Der weitere Erfolg der Energiewende hängt auch und ganz wesentlich von der erfolgreichen Digitalisierung ab. Allein im Juni gab es 141 Stunden mit negativen Preisen und der Marktwert für Solarstrom sank auf 1,84 Cent pro Kilowattstunde. Ein Grund dafür: Der Verbrauch, egal ob Elektroauto, Wärmepumpe oder Waschmaschine, kann sich noch nicht flexibel am Angebot ausrichten. Denn dafür bräuchte es, wer wüsste das nicht, einen Smart Meter.
Denn ohne digitale Infrastrukturen bleibt das Energiesystem blind. Die Folge sind steigende Redispatch-Kosten, verringerte Marktwerte für erneuerbare Energien und Gefahren für die Netzstabilität. Doch beim Rollout tut sich Deutschland seit Jahren sichtlich schwer. Während die meisten europäischen Nachbarländer längst an der 100 Prozent-Quote kratzen, krebsen wir bei erschreckenden 3 Prozent herum.
Die Gründe dafür sind branchenintern seit langem bekannt: Der Rollout gemäß Messstellenbetriebsgesetz ist überreguliert, überkompliziert und dysfunktional. Die 850 grundzuständige Messstellenbetreiber sind oftmals schlicht und einfach überfordert. Hunderte von Ihnen haben noch nicht ein einziges! intelligentes Messystem verbaut. Das lässt sich durch verschiedene Faktoren erklären, etwa: Zu hohe technische Komplexität, überzogene Zertifizierungshürden, fehlende Skaleneffekte, aber vor allem auch eine Marktstruktur, die Wettbewerb und Innovation verhindert.
Mehr als zwei Jahre nach dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende muss leider konstatiert werden: Es braucht einen weiteren Neustart.
Unter unserer Federführung haben sich führende Unternehmen der Branche auf Maßnahmen verständigt, die der Digitalisierung neuen Schwung verleihen würden.
Freie Fahrt für einfache smarte Messgeräte
Zunächst: Die hiesige „one size fits all“-Einheitslösung hat sich nicht bewährt. Zu unterscheiden sind die Kunden mit externem Steuerbedarf und solche Kunden die allein einen smarten Tarif nutzen wollen.
Für steuerbare Verbraucher und Einspeiser (Pflichteinbaufall) – also etwa §14a EnWG-Lasten, Photovoltaik-Anlagen ab7 Kilowatt – ist der Einbau intelligenter Messsysteme Pflicht. Diese Systeme müssen nicht nur genau messen, sondern auch verschlüsselte Steuerbefehle des Netzbetreibers empfangen und verarbeiten können sowie steuerbar sein. Die Anforderungen an die Systemstabilität sind hoch, daher ist hier der Einsatz von intelligenten Messsystemen gerechtfertigt und notwendig. Aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Netzbetreiber ist dafür ein hoher Standardisierungsgrad nötig.
Für Endkunden ohne Steuerungsbedarf, die lediglich variable Stromtarife nutzen wollen, reicht ein einfacher smarter Zähler, ein sogenannter Smart Meter light. Nötig ist hierbei allein die viertelstündliche Messung und Übertragung der Verbrauchswerte. Ein intelligentes Messsystem wäre hier technisch überdimensioniert und wirtschaftlich ineffizient.
Mehr Wettbewerb statt fortgesetzter Ineffizienz in staatlichen Monopolstrukturen
Des Weiteren muss dringend der Wettbewerb gestärkt werden. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber sind zentrale Treiber der Digitalisierung und des Smart-Meter-Rollouts in Deutschland, da sie Innovationen vorantreiben und Kunden flexible, marktorientierte Lösungen bieten. Ihr Potenzial wird jedoch durch die bestehenden Marktstrukturen ausgebremst: grundzuständige Messstellenbetreiber, meist identisch mit den Verteilnetzbetreibern, überwachen gleichzeitig die wettbewerbliche Messstellenbetreiber, obwohl sie in wirtschaftlicher Konkurrenz stehen. Diese Interessenkonflikte führen zu Marktverzerrungen, Diskriminierungen und einem hohen Kommunikationsaufwand. Nur durch die Anpassung der regulatorischen, prozessualen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen kann die Innovationskraft der wettbewerblichen Messstellenbetreiber voll ausgeschöpft und ein skalierbarer, kundenorientierter Rollout digitaler Infrastruktur gewährleistet werden.
Blindflug in den Verteilnetzen beenden
Genauso wichtig ist die Digitalisierung der Verteilnetze selbst. Während der Großteil der Energiewende genau hier stattfindet, fehlt es an Transparenz und digitaler Steuerbarkeit. Viele Netzbetreiber haben kaum Daten über Einspeisung und Verbrauch: Dadurch wird eine vorausschauende Planung unmöglich und Anschlussprozesse geraten ins Stocken. Statt gezieltem Netzmanagement dominiert reaktives Handeln – teuer, pauschal und ineffizient. Das Ergebnis sind steigende Redispatchkosten und wachsende Risiken für die Versorgungssicherheit. Klar ist: Ohne eine konsequente Digitalisierung bleiben die Verteilnetze das schwächste Glied der Energiewende.
Fazit
Die Energiewende braucht keine weiteren Detailvorgaben, sondern ein Einfaches, digitalisiertes und wettbewerbliches Marktumfeld. Digitalisierung sorgt für Transparenz und Steuerbarkeit, Wettbewerb sorgt für Innovation und Kundennähe und Entbürokratisierung sorgt für Tempo und Effizienz. Nur so kann Deutschland die Energiewende effizient, sicher und günstig voranbringen.
— Der Autor Robert Busch ist Geschäftsführer des Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne). —
Hier findet sich das vollständige Positionspapier des bne
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Ich sehe das ein wenig anders. Die maßgebliche EU-Richtlinie zum Smartmeter-Rollout ist von 2009. Nach 16 Jahren haben wir in D nun endlich die Standards und Zertifizierungen für unsere bidirektionalen Smartmeter fertig bekommen. Und nun, wo die schwere Geburt endlich vollbracht ist, wollen wir das nicht nutzen und auf einen technischen Stand von vor 10 Jahren zurück gehen.
Natürlich: Stand heute hat eine Wohnung in einem Mehrfamilienhaus keine Wärmepumpe, keine Klimaanlage, keine Wallbox und auch keinen 10 kWh-Speicher. Da ist nichts zu schalten und ein Smartmeter light würde heute reichen. Aber wer weiß, wie das in 5-10 Jahren aussieht? Wollen wir dann die nächste Smartmeter-Umbau-Welle starten? Rein auf die Hardware bezogen ist der Kostenunterschied zwischen bidirektionalen Smartmetern und Smartmetern light gering und deshalb sollten jetzt überall bidirektionale Smartmeter installiert werden, um dann wirklich das intelligente Netz für die Zukunft zu bauen.
Vor allen Dingen funktioniert die Technik ja nun endlich. Die technischen Fragen sind gelöst. Das ursächliche Problem – und das wird ja auch im Artikel deutlich – sind die ganzen unfähigen Verteilnetzbetreiber. Und diese Unfähigkeit der VNB verhagelt uns gerade auch die Energiewende. Ohne mehr Großspeicher am Netz können wir den weiteren Zubau von EE-Kapazitäten kaum noch sinnvoll nutzen. Es sind die VNB, die aktuell fast alle Speicherprojekte abwürgen. Und im Übrigen bekommen die VNB auch Ortstrafos etc. nicht digitalisiert.
Dann ist es vielleicht sinnvoller, an der Ursache anzusetzen, bei den VNB, als schlechte Workarounds um die VNB herum wie Smartmeter light zu etablieren. Die Politik kann den VNB härtere Vorgaben zum Rollout von Smartmetern, zum Anschluss von Großspeichern, zur Digitalisierung der Netze machen. Wer nicht liefert, verliert gegen Entschädigung sein Netz wegen erwiesener Inkompetenz, ein Verteilnetz zeitgemäß zu betreuen.
Die Geschwindigkeit unserer Energiewende wird maßgeblich durch die Schlechtesten und Inkompetentesten der gut 850 VNB definiert. Smartmeter light ändern daran wenig.
Wie immer wird in Deutschland eine von oben herab betrachtete Vorgabe als die Lösung angepriesen.
Wie beim Elektroauto und anderen Themen zur Energiewende, „schreit“ jeder den anderen an, er sei Schuld.
Ja, Deutschland hat schwerfällig begonnen. Man darf mich korrigieren, aber das liegt meiner Meinung nach an der Planwirtschaft.
Produkte haben sich immer nur dann durchgesetzt, wenn sie von der Masse akzeptiert werden.
Wer eine PV Anlage baut oder andere Regenerative Anlagen, macht das nur um wirtschaftliche Vorteile zu haben.
Die wenigsten sind bereit, dies nur aus ökologischer Sicht zu tun.
Ergo, muß man
A) Der Masse die Möglichkeit geben
B) sie lediglich animieren diese zu nutzen
Zu A) Warum ist es nicht einfach möglich, einen Anschluss „Strom“ zu bekommen, welcher NUR Strombezug zulässt?
Damit könnte Jeder eine Anlage / Sofort in Betrieb nehmen ohne die Überregulierung oder Wartezeiten oder Vorgaben.
B) Dynamische Stromtarife. Ich selbst nutze diesen auch und habe noch nie verstanden, warum ein einfacher Lesekopf auf dem Einfachen Zähler nicht ausreichend ist um die Messung zu übertragen.
Das ist einfach und lässt sich schnell umsetzen.
Was die Thematik Manipulation angeht – nur eine Bemerkung.
Das wird es immer geben, und kann nur durch Kontrolle verhindert werden – eine Verplombung ist ohne Kontrolle wirkungslos.
Quizfrage: wann ist der Anschluss zum letzten Mal kontrolliert worden?
Eine Sichtweise auf die Industrie/Wirtschaft sollte zu denken geben.
Warum wird Deutschland gerade etwas angehängt?
Weil die anderen Nationen besser sind? Das Glaube ich nicht. Wir waren immer stark, wenn es um Einfallsreichtum ging bei der Idee.
Wir sind unheimlich schlecht in der Umsetzung, weil wir alles immer erst anfangen, wenn 100% geregelt ist.
Das müssen wir ändern!
Und da muß der Lobbyarbeit einhalt geboten werden.
Wenn es was werden soll, müssen nicht die Netzbetreiber abgeholt werden, sondern die Millionen Haushalte. Egal ob Mieter oder Eigentümer.
Die Ganze Diskussion, würde dann gar nicht stattfinden.
Oder findet diese vielleicht nur deshalb statt, damit die vielen intelligenten Köpfe beschäftigt werden müssen? Manchmal kommt esir so vor.
Gruß
Einer von Millionen Haushalte, welcher schon seit Jahren Agil und Flexibel in der Industrie arbeitet und ständig versucht alte Denkstrukturen in Frage zu stellen.
PS: Das sollte also Denkanstoß zu lesen sein…
Hallo, wie immer eine supergenaue Information sowie Fachwissen. Solche Fachleute gehören an die Schaltstellen dass endlich was vorwärtsgeht. Wir hier in Deutschland sind 10 Jahre zurück wenn ich Schweden mit Deutschland vergleiche, denn dort lebt meine Tochter mit Fam.
Lese jeden Tag pv-magazine.de
Bitte weitermachen mit Fachberichte usw.
Zitat: „Denn dafür bräuchte es, wer wüsste das nicht, einen Smart Meter.“
Das ist schlichtweg nicht richtig. Kein Haushalt braucht ein sog. SmartMeter, kein PV Haushalt und auch kein Haushalt ohne PV. Ein einfacher Blick nach draußen (ganz real, echt und live) zeigt ob die Sonne scheint.
Sog. Smart Meter fordern Enrgiekonzerne und mit Ihnen verbundene Netzbetreiber (an e.ON hält RWE direkt 15%), um noch besser über die Gewohnheiten der Haushalte zu lernen und auf eigene Profite optimierte Stromtarife zu erstellen.
Und die sog. SmartMeter benötigt auch kein Netzbetreiber für den Betrieb des Verteilnetzes. Die VNB kennen ihre Netze und Lasten an den OrtsNetzTrafo’s (ONT) sehr, sehr gut, andernfalls hätten wir nicht seit Jahrzehnten sehr zuverlässige Netze (SAIDI).
Tranzparenz am ONT wäre nötig, analog zur Auslastung der Autobahnkreuze für den PKW Verkehr. Sichtbar über das WWW für jeden Interessierten, dann gäbe es Klarheit für alle Nutzer und nicht nur für wenige. Und Aussagen wären nachprüfbar, denn sehr häufig werden die Probleme in Höchstspannungebene ganz frech mit den nicht vorhandenen Poblemen in der Niederspannung vermischt – einfach weil es sonst nicht paßt.
Die Wahrheit liegt – wie so häufig – in der Mitte. Smartmeter für jedermann wurden damit bekämpft, dass Mieter doch keinen Vorteil davon hätten, da sie ihre Waschmaschine (keine Diskussion um Smartmeter in den letzten Jahren ohne die Waschmaschine) oder den Trockner nachts (in 2010-er Jahren war überwiegend der Nachtstrom günstig, AKWs lassen grüßen) wegen der Nachtruhe nicht laufen lassen können.
Mit der Bekämpfung der Smartmeter (Datenschutz, Kosten, etc.) über Nebenkriegsschauplätze wurde dann die wichtigste und einfachste Lastverschiebung, das Laden von E-Autos, ebenfalls verschlafen. Die einfachste Regelung wäre gewesen, dass jede Wallbox einen dynamischen Stromtarif nutzen *muss*.
Aber wie viele selbst öffentliche Ladestellen für Elektroautos haben dynamische Preise, um das Laden in der PV-Mittagsspitze bzw. am Wochenende anzureizen? Fast keine.
Typische Einfamilienhäuser haben in Zukunft eine Wallbox und eine Wärmepumpe. Zusammen – mit EMS – dürfen nach §14a EnWG beide 7,2 kW (zusätzlich zum Haushaltsstrom) verbrauchen. Bedeutet: in Mangelzeiten lädt das Elektroauto eben nicht mit 4 kW, sondern einfach gar nicht, und die Wärmepumpe benötigt eh nur im tiefsten Winter mal mehr als 7,2 kW, sprich: die Wärmepumpe läuft durch.
Auch hier wäre es relativ einfach, bei Verteilnetzproblemen am Ortsnetztrafo einfach das Laden von Elektroautos für die in §14a EnWG besagten paar Stündchen zu verbieten – für alle! Warum benötigt jemand Vertrauensschutz, zu jeder Zeit sein E-Auto laden zu können?
Zur Not muss ich dann an eine Ladesäule außerhalb meines Ortsnetztrafos fahren, wie eben zu einer Tankstelle, die auch nicht jeder direkt um die Ecke hat.
Auch hier ist die technische Reduzierung der maximalen Abnahme auf 4 kW pro regelbaren Verbraucher natürlich wieder eine schöne deutsche Regelung, aber die einfachere Variante wäre gewesen: einfach über den Verbrauch abrechnen und massiv bestrafen, wenn jemand in der Netzüberlastungsphase dann einen „atypisch“ hohen Stromverbrauch hat, der sich bspw. nur über das Laden eines Elektro-PKW ergeben kann.
Bei der Smart-Meter-Thematik fehlt die Abrechnung von bspw. dynamischen Netzentgelten nach maximaler Leistungsabnahme bzw. bei zu hoher Leistungsabnahme in Ortsnetzüberlastungssituationen.
Ich bin mir der Aussage zu Par. 14a EnWG nicht ganz sicher ob die Aussage hier so stimmt. Meiner Meinung nach ist ein reduzierter Betrieb immer möglich, so dass sich wie hier im Beispiel WP und E-Auto-Aufladung für den zeitlich beschränkten Zeitraum eben doch nutzen lassen. Es wird ja eben jeder Verbraucher einzeln vom Netzbetreiber angesteuert. PV Strom aus der Eigenerzeugung zählt nicht hierzu, oder aus der Batterie, und vergrößert dann ggf. die Leistung weiter. Wenn ich eine PV-Anlage und nur einen steuerbaren Verbraucher nach dem 1.1.2024 installiert habe zählt 4,2 kW, bei zwei mit Gleichzeitigkeit 7,56 kW, bei drei 10,5 kW.
Nebenbei: mit 4,2 kW elektrischer Energie, für max. 2 Std., kann eine WP für einen Haushalt ganz gut Heizleistung bereitstellen, klar, je nach momentanem COP. Gemeinsam mit dem thermischen Puffer(-speicher) dürfte das kaum ein Problem ergeben – im Regelfall.
Mat schrieb:
„Es wird ja eben jeder Verbraucher einzeln vom Netzbetreiber angesteuert.“
Und genau hier liegt das Problem, der Netzbetreiber hat ein Interesse daran, die Netze so schlecht zu managen wie möglich, um den Profit zu maximieren. Ein gut und weitgehend automatisch gemanagtes Netz ist kostengünstig zu betreiben, was die Grundlage für enorme Aufschläge auf den Strompreis für das Netzmanagement entzieht. Zudem hat der Netzbetreiber mit dem Strompreis primär nichts zu tun.
Von daher ist der Netzbetreiber schlecht bis gar nicht geeignet, ökonomische Vorteile weiter zu geben.
Wer tatsächlich die Finanzflüsse durchlaufen hat, das sind die Stromanbieter. Die könnten eine Preisgestaltung ermöglichen. Wenn da nicht wieder permanent die Netzbetreiber quer liegen würden und dynamische Netzentgelt mit allem, was möglich, ist verhindern.
Ohne dynamische Netzentgelte und Strompreise ist eine Anpassung von Angebot und Nachfrage marktwirtschaftlich schlich unmöglich.
( dynamischer Strompreis bei Tibber, heute, zwischen
26/29(29/31)—-32/33(34/45)—-19/20(29/31)—–33/34(39/51)ct/kWh
(nachts 0-5/23-0Uhr, morgens 6-9Uhr, mittags ca. 11-16Uhr, Abendspitze 18-21Uhr, (Tag zuvor) )