Zählerdaten effizient bereitstellen

Um bei der Bereit­stellung benötigter Zähler­daten die Infra­struktur nicht zu verdoppeln und um so unnötige Kosten zu vermeiden, können entweder Private ihre Messdaten den VNBs zur Verfügung stellen (Smarter-Ansatz), oder Private können Energiedaten direkt beim VNB-Zähler abgreifen (StromVV-Ansatz). Diese beiden Ansätze wurden in der Praxis getestet, in einem gemein­samen Projekt der BKW, Elektroplan Buchs & Grossen AG und der Smart Energy Link AG (SEL).

Die technische Machbarkeit wurde bewiesen. Für die rechtlichen Lücken und technischen Heraus­forde­rungen wurden Lösungen erarbeitet und die weiteren Schritte definiert.

Ausgangslage

Das Erheben von Messdaten für die Abrechnung und die Marktprozesse liegt in der Verantwortung des Verteil­netz­betreibers (VNB).¹⁾ Dies kann bei neueren Gebäude­konfigu­rationen mit eigener Gebäude­steuerung (Smart Homes) zu Doppelspurigkeit in der Mess­infra­struktur führen (Bild 1). Wird ein Smart-Home-System eingerichtet oder sind mehrere Wohn- oder Gewerbe­einheiten in einem Zusammen­schluss zum Eigenverbrauch (ZEV) zusammen­gefasst, befindet sich in diesen Gebäuden meist private Mess­infra­struktur. Diese erlaubt es den ZEV-Teilneh­menden oder auch dem privaten Ein­familien­haus, die Solar­strom­nutzung zu optimieren, die Energie­effizienz zu erhöhen und ein Monitoring sowie beim ZEV die Abrechnung der Energie­verbräuche durchzuführen. Hierzu wird meist ein Bilanzzähler beim Netzanschluss montiert (in Serie zum VNB-Zähler), um damit beispielsweise die Solar­strom­nutzung zu optimieren. Auch wenn bei Kunden bereits eine private Mess­infra­struktur vorhanden ist, müssen Messungen durch den Netzbetreiber eingebaut werden. Das Ergebnis ist ein zweifach vorhandener Stromzähler beim Hausanschluss und damit auch doppelte Kosten: Einmal ein Privat-Zähler, der die Eigen­verbrauchs­opti­mierung erlaubt, und einmal der VNB-Zähler, der für die Abrechnung von Energie und Netznutzung sowie weitere Marktprozesse benötigt wird.

Daneben legt die Strom­versorgungs­verordnung fest, dass die bis Ende 2027 auszurol­lenden intelligenten Messsysteme eine Kunden­schnittstelle aufweisen müssen (vgl. Art. 8a Abs. 1 Bst. a Ziff. 3 StromVV). Mit dieser soll es den Kunden möglich sein, auf Messwerte des VNB-Smart-Meters zuzugreifen und diese für private Anwendungen (wie die Eigen­verbrauchs­optimierung) zu nutzen. Das Metas zertifiziert den Zähler inklusive Kunden­schnitt­stelle, wobei Letztere nur im Bereich Sicherheit und nicht bezüglich Technologie, Protokoll und Profil der Schnittstelle zertifiziert wird.

Das Ziel: Effiziente Bereitstellung der Daten

Mit dem vorliegenden Projekt wird vertieft analysiert, wie die doppelt vorhandene Mess­infra­struktur (VNB und privat) vermieden werden kann, um damit die Effizienz zu steigern und Kosten im Gesamtsystem einzusparen.

• Fall 1 (Smarter-Ansatz, in Bild 2 grün dargestellt): Die Gebäudesteuerung liefert dem VNB die für Billing und Reporting nötigen Messdaten. Dazu eingesetzt werden zertifizierte Zähler, welche nicht dem VNB gehören. Der Proof of Concept Fall 1 zeigt die Machbarkeit auf Basis MS IoT-Azure-Hub-Technologie. Im Idealfall wird hier kein VNB-Smart-Meter installiert, da die benötigten Werte aus der Gebäudesteuerung bezogen werden können. Im Projekt wurde der VNB-Zähler zum Abgleich der Werte verwendet.
• Fall 2 (StromVV-Ansatz, in Bild 2 blau dargestellt): Der VNB-Smart-Meter liefert der Gebäudesteuerung Messdaten. Der Summenzähler der Gebäudesteuerung wird nicht installiert. Beim Proof of Concept Fall 2 liefert der VNB-Smart-Meter (Landis + Gyr E 570) Daten via RS485-Schnittstelle an die Gebäudesteuerung.
  Die Konfiguration erlaubt verschiedene Daten-Transportwege zwischen den privaten Systemen und den Systemen des VNB, die für beide Fälle in Bild 2 zusammengefasst sind.

Fall 1: Private Daten­lieferung

Umgesetzt wurde Transportweg 1a): Der SEL-Zähler (EMU Professional) liefert Messdaten via Gebäudesteuerung und Cloud an die IoT-Azure- Hub-Infrastruktur der BKW (Wirkleistung in beide Richtungen – OBIS 1.29.0 und 2.29.0). Die Messdaten (Wirkenergie) werden vom SEL-Zähler an die Gebäudesteuerung übermittelt. Diese leitet daraus für die Eigen­verbrauchs­optimierung notwendige Signale an die lokalen Geräte (Wärmepumpe, Elektroauto-Ladestation etc.) und sendet die Messdaten an die SEL-Cloud. Dort werden sie in die Datenbank geschrieben und via MQTT verschlüsselt an die BKW (IoT-Azure-Hub) übermittelt. Innerhalb der BKW werden die Messdaten gleich nach Empfang entschlüsselt und an die Testumgebung des MDMS übermittelt. Das MDMS ist der zentrale Speicher für Messdaten, aus welchem sich alle übrigen Applikationen (Billing, EDM etc.) im Umfeld bedienen.

Die beiden Messungen (BKW-Messung, SEL-Messung) wurden verglichen und weisen eine hohe Korrelation mit kleineren Abweichungen auf, welche im zulässigen Toleranzbereich liegen. Die Daten­lieferung durch Dritte («Liberalisierung Messwesen») hat sich damit grundsätzlich als technisch umsetzbar erwiesen.

Fall 2: Smart-Meter-Kunden­schnitt­stelle für Steuerung

Umgesetzt wurden Transportweg 2d) sowie ansatzweise 2a) Der BKW-Smart-Meter liefert Messwerte via RS 485 an die Gebäudesteuerung. Hierzu wurde eine Kunden­schnitt­stelle simuliert. Der Smart Meter (Landis + Gyr E 570) wurde so konfiguriert, dass die RS 485-Schnittstelle Messwerte pusht, um die Machbarkeit einer solchen Konfiguration aufzuzeigen. In Zukunft sollte dies über die vom Gesetz vorgesehene Kunden­schnitt­stelle (KS2 in Bild 2) erfolgen. Weil eine detaillierte Standardisierung bezüglich KS2 fehlte bzw. die Kosten der individuellen Programmierung vergleichsweise hoch waren, wurde Fall 2 abgebrochen und stattdessen (Schnittstellen-)Profile erarbeitet.

Die Profile wurden bei SmartGridready eingereicht. Nach erfolgreicher Prüfung wird SmartGridready diese Profile implementationsnah als Unified Modeling Language (UML) zur Verfügung stellen. Mit der Bereitstellung durch SmartGridready wird der folgende Mehrwert geschaffen:

• Kosteneinsparung für alle Partner: Schnittstellen müssen nicht mehrfach entwickelt werden. Der Entwicklungsaufwand kann bei jedem Partner reduziert werden und muss für alle SmartGridready zertifizierten (Selbstdeklaration) Systeme (z. B. Smartmeter, Gateway) nur einmal entwickelt werden.
• Diskrepanzen zwischen Plattformen können minimiert werden, weil gemeinsame Definitionen zugrunde liegen.
• Vertragliche Unsicherheiten im Schnittstellenbereich werden vermindert, da eine klare Basis vorliegt.
• Die Änderung eines Profils kann ebenfalls mit reduziertem Aufwand erfolgen. Das Projektteam geht davon aus, dass SmartGridready verschiedene Baselines unterstützen kann.
  
  

Fall 2 müsste im gesetzlich vorgesehenen Rahmen bereits seit 1.1.2018 umgesetzt werden, sofern eine neue Stromerzeugungslage ans Netz angeschlossen wird. Allerdings sind zurzeit noch keine Smart Meter mit nutzbarer Kunden­schnitt­stelle erhältlich. Zudem hat das Projekt gezeigt, dass eine effiziente Nutzung der Daten eines intelligenten Messsystems über die Kunden­schnitt­stelle für die Gebäudesteuerung noch nicht einfach möglich ist. Die Schnittstellen sind nicht detailliert standardisiert, d. h. die Kommunikation unter den Geräten funktioniert noch nicht einwandfrei und wäre fallweise zu programmieren, was einen zu hohen Aufwand bedeutet bei der Vielfalt an eingesetzten Zählern.

Fazit: Rechtlicher und «technischer» Handlungsbedarf

Für die Umsetzung von Fall 1 besteht primär rechtlicher Handlungsbedarf:

• Zulassung Daten­lieferung durch Dritte anstelle Messung durch VNB: Messdaten für die Abrechnung dürfen auch von befähigten Drittsystemen zur Verfügung gestellt werden (als Beispiel ZEV-Dienstleister). Vorausgesetzt, Anschlusseigentümer und VNB schliessen hierüber einen Vertrag, der es dem VNB auch ermöglicht, bei Bedarf Kontroll­messungen sowie Plausibili­sierungen vorzunehmen.
• Häufigkeit und Aggregationsgrad der privaten Daten­lieferung richten sich nach dem Zweck der Daten: beispielsweise für die Abrechnung der Energielieferung und Netznutzung. Die Daten­lieferung soll sich aber an dem Nutzen der Datenempfänger orientieren und nicht an den aktuellen Vorgaben für intelligente Messsysteme (als Beispiel: Verbrauchsdaten Einfamilienhaus alle drei Monate einmal als Summe zur Abrechnung zur Verfügung stellen, statt alle 15-Minuten-Werte senden).
  
  

Der rechtliche Anpassungs­bedarf für eine Liberalisierung der Messdaten zielt also sowohl auf eine Ausnahme von der verpflichtenden Installation von VNB-Zählern, als auch auf eine gleichzeitige Ausnahme von der Daten­erfassungs­pflicht für intelligente Messsysteme ab. In diesem Fall muss der Eigentümer des Anschluss­objekts die Verantwortung für die Lieferung der in den Markt- und Abrechnungs­prozessen der Energie­wirtschaft benötigten Daten übernehmen. Datenfriedhöfe beim VNB werden vermieden, und die Daten werden durch den Daten­eigen­tümer (resp. seinen Smart-Home-Dienstleister) selbst erhoben und verwaltet. Eine etwaige Liberalisierung des Messwesens ändert an dieser Situation nichts, da in diesem Fall neben den dezentralen privaten Zählern der Zähler eines Messdienstleisters anstelle eines Verteil­netz­betreiber­zählers installiert werden muss, der dieselben Daten erfasst wie bisher der VNB-Zähler.

Für die Umsetzung von Fall 2 besteht hauptsächlich technischer Handlungs­bedarf: Die Standar­disierung der Kunden­schnitt­stelle wird empfohlen. Hierzu wurde im Projekt ein erster Vorschlag für SmartGridready erarbeitet. Das Projektteam regt an, die Schnittstellen gemäss Anforde­rungs­profil SmartGridready in Anlehnung an internationale Standards zu gestalten. SmartGridready stellt diese allen Playern implementierungsnah zur Verfügung.

¹⁾ Ausnahme Messung Produktionsanlagen > 30 kVA, vgl. BGer Urteil 2C_1142/2016 vom 14. Juli 2017.