Stromzähler, die mitdenken

Damit die Energiewende gelingt, müssen die Netze  intelligent werden. Jedenfalls in weiten Teilen ist hierfür auch eine intelligente Messtechnik erforderlich. „Smart Metering“ heißt deshalb das Gebot der Stunde. Bevor das Ziel eines weit verbreiteten Einsatzes neuer Messtechnik und damit einer intelligenten Netzinfrastruktur erreicht ist, gibt es aber noch zahlreiche Hürden zu meistern.

Zunächst ist das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) als Verordnungsgeber in der Bringschuld. Es muss die notwendigen Rahmenbedingungen für einen funktionierenden Markt setzen. Was die Eigenschaften der Stromzähler anbelangt, wird die Messsystemverordnung definieren, was„technisch möglich“ ist. Die liegt seit längerem allerdings nur als Entwurf vor. Offen ist auch die Frage, unter welchen weiteren Rahmenbedingungen genau für Letztverbraucher eine Einbaupflicht von intelligenten Zählern wirtschaftlich vertretbar ist. Gesetzlich vorgesehen ist nach wie vor ein Anwendungsschwellenwert von 6.000 kWh – auch wenn dieser Wert nach wie vor in der Diskussion ist. Vorgesehen sind eine Rollout-Verordnung, eine Lastmanagement-Verordnung in Niederspannung und eine Datenkommunikationsverordnung. Angekündigt sind die Verordnungsentwürfe noch in diesem Jahr, in Kraft treten soll das Verordnungspaket im nächsten Jahr.

Neben den gesetzlichen Rahmenbedingen muss auch das IT-Gerüst stehen. Nur wenn die Zähler vollständig in die IT-Systemlandschaft integriert werden, können die Möglichkeiten des intelligenten Messsystems optimal genutzt werden: für das Abrechnungssystem, das CRM-System und das Beschaffungsmanagement sowie zusätzlich für das Bilanzkreis-/Fahrplanmanagementsystem und die Netzabrechnung.

Im Zuge des Smart Meter Rollouts mit dem Ziel, ein Smart Grid aufzubauen, muss die aktuelle Systemlandschaft analysiert, bewertet und der Anpassungsbedarf festgestellt werden. Hier gilt es, eine intelligente Investitionsstrategie z.B. unter Berücksichtigung der Erlösobergrenze in der Anreizregulierung auszuarbeiten. Wie die Studie der dena vom Juli 2014 zeigt, ist die Kommunikationsinfrastruktur ein „zentraler Baustein“ für einen erfolgreichen Rollout. Abhängig vom gewählten Technologiemix und der Betreiberform fallen hier unterschiedlich hohe Investitions- und Betriebskosten an. Die dena stellt fest, dass die Betriebskosten, mit einem Anteil zwischen 54 bis 74 Prozent an den Gesamtausgaben, den maßgeblichen Kostenbestandteil darstellen. Laut dena wird „aus Unternehmenssicht bei einem deutschlandweiten Rollout die Vergabe von oder die Kooperation bei der Gateway-Administration ein entscheidender Erfolgsfaktor sein“. Spannend bleibt, wie sich der Neue Markt für Gateway-Administratoren letztendlich entwickeln wird und wie die konkreten Marktbedingungen aussehen werden. Die Administratoren sind für den technischen Betrieb der Messsysteme verantwortlich und deshalb die zentralen Akteure des Smart Grids.

Um eine technisch reibungslose Kommunikation mit dem Gateway-Administrator zu gewährleisten, ist aber noch eine Anpassung der Marktkommunikation mit Integration des Gateway-Administratoren  notwendig. Auf Basis der bisherigen Erfahrungswerte ist für die Anpassung hier jedoch mit einem zusätzlichen zeitlichen Bedarf von mindestens zwei Jahren zu rechnen.

Um Stromzähler, die denken, flächendeckend einzusetzen, ist demnach noch einiges an Vorarbeit zu leisten. Zum Denken braucht es manchmal eben noch einiges mehr als nur einen Denkanstoß.

Ansprechpartner BBHC: Dr. Andreas Lied/Stefan Brühl
Ansprechpartner BBH: Dr. Jost Eder/Jan-Hendrik vom Wege/Dr. Michael Weise