Was unterscheidet einen Smart Meter von den konventionellen Stromzählern mit analoger Messung?
Michael Schmidt: Die klassischen Ferraris-Zähler mit Drehscheibe laufen endgültig aus. Ihre Produktion wurde zum Ende 2015 eingestellt. Nun werden sie sukzessive durch elektronische Zähler ersetzt. Allerdings sind die elektronischen Messgeräte noch keine Smart Meter. Sie haben einen Chip, der die Verbrauchswerte speichern kann.
Wie wird der elektronische Zähler zum Smart Meter?
Wenn er mit einem Gateway verbunden ist, spricht man von einem intelligenten Messsystem, einem Smart Meter. Das Gateway verbindet den Zähler mit der Außenwelt, macht ihn kommunikationsfähig. Dadurch erhält der Zähler seine Intelligenz.
Also braucht man zwei Geräte?
Zähler und Gateway, ja. Sie können in einem Gehäuse stecken oder es sind zwei einzelne Geräte mit definierter Schnittstelle. Eichrechtlich bilden sie jedoch eine Einheit. Im Kabinettsentwurf zum Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende wird vorgeschrieben, solche Smart Meter überall einzubauen, wo der jährliche Stromverbrauch 6.000 Kilowattstunden übersteigt. Oder wo Photovoltaikanlagen laufen, die mehr als sieben Kilowatt Erzeugungsleistung aufweisen.
Welche Vorteile haben die intelligenten Zähler?
Die Smart Meter sind in der Lage, mehrere Stromtarife zu nutzen. Über den Administrator meldet sich der Lieferant des Stroms an, die entsprechende Autorisierung wird im Gateway hinterlegt. Dann liefert das Netz über das Gateway alle 15 Minuten den Strom je nach gewünschtem Profil und Tarifmodell. Das Gateway baut zu den verschiedenen Lieferanten mit ihren Tarifen zeitlich befristete Kanäle auf, um Daten vom Zähler oder Einspeiser an die berechtigten Empfänger zu leiten. Bedingung ist, dass sich der Lieferant zuvor authentifiziert hat.
Die Zähler unterliegen den Vorschriften des Eichamtes. Müssen auch die Gateways geeicht werden?
Ja. Es ist eine allgemeine Zulassung der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB) erforderlich, auf deren Basis eine Konformitätserklärung des Herstellers folgt. Dieser Vorgang entspricht einer Eichung.
Wie ändern sich die Eichfristen?
Die alten Ferraris-Zähler waren zunächst für 16 Jahre geeicht. Allerdings war es möglich, die Eichfristen über Stichproben zu verlängern. Wenn wir zum Beispiel im Jahr 2007 insgesamt 50.000 Zähler eingebaut haben, konnten wir daraus ein Los ziehen für eine repräsentative Stichprobe. War die Abweichung der gelosten Zähler im Limit, wurde die Eichfrist für die eingebauten Zähler um fünf Jahre verlängert. Eine zweite Verlängerung um weitere fünf Jahre war möglich. Bei den elektronischen Zählern wurde die Erst-Eichfrist auf acht Jahre halbiert.
Ein umstrittenes und emotionales Thema ist die Datensicherheit. Wer das Verbrauchsprofil eines Privatkunden oder eines Unternehmens kennt, kann viele Rückschlüsse ziehen. Zum Beispiel auf die Anwesenheit von Personen in der Wohnung oder im Gebäude. Wie sicher sind die Smart Meter?
Wir meinen, dass sie sicherer sind als beispielsweise das Homebanking. Das zuständige Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) in Bonn hat ein umfangreiches Schutzprofil entwickelt, um den Schutz und die Sicherheit der Verbrauchsdaten zu gewährleisten. Dieses Schutzprofil richtet sich nach der Einsatzumgebung der Smart Meter und dem Schutzbedürfnis der Stromkunden. Wer könnte auf welche Weise eingreifen? Denn die Daten sollen natürlich nur an berechtigte Verarbeiter gehen. Man darf sie nur zu dem Zweck nutzen, zu dem sie erhoben wurden. Gegebenenfalls muss man die Daten anonymisieren.
Im Internet tobt der Wettlauf zwischen Datennutzern, Verschlüsselung und Hackern. Warum sollte es beim Smart Meter anders sein?
Wenn Unbefugte an die Daten kommen, können sie interessante Schlussfolgerungen ziehen, das stimmt. Man kann sogar herausfinden, welches Fernsehprogramm läuft oder welche Kaffeemaschine im Einsatz ist, also Marke und Alter der Maschine. Das ruft nicht nur Hacker auf den Plan, das ist auch für Hersteller solcher Artikel oder die Konsumforschung interessant. Umso wichtiger ist es, fremde Eingriffe abzuwehren. Das Schutzprofil des BSI ist technologieoffen. Es verlangt zum Beispiel, dass die Gateways eine Firewall haben.
Sind die Geräte auch gegen Stromausfall gesichert?
Bisher ist nicht vorgesehen, sie mit einer Batterie auszustatten. Aber die Fähigkeit zum Schwarzstart ist vorgeschrieben. Die Datenspeicher müssen ausfallsicher sein.
Zum Nulltarif sind die Smart Meter nicht zu haben. Auf welche Preise müssen sich die Kunden einstellen?
Da es noch keine zertifizierten Geräte gibt, sind genaue Preisangaben nicht möglich. Man kann sie höchstens schätzen. Derzeit befinden sich acht Geräte beim BSI in der Zertifizierung. Klar ist, dass sie deutlich teurer werden als die analogen Ferraris-Zähler. Ich schätze, dass die Geräte mit Einbau unter 500 Euro kosten. Natürlich entwickeln sich die Kosten auch in Abhängigkeit von den Stückzahlen, die installiert werden, sowie von der konkreten Ausstattung der Systeme.
500 Euro je Zähler, wer soll das bezahlen?
Im Gesetzentwurf hat das Bundeskabinett festgelegt, dass bestimmte Obergrenzen gelten sollen. Das steht in Paragraf 31 des Entwurfs. So darf der Messstellenbetrieb für Stromkunden mit 50.000 bis 100.000 Kilowattstunden pro Jahr nicht mehr als 200 Euro kosten, brutto wohlgemerkt. Bei 20.000 bis 50.000 Kilowattstunden sind es 170 Euro brutto, von 10.000 bis 20.000 Kilowattstunden gelten 130 Euro brutto als Obergrenze. Zwischen 6.000 und 10.000 Kilowattstunden dürfen es nur 100 Euro sein, also rund 84 Euro netto.
Und bei den Zählern für Solargeneratoren?
Bei kleineren Anlagen von sieben bis 15 Kilowatt Anschlussleistung darf der Betrieb des elektronischen Zählers nicht mehr als 100 Euro pro Anlage und Jahr kosten, ebenfalls brutto gerechnet. Zwischen 15 und 30 Kilowatt dürfen es 130 Euro sein, zwischen 30 und 100 Kilowatt 200 Euro. Über 100 Kilowatt, wie übrigens auch bei einem Verbrauch von mehr als 100.000 Kilowattstunden, erlaubt der Gesetzentwurf „ein angemessenes Entgelt“.
RWE Metering wird in den kommenden Jahren Tausende, wenn nicht gar Millionen der neuen Zähler einbauen. Reichen Ihnen diese Preise aus?
Mit diesen Obergrenzen könnten wir wahrscheinlich hinkommen, wenn es Nettopreise wären. Denn Sie müssen die Kosten für die Geräte, ihren Einbau und ihren Betrieb auf die Laufzeit der Zähler umlegen. Aber im Entwurf stehen Bruttopreise, das wird sehr knapp. Ursprünglich standen Nettopreise in den Entwürfen der Ministerien, damit wären wir zufrieden. Im Entwurf, der vom Bundeskabinett Anfang November verabschiedet wurde, stehen plötzlich Bruttopreise. Ich hoffe, wir können im parlamentarischen Verfahren zu den Nettopreisen zurückkehren. Der Entwurf soll im April durch den Bundestag und den Bundesrat gehen.
Ist der Umbau der Zähler technisch ein Problem? Oder ist die Sache ohne Schwierigkeiten machbar?
Eine gute Frage, die letztlich auch die Preise berührt. Nach den Vorgaben des Gesetzgebers sollen die Gateways alle Viertelstunden die Verbrauchswerte des Vortages an die Netzbetreiber melden, um Lastanforderungen zu modellieren. Wir haben das im Modellversuch simuliert. Wenn man nun jeden Tag und jede Nacht – auch am Wochenende und an Feiertagen – diese Werte aus einem Keller funken soll, müssen die Betreiber der Sendemasten für den Mobilfunk die Vollabdeckung gewährleisten. Das tun sie aber nicht, nirgends. Im Gegenteil: Nachts werden die Sendemasten abgeregelt, weil die permanente Vollabdeckung sehr teuer ist.
Und der Einbau im Keller?
Stellen Sie sich vor: Das Gateway muss die Verbrauchsdaten aus dem Zählerschrank im Keller senden, eventuell durch Brandschutzwände und Stahltüren hindurch, rund um die Uhr, obendrein gemäß den Vorschriften zur elektromagnetischen Verträglichkeit. Da sehe ich große Schwierigkeiten, die den Umbau der Zähler zudem sehr stark verteuern dürften.
Viel Zeit bleibt nicht mehr für Experimente. Denn schon Ende 2016 soll es losgehen, oder?
Wenn es bei den Fristen bleibt, beginnt das Zeitalter der Smart Meter in Deutschland Anfang 2017. Alle Stromverbraucher mit mehr als 10.000 Kilowattstunden müssen innerhalb von acht Jahren umgerüstet sein. Für kleinere Verbraucher ab 6.000 Kilowattstunden beginnt diese Frist im Jahr 2020. EEG-Anlagen sollen gleichfalls ab 2017 mit intelligenten Messstellen ausgerüstet werden, in den Leistungsklassen von sieben bis 100 Kilowatt. Auch bei ihnen gilt eine Frist von acht Jahren. Solargeneratoren mit mehr als 100 Kilowatt werden ab 2020 umgestellt.
Die Einführung der Smart Meter böte die Chance, die deutsche Kleinstaaterei bei den technischen Anschlussbedingungen (TAB) zu beenden. Oder müssen die Smart Meter neben dem Schutzprofil des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) auch die TAB der regionalen Netzbetreiber erfüllen?
Eine Vereinheitlichung der Anschlussbedingungen ist nicht vorgesehen. Dieser Vorstoß müsste von der Bundesnetzagentur kommen, das hat mit dem BSI weniger zu tun. Natürlich müssen die neuen Zähler die TAB des jeweiligen Netzgebiets erfüllen, in dem sie montiert werden.
Was passiert mit den Rundsteuerempfängern? Können die Smart Meter auch die Wirkleistungsregelung der EEG-Anlagen übernehmen? Immerhin sind sie kommunikationsfähig ...
Genau das ist ein Problem. Logisch und sinnvoll wäre es. Aber das BSI hat nicht vorgesehen, dass die Gateways steuern können. Sie dürfen keine Funktionen zur Anlagensteuerung beinhalten. Diese Zähler können keine EEG-Anlagen steuern.
Also bedeutet der Einbau für EEG-Anlagen im Grunde genommen einen überflüssigen Mehraufwand?
Wir haben in unseren Stellungnahmen an das Bundeswirtschaftsministerium und beim BSI darauf hingewiesen. Will man die Rundsteuerempfänger ersetzen, braucht man neben den elektronischen Zählern und den Gateways eine spezielle Steuerbox, um die Rundsteuerempfänger zu ersetzen. Dafür hat das BSI aber noch keinen Auftrag erhalten, und so etwas kann durchaus ein bis zwei Jahre dauern, falls das BSI hier noch Handlungsbedarf sieht.
Wie viele Zähler werden Sie am Tag, in der Woche oder im Monat umrüsten können?
Da die genauen Vorschriften noch nicht feststehen, kann ich dazu noch keine Angaben machen. Denn wir haben noch ein weiteres Problem, das der Gesetzgeber auftürmt: Die Umrüstung erfolgt in Gruppen je nach Verbrauch oder EEG-Einspeiseleistung. Wir können also nicht flächendeckend umrüsten, etwa ganze Gemeinden, Gewerbegebiete oder Straßenzüge. Das würde die Sache vereinfachen und die Kosten senken, aber mit der Umrüstung in Gruppen ist das unmöglich. In Spanien, in Großbritannien, in Italien oder Schweden wurde die Umrüstung viel einfacher organisiert: Dort erhielt jeder Stromkunde einen Zähler.
Wer darf die neuen Zähler einbauen?
Die Umrüstung obliegt dem grundzuständigen Messstellenbetreiber. Das sind die Netzbetreiber und von ihnen zugelassene Messstellenbetreiber, die auch bisher den Einbau oder Austausch von Zählern erledigen. In jedem Fall muss der Monteur eine Elektrofachkraft mit entsprechender Ausbildung sein. Auch wettbewerbliche, dritte Messstellenbetreiber können im Auftrag des Kunden umbauen.
Dem geplanten Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende gingen umfangreiche Feldversuche voraus. Warum wird es nun doch kompliziert und teuer?
Fragen Sie mich nicht, unsere Einwände wurden ignoriert. Wir haben zum Beispiel in Mülheim an der Ruhr rund 100.000 intelligente Messsysteme installiert. Dort sind mittlerweile fast alle Haushalte mit elektronischen Zählern ausgestattet. Unsere umfangreichen Erfahrungen und Kundenkontakte haben wir ausgewertet und immer wieder an geeigneten Stellen präsentiert.
Welche Erfahrungen haben Sie im Umgang mit den Kunden bisher gesammelt?
Wir haben gelernt, dass man die Umrüstung der Zähler kommunikativ begleiten muss. Viele Menschen haben Angst vor Strahlungen durch die Gateways oder Datenmissbrauch. Das Projekt in Mülheim läuft seit 2008, dort nutzen wir eine verschlüsselte Datenübertragung. Wir haben die Geräte mehrerer Hersteller erprobt und getestet, sie funktionieren gut. Weil sie natürlich noch nicht das BSI-Schutzprofil erfüllen, dürfen diese Zähler künftig nicht mehr eingebaut werden. Sie sind nicht mehr erlaubt. Wir wissen aber auch, dass es bei den neuen Zählern eine relativ hohe Störquote gab, was ihren Einsatz verteuerte. Auch die Telekommunikation erwies sich als Problem, wie vorhin erläutert.
Haben sich die Verbräuche der Stromkunden durch den Einbau der smarten Zähler verringert?
Verschiedene Studien haben ergeben, dass man keine übertriebenen Hoffnungen haben sollte, was die Einsparung von Strom betrifft. Der Wechsel der Zähler erzeugt noch keinen Wandel im Verbraucherverhalten. Bei unseren Versuchen in Mülheim lag der durchschnittliche Verbrauch nach dem Einbau der neuen Messtechnik im Mittel um circa drei Prozent niedriger. Also haben die neuen Zähler in der Regel keinen nennenswerten Effekt auf den Stromverbrauch.
Wie viele Zähler hat RWE Metering im Netzgebiet?
Wir verwalten derzeit rund 4,3 Millionen Zähler. Die RWE-Gruppe insgesamt hat acht Millionen Zähler in Deutschland. In der Summe laufen in Deutschland rund 40 Millionen Stromzähler.
Wie viele davon sind von der Umrüstung betroffen?
Etwa 15 bis 20 Prozent werden mit elektronischen Zählern und Gateways ausgestattet. Das ist sportlich, aber das können wir schaffen. Wenn die Bedingungen und Vorschriften im Gesetz sinnvoll sind und sich praktisch umsetzen lassen. Wir werden bundesweit Partner schulen, damit sie das Gateway und die Telekommunikation einbauen können.
Das Gespräch führte Heiko Schwarzburger.
Dr. Michael Schmidt
begann seine Laufbahn in der Energiewirtschaft nach Studium und Promotion im Jahr 1991 bei der damaligen VEW (Vereinigte Elektrizitätswerke Westfalen AG). Er war für verschiedene Unternehmensbereiche wie Vertrieb, Kraftwerke und Entsorgung tätig und begleitete Akquisitionen in den neuen Bundesländern und später in Osteuropa. Nach der Fusion von RWE und VEW war er zunächst im Vertrieb tätig. Im Jahr 2003 übernahm er die Geschäftsführung der RWE Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH. Im Jahr 2013 wurde er Geschäftsführer der RWE Metering GmbH, um die Spartenintegration Gas und Strom im Messwesen durchzuführen und das Unternehmen auf Smart Meter vorzubereiten.
EnBW/Fröschl
Kooperation bei Smart Metern
Die ITF-EDV Fröschl GmbH und die EnBW Energie Baden-Württemberg AG arbeiten bei Smart Metern zusammen. Mit der Gateway-Administrations-Software ergänzt Fröschl das Smart-Meter-Konzept von EnBW. Als Teil eines Komplettpakets bietet EnBW künftig die Ablesung der Zähler, die Beschaffung der Geräte und die Gateway-Administration auch anderen Marktteilnehmern an. „Wir haben die Möglichkeit, unsere Software bereits vor dem eigentlichen Rollout unter realen Bedingungen zu testen, weiterzuentwickeln und zu optimieren“, erläutert Thomas Bruckbauer, Geschäftsführer von Fröschl. „Gemeinsam werden wir uns in den nächsten Monaten auf die massenfähige Abwicklung konzentrieren. Dabei geht es beispielsweise um die Ausprägung von zeit- und lastvariablen Tarifen oder auch die Anbindung von Steuerboxen.“
Aktuell befinden sich die EnBW und die Netze BW in ihrem finalen Feldtest. Rund 1.000 Smart Meter mit funktionsfähigen Gateways werden in Baden-Württemberg installiert.
Weiter sollen 2016 in einem Pilotprojekt insgesamt 20.000 neuartige BSI-konforme Zähler ausgerollt werden. Diese erfüllen bereits das Schutzprofil des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnologie (BSI).
Neu für die Kommunikation mit den Smart-Meter-Gateways sind die gesetzlich definierten Sicherheitsanforderungen an den IT-Betrieb. So muss der Gateway-Administrator ein ISO-27001-Zertifikat vorweisen und damit deutlich mehr Aufwand betreiben als bisher üblich. Auch diese Zertifizierung will EnBW bis zum Start des Pilotprojektes abschließen.
In den kommenden Jahren müssen Millionen Stromzähler in deutschen Haushalten ausgetauscht werden.
