<strong>Trianel</strong> <strong>AIXPRESS</strong>anfallen. Um hier eigene Erfahrungen berücksichtigen zukönnen, genügt es häufig schon, zwischen 20 und 100 Messsystemeim eigenen Gebiet als Referenzanlagen einzubauen.Gerade die heterogene Datenkommunikation gilt es auf dasjeweilige Stadtgebiet anzupassen.Sie sprechen gerade den aus Sicht vieler Versorger kritischenPunkt der Datenkommunikation an. Wie schätzenSie diesen ein?Der Aufbau der Datenkommunikation beinhaltet zum einenden technisch und ökonomisch optimalen Übertragungsweg.Dazu zählt aber auch die Bewältigung der Datenflut. Mit derAnzahl der Smart Meters steigt auch die Menge der Messdaten,die zu verarbeiten sind, immens an: Für ein Referenz-Stadtwerk erhöht sich das Datenvolumen um mehr als das14-fache. Diese Datenvolumina sind nur noch mit modernenIT-Architekturen und -Systemen beherrschbar. Dabei sinddie Kosten für diese Systeme im Wesentlichen Fixkosten, dieunabhängig von der Anzahl der Messstellen anfallen. Damitsind Stadtwerke für sich betrachtet erst mal gegenübergrößeren Regionalversorgern oder deutschlandweit agierendenMessstellenbetreibern im Nachteil. Allerdings habenStadtwerke ja bereits in vielen anderen Themen bewiesen,dass sie diesen Nachteil durch Kooperationen kompensierenbzw. sogar überkompensieren können.Jetzt haben wir bisher nur über die Kosten gesprochen,die das Smart Metering mit sich bringt. Können Stadtwerkedurch die Nutzung von Smart Meters denn auchKosten senken?Mögliche Mehrerlöse werden im Endeffekt erst dannentstehen, wenn Smart-Meter-Zählpunkte auch entsprechenddem tatsächlichen Verbrauchs-/Lastverlauf bilanziertwerden und nicht mehr anhand des vorherigen Standardlastprofils(SLP). Dann allerdings wird es sowohl für die Lieferantenals auch für die Verteilnetzbetreiber (VNB) interessant.Bei vielen Stadtwerken ist in den vergangenen Jahren dieDifferenzbilanzkreis-Abweichung (DBA) enorm angestiegen,bei einigen mittleren Stadtwerken betrug diese Summe2012 zwischen 200.000 und 300.000 Euro. Jedoch ist inder Mehr-/Mindermengenabrechnung ein Durchschnittspreisanzusetzen und nicht die Ausgleichsenergiekosten, die demVNB tatsächlich entstehen. Wir haben diese Differenzbilanzkreis-Abweichungenim Rahmen unseres Netzwerks fürmehrere Stadtwerke mit einem eigens entwickelten Analysetoolbewertet. Vereinfacht kann man sagen: Je wenigerSLP-Lieferstellen im Netz bestehen, desto geringer sind dieKosten aus der Differenzbilanzkreis-Abweichung. Hierzukönnen Stadtwerke Smart Meters ganz gezielt einsetzen,die vereinfacht gesprochen wie RLM-Lieferstellen bilanziertwerden.Mehrere Versorger sind gegenwärtig im Rahmen von Pilotprojektendabei, die tatsächlichen Verbrauchsverläufe zuanalysieren und die vertrieblich interessanten Kundensegmentezu identifizieren. Diese interessanten Kunden werdensie mit speziell zugeschnittenen Lieferangeboten versuchenzu gewinnen (Cherry Picking). Wenn Stadtwerke dies nichtebenso schnell vorantreiben, verlieren sie die Margen fürdiese Kundensegmente an fremde Vertriebe. Dabei nutzen diefremden Vertriebe die neue Infrastruktur, in die der jeweiligeMessstellenbetreiber (i.d.R. der Verteilnetzbetreiber) investierthat und die er diskriminierungsfrei zur Verfügung stellen muss.Gegenwärtig laufen viele Pilotprojekte, gleichzeitigscheint der Großteil der Stadtwerke eine abwartendeHaltung einzunehmen. Wie erklären Sie sich das und wieschätzen Sie dies ein?Für viele Unternehmen war bisher die ungeklärte Finanzierungder Investitionen ein wesentliches Hemmnis. Dafürgibt die KNA mit der Mischfinanzierung eine klare Empfehlung.Diese hat zwar gegenwärtig noch keine rechtlicheBindung, allerdings ist es eine Indikation als Grundlage füreine entsprechende Verordnung – voraussichtlich Anfang2014. Zwischenzeitlich ist die KNA bereits im Auftrag derBundesregierung vom BMWi an die EU-Kommission übersandtworden, als Vorschlag, wie Deutschland abweichendvom EU-Rollout-Szenario die EU-Vorgaben erfüllen kann.Betrachtet man die KNA im europäischen Kontext und unterder Zielsetzung, Smart Meters flächendeckend in Europaeinzuführen, so enthält die deutsche Kosten-Nutzen-Analyseaus EU-Sicht keine Auffälligkeiten.Viele Stadtwerke nennen auch die fehlenden Zertifizierungendes BSI-Schutzprofils als Hemmschuh für eine Einführung von8
Smart Meters. Es ist richtig, dass dieser Prozess immer nochläuft. Wie gesagt, erwarten wir den Abschluss des ZertifizierungsprozessesMitte 2015. Aber auch schon jetzt könnenMesssysteme eingebaut werden, da diese bis zu acht Jahren(= eine Eichperiode für elektronische Zähler) verwendetwerden dürfen.Welche Praxis-Erfahrungen haben Sie bereitsgesammelt?Da kommen mittlerweile einige zusammen. An erster Stellemöchte ich unser Pilotprojekt gemeinsam mit den StadtwerkenHeidelberg ansprechen. Hier haben wir ein neu gebautesWohngebiet komplett mit intelligenten Strom-, Wärme- undWasserzählern ausgestattet. Insgesamt werden das rund 5000Zähler. 1400 Strom-, Wasser- und Wärmemengenzähler sindbereits an das <strong>Trianel</strong> Meter-Data-Management-System (MDM)angeschlossen, mit dem wir die Daten auslesen und die Gatewayskonfigurieren und verwalten.Ebenso installieren wir intelligente Messsysteme in Kooperationmit weiteren Stadtwerken, beispielsweise im Rheinland.Auch hier setzen wir intelligente Zähler und unser MDMspartenübergreifend ein: im Bereich Strom, Warm-, Kaltwasserund Wärme sind das insgesamt rund 320 Stück.Last but not least steuern wir rund 160 direktvermarkteteEE-Anlagen. Im Juli haben wir erstmals Anlagen aufgrundvon negativen Börsenpreisen in der Mittagszeit für eine Viertelstundeaus dem Wind gedreht.Herr Karnhof, vielen Dank für das Gespräch.FAKTEN ZUR KOSTEN-NUTZEN-ANALYSEAuftraggeber: Bundesministerium für Wirtschaft undTechnologie (BMWi)Auftragnehmer: Ernst & Young, verantwortlicherProjektleiter: Dr. Helmut EdelmannERGEBNISZUSAMMENFASSUNG:Flächendeckender Rollout von Messsystemenbei allen Letztverbrauchern nach § 21cvolkswirtschaftlich nicht sinnvoll, stattdessenstufenweise Einführung in Form des „Rollout-Szenario Plus“.Rolle des Gateway-Administrators liegt beimgrundzuständigen Messstellenbetreiber (derjenigemit den meisten Messstellen im Netzgebiet)Finanzierung über Mischkalkulation(Solidarisierungsprinzip)• Kosten für Einführung werden von allenLetztverbrauchern getragen• Alle Kunden zahlen mind. 8,- Euro pro Jahr,Nutzer eines iZählers zahlen 42,- Euro pro Jahr,Nutzer eines intelligenten Messsystems zahlen72,- Euro pro Jahr.ECKPUNKTE „ROLLOUT-SZENARIO PLUS“Einführung intelligenter Zähler mit zwei Messtechniken:Mit einem Smart Meter & Gateway (Smart-Meter-Messsystem) sollen ausgestattet werden(Pflichteinbauten):• alle Letztverbraucher >6.000 Kilowattstunden• alle EEG- und KWK-Erzeugungsanlagen>250 Watt (bisherige Regelung EnWG >7Kilowatt Neuanlagen), dies gilt auch für alleBestandsanlagen• bis 2018Mit einem Smart Meter & externemWohnungsdisplay (iZähler) sollen ausgestattetwerden:• alle anderen Letztverbraucher• beim turnusmäßigen Zählerwechsel (spätestensnach 16 Jahren Laufzeit der bisherigenMesstechnik)• Wälzung von 1/16 des Bestands jährlich• 80 Prozent bis 2024Abschluss der Rollout-Phase bis 2028 (100 Prozent).9
Change language