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Energiewende Emissionshandel Innovationen Kraftwerke RWE Versorgungssicherheit Batteriespeicher Elektrifizierung
Zurück zur ÜbersichtEinführung von intelligenten Stromzählern lässt auf sich warten
Die Technologie für Smart Meter ist vorhanden. Doch der Umgang mit den Daten erfordert langwierige Verfahren

Der heimische Stromzähler bekommt in der Regel genau einmal im Jahr besondere Aufmerksamkeit: Wenn es darum geht, die Werte für die Jahresrechnung des Stromanbieters abzulesen. Doch selbst das könnte in vielen Haushalten künftig überflüssig werden: Mit der flächendeckenden Einführung sogenannter Smart Meter, also intelligenter Strommess-Systeme, sollen Werte automatisch abgelesen, übermittelt, analysiert werden. Der Stromkunde kann seinen Verbrauch bequem per App oder Onlineportal im Blick behalten. So zumindest will es das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende.

„Die Digitalisierung der Energienetze ist zentrale Voraussetzung für die Netzintegration von Erneuerbaren Energien und Elektromobilität“, schreibt dazu das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. Das alles geschieht im Rahmen des Umbaus der Energienetze zu sogenannten Smart Grids – übergeordnetes Ziel ist dabei die Vernetzung aller Akteure der Stromversorgung.

Langfristig sollen auch Smart Meter dazu beitragen, Stromerzeugung und -verbrauch optimal aufeinander abzustimmen. Strom aus Erneuerbaren und die veränderten Anforderungen durch die steigende Nutzung von E-Mobilität lassen sich so effizienter in das Versorgungssystem integrieren. Indem auch dezentrale Erzeuger wie Photovoltaik- und Windkraftanlagen steuerbar werden, sind Stromflüsse insgesamt besser regelbar. Dadurch können eine höhere Netzstabilität sichergestellt, Lastspitzen reduziert und Kosten gesenkt werden.

Detaillierte Analyse des Stromverbrauchs mit Smart Metern

Nicht nur die Versorgungssicherheit insgesamt, sondern auch Verbraucher sollen von Smart Metern profitieren. Diese machen exaktere Abrechnungen ohne Abschlagszahlungen sowie variable Stromtarife möglich, die den Preis der Nachfrage und Verfügbarkeit von Energie anpassen.

Der gesetzliche Rahmen sieht vor, dass bis zum Jahr 2032 jeder Haushalt anstelle des alten, elektromechanischen Ferraris-Zählers über eine digitale Messstelle verfügen muss. Darunter fallen auch simple „moderne Messsysteme“, die Werte digital anzeigen und Verbrauchsdaten speichern, aber weiterhin manuell abgelesen werden müssen.

Den eigentlichen Fortschritt bringen jene intelligenten Messsysteme, die mithilfe eines Kommunikationsmoduls Daten an einen Server des Messstellenbetreibers übertragen. Von dort werden diese Energieversorgern und Endverbrauchern zur Verfügung gestellt. 2017 hatten nach Angaben der Bundesnetzagentur noch rund 84 Prozent der Haushalte den elektromechanischen Zähler, nur bei 14 Prozent war ein simples modernes Messsystem installiert.

Infobox: Betriebskosten von Stromzählern

Für den Betrieb ihres Stromzählers werden Verbraucher heute in der Regel über den Grundpreis des Anbieters zur Kasse gebeten. Bisher belaufen sich diese Kosten laut Stiftung Warentest auf durchschnittlich acht Euro pro Jahr. Die neuen Messstellen dürfen laut Messstellenbetriebsgesetz mehr kosten: Für die einfachen digitalen Geräte liegt die Obergrenze bei 20 Euro jährlich, bei den intelligenten Zählern dürfen es abhängig vom Jahresstromverbrauch bis zu 130 Euro sein. Noch teurer kann es werden, wenn der Einbau ohne entsprechende Verpflichtung erfolgt. Zuständig für den Austausch sind die Messstellenbetreiber, also in der Regel die örtlichen Netzbetreiber – nicht der Stromlieferant.

Kunden sind in der Wahl des Messstellenbetreibers ebenso frei wie in der Wahl ihres Stromanbieters. Bislang gibt es allerdings kaum alternative freie Anbieter für den Messstellenbetrieb. Freie Betreiber sind zudem nicht an die gesetzliche Preis-Obergrenze gebunden, was für die Kunden aber nicht automatisch bedeuten muss, dass es teurer wird. Laut BHKW-Forum, einem Verein, der Verbraucher über Technologien im Energiebereich informiert, berechnet der bislang einzige bundesweit bei Privatkunden agierende freie Betreiber (Stand: Juni 2019) für den Smart-Meter-Betrieb 60 Euro jährlich.

Bisher nur ein Gerät mit amtlicher Zertifizierung

Für Stromkunden mit einem jährlichen Verbrauch von mehr als 10.000 kWh sind Smart Meter auf dem Papier bereits verpflichtend, im Jahr 2020 wird diese Grenze auf 6000 kWh abgesenkt. Auch Nutzer von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (zum Beispiel Wärmepumpen) oder Stromerzeuger, wie etwa Betreiber von Solaranlagen mit einer Leistung von sieben Kilowatt und mehr, müssen Smart Meter nutzen. In der Praxis greift die Einbaupflicht allerdings erst, wenn drei Geräte verschiedener Hersteller auf dem Markt sind.

Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) hält die Einführung grundsätzlich für sinnvoll, kritisiert allerdings das schleppende Tempo, für das er das „überkomplexe“ Zertifizierungsverfahren verantwortlich macht: Ursprünglich hatte die Regierung den sogenannten Rollout, die Markteinführung, und den Beginn der Einbaupflicht für das Jahr 2017 geplant.

Am Geräte-Angebot mangelt es nicht, doch von neun Zertifizierungsverfahren, die im vergangenen Jahr beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) anhängig waren, ist bislang nur eines erfolgreich abgeschlossen worden. Seit Dezember 2018 hat ein Gerät der Mannheimer Firma Power Plus Communications (PPC) die amtliche Zertifizierung. Zwei weitere Hersteller, die ebenfalls in Deutschland beheimatete Firma EMH Metering und das französische Unternehmen Sagemcom rechnen in Kürze damit; vier andere Unternehmen zumindest noch im Laufe des Jahres.

Hohe sicherheitstechnische Anforderungen

Weil die durch Smart Meter gesammelten Daten viel über Alltag und Gewohnheiten der Verbraucher verraten, stellt das Messstellenbetriebsgesetz hohe sicherheitstechnische Anforderungen, die das BSI in seinem Prüfverfahren berücksichtigen muss.

Die hohen Erwartungen an das Sicherheitsniveau der Geräte hält der BNE für problematisch, wie er Ende 2018 in einem offenen Brief an das Wirtschaftsministerium betonte. Der Verband fordert mehr Pragmatismus: Die gesetzlichen und behördlichen Vorgaben müssten auf Mindestanforderungen begrenzt werden, sich etwa am Vorbild der EU-Eichrechtsvorgaben orientieren. Der praktizierte Zertifizierungsprozess verhindere, „dass die ganze Bandbreite innovativer Messtechnologie in den Dienst der Energiewende gestellt werden kann“.

Geräte bleiben hinter dem technischen Möglichen zurück

Die Kritik sei weiterhin aktuell, teilt eine Sprecherin des BNE auf Anfrage mit: „Da sich Geschäftsmodelle der digitalen Energiewende viel schneller als gedacht entwickeln, braucht es einen klaren und widerspruchsfreien Regulierungsrahmen, der sowohl Datenschutz und Sicherheitsstandards vorgibt als auch einen Wettbewerb um die besten Lösungen ermöglicht“. Denn die Geräte der ersten Smart-Meter-Generation, die nun nach und nach zertifiziert werden, würden bei weitem hinter dem technisch Machbaren zurückbleiben. Daher tendiere der Nutzen für die Kunden gegen Null.

Anfang des Jahres hatte das Beratungsunternehmen Ernst & Young in seinem „Barometer Digitalisierung der Energiewende“ Deutschland mit einem „nicht ausreichend“ bewertet.

Bald nun werden drei zertifizierte, aber „veraltete“ Geräte verfügbar sein und der Rollout mit zweijähriger Verspätung beginnen. Keine guten Aussichten für das Ziel, die Verbraucher von den Vorteilen der intelligenten Systeme zu überzeugen.

Bildnachweise: LeahKat, shutterstock.com; ChiccoDodiFC, shutterstock.com

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