Im Januar hatte das Bundeskabinett den Entwurf des Gesetzes zum „Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) beschlossen (siehe auch Premium-Artikel, pv magazine Deutschland März 2023, Nächster Versuch). Es soll den Smart-Meter-Rollout beschleunigen und noch im Frühjahr in Kraft treten. In einer öffentlichen Anhörung am Mittwoch bezogen Branchenvertreter Stellung. Ein zentraler Punkt dabei waren die Kosten für die Messstellenbetreiber, die den Rollout umsetzen sollen.
Der Entwurf sieht unter anderem vor, die Kosten für die intelligenten Messsysteme für Privathaushalte und Betreiber von Kleinanlagen zu deckeln. Sie sollen nicht mehr als 20 Euro im Jahr betragen. Netzbetreiber sollen stärker an den Kosten beteiligt werden, da sie in besonderer Weise von den Smart Metern profitierten.
Die Begrenzung der Kosten beim Endkunden auf 20 Euro begrenzen, stärke die Akzeptanz. Der Gesetzentwurf sei eine Grundlage für den massentauglichen Rollout intelligenter Messsysteme, so Mark Becker-von Bredow, Bereichsleiter Elektrifizierung und Klima beim Verband der Elektro- und Digitalindustrie ZVEI. Beim Eichrecht seien Änderungen notwendig, um einen agilen Rollout zu unterstützen und die Umsetzung von Updates zu beschleunigen. Momentan müssten die Landeseichbehörden Software-Aktualisierungen der Smart-Meter-Gateways freigeben.
Thomas Seltmann, Referent Solartechnik & Speicher beim Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) sprach von einem „Sonderweg“, wenn Deutschland die Übertragung von Messdaten mit der Steuerung eines dezentralen Stromsystems verpflichtend über ein Messsystem koppelt. Dies sei nicht sinnvoll, die 900 grundzuständigen Messstellenbetreiber sind nach seiner Einschätzung „weder organisatorisch noch fachlich dafür aufgestellt, einen Großteil der digitalen Kommunikation aller Erneuerbare-Energie-Anlagen im Land abzuwickeln“.
Auch Felix Dembski, Vice President Regulatory bei Sonnen, äußerste sich kritisch zur vorgesehenen Pflicht, nahezu die gesamte digitale Kommunikation über das Smart-Meter-Gateway abwickeln zu müssen. Er bezweifelte, dass das Gateway technisch darauf vorbereitet ist. Der Gesetzentwurf räume jedoch nach Jahren des Stillstands eine Reihe von Stolpersteinen aus dem Weg.
Thomas Engelke, Leiter des Teams Energie und Bauen der Verbraucherzentrale Bundesverband, begrüßte, die Deckelung der Kosten bei 20 Euro. Er forderte, die Preisobergrenzen um maximal zwei Prozent pro Jahr zu erhöhen und das frühestens 2027. Auch sollten Kosten für die Netzbetreiber aus Steuergeldern finanziert werden.
Zwei Ergänzungen forderte Ernesto Garnier, Geschäftsführer von Einhundert Energie, bei den geplanten Regelungen für die Versorgung von Wohn- und Gewerbequartieren mit Photovoltaik-Anlagen. Dort lasse sich mit einem virtuellen Summenzähler überflüssige Messtechnik – und mit der Eingrenzung der Anlagenzusammenfassung Steuertechnik einsparen. Im Ergebnis würde dies „eine erhebliche Beschleunigung des Photovoltaik- und Wärmepumpen-Rollouts in Quartieren mittels Digitalisierung ermöglichen“, sagte Garnier. Noch dazu sei dies nicht mit systemischen Mehrkosten oder Subventionen verbunden.
Die Kosten für die Messstellenbetreiber mache Anpassungen des Gesetzesentwurfes notwendig, so Oliver Pfeifer von der Netze BW GmbH. Pfeifer verwies in der Anhörung auf das Eichrecht, die Aufnahme einer Verordnungsermächtigung für die Bundesnetzagentur zur unmittelbaren Berücksichtigung der zusätzlichen neuen Kosten in den Erlösobergrenzen der Netzbetreiber sowie die Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit bei den Messstellenbetreibern.
Friedrich Rojahn, Geschäftsführer von Solandeo, nahm ebenfalls Bezug auf die Kostenfrage. Derzeit würden Preisobergrenzen auf der Grundlage von Daten aus 2014 erstellt. Auch weite der Entwurf die verpflichtenden Zusatzleistungen des Messstellenbetreibers aus, die Kosten hierfür seien nicht gerecht verteilt, monierte er. Zudem können Messstellenbetreiber derzeit lediglich auf vier zertifizierte Herstellern von Smart-Meter-Gateways und einer vergleichbar kleinen Anzahl von Softwareanbietern für die Gateway-Administration zurückgreifen. Die Anzahl müsse steigen.
Marco Sauer, Head of Regulatory Affairs & Business Development bei Theben, nannte ebenfalls als wichtigste Anpassungen im Gesetzentwurf „die Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit für den Messstellenbetreiber“ und „die Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit für den Verteilnetzbetreiber“.
Für Rainer Stock vom Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sind diese Punkte, „die aus dem eigentlichen Gesetzgebungsverfahren ausgeklammert wurden“, die kritischsten. So sei im Gesetzentwurf vorgesehen, dass alle vier Jahre die Preisobergrenzen durch das Bundeswirtschaftsministerium möglich sei. Doch die Preise selbst würden nicht von der Politik gemacht. Ebenso werde eine Anerkennung der durch die Aufteilung der Preisobergrenzen für die Netzbetreiber entstehenden Kosten nicht geregelt.
BDEW: Rollout muss wirtschaftlich umsetzbar sein
In einer Erklärung des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bewertete die Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung Kerstin Andreae die Rechtssicherheit positiv, die durch die vorgesehenen Regeln geschaffen werde. „In Bezug auf Wirtschaftlichkeit und Priorisierung gehen sie allerdings an der Praxis vorbei und würden einen planbaren Rollout für Netz- und Messstellenbetreiber eher behindern als unterstützen. Hier muss der Gesetzentwurf dringend nachgebessert werden.“
Die Preisobergrenzen seien veraltet und müssten an die Inflation angepasst werden, damit die Messstellenbetreiber durch den Rollout keine Verluste erwirtschaften. Zudem sei es wichtig, dass sich Netzbetreiber darauf verlassen können, dass ihr Kostenanteil unverzüglich mit Inkrafttreten des Gesetzes in den Netzentgelten abgebildet werden kann.“ Auch solle das Gesetz den Rollout bei dezentralen Erzeugungsanlagen wie Dach-Photovoltaik und bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen priorisieren.
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Die Überschrift hätte auch lauten können:
„Messstellenbetreiber erwarten hohe Kosteneinsparungen durch Effizienzen beim Smart-Meter Rollout“
Es ist wirklich ein Dilemma… wenn es um Investitionen für die Zukunft geht, wird immer reflexartig gejammert. Der dauerhafte Benefit wird einfach ausgeblendet. Zukunft und Entwicklung ist in diesem Land nur noch schwer möglich, wenn Lobbys das Sagen haben und ausschließlich der Status Quo ohne jeglichen Weitblick betrachtet wird…
Wow, ich glaube es kaum. Das Ding kann ich selbst bauen !! Bei jedem namhaften IC Hersteller findet man Referenzdesigns. Ist dann nur nicht zertifiziert ! Und kosten tut es auch nicht viel. Wo ist da das Problem? Und dann hält es länger, ist genauer, ist länger eichgenau, die brauchen nicht mehr vorbeizukommen, usw. ABER jammern. Und man zahlt jedes Jahr einen Betrag x. In wieviel Jahren hat sich die HW / SW gerechnet. Hahaha UND dann kann man noch eine Steuerbox anhängen und gibt dem faulen / nicht willigen Netzbetreiber – die Steuerung in die Hand – ne ne ne
Nachtrag: Wer ist der „Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft“ ?? Wessen Interessen vertritt er ? Meine doch wohl nicht ! Hatten die Firmen, welche er vertritt – nicht genügend Zeit einen SmartMeter auf die Rolle zu schieben. Ne – defininitiv wollten DIE nicht; haben es auf die lange Bank geschoben, waren dann froh das JEMAND geklagt hat – und wieder STOP – wieder Zeit gewonnen. Nun jammern sie. Ich würde gerne meinen Zähler erwerben.
Komischer Artikel!
Es geht eigentlich in dem Artikel nur rundherrum um die gesetzl. festgelegten Kosten von €/Jahr 20,-
Kein Wort zu den möglichen Vorteilen für den jeweiligen Energieversorger.
Kein Wort für den eventuellen Mehrwert für den Verbraucher.
Kein Wort über die Dauer für die Einzelinstallation incl. Terminvereinbarung, Betriebsunterbrechung und auch An/ und Abfahrt.
Ist schon komisch!
Lesezeit hätte ich mir auch sparen können……..
Für mich ist einfach die mit,dem Stichwort ‚Digital ‚ verbundene Euphorie unverständlich: keiner der Verantwortlichen scheint zu berücksichtigen, dass jedes Computersystem gehackt werden kann. Und nach Morphys Gesetz wird es dann auch gehackt irgendwann, ist das gleiche Problem wie bei Kernkraftwerken: irgendwann tritt irgendwo der Supergau ein, und dann ist der Schaden groß.
Natürlich spielen die Computerfachleute das Problem herunter, ‚Gewinn‘ als Stichwort. Man sieht doch jetzt schon beim Backup bei Speichersystemen, was alles schief gehen KANN. Ich rede hier als alter Computerfreak und Gelegenheithacker (Hobby, ohne Schaden anzurichten) aus eigener Erfahrung.
Wenn deutsche Firmen oder gar Behörden (noch schlimmer) die Software entwickeln, wäre ich da auch sehr skeptisch, was die Sicherheit betrifft, aber nicht nur das. Auch die Funktionalität dürfte dann bescheiden (wenn überhaupt gegeben) sein.
Deutschland hat das Know-How über IT-Sicherheit nie ernsthaft entwickelt und der Zug ist schon lange abgefahren.
„„Sonderweg“, wenn Deutschland die Übertragung von Messdaten mit der Steuerung eines dezentralen Stromsystems verpflichtend über ein Messsystem koppelt.“
Nachdem wir nun reichlich Erfahrung haben, vor allem international, wissen wir, dass die Messdaten typischerweise mindestens mehrere Stunden verzögert erst anfangen, ein Bild aufzuzeigen.
Es gibt da kein Fingerschnippsen und voila, alle Messtellen haben in den folgenden Sekunden ihre Daten über ein hypothetisches Netzwerk mit unbegrenzter Bandbreite eingeliefert.
Mit so alten und zudem noch dramatisch mit Summenfehlern behafteten Daten lässt sich kein Netz managen. Es nutzt herzlich wenig, wenn ich an den Daten sehen kann, dass mein Netz vor 10 oder 15 Stunden zusammenbrach. Das ist reine Illusion, völlig unabhängig davon, ob die Messstellenbetreiber es schaffen könnten, sich die notwendige Kompetenz anzueignen.
Die Daten sind allenthalben geeignet, um spezifischere Profile anzulegen oder im Nachhinein eine zeitspezifische Abrechnung zu gewährleisten. Mehr stand nie im Design zur Debatte. Hier ist schon wieder diese Mentalität zu spüren „Wir lösen Probleme, die die Stromkunden verursachen“.
Nein, die Probleme werden von denen verursacht, welche nicht nur den Kunden nicht mitteilen, wie diese beitragen könnten, sondern auch noch sich auf das vehementeste dagegen wehren, dass Kundenanlagen überhaupt beitragen würden.
Zum Beispiel, Frequenzstabilisierung von netzgekoppelten Batterieanlagen zu automatisieren, ist ein Kinderspiel. Aber technisch nicht zulässig. Außer für handverlesene Lizenzhalter natürlich, welche ein gutes Einkommen daraus ziehen, finanziert vom Endkunden.
Netzstabilisierende Windanlagen und Solaranlagen sind ebenfalls bereits seit geraumer Zeit in der Entwicklung, bzw. verfügbar. Aber diese Dienste sollen ebenso kostenfrei zur Verfügung gestellt werden, bzw. werden dies auch schon? Diese können auf Netzparameter in Echtzeit reagieren und sind auch noch direkt steuerbar vom Netzmanagement.
Warum werden dort keine Anreize geschaffen, wo es Sinn macht und möglich ist, anstelle blonden Jünglingen mit schwarzem Haar hinterherzujagen?
Ich kann Ihren Erläuterungen nicht folgen, wenn Sie meinen, dass das Netz nicht digital zu managen ist. Ich habe bereits einen dynamischen Tarif mit Smartmeter, das mir und dem Versorger sekündlich meinen Verbrauch mitteilen kann. Bandbreite ist dabei auch völlig irrelevant bei den kleinen Datenpaketchen. Es mag gewisse Summenfehler geben, die könnten aber heute schon batterieelektrisch schnell aufgefangen werden… und das ist doch im Vergleich zur aktuellen Situation ein Witz. Geregelt wird da heute im Verteilernetz so gut wie nichts, alles beruht im Wesentlichen auf starre Lastprofile. Das kann unmöglich besser sein und gehört meines Erachtens schon sehr lange modernisiert und digitalisiert mit Rückkanal… genauso wie zum Beispiel die Möglichkeit der Frequenzstabilisierung über Schwarmspeicher. Schauenmerma, was kommt…
Detlef K. schrieb:
„Smartmeter, das mir und dem Versorger sekündlich meinen Verbrauch mitteilen kann. “
Nicht auf dieser Welt, weder entsprechende Netze noch Smartmeter existieren. Stellen Sie sich einmal vor, welcher gigantische Verkehr sich ergäbe, wenn tatsächlich Smartmeter sekündlich Daten in das WAN liefern würden. Und dann auch noch für Gas und Wasser eventuell? In der Realität werden die Daten gesammelt und als Paket verschickt. Genaugenommen müssen die Daten von extern angefragt werden (entsprechend sicher) und werden nicht von wildgewordenen Smartmetern als Feuerwerk in die Netze gepumpt.
Lokaler Zugriff auf die Daten ist etwas ganz anderes.
In der Realität sind Smartmeterdaten um Stunden verzögert, teilweise auch mal Tage oder Wochen. Zudem werden nach draußen nur die Daten zu Abrechnungszwecken übertragen und das ist der akkumulierte Verbrauch für jede Stunde.
Aus diesen akkumulierten Werten werden lediglich genauere Lastprofile erzeugt. Oft genug über das Jahr gesehen.
Da ist nicht ein Hauch von „Echtzeit“ im Design verankert.
Ich bin mir nicht ganz sicher, wie Summenfehler mit einer Batterie aufgefangen werden sollen?
… ich beziehe meine Smartmeter Daten nicht lokal, sondern aus dem discovergy Portal aus dem Netz. Sorry, aber der Datenaustausch kleiner Paketchen ist das Wesen von digitalen Strukturen und das tägliche Brot im Netz. Da ist nichts verzögert, höchsten 1-2 Sekunden und wenn wir 5G etabliert haben, sind es sogar inkl. Rückkanal nur noch Millisekunden. Den gigantischen Verkehr können Sie über den Internet Port 80 über das TCP Protokoll an Ihrem Browser nachverfolgen, da passiert nichts anderes als kleine Datenpakete in Echtzeit verteilt auf Milliarden Servern… trillionenfach weltweit.
Detlef K. schrieb:
„… ich beziehe meine Smartmeter Daten nicht lokal, sondern aus dem discovergy Portal aus dem Netz.“
Wie wäre es denn einmal mit dem Lesen der Smartmeter-Spezifikationen? Es gibt da festgelegte Datenprofile, angefangen mit dem datensparsamen Profil, welches pro Ablesungszeitraum überträgt. Und keines davon entspricht dem von Ihnen erwähnten Verhalten (Mein Anbieter hat auch eine solche Lösung im Angebot, die hat aber nur sehr wenig mit dem Smartmeter respektive Gateway zu tun und ist zusätzlich und auf meine Kosten zu betreiben).
Das ähnlichste Profil wäre das Lastgangprofil und das kommt nicht einmal in die Nähe von 1-2 Sekunden. Der Rest wäre Interpolation, wenn keine Zusatzhardware im Einsatz ist.
Zudem sollten Sie Sie einmal überlegen, was passiert, wenn nicht nur ein Haushalt übermittelt. Und zwar auch zu Spitzenlastzeiten. Sowohl was Netzauslastung betrifft, als auch den notwendigen Stromverbrauch.
Apropos Summenfehler: „Im März 2017 wurde eine Studie von Mitarbeitern der Universität Twente, der Amsterdam University of Applied Science und der Fa. Thales Nederland bekannt, in welcher bei mehreren elektronischen Zählern der Baujahre 2007 bis 2014 Messfehler zwischen −32 % und +582 % gegenüber einem als Vergleichgerät zu Grunde gelegten elektromechanischen Ferraris-Zähler festgestellt wurden.“ [wikipedia]
Wenn die Messstellenbetreiber den Roll-Out wirklich mit Absicht verzögern, sind sie intelligenter als der Gesetzgeber. In den Haushalten gibt es außer Wärmepumpen, Wallboxen, Nachtspeicherheizungen und Saunen praktisch keine Verbraucher, bei denen sich ein dynamischer Tarif oder Eingriffsmöglichkeiten des Stromlieferanten lohnen würden. In südlichen Ländern kämen noch die Klimaanlagen (sind auch Wärmepumpen) hinzu. Bis die auch bei uns in Privathaushalten eine größere Rolle spielen, muss der Klimawandel noch etwas vorankommen.
Eine gewisse Erfolgsaussicht könnte ich mir noch beim Betrieb von Kühlgeräten vorstellen. Kühlgefrierkombinationen, die fest einprogrammiert morgens und abends Ausschlusszeiten einhalten (etwa dort, wo heute regelmäßig die Pumpspeicherkraftwerke in Aktion treten), würden das Netz im Durchschnitt entlasten. Eine Anpassung der Leistungsaufnahme an die aktuelle Situation im Netz würde dann schon wieder nur Vorteile im Cent-Bereich bringen, für die der dazu zu betreibende Aufwand höher wäre, als jede mögliche Einsparung. Denn die Infrastruktur (Batterien, PSKW) zur untertägigen Anpassung der Leistungsbereitstellung an die Last brauchen wir auf jeden Fall.
Das Demand-Side-Management lohnt sich im Übrigen nur für Großverbraucher, beispielsweise Großwärmepumpen von Fernwärmewerken oder Stahl- und Aluminiumschmelzen. Dort ermöglicht das DSM dann auch niedrigere Industriestrompreise, die für den Erhalt der Konkurrenzfähigkeit für notwendig gehalten werden.
Die Netzbetreiber sehen in jeder Sekunde aus Netzspannung und Frequenz, wie die Verbrauchssituation ist, und wie die Speicher be- oder entladen werden müssen, um beides stabil zu halten. Dazu brauchen sie nicht noch die individuell aufgelösten Verbrauchsdaten. Auch die dezentrale Erzeugung können sie in ihre Berechnungen einbeziehen. Der Regelaufwand wird sicher doppelt so hoch sein wie früher, aber dafür wird man auch ein mehrfaches an schnellstreagierenden Batteriespeichern haben, um den Regelaufwand zu bewältigen. Die Aufteilung der einzelnen Regelkapazitäten in Minutenreserve, Primär- und Sekundärregelenergie wird hingegen hinfällig, weil die Batterien alles abdecken können.
Die Idee dieser Mini-Messstellen sind einfach ein viel zu kleiner Schritt in einem sich technologisch viel schneller entwickelnden Markt. Die Politik hängt dieser Entwicklung immer weiter hinterher, statt mal das Konzept der Zukunft zu entwickeln und die notwendigen Rahmenbedingungen dafür zu schaffen.
Und schon wieder schrieb JCW, obwohl er/sie/es es nun besser wissen müsste:
„Das Demand-Side-Management lohnt sich im Übrigen nur für Großverbraucher“
Wie oft muss ich noch darauf hinweisen, dass das falsch ist. Aber ich gehe mal davon aus, dass es hier einfach nur zu einer Überlappung kam und Sie es deswegen nicht geschafft hatten, sich zu informieren.
Demand-Side-Management ist sehr erfolgreich in der Praxis getestet worden und kann selbst bei relativ geringer Durchsetzung (z.B. 1,6Mio registrierte Teilnehmer) mehrere hundert MW Spitzenlast abbauen und damit die Netze und Generatoren wesentlich entlasten.
Für 2022 gab es bei meinen Stadtwerken eine Erhöhung des Grundpreises für Strom um 20,4 EUR mit der Begründung: Die Erhöhung des Grundpreises ist auf den fortschreitenden, gesetzlich verpflichtende Einbau intelligenter Zähler zurückzuführen.
Für 2023 lag die Erhöhung des Grundpreises bei 62,23 EUR mit der selben Begründung, ohne dass ich irgend einen intelligenten Zähler gesehen hätte.
Wenn ich Glück habe, dann kommt die letzte 20 EUR Erhöhung vom Messstellenbetreiber nach iMSys Einbau.
Ein Wicht, der sich dabei böses denkt.
Welchen Titel trägt das neue Kinderbuch denn nun?
Der alte Ferraris-Zähler ist unübertroffen, günstig und flexibel. Läuft sogar rückwärts und summiert bei einer Einspeiseleistung durch den Kunden nach neuer Habeckwunschliste korrekt. Alles andere kostet unnötig Geld ohne Mehrwert. CO² freie Kernkraftwerke weiter betreiben und dafür klimaschädliche Kohle- und Gaskraftwerke abschalten. Welche vom Wirtschaftsminister getroffene Entscheidung war bisher richtig und sinnvoll?