Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
1. Einleitung
1.1. Motivation und Rahmenbedingungen
1.2. Ziele und Abgrenzungen
1.3. Vorgehen
2. Smart Metering
2.1. Definition Smart Metering
2.2. Rechtliche Rahmenbedingungen
2.2.1. EU-Richtlinien
2.2.2. Deutsche Gesetzgebung
2.3. Kommunikationspartner
2.3.1. Rollenverteilung
2.3.2. Sonderfall Deutschland
2.4. Basiselemente
2.4.1. Grundsätzlicher Systemaufbau
2.4.2. Grundlegende Datenstruktur
2.5. Konkretisierung des Zielsystems
3. Prozessanalyse
3.1. Implementierung einer Messstelle
3.2. Steuerungsprozesse
3.2.1. Fehlerbehandlung
3.2.2. Ein- und Ausschaltung
3.2.3. Störungsmeldung
3.3. Datenmanagementprozesse
3.3.1. Zählwertermittlung
3.3.2. Produktwechsel
3.3.3. Stammdatenänderung
3.3.4. Lieferantenwechsel
3.3.5. Wechsel des Messstellenbetreibers
3.4. Prozessauswertung
3.5. Anforderungen der Kommunikationspartner
3.5.1. Endverbraucher
3.5.2. Verteilnetzbetreiber
3.5.3. Messstellenbetreiber
3.5.4. Stromlieferant
3.6. Zielkennzahlen
3.6.1. Bandbreite
3.6.2. Latenz
3.6.3. Verzögerung-Bandbreite-Produkt
3.6.4. Signalreichweite
3.6.5. Verfügbarkeit
3.6.6. Flexibilität
3.6.7. Standardisierung
3.6.8. Sicherheit
3.6.9. Dienste
3.6.10. Kosten
4. Szenarioanalyse
4.1. Wichtige Einflussfaktoren
4.2. Urbanes Szenario
4.3. Ländliches Szenario
5. Architektur der Netze
5.1. Kriterien guter Netzwerkarchitekturen
5.1.1. Skalierbarkeit
5.1.2. Fehlertoleranz
5.1.3. Dienstgüte
5.1.4. Netzwerksicherheit
5.1.5. Aufwand
5.2. Strukturelle Grundgedanken
5.3. Existierende Netzwerkkonzepte
5.3.1. Asynchronous Transfer Mode (ATM)
5.3.2. Frame Relay (FR)
5.3.3. Distributed Queue Dual Bus (DQDB)
5.3.4. Synchrone digitale Hierarchie (SDH)
5.3.5. Ethernet
5.4. Netzwerkentwurf
5.5. Datenmanagement
5.5.1. Meter Data Management System
5.5.2. Meter Management System
6. Fernübertragungstechnologien
6.1. Drahtlose Kommunikation
6.1.1. GSM / GPRS
6.1.2. UMTS / HSDPA
6.1.3. WiMAX
6.2. Drahtgebundene Kommunikation
6.2.1. Power Line Communication
6.2.2. Breitband PLC
6.2.3. DSL
6.2.4. Lichtwellenleiter
6.3. Zusammenfassung
7. Gegenüberstellung und Bewertung
7.1. Entscheidungsmodelle als Grundlage
7.2. Analytic Hierarchy Process
7.2.1. Beurteilungsskala und Gewichtung
7.2.2. Konsistenzprüfung
7.3. Ergebnis
7.4. Sensitivitätsanalyse
7.5. Handlungsempfehlung
8. Weitere Forschungsfelder
9. Schlussbetrachtung und Ausblick
Anhang A
Anhang B
Anhang C
Anhang D
Anhang E
Literaturverzeichnis
Abbildung 1: Abgrenzung Übertragungs- und Verteilnetz
Abbildung 2: Marktakteure auf dem deutschen Strommarkt™
Abbildung 3: Übertragungsstationen
Abbildung 4: Prozess der Zählerinstallation
Abbildung 5: Prozess Fehlerbehandlung
Abbildung 6: Prozess Ein-/Ausschaltung
Abbildung 7: Prozess Störungsmeldung
Abbildung 8: Prozess Zählwertermittlung
Abbildung 9: Prozess Produktwechsel
Abbildung 10: Prozess Stammdatenänderung
Abbildung 11: Prozess Lieferantenwechsel
Abbildung 12: Durchschnittliche Investitionen je Zähler in C
Abbildung 13: Bevölkerungsdichte Deutschlands
Abbildung 14: Struktur eines TK-Netzwerks
Abbildung 15: ATM-Netzwerk
Abbildung 16: DQDB-Netztopologien
Abbildung 17: Entwurf einer Netztopologie
Abbildung 18: Smart Metering Architektur
Abbildung 19: Vereinfachter Aufbau des GSM-Netz
Abbildung 20: Mögliche Übertragungskapazitäten bei GPRS
Abbildung 21: T-Mobile Netzabdeckung Deutschland
Abbildung 22: Elektromagnetische Störungen durch PLC
Abbildung 23: ADSL-Frequenzbänder
Abbildung 24: Prinzipieller Aufbau optischer Übertragungssysteme
Abbildung 25: Querschnitt einer Glasfaser
Abbildung 27: Entwicklungsstufen für Smart Energy Solutions
Tabelle 1: EDIFACT Nachrichtentypen
Tabelle 2: Identifizierte Prozesse
Tabelle 3: Angenommene Datenmengen
Tabelle 4: Entstehendes Datenvolumen eines Zählers pro Prozess
Tabelle 5: Gewicht der Prozesse bezogen auf das Datenvolumen pro Jahr
Tabelle 6: Ausbreitungsgeschwindigkeit des Lichts
Tabelle 7: Mehrkosten/Einsparungen durch Smart Metering für die EVUs
Tabelle 8: Entwicklung Zähleranzahl im urbanen Szenario
Tabelle 9: Notwendige Bandbreiten im urbanen Szenario in kbit/s
Tabelle 10: Entwicklung Zähleranzahl im ländlichen Szenario
Tabelle 11: Notwendige Bandbreiten im ländlichen Szenario in kbit/s
Tabelle 12: Ethernet-Standards
Tabelle 13: PLC-Frequenzbänder nach CENELEC EN 50065
Tabelle 14: Verfügbarkeiten von Breitbandmedien
Tabelle 15: Technologien in Kurzform
Tabelle 16: Neun-Punkte-Skala von Saaty
Tabelle 17: Gewichtung der Kriterien innerhalb der Szenarien
Tabelle 18: Durchschnittswerte der Konsistenzindizes
Tabelle 19: Konsistenz der Kriterienmatrix
Tabelle 20: Ergebnismatrix
Tabelle 21: Technologie-Ranking
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
"Die Herausforderung für die Gesellschaft wird sein, den Klimawandel in Grenzen zu halten, um zukünftigen Generationen eine lebenswerte Erde zu hinterlassen.", sagt Prof. Andreas Schmittner, Professor für Meeres- und Klimawissenschaften an der Oregon State University in Amerika zum Thema Klimawandel. Weiterhin führt er aus, dass „ungebremster Anstieg der CO2 Emissionen in der Zukunft [...] zu spürbaren Klimaänderungen auch in anderen Regionen führen" wird. "Viele dieser vorhergesagten Änderungen werden negative Auswirkungen für die Menschen mit sich bringen."1
Dadurch stehen Energieerzeuger aufgrund ihres sehr hohen CO2-Ausstoßes in der Kritik. Derzeit ist es nicht möglich die gesamte Stromerzeugung CO2-frei zu gestalten. Die Erzeugungsformen im regenerativen Bereich sind schwer steuerbar, so dass die Grundlast durch Energieträger wie Kohle, Gas und Öl erzeugt wird. Durch den weltweit wachsenden Druck und Beschlüsse der Umweltgipfel, beginnend mit dem Kyoto-Protokoll, erlässt der Gesetzgeber neue Regelungen. Diese verfolgen das Ziel, den Bürger dazu zu motivieren, seinen eigenen Energieverbrauch in Frage zu stellen. Der Bürger soll Energie effizienter nutzen, ineffiziente Geräte beseitigen, elektrische Energie sparen und so den CO2-Ausstoß verringern. Dies ist mit der aktuellen Messgerätegeneration nicht möglich. Die jährliche Ablesung durch einen Mitarbeiter ist die Grundlage für die Stromrechnung, das heißt der Stromnutzer wird nur einmal im Jahr mit seinem tatsächlichen Stromverbrauch konfrontiert. Dies führt dazu, dass 50% der Stromkunden gar nicht wissen wie viel Strom sie im Jahr verbrauchen, was dieser kostet und ob ein solcher Verbrauch normal ist. Zudem ist die Steuerung der eigenen Stromverbrauchskosten nicht möglich. Das soll sich im Zuge des Smart Metering europaweit ändern.
Die Umsetzung des Projektes Smart Metering stellt die betroffenen Parteien vor gewaltige Herausforderungen. Die zur Datenübertragung notwendigen Protokolle sind noch nicht standardisiert. Verschiedene Interessengruppen arbeiten an einer Lösung für den Datenverkehr und das Data-Management. Gerade bei der Wahl der Übertragungsmedien gibt es eine Vielzahl von Lösungsansätzen. Doch gibt es eine optimale Lösung?
Ziel dieser Arbeit ist es, die verschiedensten Übertragungstechniken einander gegenüberzustellen, um Aussagen darüber treffen zu können, welche Lösungsansätze denkbar sind. Dazu werden unterschiedliche Szenarien entwickelt, die diese Ansätze ins Verhältnis zu Äußeren Rahmenbedingungen setzen. So kann beispielsweise ein Lösungsansatz für ein dicht besiedeltes Gebiet anders geartet als für eine ländliche, sehr dünn besiedelte Gegend. Darüber hinaus werden mögliche Netzwerkarchitekturen in die Bewertung einfließen, das heißt welche Infrastruktur ist im jeweiligen Szenario denkbar und wie kann eine effiziente Übertragung der Daten erfolgen. Damit eine Bewertung der verschiedensten Technologien erfolgen kann, müssen konkrete Anforderungen definiert werden. Diese Anforderungen sollen durch ausgewählte Kennzahlen formuliert werden. Eine objektive Bewertung kann dann erfolgen, wenn diese Kennzahlen messbar und damit auch vergleichbar sind. Danach sind diese Kriterien durch ein geeignetes Entscheidungsmodell einander gegenüberzustellen. Folgende Teilziele sind demnach zu erreichen:
1. Analyse der rechtlichen Rahmenbedingungen zur Identifikation von Kommunikationspartnern
2. Identifikation kommunikationsrelevanter Prozesse als Rückschluss aus der Konstellation der Kommunikationspartner
3. Ableitung von Anforderungen an ein mögliches Kommunikationsmedium
4. Formulierung von Umsetzungsszenarien
5. Analyse von Netzwerkarchitekturen und Übertragungsmedien in Bezug konkreter Anforderungen
6. Gegenüberstellung und Bewertung der Übertragungsmedien
Diese Arbeit betrachtet die informationstechnische Ebene des Gesamtthemas. Gerade im Bereich Smart Metering gibt es sowohl politische, soziale und ökologische Aspekte, die der Autor in der Analyse der vorliegenden Daten ausschließt. Wertungen zu Marktrollen bzw. die Analyse der Beziehungen unter Marktpartnern werden ebenfalls kein Schwerpunkt dieser Arbeit sein.
Der erste Teil der Arbeit wird sich daher mit der Frage beschäftigen, welche Kommunikationspartner gibt es und welche Anforderungen stellen sie an das Gesamtsystem. Da der gesamte Wandel durch die Gesetzgebung herbeigeführt wird, gilt als erster Schritt, die treibenden Kräfte innerhalb der Gesetze herauszufiltern, die grundsätzlichen Kommunikationsteilnehmer zu benennen und ihre Aufgaben zu erläutern.
Wenn diese identifiziert sind, und deren Aufgaben umrissen wurden, werden nach ARIS-Definition 2 Prozesse formuliert. Der Schwerpunkt liegt demnach auf der Steuerungssicht des ARIS-Konzeptes. Mögliche Prozesse, die eine Kommunikation mit der Verbrauchsmesseinrichtung (Zähler) erfordern, werden einzeln betrachtet und dienen als Grundlage für Rückschlüsse auf technische Anforderungen an die Übertragungstechnologien und Netzwerkarchitekturen. Darüber hinaus werden konkrete Anforderungen der Kommunikationsteilnehmer an die Datenübertragung formuliert. Daraus schlussfolgernd werden Kennzahlen definiert, die als Vergleichskriterien im weiteren Verlauf dienen sollen. Über die Datensicht des ARIS- Konzeptes werden grundlegende Aussagen getroffen. Diese werden bei den Berechnungen als gegeben vorausgesetzt. Die Prozessanalyse ist eine wesentliche Grundlage im Verlauf dieser Arbeit.
Schließlich sind Szenarien zu entwickeln, die die unterschiedlichen Rahmenbedingungen für eine Umsetzung von Smart Metering konkretisieren. Im Anschluss daran wird die technologische Seite betrachtet. Die Netzwerkarchitekturen und mögliche Übertragungsarten werden thematisiert und Rückschlüsse auf den Einfluss auf die einsetzbaren Übertragungsmedien gezogen. Danach werden diese anhand der entwickelten Kennzahlen geprüft.
Der Abschluss wird die Durchführung einer AHP-Analyse bilden. Hier werden die Stärken und Schwächen der Technologien abgewogen und einander gegenüber gestellt. Durch die mathematischen Abläufe in diesem Prozess kann abschließend ein Ansatz formuliert werden, der unter den benannten Rahmenbedingungen optimal ist.
Weitere sich ergebende Forschungs- oder Handlungsfelder werden in einem gesonderten Kapitel benannt.
Dieses Kapitel betrachtet das Thema Smart Metering allgemein. Die treibenden Kräfte seitens der Gesetzgebung werden analysiert, um konkrete Kommunikationspartner zu ermitteln. Da es sich bei den meisten energieerzeugenden Unternehmen um internationale Konzerne handelt, sind rechtliche Rahmenbedingungen nicht allein in Deutschland zu suchen, sondern haben ihren Ursprung auf internationaler Ebene. Daher werden zunächst Richtlinien auf europäischer Ebene benannt, die wiederum eine Auswirkung auf die deutsche Rechtsprechung haben. Die grundlegenden Gesetze werden in den Gesamtzusammenhang gebracht, um daraus Marktrollen zu schlussfolgern, die in ihrer jeweiligen Form die Kommunikation beeinflusst. Danach erfolgen die genaue Abgrenzung der Thematik und die Ausarbeitung von Basiselementen, worauf sich dann eine konkretere Zielstellung für den weiteren Verlauf der Arbeit schlussfolgert.
Eine einheitliche Definition von Smart Metering ist derzeit nicht zu finden. Die verschiedenen Forschungsgruppen definieren Eigenschaften, anhand derer ein Smart Meter erkannt werden kann. Grundsätzlich geht es um die neue Generation von Messgeräten für Endverbraucher, die nicht in das Großkundensegment der Versorger fallen. Die European Smart Metering Alliance (ESMA) beschreibt folgende Funktionen, die ein Smart Meter erfüllen muss:
- Automatische Verarbeitung, Transfer, Management und Verwendung von Messdaten
- Automatische Abwicklung von Messungen
- 2 Wege Datenübertragung mit Zählern
- Lieferung aussagekräftiger und zeitnaher Verbrauchsdaten an die relevanten Akteure und ihre Systeme, auch an den Endverbraucher
- Unterstützung von Diensten, die die Energieeffizienz des Energieverbrauchs und Energiesystems verbessern (Erzeugung, Übertragung, Verteilung und vor allem Endnutzung)3
Smart Metering ist demnach die Erhebung, Aufbereitung und Bereitstellung von Messdaten verschiedener Sparten (Strom, Gas, Wasser) mittels intelligenter Messsysteme mit dem Ziel die Endenergieeffizienz zu steigern.
Das Thema Smart Metering findet sich selbst nicht in der Gesetzgebung der Europäischen Union wieder. Jedoch ist es eine direkte Folge aus den Vorgaben, die sich aus europäischen Richtlinien ergeben. Die Ursache ist die 1997 stattgefundene Weltklimakonferenz in Japan. In dem daraus resultierenden Kyoto-Protokoll haben sich erstmals Staaten der Vereinten Nationen zu konkreten Handlungszielen und Umsetzungsinstrumenten verpflichtet, um sich einer der größten umweltpolitischen Herausforderung der Menschheit zu stellen.4 Ziel ist es, den weltweiten CO2- Austoß zu verringern, um die Klimaerwärmung zu stoppen.
Ziel der EU-Richtlinien ist es vor allem, die Energie effizienter zu nutzen. Dies soll vor allem dadurch umgesetzt werden, dass dem Endverbraucher die Möglichkeit gegeben wird, seinen eigenen Energieverbrauch zu optimieren. Es gibt grundlegende Richtlinien, die den Energiemarkt europaweit wesentlich beeinflusst haben. So entstanden zum einen die Richtlinie 2003/54/EG vom 26.06.2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt sowie ein paar Jahre später die Richtlinie 2006/32/EG vom 05.04.2006 über die Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen. Diese Richtlinien des Europäischen Parlaments haben zum Ziel gemäß des Kyoto-Protokolls einen Binnenmarkt für Strom und Gas zu schaffen, die Endenergieeffizienz zu steigern, die Energienachfrage zu steuern und die Erzeugung erneuerbarer Energien zu fördern.5
Aus diesen Oberzielen leiten sich eine Vielzahl von Handlungsfeldern und Unterzielen ab, um diese Richtlinien zu erfüllen. Es werden konkrete Dienste benannt, die dem Endverbraucher zur Verfügung gestellt werden müssen, damit dieser eine bessere Entscheidungsgrundlage bezüglich seiner eigenen Energiesparmaßnahmen hat. Zu diesen Informationen gehören der individuelle Verbrauch, Endverbraucher-Vergleichsprofile, verfügbare Energieeffizienzmaßnahmen sowie objektive technische Spezifikationen der energiebetriebenen Endgeräte. Durch die Verwendung kosteneffizienter technologischer Innovationen, beispielsweise durch ein neues elektronisches Messwesen, soll dieses Ziel durch die Mitgliedsstaaten umgesetzt werden.6
Der deutsche Gesetzgeber beschloss aufgrund dieser EU-Vorgaben den „Nationalen Energieeffizienz-Aktionsplan der Bundesrepublik Deutschland" sowie das „Integrierte Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung" aus den Jahren 2007 und 2008, welche zu weiterführenden und wesentlich detaillierteren Zielen verpflichteten. Dies führte zur Novellierung des Energiewirtschaftsgesetztes (EnWG) und dem Beschluss einer grundsätzlich neuen Messzugangsverordnung (Verordnung über Rahmenbedingungen für den Messstellenbetrieb und die Messung im Bereich der leitungsgebundenen Elektrizitäts- und Gasversorgung).
Diese Maßnahmen führen schrittweise zur Liberalisierung des Strommarktes und des Messwesens. Der Verbraucher hat nun zum ersten Mal nicht nur die Möglichkeit seinen Stromlieferanten zu wählen, sondern kann sich auch für einen unabhängigen Messstellenbetreiber entscheiden.7 Diese Maßnahme wurde sofort mit Beschluss des Gesetzes im Herbst 2008 gültig. Des Weiteren kann der Endverbraucher den Zyklus der Rechnungslegung selbst bestimmen. Zudem müssen in der Rechnung Netzentgelte und Entgelte für den Messstellenbetrieb extra ausgewiesen werden.8
Doch auch zukünftig sind weitere Änderungen vorgesehen. Ab 01.01.2010 muss der Netzbetreiber bzw. der Messstellenbetreiber bei Neu- oder Umbauten oder auch auf ausdrücklichen Wunsch des Kunden Smart Meter verbauen.9 Drei Monate danach muss der Messstellenbetreiber einen vollautomatischen Datenaustausch in einheitlichem Format für alle Marktteilnehmer ermöglichen.10 Ab dem Jahre 2011 sieht der deutsche Gesetzgeber vor, Anreize zum Stromsparen mittels tageszeitabhängigen Stromtarifen anzubieten, was eine fehlerfreie Funktion aller Systeme von der Datenerhebung, über den Datenaustausch bis hin zur Speicherung und Nutzung in den Produktivsystemen voraussetzt.11
Diese Vorgaben seitens des Gesetzgebers bewirken eine veränderte Wahrnehmung des Kunden, da dieser neue Rechte erhält und damit die Werkzeuge seinen eigenen Energieverbrauch zu überwachen und zu steuern.
Die EU beschreibt in Ihren Richtlinien den Energiemarkt, wie er sein sollte. Dazu definiert sie auch unterschiedliche Marktrollen, die sich in jedem der Mitgliedsstaaten in unterschiedlicher Ausprägung wiederfinden müssen. Den jeweiligen Rollen sind konkrete Aufgaben, Kompetenzen sowie auch Restriktionen zugeordnet.
Tabelle 2: Identifizierte Prozesse
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Es gibt unterschiedliche Prozessmodelle, um die Abläufe anschaulich darzustellen. Die vorliegenden Prozesse werden mittels Business Process Modelling Notation (BPMN) beschrieben. Entwickelt wurde diese Notation von der Business Process Management Initiative (BPMI), einem Konsortium, das hauptsächlich aus Vertretern von Software-Unternehmen bestand.23 Die Vorteile dieser Notation liegen zum einen in der Nähe zur IT und in der Ausführbarkeit der Prozesse. Diese können nach Abschluss der Modellierung direkt ausgefüh
Abbildung 1: Abgrenzung Übertragungs- und Verteilnetz12
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Danach ist der Übertragungsnetzbetreiber zu nennen. Dieser ist für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau des Übertragungsnetzes verantwortlich. Das Übertragungsnetz ist lediglich der Teil des Stromnetzes, der die erzeugte Energie im Hochspannungsbereich in die einzelnen Verteilnetze transportiert. Der Verteilnetzbetreiber schließt sich an den Übertragungsnetzbetreiber an. Er transportiert die vom Übertragungsnetzbetreiber übergebende Energie an die Endverbraucher, un- abhängig davon ob es sich um einen privaten Haushalt oder einen gewerblichen Großkunden handelt. Der Verteilnetzbetreiber ist in seinem Netzgebiet ebenfalls für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau zuständig. Zudem muss er sicherstellen, dass eine angemessene Verteilung bei unterschiedlichster Nachfrage befriedigt werden kann. Die Marktrolle des Kunden teilt sich lt. EU-Richtlinie in zwei Bereiche auf. Zum einen ist diesem Begriff der Endkunde zugeordnet, der den gekauften Strom selbst verbraucht. Zum anderen sind hier aber auch die Stromvertriebe einbezogen, die die gekaufte Energie weiterverkaufen.13
Betrachtet man nur den Markt, finden sich in allen EU-Staaten diese fünf Marktrollen wieder, die je nach Geschäftsvorfall unterschiedlich interagieren. Diese Rollen gab es schon vor der Liberalisierung der Strommärkte, da die energieerzeugenden Unternehmen vier der fünf Marktrollen allein einnahmen. Durch das Unbundling sind die gewachsenen Unternehmen dazu gezwungen, ihre bisherigen Organisationen aufzutrennen, um rechtlich eigenständige Einheiten auszugründen. Das Ziel dieser Trennung ist, Wettbewerb auf dem Strommarkt zu ermöglichen, um die Preise für Energie einem Marktgleichgewicht zu unterwerfen. Der Gesetzgeber erhofft sich vom Wettbewerb fallende Energiepreise. Damit die neu entstandenen Marktpartner wirklich unabhängig voneinander agieren, sind für viele Geschäftsvorfälle genaue Prozesse vorgeschrieben. Doch nicht jedes Detail wird vom Gesetzgeber vorgeschrieben, so dass derzeit keine konkreten Prozesse für die Kommunikation mit der neuen Zählergeneration beschrieben wurden.
Deutschland definiert ergänzend zu den Rollen der EU weitere Marktpartner und Kontrollorgane, die Deutschland in der Europäischen Union einzigartig erscheinen lassen. Über den Strommarkt hinaus wurde das Messwesen liberalisiert; das heißt, der Verteilnetzbetreiber, der nach EU-Recht die Zähler betreibt, wird nochmals aufgetrennt. Das Ziel dabei ist es, die Kosten, die im Energiebereich für die Netzentgelte anfallen auch einem Wettbewerb auszusetzen und somit diese Kosten weiter zu drücken. Es ergibt sich daraus ein weiterer Akteur im Umfeld der Stromverkäufer. Die Grundlage hierfür ist die neue deutsche Messzugangsverordnung, die dem Verbraucher die Möglichkeit einräumt, seinen jeweiligen Messstellenbetreiber frei zu wählen.14
Abbildung 2: Marktakteure auf dem deutschen Strommarkt™15
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Die Bundesregierung legt durch diese grundlegende Verordnung das Eigentum des Zählers in die Hände eines weiteren unabhängigen Marktpartners. Die MessZV beschreibt im Detail die vertraglichen Verknüpfungen zwischen dem Verteilnetzbetreiber und dem Messstellenbetreiber. Der Gesetzgeber macht zwischen den Begriffen wir Messstellenbetreiber und Messdienstleister keinen Unterschied.16 Der Messdienstleister ist im Falle Deutschlands dafür zuständig, die relevanten Daten für jeden Marktpartner zu filtern und zu übermitteln. Dies erfolgt unter Beachtung des Datenschutzgesetzes; das heißt nicht jeder Partner erhält die gleichen Informationen, sondern ausschließlich die für die jeweilige Abrechnung notwendigen.
Doch dieser Aspekt ist nicht die einzige Besonderheit in Deutschland. Hinzu kommt eine Vielzahl von Vorschriften und Normen, die bei Arbeiten an elektrischen Anlagen sowie den Ein- und Ausbau eines Zählers eingehalten werden müssen. Darüber hinaus sind Behörden wie die Bundesnetzagentur, das Eichungsamt sowie die Bauaufsicht dafür zuständig, die Einhaltung der jeweiligen Vorschriften zu überwachen. Daraus ergibt sich das Problem, dass der Messdienstleister eine große Anzahl ausgebildeter Fachkräfte haben muss, da in Deutschland sonst niemand den Zähler auswechseln darf. Dies erschwert den einfachen Wechsel des Messdienstleisters.
Smart Meter ersetzen ab dem 01.01.2010 schrittweise die alten Zähler. Dabei besteht die Herausforderung nicht darin, die große Menge von Zählern auszutauschen, sondern vielmehr den Datenverkehr zu ermöglichen. Dabei haben sich zwei Lager in Europa gebildet. Dabei geht es um die Diskussion darüber, ob die Funktionen „Messen" und „Übertragen" getrennt oder zusammen implementiert werden. Deutschland favorisiert den Ansatz der getrennten Betrachtung, wonach eine Komponente im Netzwerk, der Multi-Utility-Communication-Controller (MUC-Controller) hinzukommt. Danach lässt sich die Übertragungsstrecke der Daten in verschiedene Bereiche aufteilen.
Die Abbildung zeigt die grundsätzlichen Stationen, die die Daten vom Zähler bis zum Rechenzentrum durchlaufen. Dabei spielen vier Komponenten auf dem Weg der Übertragung eine entscheidende Rolle.
Abbildung 3: Übertragungsstationen17
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Der Zähler und das Rechenzentrum bilden Anfang und Ende der hier betrachteten Datenübertragung. Da in Deutschland der zentrale Ansatz mittels MUC-Controller favorisiert wird, ist dieser die erste Station eines Datenpaketes vom Zähler in Richtung Rechenzentrum. Der MUC-Controller bündelt die Daten und versendet diese weiter. Der in der Grafik hinzugefügte Gateway ist ein optionaler Bestandteil, der je nach Rahmenbedingungen eingefügt werden kann. Dies kann notwendig sein, wenn in Ballungsgebieten eine sehr große Anzahl von Zählern auf engstem Raum vernetzt werden müssen. Die Anschlussmöglichkeiten von Zählern an einen MUC sind stark begrenzt, was dazu führen kann, dass es keine Möglichkeit gibt, ausreichend MUCs in der näheren Umgebung der Anlagen zu installieren. Dieses macht dann den Gateway erforderlich, der eine weitere Bündelung der Daten vornimmt und diese auf einem weiteren Medium an das Rechenzentrum verschickt.
Die zweite Variante der Vernetzung, die sich in anderen europäischen Ländern durchzusetzen scheint, ist eher dezentral ausgelegt. Dabei wird vollständig auf den MUC-Controller verzichtet und die Routingfunktion der Zähler genutzt. Diese suchen sich dann selbst den Übertragungsweg zum nächsten Gateway, welcher die Datenbündelung und den Weiterversand übernimmt. Während beim zentralen Ansatz die Gateways eher optional sind, sind diese im dezentralen zwingend notwendig, um die Übertragungsmedien nicht zu stark zu belasten.
Damit Aussagen über die notwendigen Eigenschaften der Übertragungsmedien getroffen werden können, ist es erforderlich das Datenvolumen, welches während des Betriebs der Messstellen auftritt, berechnen zu können. Die Bundesnetzagentur in Deutschland hat genaue Vorgaben für einen Datenaustausch unter den Marktteilnehmern beschrieben. Grundsätzlich werden sämtliche Nachrichten zwischen den Marktteilnehmern im EDIFACT-Format übermittelt.18 Bei diesem Standard handelt es sich um den verbreitetesten Standard für Nachrichtenübertragungen weltweit, der bereits 1987 durch die Internationale Normungsorganisation (ISO) offiziell registriert wurde. EDIFACT ist ein Datenformat und ist somit unabhängig vom jeweiligen Übertragungsprotokoll. Darüber hinaus ist es branchenunabhängig und bereits ins Europa integriert. 19 Die EDIFACT- Nachrichten können unterschiedlicher Art sein. Man unterscheidet zwischen Nachrichten für den allgemeinen Datenaustausch, sowie für den Dialog untereinander. Tabelle 1 zeigt eine Auswahl wesentlicher Nachrichtentypen, die für die Abwicklung sämtlicher Geschäftsvorfälle zwischen den Marktteilnehmer genutzt werden müssen.
Je nach genutzter Nachrichtenart ist der Datenumfang unterschiedlich. Der Schwerpunkt dieser Arbeit liegt auf den Prozessabläufen. Daher werden Grundannahmen getroffen, damit eine Berechnung des Datenvolumens bezogen auf die jeweiligen Prozesse stattfinden kann. Zudem ist bisher noch nicht geklärt, ob die Kommunikation mit den Zählern ebenfalls auf diese Art von Nachrichten zurückgreift. In diesem Punkt lassen sich noch keine Tendenzen erkennen. Die aktuellen Versionen der Smart Meter arbeiten mit proprietären Softwarelösungen, die keinen Rückschluss auf den Aufbau des Datenpaketes zulassen.
Tabelle 1: EDIFACT Nachrichtentypen20
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Grundlegend wird davon ausgegangen, dass die Daten paketorientiert versendet werden. Das jeweilige Übertragungsprotokoll wird hierbei außer Acht gelassen. Ein Messdatenpaket hat eine Größe von 200 Byte. Alle Pakete beinhalten zu Beginn des Pakets die Signatur des jeweiligen Zählers. Des Weiteren folgen Messdaten, eine Signatur des Stromlieferanten, Abrechnungsdaten, Informationen zum Zählereigentümer und Metadaten, je nach Nachrichtentyp. Da es unterschiedliche Hersteller von Zählern gibt, kann die Aufbereitung der Daten innerhalb des Zählers je nach Hersteller unterschiedlich sein. Inhaltlich ist davon auszugehen, dass es keine Unterschiede gibt, da die Anforderungen zum Informationsgehalt eines Datenpaketes in Pflichtenheften der SyM2-Zähler festgeschrieben wurden.21
Die Auswahl eines geeigneten Übertragungsmediums ist im Zuge der Realisierung stellt durch die große Anzahl der Auswahlmöglichkeiten sowie die vielen Variablen in Bezug auf Datenmengen und Anzahl der Übertragungen, ein großes Problem dar. Es ist von entscheidender Bedeutung, Lösungsansätze zu entwickeln, die eine Vielzahl von Rahmenbedingungen berücksichtigen und im besten Fall universell anwendbar sind. Einige Oberziele dieser Arbeit wurden bereits formuliert. Diese sollen jetzt weiter verfeinert werden. Die Kommunikationspartner, die sich aus den vorgegebenen Marktrollen des Gesetzgebers ergeben, sind identifiziert. Diese Akteure beeinflussen die Kommunikation mit dem Zähler.
Der nächste Teilschritt ist die Identifikation kommunikationsrelevanter Prozesse als Rückschluss aus der Konstellation der Kommunikationspartner. Demnach sind Überlegungen anzustellen, welche Prozesse überhaupt zwischen den Marktrollen ablaufen können. Diese Prozesse sind in einen informationstechnischen Zusammenhang zu stellen, zu beschreiben und in einer standardisierten Notation zu modellieren. Sie sind Grundlage für die Berechnung des Datenvolumens.
Daraus ableitend sind Anforderungen an ein mögliches Kommunikationsmedium zu beschreiben. Hier kann zwischen der technischen Ebene sowie auch der Sicht der Marktakteure unterschieden werden, so dass daraus eine Auswahl von Kennzahlen gefolgert werden kann, die als Vergleichskriterien der technologischen Umsetzungsvarianten dienen sollen. Damit diese in einen realen Rahmen gefasst werden können, ist es notwendig Rahmenbedingungen zu definieren. Dieses erfolgt durch zwei gegensätzliche Szenarien, anhand derer eine Gewichtung der Vergleichskriterien vorgenommen werden kann.
Darauf folgt die technische Analyse von Netzwerkarchitekturen und Übertragungsmedien in Bezug auf diese konkreten Anforderungen und Rahmenbedingungen. Die Gegenüberstellung und Bewertung der Übertragungsmedien folgt im letzten Schritt der Arbeit. Die Folge daraus sind mögliche Lösungsansätze für eine Umsetzung von Smart Metering im Bereich der Fernkommunikation.
In diesem Kapitel geht es um die Analyse der die Datenübermittlung betreffenden Prozesse. Ziel ist es, aus den Prozessen Anforderungen der betreffenden Marktteilnehmer an die Bereitstellung und Übertragung der Daten zu schlussfolgern. Grundlegend für die Entwicklung der folgenden Prozesse sind die von der Bundesnetzagentur 2006 veröffentlichten GPKE-Prozesse. Speziell geht es bei den GPKE- Prozessen um den möglichen Wechsel des Stromlieferanten eines Endverbrauchers. Konkret werden acht Prozesse beschrieben, die sich allerdings nicht alle auf die Übertragung zum Zähler auswirkt. Grundsätzlich wird bei der Prozessanalyse nicht zwischen den Rollen des Messstellenbetreibers und dem des Messdienstleisters unterschieden, da bei Smart Metern die Ablesung elektronisch erfolgt und so der Kunde keinen Dritten allein mit der Ablesung des Zählers beauftragen kann.22
Prozesse, die die Kommunikation mit dem Zähler beschreiben, sind derzeit nicht öffentlich. Die aufgearbeiteten Prozesse lassen sich in drei Gruppen aufteilen. Zunächst geht es um die Implementierung einer Messstelle. Der Prozess in der Praxis entspricht der Installation, den physischen Einbau, eines Smart Meters. Die anderen Prozesse betreffen entweder die Steuerung des Zählers oder befassen sich mit der eigentlichen Funktion des Zählers, nämlich der Bereitstellung von Messdaten und den möglichen Datenänderungen, die im Laufe des Betriebes anfallen können.
Tabelle 2: Identifizierte Prozesse
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Es gibt unterschiedliche Prozessmodelle, um die Abläufe anschaulich darzustellen. Die vorliegenden Prozesse werden mittels Business Process Modelling Notation (BPMN) beschrieben. Entwickelt wurde diese Notation von der Business Process Management Initiative (BPMI), einem Konsortium, das hauptsächlich aus Vertretern von Software-Unternehmen bestand.23 Die Vorteile dieser Notation liegen zum einen in der Nähe zur IT und in der Ausführbarkeit der Prozesse. Diese können nach Abschluss der Modellierung direkt ausgeführt und in eine IT-Architektur integriert werden.24 Die Modellierung erfolgt auf dem BPMN 1.1 Standard, da aktuell keine Tools zur Modellierung nach BPMN 2.0 vorliegen. Die modellierten Prozesse wurden mit dem „BizAgi Process Modeller" Version 1.4.2.0 der Firma BisAgi Ltd. erstellt. Die Firma stellt diese Anwendung kostenlos zum Download bereit.
Als Ausgangsbasis für die kommenden Prozesse wird von einem Erstanschluss ausgegangen. Es gibt somit keinen Vorverbraucher oder alten Zähler, der einem Marktpartner gehört. Der Endverbraucher ist in allen Prozessen direkt oder indirekt auslösender Faktor. Im Zuge eines Erstanschlusses tritt der Verbraucher als Auftraggeber für den elektrischen Anschluss des neuen Gebäudes auf.
Durch die Beantragung eines Stromanschlusses sowie die Installation der Messeinrichtung ist der Auftraggeber automatisch drei Vertragsverhältnisse eingegangen. Zum einen hat er einen netzseitigen Vertrag mit dem örtlichen Netzbetreiber. Des Weiteren ist er einen Messstellenvertrag mit dem örtlichen Messstellenbetreiber eingegangen. Schließlich erfolgt die anfängliche Belieferung mit Strom meist durch die Grundversorgung des örtlichen Stromlieferanten. Interessant hierbei ist jedoch nur der Ablauf bezogen auf den Smart Meter. Wird ein neuer Zähler in das bestehende Netz integriert, muss sich dieser zunächst im Gesamtsystem anmelden.
Abbildung 4 veranschaulicht einen einfachen Installationsprozess aus Sicht des Smart Meters. Augenmerk wird dabei auf den notwendigen Datenaustausch gelegt. Im dargestellten Prozess meldet der Zähler nach der Installation seine Betriebsbereitschaft beim zuständigen Messstellenbetreiber. Dies kann durch ein einfaches Datenpaket mit der aktuellen Systemzeit des Zählers sowie den Einbauzählerstand erfolgen. Der Messstellenbetreiber wird daraufhin dem Zähler die Startwerte für eine mögliche Abrechnung mitteilen. Dazu gehören Informationen wie der derzeitige Netzbetreiber, der aktuelle Stromlieferant, das Stromprodukt, in dem der Kunde abgerechnet wird, sowie Daten zur zukünftigen Übermittlung und Format der Messdaten. Da eine detaillierte Datenanalyse in dieser Arbeit nicht vorgesehen ist, wird davon ausgegangen, dass diese Informationen in drei Datenpaketen übermittelt werden. Der Zähler prüft die Korrektheit der übermittelten Daten. Sollte ein Übertragungsfehler festgestellt werden, fordert der Zähler das entsprechende Datenpaket nochmals an. Dieser Prozess wiederholt sich im Grunde bei jeder Installation eines Smart Meters im vorhandenen Verteilnetz. Der Ausbau des Zählers ist ähnlich zu betrachten. Mit der Demontage erfolgt die entsprechende Abmeldung im System des Messstellenbetreibers mit den letzten Verbrauchs- und Kundendaten. Da sich dieser Prozess von der Übertragungsseite nicht wesentlich unterscheidet, wird auf eine gesonderte Darstellung verzichtet
Abbildung 4: Prozess der Zählerinstallation
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Steuernde Prozesse beeinflussen zum einen die Funktion des Zählers, wirken aber auch auf Fehler, die bei der Übertragung der Daten passieren können. Sie können als Untergruppe der Betriebsprozesse betrachtet werden.
Fehler können in jedem Prozess vorkommen und werden auf unterschiedliche Weise behoben. Da besonderes Augenmerk auf die Kommunikation zwischen Zähler und Messstellenbetreiber gelegt wird, geht es bei der Fehlerbehandlung nur um die Fehler, die bei der Datenübertragung entstehen können. Die Ursachen hierfür sind vielfältig und die Algorithmen zur Fehlererkennung und Beseitigung genauso umfangreich. Eines haben jedoch alle Fehler gemeinsam. Sie verursachen eine erneute Versendung des betroffenen Datenpakets. Hierdurch wird die Bandbreite des Mediums für eine Übertragung eines redundanten Datenteils belegt. Je nach Übertragungsmedium ist die Fehlerquote unterschiedlich. Aus diesem Grund ist es sinnvoller die maximale Bandbreite des Mediums um eine entsprechende Fehlerquote zu reduzieren, um so die doppelt verschickten Datenpakete heraus zurechnen. Die Abbildung veranschaulicht allgemein einen Prozess zu Fehlerbehandlung.
Abbildung 5: Prozess Fehlerbehandlung
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Einen Zähler aus der Ferne ein- oder auszuschalten ermöglicht es den Versorgern, einen gewaltigen Kostenblock einzusparen. Gerade im Bereich der Privat- und Gewerbekunden ist der Bereich Inkasso äußerst kostspielig. Grundsätzlich ist anzumerken, dass lediglich der örtliche Grundversorger Zähler ausschaltet. Grundversorger ist immer der Lieferant, der mehr als 50% der Kunden im jeweiligen Netzgebiet beliefert.25 Zum einen waren bisher sämtliche Zähler in seinem Besitz. Mit der Gründung der Firmierungen, die die Rolle des Messstellenbetreibers einnehmen, wird sich dies in Zukunft ändern, aber es gibt einen entscheidenden Vorteil, wenn man als Stromlieferant nicht der Grundversorger ist. Man kann den Kunden bei Nichteinhaltung seiner Zahlungsverpflichtungen einfach aus dem Vertrag kündigen. Das kann der Grundversorger nicht. Er hat die Verpflichtung jeden Kunden in seinem Gebiet mit Strom zu beliefern. Dies hat zur Folge, dass ein erhebliches Forderungsmanagement betrieben werden muss. Das teuerste Element eines solchen Mahnlaufes ist das Beauftragen eines Mitarbeiters des Netzbereiches mit der Sperrung des Zählers. Da einem Kunden nicht unangekündigt der Strom gesperrt wird, muss der Mitarbeiter beim Erstbesuch eine entsprechende Nachricht hinterlassen. Bei freier Zugänglichkeit des Zählers wird er innerhalb von zwei Hausbesuchen gesperrt. Smart Meter ersparen dem Grundversorger diesen erheblichen Aufwand.
Ebenso ist es bei der Einschaltung der Zähler. Hier hat auch der Kunde einen großen Nutzen, denn er muss nun nicht mehr wie bisher einen Termin vereinbaren und in der leeren Anlage auf einen Mitarbeiter warten, damit ihm der Strom wieder eingeschaltet wird. Es wäre denkbar mit Anmeldung des Kundens sofort Strom zu liefern. Betrachtet man den vollständigen Anmeldeprozess auf eine ausgeschaltete Anlage inklusive aller Nacharbeiten, ist eine deutliche Verkürzung der Prozesszeiten erkennbar. Die Abbildung veranschaulicht noch einmal den möglichen Ablauf einer Ein- bzw. einer Ausschaltung.
Abbildung 6: Prozess Ein-/Ausschaltung
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Während der Einsatzzeit eines Zählers sind Fehlfunktionen nicht auszuschließen. Damit diese nicht unbemerkt bleiben, erfolgt die Meldung einer Störung ebenfalls per Fernübertragung. Dabei übermittelt der Zähler eine spezifische Meldung je nach Art der Störung. Die Abbildung beschreibt einen möglichen Ablauf.
Abbildung 7: Prozess Störungsmeldung
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Im günstigsten Falle kann die Störung per Ferndiagnose behoben werden. Sollte dies nicht möglich sein, muss, wie heutzutage üblich, ein Außendienstmitarbeiter zur Beseitigung der Fehlerursache vor Ort geschickt werden. Jedoch kann es auch vorkommen, dass eine Störung nicht durch den Zähler selbst mitgeteilt werden kann. Ursache dafür kann ein gestörtes Kommunikationsmodul sein. In diesem Fall muss der Messstellenbetreiber selbst eine Fehlfunktion aus der Ferne feststellen. Der Prozess ist in seiner Darstellung ähnlich, jedoch liegt das Startereignis auf der Seite des Messstellenbetreibers. Dieser muss anhand geeigneter Methoden feststellen, ob eine Fehlfunktion des Zählers vorliegt und dann entsprechend die Ursache hierfür beseitigen.
Die folgenden Prozesse behandeln den möglichen Abruf sowie die Änderung der auf dem Zähler befindlichen Daten. Diese werden möglichst praxisnah beschrieben. Daher wurden sie nach typischen Geschäftsvorfällen benannt.
Dieser Prozess wird in den GPKE-Prozessen beschrieben und ist einer der wichtigsten Abläufe, wenn es um das Thema Smart Metering geht. Auch wenn die Möglichkeiten im Zuge der Umsetzung umfangreich scheinen, so ist dieser im Grunde nur ein Messgerät, welches das Ziel hat einen Verbrauch zu messen und zu übermitteln. Diese Übermittlung muss klar definiert und standardisiert werden. Die Bundesnetzagentur hat mit der Definition der GPKE-Prozesse einen Vorstoß in diese Richtung gewagt.
Abbildung 8: Prozess Zählwertermittlung
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Zählerstände werden in der Regel für die Abrechnung bzw. zur Abgrenzung von Abrechnungszeiträumen verwendet. So sind bei normalen Privat- und Gewerbekunden Lieferbeginn, Lieferende, Lieferantenwechsel, Turnusablesung, Zählerwechsel oder auch die Ersatzversorgung Auslöser für die Ermittlung des aktuellen Zählerstandes. Doch auch für statistische Zwecke ist es sinnvoll den Zähler in regelmäßigen Abständen abzulesen. Die GPKE-Prozesse berücksichtigen derzeit noch nicht die Möglichkeiten, die der Smart Meter bieten kann. Für den eigentlichen Prozess der Zählwertermittlung ist dies durchaus zu vernachlässigen
Der abgebildete Prozess wird immer dann gestartet, wenn ein Zählerstand außerhalb des regulären Ablesezyklusses benötigt wird. Dabei ist eine Betrachtung der vernachlässigen. weiteren Umstände nebensächlich. Der Prozess der zyklischen Ablesung mit entsprechender Datenübermittlung ist zeitgesteuert und kann in unterschiedlichen Rhythmen erfolgen. Da dies jedoch in der Regel in 15-minütigen Abständen durch den Zähler selbst durch das Verschicken eines einzelnen Messwerts erfolgt, wird dieser Prozess nicht speziell modelliert. Entscheidend bei diesem Prozess sind die beteiligten Marktteilnehmer. In Deutschland ist das wichtigste Bindeglied zwischen den Zählerdaten und dem Kunden der Messstellenbetreiber. Europaweit gibt es diese spezielle Marktrolle nicht. Daher kann in den restlichen europäischen Staaten jeder Dritte diese Marktrolle einnehmen.
Dem Kunden sollen jedoch nicht nur seine aktuellen Verbrauchsdaten dargestellt werden, sondern auch die damit verbundenen Kosten näher gebracht werden. Somit ist es auch notwendig die ermittelten Verbräuche zu bewerten. Smart Meter speichern den Tarif des Kunden; das heißt der Kunde hat damit jederzeit die Übersicht darüber, wie viel der verbrauchte Strom gekostet hat. Wenn der Kunde einen Liefervertrag abgeschlossen hat, werden die entsprechenden Daten auf den Zähler gespielt. Jedoch kann sich der Kunde während der Vertragslaufzeit dazu entschließen auf ein anderes Stromprodukt seines Lieferanten zu wechseln.
Wie ein solcher Produktwechsel ablaufen kann, wird in Abbildung 9 dargestellt. Gut erkennbar ist, dass je mehr Marktteilnehmer an einem Prozess beteiligt sind, desto mehr Verkehr ist auf den Datenleitungen. Das Hauptaugenmerk liegt allerdings auf dem Verkehr zwischen Messstellenbetreiber und Smart Meter.
Der Produktwechsel ist hier als ein Auslöser für den Prozess Zählwertermittlung dargestellt. Dies soll verdeutlichen, dass eine Vielzahl der hier beschriebenen Prozesse Folgeprozesse auslösen, die ebenfalls die Datenleitungen belegen. Da davon ausgegangen wird, dass die Meldungen zwischen den Marktteilnehmern, mit Ausnahme des Kunden, über die gleichen Datenwege des jeweiligen Marktpartners kommuniziert werden, sind somit auch diese Datenpakete bei der Ermittlung der Prozessanzahl zu berücksichtigen. Somit werden im Falle des Produktwechsels nicht nur die Nachrichten zwischen Smart Meter und Messstellenbetreiber betrachtet, sondern auch die vom Messstellenbetreiber zum Lieferanten
Abbildung 9: Prozess Produktwechsel
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Eine Stammdatenänderung wird in Deutschland vom aktuellen Messstellenbetreiber vorgenommen. Da europaweit diese Rolle der Verteilnetzbetreiber vornimmt, ist dieser Prozess kongruent zu betrachten. Auslöser für eine solche Änderung kann eine Vielzahl von Geschäftsvorfällen sein.
Abbildung 10: Prozess Stammdatenänderung
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Im einfachsten Fall handelt es sich bei der Stammdatenänderung um eine Namensänderung, aufgrund der Heirat des Kunden. Jedoch kann dieser Prozess auch als Folge eines Lieferantenwechsels ausgeführt werden. In jedem Falle erfolgt der nötige Auftrag durch eine Anforderung des Verteilnetzbetreibers an den Messstellenbetreiber. Der Messstellenbetreiber führt dann gemäß der Anforderung das Update des Zählers durch und bestätigt die Ausführung. Der genaue Ablauf wird in Abbildung 10 beschrieben. Dabei spielt die Art der Änderungen nur eine geringe Bedeutung für den Prozessablauf. Der Zähler speichert alle abrechnungsrelevanten Daten, die sich mit den Verträgen des Kunden ändern können. Dem Zähler ist dabei völlig egal, ob der Kunde einen Produktwechsel oder eine Namensänderung vornimmt.
Ein Lieferantenwechsel betrifft bis auf den Stromerzeuger und die Übertragungsnetzbetreiber alle Marktteilnehmer direkt. Die Bundesnetzagentur hat in Zusammenarbeit mit Branchenvertretern den aktuellen Prozessablauf beschlossen. Dieser ist in Deutschland verbindlich durch jeden Stromlieferanten einzuhalten. Dabei sind nicht nur die einzelnen Arbeitsschritte vorgeschrieben, sondern auch die maximalen Bearbeitungszeiten und die zu nutzenden Datenformate. Eine Modellierung des Gesamtprozesses befindet sich in Anhang A dieser Arbeit. Dabei wurde der Schwerpunkt auf den Datenverkehr zwischen den Marktteilnehmer gesetzt.
Der Prozess wird durch den Kunden ausgelöst. Dieser unterschreibt einen Stromliefervertrag bei einem anderen Lieferanten für eine von ihm genutzte Verbrauchsstelle. Es wird davon ausgegangen, dass sich der Kunde auf der Verbrauchsstelle bereits in der Vergangenheit bei einem anderen Lieferanten angemeldet hat und ein aktiver Stromvertrag besteht. Nachdem der Vertrag beim gewählten Lieferanten eingegangen ist, beginnt die gesetzliche Widerspruchsfrist von 14 Tagen. Der Kunde steht in der Verantwortung die Altverträge entsprechend zu kündigen. Jedoch kann der Kunde dem neuen Lieferanten Vollmacht erteilen, Kündigung und Netzanmeldung beim Verteilnetzbetreiber vorzunehmen. Wenn alle Angaben, die der Kunde gemacht hat, korrekt sind, erfolgt innerhalb von wenigen Tagen eine Nachricht des alten Lieferanten, der der Kündigung entweder zustimmt oder diese aus einem bestimmten Grund ablehnt. Stimmt er zu, benachrichtigt er parallel den Verteilnetzbetreiber in Form einer Netzabmeldung. Der Verteilnetzbetreiber stimmt, wenn Netzanmeldung des neuen und Netzabmeldung des alten Lieferanten vorliegen, der Durchleitung zu. Damit ist der Wechsel abgeschlossen und die Anlage des Kunden wird durch einen Lieferanten seiner Wahl beliefert.26
Für einen Smart Meter bedeutet dies ein Update sowie eine neue Identität. Vorausgesetzt der Zähler verbleibt bei einem Wechsel des Stromlieferanten in der Verbrauchsstelle, so muss diesem eine neue Lieferantensignatur sowie der neue Stromtarif übergeben werden. Zudem ist es notwendig zum Tag des Wechsels Zählerstände für die Rechnung des Altlieferanten sowie auch für den Vertragsbeginn des neuen Lieferanten zu ermitteln und diese an die Marktpartner zu übermitteln. Der für die Übertragung interessante Prozess ist der Teil der vom Verteilnetz- zum Messstellenbetreiber. Im Grunde ist dieser Prozess eine Stammdatenänderung, wie sie bereits als elementarer Prozess beschrieben wurde. Jedoch ist sie im Zuge eines Lieferantenwechsels wesentlich komplexer. Abbildung 10 veranschaulicht den wesentlichen Nachrichtenaustausch zwischen dem Messstellenbetreiber sowie dem Zähler. Somit bedeutet ein Lieferantenwechsel immer eine Reihe von Stammdatenänderungen sowie eine Zählwertermittlung.
Bisher sind weder diese Prozesse noch die Marktrollen, wer diese Aufgaben übernimmt, festgeschrieben. Es ist auch noch nicht klar, wann der Messstellenbetreiber über die jeweiligen Änderungen benachrichtigt wird. In der Beschreibung des Lieferantenwechsels, dessen Darstellung im Anhang A zu finden ist, setzt die Benachrichtigung am Ende des gesamten formellen Wechselprozesses an. Der Prozess Lieferantenwechsel ist der komplexeste der von der Bundesnetzagentur beschriebenen Prozesse. Die Prozesse Lieferbeginn und Lieferende sind im Grunde im Prozess des Lieferantenwechsels enthalten und werden nicht detaillierter beschreiben.
Abbildung 11: Prozess Lieferantenwechsel
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
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1 A. Schmittner (2009).
2 Weiterführende Informationen: A.-W. Scheer (2001).
3 ESMA (2008) S. 4.
4 Vgl. J. Trittin (2003) S.1 f.
5 Vgl. Amtsblatt der Europäischen Union (2006) S. 1.
6 Vgl. Amtsblatt der Europäischen Union (2006) S. 3 Abs. 28, 29.
7 Vgl. § 9 MessZV.
8 Vgl. § 40 EnWG.
9 Vgl. § 21b EnWG.
10 Vgl. § 12 MessZV
11 Vgl. § 40 EnWG.
12 BKW FMB Energie AG (2010).
13 Vgl. Amtsblatt der Europäischen Union (2003) S. 4 f.
14 Vgl. § 5 MessZV.
15 Entnommen aus: J. Reuschel (2008) Folie 8.
16 Vgl. § 3 MessZV f.
17 Quelle: Eigene Darstellung.
18 Vgl. Bundesnetzagentur (2009) S. 6 f.
19 Vgl. Wirtschaftskammer Österreich (2009) S. 1.
20 Angelehnt an: Kahlmann/ Zayer (2003) S. 601.
21 Vgl. tLZ-Projektgruppe (2009) S. 38 f.
22 Vgl. § 9 Absatz 1 MessZV.
23 Vgl. T. Allweyer (2008) S. 8.
24 Vgl. D. Stähler, R. Scheuch (2009) S. 206.
25 Vgl. §36 Absatz 2 Satz 2 EnWG.
26 Bundesnetzagentur (2006) S.10 - 33.
