ZAHLEN & FAKTEN

Um das Ziel von Erneuerbare Energien am Stromverbrauch bis 2030 zu erreichen, werden laut BDEW jährlich 65 % 3,7 Gigawatt zusätzliche Leistung durch Windenergie an Land benötigt. Im Jahr 2019 sind nicht einmal 0,9 Gigawatt Leistung hinzugekommen. www.bdew.de

H2

Grafik: freepik

Laut der Stadtwerkestudie 2020 von Ernst & Young und BDEW sehen der Stadtwerke gute Chancen, neue Geschäftsfelder in der Wohnungswirtschaft zu erschließen. 85 % Besonders hoch bewertet: Energielieferung, Energiedienstleistungen und Smart Metering. www.ey.com/de

Laut einer forsa-Umfrage im Auftrag von CosmosDirekt glaubt fast 1/3 der Autofahrer, dass in zehn Jahren mehrheitlich HybridFahrzeuge unterwegs sein werden. glauben, dass sich Wasserstoffantriebe durchsetzen. www.cosmosdirekt.de 19 %

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ES BLEIBT

SPORTLICH

Der Smart Meter-Rollout ist nach Jahren der Vorbereitung endlich gestartet. Das wohl größte öffentliche Digitalisierungsprojekt in Deutschland soll nun in die Fläche gehen. Erste Erfahrungen zeigen: Es ist noch einiges zu tun

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Journalisten lieben Bilder und was läge näher, als den Smart Meter-Rollout mit einer sportlichen Herausforderung zu vergleichen? Ein MountainbikeMarathon käme der Wahrheit vielleicht am nächsten … Ein wenig hinkt der Vergleich wohl, wenn man bedenkt, dass die Veranstaltung faktisch schon vor 14 Jahren in der EU-Richtlinie 2006/32/EG angekündigt wurde. Weitere zehn Jahre vergingen mit der Definition des Austragungsorts, der Teilnehmer und der genauen Modalitäten, die final 2016 im Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende festgelegt wurden. Es folgten vier Jahre, in denen die Regeln für die Qualifikation und Durchführung sowie die Anforderungen an die Wettkampfausstattung definiert wurden. Parallel absolvierten alle Beteiligten intensive Trainingseinheiten und in Teildisziplinen – Einbau der modernen Messeinrichtungen – begann die Austragung.

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Ob irgendwann ein einzelner „Sieger“ ermittelt werden kann, muss man sich ebenfalls fragen, denn eigentlich sollen ja langfristig alle gewinnen. Aber sei’s drum: Ende 2019 wurde das dritte Smart Meter-Gateway zertifiziert, knapp zwei Monate später fiel – um im Bild zu bleiben – mit der Markterklärung der Startschuss für den Rollout der intelligenten Messsysteme. Als sich die Athleten gerade bereit machten, kam Corona mit allen Einschränkungen für die internen Abläufe und den Kontakt zum Kunden. Doch inzwischen laufen sie …

BESTENS VORBEREITET Im Rückblick auf die vergangenen Jahre zeigt sich, dass alle Beteiligten, also: Messstellenbetreiber, Technologieanbieter und Dienstleister, die Vorbereitungszeit gut genutzt haben. Das gilt nicht nur für die Erprobung

und Weiterentwicklung der vorgeschriebenen Technologien und Prozesse, die ja zudem lange nicht klar definiert waren oder sogar zwischendurch modifiziert wurden. Zudem wurde die Zeit genutzt, um den Smart Meter-Rollout weiterzudenken. Wirklich alle Versorgungsunternehmen haben in den vergangenen Jahren erkannt, dass das intelligente Messsystem mehr kann, als einmal pro Jahr den Stromverbrauch vom Kunden zum Versorger zu übertragen. Als hochsichere Kommunikationsschnittstelle ist es die Schlüsseltechnologie für sämtliche datenbasierten Geschäfts- und Netzprozesse der Versorgungswirtschaft. Solche Prozesse zu entwickeln und umzusetzen, ist mittelfristig alternativlos – auch diese Erkenntnis hat sich in der Branche inzwischen durchgesetzt.

Die Technologien stehen bereit, denn die Anbieter aus dem SmartMetering- und IoT-Umfeld haben gemeinsam mit Wissenschaft und Forschung sowie zahlreichen innovativen Stadtwerken, Netz- und Messstellenbetreibern die Zeit genutzt, um die Voraussetzungen für die digitale Transformation der Energieversorgung zu schaffen. Heute kann das intelligente Messsystem als Plattform für Anwendungen genutzt werden, die sich vermutlich vor wenigen Jahren noch niemand hätte vorstellen können.

RÜCKENWIND AUS DER POLITIK? Es steht zu hoffen, dass Politik und Administration diesen Schwung aufnehmen und verstärken. In der Tat liest sich der Beschluss des Bundesrats vom 03.07.2020 wie eine veritable Lobeshymne auf das intelligente Messsystem. Gleichzeitig empfiehlt die Länderkammer ausdrücklich, „die Richtlinie 2019/944/EU möglichst rasch in nationales Recht umzusetzen“ und mahnt an, die technischen Voraussetzungen für die tarifabhängige Steuerung energieintensiver Verbrauchsstellen zu schaffen. Hierzu gehören beispielsweise eine sichere Steuereinrichtung zum Anschluss an das Smart Meter-Gateway, Weiterentwicklungen der Steuerungsfunktion der Smart Meter-Gateways sowie eine praxistaugliche Kommunikationsplattform zur Nutzung, Messung und Abrechnung von dynamischen Stromtarifen. Insbesondere fordert der Bundesrat, dass eine Beschleunigung der Versorgung mit intelligenten Messsystemen … dringend geboten ist.“ (Drucksache 286/20). Ob dies tatsächlich eine Empfehlung für einen „Full-Rollout“ ist, wie manche vermuten, mag dahingestellt sein – erfreulich ist der Vorstoß allemal. Letzten Endes werden aber die Erfahrungen in der Praxis entscheiden, wie lange es dauert, bis das intelligente Messsystem tatsächlich an jedem Anschluss verfügbar ist.

VOM LABOR IN DIE PRAXIS Der baden-württembergische Netzbetreiber Netze BW versteht sich als Pionier bei der Digitalisierung des Messwesens und hat die relevanten Prozesse rund um das intelligente Messsystem seit 2014 intensiv erprobt – zuletzt in einem großen Praxistest mit rund 1.500 intelligenten Messsysteme in Kommunen und bei Privatkunden. Diese Erfahrungen sollen nicht nur auf die eigenen Prozesse einzahlen, sondern auch auf das Dienstleistungsgeschäft für andere Stadtwerke und Messstellenbetreiber.

Aus der Markterklärung ergibt sich für die EnBW-Tochter nun die konkrete Verpflichtung, bis 2032 über eine halbe Million Stromzähler umzustellen. Mit der Umsetzung der insgesamt über 1.000 Pflichteinbaufälle für 2020 wurde bereits im März begonnen, zunächst mit den Geräten zweier Hersteller. Wie Arkadius Jarek, Leiter des Messstellenbetriebs berichtet, wurden bereits rund 400 Einbauten erfolgreich durchgeführt. „Rund die Hälfte davon sind Pflichteinbauten, die anderen 200 sind Anschlussnehmer, die freiwillig ein intelligentes Messsystem installieren lassen.“ Vor allem handelt es sich dabei um Städte und Gemeinden, die künftig ein kommunales Energiemanagement nutzen wollen. Aus den ersten Erfahrungswerten ergibt sich ein heterogenes Bild.

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26. November 2020

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„Bis die Basis-Infrastruktur reibungslos läuft, gibt es noch eine Menge zu schrauben“

Arkadius Jarek, Leiter Messstellenbetrieb Netze BW

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Die Montageprozesse einschließlich der sicheren Lieferkette laufen reibungslos. Alle installierten Geräte sind End-to-End in die Systeme der Netze BW integriert, in der Marktkommunikation angemeldet und „prinzipiell funktioniert die Übertragung von Messwerten im 15-Minuten-Takt“, so Arkadius Jarek. Aber das ist nur der erfreuliche Teil der Wahrheit.

MOMENTAN NOCH KEINE MASSENTAUGLICHKEIT DER SYSTEME Tatsächlich „rumpelt“ es beim Rollout noch an vielen Stellen: „Die Systeme sind noch nicht massentauglich“, konstatiert Jarek – das zuständige technische Team habe aktuell alle Hände voll zu tun, Störmeldungen entgegenzunehmen und zu bearbeiten. Teilweise handele es sich hierbei um Kleinigkeiten, die remote behoben werden können, an manchen Stellen zeigen sich aber auch grundsätzliche Probleme.

„Die Kommunikation per Mobilfunk erweist sich in der Praxis als echtes Problem“, berichtet der Leiter Messstellenbetrieb, denn die Datenübertragung erweise sich in der Summe als ausgesprochen instabil und unberechenbar. „Unsere Monteure messen natürlich die Mobilfunkabdeckung, aber trotz perfekter Werte beim Einbau kann es sein, dass die Verbindung drei Tage später nicht klappt.“ Ab Herbst will die Netze BW daher zusätzlich auch Powerline-Kommunikation für die intelligenten Messsysteme nutzen, sehr gerne würde man die Daten auch über ein 450MHz-Netz übertragen. „Unsere Feldtests haben hier eine sehr gute Durchdringung in die Keller gezeigt“, berichtet Jarek.

Auch zeige sich, dass sich die Smart Meter-Gateways verschiedener Hersteller durchaus unterschiedlich verhalten – beispielsweise, was die interne Verarbeitung der Messwerte in den Tarifanwendungsfällen (TAFs) betrifft. Für eine ordnungsgemäße Abrechnung muss die Netze BW dementsprechend Anpassungen in den eigenen Systemen vornehmen. Hier, so Arkadius Jarek, sei deutlich mehr Standardisierung sinnvoll. Zudem bemängelt der Leiter Messstellenbetrieb die Prozesse rund um die Rezertifizierung der Smart Meter-Gateways, die weder die Hersteller noch den Anwender wirklich zufrieden stellten. „Jede kleinste Änderung, die sich aus den Erfahrungen und Anforderungen im Praxisbetrieb ergibt, muss rezertifiziert werden“, erläutert Arkadius Jarek. Technisch sei das meiste für die Hersteller kein Problem, allerdings sei mit der Rezertifizierung auch ein erheblicher Dokumentations- und Kostenaufwand verbunden. Um diesen zu minimieren, sammelten die Hersteller in der Konsequenz die Änderungswünsche der Kunden. „Das ist betriebswirtschaftlich absolut verständlich, führt aber im Feld natürlich zu Verzögerungen.“

ZENTRALE ROLLE FÜR MESSSTELLENBETREIBER Diese Verzögerungen machen den Leiter Messstellenbetrieb spürbar ungeduldig, denn die Netze BW möchte den Messstellenbetrieb mittelfristig als zentrale Schnittstelle zwischen Netz und Vertrieb positionieren – mit entsprechenden Anwendungen für die anderen Marktpartner und eigenen Mehrwertdiensten oder Bündelangeboten im Submetering. „Unser Zielbild ist es, allen Kunden über unsere iMsys-Plattform den Zugang zu den zentralen Mehrwertangeboten von MSB, Vertrieben, Netzen und Dritten bereitzustellen – und dazu muss die technische Basisinfrastruktur einfach laufen.“ Die ersten Erfahrungen in Baden-Württemberg zeigen, dass bis dahin noch einiges zu tun ist.

Das gilt auch mit Blick auf die angebundenen Marktrollen. „Steuerung und Flexibilitätsmanagement können wir aufgrund der Gesetzeslage und der fehlenden Spezifizierungen nur in Feldtests erproben“, berichtet Jarek. Lieferanten und Vertriebe hätten schon deutlich bessere Möglichkeiten, die neue Infrastruktur zu nutzen, doch auch an dieser Front sei es noch erstaunlich ruhig. In der Gesamtbilanz ist Arkadius Jarek jedoch optimistisch: „Die Digitalisierung der Energieversorgung hat jetzt endlich begonnen – und das ist momentan das Wichtigste.“ Die gesamte Branche stehe bereit, die enormen Potenziale dieses Wandels zu nutzen. (pq)

DIGITALISIERUNG KOMMT AN

Die 50,2-Online-Umfrage zeigt, dass Stadtwerke und Netzbetreiber den Smart Meter-Rollout mit klaren Strategien und Zielen angehen.

Seit rund einem Monat geben zahlreiche Stadtwerke und Netzbetreiber in einer kurzen Online-Umfrage auf der 50,2-Website Auskunft zur Planung und Umsetzung des Smart Meter-Rollouts. Die Antworten zeigen deutlich: Die Energiewirtschaft hat die Herausforderung angenommen. So gibt die Hälfte der Teilnehmer an, dass sie mit dem Einbau der intelligenten Messsysteme bereits begonnen haben. Etwas mehr als ein Fünftel (22 Prozent) will noch in diesem Jahr starten. Weitere 22 Prozent planen den Rollout für 2021, nur 5 Prozent der Befragten legen den Start ins übernächste Jahr. Auch besteht die Bereitschaft, mehr als nur die vorgeschriebenen Pflichteinbaufälle – zehn Prozent der Verbraucher > 6.000 kWh in drei Jahren – zu realisieren: Rund 50 Prozent der Teilnehmer wollen auch freiwillige Einbauten ermöglichen. Weitere 22 Prozent geben sogar an, möglichst viele Einbauten realisieren zu wollen. Lediglich 27 Prozent der Stadtwerke und Netzbetreiber möchten sich zunächst auf die Pflichteinbauten beschränken.

ALLE OPTIONEN IM BLICK

Die befragten Unternehmen wollen möglichst viele Optionen der intelligenten Messsysteme nutzen. Neben der Verbrauchserfassung planen über drei Viertel der Teilnehmer auch die Einspeiseleistung zu erfassen. 55 Prozent wollen zudem steuerbare Lasten wie Nachtspeicherheizungen oder Elektrolat Meter Rollout ist jetzt verpichtend. Wann starten Sie? desäulen anbinden und 44 Prozent nutzen die intelligenten Messsysteme, um zusätzliche Netzzustandsdaten zu erhe Wir haben bereits angefangen ben. Mehrwertdienste auf Grundlage der neuen Infrastruktur a haben aktuell über 40 Prozent der Teilnehmer auf der Agenda. Wir starten 2021

UMFRAGE WIRD FORTGESETZT Wir starten nach 2021

Wer sich jetzt noch beteiligen möchte, ist herzlich eingeladen. Die Online-Umfrage wird noch bis zum ZVEI metering day digital fortgeführt, die endgültigen Ergebnisse werden im 50,2-Wochenspiegel am 23.09.2020 veröffentlicht. (pq) Einsatzbereiche iMSys

60 % 80 % Wofür wollen Sie die intelligenten Messsysteme nutzen? Erfassung von Einspeiseleistung Erfassung steuerbarer Lasten Erfassung zusätzlicher Netzzustandsdaten 40 %

20 %

Grundlage für Mehrwertdienste

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Grafiken: sig Media GmbH & Co. KG

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Der Smart Meter Rollout ist jetzt verpichtend. Wann starten Sie?

Start Smart Meter-Rollout

Der Smart Meter Rollout ist jetzt verpichtend. Wann starten Sie?

6 %

22 % 50 %

22 %

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Wie sieht Ihre Rollout-Strategie aus? Einbaufälle

Wie sieht Ihre Rollout-Strategie aus?

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Okay Google, alles ausgeschaltet?

INTERVIEW

„Die Stadtwerke sind bereit“

Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende mit den entsprechenden Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz ist seit vier Jahren in Kraft – das Thema Smart Metering beschäftigt die Branche allerdings schon deutlich länger. Über die Entwicklungen in dieser Zeit sprachen wir mit Peter Hornfischer, Geschäftsführer der Thüga SmartService GmbH.

Herr Hornfischer, wir hat sich Ihr Unternehmen in diesem

Zeitraum positioniert – und weiterentwickelt? Die Thüga SmartService (TSG) beschäftigt sich seit über zehn Jahren intensiv mit dem Rollout. Wir haben den Prozess konstruktiv begleitet, in dem wir unsere Expertise in entsprechende Branchenarbeitskreise eingebracht und so aktiv mitgestaltet haben. Und natürlich war diese Zeit mit einer großen Lernkurve für uns verbunden. Wir haben sukzessive unsere Expertise auf- und ausgebaut. In über 80 Smart Meter Pilotprojekten haben wir sämtliche Anwendungsfälle erprobt, unser Wissen in Entwicklungskooperationen mit Herstellern einfließen lassen und ein wirtschaftliches, sicheres und gesetzeskonformes Lösungspaket für Stadtwerke entwickelt, auf das bereits über 100 Messstellenbetreiber in- und außerhalb der Thüga-Gruppe vertrauen.

Wie bewerten Sie aus Anbietersicht den langen Vorlauf?

Was war schwierig, was vielleicht sogar hilfreich? Der lange Vorlauf war notwendig, um Konsens zu erzielen und eine verlässliche Gesetzesvorlage zu entwickeln, die auch den hohen Anforderungen an die Datensicherheit in Deutschland entspricht. Herausfordernd war, trotz sich ändernder beziehungsweise nicht existierender gesetzlicher Vorgaben, handlungsfähig zu bleiben und sich konsequent an der Ausgestaltung zu beteiligen. Wir haben diese Zeit genutzt, um Erfahrungen zu sammeln und praxistaugliche Lösungen zu entwickeln. Das kommt uns heute zu Gute, da wir Kunden ganz unterschiedlicher Größe erprobte Lösungen anbieten können.

Welche Entwicklungen haben Sie denn im Zeitverlauf bei den Stadtwerken beobachten können? Der Großteil der Stadtwerke ist sich bewusst, dass eine große Aufgabe auf sie zukommt. Preisobergrenzen, komplexe Aufgaben und vielschichtige Prozesse müssen gemeistert werden. Gleichzeitig können es sich Stadt werke nicht leisten, jedem Hype zu folgen, weil sie nur über begrenzte Kapazitäten verfügen. Sie waren daher anfangs eher zurückhaltend und sind erst aktiv geworden als der Markt ausgereifte Lösungen angeboten hat. Viele haben sich einen strategischen Partner wie die TSG ins Boot geholt.

Welche Rolle spielen Mehrwertdienste im Umfeld des intelligenten Messsystems in den Planungen der Stadtwerke? Die digitalen Services sind ganz entscheidend bei der Planung des Rollouts und auch für die Wettbewerbsfähigkeit von Stadtwerken. Wer weitsichtig ist, denkt daher heute schon an die Mehrwertdienste, die sich durch die intelligenten Messsysteme ergeben. Mehrwerte ergeben sich beispielsweise durch die Verknüpfung mit IoT-Anwendungen oder durch Visualisierungen von Messwerten im Online-Portal, wodurch Anreize zum Stromsparen geschaffen werden können. Mögliche Geschäftsmodelle sollten sämtliche Kundengruppen einbeziehen – auch die, die nicht vom Pflichteinbau betroffen sind. Beispielsweise haben wir mit den Stadtwerken Energie Jena-Pößneck das bundesweit erste Mieterstromprojekt umgesetzt, das über zertifizierte Smart Meter Gateways berechnet wird. Das Projekt hat sich an Verbrauchsgruppen außerhalb der 6.000 - 100.000 Kilowattstunden gerichtet.

Wie wollen die Stadtwerke, mit denen Sie zusammenarbeiten, beim Rollout strategisch und praktisch vorgehen? Wir beobachten drei Vorgehensmuster, die sinnvoll erscheinen, um die Pflichteinbauquote von 10 Prozent in den kommenden drei Jahren zu erreichen. Erstens, Umrüstung von Messstellen zu intelligenten Messsystemen, die aufgrund der Eichfrist getauscht werden müssen. Zweitens, der Fokus wird auch im Hinblick auf den prozessualen Aufwand und die Wirtschaftlichkeit zunächst auf die höheren Verbrauchsgruppen gelegt. Drittens, Konzentration auf Gebiete mit guter Mobilfunkverbindung, um eine einwandfreie Erreichbarkeit der intelligenten Messsysteme mit LTE-Kommunikation zu ermöglichen.

Und wie funktioniert es in der Praxis? Kundenseitiges Feedback zeigt, dass die meisten Stadtwerke sich intensiv mit dem Rollout beschäftigt haben und bereit für die Umsetzung sind. Allerdings geht es jetzt in die Praxis und die konnte vorher nur bedingt getestet werden. Wir stellen fest, dass die Mehrheit unserer Partner die notwendigen komplexen Prozesse in kleineren Stückzahlen erprobt. Das funktioniert durchaus gut. Ein anderes Thema sind neue Geschäftsmodelle. Hier muss sich der Markt erst noch finden und wir gehen davon aus, dass die Smart Meter als Datendrehscheibe vielfältige Möglichkeiten für neue Anwendungsfälle bieten, die aber erst noch im Laufe der Zeit entwickelt werden. (pq)

Thüga SmartService GmbH, Peter Hornfischer, 95119 Naila, info@smartservice.de

DIGITALER BRANCHENTAG

Mit 700 Teilnehmern und über 40 Vorträgen im Jahr 2019 haben sich die ZVEI metering days in Fulda als wohl wichtigste Fachveranstaltung für intelligentes Messwesen etabliert. Die Vorbereitungen für die diesjährige Veranstaltung liefen bereits auf Hochtouren, als die Corona-Krise ihren Höhepunkt erreichte. Die Organisatoren entschlos

sen sich notwendigerweise, die Präsenzveranstaltung kurzfristig abzusagen. Doch gerade mit Jahr der Markterklärung wartet die Branche auf Informationen zu wichtigen Entwicklungen rund um die Digitalisierung der Energiewende – und die wird es geben.

Am 22. September 2020 beleuchtet der ZVEI metering day digital die aktuellen Themen, die für die Branche von höchster Priorität sind. Stadtwerke, Netzbetreiber und andere interessierte Marktteilnehmer sind eingeladen, sich über Themen wie die SMGW-Standardisierungsroadmap und die Weiterentwicklung des §14a EnWG zu informieren. Die Übertragung des Events erfolgt live aus den Redaktionsräumen der 50komma2, die Teilnahme ist kostenfrei. Sponsoren der Veranstaltung sind EMH metering, PPC, Sagemcom Dr. Neuhaus, Theben und Vivavis www.metering-days.de

DIGIT AL

LIVE-STREAM 22. September 2020

22. SEPTEMBER 2020, LIVE-STREAM 10:30 Begrüßung Peter Krückel, sig Media / Fachmagazin 50.2 Marco Sauer, ZVEI – Zentralverband Elektrotechnikund Elektronikindustrie e.V.

10:35 metering solutions Kurzpräsentationen von EMH metering, Power Plus Communications, Sagemcom Dr. Neuhaus, Theben und VIVAVIS

11:00 11:10 Thematische Einführung Zielszenario für die digitale Energiewende – was bedeuten 14a und EEG-Novelle? Dr. Wolfgang Zander, BET Büro für Energiewirtschaft und technische Planung

Livestream und alle digitalen Inhalten des Branchenguides www.smart-metering2020.de 11:30

11:50 Umsetzung der SMGW-Standardisierungsroadmap von BMWi und BSI und Ausblick auf die Marktanalyse zum 30.10.2020 Dennis Laupichler, Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) Wrap up und Diskussion mit den Referenten

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STARTEN UND LERNEN

Der ostdeutsche Netzbetreiber MITNETZ STROM rät allen grundzuständigen Messstellenbetreibern, zeitnah mit dem Einbau intelligenter Messsysteme zu beginnen.

Der Smart Meter-Rollout elektrisiert die Energiewirtschaft: Seitdem das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) im Februar 2020 den Startschuss für den Einbau intelligenter

Messsysteme gegeben hat, befassen sich

Netzbetreiber bundesweit mit der Einführung der Smart Meter. Zu ihnen gehört unter anderem mit der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbh (MITNETZ STROM) der größte regionale Netzbetreiber in Ostdeutschland mit Sitz in Halle an der Saale.

MITNETZ STROM wird im Zuge des Rollouts bis 2032 rund 200.000 neue Messgeräte in ihrem Netzgebiet einbauen, im laufenden

Jahr sollen zunächst die ersten 3.500 intelligenten Stromzähler eingerichtet werden.

Bis 2023 will MITNETZ STROM die gesetzlich vorgeschriebene 10-Prozent-Quote – also rund 20.000 Smart Meter – erreichen.

GUTE VORBEREITUNG ZAHLT SICH AUS MITNETZ STROM hat sich seit Jahren intensiv auf den Smart Meter-Rollout vorbereitet. Bereits 2015 gründete das Hallenser Energieunternehmen gemeinsam mit anderen Netzbetreibern eine Anwendergemeinschaft, um die komplexen gesetzlichen, regulatorischen und technischen Anforderungen zu meistern. Aktuell zählen sich 65 ostdeutsche Netzbetreiber, darunter auch zahlreiche Stadtwerke, zu dieser Anwendergemeinschaft.

Das Beherrschen aller technischen Komponenten des Smart Meter-Rollouts ist eine Herausforderung. Der korrekte Umgang mit der manipulationssicheren Transportbox will gelernt sein. (Foto: Christian Kortüm)

Innerhalb der Anwendergemeinschaft wurden die intelligenten Messsysteme schon vor dem offiziellen Beginn des Smart Meter-Rollouts ausgiebig getestet. Dabei wurden die Mitglieder unter anderem von Hochschulen aus der Region unterstützt. So entwickelten die Hochschulen Anhalt (Köthen) und Mittweida in enger Abstimmung mit MITNETZ STROM ein Qualitätsmanagement-System. Die Hochschule Merseburg richtete zudem ein vom Netzbetreiber unterstütztes Prüflabor ein. Auch vor Ort ansässige Start-ups wie exceeding solutions, eine Ausgliederung der Hochschule Merseburg, die inzwischen bundesweite Bekanntheit als Prüfmittel-Hersteller für intelligente Messsysteme erlangt hat, standen der Anwendergemeinschaft mit Rat und Tat zur Seite. „Die Arbeit in der Anwendergemeinschaft ist für alle Teilnehmer ein großer Gewinn“, betont Tobias Sauer, Abteilungsleiter Prozessmanagement/Support Mess-/Zähldienste bei MITNETZ STROM. „Viele Stolpersteine beim Smart Meter-Rollout konnten dank der guten Zusammenarbeit bereits im Vorfeld aus dem Weg geräumt werden. Sehr geholfen haben uns vor allem die Praxistests, dank der wir Schwachstellen sehr schnell erkennen und beseitigen konnten.“

ERFAHRUNGSWERTE SAMMELN Aufgrund der Praxiserfahrungen, rät der Prozessmanager allen Netzbetreibern beim Einbau der intelligenten Messsysteme nicht zu warten, sondern zu starten – dabei jedoch mit kleinen Mengen zu beginnen. „Trotz klar strukturierter Prozesse gibt es beim Smart Meter-Rollout eine Lernkurve. Man kann nicht alles vordenken. Deswegen

MITNETZ STROM plant, im laufenden Jahr rund 3.500 intelligente Messsysteme bei Stromkunden einzubauen. (Foto: Christian Kortüm)

DIENSTLEISTER FÜR DRITTE sollten Unternehmen so schnell wie möglich einsteigen, um Erfahrungswerte zu sammeln.“

Auch bei MITNETZ STROM lernen die Macher „trotz gewissenhafter Vorbereitung jeden Tag beim Smart Meter-Rollout hinzu“, so Sauer. Eine Herausforderung läge beispielweise bei der Beherrschung aller technischen Komponenten. In diesem Zusammenhang hätte sich unter anderem die Montage der Antennen und der Klemmdeckel als schwieriger als gedacht erwiesen. „Und auch der Umgang mit den Boxen, mit denen die sichere Lieferkette (SILKE) der neuen Messgeräte vom Produzenten bis zum Kunden gewährleistet wird, verlangt eine gewisse Übung“, betont Sauer. Sehr angetan zeigte sich der Prozessmanager hingegen von der Zusammenarbeit mit den Geräteherstellern: „Die technische Unterstützung ist hervorragend. Wir erhalten bei Fragen sofort eine Antwort.“

Natürlich führte auch die Corona-Krise, die zu Jahresbeginn niemand voraussehen konnte, zu Verzögerungen bei der Umsetzung. Weniger Probleme bereiteten die Endkunden, so Sauer: „Der Zutritt aufgrund möglicher Ansteckungsgefahr mit dem tückischen Virus wurde uns nur in Ausnahmefällen verweigert.“ MITNETZ STROM sieht sich beim Smart Meter-Rollout nicht nur als Partner, sondern auch als Dienstleister für andere Netzbetreiber. Vor allem Stadtwerke machen davon Gebrauch. Bereits 50 kommunale Energieversorger in Ostdeutschland haben das Unternehmen aus Halle beauftragt, den Smart Meter-Rollout als Gateway Administrator durchzuführen. „Darin sehen wir eine Bestätigung, dass die regionale Energiewirtschaft unser Know-how auf diesem

Gebiet zu schätzen weiß“, berichtet der Prozessmanager.

Regionale Start-ups wie der in Merseburg angesiedelte Prüfmittel-Spezialist exceeding solutions sind MITNETZ STROM bei der Umsetzung des Smart Meter-Rollouts behilflich. (Foto: Christian Görzel) „Trotz klar strukturierter Prozesse gibt es beim Smart MeterRollout eine Lernkurve. Man kann nicht alles vordenken.“

Tobias Sauer, Abteilungsleiter Prozessmanagement/Support Mess-/Zähldienste bei MITNETZ STROM

Darüber hinaus erweitert der Hallenser Netzbetreiber sein Dienstleistungsportfolio stetig, um Kunden bestmöglich unterstützen zu können. Jüngstes Beispiel hierfür ist das Programm Multikriterielle Optimierung (MukrO): Hier werden Mengen, Kosten und Erlöse der Einführung intelligenter Messsysteme berechnet. Darauf basierend können Netzbetreiber, so MITNETZ STROM, den Smart Meter-Rollout effizient und effektiv planen.

BLICK IN DIE ZUKUNFT Auch erwarten Tobias Sauer und Co. die nächste Generation der intelligenten Messsysteme, die weitere Funktionalitäten wie eine bessere Steuerung und Kontrolle des Stromnetzes durch die Netzbetreiber ermöglichen soll. Erste Prototypen wird MITNETZ STROM Ende des Jahres in einem Pilottest im sächsischen Limbach-Oberfrohna unweit von Chemnitz einbauen. Hier soll untersucht werden, welchen Beitrag intelligente Stromzähler der neuesten Generation zur Netzdienlichkeit leisten können. Konkret soll ermittelt werden, ob mithilfe der neuen Messgeräte die Auslastung des Niederspannungsnetzes exakt bestimmt und so abgeleitet werden kann, dass klar wird, ob ein Netzausbau erforderlich ist oder nicht. „Diese und viele weitere Aktivitäten belegen, dass der Smart Meter-Rollout kein Sprint, sondern ein Dauerlauf ist. Er wird uns noch lange in Atem halten“, resümiert Prozessmanager Sauer. (jr)

Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Tobias Sauer, 06184 Kabelsketal, tobias.sauer@mitnetz-strom.de

CLS: ÜBUNG MACHT DEN MEISTER

Controllable Local Systems (CLS) gelten als Schlüsselkomponente, um Flexibilitätsoptionen auszunutzen und dezentrale Erzeuger und Verbraucher netzdienlich zu steuern. Im Rahmen des Forschung- und Entwicklungsprojektes SynErgieOWL hat Westfalen Weser Netz den Praxistest gemacht.

Wie kann Energie aus erneuerbaren Energiequellen, die sonst abgeregelt wird, durch Nutzung von regionalen Flexibilitäten in Form von Wärmelasten (Power-to-Heat) und Elektroladestationen (Power-to-Mobility) verwendet werden? Lösungsansätze wurden im Projekt SynErgieOWL, das im Rahmen des Klimaschutzwettbewerbs EnergieSektorenkopplung.NRW der nordrhein-westfälischen Leitmarktagentur gefördert wurde, in einem Reallabor bei der Westfalen Weser Netz GmbH untersucht. Dabei sollten auch Anreize für Endkunden gesetzt werden, sich möglichst netzdienlich zu verhalten.

Das Ziel war es, den Ausgleich von Erzeugung aus erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik auf der einen, und elektrischen Lasten wie Elektromobilität und Wärmeanwendungen auf der anderen Seite möglichst auf der niedrigsten Spannungsebene zu erreichen. Auf diese Weise kann ein kostenintensiver Netzausbau vermieden werden, da nur noch die verbliebene Differenz, das so genannte Residuum, an die nächsthöhere Ebene weitergegeben werden muss. „Eine ganz wesentliche Motivation war für uns auch, dass wir uns frühzeitig mit dem Thema CLS auseinandersetzen wollten, um zu lernen, was wir dabei beachten müssen. Denn wenn wir warten, bis am Jahresende die Rahmenbedingungen dafür endlich feststehen, ist es zu spät“, erklärt Martin Kloppenburg, der für den Smart MeterRollout zuständige Projektleiter bei der Westfalen Weser Netz.

INTEROPERABLE HARDWARE Insgesamt wurden 25 Haushalte in das Projekt eingebunden. Die Mehrzahl davon hatte Nachtspeicherheizungen, aber auch drei bivalente Heizsysteme, vier Wärmepumpen und drei Ladestationen für Elektroautos mussten integriert sowie die vorhandenen Rundsteuerempfänger durch Steuerboxen ersetzt werden. „Eine große Herausforderung war dabei die Auswahl der Hardware. Denn auch wenn die meisten Hersteller sagen, ihre Lösungen seien interoperabel, müssen sich die unterschiedlichen Geräte erstmal kennenler-

Komponenten und Datenflüsse im F/E-Projekt SynErgieOWL

Netzzustand Engpassmanagement Regional EEG-Prognose Regional

Gateway Steuergerät

nen. Und es ist nie sicher, ob sie sich dann auch tatsächlich verstehen“, erläutert Timo Busse, Innovationsmanager für Intelligente Netztechnik bei Westfalen Weser. Deswegen entschied sich das Projektteam einheitlich für das Smart Meter-Gateway und die CLS-Steuerbox des Herstellers Theben. Im Projekt waren die Steuerboxen allerdings nicht direkt an den Schaltkontakt der Anlagen angeschlossen, sondern mit einer dezentralen Steuereinheit verbunden. Diese führte die Schaltungen an den Anlagen unter Einbeziehung weiterer Faktoren durch, wie etwa der Raumtemperatur oder dem Ladezustand der Anlage. Durch vorgeschaltete Router wurde im Projekt parallel der CDMA 450 MHz-Kommunikationskanal zur Signal- und Datenübertragung erprobt.

GWADRIGA ORCHESTRIERT PROZESSE Um den Prozess schnell ans Laufen zu bekommen, setzte Westfalen Weser von Beginn an auf die enge Zusammenarbeit mit dem Berliner Full-Service-Anbieter GWAdriga, an dem Westfalen Weser zusammen mit RheinEnergie und EWE als Gesellschafter beteiligt ist. Dabei profitierte SynErgieOWL indirekt auch von den Erfahrungen, die GWAdriga in einem anders ausgerichteten CLS-Projekt bei RheinEnergie sammeln konnte: Das Leitsystem, das dort eingesetzt wurde, eignete sich auch für die Zwecke dieses Projekts. Zudem waren bei GWAdriga auch die CLS-Prozesse, die auf Basis der Softwarelösung BTC | AMM Control Manager abgebildet wurden, bereits geübt und eingespielt. Für GWAdriga steht dieser Service neben Gateway Administration und Messdatenmanagement ebenfalls im Fokus. „Das CLS-Management wird künftig zur Schlüsselfunktion, wenn es um dezentrale Flexibilitäten wie schaltbare Lasten, Erzeugungsanlagen und Speicher geht. Für uns wird dies neben der eigentlichen Gateway-Administration ein wichtiges Geschäftsfeld werden“, erklärt Dr. Michał Sobótka, Geschäftsführer der GWAdriga GmbH & Co. KG.

STEUERUNG NACH DER AMPEL Im konkreten Fall wurden sämtliche Messwerte an GWAdriga übermittelt, im zentralen Messdatenmanagement erfasst und von dort aus als 15-Minuten-Werte wieder zur Verfügung gestellt, bei Bedarf auch feiner aufgelöst. Dort ist auch der Control Manager angesiedelt, der den Steuerboxen die Schaltbefehle erteilt. Diese wiederum basieren auf Fahrplänen aus dem Leitsystem, die durch die Technische Hochschule Ostwestfalen-Lippe unter Einbeziehung aktueller Marktsignale, Netzzustände, Engpassmanagement und EEG-Prognosen in Anlehnung an das avisierte BDEW-SmartGrid-Ampelkonzept erstellt wurden.

Die Steuerbefehle an die Kundenanlagen wurden einmal ad-hoc und einmal als gepulste Befehle mit hinterlegtem Fahrplan übermittelt. „Der Vorteil des Verfahrens: Wird über einen bestimmten Zeitraum kein Befehl übermittelt, schaltet das System automatisch auf den Backup-Fahrplan um. Übersetzt auf ein Heizsystem bedeutet dies: Das Haus wird nicht kalt, nur weil ein Steuerbefehl nicht übermittelt wurde“, erklärt

Speicherheizung

E-Mobil Ladesäule

Bivalentes Heizsystem Beteiligte/Hersteller

European Energy Exchange AG TH Ostwestfalen-Lippe OpenWeatherMap RheinEnergie AG GWAdriga GmbH & Co. KG Theben AG tekmar Regelsysteme GmbH Keitlinghaus Umweltservice wallbe GmbH Siekerkotte GmbH & Co. KG WATERKOTTE GmbH Ottensmeier Ingenieure GmbH Timo Busse. Das über die gesicherte Datenkommunikationsverbindung der Steuerbox empfangene Signal wurde auch als Marktsignal in die Schalthandlung einbezogen. Die eigentliche Steuereinheit – eine marktübliche Steuerbox zur 4-stufigen Leistungsreduzierung gemäß den gesetzlichen Vorgaben durch das EEG – berücksichtigt drei Preiszonen und eine „Veto-Funktion“ des Verteilnetzbetreibers gemäß § 14a EnWG. Anhand dieser dezentral agierenden Schaltung wurde so auch die Koordinierung von Markt und Netz möglich.

AM BEGINN DES WEGS „Eine der wesentlichen Erfahrungen in diesem Projekt war, dass es bis zur tatsächlichen Interoperabilität oder gar einem Plug&Play im Bereich CLS-Management noch ein weiter Weg ist. Die Orchestrierung der beteiligten Komponenten bringt erheblichen Aufwand mit sich und daran wird sich vermutlich auch bis Jahresende noch nicht viel ändern“, beschreibt Timo Busse eine der Lektionen. Daneben sei besonderes Augenmerk auf die Schulung der Techniker zu richten, die die Komponenten beim Kunden vor Ort installieren. „Wenn wir mehrmals zum Kunden müssen, um Fehler auszumerzen, rechnet sich auch ein CLS-Management nicht“, ergänzt Martin Kloppenburg. Auf Seiten des Backends, sprich im Operations-Center der GWAdriga in Berlin, liefen die Prozesse dagegen weitgehend problemlos. „Sowohl die Schnittstellen als auch die Software funktionierten ohne größere Schwierigkeiten, so dass wir für den künftigen Ausbau des CLS-Managements hier gut gewappnet sind“, so Kloppenburg weiter. Mit dem Ende des Projekts wurden die Installationen bei den Kunden im Mai 2020 zurückgebaut. (pq)

Westfalen Weser Netz GmbH, Martin Kloppenburg, 33102 Paderborn, Martin.Kloppenburg@ww-energie.com GWAdriga GmbH & Co. KG, Michal Sobótka, 10719 Berlin, m.sobotka@gwadriga.de

STEUERN OHNE BOX

Die Smart Grids-Forschungsgruppe der Technischen Hochschule Ulm (THU) testet das netzdienliche Zusammenspiel von Erzeugern und Lasten. Die Datenübertragung und Steuerung erfolgen über die Theben CONEXA 3.0 Performance, die Anwendungen stecken im CLS-Mehrwertmodul.

Wenn in der baden-württembergischen Universitätsstadt Ulm die Sonne scheint, speisen örtliche PV-Anlagen bis zu 37,8 MW ins Netz ein. „Betriebsdaten von diesen Anlagen stehen dem Netzbetreiber aktuell nur sehr sporadisch zur Verfügung“, berichtet Prof. Gerd Heilscher, Leiter des Smart Grid-Forschungslabors der THU. Bisher sei zudem kein Organisationsprozess etabliert, der die Vielzahl und Vielfalt der dezentralen Einspeiser und potenziell flexiblen Lasten koordiniert. Auch die Netzbetriebsparameter wie Netzbelastung oder Spannung werden noch nicht im notwendigen Umfang erfasst und ausgetauscht. Im Rahmen des SINTEG-Forschungsprojekts C/sells gehen Prof. Heilscher und sein Team in enger Zusammenarbeit mit der Netzgesellschaft der Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm diese Herausforderung an. DATEN UND STEUERUNG VERBESSERN Im Smart-Grids-Testgebiet Einsingen, einem Vorort mit Wohnbebauung, sind 23 PV-Anlagen installiert, die aktuell bereits Planungs- und Betriebsgrößen für das Stromnetz liefern. Ein weiteres Testfeld ist das Ortsnetz in Hittistetten, einem Ortsteil mit über 1 MW installierter PV-Leistung, in dem neben privaten „Prosumern“ auch landwirtschaftliche und gewerbliche Betriebe zu Verbrauch und Erzeugung beitragen. „1.012 MWh Last pro Jahr stehen hier 1.274 MWh Solareinspeisung gegenüber“, konkretisiert der Projektleiter – eine Situation, der bislang nur mit erheblichem Netzausbau begegnet werden kann.

Um mittelfristig die Netzstabilität auch durch intelligente Steuerungsmechanismen sowohl der Einspeiseleistung als auch der Last zu unterstützen, wird in diesen Netzzellen ein bidirektionaler Datenaustausch mit PV-Wechselrichtern, Heim-Batteriespeichern, Power-to-Heat-Systemen und E-Ladeeinrichtungen implementiert und erprobt. Im Fokus der Forscher stehen zum einen die realen Daten aus dem Netz, wie Prof. Heilscher erläutert: „Für eine zuverlässige Bestimmung des Netzzustands sind besonders Betriebsinformationen der steuerbaren Anlagen von großer Bedeutung. Damit erhalten Netzbetreiber die notwendige Transparenz über das Verhalten der dezentralen Energiesysteme. Die Informationen aus dem Feldversuch sollen helfen, die Netzzustandsbewertung und -prognose zu verbessern.

Zum anderen geht es um die Erprobung von Steuerungsprozessen unter realen Bedingungen. Dabei haben die Forscher nicht nur even

tuelle Notfallmaßnahmen im Blick, die bei Netzengpässen erforder

Aufbau der Hardware-Basis

EMT WAN

ASmart Home Anwendungen

AEnergiemanagement

Anwendungen

Mehrwert-Modul mit Applikationsplattform

Beim Prosumer wird das BSI-zertifizierte SMGW CONEXA 3.0 Performance mit CLS-Mehrwertmodul und der THU-Applikation zur bidirektionalen Kommunikation mit Energieanlagen installiert. (Grafik: Theben AG)

lich werden können. Gleichzeitig sollen Verfahren entwickelt werden, mit denen Prosumer ihren Eigenverbrauch optimieren und Flexibilitäten für die Stabilisierung der Netze zur Verfügung stellen können. So lassen sich Netzengpässe bereits im Vorfeld vermeiden.

INTELLIGENTES MESS- SYSTEM ALS BASIS Erprobt werden die Prozesse im Rahmen einer BSI-konformen Smart-Meter-Infrastruktur, welche für Prof. Heilscher auch mit Blick auf die künftigen Prozesse im Verteilnetz die beste und naheliegendste Plattform darstellt. „Wir haben hier zertifizierte, hoch abgesicherte Systeme, die mittelfristig bei vielen Prosumern und Einspeisern installiert sein werden – die sollten wir nutzen“, so der Projektleiter.

Genau das geschieht in den beiden Netzzellen, wo erstmals die Prozesse, die im Smart Grid Labor entwickelt und getestet wurden, jetzt im Feld gemeinsam mit realen Kunden zu erproben. Zum Einsatz kommen Smart Meter-Gateways vom Typ Theben CONEXA 3.0 Performance mit der Smart Metering Test-PKI, die von den Stadtwerken Ulm/Neu-Ulm Netze GmbH bereitgestellt und bei den unterschiedlichen Prosumern verbaut werden. Über die WAN-Schnittstelle kommunizieren sie mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte, über die die Forscher im Rahmen des SINTEG-Projekts die Kommunikations-, Planungs- und Steuerungsprozesse des „Smart-Grid-Tests“ abwickeln. Die Administration der SMGWs erfolgt über die Anbindung an das GWASystem der Schleupen AG. Die Anlagen der Prosumer – Einspeiser oder steuerbare Verbraucher – sind über die HAN-Schnittstelle (Ethernet) angeschlossen und kommunizieren über das IEC61850 Protokoll mit der experimentellen Verteilnetzleitwarte der THU oder untereinander. Die experimentelle Leitwarte ermöglicht es, die Netzdaten, Anlagenzustandsdaten und Flexibilität zum Infrastruktur-Informationssystem von C/sells, an einen Flexibilitätsmarkt sowie einen simulierten ÜNB zu übertragen. Die Verbindung

Foto: THU

Im C/sells-Projekt der THU wird das Monitoring und die Betriebsführung des Verteilnetzes auf verschiedenen Ebenen getestet und demonstriert.

• Datenerfassung durch iMsys und

CLS-Gateways in realer Umgebung gemeinsam mit dem VNB. • Bestimmung der Genauigkeit der

Netzzustandserfassung in Abhängigkeit zu der Anzahl der erfassten Messwerte in einer Netzzelle. • Demonstration der Kommunikationsstrecke mit standardisierten

Protokollen zwischen den dezentralen Energiesystemen, der experimentellen Verteilnetz-Leitwarte der THU und der Anbindung an einen regionalen Flexibilitätsmarkt. • Evaluation der Messwerte über iMsys und CLS-Gateways mit den

Ergebnissen einer detaillieren

Netzsimulation. • Anlagensteuerung und Eigenverbrauchsoptimierung durch iMsys und CLS-Gateways. • Netzdienliche Betriebsweise von

Prosumer-Anlagen (PV, Batterie,

Wallbox und Heizstab). • Abstimmungskaskade über Standard-Protokoll in der Simulation sowie im Feldtest. • Regionaler Flexibilitätsmarkt • Flexible Betriebsweise von Prosumer- und gewerblichen Anlagen zwischen der Leitwarte und den Anwendungen mit den dezentralen Energiesystemen erfolgt über ein CLS-Management der Firma MTG.

Insbesondere die Prozesse für die

Konfiguration von IMSys und CLS-Mehrwertmodulen mit GWA und CLS-Management erfodern aktuell noch einen hohen Aufwand. An der THU wurden dafür im Smart Grid Labor eine Infrastruktur für das automatisierte Testen der Komponenten aufgebaut.

SOFTWARE IM MEHRWERTMODUL Zur HAN-Schnittstelle gehört bekanntermaßen auch ein Controllable-Local-System-(CLS-)Interface, das den Fernzugriff auf regelbare Erzeuger (Photovoltaikanlage, Blockheizkraftwerk) und unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen (Ladesäule, Nachtspeicherheizung) ermöglicht. Eine Steuerbox wird man bei den aktuell rund 50 angeschlossenen Prosumern jedoch vergeblich suchen. „Unsere Applikationen für die bidirektionale Kommunikation mit den dezentralen Energiesystemen kann bei der Theben CONEXA 3.0 Performance über das Mehrwertmodul unmittelbar implementiert werden“, erläutert Projektleiter Prof. Heilscher. „Das Gateway übermittelt dann direkt die notwendigen Steuersignale – sowohl für die Eigenverbrauchsoptimierung als auch im Kontext des Flexibilitätsmanagements und der Teilnahme an Regelenergiemärkten oder beim Einspeisemanagement.“ Dieses Konzept habe ihn überzeugt: „Mit der bidirektionalen Kommunikation über standardisierte Datenprotokolle wurde im Rahmen des SINTEG - C/sells Projekts die Digitalisierung der Energiewende demonstriert.“

Aktuell gilt es vor allem, das Zusammenspiel der unterschiedlichen Marktrollen und Systeme aus dem Labor in die Praxis zu übertragen und damit die Voraussetzung für massentaugliche Prozesse zu schaffen. (pq)

Technische Hochschule Ulm, Prof. Gerd Heilscher, 89075 Ulm, Gerd.Heilscher@THU.de Theben AG, Stephanie van der Velden, 72394 Haigerloch, sv@theben.de

MODERNE MESSEINRICHTUNG – SMART GEMACHT

Foto: shutterstock

Mit einem IoT-Funkmodul des dänischen Anbieters Seluxit sollen auch moderne Messeinrichtungen für Mehrwertdienste nutzbar werden.

Während der Rollout intelligenter Messsysteme erst in diesem Jahr offiziell starten konnte, haben die Messstellenbetreiber bundesweit schon vor Jahren begonnen, moderne Messeinrichtungen (mME) bei den Endkunden zu verbauen. Dabei wird es für rund achtzig bis neunzig Prozent der Stromkunden in den kommenden Jahren wohl auch bleiben, denn für Verbraucher unter 6.000 kWh ohne EEG-Anlagen ist gesetzlich lediglich eine mME gefordert. Ob und in welchem Umfang intelligente Messsysteme jenseits der vorgeschriebenen Pflichteinbaufälle früher zum Einsatz kommen, bleibt abzuwarten. „Aus Sicht des Gesetzgebers ist die mME modern, weil sie eine Schnittstelle zum Smart Meter Gateway hat und Tages-, Monatsund Jahresenergiemengen speichert. Diese Daten können die Kunden nach Freischaltung der optischen Kundenschnittstelle am Zähler mit einer Taschenlampe abrufen, wenn sie das möchten“, berichtet Daniel Lux, Geschäftsführer von Seluxit. Das Unternehmen mit Hauptsitz im dänischen Aalborg hat sich auf IoT-Lösungen für smarte Gebäude spezialisiert und war unter anderem Entwicklungspartner im MeDA-Projekt der innogy. Nun bietet Seluxit eine Lösung an, um die Daten der modernen Messeinrichtung digital auszulesen und für erweiterte Mehrwertangebote zu nutzen.

Dass Kunden im Zeitalter der Digitalisierung mit einer Taschenlampe Zählerdaten über Morselichtzeichen auslesen müssen, erscheint Daniel Lux geradezu skurril und er ist sicher, dass viele Verbraucher das ähnlich sehen. „Ich glaube, viele Kunden sind digitalen Angeboten gegenüber sehr offen – das zeigt die positive Resonanz auf entsprechende Smart Home- und Smart EnergyApplikationen. Wenn ihr Versorger solche Dienste nicht anbieten kann, weil die mME eigentlich nicht mehr kann als der alte Ferraris-Zähler, verschenkt er einfache eine Chance.“ Je nach Ausgestaltung könnten datenbasierte mobile Services zudem helfen, die Kosten des Messstellenbetreibers für die Beschaffung und Montage der mME auch jenseits der vorgegebenen Preis-Obergrenzen zu refinanzieren.

MME AUFRÜSTEN Mit dem von Seluxit entwickelten Funkmodul (Sparrow Modul) soll es nun möglich sein, jede mME zu einer mME+ aufzurüsten. Das Sparrow Modul unterstützt derzeit das 886 MHz-Protokoll LoRaWAN und kann damit unmittelbar in die LoRaWAN-Netze integriert werden, die sich derzeit bei vielen Stadtwerken im Aufbau befinden. Das wMBus Protokoll OMS 4.2 soll in Kürze folgen. „Die Funkprotokolle können ohne hardwareseitigen Eingriff ausgetauscht werden“, erläutert der seluxit-Geschäftsführer. So sei es möglich, eine mME+ mit LoRaWAN ins Netz zu bringen und sie zu einem späteren Zeitpunkt auf wMBus umzustellen, um sie zum Beispiel in die Infrastruktur der intelligenten Messsysteme einzubinden. Weitere Module mit den Funkprotokollen WLAN, Bluetooth, ZigBee und NB-IoT befinden sich nach Unternehmensangaben in der Entwicklung.

DATENBASIERTE MEHRWERTDIENSTE Damit stehen die Verbrauchsdaten digital zur Verfügung und können – das Einverständnis des Kunden vorausgesetzt – für weitergehende mobile Services genutzt werden. „Die Verwendung dieser

Technische Spezifikationen:

Maße

Stromversorgung

Temperatur

Schnittstelle

Leiterplattenrandverbinder

Antennenverbindungen

Evaluierungsplatine

Unterstützte Datenformate

Funk-Optionen

Protokoll-Optionen 45 x 20 x 4,40 mm +- 0,5mm

3,3V

-40 to +85°C (Industriequalität)

1x serielle Schnittstelle

• 1x serielle Schnittstelle • 1x single-wire Schnittstelle • 1x Antennenschnittstelle

U.FL oder Leiterplattenrandverbinder

Open-source Hardware mit eingebauter Antenne (50 Ohm)

SML, DLMS / COSEM, IEC 61850

(1) 68 / 915 / 920 MHz (Europa, USA, Japan) (2) 2,4 GHz (3) NB-IoT (4) LTE-M (5) Andere Funkfrequenzen werden in zukünftigen Versionen unterstützt (1) LoRaWAN®, Wireless M-Bus (2) WiFi & Bluetooth (3) NB-IoT (4) LTE-M (5) Andere Protokolle werden in zukünftigen

Versionen unterstützt Beispiel eines Sparrow-Funkmoduls für eine direkte Datenübertragung aus der mME (Foto: Seluxit A/S)

Daten für nicht energiewirtschaftliche Prozesse ist dem Versorger erlaubt“, ergänzt Daniel Lux. Ein bekannter Anwendungsfall sind Kunden-Apps für das Verbrauchsmonitoring, das mit intelligenten Algorithmen heute bis auf einzelne Geräte heruntergebrochen werden kann. „Für Besitzer von PV-Anlagen, Batteriespeichern und Ladelösungen kann der Versorger private Energiemanagementlösungen anbieten, ohne zusätzliche Hardware zu verbauen“, führt Lux aus. Mit intelligenten Simulationstools lasse sich überprüfen, ob sich bestimmte Tarife oder Anschaffungen für die individuelle Verbrauchssituation lohnen. Auch Überwachungs- und Warnfunktionen lassen sich auf Grundlage der digitalen Verbrauchsdaten problemlos implementieren und dem Kunden als Service anbieten.

Aktuell müssen die mME vor dem Einbau mit dem Funkmodul ausgerüstet werden, was nach Auskunft von Seluxit technisch problemlos möglich sei. Parallel arbeitet der Hersteller an externen Auslesemodulen für diverse Zählerschnittstellen. „Damit kann dann auch eine bereits installierte mME nachträglich zu einer mME+ aufgerüstet werden. Ideal geeignet wären Zähler mit der vom FNN definierten DI4U Schnittstelle“, sagt Daniel Lux.

VORBEREITUNG AUF DAS INTELLIGENTE MESSSYSTEM In einem Punkt lässt der Seluxit-Geschäftsführer keine Zweifel aufkommen: „Unsere Technologie zielt nicht darauf ab, das intelligente Messsystem zu ersetzen!“ Ganz im Gegenteil sei die Lösung darauf ausgerichtet, den Verbraucher zu überzeugen, dass ein iMSys für ihn sinnvoll und wirtschaftlich ist. Intelligente Mehrwertdienste, so Lux, könnten dabei enorm hilfreich sein. Netz- und Messstellenbetreiber könnten durch die smarte mME stranded investments auf der Zählerseite vermeiden und bekämen mit diesem Zähler neue Möglichkeiten zur langfristigen Wertschöpfung, Prozessoptimierung und Kundenbindung. (pq)

Seluxit A/S, Daniel Lux, 9200 Aalborg SV (Dänemark), daniel@seluxit.com