In der neuen Tutorial-Serie werden Technologien und Trends skizziert, welche die Energiewende vorantreiben sollen. Wir beginnen mit dem Thema „Smart Meter“. Dieses stellt eine der wichtigsten technischen Grundlagen für eine digitalisierte Energiewirtschaft dar.

Welche Stromzähler und Messsysteme gibt es? Wie muss das Smart-Meter-Rollout (SMR) aussehen und  welche gesetzliche Grundlage gilt für das SMR? Was ist eine verpflichtende und optionale Ausstattung von Messpunkten/Messlokationen?

Gerd Altmann - Pixabay
© Gerd Altmann - Pixabay

Was ist ein Smart Meter?

Ein Smart Meter ist eine Messeinrichtung, welche (Mess-)Daten über einen Kommunikationsweg automatisiert speichert und anzeigt. Tabelle 1 stellt den Unterschied zwischen konventionellen Zählern dar sowie modernen (intelligente Zähler/IZ) und intelligenten Messsystemen (iMsys).

Konventionelle Zähler erfassen analog oder elektrisch die Lastabnahme. Die konventionellen elektrischen Zähler können die Basis für einen Smart Meter bilden. Im Zuge der voranschreitenden Digitalisierung reicht es jedoch nicht aus, Daten nur zu erfassen. Es fehlt die technische Möglichkeit, diese auch zu übertragen.

Demgegenüber stehen moderne Messsysteme. Die Basis dafür ist ein digitaler Zähler (EDL-21). Wird der digitale Zähler mit einer Kommunikationseinheit ergänzt (wie mit einem Smart-Meter-Gateway), spricht die Fachwelt von einem intelligenten Messsystem. Das iMsys kann dann Daten des Stromverbrauches und ggf. der Erzeugung erheben, verarbeiten, speichern und übertragen.

Tabelle 1: Unterscheidung "Smart-Meter" (Quelle: Energy Brainpool)

Tabelle 1: Unterscheidung “Smart-Meter” (Quelle: Energy Brainpool)

Je nach Ausstattung des Smart Meters kann die Granularität der Daten voneinander abweichen. So misst und zeigt ein IZ (wie ein EDL-21) den aktuellen Leistungsbezug alle 15 Minuten an. Ist der EDL-21 um ein Kommunikationsmodul ergänzt, kann die Fernauslesung in Echtzeit geschehen. Genügt das Kommunikationsmodul den Ansprüchen der Bundesministermiums für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) Zertifizierung, wird aus dem IZ+Kommunikationsmodul ein iMsys.

Was darf regulatorisch gemessen werden, was übertragen und wer hat Zugriff auf die Daten?

Der energiewirtschaftliche Nutzen bzw. Mehrwert eines Smart-Meters hängt vor allem an der Granularität, also der zeitlichen Auflösung der gemessenen und kommunizierten Messdaten ab. Der Gesetzgeber gibt vor, ob diese Daten überhaupt genutzt werden können. Endverbraucher mit einem Standardlastprofil, dass heißt in der Regel Verbraucher mit einem Jahresverbrauch von bis zu 100.000 kWh/a, werden nicht auf Basis ihres tatsächlichen viertelstündlichen Stromverbrauchs beliefert oder auch abgerechnet, sondern auf Basis eines vom Netzbetreiber vorgegebenen Profils. Dieses (Standardlast-)Profil basiert auf dem durchschnittlichen Stromverbrauch dieser Kundengruppe. Der Netzbetreiber rechnet es mit dem erwarteten Jahresverbrauch ab. Solange ein Verbraucher als Standardlastprofil (kurz: SLP) Kunde beliefert und abgerechnet wird, stellen zusätzliche Messwerte für diese Kundengruppe keinen wirtschaftlichen Mehrwert dar.

Wie ist der Status quo des Rollouts?

Die Digitalisierung hat im Energiemarkt gerade erst angefangen. Im „Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft“ formuliert die Legislative ein gesetzliches Smart Meter Rollout. Netzbetreiber müssen die Geräte dazu flächendeckend planen, durch Subdienstleister installieren lassen und in Betrieb nehmen.

Andere EU-Länder haben bereits ein großflächiges Rollout begonnen. Einige Staaten sind bereits vollständig mit Smart Metern ausgestattet (siehe Abbildung 1). In Deutschland ist der Rollout im Vergleich dazu minimal fortgeschritten. Die Ursache liegt in der im Messtellenbetriebsgesetz (MsbG) geforderten Zertifizierung der Smart-Meter-Gateways §30 MsbG. Erst wenn drei voneinander unabhängige Unternehmen Smart-Meter-Gateways installieren, beginnt der Rollout. Bisher fehlen allerdings zertifizierungskonforme Kommunikationsmodule. Momentan sind neun Anbieter in der Bewertungsphase. Den aktuellen Stand des Zertifizierungsprozesses des BSI können Sie hier abrufen.

Abbildung 1: Einbauquote Smart-Meter im internationaler Vergleich bis 2020 (Quelle: Europäische Kommission)

Abbildung 1: Einbauquote Smart-Meter im internationaler Vergleich bis 2020 (Quelle: Europäische Kommission)

Das Smart-Meter-Rollout

Knapp 52 Millionen Zählpunkte existieren laut Bundesnetzagentur (BNetzA) 2016 in Deutschland. Bislang sind lediglich 37.207 moderne Messeinrichtungen (IZ) in Deutschland installiert.

Rolloutszenarien nach dem MsbG (Quelle: BMWi)

Abbildung 2: Rolloutszenarien nach dem MsbG (Quelle: BMWi)

Der Gesetzgeber unterscheidet zwischen verpflichtender und optionaler Ausstattung von Messstellen mit iMsys. Letztverbraucher über 6.000 kWh/a Stromverbrauch und Erzeuger über 7 kW installierter Leistung müssen bis 2032 verpflichtend mit iMsys versehen werden. Liegt der Verbrauch bei bis zu 6.000 kWh/a, ist die Ausstattung bis 2032 optional. Alternativ kann der Messstellenbetreiber dann mME installieren, im Rahmen seiner wirtschaftlichen Möglichkeiten. Das bedeutet, dass er die Grenze von 20€/a nicht überschreiten sollte. Grundlage hierfür ist der §32 MsBG.

In Abbildung 3 ist der abgeleitete Rollout-Pfad vom aktuellen Stand bis zum gesetzlichen Zieljahr 2032 dargestellt. Insgesamt müssen Elektrofachleute 5,2 Millionen iMsys einbauen sowie weitere 34,4 Millionen Zählpunkte optional mit IZ oder iMsys austatten.

Gesetzliches Smart Meter Rollout (Quelle: Energy Brainpool)

Abbildung 2: Gesetzliches Smart Meter Rollout (Quelle: Energy Brainpool)

Weitere Einflüsse durch das Rollout

Laut BNetzA gibt es knapp 52 Millionen Zählpunkte, die vom Rollout betroffen sind. Es sind ca. 445.000 sozialversicherungspflichtige Elektroinstallateure in Deutschland gemeldet. Wenn wir unterstellen, dass der Einbau eines Smart-Meters durchschnittlich eine Stunde dauert, so wären circa 0,42 Prozent  aller Elektroinstallateure bis 2032 ausschließlich mit dem Einbau von Smart-Metern beschäftigt.

Das intelligente strategische Rollout

Das Beratungsunternehmen Ernst & Young hat eine „Kosten-und-Nutzen Analyse des Smart-Meter-Rollouts“ erstellt, um die Kosten des Smart-Meter-Rollouts zu berechnen. Das Ergebnis: Ein Ausbau nach der EU-Smart-Meter-Richtlinie (überführt in das nationale Gesetz MsbG), würde Endverbraucher zusätzlich finanziell belasten. Dies betrifft vor allem die mit geringem bis durchschnittlichem Stromverbrauch.

Um ein intelligentes Rollout durchzuführen, empfiehlt die Deutsche Energieagentur in ihrer „dena-Smart-Meter-Studie“ folgende Schritte:

  • Ausstattung von Stromerzeugern mit iMsys, welche über keine Steuerungstechnik zum Einspeisemanagement verfügen.
  • Kleine Netzbetreiber mit wenig Zählpunkten sollen mit größeren Netzbetreibern strategisch zusammenarbeiten.
  • Kosteneffizienter Rollout durch eigenverantwortliche Infrastrukturlösungen: Je nach kommunikativer Anbindung des Zählpunktes, sollten Messstellenbetreiber eine kabelgebundene oder -lose Lösung wählen. Beispielsweise wäre in ländlichen Bereichen eine kabellose Verbindung kosteneffizienter als eine neue Leitung.
  • Im städtischen Bereich ist es denkbar, Displays direkt am Smart Meter anzubringen. Hier gilt es zu erfragen, ob der Kunde diese Option überhaupt nutzen möchte. Anderenfalls entstehen unnötige Kosten. Attraktiv wird es für den Kunden jedoch, wenn er den Stromverbrauch über eine App verfolgen kann.