In der StromVV 2017, gültig ab 1.1.2018 steht in Art. 8a zu den „Intelligenten Messsystemen“:
1 Für das Messwesen und die Informationsprozesse sind bei Endverbrauchern, Erzeugungsanlagen und Speichern intelligente Messsysteme einzusetzen. Diese bestehen aus folgenden Elementen:
…
3. Schnittstellen aufweist, insbesondere … und eine andere für den betroffenen Endverbraucher, Erzeuger oder Speicherbetreiber, die ihm mindestens ermöglicht, Messwerte im Moment ihrer Erfassung sowie … abzurufen, …
Viele wären bestimmt dankbar, wenn diese Schittstelle gut dokumentiert und normiert zur Verfügung stehen würde. Aktuell scheinen Elektriker noch keine Informationen der EVU dazu erhalten zu haben. Der Einbau eines zusätzlichen privaten Zählers ist dem Umsatz der Volkswirtschaft bestimmt förderlich, scheint aber ökonomisch wenig sinnvoll. Auch eine direkte Nachfrage beim Kundendienst eines EVU ist bisher nur mit „wir haben Ihre Frage intern weitergeleitet“ beantwortet worden.
Nutzt jemand bereits diese Kundenschnittstelle?
(Die StomVV ist ja bereits seit 2 Jahren in Kraft)
Nun, der Gesetzgeber verlangt ja von den Versorgern auch, dass sie Solarstrom entgegennehmen müssen, zahlen brauchen sie dafür nicht. Trotzdem wollen sie nicht nur an unserem eingespeisten sauberen Solarstrom mindestens 500% verdienen, sondern an überteuerten Zusatzgeräten -und Dienstleistungen. Die Zähler sind bereits für solche Signale eingerichtet, aber gem. BKW könne ein Zusatzadapter erworben werden, um diese Signale privat weiterverarbeiten zu können. Es wurde mir ein Preis von rund 150 CHF genannt.
Ich betreibe jedoch einen privaten Bi-Zähler mit Stromwandlern dafür. Dieser hat Modbus-Ausgang, sowie S0 import und S0 export.
einstein0
Modernere Zähler sog. Smart-Meter sind sogar in der Lage durch Fernabschaltung den Verbraucher vom Netzanschluss zu trennen. Doch in der Schweiz haben die Versorger einen Versorgungsauftrag und dieses Vorgehen wird in weiten Kreisen kritisiert: https://de.wikipedia.org/wiki/Intelligenter_Zähler#Kritik
einstein0
Bei Energiezählern von L+G wird offenbar eine ziemlich archaische physikalische Schnittstelle via Mbus mit 2400 Baud und weiteren Protokollen von den EVU angeboten. Dokumentation ist nahezu inexistent. Ein separates smart-me Gerät kann in Absprache mit dem EVU angeschlossen werden um einige Zählerwerte mit einer Frequenz von 0.0167 Hz via smart-me Cloud auf eine Handyapp zu bringen.
Elster Zähler bieten hingegen eine DSMR Schnittstelle, die sogar eine Speisung von 5V und max. 250 mA bietet, womit auch ein WiFi Adapter betrieben werden könnte. Die DSMR Spez. ist vom niederländischen Regulator detailliert beschrieben und als zwingend für alle Smartmeter Lieferanten für NL vorgeschrieben worden. Version 5.0.2 der DSMR Spez. (vom 26. 2. 2016) fordert eine Aktualisierungsrate von 1 Hz bei einer Baudrate von 115200. Diese kundenfreundlichen, standardisierten, liberalen und öffentlich publizierten NL Anforderungen hatten recht positive Auswirkungen auf die Entwicklung des NL Marktes und verschiedener nützlicher Anwendungen. Einige NL Nachbarländer haben diese Schnittstelle ebenfalls adoptiert.
Beide dieser Schnittstellen erlauben leider keinen selektiven Abruf der Daten wie in der StromVV explizit gefordert. Das EVU kann hingegen ein Profil definieren, welche Daten periodisch über diese Schnittstellen ausgegeben werden.
Auf Nachfrage wurde mir von einem EVU mitgeteilt, dass die übrigen erforderlichen Daten gemäss StromVV, wie die reaktive Leistung oder die Lastgänge, nur über die zusätzliche bidirektionale optische Schnittstelle (DLMS) abgerufen werden könnten. Dies mit einer obskuren Begründung, dass die StromVV nicht verlange, dass alle Daten nur über eine einzige Kunden-Schnittstelle abgerufen werden können müssen.
Der Bundesrat und die Energiekommissionen von NR + SR sollten sich m. E. bei dieser Lage überlegen, ob es wirklich ökonomisch sinnvoll ist, die extrem liberale Haltung in dieser Sache alleine dem Markt und den Gerichten zu überlassen?
Das StromVG soll ja nun demnächst endlich nochmals revidiert werden.
Das Walliser EVU EnBAG hat die Kundenschnittstelle und die mit max 0.2 Hz gelieferten Daten seiner L&G E450 Smartmeter hier publiziert (Bravo!):
Die Hürden zu deren Nutzung sind jedoch so hoch, dass ein durchschnittlicher Kunde dies kaum alleine schafft:
Wünscht der Kunde die Aktivierung der Schnittstelle, so wird sie aktiviert.
Ein kryptografischer Schutz gewährleistet die Privatsphäre und Echtheit der Daten.
Die Datenübertragung erfolgt mittels DLMS/COSEM.
Die Spezifikationen mit Angabe der Kommunikationsebenen, des Sicherheitskonzeptes und der Zugangsberechtigungen sind mit der Unterzeichnung eines NDA (non-disclosure agreement) bei der L&G erhältlich.
L&G stellt Interessierten für Eigenentwicklungen zur Nutzung der Schnittstelle weitere Informationen zur Verfügung und bietet Support an.
Dass ein NDA unterzeichnet werden muss, um Zugang zu seinen eigenen Daten zu erlangen, erfüllt wohl kaum den Willen der Legislative sowie von Art 8a der StromVV 2017. Wäre es nicht die Pflicht des EVU, mindestens die vollständige Spezifikation seiner Kundenschnittstelle den Kunden auch zur Verfügung zu stellen?
Solche Schnittstellendokumentationen gehören öffentlich zugänglich publiziert, wie dies der NL Regulator mit der kundenfreundlichen DSMR P1 Spezifikation seit vielen Jahren exzellent praktiziert.
Durch diesen produktiven offenen Austausch unter den Teilnehmenden konnten einige relevante Informationen zusammen getragen und Unklarheiten präzisiert werden.
Die Smartmeter CII Landschaft in der Schweiz ist damit ein Stück transparenter geworden. Dank an opendata.ch und die EKZ.
Ein interessanter Bericht zum eben gestarteten Smartmeter Rollout in Deutschland.
Eine lokale Kundenschnittstelle ist darin jedoch nicht erwähnt, obschon sie auch in DE Pflicht ist. Interessant ist jedoch die Aussage, dass eine „sekundenscharfe Messung für zukünftigen Börenbetrieb“ erforderlich sei um neue Nutzungen zu erschliessen.
Hallo
bin hier neu im Forum. Habe vor kurzen meine PV Anlage in betrieb genommen und wollte den E450 in mein Openhab einbinden um den Eigenverbrauch zu optimieren.
Mein Email verkehr mit der AEW zeigt doch sehr deutlich das heute die Verteilneztbetreiber den sicheren und einfachen Zugang zu den Daten für Kunden nicht gewährleisten können.
AEW hat mit bis heute noch keinen Zugang auf die optische Schnittstelle geben können.
Mein folgender Versuch zeigt das mein Lesegerät mit dem Zähler kommuniziert aber dann nichts mehr gesendet wird. Mein Versuch ist geht davon aus das der öffentliche Zugriff kein passwort benötigt
python3 main.py -S /dev/ttyF1 -t Verbose
gurux_dlms version: 1.0.102
gurux_net version: 1.0.17
gurux_serial version: 1.0.15
Authentication: Authentication.NONE
ClientAddress: 0x10
ServerAddress: 0x1
Standard: Standard.DLMS
TX: 16:52:06 7E A0 07 03 21 93 0F 01 7E
RX: 16:52:06 FC 7E A0 20 21 03 73 73 98 81 80 14 05 02 00 80 06 02 00 80 07 04 00 00 00 01 08 04 00 00 00 01 CE 6A 7E
TX: 16:52:06 7E A0 2B 03 21 10 FB AF E6 E6 00 60 1D A1 09 06 07 60 85 74 05 08 01 01 BE 10 04 0E 01 00 00 00 06 5F 1F 04 00 00 1E 5D FF FF B3 E2 7E
RX: 16:52:06 7E A0 1B F7 F7 E0 3E F3 FC FE FC F8 FE C6 FF B3 E2 FF 7E A0 37 21 03 30 6C 7C E6 E7 00 61 29 A1 09 06 07 60 85 74 05 08 01 01 A2 03 02 01 00 A3 05 A1 03 02 01 00 BE 10 04 0E 08 00 06 5F 1F 04 00 00 12 14 17 70 00 07 C4 A0 7E
TX: 16:52:06 7E A0 19 03 21 32 6F D8 E6 E6 00 C0 01 C1 00 0F 00 00 28 00 00 FF 02 00 91 53 7E
Data send failed. Try to resend 1/3
Data send failed. Try to resend 2/3
Die empfangen Daten lassen sich aber nicht in ein DMLS Format umwandeln. Daher gehe ich davon aus das sie verschlüsselt sind
Hat die AEW inzwischen die erforderliche Dokumentation zu den unbekannten Parametern der Datenformate + Protokolle inkl. der Verschlüsselungskeys geliefert?
In der StromVV 2021 steht ja neu unter Art 8a, Abs 1bis:
Der Netzbetreiber muss dem Endverbraucher, Erzeuger oder Speicherbetreiber auf Anfrage die technischen Spezifikationen der Schnittstellen seines Elektrizitätszählers bekanntgeben.
Für andere Smartmeter des Typs Elster oder Iskra mit einer DSMR-P1 Schnittstelle gibt es kostengünstige (< 50 Fr), Adapter zum einfachen Einstecken, um die erhobenen Messdaten mit einer Frequenz von bis zu 0.5 Hz zuverlässig via MQTT über eine drahtlose Verbindung via ein lokales WiFi-Netz zu übertragen. Diese Daten lassen sich visualisieren oder zur PV-dienlichen Steuerung lokaler Lasten durch einen WiFi-Schalter (z.B. Shelly) nutzen. Sehr praktisch ist, dass dieser Adapter über die P1-Schnittstelle des Smartmeters auch gleich mit Energie versorgt wird, weil in der unmittelbaren Nähe des Smartmeters ohne Elektrikerauftrag häufig keine Energiequelle verfügbar ist. Der gPlug hat auch komfortabel Platz unter der Abdeckung eines Elster Smartmeters (hinter einer allfälligen Mobilfunk-Antenne). Im folgenden Bild ist der gPlug unterhalb angebracht worden.
Solche gPlug-Adapter können von der Gantrisch Energie AG erworben werden.
ich habe ein ähnliches Problem mit meinem Netzbetreiber.
Mit der Installation meiner PV-Anlage im letzten Jahr wurde ein neuer L&G E450 Smart Meter installiert.
Ich versucht seit über einem halben Jahr erfolglos, von meinem Netzbetreiber Zugang zu den Messdaten zu bekommen. Die optische IR-Schnittstelle ist deaktiviert und die kabelgebundene Schnittstelle plombiert. Der Betreiber weigert sich, eine Schnittstelle zur Verfügung zu stellen, mit der Begründung der fehlenden Verwaltbarkeit er Schnittstellenfreigabe in seinen IT-Systemen und dem Datenschutz :-D. Aktuell stellen sie bis Ende 2021 eine Lösung in Aussicht.
So wie ich die revidierte/konkretisierte Strom VV 2021 verstehe, muss der Versorge bei geeignetem Smart Meter (und das ist der E450 in jedem Fall) heute schon gem. der Verordnung Zugriff auf die Messdaten bereitstellen.
Die gesetzlichen Mindestanforderungen sehen derzeit vor, dass jedes intelligente Messsystem eine
Schnittstelle aufweist, die es dem Endverbraucher, Erzeuger oder Speicherbetreiber ermöglicht, seine
Messwerte, einschliesslich der 15-minütigen Lastgangwerte, im Moment ihrer Erfassung abzurufen
(Art. 8a Abs. 1 Bst. a Ziff. 3 StromVV). Weiter ist vorgesehen, dass dem Messkunden die Messdaten
verständlich dargestellt werden müssen (Art. 8a Abs. 2 Bst. c StromVV).
Blockquote
(aus: Erläuternder Bericht zur Revision er Strom VV)
Daher:
Kann ich den Energieversorger irgendwie „zwingen“, mir den Datenzugriff zu ermöglichen?
Kann ich das irgendwo „eskalieren“, bzw. mir Unterstützung bei der Durchsetzung holen?
Letzthin kam sogar der (maskierte) Zählerableser zu uns. Ich erklärte ihm, wir hätten seit 2019 fernauslesbare Zähler, es gebe hier für ihn nichts mehr zu tun.
Er bekam also von den BKW nicht einmal diese Info, geschweige denn würde ich versuchen die Daten des Zweirichtungszählers zu verlangen.
Ich hatte ein eigenes Messystem installiert.
einstein0
Die ElCom ist die unabhängige staatliche Regulierungsbehörde im Elektrizitätsbereich. Sie überwacht die Einhaltung des Stromversorgungs- und Energiegesetzes, trifft die dazu nötigen Entscheide und erlässt Verfügungen.
Einen Brief oder eine Email mit dem Sachverhalt ans Sekretariat der ElCom (mit Kopie an den VNB) könnte den Disput möglicherweise rasch klären und beenden.
Die ElCom publiziert regelmässig Antworten auf Fragen zur Interpretation der gesetzlichen Vorgaben; auch zu den intelligenten Messsystemen (Smartmeter). Die publizierten Antworten der ElCom sind für die gesamte Branche eine erhebliche praktische Stütze zur Rechtssicherheit.
Muss der Netzbetreiber einem Kunden bei einem bestehenden (nicht StromVV-konformen) Smartmeter Zugriff auf eine vorhandene Schnittstelle geben?
bereits eine Antwort zur Pflicht der VNB publiziert:
Der Netzbetreiber ist verpflichtet, dem Kunden gemäss Artikel 8a Absatz 1 Buchstabe a Ziffer 3 StromVV Zugriff zu gewähren, falls der Zähler über eine Schnittstelle für den Kunden verfügt, welche die Anforderungen gemäss StromVV erfüllt (d.h., wenn eine entsprechende Zulassung des METAS für dieses Modell mit der konkret eingesetzten Firmware vorliegt). In dem Umfang, in dem ein installiertes Messsystem die Anforderungen an intelligente Messsysteme gemäss Artikel 8a und 8b StromVV bereits erfüllt, ist es somit grundsätzlich auch als solches zu behandeln.
Kann ein noch nicht StromVV-konformes Messsystem ohne erheblichen Zusatzaufwand des Netzbetreibers in einen StromVV-konformen Zustand gebracht werden kann (z. B. durch ein ohnehin vorgesehenes Update der Firmware oder schlicht durch entsprechende Konfiguration), sind wir ebenfalls der Meinung, dass der Netzbetreiber den Zugriff auf die Schnittstelle ermöglichen muss.
In Winterthur soll der VNB den Zugang zur M-Bus DLMS/COSEM Schnittstelle von L&G Smartmetern auf Anfrage ermöglichen, indem ein VNB Techniker ein Kabel vom internen Anschluss des Zähler nach aussen führt. Die Beschaffung einer Elektronik sowie eines Visualisierungs & Auswertungsprogramms zur Verarbeitung der Daten bleibt jedoch alleine dem Kunden überlassen.
Die M-Bus DLMS/COSEM Schnittstelle erscheint nicht gerade sehr kundenfreundlich
Es existieren leider dafür bisher keine einfach zu benutzenden, frei verfügbaren und kostengünstige Adapter.
Ausserhalb eines Monopolmarkts würde eine einfach zu nutzende Kundenschnittstelle vermutlich ein gerne benutztes Differenzierungsmerkmal als Mehrwert für den Kunden sowie für weitere Zusatzleistungen von konkurrenzierenden Anbietern genutzt werden.
ich benutze einen MBus converter um den E450 Zähler anzuschliessen. Dann geht es über eine TTL-USB converter in der Rechner.
Über Gurux lese ich die Daten aus.
Baudrate is 2400 8NoneOne und Daten werden alle 5 sekunden verschickt.
Hier ist was ich sehe.
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
Mit dem DMLS translator von gurux versuche ich gerade die Daten zu verstehen.
Ich bin im Moment im Dialog mit der AEW und aus dem obigen lesbare Daten zu machen.
Leider gibt es in der Schweiz kein einheitliches Profil. Jeder macht es anders und kaum einer versteht es. Wenn dann noch cyber security und Verschlüsselung dazukommt und dann die Schlüssel an die Kunden gegeben werden sollen sind wir komplett verloren.
Hier werden System ohne Verstand auf die Menschheit los gelassen
Das hätte man wohl besser vom BFE zentral koordinieren lassen.
Iskra mit einer DSMR-P1 ist bei mit vorher gut gelaufen mit dem IEC standard. Nur hat das leider nicht zeitgleich mit der Fernabfrage vom AEW funktioniert.
Ich habe mit zusätzlich auch ein Shell EM3 installiert. Da sieht man wie einfach es gehen kann.
Die Zählerindustrie ist hier definitiv auf dem Holzweg.
Ich bekomme immer mehr den Eindruck das alle kein Interesse haben das der Kunden Tranparenz bekommt.
ich habe mit den Leuten vom hack.opendata.ch Kontakt aufgenommen. Die konnten mir bestötigen das die daten am ende nicht vom Zähler kamen das L&G das Protokol nicht offengelegt hat.
Die EKZ hatte an den EHD’20 eine Library von iCube auf einem Raspi zur Verfügung gestellt, die die erhaltenen Daten in eine Datei geschrieben hat. Ohne Dokumentation der eingesetzten Protokollparamter und der Chiffrierkeys dürfte es aufwändig werden. Das erste Byte 7E sieht jedenfalls gleich aus, wie im Beispiel von iCube.
Wir könen uns gerne mal direkt virtuell treffen.
Iskra mit einer DSMR-P1 ist bei mit vorher gut gelaufen mit dem IEC standard. Nur hat das leider nicht zeitgleich mit der Fernabfrage vom AEW funktioniert.
Was bedeutet das?
„Fernabfragen“ vom VNB sollten unter normalen Umständen doch keine gemacht werden, Die SM pushen jedoch einmal pro Nacht die aufgezeichneten Daten zum System des VNB. Häufiger ist normalerwesie nicht zulässig. Ein Unterbruch für ca 40 Sekunden kurz nach Mitternacht ist m.E. eine geringe Beeinträchtigung, wenn die Daten während der restlichen 86’360 Sekunden zuverlässig geliefert werden.
den github link kann ich bereits von Hubert.
Leider beinhaltetet der keinen code, z.b.Python , um die zählerdaten zu lesen und zu decodieren.
Besteht im wesentlich aus Testdaten und Scripts die dann das über MQTT zu influDB und grafana bringen.
openhab , influxdb und grafana laufen bereits bei mir.
Bezüglich ISKA hatte ich das Problem das ich beim Auslesen über die optische Schnittstelle (RS232) die Daten lesen konnte, dann aber die Fernauslesung der AEW nicht mehr funktioniert hat.
Das Auslesen auf P1 hat nur mir kurzer Leitung funktioniert (USB konverter). Da mein Zähler draussen ist, ist die Leutung 15M lang, da war das Signal so schwach das es nicht mehr gelangt hat.
Das ist schon alles ein Murks hier…
Warum die AEW das nicht hinbekommt das man die optische Schnittstelle für den E450 freischaltet ist mir völlig unklar. Anscheined ist die für ihr eigenes Personal vorgesehen und darf nicht für den Kunden freigeschaltet werden.
AEW war daher nicht bereit diese mir einzurichten.
Der gPlug kann einfach bei der P1 Schnittstelle am Zähler eingesteckt werden. Die Daten können ohne Kabel via WiFi übertragen werden. Es ist nur ausreichend Feldstärke am Zählerstandort erforderlich. Der WiFi-AP müsste wahrscheinlich weniger als 15 M entfernt platziert werden können. WIFI-Repeater gibt es jedoch auch sehr günstig und Bandbreite wird wenig benötigt. Welcher ISKRA Zählertyp hat die AEW installiert?
An den Enegry Hack Days 2021 am 24. September 2021 in Brugg ist eine Challenge für einen „Smartmeter CII interoperability plug-test“ eingereicht worden.
