Das Bayernwerk ist der zweitgrößte Verteilnetzbetreiber innerhalb des Eon-Konzerns. Einen der größten Energiekonzerne Europas im Rücken zu haben, hilft sehr, insbesondere bei Mammutaufgaben wie der Digitalisierung der Netze und der Transformation zu einem dezentralen Energiesystem auf Basis der Erneuerbaren. Joachim Kabs weiß außerdem eine Reihe von Schwestergesellschaften an seiner Seite. Auch das helfe, wie der Geschäftsführer der Bayernwerk Netz GmbH andeutete, als er jüngst bei den ZVEI Metering Days auf die Unterstützung der Eon Grid Solutions beim Metering und der Abrechnung zu sprechen kam.

„Wir haben heute über 600.000 PV-Anlagen bei uns im Netz tatsächlich installiert“, sagte Kaps. Dies entspreche einer Leistung von 16.000 MW. Mit den Anlagen, die bei Weiterverteilern einspeisen, die auch noch am Bayernwerk-Netz hängen, seien es sogar 21.000 MW. Bei einer Spitzenlast von rund 8.000 MW sei die Überversorgung offensichtlich.
 
Und noch eine Größe stellte Kabs in den Raum: „Von den 600.000 Anlagen sind 80 bis 90 Prozent Kleinanlagen.“ Etwa 6.000 MW an Leistung sei damit am Netz, die aber für den Netzbetreiber bislang „nicht erreichbar“ sei. Vor diesem Hintergrund ließ er keinen Zweifel daran, dass die Anlagen, so klein sie auch sein mögen, in der Masse eine Herausforderung darstellen − und dies nicht nur im Hinblick auf die Zahl der Netzanschlussbegehren und knappe personelle Ressourcen.

„Das Verteilnetz muss stärker beobachtbar und steuerbar werden“, so der Bayernwerk-Manager vor den etwa 1.000 Teilnehmern aus der Metering-Szene. Früher sei dem Netzbetreiber relativ klar gewesen, wie Haushalte mit dem Netz interagieren. Entsprechend habe man nichts messen müssen. Heute sei es notwendig, eine flächendeckende Transparenz in der Mittel- und Niederspannung zu haben, angesichts der 6.000 MW an Einspeisung von Klein- und Kleinstanlagen.

Beim Steuern denkt Kabs, der auch Vorstandsvorsitzender des Forums Netztechnik/Netzbetrieb beim VDE ist, vor allem an das Steuern am „Gartenzaun“, also am Netzanschlusspunkt. In diesem Zusammenhang hat er schon mehrmals darauf hingewiesen, dass „Spielregeln“ am Übergang zum öffentlichen Netz unverzichtbar seien. Aber die Kunden müssten in diesem Rahmen ihre Präferenzen setzen können. Dann bliebe auch das motivierende Element einer Mitmach-Energiewende erhalten. Außerdem sei es für einen Netzbetreiber viel einfacher, am Netzanschlusspunkt anzusetzen und eine Hüllkurve vorzugeben, statt auf jede einzelne Anlage zuzugreifen − sicherlich Musik in den Ohren der Anbieter von Heimenergiemanagementsystemen.
 
Heimenergiemanagementsysteme zur Optimierung
 
Dennoch lässt er keinen Zweifel daran, dass das Steuern in der Niederspannung und die Nutzbarmachung von Flexibilitäten zu den Voraussetzungen gehören, damit Netzbetreiber ihrer Verantwortung gerecht werden können, das Stromsystem stabil zu halten und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Und mit Blick auf den Smart Meter Rollout fügte er hinzu: „Am Ende mache ich es nicht wegen einer Quote und weil es ein Pflicht-Rollout ist, sondern weil ich es brauche.“

Die Bayernwerk Netz GmbH gehört zu den größten grundzuständigen Messstellenbetreibern in Deutschland. Anfang dieses Jahres gingen die Verantwortlichen dort von etwa 800.000 Pflichteinbaufällen bei intelligenten Messsystemen aus. Mit steigender Menge an erneuerbaren Einspeisern und der zunehmenden Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmesektors kann sich die Zahl allerdings ändern.

In der quartalsweisen Erhebung der Bundesnetzagentur zum aktuellen Stand des Rollouts intelligenter Messsysteme zum Stichtag 30. Juni 2025 steht die Eon-Tochtergesellschaft gut da. Mit 19,1 Prozent abgearbeiteter Pflichteinbaufälle hat sie die bis zum Ende des Jahres gesetzlich geforderte Quote von 20 Prozent fast erreicht. Bei den diesjährigen Metering Days war „die Quote“ auch eines der beherrschenden Themen. Sie lag zum Ende des zweiten Quartals über alle rund 800 grundzuständigen Messstellenbetreiber hinweg bei 16,4 Prozent. Dies entspricht genau 759.802 intelligenten Messsystemen.

Im Rahmen einer Podiumsrunde in Fulda räumte Jan Peter Sasse, der bei der Bundesnetzagentur das Referat Elektrizitätsverteilernetze leitet, ein, ihm sei eine „gewisse Kritik“ nicht entgangen, die Bundesnetzagentur veröffentliche die Ergebnisse ihrer quartalsweisen Erhebung nur mit monatelanger Verzögerung.

Das liege einerseits an einer längeren Reaktionsfrist für die Unternehmen. So musste beispielsweise die Meldung für das dritte Quartal bis zum 11. November abgegeben werden. Andererseits müsse die Behörde sehr häufig nachfassen, plausibilisieren und etwa bei 10 Prozent der Messstellenbetreiber nachfragen. „Wir leiten auch Aufsichtsverfahren ein, wenn Unternehmen keine Zahlen liefern“, so Sasse. „Das haben wir jetzt auch wieder getan“, versicherte er.

Sasse nahm auch zu der Frage Stellung, was die Bundesnetzagentur unternehmen werde, wenn Messstellenbetreiber die gesetzlich vorgeschriebene Quote nicht erfüllen. Anfang des nächsten Jahres werde man die gemeldeten Zahlen sehr genau anschauen und dann gegebenenfalls entsprechende Aufsichtsmaßnahmen einleiten.

„Das werden in der Regel Zwangsgeldverfahren sein“, sagte der Referatsleiter. Jeder Messstellenbetreiber werde aber auch noch einmal die Gelegenheit bekommen zu erklären, warum er die 20-Prozent-Quote zum Stichtag verfehlt habe. Entsprechend werde die Behörde dann von ihrem Aufgreifermessen Gebrauch machen. Dann würden aber auch Zwangsgelder verhängt. „Das ist unser Plan, das ist unsere Absicht“, so Sasse.

Es wäre zwar schöner, wenn der Rollout noch ein bisschen schneller vorankäme, sagte der Referatsleiter. Die Richtung stimme aber. Deshalb sei es ihm und seinen Kollegen viel lieber, wenn die intelligenten Messsysteme aus der Überzeugung heraus, die Geräte leisten einen wichtigen Beitrag zur Umsetzung der Energiewende, ins Feld gebracht werden als auf behördlichen Druck hin.
 
Marke von 2 Millionen intelligenten Messsystemen erreicht
 
Dennis Laupichler, der mit auf dem Podium in Fulda saß und beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) das Referat Digitalisierung der Energiewirtschaft leitet, aktualisierte die Zahlen. Aus Angaben der Smart-Meter-Gateway-Hersteller könne man davon ausgehen, dass Ende September die Gesamtzahl von 2 Millionen intelligenten Messsystemen erreicht worden sei. Er sei sehr optimistisch, dass die Zahl Ende des Jahres bei 2,5 Millionen liegen werde und im nächsten Jahr die Marke − im Einklang mit Prognosen und Abschätzungen − von 4,5 Millionen intelligenten Messsystemen erreicht werde, so Laupichler.

Im Vorfeld der Konferenz, nach Veröffentlichung der aktuellen Zahlen der Bundesnetzagentur, hatte Torsten Maus in einem Post im Netzwerk Linkedin geschrieben, die offiziellen, an der gesetzlichen Zielgröße gemessenen Daten seien nur ein Teil der Realität. Viele tatsächliche Einbaufälle, etwa bei Erzeugungsanlagen, optionale Einbauten bei Kleinverbrauchern oder in Pilotprojekten würden in der Quote nicht berücksichtigt, so der Geschäftsführer der EWE Netz GmbH. Deshalb sei es nicht verwunderlich, dass der „falsche Eindruck“ entstehe, der Rollout intelligenter Messsysteme komme nur langsam voran.

EWE habe die gesetzlich geforderte Rollout-Quote von 20 Prozent schon im Juli dieses Jahres erreicht. „Rund 18 Prozent unserer Einspeiser, also Betreiber von PV-Anlagen, sind bereits mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet − auch wenn sie nicht gezählt werden“, schrieb der Geschäftsführer weiter. Insgesamt habe das Unternehmen bereits 80.000 Smart Meter installiert. Und fast 2.000 Geräte gingen derzeit wöchentlich neu in Betrieb.

Jan Peter Sasse wies bei den Metering Days darauf hin, dass die Bundesnetzagentur sehr wohl eine Gesamtzahl der installierten intelligenten Messsysteme angebe, die auch die Einbauten jenseits der Pflichteinbaufälle einschließe. „Im Moment fragen wir auch die wettbewerblichen Messstellenbetreiber an, weil wir deren Zahlen mit in die Gesamtquote einbeziehen wollen“, erklärte er.

Wie wichtig die wettbewerblichen Messstellenbetreiber für die Digitalisierung des Netzes und die Einführung neuer Geschäftsmodelle sind, betonte Jannik Schall, Mitgründer von „1KOMMA5Grad“. Sein Unternehmen, das Energiemanagementsysteme ausrollt, Flexibilitäten erschließt und das Zusammenspiel von Assets optimiert, liefert seinen Kunden immer ein intelligentes Messsystem mit und arbeitet dafür mit wettbewerblichen und vereinzelt mit grundzuständigen Messstellenbetreibern zusammen. Laut Schall ist ein flächendeckendes Angebot neuer Geschäftsmodelle auf Basis des intelligenten Messsystems hierzulande nur mithilfe von wettbewerblichen Messstellenbetreibern möglich. Anderenfalls wäre es unvorstellbar, dass jeden Monat Tausende von Kunden einen Smart Meter erhalten können.