Smart Metering Information Management

Die Energiewirtschaft ist derzeitig in einem tiefgreifenden Wandel. Insbesondere gilt dies für die Energieerzeugung durch die Zielsetzung der Bundesregierung, bis zum Jahr 2050 den Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf 80 % zu steigern (BMU und BMWi 2010). Aber auch bei der Stromübertragung und dem Absatz an die Endverbraucher sind die beteiligten Akteure seit Beginn der Liberalisierung des Strommarktes mit erheblichen Veränderungen konfrontiert.

Mit diesen Entwicklungen werden zusätzliche Herausforderungen an das Informationsmanagement in der Energiewirtschaft gestellt. Zur Differenzierung wird in Anlehnung an den Business Engineering Ansatz (Österle und Winter 2003) das 3-Ebenenmodell eingeführt. Hiermit können die Akteure in ihrer unterschiedlichen Wertschöpfungsrolle, die Informationen nach Ausprägungen und Prozess sowie die Infrastruktur nach wesentlichen Systemelementen eingeordnet und im Zusammenhang berücksichtigt werden (siehe Abb.  1 ).

Die Informationsebene dient dabei als eigenständiges und verbindendes Element, sowohl zum vertikalen Datenaustausch zwischen der technischen Infrastruktur der Netze und den Akteuren der Stromwirtschaft als auch zur automatisierten Steuerung von Informationsflüssen innerhalb der Akteurs- oder der Infrastrukturebene.

Auf der Infrastrukturebene kann der derzeitige, durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) geförderte, Ausbau der regenerativen Energien eingeordnet werden. Da der Großteil der Stromerzeugung aus regenerativen Energien deutlich volatiler als die Stromgewinnung aus fossilen Energieträgern ist, steigt die Komplexität der Netzsteuerung zur Ausbalancierung von Einspeisung und Abnahme deutlich.

Mit der seit 1998 begonnenen Liberalisierung der Strombranche ist die Anzahl der Akteure gestiegen. Während vormals die vier großen Energieversorgungsunternehmen als Monopolanbieter die gesamte Wertschöpfungskette von Erzeugung, Transport und Vertrieb abgedeckt haben, sind die Unternehmen seit dem Inkrafttreten des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG 2005) dazu verpflichtet, ihre Sparten organisatorisch und bilanzrechtlich voneinander zu trennen (das sogenannte Unbundling).

Während es auf den Akteurs- und Infrastrukturebenen in den letzten Jahren viele Neuerungen gab, sind die Standards, Prozesse und Geschäftsmodelle der Informationsebene bis heute noch in der Findungsphase.

Die Vision für das zukünftige Energieversorgungssystem besteht darin, durch die Einführung neuer, „intelligenter“ Technologien die wichtiger werdende Netzsteuerung in den Verteilnetzen zu ermöglichen. Zusätzlich sollen Kunden durch neue Tarifmodelle Anreize zum erzeugungsorientierten Verbrauch und Anbieter durch den Vertrieb von zusätzlichen Funktionalitäten neue Wachstumschancen erhalten.

Diese Funktionalitäten sollen in einem Smart Grid verfügbar werden. Der Begriff „umfasst die Vernetzung und Steuerung von intelligenten Erzeugern, Speichern, Verbrauchern und Netzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- und Verteilnetzen mit Hilfe von Informations- und Kommunikationstechnik (IKT)“ (VDE/ITG 2010).

Durch den Einsatz einer Vielzahl von verteilten Messpunkten wird es erst möglich, die zur Steuerung benötigten Informationen über den Zustand des physikalischen Stromnetzes zu erhalten (Watson et al. 2010).

Das Smart Metering umfasst den Informationsverarbeitungsprozess, in dem Verbrauchs- und Nutzungsdaten gesammelt, evaluiert und aggregiert, Prüfungen und Diagnosen von Stromspannung, Lastabnahme und Betriebszustand in Echtzeit durchführt sowie Steuerungssignale weitergeleitet werden. Die Daten können hierbei in unterschiedlicher Granularität und in verschiedenen zeitlichen Intervallen gemessen und verarbeitet werden.

Während der Begriff Smart Grid auch die Steuerung der Stromeinspeisung beinhaltet, beispielsweise die Steuerung verschiedener regenerativer Energiequellen als virtuelle Kraftwerke zur Grundlastversorgung, stehen beim Smart Metering die durch die Einführung von digitalen Stromzählern entstehenden Möglichkeiten z. B. für Tarifierung und Preisgestaltung im Vordergrund (siehe Abb.  2 ).

Nach der Sichtweise der European Smart Metering Alliance (ESMA) steht der Kunde im Mittelpunkt: „Smart Metering is designed to provide utility customers information on a real time basis about their domestic energy consumption. This information includes data on how much gas and electricity they are consuming, how much it is costing them and what impact their consumption is having on greenhouse gas emissions“ (ESMA 2010).

Mit den EU-Richtlinien zur Energie- und Klimapolitik (Europäische Union 2006) und der Umsetzungsverordnung zur Einführung neuer Anreize zur Steuerung und Energieeinsparung (EnWG § 21, § 40) wurden die gesetzlichen Grundlagen für den Einsatz intelligenter Energieverbrauchsmessgeräte sowie zur Liberalisierung des Messstellenbetriebes in Deutschland geschaffen.

Unter der Maßgabe der von der EU-Kommission beschlossenen 20–20–20 Regelung (20 % höhere Energieeffizienz, 20 % Anteil von erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch und 20 % weniger Treibhausgasemissionen) soll die Umstellung von den herkömmlichen Ferraris-Stromzählern hin zu intelligenten Messpunkten bis zum Jahr 2020 in 80 % der Haushalte abgeschlossen sein (EU-Kommission 2007).

Aktuell sind für das Smart Metering insbesondere die Paragraphen § 21b und § 40 des EnWG relevant. Demnach müssen seit Januar 2010 bei allen Neubauten und grundlegenden Sanierungen digitale Stromzähler eingebaut werden. Durch § 40 sind Stromanbieter seit dem Januar 2011 gesetzlich dazu verpflichtet, einen Tarif anzubieten, der Anreize zur Energieeinsparung oder Steuerung des Energieverbrauchs setzt. Darunter sind lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife zu verstehen.

Neben diesen regulatorischen Bemühungen wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) aber auch deutlich gemacht, dass es im Zählerwesen „Vorrang für mehr Wettbewerb“ (BMWi 2011a) geben soll. Auch die Bundesnetzagentur empfiehlt das „Absehen von der staatlichen Vorgabe eines flächendeckenden Rollouts und einer vorzeitigen Festlegung auf eine nationale Ausbauquote“ (BMWi 2011a).

Da bislang keiner der Akteure der Energiewirtschaft eigenverantwortlich die Initiative ergriffen hat, gibt es in Deutschland zwar derzeitig eine Vielzahl von Pilotprojekten, aber keine Bestrebungen zur flächendeckenden Einführung. Die weitgehend regulierten Verteilnetzbetreiber warten primär auf Veränderungen bei der Anreizregulierung und ein klares rechtliches Mandat, während die Stromanbieter die Refinanzierbarkeit der erheblichen Investition bezweifeln. Zusätzlich wird von den Beteiligten das Fehlen von Geschäftsmodellen, Organisationsstrukturen und Standards zur Gewährleistung der Interoperabilität kritisch gesehen.

Die überwiegend mit öffentlichen Mitteln geförderten Smart-Metering-Pilotprojekte in Deutschland dienen vorwiegend dazu, sich bereits jetzt aktiv auf die zukünftigen Anforderungen vorzubereiten und die technologischen Möglichkeiten in ihrer gesamten Bandbreite zu testen (Müller-Elschner 2010).

Untersuchungen zeigen den unterschiedlichen Stand und das unterschiedliche Tempo der weltweiten Bemühungen, Smart Meter flächendeckend einzuführen (siehe Tab.  1 ). Es wird dabei deutlich, dass den nationalen und staatlichen Richtlinien eine wichtige Rolle bei der Gestaltung der Entwicklungen zukommt.

In den USA und in Australien werden bereits jetzt Verfahren wie das Demand Response (DR) erprobt, mit denen Anreize zur Lastverschiebung in günstigere Zeit- und Tarifmodelle geprobt werden. Analysen haben gezeigt, dass sich bereits bei wenigen Nutzern eine Kosteneinsparung von ca. 3 % erzielen lässt. Der Gesamtenergiebedarf insgesamt sinkt zwar nicht signifikant, jedoch kann über den Tag eine bessere Gesamtbilanzausnutzung erzielt werden (Fox-Penner 2010). Andere Untersuchungen zielen auf die Bereiche der gesteuerten vertikalen Interaktion, durch die Netzwerkosten reduziert und Dienstleistungen entlang der Energiewertschöpfung verbessert werden können (VDE/ITG 2010).

Die vielfältigen Veränderungen bedeuten einen Paradigmenwechsel in der Energiewirtschaft. Aus der unidirektionalen Energieverteilung vom Erzeuger zum Nutzer mit stetig abnehmenden Spannungen wird durch die dezentrale Einspeisung erneuerbarer Energien eine n:m-Beziehung: aus Nutzern werden auch Produzenten („Prosumer“), aus Verteilungsmodellen werden lastabhängige Nachfrage-Modelle, aus stabilen werden dynamische Prozesse. Diese Veränderungen haben nicht nur erheblichen Einfluss auf die beteiligten Akteure, sondern auch auf das Daten- und Informationsmanagement. Die zentralen Herausforderungen für das Informationsmanagement beim Smart Metering werden in Abb.  3 für die drei Ebenen des Informationsmanagements nach Heinrich und Lehner (2005) dargestellt.

In den nächsten Jahren werden die strategischen Aufgaben für das Informationsmanagement darin bestehen, durch die unumgängliche Einbindung von Informations- und Kommunikationstechnologien in allen Bereiche der Wertschöpfung der Energiewirtschaft, nachhaltige Geschäftsmodelle zu entwickeln und zu bewerten.

Darüber hinaus wird durch die Einführung des Smart Metering nicht der quantitative Stromabsatz steigen, vielmehr werden die Konsumenten voraussichtlich verbrauchssensibler werden. Stromanbieter müssen sich darauf einstellen und neue, IT-getriebene Geschäftsmodelle und weitergehende Konzepte zur Kundenbindung entwickeln, da der reine Stromverkauf zusehends zur Commodity wird. Innovative Anbieter und Dienstleister werden auf den Markt drängen, die nicht aus der Tradition eines Energieversorgungsunternehmens kommen.

Es werden Analogien zur Entwicklung der Telekommunikationsbranche deutlich. Die signifikantesten Merkmale sind dabei der forcierte Wandel zu mehr Wettbewerb, steigende Wahlmöglichkeiten der Nutzer, die stärkere Einbindung der IT in die Unternehmenslandschaft insbesondere durch die extreme Zunahme des unternehmensinternen und übergreifenden Datenaustausches.

Beim Smart Metering entstehen ebenfalls eine Vielzahl von taktischen Aufgaben für das Informationsmanagement. Es entstehen personenbezogene Daten, für deren Umgang hohe Anforderungen an den Datenschutz existieren. Diese Anforderungen müssen analysiert werden, so dass ein Konzept erstellt werden kann, das sowohl den Datenschutz berücksichtigt, als auch die Interessen zur Nutzung der Daten einbezieht. Hier gibt es erste technische Ansätze zur Lösung der Problematik, aber keine übergeordnete Betrachtung aus der Sicht des Informationsmanagements.

Bei der Datengenerierung wäre es sinnvoll, herstellerübergreifende Standards zu entwickeln, damit Stromzähler nicht bei etwaigen Anbieterwechseln ausgetauscht werden müssten. Zur Datenübertragung existieren verschiedene Technologien, die im Hinblick auf Sicherheit, Zuverlässigkeit und Kosteneffizienz analysiert werden müssten.

Weiterhin ist nicht klar, in welcher Granularität die Daten zum Stromverbrauch, Netzauslastung, Frequenzhaltung übertragen und gespeichert werden müssten, um die nötigen Informationen zum Nutzerverhalten und zur Netzsteuerung zu erhalten, ohne die entstehende Datenmenge unnötig zu vergrößern.

Die operativen Aufgaben bestehen u. a. darin, zu gewährleisten, dass ein komplexes, IT-gesteuertes Stromnetz gegen Angriffe von außen geschützt ist. Interne Ausfälle müssen so abgefangen werden können, dass die Versorgungssicherheit nicht gefährdet ist.

Das entstehende Volumen der Daten ist bei ca. 40,2 Mio. Haushalten in Deutschland (Statistisches Bundesamt 2011) und z. B. stündlicher oder sogar minütlicher Übermittlung gewaltig. Die Verarbeitung dieser ständig wiederholt anfallenden Massendaten stellt eine große Herausforderung für das Informationsmanagement z. B. für die Architektur von Standardanwendungssoftware dar.

Die grundsätzliche Notwendigkeit des Smart Metering in einem durch die Einspeisung erneuerbarer Energien volatiler und dezentraler werdenden Energieversorgungssystem sind erkannt, dennoch befindet sich die Umsetzung noch in den Anfängen.

Investitionen müssen refinanziert werden, am wirtschaftlichen Nutzen wollen unterschiedliche Marktteilnehmer mit z. T. partikularen und konfliktären Interessen partizipieren (u. a. Energieerzeuger, Netzbetreiber, Versorger und Verteiler, Messstellenbetreiber und Dienstleister). Nicht zuletzt erwarten die Kunden deutliche Mehrwerte durch entsprechende Serviceangebote mit flexiblen Tarifen.

Wachsender regulatorischer Druck zu mehr Energieeffizienz, steigendes Nachhaltigkeitsbewusstsein der Nutzer, der zunehmende Anteil der dezentralen Energieerzeugung, innovative Serviceangebote und neue Anwendungen für die Nutzer werden die Einführung der Smart-Metering-Technologie fördern.

Art und Umfang der dargestellten Herausforderungen belegen, dass das Informationsmanagement und die Wirtschaftsinformatik insgesamt einen Beitrag zur Lösung der Aufgaben, die aus dem Einsatz des Smart Metering resultieren, leisten kann und muss.