Elektrische Energie

Prominentestes Beispiel sind die intelligenten Stromzähler, die in der Minimalversion die aktuelle Leistung, darüber hinaus auch den Verbrauch der letzten 24 Stunden, Woche, Monat, Jahr anzeigen und/oder mit einem Kommunikationsmodul ausgestattet sind. Über dieses Modul kann dem Versorger der Zählerstand in verschiedenen Zeitrastern übermittelt werden und dem Kunden über ein Webportal visualisiert werden.

In Deutschland muss zwischen „digitalen Zählern“ und „intelligenten Smart Metern“ unterschieden werden.

„Digitale Zähler“ müssen jährlich manuell abgelesen werden und an den Stromlieferanten übermittelt werden. Diese Zähler sind in den meisten Haushalten (2023) verbaut und sind nicht geeignet für flexible Stromtarife. Der Grundpreis ist auf 20 € gedeckelt. Die digitalen Zähler verfügen nur über eine lokale Infrarot-Schnittstelle. Es gibt Anbieter, welche die Daten lokal empfangen und gegen Gebühr in der Cloud grafisch aufbereiten. Dagegen entscheiden sich Computerversierte dafür, die Daten selbst lokal aufzubereiten und grafisch darzustellen. Damit ist eine Home-Automation möglich.

„Intelligente Smart Meter“ dagegen sind für flexible Stromtarife geeignet und verfügen über eine Datenübertragung zum Stromlieferanten. In Deutschland gibt es 2023 nur sehr wenige Anbieter solcher Tarife. Smart Meter verfügen auch über die Funktionen der digitalen Zähler.

Erdgas

Für den Erdgasbereich sind ähnliche Varianten wie für die Stromzähler möglich. Damit kann der aktuelle Gasverbrauch durch Versorger wie Kunden ausgelesen werden.

Ebenfalls angedacht ist die Einführung von Zählern, die statt der üblichen Kubikmeter direkt den Verbrauch in Kilowattstunden angeben. Hierfür ist jedoch eine bidirektionale Kommunikation nötig, da sich die Gaszusammensetzung (Brennwert) ändern kann und dieser Wert in Echtzeit im Zähler (bzw. der Umrechnungselektronik) nachgepflegt werden müsste.

In Deutschland oft verbaute mechanische Zähler verfügen über die Möglichkeit, einen Reedkontakt anzubringen. Um diese „smart“ zu machen, müsste ein Steuergerät die Daten weiter verarbeiten.

Fernwärme

Fernwärme ist ein weiteres Einsatzgebiet für intelligente Zähler.

Wasser

Es gibt auch Smart Meter für Nutz- und Trinkwasser. Diese zeigen den aktuellen Verbrauch, was bei Wasser – im Unterschied zu anderen Netzen – primär dazu dient, Wasserrohrbrüche oder nicht abgedrehte Wasserhähne schnell ausfindig machen zu können, also der Fehlfunktionsüberwachung. Mittlerweile gibt es konventionelle Nasszähler mit Reedkontakt (oder nachrüstbar). Daran lassen sich intelligente Zähler anschließen. Üblicherweise werden dabei 0,01 m³ = 10 Liter gezählt. Ein anderer Weg ist es, den konventionellen Nasszähler mit einer Kamera periodisch zu fotografieren und mittels Bilderkennung die Ziffern auszulesen. Dies kann dann weiter über WLAN übertragen und ausgewertet werden.

Übertragungstechnik

Zur Datenfernübertragung gibt es unter anderem folgende Möglichkeiten:

• PSTN (Public Switched Telephone Network / Festnetztelefonie)
• GSM
• GPRS (General Packet Radio Service / Mobilfunk)
• LAN (Local Area Network / lokales Netzwerk)
• Powerline Communication (PLC) Datenübertragung über das Stromnetz, üblicherweise in dem für den Netzbetreiber reservierten Frequenzbereich 9 kHz bis 95 kHz (CENELEC Frequenzband A)
• WLAN
• NarrowBand-IoT (NB-IoT, Standardisiert von 3GPP)
• LTE-M, basiert auf LTE Advanced von 3GPP (Standardisiert von 3GPP)
• Sigfox

Übertragungstechniken werden auch oft kombiniert, z. B. Powerline Communication im Nahbereich, Bündeln der Powerline-Anbindungen über einen Daten-Konzentrator (DCU), Mobilfunk-Datenübertragung im Fernbereich.

Zentrales System

Der Betrieb der Smart Meter erfolgt über ein zentrales System, bestehend aus folgenden Komponenten:

• Advanced Meter Management (AMM): System zum Betreiben der Smart Meter, Auslesen und Speichern der Messwerte. Besteht aus den Komponenten
  • Head End System (HES): Interface des Zentral-Systems zu den Smart Metern eines bestimmten Typs
  • Advanced Metering Infrastructure (AMI): Liest die Messwerte aus den Smart Metern, leitet Meter-Alarme ans NOC weiter und Kommandos an die Smart Meter
  • Meter Data Management (MDM): Speichert die gelesenen Messwerte der Smart Meter, überprüft die Messwerte and verarbeitet sie weiter
• Network Operation Center (NOC): Zentraler Netzbetrieb, überwacht und betreibt das Smart-Meter-Netzwerk inklusive der Kommunikationseinrichtungen. Das NOC steuert die
  • Field Force: Feldtechnik, führt alle Arbeiten vor Ort durch wie Installationen, Gerätetausch, Entstörung
• Customer Relationship Management (CRM): Zentrale Kundendatenbank, koordiniert Aufbau und Änderungen am Smart-Meter-Netzwerk. Besteht aus den Komponenten
  • Customer Information System (CIS): Zentrale Kundendatenbank, enthält Kundenverträge, gebuchte Features, Kundentarife, Standorte usw.
  • Work Order Management System (WOM): Triggert Änderungen am Smart-Meter-Netzwerk (Kunden-Änderungen, Tarifänderungen usw.) über Work Ordern ans NOC
• Billing Center: Zentrales Rechnungswesen, erstellt Kundenrechnungen und verfolgt den Eingang der Zahlungen
• Customer Contact Center (CCC): Stellt Schnittstellen zu den Kunden bereit (Call-Center, Mail-, Web-Interface) und organisiert den Zugang zu den Smart Metern beim Kunden, falls erforderlich

International

Die Umsetzung des Smart-Metering-Ansatzes wird auf mehreren Ebenen gesetzlich bestimmt. Für die Mitgliedstaaten der Europäischen Union sind dies die Richtlinien der EU sowie ihre nationalen Gesetze. Andere Staaten betreiben den Ansatz nach individuellen nationalstaatlichen Regelungen.

In Italien, Schweden, Kanada, den USA, der Türkei, Australien, Neuseeland und den Niederlanden wurden intelligente Zähler bereits in größerem Umfang installiert bzw. ihre Einführung beschlossen. Das bedeutet allerdings nicht, dass die Zählermärkte in all diesen Ländern für den Wettbewerb geöffnet sind – in Ländern wie Schweden etwa wurden elektronische Stromzähler von 2003 bis 2009 verpflichtend für alle Haushalte vom Netzbetreiber eingeführt.

Europäische Union

Die Europäische Union hat in der Richtlinie 2006/32/EG über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen vom 5. April 2006 beschlossen, dass in allen Mitgliedstaaten, soweit technisch machbar, finanziell vertretbar und im Vergleich zu den potentiellen Energieeinsparungen angemessen, alle Endkunden in den Bereichen Strom, Erdgas, Fernheizung und/oder -kühlung und Warmbrauchwasser individuelle Zähler zu wettbewerbsorientierten Preisen erhalten sollen, die den tatsächlichen Energieverbrauch des Endkunden und die tatsächliche Nutzungszeit anzeigen.

Eine der Grundlagen für Smart Metering ist der Artikel 13 der Richtlinie 2006/32/EG (EDL 2006/32/EG: „Die Abrechnung auf der Grundlage des tatsächlichen Verbrauchs wird so häufig durchgeführt, dass die Kunden in der Lage sind, ihren eigenen Energieverbrauch zu steuern“). Die Richtlinie richtete sich auf die Förderung des Einsatzes von bidirektionalen elektronischen Messeinrichtungen. Die Einbeziehung aller Beteiligten der Energieerzeugung, der Übertragung und des Verbrauchs soll eine optimale Nutzung der vorhandenen Ressourcen fördern. Ein weiteres Ziel war, den Verbrauchern zumindest vierteljährliche Energieverbrauchsdaten zur Verfügung stellen zu können, damit diese zeitnäher als zuvor erfahren, wie hoch ihr Verbrauch war.

Zweite und deutlich detailliertere Grundlage ist die Europäische Energiebinnenmarktrichtlinie 2009/72/EG, in der der Aufbau von Smart-Metering-Infrastrukturen in den Mitgliedstaaten vorgesehen ist. Hierzu heißt es in Anhang I Nr. 2:

Die EU-Kommission veröffentlichte im Juni 2014 einen Report zum Stand der Arbeiten am Aufbau von Smart-Meter-Infrastrukturen in Europa. Demnach haben sich 16 Mitgliedstaaten für einen Rollout von 80 % Smart Metern bis 2020 entschieden (Österreich, Dänemark, Estland, Finnland, Frankreich, Griechenland, Irland, Italien, Luxemburg, Malta, die Niederlande, Polen, Rumänien, Spanien, Schweden und Großbritannien). Hier wird bis 2020 eine durchschnittliche Durchdringungsrate mit Smart Metern von 95 % erwartet. Dagegen planen drei Mitgliedstaaten nur einen selektiven Rollout (Deutschland, Lettland, Slowakei). Deutschland strebt eine Ausstattung von nur etwa 15 % der Anschlüsse bis zum Jahr 2029 an. Drei Mitgliedstaaten wollen keinen Rollout durchführen (Belgien, Litauen und Tschechien). Bei den restlichen Mitgliedstaaten lagen die Kosten-Nutzen-Analysen entweder noch nicht vor oder waren unschlüssig.

Deutschland

Das Gesetz zur „Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts“ gab 1998 den Startschuss für den freien Wettbewerb. Zu Gunsten der Verbraucher sollte der Konkurrenzgedanke auf dem Strom- und Gasmarkt entfacht werden. Um eine Chancengleichheit unter den Wettbewerbern zu gewährleisten, wurde 2005 die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde geschaffen. Als weiterer Meilenstein folgte im Jahr 2008 die Liberalisierung des Mess- und Zählerwesens für einen wettbewerblichen Messstellenbetrieb. Ein Messstellenbetreiber ist ein Unternehmen, das Messstellen für Strom und Gas installiert und diese betreibt. In Deutschland darf mittlerweile jeder Energieverbraucher seinen Messstellenbetreiber frei wählen (§ 5 MsbG).

Grundlage für den Aufbau der Smart-Metering-Infrastruktur nach den Vorgaben des BSI in Deutschland ist die „Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter Zähler“. Sie erfolgte nach Vorgaben der EU aufgrund Richtlinie 2009/72/EG und Empfehlung 2012/148/EU im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums durch Ernst & Young. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass für die gesamte Volkswirtschaft der größte Nutzen entstünde, wenn jeder Haushalt ab einem jährlichen Stromverbrauch von 3.000 kWh oder mehr mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet würde. Das wäre jeder deutsche Durchschnittshaushalt (jährlicher Verbrauch etwa 3.500 kWh). Solch ein volkswirtschaftlich optimaler Rollout wird von den Autoren aber nicht empfohlen. Es sei nicht zu erwarten, dass in Durchschnittshaushalten die Kosten für BSI-konforme intelligente Messsysteme von entsprechenden Einsparungen gedeckt seien. Damit sei erst ab einem Jahresverbrauch von 6.000 kWh zu rechnen. Einzelne Kundengruppen mit unter 6.000 kWh Jahresverbrauch, die dennoch besonderen Nutzen aus den Intelligenten Messsystemen ziehen könnten, sollten besser marktlich erschlossen werden.

Das Bundeswirtschaftsministerium legte im Februar 2015 die „7 Eckpunkte für das anstehende Verordnungspaket Intelligente Netze“ vor. Danach sollen die bereits geltenden gesetzlichen Vorgaben nicht ausgeweitet werden. Erst ab dem Jahr 2021 sollen Kunden mit 6.000 bis 10.000 kWh Jahresverbrauch mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden. Dies wären die obersten 10 Prozent der deutschen Haushalte. Zugleich soll eine Preisobergrenze von maximal 100 Euro pro Jahr im Vergleich zu heute etwa 16 Euro jährliche Kosten für einen mechanischen Zähler gelten. Bei einem durchschnittlichen Strompreis von 28,81 Cent pro kWh entspräche dies ab 2021 bei den verbrauchsstärksten 10 % der Haushalte einen Anstieg der monatlichen Stromrechnung von 144 Euro auf 151 Euro. Eine Einbaupflicht bei Neubauten und Renovierungen soll es nicht mehr geben.

Daneben sollen EEG- und KWK-Anlagen ab einer Größe von 7 kW Leistung über intelligente Messsysteme angebunden werden. Hierbei soll weniger eine Nutzung im Haushalt als die sichere und einheitliche Einbindung der Anlagen in das Energiesystem im Vordergrund stehen. In vielen EEG-Anlagen genutzte Kommunikationstechnologien hatten zuletzt Sicherheitslücken aufgewiesen.

Laut Monitoringbericht 2022 der Bundesnetzagentur und des Bundeskartellamtes über die Entwicklungen auf den deutschen Elektrizitäts- und Gasmärkten wurden im Jahr 2020 noch 33,7 Mio. Messlokationen bei Haushaltskunden mit Ferraris-Prinzip betrieben, die Zahl sank 2021 auf 30,2 Millionen. Die Zahl der elektronischen und modernen Messerrichtungen, jeweils ohne Kommunikation, stieg von 16,7 Mio. auf 20,3 Millionen.

Österreich

Jeder Netzbetreiber hat bis Ende 2015 10 %, bis Ende 2017 mindestens 70 %, und bis Ende 2019 mindestens 95 % aller an dessen Netz angeschlossenen Zählpunkte als – gemäß § 7 Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG 2010) und der Intelligente Messgeräte-Anforderungsverordnung (IMA-VO 2011) – entsprechende Zähler auszustatten. Grundlage für diese Vorgabe bildet die von der Netzregulierungsbehörde e-Control in Auftrag gegebene Studie zur Analyse der Kosten-Nutzen einer österreichweiten Einführung von Smart Metering.

Wegen der Datenschutzbedenken wurde 2013 die gesetzliche Möglichkeit geschaffen, die standardmäßige tägliche Datenübertragung des Smart Meters abzulehnen (Opt-out-Möglichkeit). Bei Opt-Out wird die Messdatenübertragung der Verbrauchswerte auf die bisher üblichen Messintervalle wie ein Jahr gesetzt, der Summenwert über ein Jahr ist für die Verrechnung der Kosten ausreichend, womit sich seitens Netzbetreiber keine auf einzelne Tage genaue Verbrauchsanalysen bestimmter Kunden realisieren lassen. Bei der rechtlichen Regelung wurde davon ausgegangen, dass die Zahl der Personen, welche die Option Opt-Out wählen unter 5 % bleiben würde, anderenfalls werden die gesetzlichen Rahmenbedingungen angepasst.

Erste Ansätze gibt es auch im Wasser- und Gasnetz, so bieten einige örtliche Versorger schon die Option an, intelligente Zähler freiwillig einbauen zu lassen. Rechtliche Rahmenbedingungen dazu wurden noch keine erarbeitet.

Schweiz

Intelligente Zähler sind integraler Bestandteil der Energiestrategie 2050. Bis Ende 2027 sollen voraussichtlich 80 Prozent der alten Stromzähler ausgetauscht werden.

Messfehler

Im März 2017 wurde eine Studie von Mitarbeitern der Universität Twente, der Amsterdam University of Applied Science und der Fa. Thales Nederland bekannt, in welcher bei mehreren elektronischen Zählern der Baujahre 2007 bis 2014 Messfehler zwischen −32 % und +582 % gegenüber einem als Vergleichgerät zu Grunde gelegten elektromechanischen Ferraris-Zähler festgestellt wurden. Die Abweichungen wurden bei nicht-linearen Lasten wie etwa gedimmten Leuchten beobachtet. Als mögliche Ursache werden die Rückwirkung der geleiteten hochfrequenten Störausstrahlung dieser Lasten auf den Zähler, hohe Anstiegsgeschwindigkeiten der Ströme sowie die Abweichungen des Stromes von einem sinusförmigen Zeitverlauf genannt.

Beim Eichen der elektronischen Zähler werde allerdings nur mit linearen Lasten und sinusförmigen Strömen gearbeitet, so dass diese Messfehler dort nicht auftreten. Außerdem seien bei den elektronischen Zählern die Details des Messverfahrens in einer Software eines Signalprozessors realisiert und in der Regel ein Firmengeheimnis. In den Niederlanden fordern Verbraucherschützer und Netzbetreiber aus diesem Grund eine flächendeckende Überprüfung aller intelligenten Zähler.

In Deutschland hat die Physikalisch-Technische Bundesanstalt bereits seit 2007 an der Verbesserung der Prüfanforderungen für Stromzähler gearbeitet. In einer Stellungnahme zur Studie der Universität Twente wurde erklärt, dass nach Schließung einer Normungslücke zwischen 2 und 150 kHz „bei den in Deutschland eingesetzten und für den Einsatz vorgesehenen Zählern, über einen Abrechnungszeitraum betrachtet, die gesetzlich vorgegebenen Verkehrsfehlergrenzen nicht überschritten werden“. Dennoch nehme man das Problem ernst und werde unter anderem die Eichbehörden bei ihren Aktivitäten unterstützen. Die Einführung moderner Messeinrichtungen und intelligenter Messsysteme ist nach Einschätzung der PTB nicht gefährdet, die dafür vorgesehenen Zählerbauformen sind Geräte, die von den Herstellern nach der Beseitigung des Normungslückenproblem entwickelt wurden. Vor einer Entscheidung über eine weitere Verschärfung der Anforderungen solle die Veröffentlichung weiterer Einzelheiten über die Validität der eingesetzten Messverfahren und die Relevanz der für die Untersuchungen erzeugten Kurvenformen für den Alltagsbetrieb durch die Universität Twente abgewartet werden.

Kostensteigerung für Privathaushalte

Die im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie von der Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Ernst & Young erarbeitete Kosten-Nutzen-Analyse kommt zu dem Ergebnis, dass sich mit intelligenten Zählern in Durchschnittshaushalten keine Kosten einsparen lassen. Danach übertreffen die Kosten die möglichen Einsparungen erheblich. Eine Einbauverpflichtung wird als unzumutbar bewertet.

Australische Verbraucher und Verbraucherorganisationen kritisieren, dass mit Einführung des Smart Metering die Stromkosten massiv steigen. Insbesondere ärmere, ältere Personen und Familien seien benachteiligt, da sie den Tagesverlauf komplett umstellen müssen, um den Strombezug in den Zeiten niedriger Strompreise – z. B. der Wasch- und Geschirrspülmaschine – zu verlegen. Der Strompreis am Tag sei dann z. B. viermal so hoch wie in der Nacht. Die Umstellung des Tagesablaufs und damit des Strombezugs ist bei Jüngeren und Kinderlosen wesentlich leichter, und somit ist das System eine neue Form der sozialen Ungerechtigkeit gegenüber Familien und Älteren. In Deutschland sind aufgrund der hohen Solareinspeisung dagegen die Preise regelmäßig am Sonntagnachmittag am niedrigsten, teilweise sogar negativ.

Laut Publikation der österreichischen Konsumentenorganisation können durch die Einführung des Systems maximal 23 Euro pro Haushalt und Jahr laut Angabe des Regulators eingespart werden, wobei die Schätzungen der Energieversorger nur 12 Euro angeben; demgegenüber stehen Kosten für das Smart-Meter-System in Höhe von 200 bis 300 Euro. In einer anderen Studie werden die zusätzlichen Kosten mit 43 Euro je Messstelle durch den Verband der österreichischen Elektrizitätsversorger angegeben und angeführt, dass nach rein wirtschaftlichen Kriterien die Einführung keinen Sinn ergibt.

Datenschutz

Der Datenschutz spielt eine wichtige Rolle beim Einsatz von Smart Metern, weil die detaillierte Aufzeichnung von Stromverbrauchsdaten Rückschlüsse auf den Lebensablauf von Bürgern ermöglichen kann. Die Diskussionen drehen sich daher neben Aspekten der Verschlüsselung regelmäßig darum, welche Daten gespeichert werden, wo sie gespeichert werden und wer Zugang zu den Daten erhält. Dabei findet der Datenschutz je nach Land eine unterschiedliche Ausprägung. Auf der einen Seite des Spektrums steht der sehr strenge und detaillierte deutsche Ansatz. Auf der anderen Seite steht der US-amerikanische Ansatz, bei dem hochauflösende Daten kontinuierlich an den Netzbetreiber gesendet und dort gespeichert werden. Im Zuge der Green Button Initiative soll in den USA den Bürgern ebenfalls Zugang zu ihren detaillierten Stromverbrauchsdaten gewährt werden.

Kritiker meinen, der Schutz der Privatsphäre sei fraglich, weil das Risiko bestünde, dass der Kunde zum „gläsernen Kunden“ wird, sofern Verbrauchsprofile an den Stromlieferanten übertragen werden. Erfassung und missbräuchliche Auswertung der Verbrauchsdaten gestatteten weitreichende Rückschlüsse über die Lebensgewohnheiten der Kunden. Im Extremfall kann aus den Daten über den Stromverbrauch sogar das konsumierte Fernsehprogramm identifiziert werden. Der Stromverbrauch mancher Fernseher variiert mit der Bildhelligkeit. Ist die zeitliche Sequenz von Hell-Dunkel-Phasen eines Films bekannt, lässt sich diese Signatur mit der Verbrauchskurve korrelieren. Um das Fernsehprogramm zu erkennen wurde ein zu Testzwecken generierter Film verwendet und ein Messintervall von 2 Sekunden verwendet. In einer Studie wird festgestellt, dass dies jedoch nicht bei allen TV-Geräten durchführbar ist.

Für Adrian Lobe kommt das Auslesen von Smartmeter-Daten einer „verdeckten Hausdurchsuchung“ gleich. Zwar könne nicht wie in einem Panopticon in die einzelne Zelle geschaut werden, aber der Blick ist dennoch panoptisch, da über jeden Haushalt ein Beobachtungsraster gelegt wird. Es könne ermittelt werden wer zu Hause ist und wer nicht, Rückschlüsse auf die Zahl der Personen im Haushalt gezogen werden, ihre Gewohnheiten und Bewegungen erfasst werden. Auffällige Verbrauchswerte, wie z. B. durch Indoor-Growing haben in den USA bereits zu Hausdurchsuchungen geführt.

Der Europäische Datenschutzbeauftragte wies im Juni 2012 auf Probleme hin. Die EU-Kommission solle prüfen, wie ein angemessenes Datenschutzniveau bei der Einführung intelligenter Messsysteme zu gewährleisten ist. Zuständig ist der EU-Kommissar für Justiz, Grundrechte und Bürgerschaft.

Aus diesem Grund sollen beispielsweise im deutschen Modell regelmäßig die detaillierten Verbrauchsdaten nicht an den Netzbetreiber übermittelt werden. Sie sollen, wo möglich, im intelligenten Messsystem verbleiben. Eine Tarifierung, d. h. die Zuordnung von Stromverbrauchswerten zu Tarifstufen zwecks Erstellung einer Rechnung, soll vorrangig im Smart Meter Gateway erfolgen („dezentrale Tarifierung“). Detaillierte Verbrauchsdaten müssen dem Netzbetreiber nicht vorliegen, um nach unterschiedlichen Tarifen abzurechnen – er muss lediglich die Tarifumschaltung des Zählers vornehmen.

Eine Übertragung detaillierter Verbrauchswerte erfolgt nur, wenn ein spezieller Tarif so häufig modifiziert wird, dass eine viertelstündliche Messung notwendig ist („Zählerstandsgangmessung“ / „Tarifanwendungsfall 7“). Das wäre etwa der Fall, wenn der Tarif sich jeweils an den stündlich wechselnden Börsenstrompreis der EEX anpasst.

Aufgrund der höheren Genauigkeit steigt die Gefahr für einen Missbrauch von Verbraucher-bezogenen Daten. Hohe Genauigkeit ermöglicht zwar eine bessere Grundlage für dynamischen Lastausgleich im Smart Grid, allerdings erfolgt dies auf Kosten des Datenschutzes. Die Tendenz geht z. Zt. in Richtung Verkleinerung der Ablese-Intervalle, d. h. zu höherer Genauigkeit. Aus diesem Grund muss gemäß § 40 Abs. 5 Satz 2 EnWG immer ein Tarif angeboten werden, der sich auf die Übersendung nur eines Zählerwertes zur Stellung einer monatlichen Rechnung beschränkt. Eine dynamische Anpassung der Ablese-Intervalle könnte helfen, eine Balance zwischen Ablesegenauigkeit und Vermeidung des gläsernen Bürgers zu finden.

Ein Auslesen der gesammelten Daten durch den Verbraucher war nicht immer vorgesehen. In der neuen Architektur nach BSI-Schutzprofil muss der Nutzer seine Daten und ihre Verwendung immer einsehen können.

Ein kritischer Punkt insbesondere der Vernetzung auch verschiedener Versorgungssysteme (Strom, Wasser, Wärme) durch intelligente Zähler ist die Frage der möglichen Bündelung verschiedener Versorger. Neben Standardisierungen und der Zunahme an Schnittstellen- und Ausgabetechnologien, die eine Konzentration der gesamten Versorgung bei einem einzigen Anbieter erleichtern, wird auch die Frage der Weitergabe der Messdaten vom Messstellenbetreiber bzw. Smart-Meter-Gateway-Administrator zu den datenumgangsberechtigten Marktrollen zum Thema: Mit den intelligenten Messsystemen wird der Smart Meter Gateway Administrator zunehmend zum Kommunikationsdienstleister im Sektor Infrastrukturversorgung und intelligentes Wohnen.

Gefährdung durch elektronische Angriffe

Eine weitere Problematik des intelligenten Stromnetzes ist die Gefährdung durch elektronische Angriffe bis hin zu einem Blackout dem plötzlichen Stromausfall großer Stromnetze. Während davon ausgegangen wird, dass die zentralen Steuer- und Datenspeichersysteme der Versorger nach Stand der Technik geschützt sind, bilden die Smart Meter zusätzliche lokale Angriffspunkte in großer Zahl. Deren Sicherheit ist von der Qualität durch den Gerätehersteller abhängig.

2010 bestand noch eine geringe Sicherheit vor Hacker-Angriffen. Die intelligenten Messsysteme müssen heute über ein eigenes Sicherheitsmodul verfügen.

In Österreich setzt sich der Verein Cyber Security Austria – Verein zur Förderung der IT Sicherheit Österreichs strategischer Infrastruktur besonders kritisch mit diesem Thema auseinander. Unter anderem wird eine Analyse Smart Metering – Auswirkungen auf die nationale Sicherheit bereitgestellt, in der erhebliche Risiken festgestellt werden.