Der Weg zum intelligenten Stromnetz

10.08.2015 – Unser seit über 100 Jahren vertrautes Bild der Energiewirtschaft muß neu gezeichnet werden. Viele Teilnehmer der Energiewirtschaft sind bereits dabei, an der Zukunft zu arbeiten, andere suchen noch nach dem richtigen Weg. Dabei ist das Ziel uns allen bereits mehr oder weniger detailliert bekannt: Zentrale, fossil befeuerte Großkraftwerke, die uns über Jahrzehnte sicher, zuverlässig und bequem mit Energie versorgt haben, machen neuen, dezentralen Versorgungseinheiten, die uns umweltschonend mit Erneuerbarer Energie versorgen sollen, Platz. Dies erfordert bei den Netzbetreibern, die sicherstellen müssen, dass wir an ein stabiles Energienetz angeschlossen sind und von ihm versorgt werden, eine grundlegende Änderung der bisherigen Denkweise. Eine zentrale Kraftwerksgroßeinheit durch eine Vielzahl kleinerer und kleinster Einheiten zu ersetzen, erfordert einen Umbau unseres Energiesystems, wie sich ihn viele von uns nur schwer vorstellen können. Dieser Umbau bezieht sich bei weitem nicht nur auf den Netzausbau, dessen vielfältige Aspekte allen von uns aus der öffentlichen Diskussion bekannt sind. Hinter den Kulissen beginnen Netzbetreiber einen noch komplexeren Umbau der Energielandschaft in Deutschland – und auch in Europa.

Das bisherige Stromsystem ist nicht zukunftsfähig

All dies bedeutet: Die Energiewirtschaft braucht neues Wissen. Denn fluktuierende Erzeugung erfordert Speichermöglichkeiten und einen angepassten Energieverbrauch. Zentrale Großkraftwerke waren in der Netzführung der Netzbetreiber ein ruhender, sehr gut vorhersagbarer Pol. Doch immer mehr unterschiedlichste EEG-Anlagen ersetzen zunehmend unsere Großkraftwerke. Dadurch wird es für die Netzbetreiber immer wichtiger, Informationen über den Betriebszustand dieser Kraftwerke und deren aktuelle sowie kurz- und mittelfristige Stromproduktion zu erhalten. Genauso wichtig sind aktuelle, zuverlässige Informationen über den Energieverbrauch und – mittelfristig – über den Status von Energiespeichern im Netz, die bei Ausnahmesituationen Energie aufnehmen oder abgeben können. Diese Informationen sind nötig, um unser Energiesystem, das eine der Grundlagen unserer Gesellschaft bildet, funktionsfähig und stabil zu halten. Das ist essentiell, denn: Ohne elektrische Energie bricht unsere Mobilität innerhalb von Tagen zusammen, die Versorgung mit Trinkwasser kommt kurzfristig nach dem Ausfall zum Erliegen, sogar Ladengeschäfte schließen, da die Kassensysteme nicht mehr funktionsfähig sind. Doch, Sie können es sich denken, Informationen über die Stromerzeugung und den -verbrauch stehen heute noch lange nicht von allen EEG-Kraftwerken und Stromverbrauchern – vor allem nicht im Niederspannungsnetz – zur Verfügung.

Großverbraucher mit einer jährlichen Stromabnahme von mehr als 100.000 kWh werden bereits heute alle 15 Minuten gemessen und die Messwerte täglich an die Netzbetreiber übermittelt. Von mehr als 42 Millionen Verbrauchern in Deutschland, nämlich von allen, deren Energieverbrauch jährlich kleiner als 100.000 kWh ist, kennt der Netzbetreiber jedoch lediglich einen Zählerstand pro Jahr. Sonst nichts. Er weiß nicht, wie viel Energie wann verbraucht wird. Die für die Verbrauchsverteilung herangezogenen Standard-Lastprofile spiegeln schon seit Jahren nicht mehr die Realität unseres Energieverbrauchs wider. In den 20 Jahren ihrer Gültigkeit haben sich unsere Lebensgewohnheiten grundlegend verändert – und sie tun dies in der Zukunft immer schneller. Für einen sicheren Netzbetrieb der Verteilnetze ist dies eine schon in naher Zukunft potentiell gefährliche Situation. Weiter erschwerend wirkt die besondere Struktur der deutschen Energiewirtschaft mit über 800 verschiedenen, teilweise voneinander unabhängigen  Netzbetreibern. Bisher hatten diese außer bei gemeinsamen Einkaufsmandaten oder bei Verbands- oder Branchentreffen wenig Berührungspunkte. Solange die Großkraftwerke die wichtigste Energiequelle in Deutschland waren, konnten sie beim Netzbetrieb auch weitgehend unabhängig voneinander arbeiten. Wie soll also ein neues Energie-Gesamtsystem mit vielen verschiedenen und unabhängigen verbrauchenden und erzeugenden Mitspielern zuverlässig und stabil funktionieren?

Daten werden in Zukunft eine zentrale Rolle spielen

Die Theorie ist einfach und einleuchtend: Man benötigt zeitnahe Informationen aus jedem Kraftwerk und von jedem größeren Stromabnehmer. Über Verbrauchsstellen müssen diese Informationen jedem an der Abnahmestelle tätigen Marktteilnehmer  diskriminierungsfrei, das heißt zu gleichen Bedingungen, zur Verfügung gestellt werden – und zwar in der benötigten Qualität und zum richtigen Zeitpunkt. Zudem müssen bei Bedarf Steuerungsbefehle zu Kraftwerken, Speichern und größeren Verbrauchern übermittelt werden können. Hierzu braucht es verbindliche Geschäftsprozesse, die sehr komplex werden und mit deren Entwicklung die Bundesnetzagentur noch nicht begonnen hat.  

Aber ohne Informationen über den Zustand eines Kraftwerks, etwa seine jetzige und geplante Produktion, und über den Energieverbrauch größerer Stromkonsumenten oder Konsumentengruppen – gepaart mit Informationen über Laststeuerungsmöglichkeiten – werden diese Geschäftsprozesse nicht funktionieren. Eine große Hürde, die es zu meistern gilt, ist die Zeit: Obwohl heute bereits bei Stromkunden mit hohem Verbrauch viele  der benötigten Informationen durch Stromzähler erfasst werden, ist man von zeitnaher Übertragung noch sehr weit entfernt. Erzeugungs- und Verbrauchsinformationen müssen zukünftig nahezu in Echtzeit zu zentralen Softwaresystemen fließen, die für die Datenaufbereitung und für den Betrieb der Netze verantwortlich sind. Diese Daten, ohne die unsere Energieinfrastruktur in kurzer Zeit Schaden nehmen würde, sind hochsensibel und extrem wichtig. Sie müssen, so gut es irgendwie geht, geschützt werden und ihre Unverfälschtheit muss gewährleistet sein. Das bedeutet, sowohl die Daten als auch alle Kommunikationswege müssen manipulationssicher sein.

Bisher wird zur Datenübertragung meist noch analoge Technik eingesetzt, insbesondere in der Niederspannung. Sie ist zwar zuverlässig, dafür aber langsam und nicht oder schwer in ein modernes Informations- und Kommunikationssystem integrierbar. In der Vergangenheit war ausschließlich die Übertragungskapazität der Stromleitungen für die Leistungsfähigkeit des Netzes ausschlaggebend. Künftig wird jedoch auch das Können der eingesetzten Informations- und Kommunikationstechnik wichtig. Das Intelligente Messsystem ist eine Art Basisbaustein, der an jedem größeren Verknüpfungspunkt mit einem modernen Stromnetz – Smart Grid genannt – installiert sein wird.

Das Intelligente Messsystem besteht aus einer Vielzahl von Komponenten und Systemen. Nur in ihrer Gesamtheit geben sie Gewähr für einwandfreie Funktion. Hierzu gehört der Zähler, häufig „Smart Meter“ genannt, ein Datenspeicher und Kommunikationsmodul mit Schnittstellen für Steuerungsbefehle, auch als Gateway bekannt, eine Datenübertragungsstrecke, auf der die Daten mit einer privaten Sicherheitsschlüssel-Infrastruktur verschlüsselt und zu den richtigen Empfängern übertragen werden, und die technische Entschlüsselung bei dem jeweils Empfangsberechtigten. Doch woher kennt das Gateway die Adressaten seiner Daten? Woher weiß es, wer den Strom aus einem EEG-Kraftwerk vermarktet? Und woher weiß es, wer den Strom zu gerade jenem Anschluss liefert, an dem das Gateway installiert ist und wer der zuständige Verteilnetzbetreiber ist? All diese Informationen werden von dem sogenannten Gateway-Administrator im Gateway hinterlegt und aktuell gehalten. Die Aufgaben des Gateway-Administrators erfordern ein tiefes technisches Verständnis der IT-gestützten Massendatenverarbeitung und der aktuellen Sicherheitstechnik in der Informationsverarbeitung. Ebenfalls notwendig: besonders geschützte redundante Rechenzentren. Organisatorisch muss rund um die Uhr sichergestellt sein, dass das Gateway alle erforderlichen Informationen besitzt, um die ihm zugedachten Aufgaben zu erfüllen. Der Gateway-Administrator ist also, neben dem Gateway, ein weiterer zentraler Baustein der Architektur des Intelligenten Messsystems.

Die Bundesregierung erarbeitet Sicherheitsrichtlinien

Da Intelligente Messsysteme Daten sammeln und weiterleiten, ohne die das Energiesystem der EEG-Kraftwerke Gefahr läuft zu kollabieren, hat sich die Bundesregierung für eine besonders gründliche und sichere Herangehensweise an das Thema entschieden: Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnologie (BSI) soll gemeinsam mit den Verbänden der Energiewirtschaft und der Bundesnetzagentur Sicherheitsrichtlinien für intelligente Messsysteme entwickeln. Die gewählte Sicherheitstechnik des BSI ist nahezu gleichwertig mit der Sicherheitstechnik militärischer Projekte. Das realistische Bedrohungsszenario intelligenter Stromnetze sind Angreifer, die Abrechnungsdaten verfälschen oder Attacken auf die Kommunikationsinfrastruktur starten und so das Netz lahmlegen.  Solche Gefahren durch Dritte oder Drittstaaten sollen ausgeschlossen werden. 100 Prozent Sicherheit gibt es aber hier, wie auch in allen anderen technischen Systemen, nicht.

Die Arbeiten des BSI sind auf technischer Ebene abgeschlossen, und es hat sich für einen rein deutschen Weg entschieden. Auf Techniken, die im europäischen Ausland genutzt werden, griff es nicht zurück. Somit konnte es nur in geringem Umfang die umfassenden Erfahrungen anderer nutzen. Entsprechend lange dauerten die Entwicklung der Normen und die Umsetzung der technischen Geräte. Bevor mit der Software- und Geräteentwicklung begonnen werden konnte, mussten sich die Hersteller vom BSI zertifizieren lassen. Zur Zertifizierung gehörten nicht nur die Entwicklungs- und Produktionsprozesse, sondern auch bauliche Maßnahmen, um Entwicklungsbereiche abzusichern und den Zugang zu Entwicklung und Produktion personengenau kontrollieren zu können. Einige Anbieter haben bereits erste Versionen des Gateways entwickelt. Wegen seiner Datenspeicher, Schnittstellen und Kommunikationsmöglichkeiten wird es eines der zentralen Elemente des Smart Grids sein. Die meisten Hersteller betraten Neuland, als sie das Gerät entwickelt und hergestellt haben, die technischen Hürden und die Kosten waren dementsprechend hoch.

Verordnungen zur Umsetzung fehlen bislang

Es fehlen bislang entsprechende Verordnungen, um Intelligente Messsysteme einsetzen zu können. Somit wird viel Geld in einen Markt investiert, dessen kommerzielles Volumen noch unsicher ist.  Außer einem Eckpunktepapier, das diesen Februar veröffentlicht wurde, ist wenig Konkretes über eine Umrüstung bestehender Zähler auf Intelligente Messsysteme bekannt. Erst wenn diese Verordnungen rechtskräftig verabschiedet wurden, wird klar sein, wann welcher „alte“ Zähler durch ein smartes System ersetzt werden muss und welche Übergangsregelungen und Ausnahmen es geben wird. Dann werden auch die Netzbetreiber Investitionssicherheit gerade für die notwendigen IT-Ausgaben und die Weiterbildung ihrer Mitarbeiter bekommen. Insbesondere die Aufgaben des Gateway-Administrators erfordern neben hohem technischem Know-how auch detaillierte Kenntnisse der vom BSI geforderten Sicherheitsmechanismen. Und das ist für alle Netzbetreiber Neuland!

Mit all den Aufgaben fühlen sich viele von ihnen personell, technisch und finanziell überfordert. Ein Netzbetreiber, der seine Gateways selber verwaltet, sollte idealerweise mindestens über 500.000 Zähler verfügen, so die inoffizielle Schätzung des Bundeswirtschaftsministeriums. Die IT- und Telekommunikationsbranche sieht hier ihre Chance und hofft auf ein neues Geschäftsfeld. Sie beginnt bereits, Gatewayadministrator-Dienstleistungen bei den Netzbetreibern anzubieten. Verbraucherschutzorganisationen mahnen, persönlichen Daten und individuelle Verbrauchsinformationen bei Stromabnahmestellen seien besonders schützenswert. Dies zu berücksichtigen und gleichzeitig Netzbetreibern und Energievertrieben zu ermöglichen, die Netze stabil zu betreiben und auf individuelle Verbrauchsmuster zugeschnittene Energieprodukte anzubieten, ist schwer. Die dazugehörigen Geschäftsprozesse zu erarbeiten, für deren Entwicklung die Bundesnetzagentur verantwortlich ist,  könnte bis zu 18 Monate dauern, so die Schätzung. Vor Ende 2016 ist mit den Spielregeln für den Einsatz der Intelligenten Messsysteme nicht zu rechnen.

Die Systemumstellung kostet Geld

Und was wird das kosten? 2014 hat das Bundeswirtschaftsministerium eine Kosten-Nutzenanalyse  durchführen lassen und im Eckpunktepapier vom Februar die Zielmarke von 100 Euro pro Jahr für veröffentlicht. Das sind die Kosten für das Gateway, jene für die notwendige Funktion des Administrators kommen noch hinzu: Sie werden mindestens 50 Euro  pro Jahr und Gateway betragen. Für die Zähler selbst wird der Stromkunde wahrscheinlich höchstens 30 Prozent mehr als heute bezahlen müssen. Viel Geld, sagen Sie? Richtig! Und wer bezahlt die Rechnung? Leider nicht diejenigen, die das alles bestellt haben – was Ihnen aber von Politikern vielleicht sehr bekannt vorkommt. Bezahlen werden es alle, deren Zähler durch ein Intelligentes Messsystem abgelöst wird. Ob der einzelne Anschlussnutzer mit Smart Meter die Kosten in voller Höhe bezahlen muss oder ob ein Teil auf die Gesamtheit der Stromkunden in Deutschland umgelegt wird, ist noch nicht entschieden. Letzteres gilt jedoch als wahrscheinlich. Auf unserer Stromrechnung könnten wir dann einen neuen Rechnungsposten finden, der „Systemumlage“ heißen könnte. Das ist nachvollziehbar. Schließlich profitieren wir alle von einem Stromsystem, in dem die stabile fossile Energieerzeugung eine immer geringere Rolle spielt und fluktuierenden Erneuerbaren Energien zunehmend das Rückgrat bilden. Ein sicheres, zuverlässiges und flexibles Stromnetz, kostet Geld und mit Sicherheit mehr, als wir uns heute vorstellen wollen.

Aus Sicht der Systemstabilität ist das Intelligente Messsystem wichtig und richtig. Wichtige Vorteile sind:

• standardisierte Kommunikationstechnik
• sichere und schnelle Datenverbindungen
• einheitliche Schnittstellen für Anlagensteuerungen von Erzeugungsanlagen und Verbrauchern

Leider wurden erst kürzlich tausende Ökokraftwerke mit Steuerungstechnik aufgrund einer EEG-Änderung umgerüstet. Diese Anlagen werden deshalb erst in vielen Jahren mit einem Smart Meter ausgestattet werden. Warum vergibt man eine solche Chance zum technologischen Fortschritt?

Stabile und sichere Netze werden Geld kosten – mehr als wir es uns heute vorstellen wollen. Nur, warum muss Deutschland mit einer bisher in Europa einmaligen technologischen Neuentwicklung dieses Thema angehen? Warum konnte man sich nicht das Beste  aus bereits angewandter Technik in Europa und der Welt anschauen und zumindest Teile davon übernehmen? Internationale Gerätehersteller schütteln den Kopf und konzentrieren sich auf andere Märkte. Wollen wir das?

Unsichere, weil bisher nicht vorliegende Einführungsszenarien, führen seit Jahren dazu, dass die Umrüstung hin zu einer modernen Elektrizitätsmesstechnik stockt. Die übertriebenen Anforderungen der Datenschützer tragen ihren Teil dazu bei. Was bringt überragende Sicherheitstechnik, wenn diese nur in Deutschland angewendet wird? Was geschieht mit einem zukünftigen europäischen Verbundnetz, wenn es keine kompatiblen Technologien gibt? Und wer muss die in vielen Gebieten vorherrschende Regulierungswut bezahlen? Wollen wir in unserem Interesse hoffen, dass das Intelligente Messsystem keine elektronische Gesundheitskarte, kein maschinenlesbarer Personalausweis oder gar ein Transrapid wird.

Rudolf Koenig leitet die NaturStrom Energiedaten GmbH, zu deren Aufgabenbereich es zählt, den Ökostromanbieter NATURSTROM auf die Einführung und den Einsatz Intelligenter Messsysteme vorzubereiten.