Das Bundeswirtschaftsministerium arbeitet an einem „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“. Der Referentenentwurf, der pv magazine vorliegt, wird nächste Woche auf der Tagesordnung im Kabinett stehen. Die Drei-Hersteller-Regel soll entfallen und ein agiler Rollout möglich werden. Für die Bürger sollen Kosten höchstens 20 Euro brutto jährlich entstehen. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) sieht noch “Lücken und Schwachstellen“.
Der Smart-Meter-Rollout geht nicht mit der für die Energiewende notwendigen Geschwindigkeit voran, heißt es in dem Referentenwurf. Der Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der Hochlauf der Elektromobilität und bei Wärmepumpen erforderten eine beschleunigte Digitalisierung. So ließen sich neue Erzeugungsanlagen und Verbrauchseinrichtungen zügig und sicher in das Energiesystem zu integrieren. Bis 2030, so der Fahrplan, soll die erforderliche digitale Infrastruktur für ein weitgehend klimaneutrales Energiesystem stehen.
Agiler Rollout und weniger Kosten für Verbraucher
Die Drei-Hersteller-Regel soll gekippt werden, das Tempo werde damit zukünftig vom innovativsten Hersteller bestimmt. Bislang war vorgesehen, den Rollout erst zu starten, wenn für jede Entwicklungsstufe Produkte von drei unabhängigen Herstellern zertifiziert sind. Der Entwurf ermöglicht nun einen „agilen Rollout“. Er könne damit mit bereits zertifizierten Geräten in den meisten Fällen starten. Aufwendige Funktionen würden dann über Anwendungsupdates nach und nach freigeschaltet oder bereitgestellt.
Die Messentgelte für Verbraucher und Kleinanlagen-Betreiber sollen auf 20 Euro pro Jahr gedeckelt werden. Damit werden die Netzbetreiber stärker zur Kasse gebeten. Denn sie profitierten in besonderer Weise vom Rollout, heißt es im Entwurf. „Im künftigen Energiesystem hängt die Systemstabilität maßgeblich von einer flächendeckenden Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit der fluktuierenden Erzeuger und Verbraucher in den Verteilernetzen ab.“ Dafür werden alle Smart Meter künftig viertelstündlich bilanziert.
Die Schwelle, ab der Lieferanten ihren Kunden mit intelligentem Messsystem einen dynamischen Stromtarif anbieten müssen, wird bis 2025 auf 50.000 Letztverbraucher halbiert. Mit dem geplanten agilen und sofortigen Rollout-Beginn stelle das Gesetz die Weichen, dass die Energiewirtschaft solche Tarife tatsächlich umsetzen könne.
Standardisierung Aufgabe der Wirtschaft, gebündelte Kompetenzen
Als weitere Neuerung wird die Möglichkeit gestärkt, das Smart-Meter-Gateway als Infrastruktur am Netzanschlusspunkt einzubauen. Auch solle sich die Standardisierung des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik auf das Smart-Meter-Gateway fokussieren. Gesonderte Standards für Steuereinheiten, Ladeeinrichtungen oder Wärmepumpen seien dagegen in Zukunft vor allem Aufgabe der Wirtschaft.
Zudem soll das Gesetz die Digitalisierung der Energiewende aus einer Hand ermöglichen. Die Rechts- und Fachaufsicht über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) für alle Aufgaben im Zusammenhang mit den Messstellenbetriebsgesetz soll auf das Bundeswirtschaftsministerium übertragen werden.
„Große Schritte in die richtige Richtung“
Für Robert Busch, Geschäftsführer des bne, geht der Entwurf „große Schritte in die richtige Richtung, ein Durchbruch ist er noch nicht.“ Die Digitalisierung werde einfacher, schneller und günstiger und sei längst überfällig, dass das BSI sich in Zukunft auf die Zertifizierung der Gateways beschränke. „Mit dem Ende der Drei-Hersteller-Regel und der Markterklärung kann ein echter Neustart der Digitalisierung beginnen. Richtig ist auch, dass gesonderte Standards, etwa für Steuereinheiten oder Wärmepumpen, dem Markt überlassen werden“, so Busch.
Der Preisdeckel für Endverbraucher bei 20 Euro pro Jahr sei ein „Gamechanger“. „Dadurch werden Geschäftsmodelle möglich, die sonst unter den teuren Zählerkosten verschüttet worden wären. Dass die Netzbetreiber stärker an den Kosten für die Smart-Meter-Gateways beteiligt werden, ist folgerichtig. Schließlich profitieren sie von den übermittelten Daten für die nötige Netzzustandsüberwachung“, so Busch weiter. Gut sei auch die Bündelung der Kompetenz im Bundeswirtschaftsministerium.
Der Entwurf habe auch Lücken und Schwachstellen. Die neue Marktrolle des Auffangmessstellenbetreibers sei hochproblematisch. Sie stärke die Monopolbildung und schwächt die wettbewerblichen Messstellenbetreiber weiter. Auch der Zertifizierungsprozess bliebe weiterhin viel zu kompliziert. „Warum soll ein Hersteller das Gerät nicht selbst zertifizieren können? Solange nur das BSI anerkennen darf, bleibt es das Nadelöhr bei der Digitalisierung. Dieser deutsche Sonderweg verhindert somit auch weiterhin, dass die Geräte wirklich günstig und schnell verfügbar werden.“
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Bevor man diese Dummheit folgt, mal bei Stedin in den Niederlanden nachfragen weshalb Smartmeter ständig ausgetauscht werden müssen und keienr bei den Abrechner mehr durchblick, außer die schlaue Verbraucher die die Daten notieren und/oder Photografieren.
Was mann machen soll: an jede haustür ein gut lesbare Mitteilung: Heuite xxx kWH verbraucht, Kosten yy €, dies wird helfen Leute Ihr Verbrauch zu verstehen und zu sparen. Ein versteckte Smartmeter die immer wieder kaputt ist oder software updates braucht bringt nichts, außer Umsatz für deren hersteller und Software programmierer
Der Gesetzgeber sollte die Ziele einer solchen geforderten Ausrüstung wiklich auch definieren:
Warum, Wieso und mit welchen Ziel?
Smart Metering heist erst einmal Alles….
Wenn dann doch ein Ableser rumgehen müßten, wäre es leider nur heiße Luft!
Wenn die Netzbetreiber wirklich die Last in ihren Netzen ermitteln wollten würden sie an ihren Trafos und Netzknoten Zähler einbauen, permanent auslesen, und die Messwerte veröffentlichen. Aber Gott bewahre, das kostet ja Geld, während sich Geld machen lässt, jeden Monat jedes Jahr, indem zig Millionen Endkunden einen Smartmeter aufgedrückt bekommen für den sie Miete bezahlen müssen während sie ihre Messdaten verkaufen lassen müssen. Die Netzlast bleibt weiterhin Firmengeheimnis.
Wichtig wäre vor allem eine genormte einheitliche !!! Schnittstelle, welche die aktuellen Messwerte (am Netzanschlusspunkt, phasenbezogen) für Anwendungen IM Haus (ohne über die Cloud) live zur Verfügung stellt. Beispielsweise zur Steuerung von Speichern, Ladestationen oder anderen Verbrauchern. Hierzu müssen die Werte von verschiedenen Geräten (min. 10 Stück), min. 1x pro Sekunde (besser 10x pro Sekunde) abgerufen werden können. Die Schnittstelle muss also schnell sein. Hierzu schlage ich Ethernet(Kabel) und Modbus TCP vor, da dieses technisch dazu in der Lage ist und in der Industrie stark verbreitet ist und auch über verschiedene Medien (Kabel, WLAN, Glasfaser, Powerline, Internet) transportiert werden kann. Wichtig ist eben auch eine Festlegung der Datenstruktur und Adressen der einzelen Messwerte, damit die Konfiguration zwischen den verschiedenen Herstellern einfach ist. Im Prinzip die Netzwerkadresse einstellen und los geht’s.
Wir haben Kunden, bei denen wir schon bis zu vier (4!) Zähler in Reihe hintereinander eingebaut haben, weil jedes System seine eigene Schnittstelle möchte (Lastmanagement für Ladestationen, EVU-Zähler, Speicher (EnFluRi), Energiemanagement). Die Kosten hierfür sind exterm hoch und vor allem unnötig, zumal das ja auch größere Zählerschränke und somit größere Räume/Gebäude bedeutet, insbesondere bei Messwandlern im Gewerbebereich kommen da auch Quadratmeter Zählerschrank zusammen. Auch die Umwelt wird unnötig durch zig-fache Zählerproduktion/Entsorgung und den Stromverbrauch der Messtechnik belastet und die Lieferschwierigkeiten sind auch zig-fach so hoch, da eben zig-fach produziert werden muss.
Wenn ich folgendes lese: ##########
„Gesonderte Standards für Steuereinheiten, Ladeeinrichtungen oder Wärmepumpen seien dagegen in Zukunft vor allem Aufgabe der Wirtschaft.“ ##########
dann ist genau das der falsche Weg. Dies führt dazu, dass dann der Speicher nur mit SmartMeter B geht, aber der Messstellenbetreiber hat ja Typ C eingebaut. Und wenn man es hinbekommt dass der Messstellenbetreiber doch Typ B einbaut, dann braucht die Wallbox Typ D und die Wärmepumpe Typ E. Hier halte ich es zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber eine verpflichtende Mindestschnittstelle vorschreibt, die einen Großteil der lokalen Anforderungen abdeckt.
Das wäre „smart“, und dem Begriff „Digitalisierung“ würdig, insbesondere im Land der Tüftler und Denker.
Eben genau dieser von Ihnen und sicherlich vielen so gewünschte Ansatz der Standardisierung ist die letzten Jahre krachend gescheitert. Es gibt also sowohl positive als auch negative Beispiele mit beiden Ansätzen (Markt versus staatlicher vorgegebener Standardisierung). Wenn der eine Ansatz allerdings scheitert und Erfolg nicht in Sichtweite ist, dann wird es Zeit für den anderen Ansatz.
Wenn es so läuft wie mit awattar bzw. discovergy, geht es ja noch. Die bieten immerhin im 2 Sekundentakt json Datenpakete frei verfügbar im Netz an. Eine solche verschlüsselte Schnittstelle z.B. für das smart home über einen raspi anzuzapfen ist ein Leichtes und sie ist auch bereits in der Wallbox go-e charger oder im Webdienst clever-PV für eine Überschussladung beinhaltet… die Hardware ist bei mir dann ein Meteroit 3.5 Gateway, das so weit ich weiß allerdings nicht zertifiziert ist. Ein Standard wäre aber ohne Zweifel absolut sinnvoll und würde vieles noch einmal deutlich vereinfachen…
Hat Jemand gerade eine Definition parat, was mit dem Einbau von digtalen Zählern erreicht werden soll?
Ich habe seit 2 Jahren einen mit Rücklaufsperre; das wars. Und er wird von amtswegen einmal jährlich abgelesen!
Offensichtlich ist es bei den Verbands-Veranstaltungen so, dass, wenn Jemand der Entscheider Etwas von DIGITAL hört, kommt es zu reflexartigen Zustimmung und es geht einvernehmlich gemeinsam zur Theke.
Nehmen Staatssekritäre eigentlich auch turnusmäßig an Fortbildungen teil?
So geht nicht digital!
„Digital“ wird als ToDo in der Hierarchie nach unten getreten und irgendein armer IT-Gruppen Chef darf dann unausgegorene Texte in Daten und Eingaben formalisieren.
Bei der Strompreisbremse passiert gerade so ein Chaos im Hintergrund. Datenformate sind nicht definiert etc. Etwas unglücklich, wenn man mit hunderten von Schnittstellen und Anbietern Daten austauschen muss(!). Ach…. diese Datenfuzzies… die stellen immer so lustige Fragen, die sollen doch einfach nur machen 🙂
Mir erschließt sich der Sinn des SmartMeters zur Ermittlung des Stromverbrauches nicht.
Wir haben eine PV Anlage, die Netzbezug, Einspeisung, gewonnen Strom und einen sog. Hausverbrauch misst. Das weicht leicht von dem ab, was der digitale Zähler ermittelt und schließt den Verbrauch der Anlage ein. Für den Hausverbrauch läuft daher noch ein Modbus TCP und der digitale Zähler wird monatlich abgelesen, um die Abweichung anzupassen.
Wofür ich wieviel Strom benötigt habe, sagt mir keiner dieser Zähler, weshalb ich mir nicht vorstellen kann, dass ein SmartMeter zu irgendwas anderem als für am Börsenstrompreis orientierten Tarifen nutze ist.
Statt für Smart(?)Meter solchen Wind zu machen, sollte besser die Verbreitung gerätebezogener Zähler, Shellies etc. sowie Geräte, die bereits einen Zähler eingebaut haben, wie bei Wallboxen üblich, die über Netzwerk ausgelesen und ein/aus geschaltet werden können vorangetrieben werden. Ein ioBroker oder vergleichbare Zentrale dazu und dann die Steuerung nach PV, EnergieMonitor und aktuellem Strompreis dazu, wäre das ein Vielfaches sinnvoller mit dem Ausbau erneuerbarer Energien vereinbar.
„dass ein SmartMeter zu irgendwas anderem als für am Börsenstrompreis orientierten Tarifen nutze ist.“
Aus meiner Sicht geht es genau darum im Kern, wenn neue Tarife mit der Direktnutzung von Überschüssen damit möglich erscheinen… es ermöglicht die Teilhabe jedes Einzelnen mit temporär sehr günstigen Strompreisen, wenn man netzdienlich agiert. Das muss nicht so abschreckend am Börsenstrompreis wie heute orientiert sein… ich denke, dazu gehört ein komplett neues Strommarktdesign, das die dynamische Nutzung begünstigt und nicht wie heute teilweise noch bestraft.
Ich habe ein smartmeter und kann dadurch über den stündlichen Börsenpreis bei viel Wind mit 11 Cent die kWh das E-Auto laden. Ich nutze es auch beispielsweise für die Echtzeit PV-Überschussladung lediglich mit meiner Wallbox (go-echarger) ohne weitere Hardware, aber auch über meinen raspberry für mein smart home System. Mein Smartmeter-Anbieter bietet eine freie (json, verschlüsselt) Schnittstelle, die ich und jeder Fremdgerätehersteller im 2 Sekundentakt nutzen kann… das sehe ich dann schon als deutlichen Mehrwert. Ich denke, aus der komfortablen Pufferung von Volatilität wird sich noch ein großer Markt für den Heimbereich und für die Industrie (Käle, Wärmetechnik) abbilden, dem sich auch die Hersteller „verschiebbarer“ Großverbraucher (WP, Wallbox, Wärmespeicher, etc.) noch gerne anschließen werden.