 Ja, dann hallo in die Runde zusammen. Ich bin der Manu. Ich werde heute sprechen über Smart Meter, über digitalisierte Strommetze. Es werden meinen Vortrag weniger darum gehen, das Smart Meter Gateway securitymäßig und kryptografisch auseinanderzunehmen, sondern mehr darum einen Überblick zu geben. Also, wie der Thil auch schon sagt, Smart Meter Gateway. Ja, was sind die Ziele? Was macht das Ding? Und was soll damit erreicht werden? Ja und brauchen wir es wirklich oder brauchen wir es nicht? Gut, ich möchte den Talk anfangen mit ein bisschen ein paar Headlines aus den letzten Monaten, die ich mal zusammen kopiert habe, die ein bisschen so darstellen und was es denn in der Energiewende groß geht. Also ganz oben sehen wir hier geschenkter Strom. Das ist eine Sache, durch die einen hohen Anteil an neuer Bayern Energien, da kommt es regelmäßig vor, dass wir negative Preise haben. Es gibt so Sachen, wie in den letzten Monaten öfters aufgepuppt auch, das Stromanbieter versuchen, Flatways an den Mann zu bringen, wo man wirklich wie Mobilfunk fix Betrag bezahlt und Flexibilitäten zur Verfügung stellt. Ja, dann gibt es so Sachen, wie hier links unten zum Beispiel Nest, was von Google ja aufgekauft wurde. Die haben so ein Thermostat und wenn man da in den USA dem Energieversorger die Möglichkeit gibt, das Thermostat aus der Ferne zu steuern und bei Überlast dem Netz abzuschalten, die Klima-Nage abzuschalten, dann kriegt man jährlich einen gewissen Bonus. Ja, und so Sachen wie das Tesla, die Anzahl der Ladestationen ausbauen will, das ist auch ein Klassiker, das bringt unsere Netze, die fürs letzte Jahrhundert ausgelegt wurden, in Zeiten der Energiewende durchaus an die Grenze. Ja, und in dem Kontext hat die deutsche Bundesregierung das Smart-Meter Gateway beschlossen, ist gesetzlich beschlossene Sache, dass das in gewisse Haushalte reinkommen muss, nachher hören wir noch, wo genau das reinkommen muss und was genau das macht. Grob gesagt ermöglicht dieses Gateway einem Stromzäler Werte vom Haus von intern nach draußen zu schicken und gleichzeitig die Gefäle von draußen zu erhalten, im gegebenen Fall wie irgendwas zu steuern, zum Beispiel Elektrofahrzeug, Klimaanlage, Wärmekumbe, Batteriespeicher, solche Sachen. Gut, ja, was werde ich heute in meinem Talk in Aufforsteln? Zum Ersten werde ich auf Smart-Meter Gateway eingehen, zuerst ein bisschen rechtliche Grundlagen, was liegt dahinter? Dann die Architektur vom Smart-Meter Gateway darlegen und im Detail auch noch auf die verpflichtende Datenfreigabe eingehen. Also wer bekommt welche Daten von einem Smart-Meter? Es ist immer so leicht gesagt, das ist eine stündliche Werte hinaus, aber ich versuche ein bisschen darzulegen, was denn die Hintergründe dahinter sind. Also es gibt Lieferanten, es gibt Obatratensnetzbetreiber, es gibt Verteilnetzbetreiber, die haben ein bisschen unterschiedliche Interessen, das versuche ich hier in diesem Talk darzustellen. Gut, ja, und ich glaube, das Publikum hier wäre spätestens mein Punkt für verpflichtende Datenfreigabe, Halt Stop schreien. Ja, und da werde ich dann eben ein bisschen näher auf die Nichtstabilität eingehen und was für Akteure, welche Energiedaten benötigen und wo es in Bedarf zur Steuerung gibt. Gut, fangen wir an mit den rechtlichen Grundlagen. Laut deutscher Rechtsprechung wird unterschieden zwischen einem intelligenten Zähler, einem digitalen Zähler ist das, eine moderne Mess-Einrichtung, sagt der Gesetz Text, moderne Mess-Einrichtung, oft auch als intelligenten Zähler bezeichnet, das ist das Ding auf der linken Seite, das zeigt sich aus durch einfachen Display, wo ich den aktuellen Stromverbrauch auslesen kann. Ja, also beim herkömmlichen Ferraris-Zähler, wo es in der Scheibe dreht, ist es schwierig, den aktuellen Stromverbrauch auszulesen. Ansonsten ist darauf ein bisschen schwieriger zu erkennen, ob jetzt zum Beispiel meine Tiefkühltruhe signifikant zu viel Strom verbraucht oder so was. Also da geht es wirklich darum, Effizienzmaßnahmen zu erschließen. Das Marken der Gateway auf der rechten Seite kann mit so einem Zähler verbunden werden und dann kann es Werte von diesen Zählern nach draußen kommunizieren. Ja, und wenn man nun eben so ein Zähler und Smart-Meter-Gateway miteinander verbindet, dann hat man das sogenannte intelligentes Mess-System, ja. Und das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende von Ende letzten Jahres, wurde durchgewunken, ja, das legt fest, wer nun so ein Smart-Meter-Gateway braucht und wer nicht. Ich sperre der Gateway in Detail drauf ein. Gut rechtliche Grundlagen, ich möchte das kurz fassen. 2009 hat die EU beschlossen, sämtliche Mitgliedsstaaten müssen Smart-Meter-Infrastruktur ausbauen, wenn eine Kurs-Nutzen-Analyse ergibt, dass es für das individuelle Land Sinn macht, ja. Darauf passieren, da Deutschland 2013 Ernst-Nyang beauftragt, das BMWI hat Ernst-Nyang beauftragt, seine Kurs-Nutzen-Analyse durchzuführen und das Ergebnis waren selektiver Rollout. Die haben gesagt, circa 15 Prozent der Leute, der Haushalte, der Endanschlusspunkte, sollen so ein Smart-Meter-Gateway bekommen. Ja, also nur netzrelevante Verbrauchererzeuger. Ja, gut. Und 2016, Oktober letzten Jahres oder September, was glaube ich, wurde dann beschlossen, das neue Gesetz zur Liquidisierung der Energiewende besteht aus vielen Gesetzesänderungen und im Wesentlichen einem neuen Gesetz, der Mäschstellenbetriebsgesetz. Gesetz über den Mäschstellenbetrieb und die Datenkommunikation in den gänden Netzen. So weiß das Ding lang. Gut, auf das Mäschstellenbetriebsgesetz werde ich jetzt bis genehmeltes Heil drauf eingehen, da wird eine verpflichtende Rollout geregelt, sprich wer braucht so ein Smart-Meter-Gateway und wer braucht einen integrierten Säler. Gut, hier sehen wir den verpflichtenden Rollout, es ist ein phasenreiser Rollout. Wir sehen ganz unten, dass spätestens 2032 alle Haushalte in Deutschland, alle Verbraucher in Deutschland, die integrierten Säler brauchen, also den digitalen Säler, welcher den aktuellen Verbrauch visualisieren kann auf einem Display. Ja, das brauchen alle spätestens 2032. Gut, und große Verbraucher über 20.000 Kilometer Stunden pro Jahr, die brauchen integrientes Messsystem. Der Rollout fängt jetzt an und spätestens 2024 müssen das alle große Verbraucher haben. Dann kommt danach die Gruppe mit 10.000 bis 20.000 Kilowattstunden und ganz am Schluss bis spätestens 2028 die Gruppe ab 6.000 Kilowattstunden. Ja, ein normaler Haushalt hat zur Größenordnungsmäßig 3.500 Kilowattstunden pro Jahr. Also man kann sagen, ein ganz ganz großer Haushalt, welcher jetzt noch eine Elektroheizung hat, ein Elektrofahrzeug fällt unter die 6.000 Kilowattstunden. Gut. Dann möchte ich jetzt ein bisschen auf den Aufbau vom SmartMeter Gateway eingehen. Wie sieht das architekturell aus? Was gibt es da für eine Hissendenversicherheit und für Datenschutz? Gut, wenn wir uns das mal ganz high-level angucken, haben wir beim SmartMeter Gateway im wesentlichen drei Bereiche. Wir haben unten rechts ein Local-Methodological Network. Da kann ich meine Säler anschließen. Säler für Strom, für Wärme, für Gas und für Wasser. Momentan dreht sich eigentlich alles um die Stromsäler. Aber es ist explizit vorgesehen, dass man eben auch Säler für andere Strom- und Stoffmengen anschließen kann. Dann gibt es ein Home-Area-Network. Da kann ich lokal im Haushalt, zum Beispiel meine Ladeseule für das Elektrofahrzeug, meine Wärmekumbe, meine Elektro-Sprachheizung anschließen. Und als Lessverbraucher kann ich mich dann im PC einstüpseln oder kann Display anschließen, welches mehr Daten, die erfasst wurden, visualisiert. Gut, und dann gibt es das Wide-Area-Network. Da kann ich mit externen Marktteilnehmern, EMTs kommunizieren. Externe Marktteilnehmer sind in dieser Sprechweise zum Beispiel Übertragungsnetzbetreibern, Verteilnetzbetreiber, irgendwelche Aggregatoren von Flexibilitäten. Ja, mit denen kann ich sprechen über das Warn. Gut, und im Warn gibt es eine neue Rolle im Energiesystem, das ist das Smart-Meter-Gateware-Administrator. Das ist eine Full-Advasted-Entity, da vertraue ich voll. Und ja, das ist die einzige Einheit da draußen, da ich voll trau, Smart-Meter-Gateware-Administrator. Gut, jetzt gucken wir uns mal so ein Smart-Meter an, wie das in der Praxis ausschaut. Es gibt Status quo, die müssen vom PSCI zertifiziert werden. Status quo gibt es noch kein zertifiziertes Smart-Meter-Gateware, aber es gibt acht Stück von acht verschiedenen Anbieter, die sich in der Zertifizierungsphase befinden, die momentan gerade beim PSI liegen und überprüft werden. Gut, was sehen wir hier? Links und vorne, rechts von unten. Wir sehen oben rechts Han, da kann man quasi einen Switch anschließen, da kann man die ARJ45 und kann seine einzelnen Verbrauchener Zeuge anschließen. Darunter sehen wir Warn, kann ich, ja, quasi meinen DSL-Anschluss anschließen, Zugang nach X-Tan. Dann sehen wir noch eine weitere Buchse für Han, kann ich direkt hier, quasi mein, also kann ich direkt hier noch einen Stelleraunverbraucher anschließen. Und dann sehe ich die LMN-Schnittstelle, Logo-Majoritaschicken-Netwerk, da kann ich die Zähne anschließen. Die sprechen über RS485, also hier ist eine ARJ12-Schnittstelle dargestellt. Ja, dann braucht das Ding noch Strom und alternativ, weil das im Keller hängt, ich darf vielleicht kein Internethabenzeug, kann ich da auf der Vorderseite alternativ eine Antenne für GSM, GPS, UMTS oder eine Antenne für meine Zähne anschließen. Ja, und die sprechen dann über Wireless-Ambus, das ist eine Weiterung vom traditionellen Ambus, wie man es kennt. Ja, gut, so sieht das Ding aus. Jetzt möchte ich kurz darauf eingehen, was es für PKI-Infrastruktur gibt dahinter. Es gibt eine X509-basierte PKI-Infrastruktur, ein staatlichen Rout unter Kontrolle des BSI's und Betrieben wird das Ding durch T-Systems. Ja, und BSI stellt quasi Zertifikate für Sub-CA's aus und die Sub-CA's, das sind private Unternehmen und die können dann externe Marktteilnehmer, also das sind Betreuungsnetzbetreuung, Teilnetzbetreuung und so weiter, das smarten mit der Gateway und smarten mit der Gateway admins zertifizieren, also Zertifikate ausstellen. Gut, sämtliche Schlüssel werden in einem dedizierten Sicherheitsmodul vermaldet. Ja, das ist wieder was, was extra vom BSI zertifiziert werden muss, da gibt es momentan genau ein zertifiziertes Sicherheitsmodul, das wird von T-Systems angeboten und das ist nach einem recht umfangreichen Schutzprofil zertifiziert und ja, in diesem Sicherheitsmodul werden private und öffentliche Schlüssel vermaldet, ja. Und sämtliche kryptografischen Kernroutinen, wie zum Beispiel Signieren, Signaturen prüfen, Verschlüsseln, Entschlüsseln, sichere Generierung von Zufassdahlen zu Zeugs findet in diesem Sicherheitsmodulstart, ja. Und das ist eben extra noch mal zertifiziert, das ist noch mal, also quasi noch mal eine höhere Hürde, so ein Ding auf den Markt zu schmeißen. Jetzt kann quasi ein Smart-Meter-Gateway-Hersteller, kann sich so ein Sicherheitsmodul schaffen und dann sein Smart-Meter-Gateway-Hersteller stellen. Gut, ja, können von hier jemand PACE, das Protokoll PACE, ja, dachte ich mir fast, das ist was recht Neues, ist ein BSI-entwickeltes Protokoll zur Kommunikation zwischen dem Gateway und diesem Sicherheitsmodul, ja. Genau und zusätzlich kommt Secure-Messaging auch so ein Protokoll zum Einsatz. Gut, zertifiziert sind sämtliche Teilnehmer extern im Wahn. Im Hahn und im LMN, also das, was ich lokal bei mir daheim habe, kommen Selbstsignaturen zum Einsatz, also nichts, was jetzt von der PKI, von extern, von der, vom BSI-Route irgendwie abgenickt wurde, sondern einfach selbst signiert. Hat der Gedanke ist, dass quasi ein Hersteller von einem Stromzähler das Ding selbst signiert, dann ein Zertifikat zur Verfügung gestellt und das Zertifikat kann konfiguriert werden auf dem Smart-Meter-Gateway und dann kann das Smart-Meter-Gateway sicher sein, dass wenn es Zählwerte bekommt, von einem Zähler, das ist die genau von dem Zähler, der konfiguriert werde, stammen. Gut, ja, Administration, Konfiguration, habe ich bereits gesagt, die findet durch den Smart-Meter-Gateway-Admin statt, ja, dazu baut das Smart-Meter-Gateway, wenn ich es mit dem Internet verbinde, ein Management-Kanal auf, zum Smart-Meter-Gateway. Da ist, zum Smart-Meter-Gateway-Administrator, da ist TNS gesichert, ja und letztendlich kann der Smart-Meter-Gateway-Administrator dann auf dem Gateway ein Zähler-Profil, ein Auswertungsprofil und ein Kommunikationsprofil hinterlegen. Zähler-Profil sagt, welcher Zähler, widerspiegelt durch ein Zertifikat, welcher Zähler in welcher Granularität, der steckt dem Auswertungsprofil, zu wem kommunizieren darf, ja. Also kann ich sagen, quasi der externe Markteilnehmer X bekommt Zählerwerte in einer halbtäglichen Auflösung, ja, aus unserer Registerweise, ja. Der steckt in diesem Auswertungsprofil und das kann der Gateway-Admin von externen konfigurieren. Ja, Zertifikatverwaltung ist die wesentliche Aufgabe vom Gateway-Admin und da kann quasi extern Zertifikade draufhauen für meine einzelnen Geräte, die bekommt er dann mitgeteilt, z.B. vom Mäschter in Betreiber. Da kann von externen Remote ein Update fahren auf dem Gateway, kann ich lokal gar nichts beeinflussen und ja, es gibt eine Zeit-Symbolisation mit einem vertrauenswürdigen NTP-Server, ja. Und das Ding an sich hat eine Systemohr mit einer gewissen Gangreserve, das eben, weil das wird letztendlich auch zur Abrechnung herangezogen. Das ist endlich sichergestellt, dass das auch eichrechtlich alles korrekt ist. Es gibt, laut Spezifikation, die Möglichkeit, nicht abreichend relevante Daten, die ich nach draußen gebe, zu pseudonymisieren. Ja, dazu verschlüsselt das Gateway die Daten mit einem Key von einem externen Marktteilnehmer, signiert es mit seinem eigenen Key, überträgt es dann an den SmartMeter Gateway-Administrator, der überprüft die Signatur, hau die Signatur weg und leitet es dann an den externen Marktteilnehmer weiter, welcher es dann entschlüsseln kann. Und dadurch kann ich quasi Werte über den SmartMeter Gateway-Administrator eine dritte Partie geben, ohne dass die dritte Partie irgendwie ein Link zu mir herkriegen sollte, wenn denn das SmartMeter Gateway-Administrator keine Scheiße baut. Gut, ja, Erfassung von Zellwerden habe ich jetzt gerade schon ein bisschen angerissen, also es gibt eben dieses, ja, diese Reihe von Profilen, die konfiguriert werden können. Und es gibt einen Pull- und Push-Mode. Die Zeller können aktiv angefragt werden, zum Beispiel laut Zeller-Profil, da drinnen Frage völlig stündlich von Zeller X die Werte ab. Ja, wenn ich jetzt zur Messwerte empfange, von einem lokal angeschlossenen Zeller, wenn das Gateway, Messwerte von einem lokal angeschlossenen Zeller empfängt, dann entschlüsselt die Werte, TLS verschlüsselt, überprüft das Zertifikat gemäß dem Zeller-Profil, wie gestern der Admin von externen hinterlegt hat, also der Gedanke dahinter ist, dass der Energierferant nur seinem selbstverbauten Zeller traut. Also macht ja auch Sinn, er ist heute auch so verblummt und ja. Dann werden die Messwerte mit einem Zeitstemmel versehen, Gedanke, ich traue dem Gateway, es zertifiziert und das Gateway hat ein trusted Timestemmen, Timestemmen durch dann NDP, welcher vom SMG wie Admin zur Verfügung gestellt wird. Und dann führt es eine Tarifierung durch. Es werden zum Beispiel jetzt irgendwie für den Heuter-Harmachatier NT, Tag-Nacht-Tarife, wenn ich ein Tag- und Nacht-Tarif habe und abrechnen möchte, dann brauche ich keine Viertelstündung genauen Wertes, sondern ich will wissen, was zwischen 28 Uhr und was zwischen 20 und 8 Uhr verbraucht wurde. Und das findet dezentral auf dem Gateway statt, ja. Also das Gateway schickt quasi noch diese Register raus. Gut, ja, und dann ist endlich, wenn die Werte auf dem Gateway gespeichert und entsprechend dem Kommunikationsprofil an externe Marktteilnehmer geschickt, welche entsprechende Statifikat, ja, durch ein entsprechendes Statifikat, ja, quasi sagen, dass sie vertrauenswürdig sind, die Daten zu erhalten. Gut, im Hahn kann ich meine Steuerbahn vom Brauch von Erzeuger anschließen. CLS steht für, nee, das heißt LCS, Logical Control of the System, LCS heißt das Ding. Ja, eine Verbauung, was uns zum Beispiel Ladesäulen von Elektrofahrzeugen, Klimaanlagen, Wärmepumpen, Nachtspeicherheizung wurden früher mal verboten. Dann wurde es verbot, also rechtlich waren die verboten. Dann wurde es zurückgerufen, wenn man gesagt hat, hey, vielleicht sind die Energiewende, wenn wir Überschuss haben, vielleicht ist gar nicht so schlimm, dass die energetisch total schlecht sind, weil wir könnten Überschuss so abfallen. Gut, Erzeuger sind zum Beispiel vor der Wollteiganlage, Blockheizkraftwerk, was ich im Keller stehen hab, Batteriespeicher, ja, kann man sich denken, was man will. Kommunikation mit extern ist auch CLS gesichert und basiert auf einem Bruch-Sicherunikationsprofil, ja. Da steht quasi drin, wieder vom SmartMeter Gateway abgelegt, steht da drin, welche, ja, mit welchem externen Marktteilnehmer, welches lokale steuerbare System sprechen darf. Klinisierung der Kommunikation, die ist von intern und von extern möglich, ja. Also erst mal, das Gateway hängt ja nach Firewall, ja. Wenn ich von intern nach extern eine Verbindung aufbauen möchte, kein Problem, dann sagt einfach die steuerbare Einheit, sagt einfach, hey, ohne Verbindung zur Endpunktion, so auf, das geht. Wenn ich jetzt von extern nach intern eine Verbindung aufbauen möchte, kann das ein externer Marktteilnehmer machen, indirekt über den SmartMeter Gateway-Administrator. Weil mit dem SmartMeter Gateway-Administrator hab ich durchgehend ein Management-Kanal. Dann sagt der externe Marktteilnehmer, dem SmartMeter Gateway-Administrator, hey, sagt doch mal dem Gateway, dass das Gateway eine Verbindung zu mir, zum externen Marktteilnehmer aufbauen soll. Ja, und dann baut das Gateway von innen eben eine Verbindung nach draußen auf. Das ist logisch, eine Kommunikation von draußen nach drin, technisch von dir nach draußen, weil in der Firewall. Gut, im Hahn gibt's eine Letztschverbraucherschnittstelle. Die dient ja dem Auslesen und dann visualisieren von Daten, die erfasst wurden, also sämtliche Daten, die erfasst wurden, die müssen auch dem Verbraucher zur Verfügung gestellt werden, ja. Und laut Spezifikationen über 24 Monate rückwirkend, in verschiedenen Granularitäten, täglich, wöchentlich, monatlich und jährlich, und dasselbe für zwei Jahre zurück. Ja, genau. Gut, ja, das war jetzt quasi der Aufbau vom SmartMeter Gateway. Und jetzt möchte ich noch auf den verpflichteten Datenvermittlungen eingehen. Welche Daten müssen jetzt nach draußen kommuniziert werden von wem? Also, es gibt, man kann freiwillig extra einen Marktteil nehmen, Zugriff zu den Daten gewähren. Also solche Profile kann man beliebig bestellen, beliebig konfigurieren und kann beliebig Daten nach draußen geben. Aber man muss auch, abhängig von der Größe des Verbrauchers, Daten nach draußen geben. Gut, ja, das Messstellenbetriebsgesetz unterscheidet zwischen kleinen Verbrauchern, 6.000 Kilowattstunden bis 10.000 Kilowattstunden pro Jahr. Noch mal, größtenordnungsmäßig, ein Haushalt mit 3 Personen hat im Jahr 3.500 Kilowattstunden pro Jahr. Gut, dann gibt es noch Verbraucher, die größer sind, die mehr als 10.000 Kilowattstunden pro Jahr verbrauchen. Und dann gibt es noch Verbraucher mit Photovoltaik und Kraftwärme, guckt uns an Lärgen, also ein Blockheizkraftwerk, so einen Karsten, der Gas verblendet und Strom in Wärme gleichzeitig erzeugt. Gut, wenn ich jetzt so ein großer Haushalt bin, da oben, dann muss ich jährlich nur ein Wert. Den muss ich rausgeben, aber jährlich ein Jahresarbeitswert. Also wie die Zählerlesung heute. Den muss ich geben an drei Partien, an den Lieferant, der will wissen, was er abbrechnen muss, an den Übertragungsnetzbetreiber, der möchte wissen, wie es in seinen Netzen aussieht und an den Verteilnetzbetreiber, also der möchte so einen Netzausbau planen. Gut, es gibt laut Energiewirtschaftsgesetz, Status quo die Pflicht, dass jeder Energielieferant einen Anreiz der Lastverschiebung bieten muss. Der sieht so aus heute, dass man eben jeder Energielieferant hat ein HTNT-Haupttarif, Nebentarif, Tagennachtstromtarif, also da gibt man nachts dann Strom günstiger. Und gleichzeitig gibt es die Verpflichtung, dass jeder Energielieferant ein datensparsam Tarif anbinden muss, dass sich auf eine Zählerablesung pro Jahr beschränkt. Das muss jeder Energielieferant anbieten. Das heißt, es kann Status quo nicht jemand gezwungen werden, irgendwie viertelstündliche Tarif oder so was zu haben. Das wird, glaube ich, eh nicht kommen, so Feingarnola. Ja, gut, wenn ich jetzt ein größerer Einverbraucher bin, dann muss ich täglich für den Vortag in 15 Minuten Granularität die Daten an den Lieferanten geben. Warum muss ich das machen? Weil der Lieferant so besser planen kann, was er am Energiemarkt beschafft. Energie, elektronikisch energisch, ein Produkt, das wird gehandelt an Börsen, gibt es verschiedene Produkte, stündlich, viertelstündlich, je nach Markt. Ja, und da muss ich das täglich für den Vortag in 15 Minuten Granularität melden. Und auch an den Übertragungsnetzbetreiber. Da wird es jetzt ein bisschen energiewirtschaftlich, energirecht. Der Übertragungsnetzbetreiber ist der sogenannte Bilanz-Reiskordinator. Da ist dafür verantwortlich, gewisse Systemlischleistung zur Verfügung zu stellen. Und wenn er die Werte hat, kann er die Kosten, die dafür angefallen sind, verteilen. Das sehen wir nachher noch im Detail, aber ich glaube hier ohne weiterhelfenden Grundeswissen ist schwierig, das zu verstehen. Dann an den Verteilennetzbetreiber muss monatlich die Monatsarbeit berichtet werden für Verbraucher dieser Größe und eine Maximaleistung. Warum braucht er das? Also die Maximaleistung, wie ich der Pieck über den Monat, den ich in Leistung hatte. Warum braucht er das? Dass er den Netzausbau planen kann. Noch mal früher war das kein, da haben wir eine Frage. Ja, das ist eine gute Frage. Danke für die Frage. Die Frage war, was der Unterschied zwischen Übertragungsnetz und Verteilennetzbetreiber ist. Übertragungsnetz, wir haben in Deutschland ein hierarchisches Energie-System mit verschiedenen Spannungseben. Unten oben irgendwie 380 Kilo Volt, unten unsere 230 Volt und zwischen verschiedene Spannungsebenen. Der Gedanke dahinter ist, hohe Spannung resultiert in wenigen geringen Verlusten durch die Übertragung. Und unten hat man höhere Verluste und wie ein Verbraucher, wir wollen 230 Volt und große Kraftwerke speisen oben ein. Kleine Verbraucher ziehen unten raus und groß verbrauchen irgendwo zwischen drin. Und Übertragungsnetzbetreiber ist der Betreiber von diesem Hochspannungsnetz. Ja, da haben wir in Deutschland irgendwie größernordnungsmäßig 4-5.000 Kilometer Übertragungsnetz über ganz Deutschland verteilt und dann die Verteilennetze unten. Das sind die große Menge Annetzen. Das sind irgendwie 1,1 Millionen Kilometer über ganz Deutschland verteilt und das ist ein Großteil Annetze. Ja, und Verteilennetzbetreiber sind die, die damit zu kämpfen haben, die mit einer Gliwende stark zu kämpfen haben. Weil ursprünglich der Stromnetz wurde gebaut. Entsprechend den Anforderungen des letzten Jahrhunderts, das kann man so sagen. Und da war es halt ganz klassisch. Wir haben oben große Kraftwerke, die speisen ein. Wir haben unten Verbraucher, die ziehen den Saft da oben angeschmeißt wurde. Jetzt haben wir unten ganz viel Photovoltaik, Einspeisung. Wir haben unten höhere Lasten. Also ein Haushalt hat irgendwie, wenn man damit 10 Kilowatt hat, ist das viel. Elektrofahrzeuge spricht man heute teilweise mit mehreren hundert Kilowatt Laden, so Supercharging. Und na ja, wenn ich die Netze war, nie ausgelegt für so was. Ja, und jetzt haben wir ganz viel Einspeisen da unten. Ja, und die Verteilennetzbetreiber, die wissen auch teilweise gar nicht, weil die Netze staatisch dimensioniert worden. Wenn ich eine Einspeisung hab, und ich hab eine Leitung, dann fällt die Spannung entlang dieser Leitung durch den Widerstand ab. Und wenn ich ursprünglich wurde, die halt so dimensioniert, dass ich am Trafon eine gewisse Spannung hab und dann Abfall durch den Häuserstrang und das letzte Haus quasi entlang der Leitung, das letzte Haut hat gerade noch eine Spannung 230 Volt plus minus die 10 Prozent, die erlaubt sind. Ja, wenn ich jetzt eine Einspeisung hab, hat es natürlich Impact auf die Spannungshaltung. Ja, und das wurde nie geplant, dass ich unten Einspeise. Ja, das ist nie so designed worden. Und deswegen wissen die Verteilennetzbetreiber gar nicht richtig, was in den Verteilennetzern abgeht. Und deswegen wollen die wissen, was da die Maximalleistung war, was da, ja, einfach dass die planen können, wie die ihre Netze ausbauen sollen. Die sind auch verpflichtet. Verteilennetzbetreiber sind verpflichtet, Netze auszubauen und Verteilennetzbetreiber sind verpflichtet, wenn ich eine PfV-Nage auf mein Darf machen möchte, dass ich das machen kann. Wenn das Netz nicht ausreicht, müssen die was tun. Die können versuchen, das Intelligent zu steuern durch Abreglung oder die können versuchen, oder die müssen die Netze ausbauen, ja, und die haben natürlich einen Anreiz an Soldaten. Das war da noch eine Frage. Ne, auf rein den Verbrauch. Also es wird getrennt, ja, kann man nicht ganz sagen, wenn ich lokal, also es gibt, es gibt ein Zähler, dann Verbrauch misst. Wenn ich eine PfV-Nage hinter diesen Zähler habe und den Strom lokal verbrauche, ist selten nur das, was ich von externen zusätzlich beziehe. Ja, wenn ich lokal eine Photovoltaikanlage habe und Strom selbst verbrauche, ist selten letztendlich nur das, was ein Zähler gemessen wird, was von extern kommt. Genau. Ja, und ja unten, dieses sieben Kilomat, die hier stehen, für EEG- und KWK-Anlagen, also erneuerbare Energieanlagen, PV auf dem Dach, KWK Blockheizkraftwerk im Keller, das ist die Piegleistung, die Maximalleistung. Ja, ein sieben VW, das ist so ein bisschen das, was man auf einem einfach vielen Einfamilienhaushalt Dach haben kann. Gut, ja, und von diesen Anlagen ja unten, da muss auch täglich für einen Vortrag an den Übertragungsheitsbetreiber in 15 Minuten Granulität übermittelt werden. Ja, was die Leistung war und auf Anfrage muss es an den Verteilnetzbetreiber übermittelt werden. Der kriegt es nicht automatisch, aber kann sagen, hey, ich habe ein berechtiges und dresde, ich gehe von außen meine Netze irgendwie in der Kacke, ich will da was machen und dann kann er die Werte anfragen, von Anlagen dieser Größe, also von der Photovoltaikanlage, die ich auf dem Dach habe. Gut, das dazu, das waren jetzt Energiemesswerte, was wir hier gesehen haben, ja, Kilowattstunden. Dann gibt es noch Netzzustandsdaten, das sind Spannung, Strom, Glindleistung, Glindleistung, das möchte ich jetzt hier nicht vertiefen. Da gibt es Netzzustandsdaten und größere Verbraucher ab 20.000 Kilowattstunden und entsprechend die PV-Anlagen, Blockheitskraftwerke ab 7 Kilowattstunden müssen, wenn der Verteilnetzbetreiber das will, Spannung, Strom und Phasenwinkeln, also Netzzustandsdaten übermitteln, dass der Verteilnetzbetreiber abfragen kann, hey, wie sieht es in meinem Netz aus? Ist die Spannung vielleicht außerhalb der zugelassenen 230 Volt--10%? Ja, das kann er kontinuierlich anfordern, Ereignisse orientiert, wenn eine gewisse Grenze überschritten wird, oder nachträglich, weil er irgendwie mitgekriegt hat, dass es irgendwo schief lief. Gut, ja, jetzt kann man natürlich sagen, Halt, Stopp, warum denn eigentlich? Ja, jetzt habe ich schon ein bisschen was verweggenommen. Ja, Netztabilität, die zwei wesentlichen Werte, die Stabilität von einem Netzausdrücken, sind Frequenz und Spannung. Es gibt weitere, aber Frequenz und Spannung ist, glaube ich, hier das, was uns interessiert. Frequenz ist eine globale Größe, die die Balance von Angebot und Nachfrage, von Einspeisung und Ausspeisung widerspiegelt. Wenn ich mehr einspeise, als ich ausspeise, dann habe ich eine höhere Frequenz. 50 km mal irgendwas. Wenn ich weh, wenn es anders rum ist, dann habe ich eine geringere Frequenz. Also Angebot und Nachfrage, wenn das komplett ausgeglichen ist, habe ich 50 Hertz. Es liegt an den rotierenden Massen, die im System haben die großen Kraftwerke. Die haben rotierende Massen und die drehen sie halt mit 50 Hertz. Wenn ich jetzt weniger Energie aus dem Netz ziehe, dann muss die Energie irgendwo hin, dann drehen die sich ein bisschen schneller. Gut, Frequenz will man mit 50 Hertz handeln, ganz klar. Spannung ist lokale Netzgröße. Ich habe schon gesagt, es gibt bewusst verschiedene Spannungsebenen und man hat einen Spannungsverlust über die Leitung. Habe ich gerade auch standverweggenommen. Ursprünglich wurden Netze so geplant. Ich speise irgendwo ein. Ich habe einen Spannungsverlust und ich muss das, die Spannung hier in der Höhe haben, dass jeder Haushalt auf dieser Leitung eine zugelässige Spannung zwischen 230 Volt plus minus 10 Prozent hat. Ja, und die Spannung, die wird auch beeinflusst durch Ein- und Ausspeisung, sprich vor Double-Tiger-Lagen und Elektrofahrzeug ist eine große Herausforderung für die Spannungslevel. Ja und zusätzlich sind Leistungsströme. Aber da möchte ich jetzt, das müssen wir nicht verstehen. Gut, ja, so sieht es aus, das Stromnetz. Das sind hier die verschiedenen Netzebenen, die ich gesagt habe. Oben 380 Kilowolt, dann hat man 110 Kilowolt-Level, dann hat man so 30, 20, 10 Kilowolt, das ist ein bisschen unterschiedlich auch, und dann mal ganz unten unser 230 Volt-Level. Also hier steht jetzt 400 Volt, weil wir haben 3 Phasensystemen und ja, Phase gegen Phase ist 400 Volt und Phase gegen Lohleiter ist 230 Volt. Gut, jetzt wird oben eingeschmeißt. Unten klassischerweise verbraucht, ja. Also ganz klassisch war bisher Energiefluss top-down. Und Flugtation und Unsicherheit hat man nur Nachfrageseite gehabt, weil man nicht genau gewusst hat, was die Verbraucher letztendlich machen. Und traditionelle Konditionelle Kraftwerke waren sehr gut steuerbar. Ich kann einfach sagen, wenn Nachfrage da war, ich fahre mein Kraftwerk ein bisschen hoch. Man hat so das Steuerungspapadäken gehabt, das das Angebot der Nachfrage folgt. Ja, die Energiewende, die dreht diese drei Dinger jetzt ja, nicht um, aber die bringen da ein bisschen wirbar rein. Energiefluss ist nicht mehr top-down. Wir sehen, wir haben hier unten viel Einspeisungen, Solaranlagen, Windanlagen, Block-S-Kraftwerke. Wir haben stärkere Ausspeisungen, gerade durch Elektromobilitäten. Wir haben auch auf höheren Netzebenen nochmal Einspeisungen und Kernkraftwerke hat die Bundesregierung beschlossen, sollen die letzten Paar, die wir noch haben, 2022 komplett vom Netz gehen. Das ist schon beschlossene Sache. Die werden auch wegfallen. Ja, entsprechend hat man teilweise sogar einen Rückfluss von Strom, dass Strom von unten nach oben fließt. Mit, wie gesagt, Impact auf die Frequenz und auf die Spannung. Weil vor der Wirtalik geht mal ein bisschen, das ist mehr einmal ein bisschen anders als vorher gesagt, habe ich da natürlich Probleme mit der Vorhersage. Ja, das ist ein bisschen der Punkt zwei. Man hat zusätzlich die Unsicherheit auf der Angebotsseite, eine große Unsicherheit auf der Angebotsseite, die man bisher nicht hatte. Ja, und man hat so ein bisschen der Steuerungsparatigma, was ich gerade ändere, was diese Pressemitteilungen vorhin auch gezeigt haben. Man versucht, die Nachfrage auch ein bisschen beim Angebot folgen zu lassen. Elektrofahrzeug hängt irgendwie zehn Stunden daheim an der Steckdose. Man muss zwei Stunden davon laden. Warum soll ich es nicht darladen, wo sowieso sogar die Sonne scheint, wo ich so viel Energie hab? Ja, das kann man alles ein bisschen steuern. Und da gibt es eben gerade erst einiges, ja, momentan gerade am, ja, momentan gerade am sich ändern. Gut, ja, das war jetzt ein bisschen so Hintergrund, so Netztabilität. Jetzt kommen wir zum Bedarf an Energiedaten, ein bisschen detaillierter. Im Wesentlichen möchte ich da auf drei Punkte eingehen. Bilanzkreismanagement, Abrechnung, Tarifierung und Erfassung von Netzzuständen. Bedarf an Energiedaten. Energiewirtschaftlich ist die kleinste Einheit an zueinander Bilanzkreis. Man kann sich das vereinfacht, das ist ein bisschen kompliziert, aber vereinfacht kann man sich so vorstellen, dass unser Energiedieferant, mit dem wir einen Stromliefervertrag haben, zum Bilanzkreis gewirtschaftet und der muss auf Viertelstunden Granurität sicherstellen, dass die Einspeisung jederzeit der Ausspeisung entspricht. Dazu kann er am Tag vor der Lieferung an so genannten Degehead merken, in einen Stunden Granularität Energie handeln. Er kann sagen, ich möchte, ich kann heute sagen, ich möchte morgen zwischen 15 und 16 Uhr eine Megawattstunde Energie kaufen. Stunden Granularität. Der Bilanzkreis verantwortliche, der Energiedieferant, ist nun verantwortlich viertelstündlich genau, das hier zu garantieren. Am Tag vor der Lieferung. Nun ist Tag der Lieferung. Jetzt merkt ihr vielleicht, oh, ich habe das Wetter ein bisschen anders als gedacht. Ich habe weniger PV angeschmeißt. Oh, irgendwie habe ich ganz viele Kunden, die jetzt plötzlich gemeinsam sind, ein bisschen Elektroautofolladen, habe ich nicht mehr gerechnet. Dann kannst du eine Abweichung kommen. Ich kann hier für das Stundengenau einen Delta reinkriegen. Es kann eine Abweichung noch oben und es kann eine Abweichung noch unten geben. Wenn es zu so einer Abweichung kommt, dann gibt es ein Mechanismus namens Regelleistung. Regelleistung wird status quo erbracht von Kraftwerken, die nur auf zum Beispiel 80 Prozent ihrer Maximaleistung fahren. Wenn es zu so einer Abweichung gibt, dann können die Kraftwerke kurzfristig innerhalb von Sekunden bis Minuten, da gibt es verschiedene Güteklassen, können die kurzfristig hochfahren, auf 100 Prozent mehr Strom erzeugen oder kurzfristig auch runterfahren auf 70, 60, 50 Prozent weniger Strom erzeugen, um das hier ganz kurzfristig, wenn es in dieser Viertelstunde aufdritt, instantan auszugleichen. Ja, und solche Regelleistungen ist sehr, sehr teuer. Das möchte man vermeiden. Da haben die Lieferanten, die Bewirtschafter von seinen Bilanzkreis ein großes Inzentiv, so was zu vermeiden. Ja, und also am Tag vor der Lieferung fragt sich natürlich der Different, wie jetzt eine Ein- und Ausspeichung ausschaut. Status quo sieht es so aus, das für große Verbraucher, also für richtig große Verbraucher, dass die schon viertelstündlich eine registrierende Leichtungsmessung haben. Die müssen viertelstündlich jeden Tag liefern, was die verbraucht haben. Ja, aber das machen nur ganz, ganz große Verbraucher und sehr, sehr große Erzeuger, also relativ zu was man sieht, natürlich aber für Haushalte gesprochen, sehr große Erzeuger und sehr große Verbraucher. Ja, und das ist dann die Grundlage für die Vorhersage und für die Bilanzierung danach. Gut, wenn ich jetzt ein kleiner Verbraucher bin, Haushalte und so Zeugs, die werden durch sogenannte Standardlaschprofile prognostiziert. Das haut für einzelne Haushalten natürlich nicht immer hin, aber wenn man jetzt mal verteidigt sieht, mit irgendwie 100.000 Endpunkten, dann haut es doch recht gut hin. Also man sieht hier Montag bis Freitag hat man eine gewisse Kurve. Man hat eine Kurve für Samstag und für Sonntag. Was sieht man? Morgen stehen die Leute auf, irgendwie so zwischen 5 und 8. Also es ist eine eher früh arbeiten, die Leute. Und ja, dann sieht man, geht es ein bisschen runter. Mittags kochen viele noch, da geht es nochmal ein bisschen hoch und dann abends noch mal nach oben, ja. Das funktioniert gut, aber wenn jetzt irgendwie gleich, wenn jetzt irgendwie Elektrofahrzeuge in den Spiegel kommen, wird das natürlich schwieriger, ne? Und auf Einspeiser-Seite hat man das genauso. Da versucht man einfach eine PV Kurve zu nehmen. Also es gibt auch solche Standardlaschprofile für die Einspeisungen. Das war da eine Frage. Mhm. Ja, sehr gut. Ja, die Frage war, ob diese Haushaltsprofile ob es da verschiedene Klassen von Profilen gibt. Es gibt verschiedene für Haushalte gibt es im Wesentlichen diese drei Profiltypen. Dann gibt es allerdings noch Gewerbe. Da wird unterschiedlich zwischen tagaktives Gewerbe, nachtaktives Gewerbe. Dann ist richtig, es gibt so eine, es sind circa 10, ja, circa 10 verschiedene Typen an Profilen, die es gibt. Ja, genau. Gut. Und also man sieht hier das Skalierungsfaktor und der Energiefersonder hat ja die lärlichen Energie ablesenwerte und mit denen skaliert er das, ja. Er sagt, im Schnitt braucht eine Haushalts-Auzon-Sophie. Letztes Jahr hat er im ganzen Jahr eine Haushalts-Auzon-Sophie gebraucht. Also skaliere ich das auf ein passendes Level. Gut, ja. Und jetzt Motivation noch mal. SmartMeter Gateway, der Energielferrand hat natürlich ein Interesse daran, hier ein bisschen genauer Werte zu kriegen, dass er besser prognostizieren kann. Gut. Ja, zweiter Punkt, warum ich Energiedaten brauche in Abrechnung Tarifierung. Habe ich vorhin schon vorweggenommen. Laut Energiewirtschaftsgesetz gibt es die Pflicht, status quo schon, dass die Energiefersorger in Anreiz bieten müssen, Lastflexivitäten zu erschließen. Ja. Genau, status quo gibt es da HTNT-Tarife, der ist in der Praxis realisiert durch solche Zähler hier, die einfach zwei Register haben, ja. Gibt es eine HTNT-Umschaltung, die funktioniere Brunsteutechnik, die ich später noch ein bisschen näher drauf ein. Ja, es gibt eine HTNT-Umschaltung und quasi alles nach 20 Uhr ginge Register 1, wird von diesem ein Zähler erfasst, alles nach 8 Uhr morgens wird dann von diesem wieder erfasst, ja. Habe ich einfach zwei Register, ja. Gut, jetzt habe ich allerdings an der Strombörse, am Dickehead-Markt, das sind die Preise, der habe ich heute Morgen gezogen, die Gestort gehandelt wurden für heute. Das sind jetzt die Großhandelspreise, die sind bei Weichen von 2,5 Cent bis 4 Cent pro Kilowattstunde. Ich sehe jetzt, wir haben jetzt irgendwie 14.30 Uhr. Momentan haben wir, weil die Leute gedacht haben, heute so eine Gartage, die Leute, die Energieversorger gedacht haben, heute ist ein so eine Gartage, viel Pfadmeinspeisung, haben wir einen sehr niedrigen Preis, ja. Allerdings, wenn ich jetzt irgendwie jetzt immer 14.30 Uhr, wenn ich jetzt noch vorn schaue, auf 19 Uhr, dann ist der Preis tatsächlich doppelt so hoch, ja. Jetzt nochmal kurz ein bisschen Motivation. Ich habe jetzt ein Elektroauto, ja, das Elektroauto steht 12 Stunden daheim. Warum soll ich das zum teuren Preis laden und nicht zum günstigen, ja. Und status quo können wir solche Tarife halt leider nicht realisieren oder leider, ich bin kein großer Verfechter davon, ich sage nur, was quasi status quo ist, können wir solche Tarife nicht realisieren, weil eben es keine Möglichkeit gibt, an die Daten zu kommen, ja. Wir haben nur zwei Register. Gut, ja, letzter Punkt bezüglich der Fassung von Energiedaten, ja, Netzzustände. Ich habe vorhin bereits gesagt, die Verteilnetzbetreiber, da ändert sich einiges und im Verteilnetz. Ja, habe ich auch schon ein bisschen erwähnt. Zäutige Stromnetz wurde primär entworfen, um den Anforderungen des letzten Jahrhunderts gerecht zu werden. Das muss man sich einfach mal verinnerlichen. Das ist so, das hat ganz anders ausgesehen das Energienetz. Wir haben Top-Down-Fluss gehabt, wir haben Großkraftwerk gehabt, die jetzt nach und nach weggehen. Und ja, momentan haben wir ja nicht nur auf der Nachfrage-Seite, sondern insbesondere auch durch die erneuerbaren Energien im wesentlichen Wind und PV. Heute haben wir ca. 30 Prozent der erneuerbare Energien, Brutostromerzeugen des Jahres. Und ja, da haben wir auch auf der Anfrage-Seite, bei der Einspeisung eine sehr hohe Unsicherheit. Und wir haben halt wirklich unten in den Verteilnetzen sehr viel. Weil das ist ein sehr dezentrales System. Nicht mal wenige zentrale Einheiten, sondern, ja, ich meine, man muss normal in manchen Dörfern auf die Dächer gucken. Da sieht man teilweise wirklich auf, wie gefühlt jedem 1,3. Haushalt oder so was, eine Füfferlage. Ja, und diese vermerrte Einspeisung im Verteilnetz, die war nie so geplant. Und die Lastfluss-Umkehr, das eben auch teilweise zurückgespeist wird, die kann zu Problemen führen. Status quo ist es wirklich so, dass die Verteilnetz-Betreiber kaum wissen, was in ihrem Verteilnetz abgeht. Und da haben die natürlich auch die Verteilnetz-Betreiber Interesse an solchen werden. Gut, das war jetzt ein bisschen Bedarf an Energiedaten. Jetzt möchte ich sagen, ja, was gibt es denn, was es denn für Bedarf an Steuerungen gibt und wie es heute ausschaut, dass wir ein bisschen so Gespür dafür kriegen. Ja, bei Darf zur Steuerung erneuerbare wirkt sich auf Preise aus. Neue Tarifmodelle sind möglich. Dann möchte ich eben auf heutige Steuerungsmöglichkeiten eingehen und auf die technische Realisierung, wie das heute ist. Es werden schon gewisse Sachen gesteuert. Gut, Fluktation erneuerbarer. Wir haben hier bereits gesehen, denn der Jehead-Preis für heute, der Gestalt, gehandelt wurde. Teilweise eine Fluktation plus minus 100%. Es ist hier wichtig, noch mal zu sehen, wir reden hier von 2,5 bis 4 Cent. Wir als Endverbraucher, wir bezahlen eher so 25, 26, 27 Cent. 27, 28, je nachdem. Das ist aber tatsächlich so, der Großteil, unsere Strompreis ist, drei Viertel, sind Netzengelde, EG-Umlage, Offshore-Risikoanlage, Umlage, also wirklich ganz viele Umlagenzeugs dran und Netzengelde. Und dieser eigentliche Energiepreis ist nur ein klein Teil. Also Status II ist auch wirklich so, dass diese Fluktation kaum eine Auswirkung hat auf unseren Preis. Aber es gibt durchaus Diskussionen, ob man nicht diese Umlagen, ob man die nicht dynamisieren soll und abhängig machen soll vom Börsenpreis. Dass man quasi wirklich dem Endverbraucher einen wirklichen Incentiv, einen wirklichen Anreiz gibt, seinen Strom zu verschieben. Weil momentan ist halt irgendwie das alles fix und das hier oben fluktiert ein bisschen. Das ist natürlich ja nicht so geil. Der Headmarkt wird heute vom Morgen gehandelt. Wenn jetzt morgen angetreten ist, kann ich bessere Prognosen machen. Dann gibt es ein Intradaymarkt. Der ist Feinkranularer, Viertelstündlich. Heute, das da oben ist eine Auktion. Da gibt es dann am Ende des Tages einen fixen Preis für jede Stunde. Beim Intradaymarkt ist ein kontinuierlicher Handel. Kann jemand sagen, ich habe hier 500 Kilowattstunden zu verschätten, zu verkaufen, möchte jemand abkaufen. Da kann ein anderer sagen, ich nehme es für den Preis. Der kontinuierlicher Handel. Deswegen gibt es da einen Höchstpreis, Tiefpreis und Letzterpreis gleich. Was wir jetzt hier sehen, tatsächlich, Intradaymarkt für heute. Man kann auch jetzt schon für ein paar Stunden handeln. Deswegen ist das der ganze Tag schon. Das habe ich heute Morgen gezogen. Und man sieht da schon, tatsächlich, dass die geringsten Preise wirklich negative Preise waren. Die große Kraftwerke, die nicht schnell runtergefahren werden können. Und man will halt als Bilanzkreis verantwortlicher, will man garantieren, will man vermeiden, diese Regelleistung zu bezahlen. Diese großen Kraftwerke, die angepasst werden sollen. Das will man vermeiden, weil das ist teuer. Entsprechend tut man dann am Intradaymarkt, versuchen Energie entsprechend zu verkaufen, dass der Bilanzkreis am Schluss ausgeglichen ist. Jetzt war hier gerade irgendwo eine Frage. Die gibt es, genau, also die gibt es ganz klar. Ich würde mal sagen, da steckt natürlich viel Spekulation dahinter. Wir sehen, das passiert im Prinzip alles auf Prognosen. Also der Grund, warum wir hier zur Mittagszeit so einen Tief haben, das ist, weil da PV-Einspeisungen stattfindet. Und das ist natürlich, da muss ich natürlich gewissermaßen spekulieren. Ich kann das nicht perfekt vorher sagen. Und wenn ich mich halt wirklich nur mal verkalkuliere, dann greift eben diese Regelleistung. Noch mal Regelleistung, das sind große Kraftwerke, die bewusst nur auf Teilast fahren, 80% und bei Bedarf, bei einer Abweichung ist dann ein Hahn hoch oder runter. Innerhalb von, je nach Produktkategorie, innerhalb von 30 Sekunden, von 5 Minuten oder von einer Viertelstunde. Und die können dann, das ist unsere Systemdienstleistung, die können dann sicherstellen, dass Angeboten nach Fahrgestells ausgeglichen ist und dass wir unsere 50 Hertz aus der Steckdose kriegen. Bitte. Das ist alles ziemlich automatisiert. Ja. Ja, es ist ziemlich automatisiert. Also es gibt eine E-Packs, die sitzen Leipzig, European Power Exchange. Das ist endlich, da gibt es da 8000 Euro oder sowas, kriegt man da einen Soapzugang und kann dann 256, also tatsächlich 256 Gebäude innerhalb von einer, also 256 Gebäude für eine Stunde abgeben. Ja, kannst du eigentlich so viel zu dem Preis und dann kriege ich am Schluss halt einen Zugestark oder nicht. Bitte. Ja, genau, ja. Genau, das sind 50 pro Mega Watt, genau, wenn ich so 10 Teile habe ich die Kilo Watt. Ja. Die Regler, die ist, das ist sehr schwierig. Weil, Ja, ja, genau. Die ist sehr teuer, die will man vermeiden. Ja, die ist, das ist abhängig davon. Es gibt diese Kraftwerke, die auf Teilhust fahren. Ja. Und wenn es jetzt viel Abweichung gibt, jetzt nehmen wir mal an, es tut nur, es gibt nur ein Bilanzkreis, der eine Abweichung verursacht. Ja. Dann muss er, ich fahre einfach, ist es stark, dann muss er für die letzte Woche quasi, wenn es die ganze Woche nur ein Bilanzkreis gab, der für die Abweichung, für die Regelleistung verantwortlich war, dann muss er diese Woche an Regelleistung bezahlen. Ja. Und wenn es irgendwie 500 Bilanzkreise gibt, wenn sie verantwortlich waren, dann wäre die eingesetzte Regelleistung, je nachdem, wie viel verantwortlich war, dafür aufgeteilt auf diese 500 Bilanzkreise. Ja. Da tue ich mir jetzt schwer, Zahlen zu nennen, ja, da tue ich mir jetzt recht schwer. Da gibt es, es gibt verschiedene Produktkategorien, es gibt Primärregelleistung, die muss innerhalb von 30 Sekunden zur Verfügung stehen. Da ist die Vergütung für den Kraftwerksbetreiber ein Leistungspreis. Leistungspreis heißt, er bietet an, zum Beispiel 5 Megawatt, hoch oder runter zu fahren, innerhalb von 30 Sekunden. Da gibt es nur ein Leistungspreis. Dann gibt es Sekundär und Terzieregelleistung, die muss innerhalb von 5 Minuten oder 15 Minuten zur Verfügung stehen. Und da gibt es ein Leistungspreis für die Bereitschaft der Anpassung. Und wenn ich abgerufen werde, wenn wirklich so ein Abruf kommt, dann kriege ich zusätzlichen Arbeitspreis, also die Leistung über den Zeit. Das kann man nicht so, also kann ich jetzt nicht so eine Zahl nennen, das ist recht schwer. Da hinten noch eine Frage. Wetter ist einer der größten Einflüsse, also Wetterprognosen. Und dann zu Sachen wie Feiertage. Hab ich einen Feiertag, hab ich nicht einen Feiertag, hab ich eine Typ-Tage, wo man Vergangenheitsbasiert schauen kann. Aber Wetterprognosen sind wesentliche Einflüsse, Status quo. Genau, wenn ich solche Extreme Fälle habe, also die Frage, ich sag es nochmal für die Aufnahme, die Frage war, was ich dann mache, wenn ich nun signifikant daneben liege, bei meiner Prognose, weil zum Beispiel WM war und historischerweise bei der WM alle extrem viel Strom verbraucht haben, aber jetzt irgendwie war das anders. Wenn das so ist, dann wird einfach viel Regelleistung abgerufen und es sieht man, die Regelleistung, die Regelleistung, die bezahlt wird, die ist oft, zwischen den Jahren, ist die zum Beispiel oft sehr, sehr hoch, weil zwischen den Jahren wenig Industrie am Netz hängt, die Flexibilitäten nutzen kann und weil wir da oft Fotobeltageeinspeisungen haben und weil da einfach, weil da im System, weil da entsprechend keine Flexibilitäten im System sind, die am Markt das Marktbasiert regeln können. Da hinten ist noch eine Frage. Ja. Genau. Genau. Die Frage war, ob denn in Zukunft auch alternative Regelleistungsabringer wie zum Beispiel Elektrofahrzeuge denkbar sind. Ja, das ist so. Es gibt einiges an Arbeiten in dem Bereich. Status quo ist die Bedingung, Regelleistung anzubieten, liegt bei, man muss, also erst mal ein schwieriger Präqualifikationsprozess, man muss das nachweisen, eine Konfigurationsanbindung und lasst Kurven abfahren, muss das nachweisen. Präqualifikation ist schwierig und zudem muss man mindestens 5 Megawatt anbieten können. Das muss ich aufpassen, dass ich nicht lüge. Doch genau 5 Megawatt bei, ja doch, bei Sekundär und Herziher sind es zumindest 5 Megawatt, bei Primär sind es glaube ich 1 Megawatt. Aber also die Größenordnung rum. Man muss eine gewisse Mindestmenge anbieten, aber es gab, es gab vom BMWI, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie vor gefühlt 1,5 Jahren ein sogenanntes Grün- und Weißbuch und da wurde gesagt, wie Sie planen, den Energiemarkt und das Energienetz zu ändern. Ja, und da wurde ganz klar gesagt, man will, also steht sogar wortwörtlich so drin, man will allen Einheiten, die Regelleistung technisch erbringen können, die Möglichkeit geben, das auch zu tun. Status quo ist es direkt nicht möglich, aber es gibt Aggregatoren. Also man muss auf die mindestens 5 Megawatt kommen, wenn man direkt auch Markthandel will, aber es gibt Aggregatoren, zum Beispiel so etwas wie Next-Kraftwerke, virtuelles Kraftwerke, die kuppeln zum Beispiel Blockheizkraftwerke, kuppeln die und dann sagen die, wir haben jetzt ganz viele Blockheizkraftwerke, die einzeln recht leid sind, aber gemeinsam haben wir 5 Megawatt und da können Sie dann Regelleistung mit anbieten und das Status quo gibt. Noch eine Frage? Ja, sehr, sehr guter Punkt. Die Frage ist, wie die Übertragung berücksichtigt wird. Genau, an diesen Stromärkten wird gehandelt, wie wenn Deutschland eine Kupferplatte wäre. Ich speise hier ein, Annahme, ich kann überall ausspeisen. Kupferplatte. Nun müssen große Kraftwerke bis zu einer gewissen Uhrzeit, 14.30 Uhr, dem Übertragungsnetzbetreiber melden, was sie, also ab einer gewissen Größe, wirklich nur große Kraftwerke, was sie einspeisen wollen. Dann tut der Übertragungsnetzbetreiber nach dieser Melde frischt um 14.30 Uhr Simulationen laufen lassen, da gibt es viel Erfahrungswerte ein und schauen, wo es zu Netzengpässen kommen könnte. Wenn es zu Netzengpässen kommt, gibt es einen sogenannten Redispatch. Redispatch heißt zum Beispiel, Kraftwerk im Norden hat gesagt, es will einspeisen, eins im Süden steht still. Dann sagt der Übertragungsnetzbetreiber, hey, meine Netze geben das nicht her, du im Norden bleibst du aus zu der Zeit, du im Süden geh an. Ja, das ist ein Redispatch. Man tut quasi sagen, der oben soll ausbleiben, der unten soll angehen. Bei euch entstehen natürlich Kosten, ganz klar, man muss den da unten bezahlen und den muss man entschädigen, mit dem was er bekommen hätte und diese Kosten zahlen wir letztendlich über die Netzengelde, das wird auf uns umgelegt. Aber die Börse hier, die berücksichtigt erst mal kein Netz. Das Netz kommt nachgelagert. Die Dezentralisierung, die kommt automatisch. Also ich meine, die ganzen Votobelteiganlagen ist schwierig. Man kann nicht wirklich sagen, wie das Energie-Community ist zum Beispiel. So der Gedanke, dass ich quasi meine kleine Community irgendwie 100 Haushalte und ich habe jetzt zu viel Votobelteig auf dem Dach, mein Nachbar zu wenig, dass man dann irgendwie sagt, irgendwelche Mechanismen entwickeln, dass ich direkt mit dem Nachbar Strom austauschen kann und dass ich gar keine übergelagerten Netze brauchen zu zeugen, dass man das effizienter gestalten kann. Aber letztendlich, status quo, das was man heute so sieht ist, die versuchen, Flexibilitäten zu erschließen und damit an so Börsen zu handeln. Also es gibt momentan, ja, so Unternehmen, die versuchen zum Beispiel, also sagen die Stromflatrate zum Beispiel, die sagen, hey, wir bieten euch eine Stromflatrate, eine Stromflatrate. Wenn ihr uns im Gegenzug erlaubt auf euer Elektrofahrzeug die Steuerung zuzugreifen, täglich irgendwie so ein 5-Stunden-Slot oder sowas geben, in dem wir 2 Stunden laden dürfen. Wenn man sowas hergibt, dann nutzen die die Flexibilität und handeln hier. Also die Dezentralität, die ist noch nicht, also sagen wie Blockchain zum Beispiel, das gab es vor einem Monat, von Sonnen und von dem Übertragsnetzbetreiber. Die Info, dass die 6000 Batteriesparcher, die sie schon verbaut haben, über eine Blockchain steuern wollen. Aber ich finde, da ist durchaus eine Frage zu stellen und dass noch mal Blockchain draufstellt, muss ja nicht automatisch gut sein, aber es gibt, muss man sich mal anschauen. Ich habe bei diesem konkreten Blockchain-Fall noch kein richtiges Modell dahinter verstanden und ich hoffe halt mal, dass die was dahinter haben. Die denken sich bestimmt was dabei, aber ja, ich muss mal auch mal ausprobieren. Gut, jetzt haben wir dahinten noch eine Frage. Ja, ja, ich will das nachprüfen. Laut Spezifikation ist die grundlegende Annahme ganz am Anfang der Spezifikation. Das SmartMeter Gateway Administrator ist a fully trusted entity. Jetzt bin ich gerade überlegen, vom Zähler sind die Werte signiert. Die waren dann zum Gateway. Man sagt dem Gateway vertraut man. Das Gateway lief was nach Axtan an SmartMeter Gateway Administrator und der gibt es letztendlich dem Lieferant. Ist die Frage, ob ich bei der Rechnungstellung wirklich sehe, welche Register wie viel Vorsacht haben und ich gehe davon aus, dass das so kommen wird. Ja, also heute, wenn ich ein htnt-Tarif habe, dann kann ich bei meinem Zähler daheim ablesen, ok, ht, habe ich 500 Kilowattstunden verraucht, hnt 200 Kilowattstunden und das kann ich in Zukunft, kann ich auch bei meinem lokalen Zähler die Werte abfragen. Bei meinem lokalen SmartMeter Gateway lokal kann ich die Werte abfragen und das muss ja auch letztendlich auf der Rechnung vom Lieferant stehen. Deswegen würde ich die Frage jetzt mal educated guess, würde ich mal sagen. Ja. Common criteria. Ah, ja, ja. Diese, ich kann sämtliche Kommunikationsprofile, die in der Legt sind, die kann ich mir anschauen. Ja, das kann ich. Das kann ich lokal. Also die Frage war, ob ich überprüfen kann, was denn der SmartMeter Gateway Administrator konfiguriert hat. Ja, und die Antwort ist ja, kann ich, ich kann lokal am SmartMeter Gateway nachschauen, was da konfiguriert ist. Aber nochmal, das ist alles, das ist gerade wirklich, es gibt kein, stattdessen wo kein serftliches SmartMeter Gateway, es gibt acht Stück, die Bilder, die wir gesehen haben, sind von diesen acht Stück, die momentan in der Zertifizierungsphase sind. Jetzt hat hier grad, da noch. Letzt, da gab es Zeitungsberichter, aber ich glaube, das Pausen in den USA, das, ja, ja, das waren, das waren Forscher aus den Niederlanden, die haben gesagt, hey, wir haben hier mal geschaut, was diese digitalen Stromzähler, die ja jetzt nicht mehr mit so einer Ferrari's Prinzip funktionieren, sondern Details weiß ich nicht, sondern elektrotechnisch irgendwie anders funktionieren, und die haben gesagt, in gewissen Fällen messen wir was anderes, als die Anzeigen. Ja, jetzt gibt es kapazitive, induktive Lasten und es, natürlich haben die ganzen Hersteller einen großen Aufschrei veranstaltet. Und ich glaube, so im Nachhinein kann man jetzt sagen, das war so ein künstlich produzierter Fall, welche ist definitiv so, was die gesagt haben, aber kommt im Normalbetrieb nicht vor, dass das so was ist. Also man kann sicherlich, also mit dem Ferrari-Steller kann ich auch mit dem Magnet hingehen und den ein bisschen ablenken, da gibt es ja auch so Sachen. Und es war so in die Richtung, dass man ein bisschen künstlich versucht, das zu beeinflussen. Es klappt in Vorbedingungen, klappt es, aber die Wahrscheinlichkeit, dass das bei einem Haushalt letztendlich irgendwie falsch gemessen wird, die geht gegen, also wirklich gering. Ich weiß nicht, wer zuerst war, ich sag einfach mal, ja. Okay, also die Anmerkung für die Aufnahme noch, die Anmerkung war, dass es durchaus auch Zähler gibt, wo man definitiv ein bisschen was beeinflussen kann. Ich glaube, so kann man es zusammenfassen, oder? Ja. Ja, aber genau, ich habe es auch leicht in die Richtung verstanden, aber ich glaube, das ist halt was, klar kann man beeinflussen, aber wenn man normale Laschen dran hat, wie man sie in so einem Haushalt hat, dann so war mein Verständnis kommt so was mit den Zählern, die es auf dem Markt gibt, in aller Regel nicht vor. Also ich möchte jetzt hier keine Hersteller von Zählern irgendwie schön reden, aber das ist mal mein Verständnis, ja. Ja. Ja, quasi nicht normale Laschen, also immer, ja, wenn der nicht verabschiedet ist, kommt Übernetz rein, also alles, was uns nicht verabschiedet ist. Okay, ja. Okay, okay, ja. Gut, da fehlt mir das elektrotechnische Verständnis dahin, aber ja. Also eigentlich, sobald die beiden sind verbraucht oder verabschiedet, ist das nicht so einfach. Da kann ich jetzt nicht zu sagen, wie das rechtlich ausschaut, aber ja, ja. Also klar, man kann natürlich mit Konzentroern und Widerständen, da kann man natürlich schon Szenarien hinbiegen, ja, und also ist natürlich durchaus ein berechtigter Einwand, dass man sich so was mal anschaut, ja. Also da gibt es ja genau, da gab es ja vor zwei Monaten eben so ein Paper, die wir mal anschauen. Aber was ich dann so im Nachgang ein bisschen mitbekommen habe in der Diskussion, ja, das ging dann irgendwie unter, aber ein sehr berechtiger Einwand, finde ich gut. Ja, bitte. Ja, Frage, ob es sehr teuer ist, wenn der Strom am falschen Ort produziert wird. Ja, ja, ja, ja. Genau, da gab es ja auch wirklich große Diskussionen, nach dem Auto oben im Norden erzeugen wir extrem viel Windstrom, da irgendwie herunterkommen muss und da gibt es ja auch, ja, da gab es ja Riesendiskussionen auf politischer Ebene, dass da Netze ausgebroitet werden müssen. Ja, aber letztendlich ist das eine, ja, das Energiegesetz, die Energiegesetze muss man sagen, das sind wirklich extrem umfangreiche Sachen und letztendlich ist das eine Sache der Regulatorik. Es ist schwierig in diesem Energiebereich, das Ganze komplett rein marktbasiert nach und zu wollen, weil es sehr viel dahinter hängt. Es müssen Zickparteien sich an was, auf was einigen und also man sieht ja, wenn man irgendwie Schnittstellen definiert, wie schwierig das teilweise ist, und also hier hat man halt wirklich, also die Übertragungsnetzbetreiber, in ganz Konzentraleuropa, die haben sich, die spielen zusammen, ja, und da ist ganz viel Regulatorik dahinter und ja, letztendlich setzt die Regulatorik der Rahmenbedingungen und status quo in Vergangenheit war die Rahmenbedingung. Jeder, der eine Photovoltaikanlage aufs Dach machen will, darf das und ja, wir bauen im Norden Windkrafträder hin und wir sorgen dafür, dass die Netze ausgebaut werden, ja, status quo gibt es da regulatorische Rahmenbedingungen und der Markt bewegt sich in diesen Rahmenbedingungen. Das muss die Politik entscheiden, ja. Gut, ich war noch gar nicht fertig mit dem Vortrag, ich weiß gar nicht, wenn wir dazu kommen sind, was wir gemacht haben, ich kann ja mal weiter machen und wenn ich zu viel überziehe, hör ich auf, ja. Gut, Flugation an Stromärgen, ja, bedarf zur Steuerung, vielleicht kann ich noch kurz ein bisschen, wenn es notiert, aber die Steuerungsmöglichkeiten heute erklären. Also es gibt heute schon Steuerungsmöglichkeiten. Im Prinzip gibt es die 4, die uns als Endkunden, jetzt mal in Großkraftwerke ausgesehen, betreffen. Ein Glasiker ist die Lastverschiebung mit Nachtspeicherheizung. Wie gesagt, ein Zähler mit 2 Registern, das passiert auf dem Prinzip, dass nachts das Strom günstiger ist, weil einfach, das ist derweise, traditionell die Kraftwerke laufen und tagsüber viel bedarf, und nachts fährt man die nicht komplett runter, hat man über ein Gebot nachts. Gut, das passiert auf einem Wunschsteu-Signal, welches, ja, ermittelt so, jetzt fängt die Enttäteriefphase an. Ja, und dann ermittelt die Speicherheizung in der Regel, basierend auf einem Außentemperatur-Sensor, den Wärmebedarf für den nächsten Tag, der die Speicherheizung voll und dann bedarfsgerecht wird am nächsten Tag die Speicherheizung entladen und die Wärme abgegeben. So ist es bei nachtspeicherheizung. Dann gibt es Lastverschiebung mit Wärmepumpen. Basiert auf dem Prinzip günstiger Strom für Wärmepumpen und nur Wärmepumpen, sprich man braucht ein extra Zähler für die Wärmepumpe, kurzer Background, Wärmepumpen sind Geräte, die Strom brauchen, Wärme erzeugen und das ganze unter der Bedingung, Umweltwärme zu nutzen, zum Beispiel Wärme aus dem R-Dreich oder Wärmere Luft, Prozesswärme, irgendwas. Gut, das passiert auf dem Prinzip, der Netzbetreiber, nicht der Differant, der Netzbetreiber, geringere Netzengelde will, aber als Gegenleistung muss man ihm dafür erlauben, innerhalb von 24 Stunden, 3-mal 2 Stunden diese Wärmepumpe abzuschalten. Kann man sich frei dafür entscheiden, also steht jedem frei. Wenn man das macht, muss man dafür sorgen, dass der Pufersprecher entsprechend groß genug ist, dass man so in 2 Stunden Ausschaltzeit jederzeit überstehen kann. Und dann muss man natürlich immer entsprechend genug Wärmeenergie im Speicher haben, dass man das überprüfen kann. Die Bedingung dahinter ist auch, zwischen 2 Stunden abschalten muss auch mindestens 2 Stunden kein Abschalten erfolgen. Es ist auch oft so, das sagt das Energiewirtschaftsgesetz, ich glaube Energiewirtschaftsgesetz ist das und es ist auch oft so, dass Stadtwerke hier nur eine halbe Stunde was abrufen. Und sehr oft auch wirklich fix konfiguriert. Es gibt es auch. Das machen Stadtwerke für sich. Stadtwerke Karlsruhe, Stadtwerke Mannheim sind verschiedene Sachen, oft ist auch einfach fix konfiguriert. Zwischen der an der Uhrzeit möchten wir, dass eure Wärmpunk aussehen. Oder es kommt eben immer so ein Rundsteuer-Signal. Einspeise-Management mit erneuerbaren Energieanlagen. Laut EEG-Gesetz, ein paar Kraft-14, müssen EE-Anlagen, sprich PV, Wind und Biogas, sowie Kraft-Wärme-Kupplungsanlagen, sprich Blockheitskraftwerke, die im Haus stehen, in 3 Schaltstufen gedrüsselt werden können. 70, 30, 0%. Ja, das ganze gilt für Anlagen über 100 Kilowatt, außer bei PV. Da gilt schon für über 30 Kilowatt. Hier gibt es eine kleine Ausnahme. Wenn man jetzt über 30 Kilowatt ist, kann man sagen, okay, ich garantiere, dass ich nie mehr als 70% meiner Leistung einspeise, weil ich das selbst verbrauche. Dann kann man das Ding da weglassen. Gut, entgangene Gewinne, die der Anlagenbetreiber dadurch hat, seien wir letztendlich über die Netvenutzungsengelde wieder. Gut, ja, das sind bisherige Steuerungsmöglichkeiten, die wir status quo, das gibt es draußen in der Praxis, heute haben. Wie ist das heute realisiert, ohne SmartMeter Gateway? Grundsteuertechnisch gibt es 2 Varianten. Einmal die Variante, Amplitutenmodulation der Netspannung und einmal die Variante über Langwehnfunk. Amplitutenmodulation der Netspannung ist letztendlich eine Überlagung für die Nutzfrequenz mit einem Signal in der Größenordnung Tonmäßig, also 110 bis 2 Kilohertz. 110 Hertz bis 2 Kilohertz. Die Amplitute hat 1-8% der Netspannung. Dann habe ich hier so dargestellt, einmal die Nutzfrequenz und dann das aufmodilierte Signal und dann eben so was da unten. Die Rundsteuertelegramme, die darf es sendet werden, die sind abhängig vom System, das verwendet wird. Es gibt verschiedene Hersteller, Siemens, ABB etc. Ich weiß nicht, ob Siemens auch hat, aber AB hat auf jeden Fall. Es gibt verschiedene Hersteller, die haben verschiedene Datagramme. So ein Datagramm hat im Bereich von Bits, also 2, 3, 4, 5 Bits, so die Größenordnung herum. Und so was geht, senden dauert im Bereich von Sekunden bis längeres Datagramm auch vielleicht wirklich Minuten. Hier habe ich jetzt mal ein Datagramm abgebildet. Das ist das, was letztendlich auf die Frequenz aufmoduliert wird. Man sieht, da können wir mal mit wenigen Bits verschiedene Funktionen definieren. Funktion 038 und dann kann man auch noch ein bisschen Adressgruppen spezifizieren. Dann gibt es ein Rundsteuerempfänger bei mir im Haus, zum Beispiel an meiner Photovoltaikanlage. Der ist konfiguriert, dass er auf Gruppe 80 reagiert. Gruppe 80 ist dann irgendwie alle Photovoltaikanlagen im Element. Und wenn ich jetzt technisch so ein Signal erzeugen will, brauche ich ein Umrichter. Es ist irgendein elektrotechnisches Teil, welches mir eine gewisse Frequenz in einer gewissen Spannung erzeugt. Und dann brauche ich ein Transformator zur Ankupplung dieses Signals in das vorhandene Netz. Literatur habe ich mal ein bisschen nachgelesen. Die sagt, wenn ich dann so ein Verteinetz erreichen will, dann brauche ich eine Sendeleistung von 10 Kilowatt bis 1 Megawatt. Weil das Signal, das dämpft einfach über das Netz. Und jetzt mehr ich einspeise, desto mehr erreicht das. Was jetzt hier wahrscheinlich als Frage kommen wird, wie es denn mit Sicherheit dahinter aussieht, also da wird kein TLS-Massoil übertragen, kann man sich denken. Ja, gibt es nicht Sicherheit. Das ist wirklich der Hardwareaufwand. Und man muss halt auch immer ein bisschen das Angriffsmodell im Kopf haben, wenn man jetzt so überlegt, was man da groß machen kann. Man kann halt in einem Netzsegment abschalten, in einem Netzsegment. Wenn man denn da hardwaremäßig einen Aufwand betreibt. Genau. Ja, was noch interessant ist, Straßenlaternen werden auch über das Signal geschaltet. Ja, ich kann mir auch mal ein bisschen... Ja. Gut. Das ist das klassische zum Beispiel Kalsruhe Stadtwerke. Haben das verwendet bis letztes Jahr. Die haben jetzt aber letztes Jahr, wie ich gestern per Zufall gefunden, umgestellt auf Funk-Rundsteuertechnik in der Langwellen-Funk ist das. Frequenz, so circa 130 Kilohertz. Da gibt es zwei Sender in Deutschland. Einmal oben bei Frankfurt und einmal, nicht was, bei Frankfurt unten und bei Magdeburg oben. Und die zwei Sender decken ganz Deutschland ab. Ja, und was hier noch ein bisschen anders ist, das ist eine Assyngonität zwischen Senden und realisierend gibt. Da haben die entsprechenden Rundfunk-Empfänger, die haben in der Regel so eine Uhr drin. Und in dem Datagramm steckt halt drin, dieser Befehl führe aus und zu der Uhrzeit. Gut, das ist ein Betreiber dahinter, europäische Funk-Rundsteuerung GmbH und die will eine gewisse Gebühr pro Empfänger, wenn die sonst Signal übermittelt. Karlsruhe haben die Stadtwerke letztes Jahr auf das umgestellt. Aber also Rundsteuertechnik über Amplitudenmodulationen ist auch noch Gang und Gebe im Status quo. Ja, ich habe mal gegoogelt. Ich weiß nicht, ob es verlässlich ist, hat nichts, war mehr so vorumsmäßig, aber größtenordnungsmäßig, hat es da gehießen ein paar Quellen und das ist eine Euro, muss man bezahlen pro Monat, pro Empfänger, wenn man diesen Dienst in Anspruch nehmen möchte. Gut, Nachteil der Rundsteuertechnik. Ja, jetzt haben wir das Smart-Meter-Gateway gesehen, was das so alles kann. Jetzt sehen wir hier ein bisschen, was das kann, was das nicht kann. Ja, ganz klar, niedrige Übertragungsraten. Einige Bits pro Sekunde. Also wirklich ist nicht viel, man kann mal darüber nicht schauen. Ja, übliche Laufzeiten sind halt so circa pro Datagramm fünf Sekunden bis, ja, fünf Minuten. Also wirklich so, Sekunden bis Minutenbrei, je nach Länge, also fünf Minuten war schon extrem lang. Es gibt keinen Rückkanal, es ist auch tatsächlich so, das Verteilnitzbetreiber nicht wissen, ob ihr Signal ankam und wenn es ankam, dann wissen sie nicht direkt, ob der Befehl realisiert wurde, ob die BVNAG abgeschalten wurde, nicht wissen sie nicht. Sie senden einfach mal raus und hoffen, dass das gut ist. Und es ist nur eine grobgranulare Schaltung möglich. Wie gesagt, Stadosco spricht man ganzes Verteilnitz an, also über so eine groben Schaltung irgendwie, konfiguriert grob so und so, reagiert nur auf das und das. Aber also einzeln, klar, man kann das natürlich realisieren, aber natürlich auch nur begrenzt, also es ist kein IPv6, also IPv6 ist wahrscheinlich signalifikant länger als das ganze Datagramm, ja. Gut, ja, und sicher hat es mir nicht gesagt, bereits gesagt, gibt es keine, man weiß natürlich, also man kann das mithören, also das ist ja zwei Kilohertz, das ist ja sogar Ton, was man hört auch, kann man sich angucken ja, kann es einfach replaymäßig, wenn man entsprechend der Hardware hat, also sein Umrichter und ein Ankuppler, kann man das entsprechend auch einfach rausschicken, ja. Also Security dahinter ist halt erstmal, man weiß nicht, was da genau verschickt wird, weil klar, scheinen wir nicht auf der Webpage, aber, ja, kann man rauskriegen. Gut, ja, dann habe ich jetzt gezeigt, SmartMeter Gateway, was so ein bisschen die Grundlagen dafür sind, wie das auch historiell aussieht, was für Daten ausgegeben werden müssen, und dann habe ich versucht ja, warum. Also man, ich finde es immer schwierig, gerade in der Presse, die ist man oft, Daten werden rausgegeben, so und so genau wird es erfasst, aber, ja, ich habe ein bisschen versucht, die, ja, Energietechnis zu zeigen, was da dahinter steckt. Ich muss überhaupt nicht schön reden, aber, ja. Gut, Zusammenfassung, ja, Energiewende, ganz klar bringt neue Herausforderungen für bereits existierende Stromnetz, wir haben eine hohe Fluktuation-Unsicherheit, jetzt auch auf Angebotsseite, wir haben heute 30% erneuerbare Daten, wir haben eine Detonation der Zeugung, Einspeisung unten, nicht nur oben, große Kraftwerke, also ein Tankkraftwerk hat ein Gigawatt, also eine BV-Nage hat irgendwie 5 Watt, da braucht man ein paar, und es gibt auch halt wirklich viel. Ja, der deutsche SmartMetering- Ansatz ist, wenn man ins Ausland schaut, ja, also wir haben auch in der EU am nächsten gebraucht, und ist, also einfach, also der deutsche Ansatz, eine riesen Spezifikation schreibt voran SmartMeter Gateway-Rollout nach Gruppen, also die Daten basiert, man sagt die, die irgendwie netzrelevant sind, brauchen sie ein Ding, die andere nicht, normale Haushalte nicht, wenn jetzt allerdings ein Elektroauto in der Zukunft und Elektroheizung, dann vielleicht schon, ja, ja, und die Anforderungen in Datensicherheit, ja, also natürlich muss man das Gritte sehen, aber verglichen mit dem, was man in anderen Ländern sieht, also die Anforderungen in Datensicherheit extrem hoch, ja, als nur USA zum Beispiel, da ist so ein bisschen die Diskussion gerade andersrum, da gibt's gerade, die gehen zum Referanten-Netzbetreiber, und da gibt's also die Diskussion, ob man die jetzt überhaupt dem Hausbewohner zur Fügung stellen soll, also das sagen gibt's auch nicht, ja, ja, man kann sagen, aus Sicht des Energiesystems, klar, es gibt Akteure, Netzbetreiber, haben wir gesehen, die haben ganz klare Interessen, Referanten haben Interessen, die haben natürlich große Interessen für sich, aber man kann schon sagen, dass man damit das System effizienter auch zurückfällt, die Kosten, die man durch die effizientere Koordination erreichen kann, ja, aber trotzdem muss man das natürlich extremst grittig sehen, also ich würde das jetzt überhaupt nicht, ja, also man kann das durchaus in Frage stellen, wo man jetzt wirklich alle Verbraucher schon mit 10 ab 10 Kilowatt Stunden pro Jahr oder Daten rausgeben muss, klar, wir haben da einen großen Wechsel im Energiesystem, aber es ist eine schwierige Diskussion, es gibt viele Akteure, also es gibt Betragungsnetz, Verteilnetz, Lieferant und ja, aber man kann sagen, dass der deutsche Ansatz zumindest, wenn man ins Ausland schaut, können wir da, was Datensicherheit angeht, ein Stück weit schon stolz sein, ja, gut, aber letzter Satz, ein sehr umfangreiches System mit sehr, sehr viel Potenzial, Dinge falsch zu tun, also ich meine, muss ich nur die PKI angucken und also es ist wirklich ein umfangreiches Ding, ne, also wenn mal ein Zähler ein Zertifikat hat und dann Publikier draufsteht auf dem Zähler, dann ich kenne, oh, ja, gut, und damit würde ich gerne, ja, abstehen, danke. Ja, wenn es noch Fragen gibt, ich sehe schon eine, dann werden wir gerne noch ein bisschen reden. Wie ist es so mit den Finanzern anreizt, dass es jemals auf den Aus, wir sind es bei der Zukunft und seit jeder ist das irgendwie smart. Ja, ja, also ich habe ja schon gesagt, es ist extrem viel regulatorik dahinter und die regulatorik spricht da immer von diskriminierungsfrei. Die sagt immer diskriminierungsfreier Zugang, diskriminierungsfreie Steuerung und man versucht schon den kleinen Einheiten unten, die versucht man schon rechtlich gut hinzustellen, zum Beispiel bei PV-Anlagendrüsselung. Da werden, müssen, das muss die letzte Stufe sein, die ergriffen nicht vom Netzbetreiber, da muss immer erst die großen Kraftwerke regeln, dann muss er PV-Anlagen über 100 Kilowatt, sprich große, die es gewerblich machen und dann erst, wenn es wirklich nicht mal anders geht, die PV-Anlagen auf dem Dach von dir daheim auf deinem Haus drüsseln, ja. Also diskriminierungsfreier Zugang ist da immer ein ganz großes Thema und geht auch schon Richtung, dass man versucht den kleinen Mann unten gut hinzustellen, ja. Okay. Ja, bitte. Es gab letztes Jahr auch einen Drogenbahn auf dem Source Magnita, das auch natürlich noch zertifiziert ist. Weißt du, ob das mittlerweile auch da reinwünscht ist, zu zertifizieren? Nee, also ist nicht, also ich habe mir die 8, die in der Warteschlange sind, angeschaut und wäre mir aufgefallen. Deswegen sage ich jetzt einfach mal, nee, ist da nicht drin, der Zertifizierung, aber ist natürlich ein sehr, sehr interessanter Ansatz, dass man versucht damals, um sourcemäßig zu machen. Das ist ein sehr, sehr sinnvoller und guter Ansatz, finde ich, ja. Bitte. Mir ist denn auch Chancen-Ansätze für eine quasi Smartproker, dass dann, wo dann auch ein Verbrauchermarkt gebündelt werden könnte, auch gerade unter diesem Bereich, unter dem Mindestbereich. Ja, Blockheitskraftwerke, genau. Genau. Ja, also das gibt es heute schon, ich habe vorhin kurz dieses Beispiel, also das nennt man Stichwort, Flexibilitätsaggregatoren, ein prominentes Beispiel, die waren mit unter die ersten auf dem Markt, sind Next-Kraftwerke, die sagen eben, hey, wir aggregieren Blockheitskraftwerke über Deutschland verteilt, also quasi nicht eine große Anlage, wir sind irgendwie hunderte Anlagen und wir steuern die. Aber letztendlich steckt da auch, was man heute auf dem Markt hat, steckt da auch eine zentrale Steuerung dahinter. Dann gibt es dann zentrale Entstands, die an diese 100 verteilte Blockheitskraftwerke was schickt. Ja, also es ist nicht wirklich, es ist schon ein bisschen natürlich, versucht man den Endverbraucher, den Endkunden unten mit einzubinden, aber status quo letztendlich ist es doch ein Unternehmen, das Aggregatoren agiert und zentral schenktlich steuert und durch diese zentrale Steuerung am Markt teilnimmt. Aber so Sachen wie diese Blockchain-Geschichte, das geht ja schon ein bisschen in die Richtung, dass man versucht wirklich Entscheidungen dezentral zu treffen und ohne eine zentrale Kontrollentstand ist aber halt immer auch schwierig, weil wir haben, wie gesagt, also Angebot, Nachfrage muss jederzeit ausgeglichen sein, man braucht Regulatorik dafür, man braucht diese Dienstleistung, wenn nicht jemand dazu verpflichtet wird, um etwas zu tun, dann macht er das nicht. Also ich kann jetzt hier ganz, ganz viel Strom ziehen und kann damit das Netz in die Knie zwingen, wenn es dann nicht eine fixe Regulatorik drüber gibt, die sagt, du darfst das nicht machen, dann ist das natürlich schwierig. Und deswegen, dass die Regulatorik ist dann eine ganz, ganz große Hürde. Also ich möchte nochmal kurz betonen, also wirklich diese Energieregulatorik, das ist wirklich, ich habe mal einen Vergleich gesehen mit Paragrafen in STGB und BGB und was es an Energieregulatorik gibt und das ist wirklich extremst umfangreich. Und das ist wirklich, ja, da muss man, ja, das ist eine große Hürde, die ich auch sehe. Bitte. Ja, kurz überlegen. Ja, das Status quo ist tatsächlich so, aber das ist auch regulatorisch aktuell im Umsprung. Status quo ist es so, dass tatsächlich regulatorisch jedes einzelne Blockheizkraftwerk vom Übertragungsnetzbetreiber abgenommen werden muss. Also jedes Blockheizkraftwerk muss eine Prä-Qualifikation durchlaufen, hat einen eigenen Zähler dran und das muss abgenommen werden, ja. Also das ist wirklich ein Mächtelnbetreiber, ich habe so einen von uns wirklichen Stand, sagt man, okay, da gibt es ein Mächtelnbetreiber, da misst und gibt uns die Werte und dann können wir sagen, ob da was geliefert wurde oder nicht, ja. Status quo ist das einfach, ja, vorgeschrieben und wird so gemacht. Und das ist ein Rägelastungsmarkt, das sind ja bisher konventionelle Kraftwerke, Großkraftwerke, die jetzt abgeschaltet werden sollen und es gibt ganz klar die Bemühungen, dass man auch alternative Regelastungsabbringer ins Netz lässt. Gut, dann sehe ich keine Fragen mehr, dann bedanke ich mich nochmal und ja, weiter noch eine schöne GPN.