DURCHBLICK HABEN. SCHAFFT KLARHEIT FÜR VERBRAUCHER - BERICHT ZUR EINFÜHRUNG VON INTELLIGENTEN MESSGERÄTEN IN ÖSTERREICH 2020 - E-Control
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BERICHT ZUR EINFÜHRUNG VON
INTELLIGENTEN MESSGERÄTEN IN ÖSTERREICH 2020
UNSERE ENERGIE
DURCHBLICK HABEN.
SCHAFFT KLARHEIT
WO IMMER STROMKENNZEICHNUNG SICHERHEIT GIBT.
FÜR VERBRAUCHER.
www.e-control.at
PROFITIEREN. WO IMMER SIE ENERGIE BRAUCHEN.INHALT
Vorwort 5
Zusammenfassung 7
Rahmenbedingungen 9
> Rechtlicher Rahmen 9
> Europäische Standardisierungsinitiative 10
Erhebung der Daten bei den Verteilernetzbetreibern 11
Fortschritt der Installation von intelligenten Messgeräten 12
> Ausrollungsgrad, Projektpläne und Einführungsszenarien 12
> Anzahl der umzustellenden Zählpunkte 15
> Anzahl der bereits installierten intelligenten Messgeräte 15
> Installation von Smart Metern nach Kundenwunsch 16
Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber 18
> Ankündigungsschreiben über den Smart-Meter-Einbau 18
> Erfüllung der Anforderungen gemäß IMA-VO 2011 19
> Aufbau des Smart-Meter-Systems 19
> Aufbau der Datenübertragung und Kommunikationstechnologien 21
> Anpassungen der IT-Systeme 25
> Gemeinsame Nutzung der Infrastruktur mit anderen Bereichen und Unternehmen 26
> Information auf Web-Portalen 27
> Datenschutz und Konfigurationsvarianten von Smart Metern 28
> Netzsituation 29
Kostenentwicklung 33
Erfahrungen der E-Control 36
> Energie-Hotline 36
> Kundenbeschwerden und Schlichtungsstelle 37
> Webauftritte der Verteilernetzbetreiber 38
> Verbrauchsentwicklung und Energieeffizienz 40
> Preisentwicklung und Tarifkalkulator 41
> Kontaktkampagne 44
>>Stellungnahmen von Behörden, Interessenverbänden und Institutionen 45 > Arbeiterkammer (AK) 45 > ARGE DATEN – Österreichische Gesellschaft für Datenschutz 46 > Bundesamt für Eich- und Vermessungswesen (BEV) 46 > Bundesministerium für Soziales, Gesundheit, Pflege und Konsumentenschutz (BMSGPK) 47 > Bundesministerium für Digitalisierung und Wirtschaftsstandort (BMDW) 48 > Datenschutzrat (DSR) 48 > Fachverband der Elektro- und Elektronikindustrie (FEEI) 48 > Österreichische Datenschutzbehörde (DSB) 50 > Oesterreichs Energie (OE) 51 > Rundfunk und Telekom Regulierungs-GmbH (RTR) 53 > Technologieplattform Smart Grids Austria (TPSGA) 55 > Verein für Konsumenteninformation (VKI) 56 > Volksanwaltschaft 57 > Wissenschaftlicher Beirat Funk (WBF) 58 Europäische Erfahrungen 59 Ausblick 61 Abbildungs- und Tabellenverzeichnis 63 Anhang 64
// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Abkürzungsverzeichnis
BGBl Bundesgesetzblatt
BMASGK Bundesministerium für Arbeit, Soziales, Gesundheit und Konsumentenschutz
BMK Bundesministerium für Klimaschutz, Umwelt, Energie, Mobilität, Innovation und Technologie
BMLRT Bundesministerium für Landwirtschaft, Regionen und Tourismus
BMNT Bundesministerium für Nachhaltigkeit und Tourismus
BMSGPK Bundesministerium für Soziales, Gesundheit, Pflege und Konsumentenschutz
BMWFJ Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend
BMWFW Bundesministerium für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft
CBA Cost benefit analysis
CDMA Code Division Multiple Access
CEP Clean Energy Package
CRM Customer Relationship Management
DAVID-VO Datenformat- und Verbrauchsinformationsdarstellungs-Verordnung
DSF Demand Side Flexibility
DSGVO Datenschutz-Grundverordnung
DSR Demand Side Response
DVR Datenverarbeitungsregister
DZ Digitaler Zähler (Opt-out)
EDA Energiewirtschaftlicher Datenaustausch
ELWOG Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz
EVU Elektrizitätsversorgungsunternehmen
GIS Geographische Informationssysteme
GPRS General Packet Radio Service
GSM Global System for Mobile Communications
HSDPA High Speed Downlink Packet Access
IoT Internet of Things
IMA-VO Intelligente Messgeräte-Anforderungs-Verordnung
IME-VO Intelligente Messgeräte-Einführungsverordnung
IME Intelligentes Messgerät in der erweiterten Konfiguration (Opt-in)
IMS Intelligentes Messgerät in der Standardkonfiguration
EDGE Enhanced Data Rates for GSM Evolution
LAN Local Area Network
LN Lieferant
LoRa Long Range (Wide Area)
M2M Machine-to-Machine
MDM Meter Data Management
MDMS Meter Data Management System
PKI Public-Key-Infrastruktur
PLC Powerline communication
PV Photovoltaik
RL Richtlinie
SM-CG Smart Meters Co-ordination Group
ToU Time-of-Use
UMTS Universal Mobile Telecommunications System
VNB Verteilernetzbetreiber
4// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
VORWORT
Ein wesentlicher Schritt Richtung Verwirkli- chem Roll-out vertiefen, sodass nicht zu erwar-
chung einer digitalisierten Energielandschaft ten ist, dass diese in den nächsten zwei bis drei
ist ein vollständiger Roll-out von Smart Me- Jahren zur Gänze geschlossen werden kann.
tern, inklusive der dazugehörenden Kommu-
nikationsinfrastruktur sowie ihre vollständige Nichtsdestotrotz befinden sich nur einige klei-
Einbindung in alle Unternehmensbereiche. nere Netzbetreiber erst in der Projektanfangs-
Smart Meter ermöglichen einerseits den phase, alle anderen haben mindestens ihre
Endkundinnen und Endkunden eine aktive Vergabeverfahren und die für den Roll-out
Teilnahme am Markt und andererseits einen notwendigen Vorbereitungen abgeschlossen.
effizienten und innovativen Netzbetrieb. Sollte es zu keinen weiteren Verzögerungen,
etwa krisenbedingt, kommen, ist damit zu
Aus den Ergebnissen des vorliegenden Be- rechnen, dass die Netzbetreiber relativ rasch
richts für das Jahr 2019 zum Stand der Ein- die Ausrollung weiter vorantreiben können.
führung der Smart Meter in Österreich wird
ersichtlich, dass der in der Intelligenten Mess- Wann der nötige Ausrollungsgrad erreicht
geräte-Einführungsverordnung (IME-VO) fest- wird, hängt vor allem von den einzelnen Netz-
gelegte Zielerreichungsgrad von 80% bis Ende betreibern ab, aber auch von den Rahmenbe-
2020, obwohl bereits einmal verschoben, von dingungen, die durch eine aktive Zusammen-
den meisten Netzbetreibern nicht zu erreichen arbeit zwischen den Marktteilnehmern, der
sein wird. Österreichweit betrachtet wird ent- Regulierungsbehörde und dem Gesetzgeber
sprechend der von den Verteilernetzbetreibern entstehen. An den Änderungen der rechtli-
übermittelten Pläne die Installation von Smart chen Rahmenbedingungen für die Umset-
Metern zu diesem Zeitpunkt bei nicht mehr als zung der Unionsvorgaben in die nationale
31,3% der Zählpunkte erfolgt sein. Laut den Gesetzgebung unter anderem auch hinsicht-
vor der COVID-19-Krise eingereichten Plänen lich neuer Marktrollen, stärkerer Markteinbin-
werden nach 2022 immerhin noch 1,5 Mio. dung von Endkundinnen und Endkunden und
Zählpunkte über einen mechanischen Strom- Marktkommunikation wird aktuell intensiv
zähler verfügen. Die negativen Auswirkungen gearbeitet. Sie sollen jedenfalls eine positive
der COVID-19-Krise auf die Lieferketten sowie Auswirkung auf die weitere Einführung von
auf die Installationsarbeiten vor Ort werden zu- intelligenten Messgeräten und die Ausschöp-
sätzlich die Kluft zwischen Zielen und tatsächli- fung ihrer Vorteile im Netzsystem haben.
5// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Der vorliegende Fortschrittsbericht wurde auf raum. Für die gute Unterstützung und Zusam-
Basis der von der E-Control erhobenen Daten menarbeit im Zuge der Erstellung dieses Be-
für das Berichtjahr 2019 erstellt. Maßgeblich richtes möchten wir uns bei allen Beteiligten
hierfür war die Rechtslage in diesem Zeit- herzlich bedanken.
Dr. Wolfgang Urbantschitsch, LL.M. DI Andreas Eigenbauer
Vorstand E-Control Vorstand E-Control
6// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
ZUSAMMENFASSUNG
Mit Ende 2019 wurden von den insgesamt Ende 2020 bzw. von 95% mit Ende 2022,
rund 6,2 Mio. betroffenen Zählpunkten weit verfehlt wird.
1,4 Mio. mit einem intelligenten Messgerät
ausgestattet. Das entspricht einem öster- Die größten in Ausführung befindlichen bzw.
reichweiten Abdeckungsgrad von 22,2%. bereits durchgeführten Roll-outs sind in
Vergleicht man die jeweiligen Pläne pro Jahr, Oberösterreich bei der Netz Oberösterreich
so ist festzustellen, dass die Ausrollungsgra- GmbH (92%), Wels Strom GmbH (71%) und
de einerseits in spätere Jahre verschoben LINZ NETZ GmbH (72%), im Burgenland bei
und andererseits auch in ihrer Höhe ange- der Netz Burgenland (77%), in Vorarlberg bei
passt wurden. Für Gesamtösterreich ergibt den Stadtwerken Feldkirch (99%) und in Nie-
sich aus den aktuell vorliegenden Plänen ein derösterreich bei den Stadtwerken Amstetten
Zielerreichungsgrad von 31,3% für 2020, von (78%) zu finden.
52,7% für 2021 und von 74,6% für 2022.
Die von den Verteilernetzbetreibern nach un- Mehr als ein Drittel der Verteilernetzbetreiber
ten revidierten Erwartungen hinsichtlich des haben einen größeren, flächendeckenden
Ausrollungsgrads der Smart Meter führen Einbau von Smart Metern gestartet und acht
dazu, dass ein Ausrollungsgrad, wie in der Verteilernetzbetreiber haben den Roll-out ab-
IME-VO festgelegt von zumindest 80% mit geschlossen. Allerdings sind noch immer eini-
EINFÜHRUNG VON SMART METERN IN ÖSTERREICH IM ERHEBUNGSJAHR 2019
5.000.000 100% Anzahl
4.500.000 90% in %
4.000.000 80%
3.500.000 70%
3.000.000 60%
2.500.000 50%
2.000.000 40%
1.500.000 30%
1.000.000 20% Abbildung 1
Übersicht der Zählpunkte mit
500.000 10%
Smart Metern tatsächlich
0 0%
und geplant nach Roll-out-
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Plan
2020
Plan
2021
Plan
2022
Plänen der gemeldeten
Projekte in Österreich, Stand
Ende Dezember 2019
Quelle: E-Control
7// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
ge größere Verteilernetzbetreiber mit der Aus- lungsphase, andererseits durch Liefereng-
rollung in erheblichem Verzug. Die meisten pässe bei den Zählerherstellern verzögert. Zu-
der Verteilernetzbetreiber haben die Vergabe sätzlich gab es Fälle, bei denen aufgrund von
bereits abgeschlossen. Bei diesen Projekten Problemen bei der Umsetzung die Vergaben
spiegelt sich durch den zunächst notwendi- neu ausgeschrieben werden mussten. Durch
gen Aufbau der Vorsysteme der Gesamt-Pro- die im März 2020 eingetretene COVID-19-
jektfortschritt nicht entsprechend in der Roll- Krise werden sich diese Probleme noch ver-
out-Quote wider, da der Zählereinbau zumeist schärfen, sodass weitere Verzögerungen in
erst dann erfolgt, wenn die Implementierung der Ausrollung bereits angekündigt wurden.
dieser Vorsysteme abgeschlossen ist. Damit kommen auf diese Verteilernetzbetrei-
ber in den kommenden Jahren aufgrund des
Die E-Control geht davon aus, dass die noch vorgegebenen Zeitplans noch große Anstren-
nicht begonnenen Projekte alsbald gestartet gungen zu, um die geforderte Einführung von
werden. intelligenten Messgeräten in einem vertretba-
ren Zeitraum und letztlich für alle Kundinnen
Teilweise wurden Projektumsetzungen einer- und Kunden zufriedenstellend abwickeln zu
seits durch technische Probleme sowohl bei können.
den Pilotprojekten als auch in der Ausrol-
8// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
RAHMENBEDINGUNGEN
Rechtlicher Rahmen
Der Grundstein für die europaweite Einfüh- lernetzbetreiber gegenüber Endverbrauche-
rung von intelligenten Messgeräten wur- rinnen und -verbrauchern bezüglich Spei-
de mit der Elektrizitätsbinnenmarkt-RL (RL cherung, Auslesung und Übermittlung ihrer
2009/72/EG) gelegt. Damit wurde die Basis Messdaten sowie gegenüber Lieferanten im
für die aktive Beteiligung der Verbrauche- Rahmen des Datenaustausches festgelegt. In
rinnen und Verbraucher am Strommarkt ge- der Novelle 2017 wurden erstmals die Rege-
schaffen. Die Weiterentwicklung des europä- lungen für die gemeinschaftliche Erzeugungs-
ischen Rechtsrahmens im Jahr 2019 durch anlagen getroffen.
das Inkrafttreten des Clean Energy Packages
und im Rahmen dessen der neuen Richtlinie Das Gesetz enthält auch eine Verordnungs-
mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektri- ermächtigung des zuständigen Ministeriums,
zitätsbinnenmarkt (RL [EU] 2019/944) stärkt mit welcher die Einführung von intelligenten
die Rolle von aktiven Konsumenten und för- Messgeräten näher geregelt werden kann.
dert ihre Beteiligung entweder einzeln oder Die im Jahr 2012 erstellte Intelligente Mess-
über Gemeinschaften (Erneuerbare-Energie- geräte-Einführungsverordnung (IME-VO) wur-
Gemeinschaften und Bürgergemeinschaften) de zuletzt im Jahr 2017 novelliert, wobei die
sowie Aggregatoren. Hier wurden unter ande- Frist für die Zielerreichung verlängert wurde.
rem detailliertere Vorgaben betreffend der Somit müssen bis Ende 2020 mindestens
neuen Marktrollen sowie der Datenverwal- 80% und bis Ende 2022 mindestens 95%
tung und des diskriminierungsfreien Zugangs der Zählpunkte mit intelligenten Messgerä-
zu Endverbraucherdaten festgelegt. Aufgrund ten ausgestattet sein. In dieser Verordnung
der Monitoringberichte zum Stand der Ein- wurden auch umfangreiche Berichts- und
führung von Smart Metern in der Union wur- Monitoringpflichten für die Verteilernetzbe-
de beschlossen, die Frist für die Ausstattung treiber bzw. die Regulierungsbehörde fest-
von mindestens 80% der Endkundinnen und gelegt. Dementsprechend sind die Verteiler-
-kunden für jene Mitgliedstaaten, die vor dem netzbetreiber verpflichtet, bis zum 31. März
4. Juli 2019 mit der systematischen Einfüh- jedes Kalenderjahres einen Bericht über
rung intelligenter Messsysteme begonnen ha- den Fortschritt der Installation, ihre aktuel-
ben, bis 2024 zu verlängern. len Ausrollungspläne, zu den angefallenen
Kosten, zu den bei der Installation gemach-
Die Umsetzung der Unionsvorgaben in natio- ten Erfahrungen, zum Datenschutz sowie zur
nales Recht betreffend intelligente Messsys- Verbrauchsentwicklung und Netzsituation an
teme erfolgte in Österreich durch das Elekt- das BMWFJ (nunmehr: BMK) sowie die Regu-
rizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz lierungsbehörde zu übermitteln. Die E-Control
2010 (ElWOG 2010), das zuerst im Jahr 2013 ist verpflichtet, auf Basis dieser Berichte ei-
und nochmals im Jahr 2017 novelliert wurde. nen zusammenfassenden Fortschrittsbericht
Im Gesetz sind u.a. die Pflichten der Vertei- jährlich zu veröffentlichen.
9// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Zwei weitere Verordnungsermächtigungen tionen (Kapitel 5) und Informationsübermitt-
wurden der E-Control zugeteilt: Eine Verord- lung von Verteilernetzbetreibern und anderen
nung legt die Anforderungen an die intelli- Marktteilnehmern sowie Grundsätze des 1.
genten Messsysteme fest (IMA-VO 2011), und des 2. Clearings (Kapitel 10).
die andere regelt die Bereitstellung der Ver-
brauchsinformation (DAVID-VO 2012). Die Erhebung von Messdaten durch ein intel-
ligentes Messgerät unterliegt wie jede ande-
Zusätzlich zu dem angeführten Gesetz und re Datenanwendung den Rechtsvorschriften
den Verordnungen werden weitere techni- des Datenschutzgesetzes (DSG) sowie der
sche Details in den Sonstigen Marktregeln Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO). Die-
definiert: Die unterschiedlichen Zählerkonfi- se enthalten Regelungen über den Schutz
gurationen (Kapitel 1), Rahmenbedingungen personenbezogener Daten und die Zulässig-
für die Erarbeitung Technischer Dokumenta- keit von deren Verwendung.
Europäische Standardisierungsinitiative
Mit dem Inkrafttreten der Richtlinie hatte die Weitere Standardisierungsinitiativen und Un-
Europäische Kommission einen Normungs- tersuchungen werden im Rahmen der von
auftrag, das Mandat M/411 für Smart Me- der EU-Kommission gegründeten Smart Grids
ter, an die Standardisierungsorganisationen Task Force (SGTF) sowie der für die Umset-
CEN, CENELEC und ETSI erteilt. Dafür wurde zung des Smart Grids Mandates M/490 zu-
die Smart Meters Co-ordination Group (SM-CG) ständigen Smart Grid Co-ordination Group
gegründet mit dem Ziel, einen gemeinsamen (SG-CG) vorgenommen. Die SGTF besteht aus
Kommunikationsstandard zu definieren. Um mehreren Experten-Gruppen (EG). Die EG 1,
die Entwicklung von Soft- und Hardwarearchi- gegründet 2015, befasst sich mit Standards
tekturen sowie die Entwicklung der zugehö- und Interoperabilität und erstellt die Leitlinien
rigen Standards zu unterstützen, wurde in bezüglich Interoperabilität, Konnektivität und
der ersten Phase ein Technischer Bericht Funktionalität von Komponenten und Prozes-
erstellt. Die zweite Phase des Mandates kon- sen für die Bereitstellung von Dienstleistungen
zentrierte sich auf die Entwicklung eines Eu- in Smart Grids. Im Jahr 2019 wurde der dritte
ropäischen Standards, der die Interoperabili- Bericht der EG 1 unter dem Titel „Towards In-
tät von Smart Metern für Strom, Gas, Wärme teroperability within the EU for Electricity and
und Wasser in einer offenen Architektur ge- Gas Data Access & Exchange” veröffentlicht.
währleisten soll. Diese Phase wurde mit dem Aktuell in der Ausarbeitung befindet sich der
Zusammenfassungsbericht im Jahr 2012 ab- Bericht: „Data Interoperability – electricity and
geschlossen. gas data access and exchange“.
10// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
ERHEBUNG DER DATEN
BEI DEN VERTEILER-
NETZBETREIBERN
Gemäß § 2 Abs 1 IME-VO gibt die Regulie- > Kundeninformation gemäß
rungsbehörde die Form des Berichts, welcher DAVID-VO 2012
von den Verteilernetzbetreibern bis zum 31. > Datenschutz und Varianten der
März jedes Kalenderjahres an das BMK so- Zählerkonfiguration1
wie die Regulierungsbehörde übermittelt wer- > Netzsituation
den muss, vor.
Die Informationen zu den Kosten, die sich
Die Abfrage der Daten bei den Verteilernetz- ausschließlich auf intelligente Messgeräte
betreibern wurde von der E-Control entspre- beziehen, wurden im Rahmen der Tarifprü-
chend der IME-VO durchgeführt. Dabei wur- fungen der Verteilernetzbetreiber erhoben.
den die Daten wie in den Vorjahren über ein
webbasiertes Tool abgefragt. Damit ergibt Anfang des Jahres 2020 wurde die Online-
sich ein reduzierter Verwaltungsaufwand so- Erhebung bei allen österreichischen Vertei-
wohl bei den meldepflichtigen Unternehmen lernetzbetreibern durchgeführt; diese war bis
als auch bei der Behörde. 31.3.2020 abzuschließen. Im Zuge des Erhe-
bungsprozesses ist es teilweise zu mehrmali-
Folgende Informationen wurden gemäß § 2 gen Mahnungen und der Nachforderung von
Abs 1 IME-VO erhoben: Detaildaten gekommen, vor allem verursacht
durch die COVID-19-Krise. Dies hat maßgeb-
> Anzahl der Zählpunkte und der lich zur Verzögerung der Veröffentlichung des
installierten intelligenten Messgeräte gegenständlichen Berichts beigetragen.
> Projektpläne und Einführungsszenarien
> Erfüllung der Anforderungen gemäß Die Ergebnisse der Erhebung und darauf auf-
IMA-VO 2011 bauend weitere Analysen werden auf den Sei-
> Aufbau des Smart-Meter-Systems, der ten 12 bis 32 im Detail dargestellt.
Datenübertragung und der IT-Systeme
1
Zählerkonfiguration bestimmt u.a. die Auslesungsintervalle von Daten: viertelstündlich, täglich oder jährlich
11// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
FORTSCHRITT
DER INSTALLATION
VON INTELLIGENTEN
MESSGERÄTEN
Ausrollungsgrad, Projektpläne und Einführungsszenarien
Die Anzahl der installierten intelligenten des Bild. In den diesjährig gemeldeten Da-
Messgeräte, die konkreten Projektpläne ten ist erneut eine wesentliche Veränderung
und Einführungsszenarien wurden, wie be- der Prognosen der geplanten Roll-out-Zahlen
reits in den Vorjahren, bei den einzelnen nach unten hin festzustellen. Während in den
Verteilernetzbetreibern abgefragt und für im Jahr 2016 erstellten Prognosen für Ende
diesen Bericht ausgewertet. Zu erwähnen 2019 noch rund 3,3 Mio. Smart Meter ange-
sind in diesem Zusammenhang die ohnehin geben wurden, sind im Jahr 2017 für Ende
rechtlich durch die IME-VO vorgegebenen 2019 nur mehr rund 2,3 Mio. bzw. im Jahr
Eckpunkte. Der in dieser Verordnung vor- 2018 für Ende 2019 rund 1,7 Mio. Smart
gegebene Stufenplan bis 2022 bildet dabei Meter prognostiziert worden. In der aktuellen
den Rahmen, in dem die einzelnen Verteiler- Erhebung wurden tatsächlich 1,4 Mio. Smart
netzbetreiber ihre konkreten Projekte umzu- Meter für Ende 2019 als installiert angege-
setzen haben. ben (Abbildung 2).
Die österreichweite Aggregation der einzel- Die von den Verteilernetzbetreibern nach un-
nen Einführungspläne zeigt allerdings ein von ten revidierten Erwartungen hinsichtlich des
den Vorgaben der IME-VO stark abweichen- Ausrollungsgrads der Smart Meter führen
AUSROLLUNG TATSÄCHLICH UND GEPLANT NACH ERHEBUNGSJAHREN
2016 6.000.000
2017
5.000.000
2018
2019
4.000.000
3.000.000
2.000.000
Abbildung 2 1.000.000
Anzahl der tatsächlich instal-
lierten und geplanten Smart 0
Metern in den Erhebungen
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
für die Jahre 2016, 2017,
2018 und 2019
Quelle: E-Control
12// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
dazu, dass ein Ausrollungsgrad von zumin- einzelnen Netzbereichen dargestellt. Daraus
dest 80% mit Ende 2020 bzw. mit 95% mit ist ersichtlich, dass in einzelnen Netzberei-
Ende 2022 weit verfehlt wird. chen das Projekt der Smart-Meter-Einführung
schon sehr weit fortgeschritten ist, während
Vergleicht man die jeweiligen Pläne pro Jahr, andere Netzbereiche noch erheblichen Auf-
so ist festzustellen, dass die Ausrollungs- holbedarf haben. In diesem Zusammenhang
grade in diesen einerseits in spätere Jahre ist darauf hinzuweisen, dass die Ausrollungs-
verschoben und andererseits auch in ihrer quoten in der IME-VO je Verteilernetzbetreiber
Höhe angepasst wurden. Für Gesamtöster- gelten. Eine detaillierte Aufstellung ist dem
reich ergibt sich ein Zielerreichungsgrad von Anhang zu entnehmen.
31,3% für 2020, 52,7% für 2021 und 74,6%
für 2022, dessen Verlauf in Abbildung 3 dar- Laut den erhobenen Daten werden insgesamt
gestellt ist. 95 von 119 Verteilernetzbetreibern das Ziel
von 80% Ausrollung bis Ende 2020 nicht er-
Da in den bisherigen Auswertungen ledig- reichen. 46 von 119 Verteilernetzbetreibern
lich auf den österreichweiten Umsetzungs- werden überdies das Ziel von 95% bis Ende
stand bezüglich der Smart-Meter-Einführung 2022 verfehlen. Darüber hinaus ist bei mehr
eingegangen wurde, werden in Abbildung 4 als 40 Verteilernetzbetreibern, die in ihren
die unterschiedlichen Roll-out-Grade in den eingereichten Plänen eine rechtskonforme
AUSROLLUNG TATSÄCHLICH UND GEPLANT NACH ERHEBUNGSJAHREN in %
100% 2016
90% 2017
80% 2018
70% 2019
60% Ziel 2020
50%
Ziel 2022
40%
30%
20%
Abbildung 3
Tatsächlicher und geplanter
10%
Ausrollungsgrad von Smart
0% Metern in den Erhebungen
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
für die Jahre 2016, 2017,
2018 und 2019 vs. festge-
legte Einführungsgrade
Quelle: E-Control
13// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Burgenland
Graz
AUSROLLUNGSGRAD NACH NETZBEREICHEN IM ERHEBUNGSJAHR 2019 in %
Innsbruck
Kärnten 100%
Klagenfurt
Kleinwalsertal
Linz 80%
Niederösterreich
Oberösterreich
60%
Salzburg
Steiermark
Tirol 40%
Vorarlberg
Wien
Österreich 20%
Abbildung 4 0%
Tatsächlicher und geplanter
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Plan
2020
Plan
2021
Plan
2022
Ausrollungsgrad von Smart
Metern in der Erhebung
für das Jahr 2019
Quelle: E-Control
PROJEKTPHASEN (Anzahl Netzbetreiber)
2017 60
2018
2019 50
40
30
20
10
0
Pilotphase Erste Versuche Planungsphase Ausschreibung Roll-out Roll-out
abgeschlossen laufend abgeschlossen
Abbildung 5
Status Smart-Meter-Roll-out
Quelle: E-Control
14// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
Zielerreichung bis 2022 angegeben haben, weitere 36 Verteilernetzbetreiber waren in der
diese als wenig realistisch einzuschätzen, da Roll-out-Phase und immerhin 54 Netzbetrei-
im Jahr 2019 noch gar nicht oder gerade erst ber haben das Vergabeverfahren abgeschlos-
mit dem Ausbau begonnen wurde oder die ge- sen. Die restlichen 21 Verteilernetzbetreiber
plante Anzahl der jährlich zu installierenden befanden sich erst in einer sehr frühen Phase
Geräten hoch angesetzt wurde. der Smart-Meter-Einführung (Abbildung 5).
Bis Ende 2019 haben insgesamt acht Vertei-
lernetzbetreiber den Roll-out abgeschlossen,
Anzahl der umzustellenden Zählpunkte
Mit dem Erhebungsbogen wurden die insge- reduziert. Dagegen ist sie auf der Netzebene
samt umzustellenden Zählpunkte auf Netz- 7 leicht gestiegen (+1,1%), was in Summe
ebene 6 und 7, mit dem Stand Ende 2019, eine geringfügige Zunahme der Zählpunkte
abgefragt. Um etwas mehr als 7% hat sich die insgesamt bedeutet.
Anzahl der Zählpunkte auf der Netzebene 6
ANZAHL DER UMZUSTELLENDEN ZÄHLPUNKTE
Netzebene 6 Netzebene 7 Gesamt Tabelle 1
Anzahl umzustellender Zählpunkte 24.034 6.220.951 6.244.985 Übersicht Zählpunkte
Netzebene 6 und 7, Stand
Veränderung zum Vorjahr –7,3% +1,1% +0,7%
Dezember 2019
Quelle: E-Control
Anzahl der bereits installierten intelligenten Messgeräte
Eine der Hauptfragen innerhalb des Erhe- Von den insgesamt rund 6.244.985 potenzi-
bungsbogens war die Anzahl der bei den ein- ell durch die IME-VO betroffenen Zählpunkten
zelnen Verteilernetzbetreibern bereits instal- sind mittlerweile mit Stand Dezember 2019
lierten intelligenten Messgeräte. 1.386.755 mit einem intelligenten Messgerät
15// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
ausgestattet. Dies entspricht einem österreich- schon bestellt wurden. Damit ergibt sich eine
weiten Abdeckungsgrad von rund 22,2%. Gesamtzahl von installierten, auf Lager ge-
haltenen und georderten intelligenten Mess-
Zusätzlich wurde von den Verteilernetzbetrei- geräten von 2.231.700 bzw. 35,7% (2018:
bern gemeldet, dass bereits 845.000 intel- 21,1%) (Tabelle 2).
ligente Messgeräte auf Lager gehalten bzw.
ANZAHL DER BEREITS INSTALLIERTEN INTELLIGENTEN MESSGERÄTE
2017 2018 2019
Gesamtzahl Zähler Österreich (Haushalt, Nicht-Haushalt) 6.148.094 6.199.303 6.244.985
Anzahl Smart Meter installiert 728.477 953.302 1.386.755
in Prozent 11,8% 15,4% 22,2%
Tabelle 2
Übersicht installierte Zähler bereits auf Lager befindliche bzw. bestellte Smart Meter 555.324 357.481 844.948
und auf Lager befindliche Gesamtzahl Smart Meter installiert + geordert 1.283.801 1.310.783 2.231.703
Zähler, Stand jeweils in Prozent 20,9% 21,1% 35,7%
Dezember
Quelle: E-Control
Installation von Smart Metern nach Kundenwunsch
Mit der IME-VO Novelle 2017 § 1 Abs 5 wurde (27%), Linz (21%) und Vorarlberg (10%) einge-
festgelegt, dass der Verteilernetzbetreiber, langt. Bis jetzt wurde in 78% der Fälle dieser
ungeachtet des Projektplans, Endverbrau- Wunsch erfüllt.
cherinnen und -verbraucher auf Wunsch mit
einem intelligenten Messgerät auszustatten Bei den kleineren Verteilernetzbetreibern, mit
hat. Die Installation hat in diesem Fall ehest- weniger als 5.000 Zählpunkten, dauert es
möglich, jedoch höchstens binnen sechs Mo- zwischen drei und 30 Tagen von der Antrags-
naten, zu erfolgen. stellung bis zur Installation. Bei den meisten
größeren Verteilernetzbetreibern dauert dies
Mehr als die Hälfte aller bisher gestellten An- hingegen länger als 90 Tage. Dies gilt nicht
träge auf die Installation eines Smart Meters für die Vorarlberger Energienetze GmbH und
wurden im Jahr 2019 eingereicht (Abbildung die Linz Netz GmbH, die im Durchschnitt dem
6). Die meisten Anträge sind in den Netz- Kundenwunsch nach einem Smart Meter in-
bereichen Wien (33%), gefolgt von Kärnten nerhalb von 10 bis 20 Tagen nachkommen.
16// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
ANTRÄGE/INSTALLATIONEN VON SMART METERN NACH KUNDENWUNSCH
1.500
1.000
500
0 Abbildung 6
Anträge Installationen Anträge Installationen Anzahl der Anträge und
Gesamt Gesamt 2019 2019
Installationen von Smart
Metern nach Kundenwunsch
Quelle: E-Control
17// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
ERFAHRUNGEN
DER VERTEILERNETZ-
BETREIBER
Ankündigungsschreiben über den Smart-Meter-Einbau
Gemäß § 1 Abs 4 IME-VO haben die Vertei- > Erläuterung von Begriffen, wie z.B. „Ener-
lernetzbetreiber die Endverbraucherinnen gieeffizienz“, „Web-Portal“ etc.
und -verbraucher zeitnah über den Einbau > Eingehen auf das Thema Datensicherheit
eines intelligenten Messgerätes sowie die > Erläuterung für Doppeltarifkunden2, dies
damit verbundenen Rahmenbedingungen zu wäre zudem eine Chance zur Argumenta-
informieren. Die Regulierungsbehörde regt in tion und Darlegung der Vorteile von zeitab-
Bezug auf die jeweiligen Ankündigungsschrei- hängigen Tarifen
ben an, besonderes Augenmerk auf folgende > Aufklärung über Rechte, wie z.B. über die
Punkte zu legen: Opt-out-Möglichkeit
> Generell: Überzeugungsarbeit und Kun- Die erhobenen Daten zeigen, dass die Infor-
denmarketing mationsintensität in den letzten drei Jahren
> Generell: Bereitstellung von Informationen, zugenommen hat. Lediglich sechs Vertei-
Handlungsoptionen und Konsequenzen lernetzbetreiber haben ihre Kundinnen und
> Darlegung der Vorteile von intelligenten Kunden noch gar nicht über die Einführung
Messgeräten der Smart Meter informiert. Am häufigsten
INFORMATIONSWEGE VON NETZBETREIBERN AN KUNDEN
2019
2018 Information noch nicht versendet
2017
Schriftliche Information
Informationsveranstaltung
Persönliches Gespräch
Weitere Informationswege
Abbildung 7
Informationswege von Ver-
teilernetzbetreibern an ihre 0 10 20 30 40 50 60
Kundinnen und Kunden
Quelle: E-Control
2
Vgl. dazu § 84a Abs 4 ElWOG
18// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
werden die Kundinnen und Kunden schrift- der E-Control betreffend Smart Meter beizule-
lich informiert (Abbildung 7). gen. Falls diesbezüglich Interesse seitens der
Verteilernetzbetreiber besteht, ist lediglich
Zusätzlich besteht die Möglichkeit, im Zuge mit der E- Control Kontakt aufzunehmen und
der Aussendung der Ankündigungsschreiben der Druck direkt durch den Verteilernetzbe-
auch die entsprechenden Informations-Flyer treiber zu beauftragen.
Erfüllung der Anforderungen gemäß IMA-VO 2011
Hier wurde bei den Verteilernetzbetreibern erfüllen können. Dies sei einerseits auf Be-
abgefragt, inwieweit die bei ihnen schon früh- stellchargen vor Einführung der IMA-VO 2011,
zeitig vorhandenen intelligenten Messgerä- andererseits vor allem auf Abweichungen be-
te bereits die Ende 2011 von der E-Control züglich Durchführung von Firmware-Updates,
erlassenen Mindestanforderungen gemäß Speichertiefe und Multi-Utility-Schnittstellen
IMA-VO 2011 erfüllen können. zurückzuführen. Insgesamt handelt es sich
um 350.000 Zähler, also um einen Viertel
Von jenen Verteilernetzbetreibern, die kon- aller installierten Smart Meter. Im Vergleich
krete Projekte gemeldet haben, gaben insge- zum Vorjahr sind es um mehr als 5% instal-
samt sieben Unternehmen an, dass sie intel- lierte Geräte, die nicht alle Anforderungen der
ligente Messgeräte im Einsatz haben, welche IMA-VO 2011 entsprechen.
nicht alle Anforderungen der IMA-VO 2011
Aufbau des Smart-Meter-Systems
Auf Basis des technischen Berichtes der SM-CG dell Bezug genommen. Zur Erläuterung der in
(Funktionale Referenzarchitektur für die Kom- obiger Grafik verwendeten Abkürzungen wird
munikation in intelligenten Messsystemen3) auf das Ursprungsdokument4 verwiesen.
stellt sich die Kommunikationsinfrastruktur wie
in der Abbildung 8 wiedergegeben dar. Die Schnittstelle H1 repräsentiert somit in der
österreichischen Variante die Kundenschnitt-
Im aktuellen Monitoring wurde im Zuge der stelle, festgelegt in der IMA-VO § 3 Z 6. Insge-
Datenabfrage auch auf dieses Referenzmo- samt 36 Unternehmen haben die Standards
3
ftp://ftp.cencenelec.eu/EN/EuropeanStandardization/HotTopics/SmartMeters/CEN-CLC-ETSI-TR50572%7B2011%7De.pdf
4
ftp://ftp.cencenelec.eu/EN/EuropeanStandardization/HotTopics/SmartMeters/CEN-CLC-ETSI-TR50572%7B2011%7De.pdf
19// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
und Spezifikationen von den vorhandenen DLSM/COSEM-Standards, optische Schnitt-
Schnittstellen auf den installierten Messge- stellen und Infrarotschnittstellen. Laut Anga-
räten angeführt. Dabei werden unterschiedli- ben von Oesterreichs Energie wird aktuell an
che Technologien, Protokolle und Standards einer brancheneinheitlichen Lösung gearbei-
verwendet, wie z.B. drahtlose Kommunikati- tet (siehe Seite 51). Diese Initiative wird von
on mit Wi-Fi oder Zigbee-Standards, drahtge- der E-Control begrüßt, da, wie aus der Erhe-
bundene M-Bus-Schnittstellen auf Basis der bung ersichtlich ist, sehr unterschiedliche
REFERENZARCHITEKTUR FÜR DIE KOMMUNIKATION IN INTELLIGENTEN MESSSYSTEMEN
METERING END DEVICE (E / G WH)
MID requirements
Additional Simple external HOME AUTOMATION END DEVICE
Metrology Display
functions consumer display
Home automation functions
Meter communication functions HA communication functions
H1
G1 C M
L
WAN NN LN
Local Network H2 H3
Access Point (LNAP)
N
C C
Neighbourhood Network
Access Point (NNAP)
G1 G2
Abbildung 8
Funktionale Referenz
AMI Head End System
architektur für die
Kommunikation in intelligen-
ten Messsystemen
Quelle: SM-CG
20// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
Technologien und Spezifikationen derzeit halb des Kastens oben links (Metering End
verwendet werden, sodass für die Kundinnen Device) die Kommunikation z.B. zwischen
und Kunden sowie Dienstleister die Anbin- Gas-, Wasser-, Heizungs- und Elektrizitäts-
dung dieser Schnittstellen in ihre Systeme zähler repräsentieren würde. Der Elektrizi-
sehr aufwendig ist. Durch einen einheitlichen tätszähler würde somit als führendes System
österreichischen Zugang zu feinaufgelösten mit den „meter communication functions“
Daten in Echtzeit wird ein wichtiger Beitrag ausgestattet sein, die anderen Spartenzäh-
für die Nutzung dieser Daten geleistet. ler würden über die Multi-Utility-Schnittstelle
kommunizieren. Diese Schnittstelle wird von
Die in Österreich geforderte Multi-Utility- den meisten Unternehmen nicht angeboten
Schnittstelle spiegelt sich in obiger Grafik bzw. ist nicht vorhanden.
allerdings nicht explizit wider, da diese inner-
Aufbau der Datenübertragung und Kommunikationstechnologien
Bei der Betrachtung des verwendeten Daten- bers. Der Datenkonzentrator steht üblicher-
übertragungsweges sind prinzipiell folgende weise in der örtlichen Trafostation und kann
Systeme zu unterscheiden: die Daten von bis zu 300 Zählern an den Ver-
teilernetzbetreiber weitergeben. Die Anzahl
a) Indirekte Datenübertragung vom Zähler der angeschlossenen Zähler ist sehr stark ab-
zum Verteilernetzbetreiber über einen Da- hängig von den örtlichen Gegebenheiten.
tenkonzentrator5
b) Direkte Datenübertragung vom Zähler zum Als verwendete Kommunikationstechnologie
Verteilernetzbetreiber (z.B. über öffentli- kommt bei diesem Systemaufbau zumeist
che Mobilfunknetze) eine sogenannte Powerline-Kommunikation
c) Datenübertragung von Zähler zu Zähler (PLC) für die Übermittlung der Daten vom
(wird in der Kombination mit a) oder b) ver- Zähler zum Datenkonzentrator zum Einsatz.
wendet) Diese Technologie ermöglicht es, die bereits
vorhandenen Stromleitungen in der Anlage
Bei der indirekten Datenübertragung (a) über- zur Weiterleitung der vom Zähler erfassten
nimmt ein sogenannter Datenkonzentrator Daten zu verwenden und erspart daher den
die Sammlung, Bündelung und Weitergabe Aufbau einer separaten Kommunikationsinf-
der gemessenen Werte einer gewissen Anzahl rastruktur in der betroffenen Kundenanlage
von an ihn angeschlossenen Zählern an das bis hin zum Datenkonzentrator (in der Regel
zentrale IT-System des Verteilernetzbetrei- die nächstliegende Trafostation).
5
Ein Datenkonzentrator überwacht alle an ihn angeschlossenen Zähler und kommuniziert mit dem IT-System des Betreibers. Der Daten-
konzentrator bündelt die Daten der angeschlossenen Zähler und gibt diese weiter. Dadurch lässt sich in vielen Fällen eine Reduktion
bzw. Vereinfachung des Datentransfers erreichen.
21// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Die Form der direkten Datenübertragung (b) Man kann also erkennen, dass bei der Über-
wird oftmals in Gebieten verwendet, in denen tragung der Daten von den Unternehmen
aufgrund von technischen Limitierungen (Ent- sehr unterschiedliche Ansatzpunkte, abhän-
fernung zur nächsten Trafostation, wenige Zäh- gig von technischen und wirtschaftlichen
ler in einem weitläufigen Gebiet) eine PLC-Über- Gegebenheiten, gewählt werden können. Die
tragung nicht wirtschaftlich machbar ist oder Abkürzungen in den nächsten Abbildungen
noch keine gut ausgebaute Kommunikations- werden wie folgt erläutert:
infrastruktur beim Verteilernetzbetreiber be-
steht. Bei der direkten Datenübertragung vom CDMA Code Division Multiple Access
Zähler in das IT-System des Verteilernetzbetrei- EDGE Enhanced Data Rates for GSM
bers besitzt der Zähler selbst ein integriertes Evolution
Modul zur Kommunikation mit einer (zumeist GPRS General Packet Radio Service
öffentlichen) Kommunikationsinfrastruktur. GSM Global System for Mobile
Dieses Modul kann sich dabei sowohl im Zäh- Communications
ler selbst als auch außerhalb des Zählers (z.B. HSDPA High Speed Downlink Packet Access
in einem Gateway) befinden. Der Zähler gibt in Internal Firmeninternes Kommunikationsnetz
der Folge alle gemessenen Werte direkt an die LAN Local Area Network
Kommunikationsinfrastruktur des IT-Systems LORA Long Range (Wide Area)
weiter. In aller Regel basieren solche Systeme LTE Long Term Evolution (kurz LTE,
auf der Verwendung einer bereits bestehenden auch 3.9G) bzw. LTE-Advanced
Mobilfunkinfrastruktur (z.B. GPRS, RF Meshed bzw. 4G
[450Mhz] Technologie etc.). PLC Powerline Communication
PSTN Public Switched Telephone
Die Meshed Radio Technologie (c) hat den Network
Vorteil, keine bzw. nur geringe zusätzliche In- RF Mesh Wireless M-Bus[1]
frastruktur zum Kommunikationsnetzaufbau RMT Radio Mesh Technology
zu benötigen, da die Zähler selbst das Netz- UMTS Universal Mobile
werk aufbauen, eine sehr gute Netzabde- Telecommunications System
ckung erreicht werden kann sowie eine hohe
Redundanz zu erzielen ist. Vermaschte Net- In § 1 Abs 1 IME-VO findet sich die Formulie-
ze, welche auf der Meshed Radio Technolo- rung, dass beim Roll-out „eine leitungsgebun-
gie basieren, sind selbstheilend und dadurch dene Übertragung in Betracht zu ziehen ist“.
sehr zuverlässig. Wenn ein Knoten oder eine Diese allgemeine Formulierung lässt jedoch
Verbindung blockiert ist oder ausfällt, kann noch keine rechtsverbindliche Aussage über
sich das Netz darum herum neu aufbauen. die Art der Übertragung zu, wohl aber eine
Die Daten werden umgeleitet und das Netz- Präferenz des Verordnungsgebers. Somit ob-
werk ist nach wie vor voll betriebsfähig. liegt wohl dem Verteilernetzbetreiber im Rah-
22// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
men der wirtschaftlichen und technischen Ge- andere Übertragungstechnologie als PLC ein-
gebenheiten und Möglichkeiten die Wahl der gesetzt. Alternativ kommt vor allem die Radio
geeigneten Übertragung weitgehend selbst. Mesh Technologie zum Einsatz. Diese wird
von den kleineren Verteilernetzbetreibern
In diesem Punkt wurde abgefragt, wie der in Oberösterreich, Tirol, der Steiermark und
technologische Aufbau der einzelnen Syste- Niederösterreich mit nicht mehr als 26.000
me bei den Verteilernetzbetreibern aufge- Zählpunkten nur für eine begrenzte Anzahl
setzt wurde. Abgefragt wurde dabei etwa, der Zähler verwendet. Um dennoch andere
ob die Datenübertragung indirekt über einen Kommunikationswege, die zahlenmäßig nicht
sogenannten Datenkonzentrator oder direkt annähernd so verbreitet wie die PLC-Techno-
vom Zähler in das IT-System erfolgt. Zusätz- logie verwendet werden, grafisch darstellen
lich wurde erhoben, welche Kommunikations- zu können, wurde in der Abbildung 9 eine
technologie eingesetzt wird. logarithmische y- Achse verwendet.
Auf Basis der gemeldeten Daten betreffend Vom Datenkonzentrator weg und hin zum IT-
Verbindung zwischen den Zählern und Daten- System des Verteilernetzbetreibers bestehen
konzentratoren, die rund 3,1 Mio. bereits ins- wiederum mehrere Möglichkeiten zur Weiter-
tallierte oder geplante Zähler umfassen, wird gabe der Daten. Bei den insgesamt 92.600
bei weniger als einem Prozent der Zähler eine installierten oder geplanten Datenkonzen-
ÜBERTRAGUNGSTECHNOLOGIEN MESSGERÄT – DATENKONZENTRATOR (ZP Anzahl)
1.000.000
100.000
10.000
1.000
100
10 Abbildung 9
Eingesetzte Übertragungs-
1 technologien zur kommuni-
PLC
RMT
INTERNAL
GSM
PSTN
CDMA
LTE
LAN
kativen Anbindung zwischen
Smart Metern und Datenkon-
zentratoren im Jahr 2019
(logarithmische y-Achse)
Quelle: E-Control
23// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
ÜBERTRAGUNGSTECHNOLOGIEN DATENKONZENTRATOR – ZENTRALES SYSTEM (DK Anzahl)
100.000
10.000
1.000
100
10
Abbildung 10 1
Eingesetzte Übertragungs-
technologien zur kommuni-
GPRS_EDGE
LTE
LAN
CDMA
INTERNAL
UMTS_HSDPA
LORA
GSM
PLC
RMT
kativen Anbindung zwischen
Datenkonzentratoren und
dem zentralen System (loga-
rithmische y-Achse)
Quelle: E-Control
ÜBERTRAGUNGSTECHNOLOGIENMESSGERÄT – ZENTRALESSYSTEM (ZP Anzahl)
100.000
10.000
1.000
100
10
Abbildung 11 1
Eingesetzte Übertragungs-
technologien zur kommuni-
LTE
GPRS_EDGE
GSM
UMTS_HSDPA
LAN
PLC
INTERNAL
CDMA
RMT
kativen Anbindung zwischen
Smart Metern und dem
zentralen System
(logarithmische y-Achse)
Quelle: E-Control
24// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
tratoren werden in mehr als 90% der Fälle Für insgesamt 130.000 intelligente Zähler
öffentliche Kommunikationsnetze (z.B. Mo- (d.s. 4% der installierten und geplanten Zäh-
bilfunk) für die Datenübertragung an das zen- ler) wurde eine direkte Datenübertragung mit
trale System verwendet. Weit seltener wer- fast ausschließlich Mobilfunktechnologie ge-
den eigene Infrastrukturen (z.B. PLC, Radio wählt (Abbildung 11).
Mesh Technologie und dgl.) eingesetzt, dies
sowohl bei den größeren als auch kleineren
Verteilernetzbetreibern (Abbildung 10).
Anpassungen der IT-Systeme
Eine wichtige Fragestellung war auch, inwie- Zusätzlich wurden weitere Anpassungen in
weit eine Anpassung der bereits bestehen- den Bereichen Zählerkommunikationssys-
den IT-Systemkomponenten im Netzbereich teme („Head End Systeme“), Mobility-Ma-
geplant ist bzw. bereits vorgenommen wurde. nagementsysteme, Workforce Management
Die Ergebnisse, dargestellt in der Tabelle 3 Systeme (WFMS), PKI-Systeme, Monitoring-
zeigen, dass die meisten Anpassungen in Systeme, Geographische Informationssys-
den Bereichen der Meter Data Management teme (GIS), Weboberfläche für Verbrauchs-
Systeme (MDMS) und Verrechnungssysteme dateninformation, Netzplanungssysteme,
geplant oder durchgeführt werden, aber auch Anschlussbeurteilung im Netz sowie der Beur-
in den anderen Bereichen nötig sind. teilung von Spannungsproblemen angeführt.
ANPASSUNGEN IM RAHMEN DES SMART METER ROLL-OUTS
Anpassungen durchgeführt oder geplant
Bereich (Verteilernetzbetreiberanteil)
Meter Data Management Systeme (MDMS) 6 61%
CRM-Systeme/Kundendatenmanagement 7
46%
Tabelle 3
Verrechnungssysteme/Rechnungslegung 62% Durchgeführte und/oder
Prognosesoftware (Einkauf, Energiemengen) 43% geplante Anpassungen im
Netzleitsysteme 8
34%
Rahmen des Smart-Meter-
Roll-outs
Quelle: E-Control
6
Zentrales System zur Verwaltung von Messdaten, in erster Linie für intelligente Messgeräte. Es stellt ein Bindeglied zwischen der Pro-
zessverarbeitung der Messdaten und dem allgemeinen IT-System des Netzbetreibers dar. MDMS…Meter Data Management System
7
CRM-Systeme dienen zur Verwaltung der Kundenstammdaten eines Unternehmens.
8
Prozessleitsystem zur Steuerung und Überwachung des Stromnetzes
25// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Gemeinsame Nutzung der Infrastruktur mit anderen
Bereichen und Unternehmen
Die Frage, ob die gemeinsame Nutzung Im Beschaffungsbereich wurden Gemein-
verschiedener IT-Komponenten (MDM etc.) schaften gebildet, wie die Initiativen im Sü-
und Kommunikationsinfrastrukturen mit den Österreichs, bestehend aus der Energie-
anderen Verteilernetzbetreibern bzw. Unter- netze Steiermark GmbH, der Feistritzwerke
nehmen geplant ist, wurde von den Unter- Steweag GmbH, der Energy Services Handels-
nehmen zum großen Teil mit „ja“, beantwor- und Dienstleistungs-GmbH sowie der Strom-
tet. Kleineren Verteilernetzbetreibern wird netz Graz GmbH & Co KG. Eine gemeinsame
der Betrieb eines Smart-Metering-Systems Beschaffung der Zählerinfrastruktur, der
durchaus auch von den größeren Unterneh- Montagedienstleistungen sowie eines MDMS
men angeboten bzw. von den Service-Un- soll hier Synergien heben.
ternehmen, die auch bisher schon kleinere
Unternehmen im Bereich Rechnungslegung, Im Westen Österreichs erfolgte ebenfalls eine
Zählerablesung, Rechenzentrumsdienste Kooperationsinitiative bestehend aus Salz-
etc. unterstützt haben. Hervorzuheben sind burg Netz GmbH, Innsbrucker Kommunalbe-
auch Multi-Utility-Ansätze (z.B. Wiener Net- triebe Aktiengesellschaft, TINETZ-Stromnetz
ze GmbH, Salzburg Netz GmbH) mancher Tirol AG und der Vorarlberger Energienetze
Unternehmen, die bei den Kundenanlagen GmbH. Auch die Mitgliedsunternehmen9 der
sowohl z.B. Gas-, Wärme- als auch Wasser- Energie West GmbH können an dieser Koope-
zähler entsprechend dem europäischen ration teilnehmen.
Standard aus Mandat 441 über eine M-Bus-
Schnittstelle mitintegrieren (bzw. konzeptio- Des Weiteren erwähnt sei auch die Smart Uti-
nell mitberücksichtigen) und daher Synergie- lity Plattform Austria (SUPA)10, die von etwa 20
effekte nachhaltig in einem Gesamtsystem kleineren Verteilernetzbetreibern genutzt wird.
ausnutzen wollen. Dies erfordert allerdings
eine weitsichtige Herangehensweise und Zahlreiche kleinere Verteilernetzbetreiber ha-
Miteinbeziehung dieser Anforderungen bei ben gemeldet, dass sie sich dem Roll-out des
der Planung, Beschaffung und dem Aufbau jeweiligen überlagerten Verteilernetzbetrei-
des Gesamtsystems. bers anschließen werden.
9
http://www.energiewest.at/mitglieder.php
10
https://www.ots.at/presseaussendung/OTS_20160824_OTS0135/kamstrup-ist-bestbieter-fuer-smart-metering-bild
26// Kostenentwicklung // Erfahrungen der E-Control // Stellungnahmen // Europäische Erfahrungen // Ausblick // Abbildungsverzeichnis // Anhang
Information auf Web-Portalen
Die Grundlage für die Aufbereitung der Daten 90% der Verteilernetzbetreiber sehr gut ab.
auf Web-Portalen der Verteilernetzbetreiber Die Werte sind in der kleinstverfügbaren Zeit-
bildet die DAVID-VO 2012. Im Rahmen der einheit sowie in verschiedenen zeitlichen Gra-
Erhebung wurden daher auch die Informati- nulierungen abrufbar. Die Viertelstundenwer-
onen über die bestehenden Web-Portale und te sind innerhalb der 12 Stunden nach der
den Erfüllungsgrad der Mindestanforderun- Erfassung auf den Web-Portalen verfügbar.
gen abgefragt. Einige Verteilernetzbetreiber Die historischen Darstellungen bis zu drei
haben außerdem zusätzliche Informationen Jahren in der Vergangenheit sind ebenfalls
über ihre Web-Portale in Form von Screen- abrufbar. Hinweise auf die Energieberatungs-
shots, Beschreibungen und Powerpoint-Prä- stellen und auf die Website der E-Control sind
sentationen zur Verfügung gestellt. In zwei bei 78% der Verteilernetzbetreiber zu finden.
Fällen wurde ein direkter Zugriff auf die je-
weiligen Web-Portale durch einen Testzugang Bei nur 36% Verteilernetzbetreibern sind auf
angegeben. den Web-Portalen die Kennzahlen auf Basis
der allgemeinen und individuell gestaltbaren
Ein Großteil der Verteilernetzbetreiber (88%) Indikatoren (z.B. kWh/Person, kWh/m²) zu
stellt seinen Kundinnen und Kunden, deren finden. Etwas mehr Verteilernetzbetreiber
Verbrauch mithilfe eines intelligenten Mess- (41%) bieten auch Vergleichsmöglichkeiten
geräts gemessen wird, ihre Verbrauchsdaten von ausgewählten Indikatoren an. Bei nur 7%
mittels einer kundenfreundlichen Website zur der Verteilernetzbetreiber werden auf den
Verfügung. Weiters entsprechen die Websites Websites Dienstleistungen, die über die An-
in ihrer sicherheitstechnischen Ausgestal- forderungen der DAVID-VO hinausgehen, wie
tung dem Stand der Technik und insbesonde- z.B. Informationen via SMS-Service, Smartge-
re in Bezug auf die Zugriffsrechte den daten- räte-Apps und dgl. angeboten.
schutzrechtlichen Bestimmungen. Mehr als
drei Viertel der Websites sind laut Unterneh- Downloadfähige Datenformate für Kundinnen
mensangaben neutral gestaltet und enthal- und Kunden sind ebenfalls zur Verfügung zu
ten keinen Hinweis auf den Lieferanten der stellen, wobei hier ein standardisiertes For-
Endverbraucherin bzw. des Endverbrauchers. mat wünschenswert wäre. Die E-Control wird
sich für die Vereinheitlichung von solchen Da-
Auch hinsichtlich der Darstellung der Ver- tenformaten auf Web-Portalen der Verteiler-
brauchsdaten (in kWh) und Lastkurven (in netzbetreiber einsetzen.
kW) schneiden die Web-Portale bei mehr als
27// Vorwort // Zusammenfassung // Rahmenbedingungen // Erhebung der Daten // Fortschritt der Installation // Erfahrungen der Verteilernetzbetreiber
Datenschutz und Konfigurationsvarianten von Smart Metern
Bei den Verteilernetzbetreibern wurde auch (Standard)“ bezeichnet, d.h., sie wählen we-
erhoben, inwieweit sie die vielfältigen da- der Opt-in noch Opt-out. Im Jahr 2019 wurden
tenschutzrechtlichen Vorgaben im Rahmen rund 1.289.000 Kundinnen und Kunden mit
ihrer Projekte bereits berücksichtigt haben. einem IMS-Zähler ausgestattet, der lediglich
Ziel war hierbei festzustellen, ob und in wel- 1x täglich im Nachhinein den Tagesverbrauch
cher Form schon Kundeninformationen über an den Verteilernetzbetreiber übermittelt.
die datenschutzrechtlichen Aspekte bei der Dieser wird in weiterer Folge im Web-Portal
Installation von intelligenten Messgeräten des Verteilernetzbetreibers spätestens am
existieren. Im gegenständlichen Monitoring- Folgetag angezeigt.
bericht wurden auch Informationen im Zu-
sammenhang mit der Auslesung von Viertel- Aus den Daten der Erhebung ist ersichtlich,
stundenwerten sowie die Inanspruchnahme dass sich die Kundinnen und Kunden bei ins-
der Opt-in- und Opt-out-Möglichkeit erhoben. gesamt rund 71.900 installierten Smart Me-
tern, d.s. 5,2% aller Zähler (2018: 4,9%), für
Der Großteil der Kundinnen und Kunden be- eine Auslesung und Übertragung von Viertel-
lässt das intelligente Messgerät in der Stan- stundenwerten an den Verteilernetzbetreiber
dardkonfiguration, in Abbildung 12 als „IMS und somit für eine Opt-in-Variante gegenüber
AUFTEILUNG DER SMART METER NACH ZÄHLERKONFIGURATION
IME (Opt-in LN,
4.340 42.600
15 Min. Clearing)
~0,5% ~3,1%
IME (Opt-in NB)
5,8% 4,9% 5,2%
IMS (Standard)
DZ (Opt-out)
92,6% 93,3% 92,6%
Abbildung 12
Aufteilung der installier-
ten Smart Meter nach der 1,5% 1,8% 2,2%
Zählerkonfiguration: 2017 2018 2019
DZ (Opt-out), IMS, IME
(Opt-in VNB), IME (Opt-in LN)
Quelle: E-Control
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