunehmend intelligenteren und technologischeren Rahmen zutage treten.

2.3.2 Smart Metering

Der bis zu 40 Jahre alte traditionelle Stromzähler (Ferrari-Zähler) mit analogen Ziffern und rotierenden Scheiben mit einem roten Strich fristete bisher sein Dasein meist im Keller oder in der Garage von Privathaushalten.[86] Durch jährliche Auslesung der vorhandenen Zähler wird der Gesamtstromverbrauch im Abrechnungszeitraum auf Grundlage der letzten Rechnung ermittelt, dabei aber nicht der aktuelle individuelle Verlauf der Nachfrage erfasst. Diese bilanzielle Unschärfe bleibt kontinuierlich erhalten.[87] Dadurch erhalten Kunden in den Privathaushalten ihre Strom- oder Gasrechnung Monate nach dem eigentlichen Verbrauch.[88] Bisher ist der Zähler lediglich in der Lage, den Gesamtenergieverbrauch zu messen, ohne den genauen Zeitpunkt des Verbrauchs zu erfassen.[89] Das soll sich mit dem „ Smart Meter“ (intelligenter Stromzähler) ändern.

In Europa wird der Ausbau von Smart Meter mit dem Ziel des flächendeckenden Einsatzes vorangetrieben. Haben bereits Italien und Schweden eine flächendeckende Versorgung erreicht, befinden sich Irland, Großbritannien, Spanien, Frankreich, die Niederlande, Belgien, Dänemark, Norwegen, Finnland und Deutschland in der Einführungsphase.[90] In Deutschland ist es für Endverbraucher seit dem 01.10.2010 möglich die Zähler auf gesetzlicher Grundlage zu erhalten. Der bis 2015 geforderte flächendeckende Einsatz[91] ist ein ambitioniertes Ziel. Denn bei einer Marktdurchdringung von 50 Prozent in Deutschland bis zum Jahr 2015 würde die Anzahl intelligenter Zähler zwischen 20 bis 22 Mio. liegen, was einer Neuinstallation von ca. 3,5 Mio. neuen Zählern pro Jahr entsprechen würde. Summiert sind also mehr als 75 Mio. Zähler in den knapp 40 Mio. Haushalten in Deutschland im Einsatz. Dazu zählen knapp 44 Mio. Elektrizitätszähler, 13 Mio. Gaszähler, 18 Mio. Wasserzähler und 0,3 Mio. Wärmezähler[92] „(...) und wir reden, wenn wir über Sub Metering wie Heizung reden, über 200 Mio. Zähler “.[93] Das Messwesen wird so zu einem strategischen Feld.[94]

Durch den Einsatz von Smart Meter mit der Visualisierung der Stromverbräuche auf Displays sowie die Einführung zeitabhängiger Tarife sollen im Haushaltsbereich mittel- bis langfristige Einsparungen ermöglicht werden.[95] Die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie in Auftrag gegebene Studie „eEnergy“ ergab im Jahre 2006, dass Einsparungen von 9,5 TWh pro Jahr im Haushaltsbereich in Deutschland so möglich seien.[96] Tests ergaben, dass die Transparenz der Verbräuche und das dazu führende Kostenbewusstsein beim Kunden Verhaltensänderungen und somit Einsparungen von bis zu 10 Prozent ermöglichen.[97] A.T. Kearney konnte die Einsparpotenziale bestätigen, die eine jährliche Stromverbrauchssenkung von 6,7 bis 13,4 TWh zur Folge hätten. Dadurch ließe sich der CO2-Ausstoß um bis zu 7,9 Tonnen verringern. Zusätzlich führt die wachsende Bereitschaft der Kunden den Anbieter zu wechseln, zu einem steigenden marktseitigen Nachfragedruck.[98]

Durch die elektronische Übermittlung des Stromverbrauchs an den Stromanbieter und die zeitnahe Anzeige des Verbrauchs im Haus machen kommunikationsfähige Smart Meter die jährliche Ablesung überflüssig. So wird es z. B. möglich, zu erfahren, welches Gerät wie viel Strom verbraucht, um „Stromfresser“ zu identifizieren und den Kunden Verbrauchs- oder Einsparungsentscheidungen zu erleichtern.[99] Ziel ist es, die Preissensibilisierung des Verbrauchers, das Messen und Abrechnen zu automatisieren sowie zusätzlich als Schnittstelle für andere Funktionsbereiche wie etwa der Haus-Automation (Smart Home) und anderer Endverbrauchergeräte zu fungieren.[100] Voraussetzung hierfür ist, einen verlässlichen Informationstransfer zwischen Smart Metern, Netzbetreibern, Stromanbietern und den Konsumenten zu gewährleisten. Diese bidirektionale Kommunikation ist die Hauptaufgabe des Smart Metering.[101]

„Metering ist mehr als Meter“[102] erläuterte Herr Dr. Teufel. Das Metering besteht für ihn aus dem Smart Meter selbst und ist das „ (...) elektrische Erfassen von Zählerwerten, Auslesen und zeitgerechter Abrechnung durch den Versorger“.[103] Neben dem Smart Meter besteht das Smart Metering aus einer Kommunikationsinfrastruktur, welche Messwerte an zentrale IT-Systeme übermittelt, und IT-Systemen selbst (Back-End-Systeme), die die Messwerte den Marktparteien zugänglich machen.[104]

Bidirektional kommunizierende Smart Metering Lösungen werden hierfür als Schnittstelle beim Kunden eingesetzt. Realisiert wird es u.a. durch das „Advanced Metering Management“ (AMM) und die für die Haus-Automation erweiterte „Advanced Metering Infrastructure“ (AMI).[105] Das AMM kann den Energieverbrauch und den Zeitpunkt des Konsums mit Hilfe des elektronischen Zählers erfassen. Die Daten werden direkt an ein zentrales Erfassungsgerät und von dort aus an unterschiedliche Back-End-Systeme gesendet (z. B. Abrechnung und Customer Relationship Management).[106] Die AMI stellt die Infrastruktur dar, die die Installation und die Prozesse von elektrischer Auslesung und Kommunikation von Smart Metern zum Senden und Empfangen von Daten regelt.[107] Der Smart Meter misst Daten in weitaus häufigeren Intervallen als der gängige Ferarri-Zähler. Wird durch den Ferrari-Zähler z. B. einmal alle drei Monate der Energieverbrauch gemessen, so vervielfacht sich der Messvorgang des elektronischen Zählers auf ungefähr 8600 Messungen im gleichen Zeitraum bei einer täglichen Auslesung in 15-Minutenintervallen. Die Datenübertragung muss nicht alle 15 Minuten erfolgen, sondern kann für eine gewisse Zeit im Zähler zwischengespeichert und in größeren Intervallen nach außen weitergeleitet werden. Dadurch könnte die Datenübertragungsrate reduziert werden.[108] Drei Experten sagten explizit, dass ein Smart Meter beim Kunden für die Datenauslesung nicht zwingend erforderlich ist.

Um die Transparenz der Datenfülle der in kurzen Intervallen erfassten Stromverbräuche zu gewährleisten, ist die Frage der Datenübertragung untrennbar mit dem „intelligenten“ Stromzähler verknüpft. Abhängig von der Systemauslegung werden die Daten direkt zur zentralen Auswertstelle übertragen oder zweistufig zuerst zu einem Datenkonzentrator einer lokalen Trafostation und von dort über ein Datennetzwerk zu einer Datenzentrale. Datenkonzentratoren sammeln die von den Zählern sekundengenau erfassten Verbrauchsdaten, überwachen das Netz, leiten Informationen an die Leistelle weiter und dienen zur Rechnungserstellung. Darüber hinaus bieten sie die Möglichkeit Gas-, Wasser- und Fernwärmezähler einzubinden.[109] Prinzipiell stehen der Datenübertragung außerhalb und innerhalb des Hauses leitungsgebundene[110] oder drahtlose[111] Kommunikationswege zur Verfügung. Für den Zähler selbst ist es unerheblich, welche Übertragungsart genutzt wird, entscheidend ist die Infrastruktur des Datenübertragungssystems.[112] Das Smart Metering mit der verwendeten IKT und den Geräten, die in die AMI eingebunden sind, bilden Schlüsselkomponenten und somit notwendige Grundlagen für Smart-Grid-Technologien.[113]

Im Folgenden soll unter dem Smart Metering die elektronische Fernauslesung des Stromverbrauchs durch bidirektionale kommunikationsfähige Zähler (Smart Meter) verstanden werden. Auf der Nachfragerseite sollen durch die Smart Meter kontinuierlich Daten visualisiert werden, um Verbrauchs- und Kostentransparenz zu schaffen. Auf der Anbieterseite hilft die zeitnahe Analyse der Verbrauchsdaten Lastspitzen zu kennzeichnen und Dienste, wie z. B. lastvariable Tarife, zu gewährleisten.

2.3.3 Smart Grid

Gegenwärtig sind Netze dafür ausgelegt, Stromfluss in eine Richtung[114] zu gewährleisten. Der Fokus lag bisher auf Großkraftwerken von Primärenergien, wie fossile Brennstoffe, Kernenergie, Wasser oder Gas. Wird nun z. B. durch die Einspeisung von dezentralen Erzeugern mehr Energie im lokalen Netz eingespeist als verbraucht, können Lastflussänderungen (von Hoch- zu Niederspannungsnetzen und umgekehrt) erheblich die Systemstabilität beeinträchtigen. Die zentralisierte Struktur des heutigen Netzes kann zunehmende dezentrale Stromerzeugung nicht ohne Weiteres bewältigen.[115] Veränderungen der Geschäftsmodelle und Beziehungen zwischen Akteuren und Technologien werden das Netz zusätzlich beeinflussen.[116]

„Der Bereich Kommunikationstechnik und IT wird zunehmen, in der Relevanz und in der Verbreitung.“[117] In Europa wird diese Änderung nach Expertenschätzung in den nächsten acht Jahren ca. € 4 Mrd. allein für Ausrüstung, Betriebskosten und Dienstleistungen kosten.[118] Die aktive Überwachung und Steuerung von zeitnahen Angebots- und Nachfrageschwankungen bidirektionaler Strom- und Informationsflüsse sollen durch ein intelligentes Stromnetz der Zukunft – dem „Smart Grid“ – geregelt werden.[119]

Das Smart Grid lässt sich in seiner Begriffsbestimmung nicht eindeutig von dem Smart Metering trennen, da auch hier keine einheitliche Definition existiert und die Übergänge fließend sind.[120] Smart Meter bzw. Smart Metering bilden die Voraussetzung für die systemweite Einführung kommunikationsfähiger Komponenten, die für ein Smart Grid notwendig sind.[121] 14 der 18 interviewten Experten schlossen sich diesem Urteil an.

Eine umfassende Definition des Smart Grid lieferte der Physiker Herr Steinling: „Ein intelligentes Energieversorgungssystem umfasst die Vernetzung und Steuerung von intelligenten Erzeugern, Speichern, Verbrauchern und Netzbetriebsmitteln, (...), in den Energieübertragungs- und Verteilnetzen mit Hilfe von Informations- und Kommunikationstechnologie.“[122] Der Economist subsumiert unter dem Smart Grid einen Zusammenschluss aller Informationstechnologien und ein Kommunikationsnetzwerk (AMI, Datenmanagement und Home Area Network) zur Vermeidung von Systeminstabilitäten zur Generierung von Energieeinsparungen und der Integration grüner Technologien.[123] Das Fachmagazin research eu beschreibt das Smart Grid als „intelligentes Netz“, das mit Hilfe von digitalen Techniken Stromlieferungen rentabler und effizienter macht und Energieflüsse in beide Richtungen ermöglicht, um den Anforderungen erneuerbarer Energien gewachsen zu sein.[124] Das gewonnene Potenzial unterstützt es Netzschwankungen, die mit der Zunahme dezentraler Erzeuger entstehen, auszugleichen.[125] Dadurch kann der CO2-Ausstoß verringert und die Zuverlässigkeit der Netze erhöht werden.[126]

Anforderungen und Aufgaben werden neben der Einspeisung regenerativer Energien, wie Sonne-, Wind- und Wasserenergie, auch die Anbindung von Wärmepumpen, Blockheizkraftwerken oder Elektroautos sein. Auch der Endverbraucher wird die dezentrale Energieerzeugung mit Wärme- bzw. Kältespeichern, Elektroautos oder an das Haus angebrachten Photovoltaikanlagen beeinflussen und in das Netz einspeisen.[127] Diese Prosumer (Produzent & Konsument) können dann via Web-Portal oder Smart Meter ihre Verbrauchsdaten an den Versorger weiterleiten und somit Kostensenkungspotenziale generieren oder Energie mit Verkaufserlösen wieder an das System zurückgeben.[128] Die zunehmende dezentrale Energieeinspeisung, besonders die unstetigen erneuerbaren Energien, erhöhen die Dynamik, in der flexible, intelligente Verbraucher Lastflüsse in Teilnetze umkehren. Um die Versorgungsqualität zu gewährleisten, fördert die EU Entwicklungen für eine übergreifende Vernetzung mit sogenannten „virtuellen Kraftwerken“.[129] Ab dem Jahr 2015 soll die Vernetzung von Lasten dezentraler Erzeuger durch die Einführung eines dezentralen Energiemanagementsystems möglich werden.[130]

Mit Hilfe von Sensoren auf Stromleitungen und den Smart Metern beim End-verbraucher stellen Energieversorger Informationen zur Verfügung mit deren Hilfe Lastausgleiche vorgenommen werden können. Dieser Prozess ist vergleichbar mit dem Internet, welches Datenpakete umleitet, wenn der Datentransport Unregelmäßigkeiten aufweist.[131] Das Smart Grid soll im Hintergrund agieren und die Konzepte und Technologien, die das Internet möglich macht, mit den Energieversorgern und dem Stromnetz verbinden.[132] Die Studie „Internet der Energie“ kam zu dem Ergebnis, dass „ein wesentlicher Erfolgsfaktor für ein zukunftsfähiges Energiesystem eine einheitliche Informations- und Kommunikationsinfrastruktur auf Basis des Internets (...)“[133] ist. Spätestens bis zum Jahre 2019 soll die Versorgungs-sicherheit Europas nicht mehr ohne IKT-Infrastruktur gewährleistet werden können.[134] Datenmanagement und AMI stellen IKT-seitig auch hier ein sehr wichtiges Element dar. Vor allem die AMI bildet ein Kernelement des Smart Grid.[135] Um eine wirtschaftliche Kommunikation zwischen Zählerfernauslesung und Smart Metern zu gewährleisten, ist eine konsequente Standardisierung unabdingbar. Fehlende Standards erhöhen das Risiko von Fehlinvestitionen, da Geräte zukünftiger Generationen möglicherweise nicht integriert werden können.[136] Der Erfolg wird u.a. davon abhängig sein, wie stark eine effektive Steuerung in intelligenten Häusern den Endverbraucher anziehen wird.[137] Angebunden in einem intelligenten, vernetztem Haus (Smart Home) und Teil des “Home Area Network” (HAN) kann es z. B. mittels Preissignalen, die Gerätesteuerung übernehmen und die Verbrauchergewohnheiten erlernen.[138] Konsumentensensibilisierung durch Visualisierungen sowie die Reaktion auf Preissignale oder automatisiertes Lastmanagement ließen z. B. die Benutzung von Geräten mit hohem Energieverbrauch, wie die Waschmaschine, in Zeiten verlagern, in denen der Strompreis besonders niedrig ist.[139] So würden die Haushalte die Möglichkeit erhalten ihren Stromverbrauch zu Spitzenzeiten zu mindern, indem das Smart Grid bzw. der Versorger durch Fernsteuerung automatisch Anpassungen an den jeweiligen Strombedarf vornimmt oder der Verbraucher durch Preissignale selbstständig Geräte an- und ausschaltet.[140] Diese Möglichkeit zur verbraucherseitigen Lastflusssteuerung wird als „Demand Side Management“ oder „Demand Response“ bezeichnet und in den E-Energy-Projekten erforscht.[141] Die Automatisierung eines „selbstheilenden“ Smart Grids kann Stromausfälle mindern sowie die System- und Versorgungssicherheit erhöhen.[142] Durch gestiegene Transparenz mit zeitnahen Abrechnungen und dem Angebot flexibler Tarife erhalten Energielieferanten die Möglichkeit, neue Tarif- und Geschäftsmodelle, Kundenbindungsinstrumente sowie zusätzliche Vertriebspotenziale zu entwickeln.[143] Die Verschiebung des Verbrauchs zu Tages- und Nachtzeiten kann die Margen von EVUs erhöhen und zur Reduzierung der Endkundenpreise führen.[144] Folgende Abbildung zeigt ein beispielhaftes Smart Grid:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Die Smart-Grid-Vision[145]

Heute ist noch niemand in der Lage, zu äußern, was Technologien eines zukünftigen Smart Grid sein werden. Jedoch soll die gesamte Wertschöpfungskette von Erzeugung, Speicherung und Verteilung von Energieressourcen durch das Smart Grid unterstützt werden und so zur Verbesserung von Versorgungssicherheit, kosteneffizienten Prozessen und Wartungsanfälligkeit beitragen.[146]

Das Smart Grid soll für den Fortgang der Arbeit als intelligentes Energieversorgungssystem verstanden werden, das die Steuerung, Vernetzung und Integration von dezentralen Erzeugungsstrukturen, Speichern und Verbrauchern mit Hilfe von IKT ermöglicht. Ziel ist es auf Grundlage transparenter, energie- und kosteneffizienter Betriebsführung die Optimierung entlang der gesamten Wertschöpfungskette für eine umweltverträgliche Energieversorgung sicherzustellen.

3 Szenarioanalyse als Untersuchungsmethode

„Lebe in der Gegenwart, lerne aus der Vergangenheit, plane die Zukunft.“[147]

Ziel der vorliegenden Arbeit ist die Analyse des Einflusses von Smart Metering (bezieht Smart Meter mit ein) und Smart Grid auf die deutsche Energiewirtschaft im Jahre 2025. Die etablierteste Methode für die Bearbeitung solcher Fragestellungen besteht in der Szenarioanalyse.[148] Diese soll auch in dieser Arbeit zur Anwendung kommen. Abbildung 4 stellt die hier gewählte Vorgehensweise der Szenarioanalyse bereits überblicksartig dar. Nachfolgend wird auf die einzelnen Aspekte näher eingegangen.

[...]


[1] Focus MediaLine (2009), S. 30.

[2] Vgl. Neves et al. (2008), S. 13.

[3] Vgl. Stern (2007), S. 3.

[4] Vgl. Bölke (2008), S. 63.

[5] Vgl. Beard (2008), S. 8.

[6] Vgl. Europäische Union (2009), Stand: 13.12.2009.

[7] Vgl. Bozem (2007), S. 15f.

[8] Petermann (2008), S. 7.

[9] Vgl. McKinsey & Company (2009a ), Stand: 23.04.2009.

[10] Vgl. SmartGridNews (2009), Stand: 23.06.2009.

[11] Vgl. Müller-Jung (2009), Stand: 05.07.2009.

[12] Eigene Berechnung; die Europäische Kommission geht von einem nötigen Investitions-

volumen in Europa von € 500 Mrd. im Zeitraum von 2003 bis 2030 aus.

[13] Vgl. Europäische Kommission (2006), S. 12.

[14] Vgl. Economist (2009), S. 69.

[15] Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2009), S. 1−3, Eberspächer (2009), S. 1.

[16] Basierend auf Googletrends (2010); Suchbegriff: „Smart Meter“, „Smart Metering“ und „Smart Grid“, Stand: 10.01.2010.

[17] Vgl. Bardt (2005), S. 4, Block et al. (2008), S. 4.

[18] Vgl. Mietzner / Reger (2007), S. 143.

[19] Vgl. Bourgeois (1980), S. 25−39, Daft et al. (1988), S. 124, Dill (1958), S. 409−443.

[20] Interview mit Alfred König (2009), Diplom-Ingenieur und Unternehmensberater einer der größten global agierenden Konzerne in der IT-Branche.

[21] Vgl. Europäische Kommission (2008), S. 2.

[22] Unter anderem Wasserkraft, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie und Energie aus Biomasse.

[23] Vgl. Bundesanzeiger (2008a), S. 2075.

[24] Vgl. Krassuski et al. (2009), S. 12.

[25] Vgl. Europäische Union (2003), S. 32.

[26] Vgl. Capgemini Consulting (2008), S. 1.

[27] Adis et al. (2008), S. 70.

[28] Vgl. Bardt (2005), S. 4, Nietsch et al. (2000), S. 59.

[29] Vgl. Bundesnetzagentur (2008), Stand: 23.11.2009.

[30] Vgl. Böwing (1998), S. 21.

[31] Vgl. Block et al. (2008), S. 8.

[32] Vgl. Höfermann-Kiefer / Nicolai (2003), S. 1, Meister / Nicolai (2007), S. 1.

[33] Vgl. Block et al. (2008), S. 8, Kurth (2009), S. 10f., Zayer (2009), S. 4 .

[34] Eine Übersicht über einflussnehmende Gesetze befindet sich im Anhang.

[35] Basierend auf Bundesanzeiger (2008b), S. 2008f., Bundesministerium der Justiz (2005), S. 23 und 34.

[36] Vgl. Bundesanzeiger (2008c), S. 1790.

[37] Vgl. Kurth (2009), S. 6.

[38] Vgl. Interview mit Katrin Manus (2009), Referentin für juristische Fragen von Smart Metering.

[39] Interview mit Alexander Abend (2009), Geschäftsführer einer Vertriebsgesellschaft.

[40] Vgl. Booz-Allen & Hamiltion (2001), S. 14.

[41] Vgl. Nietsch et al. (2000), S. 59.

[42] Vgl. Schneider (2009), S. 35.

[43] Vgl. Zayer (2009), S. 8.

[44] Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (2009), S. 33, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie / Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2006), S. 36.

[45] Vgl. E.ON-Netz (2009), Stand: 12.12.2009.

[46] Vgl. Höfermann-Kiefer / Wenzel (2009), S. 38.

[47] Eigene Darstellung basierend auf Dollen et al. (2009), S. 23f., Hensing et al. (1998), S. 137, Kück (2009), S. 95.

[48] Nach § 3 Nr. 18 EnWG sind Energieversorgungsunternehmen ( EVU) „natürliche oder juristische Personen, die Energie an andere liefern, ein Energieversorgungsnetz betreiben oder an einem Energieversorgungsnetz als Eigentümer Verfügungsbefugnis besitzen“.

[49] Vgl. Hensing et al. (1998), S. 137.

[50] Vgl. Witzki (2009), Stand: 30.05.2009.

[51] Vgl. Hensing et al. (1998), S. 111.

[52] In Deutschland zählen drei Unternehmen zu den ÜNB und ca. 900 zu den VNB.

[53] Bundesministerium für Justiz (2005), S. 9.

[54] Vgl. Dollen et al. (2009), S. 36f.

[55] Bundesministerium für Justiz (2005), S. 9.

[56] Vgl. Kurth (2009), S. 6.

[57] Vgl. Shifflette (2009), S. 25.

[58] Vgl. Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (2009), S. 2.

[59] Vgl. Hensing et al. (1998), S. 141−144.

[60] Das aufwendige Messverfahren besteht aus einer ¼-stündlichen Aufzeichnung des Stromverbrauchs bzw. eine stündlichen des Gasverbrauchs und eine elektronischen Zählerfernauslesung. Großkunden beziehen Energie oberhalb der Lastgrenze (100000 kWh/a).

[61] Vgl. Block et al. (2008), S. 18f., Kurth (2009), S. 4.

[62] Vgl. Block et al. (2008), S. 18, Bundesministerium für Justiz (2005), S. 8.

[63] Vgl. Bundesanzeiger (2008c), S. 1790, Bundesministerium für Justiz (2005), S. 8.

[64] Vgl. Laskowski (2009), S. 56.

[65] Vgl. Block et al. (2008), S. 19.

[66] Interview mit Klaus Zimt (2009), Berater eines Zählerherstellers.

[67] Vgl. Houseman / Shargal (2007), S. 5.

[68] Vgl. Beard (2008), S. 22, Zayer (2009), S. 19.

[69] Vgl. Shifflette, (2009), S. 25.

[70] Vgl. Dollen et al. (2009), S. 22−30, Beard (2008), S. 25−30, Haag et al. (2008), S. 4, Shifflette (2009), S. 25.

[71] Interview mit Thomas Sieger (2009), Projektleiter Smart Metering eines Forschungsinstituts.

[72] Vgl. Beard (2008), S. 31.

[73] Vgl. Virnich (2009), S. 48.

[74] Vgl. Beard (2008), S. 10.

[75] Google (2009), Suchbegriff: „smart“, Stand: 13.11.2009.

[76] Yahoo! (2009), Suchbegriff: „smart“, Stand: 13.11.2009.

[77] Google (2009), Suchbegriff: „financial crisis“, Stand: 13.11.2009.

[78] Yahoo! (2009), Suchbegriff: „financial crisis“, Stand: 13.11.2009.

[79] Oxford Press (2005), S. 1442f.

[80] Vgl. Battelle (2006), S. 33.

[81] Vgl. SeaGate Technology (1999), S. 1f.

[82] Vgl. BMBF (2009), Stand: 23.08.2009, Siemens (2009), Stand: 23.08.2009.

[83] Vgl. Neves et al. (2008), S. 11.

[84] Vgl. IBM (2009b), Stand: 12.12.2009.

[85] Vgl. Interview mit Alexander Abend (2009), Geschäftsführer einer Vertriebsgesellschaft.

[86] Vgl. Beard (2008), S. 9, Kurth (2009), S. 7, Voss (2009), Stand: 13.09.2009.

[87] Vgl. Beard (2008), S. 23.

[88] Vgl. Beard (2008), S. 5.

[89] Vgl. Capgemini Consulting (2008), S. 2, Müller (2008), S. 63.

[90] Vgl. Oberländer (2009), Stand: 02.10.2009.

[91] Vgl. Kurth (2009), S. 6.

[92] Vgl. Haag et al. (2008), S. 6, Kurth (2009), S.7.

[93] Interview mit Alfred König (2009), Diplom-Ingenieur und Unternehmensberater einer der größten global agierenden Konzerne in der IT-Branche.

[94] Vgl. Kurth (2009), S. 12.

[95] Vgl. Kurth (2009), S. 5.

[96] Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2006), S. 1.

[97] Vgl. Schmidt / Bittner (2008), Stand: 21.10.2009.

[98] Vgl. Haag et al. (2008), S. 2.

[99] Vgl. Adis et al. (2008), S. 44, Donath (2009), S. 4, Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (2009), S. 1.

[100] Vgl. Kurth (2009), S. 5, Galvin Electricity Initiative (2007), Stand: 12.11.2009.

[101] Vgl. Economist (2009), S. 70, Capgemini Consulting (2008), S. 2.

[102] Interview mit Herrn Dr. Teufel (2009), Ingenieur im Innovationsmanagment.

[103] Interview mit Herrn Dr. Teufel (2009), Ingenieur im Innovationsmanagment.

[104] Vgl. Zayer (2009), S. 11.

[105] Vgl. Haag et al. (2008), S. 3.

[106] Vgl. IBM (2009a), Stand 13.11.2009.

[107] Vgl. Houseman / Shargal (2007), S. 14.

[108] Vgl. Virnich (2009), S. 50.

[109] Vgl. Müller (2008), S. 64f.

[110] Z. B. Digital Subscriber Line (DSL) oder die Datenübertragung über das Stromnetz durch Powerline Communication/Carrier (PLC).

[111] Z.B. Wireless Local Area Network (WLAN) oder General Packet Radio Service (GPRS).

[112] Vgl. Beard (2008), S. 19f., Economist (2009), S. 70, Virnich (2009), S. 49f.

[113] Vgl. Beard (2008), S. 31, Stuntz et al. (2008), S. 6.

[114] Strom fließt von Generatoren zu Lastsenken (Stromentnahmestellen im Netz).

[115] Vgl. Kurth (2009), S. 3, Hensing et al. (1998), S. 111, Shifflette (2009), S. 24.

[116] Vgl. Department of Energy (2009), S. 9f.

[117] Interview mit Norbert Netz (2009), Ingenieur im Bereich „Neue Technologien“.

[118] Vgl. Shifflette (2009), S. 25.

[119] Vgl. Beard (2008), S. 31, Dollen et al. (2009), S. 6, Houseman / Shargal (2007), S. 7, Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (2009), S. 1.

[120] Vgl. Department of Energy (2009), S. 14, Stuntz et al. (2008), S. 1.

[121] Vgl. Müller (2008), S. 63, Stuntz et al. (2008), S. 6, Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (2009), S. 1.

[122] Interview mit Dieter Steinling (2009), Systemarchitekt einer Preisträger-Modellstadt der E-Energy-Projekte.

[123] Vgl. Economist (2009), S. 69−71.

[124] Vgl. Shifflette (2009), S. 24.

[125] Vgl. Müller (2008), S. 63f.

[126] Vgl. Shifflette (2009), S. 24.

[127] Vgl. Zentralverband Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (2009), S. 1.

[128] Vgl. Shifflette, (2009), S. 25.

[129] Vgl. Block et al. (2008), S. 13, Haag et al. (2008), S. 3.

[130] Vgl. Block et al. (2008), S. 27.

[131] Vgl. Economist (2009), S. 69.

[132] Vgl. Department of Energy (2009), S. 11.

[133] Block et al. (2008), S. 5.

[134] Vgl. Adis et al. (2009), S. 22.

[135] Vgl. Economist (2009), S. 70.

[136] Vgl. Haag et al. (2008), S. 5, Zayer (2009), S. 27.

[137] Vgl. Department of Energy (2009), S. 15.

[138] Vgl. Department of Energy (2009), S. 11, Economist (2009), S. 71.

[139] Vgl. Economist (2009), S. 69, Stuntz et al (2008), S. 1f.

[140] Vgl. Cap Gemini Consulting (2008), S. 1, Shifflette (2009), S. 24.

[141] Vgl.Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2009), S. 37.

[142] Vgl. Stuntz et al (2008), S. 7.

[143] Vgl. Haag et al. (2008), S. 3, Zayer (2009), S. 13.

[144] Vgl. Beard (2008), S. 30, Haag et al. (2008), S. 4.

[145] Eigene Darstellung basierend auf Europäische Kommission (2006), S. 18−21, Lang (2009), S. 1, Scott (2009), S. 17.

[146] Vgl. Houseman / Shargal (2007), S. 6.

[147] Johnson (2003), S. 82.

[148] Vgl. Brunner (1986), S. 25, Meyer-Schönherr (1992), S. 13 und S. 57.

Details

Seiten
114
Jahr
2010
ISBN (eBook)
9783640903160
ISBN (Buch)
9783640903344
Dateigröße
14 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v171111
Institution / Hochschule
Technische Universität Berlin
Note
Schlagworte
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Titel: Smart Metering und Smart Grid im Jahre 2025