Smart Meter

Eine Messstelle ist vereinfacht gesagt der Stromzähler zwischen dem Netz und der Kundenanlage. Der Messstellenbetreiber installiert, wartet und betreibt die dortigen Messsysteme.

Ähnlich wie beim Strommarkt wurde das Messwesen liberalisiert. Der ganze Markt hat sich somit geöffnet und jeder Energieverbraucher kann den Messstellenbetreiber frei wählen. Grundlage hierfür ist das Messstellenbetriebsgesetz aus dem Jahr 2016.

Durch die Liberalisierung unterscheidet man zwischen dem grundzuständigen und wettbewerblichen Messtellenbetreiber. Der grundzuständige Messstellenbetreiber ist traditionell der Betreiber der örtlichen Verteilnetze – das ist in der Regel das Stadtwerk oder privatwirtschaftliche Energiekonzerne. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber sind Unternehmen, die die identischen Aufgaben eines grundzuständigen Messstellenbetreiber übernehmen und den Zähler darüber hinaus als Teil eines Gesamtkonzepts sehen. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber sind daher vorrangig in bestimmten Branchen oder für Filialen aktiv.

Der Strommarkt wird sich in den nächsten Jahren fundamental ändern. Auch die Geschäftsmodelle werden sich wandeln. Datenbezogene Mehrwertdienste werden für immer mehr Stromanbieter ein Weg sein, um sich vom ruinösen Preiskampf abzuheben. Das Zentrum dieser Entwicklung ist der intelligente Zähler. Nur wer zukünftig die Datenflüsse und den Zähler im Griff hat, kann unserer Meinung mit Mehrwerten und Dienstleistungen rund um den Zähler weiterhin am Markt bestehen.

Ab einem Jahresverbrauch von 10.000 kWh oder bei Erzeugungsanlagen ab 7 kWp müssen zukünftig intelligente Messsysteme installiert werden. Ab 2020 sogar wird diese Schwelle sogar auf 6000 kWh reduziert. Wir gehen davon aus, dass es jeden 2. Landwirt treffen wird. Für uns daher ein wichtiges Thema mit dem wir uns beschäftigen mussten.

Detaillierte Antwort darauf gibt in erster Linie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende, worin die Einbaupflicht der Messsysteme verankert ist. Die wichtigste Essenz daraus ist, dass mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien die Stromversorgung mehr oder weniger großen Schwankungen unterliegen. Dies ist stark davon abhängig, welche Tages- und Jahreszeit es ist.

Der altbekannte und analoge Ferraris Zähler wird abgeschafft und wird durch einen digitalen Zähler ersetzt. Der digitale Zähler wird schließlich intelligent durch Schnittstellen und einer Kommunikationseinheit, die nicht nur Daten senden, sondern auch empfangen kann. Das heißt, der intelligente Zähler macht die Ablesung vor Ort überflüssig. Die Zählerdaten werden elektronisch an den Netzbetreiber oder Stromlieferant übermittelt.

Kunden sehen zum ersten Mal detailliert wann sie wieviel Strom verbrauchen und nicht nur eine einzelne Zahl. Durch die zum Teil sekundengenaue Erfassung kann der Verbrauch besser nachvollzogen und per Online-Portal oder App visualisiert werden. Anhand der Informationen können Verbrauchsspitzen erkannt werden und dadurch Storm eingespart werden.

Durch die Schnittstellen und die Möglichkeit, dass der Zähler auch Daten empfangen kann, können perspektivisch neben dem genauen Messen auch Steuerungsfunktionen realisiert werden.

Der Netzbetreiber sieht nur seine reine Einbaupflicht, die Messsysteme in der Masse einzubauen. Wir haben uns das Ziel gesetzt aus der Pflicht einen Mehrwert für den Landwirt zu machen. Kurz gesagt: Wenn schon der neue Zähler kommt, muss der Landwirt etwas davon haben.

Wir gehen die Produktentwicklung sehr praxisnah und unter Einbeziehung vieler Kundenmeinungen an. Aus diesem Grund betreiben wir gegenwärtig Pilotprojekte im Bereich Milchvieh und Schweinemast. Die Landwirte sehen darin ihren Verbrauch visualisiert im Zeitverlauf. In einem visualisierten Betriebsvergleich, kann zu dem der Landwirt selbst sehen, ob sein Betrieb im direkten Vergleich mit ähnlichen Betrieben einen hohen oder niedrigen Stromverbrauch hat. Viele Landwirt waren darüber überrascht. Zum Teil gab es hohe Abweichungen. Ziel ist es von den Besten zu lernen.

Parallel betreiben wir ein Forschungsprojekt mit der technischen Hochschule Ingolstadt. In diesem geht es darum, dass Betriebe mit hochauflösender Messtechnik ausgestattet werden, um den Verbrauch pro Gerät zu messen und darin den „Fingerabdruck“ zu erkennen. Wenn wir einmal den „Fingerabdruck“ beispielsweise einer Melkanlage erkannt haben, können wir dann ohne den Einsatz zusätzlicher Technik die Melkanlage aus dem Gesamtverbrauch herauslesen. Für den Landwirt die Möglichkeit noch genauer den Verbrauch zu analysieren.

Als ich die ersten Kongresse zu diesem Thema besucht habe, waren viele lokale Netzbetreiber anwesend. Dort war von Begeisterung wenig zu spüren. Ganz im Gegenteil gingen Sie das Thema sehr lustlos an. Deren Hauptaugenmerk war, wie sie ihre Einbauquoten erfüllen. Da war nicht viel von den möglichen Mehrwerten, die die neue Technik bringt, die Rede.

Die Pflicht einen intelligentes Messsystem einzubauen besteht theoretisch bereits heute schon. Ab einem Jahresverbrauch von 10.000 kWh und Erzeugungsanlagen ab 7 kWp müssen intelligente Messsysteme eingebaut werden. Die sicherheitstechnischen Anforderungen an das Messsystem sind jedoch sehr hoch. Erst wenn drei voneinander unabhängige Hersteller diese Anforderungen erfüllen, kann der Einbau starten. Wir gehen davon aus es bis Ende des Jahres soweit sein wird.

RLM-Zähler sind von der Einbaupflicht intelligenter Messsysteme nicht betroffen. Aktuell wird davon ausgegangen, dass sich diesbezüglich in den nächsten 10 Jahren auch nichts ändern wird. RLM-Zähler decken bereits heute schon Funktionen intelligenter Messsysteme aus, wie z.B. die Fernübertragung von Daten. Als wettbewerblicher Messstellenbetreiber wird LandEnergie auch RLM-Zähler zu in vielen Netzgebieten attraktiven Preisen anbieten.

Nein, hier ist der Gesetzgeber klar. Die Praxis wird zeigen, ob der Einbau bei allen Kundenanlagen durchgeführt werden kann.

Wir werden auf Partner zugreifen, die jahrzehntelange Erfahrung auf dem Gebiet haben. Mit der Heinz Lackmann GmbH & Co. KG aus Münster haben wir ein Unternehmen gefunden, dass seit 60 Jahren Erfahrungen im Einbau und im Betrieb von Stromzählern hat. Es ist durchaus möglich, dass wir unser Netzwerk ausweiten.

Jedes Gerät, dass Daten über Funk und Kabel übermittelt ist auch angreifbar für Personen mit kriminellen Absichten. Aus den Daten des Messsystems können theoretisch Gewohnheiten aus dem Alltag gewonnen werden, ob man eben zu Hause ist oder doch gerade mit dem Hund Gassi geht.

Aus diesem Grund hat der Gesetzgeber sehr hohe Anforderungen an die Hardware und Software definiert für deren Einhaltung das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zuständig ist. Die Anforderungen gehen sogar soweit, dass der Lieferweg des Zählers bis zum Einbau, ähnlich wie beim Geldtransport, gesichert und lückenlos dokumentiert werden muss.

Nein, Sie können frei darüber entscheiden, wer ihr Messstellenbetreiber ist. Von daher können auch zwei unterschiedliche Unternehmen diese Rollen für Stromlieferung und Messstellenbetrieb haben.

Das Ziel des Gesetzgebers ist der flächendeckende Rollout. Aufgrund der Einbauverpflichtung der Netzbetreiber werden also die meisten PV-Anlagenbetreiber in den kommenden Jahren mit Intelligenten Zählern zwangsbeglückt. Dies betrifft sowohl neue PV-Anlagen als auch Anlagen im Bestand, sofern diese eine Leistung von mehr als 7 kWp haben. Kleinere Anlagen (1 bis 7 kWp) unterliegen zwar nicht der direkten Einbaupflicht, jedoch steht es den Netzbetreibern optional frei, auch hier den Einbau eines Intelligenten Zählers zu verlangen. Für zwischenzeitlich verbaute Messsysteme, die noch nicht den Rollout Standards des BSI genügen, besteht allerdings ein achtjähriger Bestandsschutz.

PV-Anlagen mit einer Leistung größer als 100 kWp werden vom Rollout erst etwas später betroffen sein. Intelligente Zähler sollen zwar mittelfristig auch bei großen Anlagen die Rundsteuerempfänger für das Einspeisemanagement der Netzbetreiber ersetzen. Dazu müssen allerdings zunächst Schnittstellen am Smart Meter Gateway etabliert und die Marktkommunikation angepasst werden. Bei Anlagen größer als 100 kWp wird die Einbaupflicht deshalb frühestens ab 2020 beginnen, vermutlich sogar erst ab 2022. Bis auf weiteres müssen die Netzbetreiber die Intelligenten Zähler nach den Vorgaben des EEG 2017 jedenfalls nicht für das Einspeisemanagement nutzen.

Anderes gilt nach dem EEG jedoch für die Fernsteuerung des Direktvermarkters bei solchen Anlagen, deren Strom im System der Marktprämie veräußert wird: Hier muss ab Einbau eines Intelligenten Zählers künftig die Fernsteuerung grundsätzlich über das Smart Meter Gateway laufen. Voraussetzung hierfür ist allerdings, dass die entsprechend kompatible und sichere Fernsteuerungstechnik gegen ein – gesetzlich nicht näher bestimmtes – „angemessenes Entgelt“ am Markt vorhanden ist. Ob und wie das gelingt, ist derzeit unklar. Außerdem gilt ein fünfjähriger Bestandsschutz für bereits verbaute Fernsteuertechnik der Direktvermarkter.

Im Vordergrund steht die Visualisierung der PV-Anlage, also Einspeisung, Eigenverbrauch, Autarkiegrad. Mit weiteren Kennzahlen zur Anlage lässt sich prinzipiell ermitteln, wie gut die Anlage funktioniert, ob Module defekt sind, z.B. nach einem Hagelereignis und ob eine Reinigung der Anlage sinnvoll ist.

Zum Beispiel wenn die Anlage nach 20 Jahren keine Förderung mehr erhält? Langfristig können durch den Intelligenten Zähler aber durchaus weitere Vorteile entstehen – etwa bei der Vermarktung des überschüssigen Stroms nach Ende der EEG-Vergütung, der Gestaltung passgenauer Messkonzepte oder bei der Nutzung flexibler Stromtarife. Mit den vorhandenen Daten, also dem Stromverbrauchslastgang und der Stromerzeugung der Anlage, lassen sich die Möglichkeiten für den Weiterbetrieb der Anlage ermitteln und bewerten. Macht ein Batteriespeicher Sinn, wie groß sollte er sein, etc.

Eine Strom-Cloud ist vergleichbar mit einem Bank-Konto. Im Bild des Bankkontos gesprochen besteht die Möglichkeit, Bargeld, das aktuell nicht benötigt wird, auf das Bankkonto einzuzahlen. Die Summe wird auf dem Bankkonto gutgeschrieben. Wird Geld benötigt, kann man es abgehoben werden. Analog dazu ist die Strom-Cloud zu verstehen. Überschüssiger Strom der PV-Anlage wird in der Cloud gutgeschrieben. Erzeugt die PV-Anlage weniger Strom als benötigt, wird Strom aus der Cloud abgebucht. Die Strom-Cloud ist oftmals eine Ergänzung zum Batteriespeicher, die die Anbieter dieser Strom-Cloud mitverkaufen. Mit Hilfe des Batteriespeichers kann der Anlagenbetreiber seinen Eigenstromanteil erhöhen. Da er sich jedoch nicht zu 100 % selbst versorgen kann, übernimmt den übrigen Anteil die Strom-Cloud.

Die Strom-Cloud ist ein virtuelles Konstrukt. Da der Anbieter der Strom-Cloud den Strom nicht speichern kann, muss er an andere Marktteilnehmer verkauft werden. Im einfachsten Fall erfolgt dies an den Netzbetreiber und wir mit der Einspeisevergütung verrechnet. Wird Strom benötigt, erhalt der Kunde Strom aus dem Netz, den der Anbieter mit Zertifikaten „grün“ wäscht. Im Prinzip erhalt der Kunde Ökostrom. Ein weiterer Haken kann die Vermarktung der Speicherkapazität durch den Anbieter der Cloud sein. Der Kunde räumt dem Betreiber ein, den Speicher für Vermarktungszwecke an der Börse zu nutzen. Wie sich diese Ein- und Ausspeicherungen auf den Batteriespeicher langfristig auswirken, ist noch nicht abschätzbar, gerade wenn es um Garantieansprüche geht. Zu guter Letzt beziehen sich die Anlagen rein auf geförderte Anlagen im Rahmen des Erneuerbaren Energien Gesetzes. Das heißt im Umkehrschluss: Möchte ein Anlagenbetreiber das Modell nutzen, ohne das seine Anlage gefördert wird, hat er schlechte Karten.

Unsere Erfahrung zeigt, dass im Durchschnitt jeder dritte LandEnergie-Kunde eine PV-Anlage besitzt. Die ersten Anlagen laufen Ende 2020 aus der Förderung. Wir möchten, dass alle Anlagenbetreiber von diesem Modell profitieren. Deshalb setzten wird auf das Modell der Strom-Community.

Die Strom-Community greift den Gemeinschaftsgedanken der Maschinenringe auf und macht sich ein Grundmodell der Energiewirtschaft zu nutzen, das Bilanzkreismodell. Der Bilanzkreis ist wie ein Strom-See zu sehen. Es gibt Zuflüsse, die Anlagenbetreiber, die Strom einspeisen, und es gibt Abflüsse, Stromabnehmer, die Strom beziehen. LandEnergie sorgt dafür, dass im See immer genug Energievorhanden ist, den Bedarf der Community zu decken. Da in der Maschinenring-Gemeinschaft alle unterschiedlichen Erneuerbaren Energie-Anlagen, von der Biogas-Anlage über Windrad und PV-Anlagen vorhanden ist, ist unser Ziel, zu jedem Zeitpunkt den Bedarf decken zu können. Wird weniger erzeugt als benötigt, kaufen wir Strom an der Börse zu. Wenn im Gegensatz mehr Strom als benötigt erzeugt wird, verkaufen wir den Strom an der Börse und sorgen für Zusatzerlöse für den Landwirt.