Vorschläge für eine Verbesserung des Smart Meter Rollouts

Die Funktion zur Fernsteuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG sollte dauerhaft keine Voraussetzung (“agiler Rollout”)  für den Einbau der Smart Meter Gateways (SMGWs) sein (Änderung § 21 Abs. 1 Nr. 1c) MsbG & § 31 Abs. 1 Nr. 2 MsbG). Smart Meter müssen an erster Stelle Stromflüsse messen und Messwerte übermitteln (TAF 7) – mehr nicht. Zusätzliche Funktionen wie die Steuerung von Anlagen nach § 14a EnWG können möglich gemacht werden, sollten aber nicht zum gesetzlich definierten Funktionsumfang des SMGW gehören. Eine entsprechende Regelung sollte mindestens für SMGWs gelten, die bei Verbrauchern ohne 14a-Anlagen und unter 6000 kWh Jahresverbrauch verbaut werden.

Alternativ zur Steuerung über das SMGW sollten 14a-Anlagen auch über eine zentrale Cloud-Schnittstelle, auf die sowohl Verteilnetzbetreiber als auch steuerbare Verbrauchseinrichtungen Zugriff haben, gesteuert werden dürfen (Änderung bzw. Aufhebung der BSI-TR-03109-5). Die dafür notwendige Kommunikationsanbindung der Anlagen ist in den meisten Fällen schon vorhanden.

Eine solche Cloud-Lösung könnte mit den gleichen Sicherheitsstandards (SSL, signierte Payload) wie die SMGW-Kommunikation implementiert werden und wäre extrem schnell umsetzbar. Die Netzbetreiber könnten das Steuersignal einfach mit dem gleichen Private Key wie bei der Edifact-Kommunikation signieren und das signierte Signal dann auf eine zentrale Plattform hochladen, die z.B. von einem ÜNB oder der BNetzA betrieben wird. Mit Jsons Web Tokens wäre eine Verifizierung der Netzbetreiber-Signale einfach umsetzbar.

Die umfangreichen Sicherheitsvorgaben des BSI (“Technische Richtlinien”) an das SMGW sind vor allem der 14a-Steuerungsfunktion geschuldet und machen den Einbau und Betrieb der Geräte komplex, störanfällig und teuer. Durch einen Wegfall der §14a-Funktionalität können die Sicherheitsvorgaben an das SMGW somit massiv vereinfacht werden. Bei Verbrauchern ohne Wallbox, Speicher oder Wärmepumpe ist die Steuerungsfunktion ohnehin überflüssig.

Während die 14a-Anlagensteuerung selbst nach Jahren der Diskussion von keinem einzigen Netzbetreiber beherrscht wird, sind heute verbaute Wärmepumpen, Wallboxen und Speicher in den meisten Fällen ohnehin mit dem Internet verbunden. Dieser Kommunikationskanal via Cloud könnte problemlos auch für die 14a-Anlagensteuerung genutzt werden. Außerdem muss für die 14-Steuerungsfunktion über SMGW zusätzliche und eigentlich überflüssige Hardware (“Steuerbox, physisches HEMS”) verbaut werden, die Nutzung des Cloud-Kommunikationskanals ist dagegen ganz ohne zusätzliche Hardware möglich.

Für die 14a-Steuerung über Cloud kann im Grunde dieselbe Sicherheitstechnologie (wie Jsons Web Tokens) verwendet werden, auf der große Teile des Internets (u.a. Banking) basieren. Da diese schon von Millionen Nutzern verwendet wird, schätzen wir sie sogar als sicherer ein, als die SMGW-Kommunikation, die sehr speziell ist, wenige Anwender hat und daher ein grösseres Risiko zum Angriff bietet, etwa über die Server der GWAs und die IT-Systeme der Netzbetreiber.

Cloud-Kommunikationskanäle werden einer kontinuierlichen Softwareverteilung unterzogen (rund 150 mal pro Tag), so dass etwaige Sicherheitslücken sofort durch Patches geschlossen werden. Zudem kommen standardmäßig sowohl automatisierte Sicherheitstests (Schwachstellenscans bei jedem Code-Commit, Software Composition Analysis, Cloud Security Posture Management) als auch externe Sicherheitstests (vierteljährliche Scans, Pen-Tests, HackerOne Bug Bounty) und native Cloud-Security-Dienste (GuardDuty, Security Hub) zum Einsatz.

Die SMGW-Kommunikationsarchitektur ist gegenüber gesicherten Streaming-Http-Verbindungen im Grunde veraltet und im Funktionsumfang deutlich begrenzt. Nur über die Cloud-Anbindung ist es möglich, die Fahrweise von steuerbaren Anlagen in Echtzeit an lokale Netzengpässe anzupassen. So kann es beispielsweise für das Netz von Vorteil sein, wenn der Verbrauch auf Land mit PV-Erzeugung steigt, während er in der Stadt direkt daneben sinkt. Wenn die Fahrweise von PV-Anlagen, Wärmepumpen, Speicher & Wallboxen direkt an die zugrunde liegende physische Netzbelastung angepasst wird, kann sie auch nicht manipuliert werden.

Die von den iMSys erhobenen 15-Minuten Messwerte für Strom (TAF 7) sollten künftig auf Wunsch unverzüglich – also viertelstündlich sofort nach Erhebung – vom MSB an Lieferanten und weitere Marktpartner versendet werden müssen. Für die unmittelbare Datenbereitstellung sollte eine entsprechende Zusatzleistung (§ 34 Abs. 2 MsbG) geschaffen und der MSB darüber entschädigt werden. Zur Umsetzung müssen auch entsprechende Vorgaben im Rahmen des Universalbestellprozesses (BNetzA-Festlegung BK6-22-128) gemacht werden. Darüber hinaus müssen die hochfrequenten Messwerte (TAF14) so schnell wie möglich verfügbar gemacht werden.

Derzeit werden die 15-Minuten-Messwerte standardmäßig gesammelt erst am Folgetag versendet (§ 60 Abs. 3 Nr. 3 MsbG). Eine Echtzeit-Verbauchsvisualisierung für Endverbraucher ist so noch nicht möglich und damit einer der Hauptanreize zum Einbau eines iMSys immer noch nicht vorhanden. Die eigentlich für die Verbrauchsvisualisierung vorgesehenen hochfrequenten Messwerte (TAF 14) sind noch nicht verfügbar und deshalb noch keine geeignete Alternative zu den 15-Minuten-Werten (TAF 7). TAF7 kann aber TAF14 nicht ersetzen: Sekundengenaue Werte geben nicht nur einen besseren Aufschluss über den Verbrauch, sondern sind auch notwendig, damit Anlagen schnell auf sich ändernde Netzbedingungen reagieren und so Systemdienstleistungen bereitstellen können.

Es sollte ein für alle Haushalte bundesweit einheitliches Verfahren zur Beantragung eines iMSys geschaffen werden (Einführung eines § 29a MsbG). Alle interessierten Haushalte sollten darüber ein iMSys beantragen können und würden dann von einem oder mehreren Messstellenbetreibern den Einbau des Geräts angeboten bekommen. Das Verfahren könnte z.B. über die in § 14e EnWG festgeschriebene gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber abgewickelt werden.

In § 34 Abs. 2 Nr. 1 MsbG wurde zwar die Möglichkeit für den iMSys-Einbau auf Wunsch geschaffen, jedoch fehlt ein einheitliches Antragsverfahren. Mit Blick auf mehr als 700 MSB droht ein Wildwuchs aus Hunderten unterschiedlichen Antragsformularen und Fristen, die für Endverbraucher kaum zu durchschauen sind. Eine zentrale Anlaufstelle würde die Hürden für den freiwilligen Einbau erheblich senken, Synergien  heben und so auch die Kosten für die MSB senken.

Die Aggregationsverantwortung für das intelligente Messsystem muss einheitlich geregelt werden. Netzbetreiber sollten verpflichtet werden, immer nach Zählerstandsgangmessung, also 15-Minuten-Daten, zu bilanzieren, sobald ein iMSys verbaut wurde. Eine entsprechende Regelung sollte sowohl in den Marktprozessen zur Bilanzierung Strom (MaBiS) und den Geschäftsprozessen Kundenwechsel Elektrizität (GPKE) als auch in dem Rahmenvertrag zur Netznutzung Strom erfolgen.

Aktuell wird nicht nachvollziehbar durch den Verteilnetzbetreiber unterschieden, wo die Aggregationsverantwortung liegt und ob eine SLP- oder RLM-Bilanzierung stattfindet. In vielen Fällen wird so weiterhin nach Standardlastprofil bilanziert, obwohl bereits ein intelligentes Messsystem verbaut wurde.

Messstellenbetreiber sollten dazu verpflichtet werden, aktuelle Smart-Meter-Einbauzahlen monatsgenau für alle öffentlich zugänglich zu veröffentlichen (Ergänzung des § 37 MsbG). Es muss eine einheitliche Datengrundlage geschaffen werden, um Probleme – etwa bei der Geräteverfügbarkeit – frühzeitig und zielgerichtet anzugehen.

Für Marktteilnehmer und die Öffentlichkeit ist derzeit kaum nachvollziehbar, wie viele Geräte bereits von wem installiert wurden, welche Funktionen die Geräte beinhalten und wie weit die Netzbetreiber mit der Implementierung ihrer nachgelagerten IT-Prozesse sind.

Auch um die Kommunikationsanbindung der iMSys deutschlandweit sicherzustellen, muss umgehend eine flächendeckende LTE-Netzabdeckung geschaffen werden.

iMSys werden meist im Keller oder in anderen innenliegenden Räumen mit schlechtem Mobilfunkempfang verbaut. Damit die Geräte funktionieren, sind sie auf eine Kommunikationsanbindung – u.a. über LTE – angewiesen. Leider ist der Mobilfunkempfang in vielen Regionen Deutschlands immer noch ungenügend und alternative Kommunikationsanbindungen, etwa über das 450-MHz-Netz oder Powerline, sind in der Praxis noch nicht flächendeckend verfügbar.