Nur knapp vier Prozent aller Haushalte hierzulande besitzen laut Bundesnetzagentur derzeit einen Smart Meter. Das sind rund zwei Millionen von knapp 54 Millionen Messlokationen. Der Smart Meter ist jedoch Voraussetzung, um den Stromverbrauch im Viertelstundentakt zu erfassen und die Messwerte zeitnah zu versenden. Gleichzeitig haben europaweit zahlreiche Länder ihre Haushalte längst zu über 90 Prozent ausgestattet. „Der Smart-Meter-Rollout ist hierzulande viel zu langsam, zu teuer, und oft genug führt er leider nicht mal zur erhofften Digitalisierung“, resümiert Robert Busch, Geschäftsführer des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft BNE.
Rollout rollt viel zu langsam
Warum ist das so? In Deutschland gibt es einen Pflichtrollout und einen freiwilligen Messmarkt. Der Pflichtrollout wird ausschließlich von den grundzuständigen Messstellenbetreibern übernommen und betrifft Messstellen mit hohem Stromverbrauch und Messstellen mit modernen Verbrauchsanlagen, wie Wärmepumpen oder Klimaanlagen, Ladesäulen und Batteriespeichern. Der Vorteil für Verbraucher, die unter den Pflichtrollout fallen, ist die Preisobergrenze, denn dann zahlen sie für ihre Smart Meter rund 100 Euro im Jahr. Die restlichen Kosten werden über die Netzentgelte auf alle Stromkunden in Deutschland umgelegt.
Dynamische Tarife nur mit Smart Meter
Die dafür zuständigen grundzuständigen Messstellenbetreiber sind entweder sehr groß und verbauen bereits intelligente Zähler oder kleine Stadtwerke. Die großen haben in einigen Netzgebieten bereits über ein Fünftel der Pflichteinbauten mit Smart Metern ausgestattet. Viele kleinere Stadtwerke jedoch tun sich schwer – 200 von ihnen haben noch keinen einzigen Smart Meter verbaut, berichtet der BNE.
Um von dynamischen Tarifen zu profitieren oder selbst produzierten Strom via Direktvermarktung zu verkaufen, muss man deshalb warten, bis man an der Reihe ist. Je nach Postleitzahl dauert das sehr lange oder kommt gar nicht. Der Gesetzgeber sagt, dass man nach Verlangen des Einbaus innerhalb von vier Monaten einen Smart Meter bekommen soll, die Erfahrungen aus der Wirklichkeit sehen anders aus.
Zum Vergleich: In Dänemark kostet ein Smart Meter 15 Euro. „Davon können Kunden in Deutschland nur träumen“, sagt Busch. Wer nicht unter den Pflichtrollout fällt, muss noch tiefer ins Portemonnaie greifen. Die Installation kostet im Durchschnitt knapp 200 Euro und der jährliche Betrieb weitere 100 Euro. Man kann für den Einbau auch einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber beauftragen und erhält so den Smart Meter zumindest deutlich schneller. Weil Deutschland hohe Ansprüche an die Cybersicherheit der Smart Meter stellt, mussten die Hersteller sowohl sich als auch die Hard- sowie zusätzlich die Software zertifizieren lassen. Das hat lange gedauert und war teuer – und diese Kosten werden auf alle umgelegt.
Rollout klappt nur unzureichend
Kurios dabei: Ein Smart Meter gilt schon als ausgerollt, wenn er schlicht im Zählerschrank hängt. Die funktionsfähige Verbindung mit dem IT-System des Netzbetreibers ist keine Voraussetzung. Deswegen gibt es viele Fälle von eingebauten Smart Metern, die gar keine Daten liefern.
Darüber hinaus sind die Softwaresysteme nicht immer interoperabel mit den Backends der Messstellenbetreiber und Netzbetreiber. Das führt dazu, dass bei Wechsel des Messstellenbetreibers Smart Meter ausgebaut und durch neue ersetzt werden. Dazu kommt, dass die Daten des Smart Meters erst am Folgetag übermittelt werden. Viele Kunden wollen aber ihre Energiewendeanlage live steuern können, deswegen sind viele dieser Anlagen parallel an eine Cloud angebunden. Eine Steuerung seitens des Netzbetreibers ist so dennoch nicht möglich.
Mehr Wettbewerb zulassen
Um den Rollout zu beschleunigen, gibt es eine Reihe von Vorschlägen. Ein Beispiel: „Man könnte die deutlich günstigeren Smart Meter aus dem EU-Ausland hier erlauben für alle Haushalte, die keine Pflichteinbaufälle sind“, erklärt Busch. Man könnte Messstellenbetreibern erlauben, Pflichteinbaufälle zu übernehmen, die auch auf die Quote anrechenbar sind.
Nicht zuletzt könnte die Bundesnetzagentur mit strengeren Strafen gegen jene ins Feld ziehen, die trotz gesetzlicher Verpflichtung keine Smart Meter verbauen. Auch muss dringend das Problem adressiert werden, dass die gesamte Softwarekette von Anbieter bis Netzbetreiber nicht einfach genug funktioniert. „Wie bei einer E-Mail muss es möglich sein, jeden Smart Meter in das IT-System eines jeden Netzbetreibers einzubinden“, fordert der BNE-Chef.
Flaschenhals für Ökowende im Gebäude
Aktuell sei der Smart-Meter-Rollout der größte Flaschenhals für den Ausbau erneuerbarer Energien im Gebäudebereich, weiß Julian Schulz von Mieterstromprojekten aus der Praxis, er ist Co-Gründer von Metergrid. „Während auf den Dächern immer mehr Solaranlagen installiert werden, fehlt im Keller die digitale Infrastruktur, um diese Energie sinnvoll zu verteilen, netzdienlich zu steuern und künftig auch Flexibilitäten zu vermarkten.“
Das intelligente Messsystem ist nicht einfach ein Kontrollinstrument des Netzbetreibers, sondern die wirtschaftliche Lebensader für jedes Mehrparteiengebäude. Nur wenn wir Verbrauch und Erzeugung in Echtzeit zusammenbringen, wird Mieterstrom wirklich skalierbar und wirtschaftlich. „Wir diskutieren in Deutschland über Flexibilität, netzdienliches Verhalten und digitale Energiewirtschaft – aber gleichzeitig fehlt uns noch die grundlegende Infrastruktur dafür“, beschreibt Schulz und fordert: „Der Rollout intelligenter Messsysteme muss deutlich beschleunigt werden. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber müssten gestärkt werden, und Verteilnetzbetreiber dürften den Ausbau nicht länger über immer neue Messkonzepte oder IT-Restriktionen ausbremsen.“
Welche Hürden gibt es?
Die größte Hürde bleibt die ökonomische, betont die Smart-Meter-Initiative (SMI), der die Unternehmen Tibber, Ostrom sowie Octopus Energy und Rabot Energy angehören. Demnach braucht ein Messstellenbetreiber mindestens 500.000 Messstellen, damit er die sehr komplexen und teuren nach deutscher Norm gefertigten Smart Meter wirtschaftlich betreiben kann.
Da steht uns in Deutschland insbesondere die kleinteilige Netzbetreiberstruktur mit über 800 verschiedenen Messstellenbetreibern im Weg. Aus der Sicht der Initiative gibt es nur zwei Wege, wie dieser Knoten platzen kann: Entweder die sehr hohen Anforderungen an Smart Meter werden gesenkt oder die kleinteilige Netzbetreiberstruktur Deutschlands konsolidiert sich.
Smart Meter Light als großer Hebel
Für die Gründer der SMI ist der deutsche Sonderweg bei den Anforderungen wie die Steuerbarkeit von Smart Metern zu komplex und teuer. Damit Millionen deutscher Haushalte von Zeiten günstigen und grünen Stroms über dynamische Stromtarife profitieren können und sich dadurch auch noch netzdienlich verhalten, würden sogenannte Smart Meter Light ohne die Fähigkeit der Fernsteuerbarkeit völlig ausreichen. Der andere große Hebel sei mehr Effizienz und Pragmatismus auf Netzbetreiberseite: weniger Kleinteiligkeit bei den grundzuständigen Messstellenbetreibern, sprich Fusionen.
Und noch immer fehlt ein gemeinsamer Datenhub der Verteilnetz- und Messstellenbetreiber. Ein modernes, digitales Stromnetz benötigt Investitionen – beispielsweise in eine zeitgemäße IT-Infrastruktur. Die Marktkommunikation muss noch immer bei Hunderten Verteilnetz- und Messstellenbetreibern auf den aktuellen Stand gebracht werden. Die SMI steht für pragmatische Regeln beim Rollout-Prozess. Ein möglichst flächendeckender Smart-Meter-Rollout in Kombination mit dynamischen Stromtarifen ist demnach essenziell für das Gelingen der Energiewende.
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Grafik: Smart-Meter-Atlas
Grafik: Smart-Meter-Atlas
Smart-Meter-Rollout
Eon knackt die Millionenmarke
Energieversorger Eon hat nach eigenen Angaben als erstes Unternehmen in Deutschland eine Million Smart Meter installiert. Fast jeder zweite intelligente Zähler im Land steht damit in einem Eon-Netzgebiet. Das millionste intelligente Messsystem hat die regionale Eon-Gesellschaft LEW Verteilnetz bei einer Kundin in der Nähe von Augsburg eingebaut.
Damit erreicht Eon eine durchschnittliche Ausstattungsquote von 30 Prozent bis Ende 2025 beim Pflichtrollout. Obwohl der Konzern nur jede vierte Messstelle in Deutschland verantwortet, entfällt nach Unternehmensangaben fast jeder zweite installierte Smart Meter auf Eon-Netzgebiete.
In den kommenden Jahren sollen jährlich rund 500.000 weitere Geräte hinzukommen. „Wir werden den Rollout weiter konsequent vorantreiben – mit Fokus auf die Bereiche, in denen Smart Meter den größten Nutzen stiften: bei Wärmepumpen, Wallboxen, Batteriespeichern, Photovoltaikanlagen und anderen flexiblen Verbrauchern“, sagt Thomas König, Eon-Vorstand für Energienetze. Der Rollout in Deutschland müsse auch aus Sicht von Eon dringend vereinfacht und beschleunigt werden.
Foto: LEW, Daniel Föst
