Die Smart-Metering-Infrastruktur aktivieren

Allen Unkenrufen über mangelnde Geschwindigkeit zum Trotz, erleben Energieversorger und Endkunden bereits heute hautnah, was die Transformation des deutschen Energiesystems in der Praxis bedeutet. Ganze Waschkörbe voll mit Anträgen für EEG-Neuanlagen überfluten die Netzbetreiber. So ziemlich jeder Hausbesitzer dürfte sich wohl derzeit fragen, wie er möglichst schnell auf den anrollenden Prosumer-Zug aufspringen kann. Und vor der Tagesschau werben Start-ups zur besten Sendezeit mit dem zügigen Bau einer PV-Anlage.
 
Die Gründe dafür wurden in der Branche in der Vergangenheit bereits hinreichend diskutiert. Das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW) hat aber an einer entscheidenden anderen Stelle die Karten neu verteilt. Gemäß § 41a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sind bis 2025 alle Energielieferanten aufgefordert, ihren Kunden mit einem intelligenten Messsystem sogenannte dynamische Stromtarife anzubieten. Wer meint, dies sei doch nur ein „moderner HT/NT-Tarif“, sollte sich mit der Thematik tiefer auseinandersetzen.
 
Dynamische Stromtarife bilden gemäß § 3, 31b EnWG die Preisschwankungen auf den Strommärkten ab und ermöglichen den Letztverbrauchern damit, ihre Verbrauchsentscheidungen an Preissignalen auszurichten. Dynamische Tarife eröffnen damit neue Chancen für den Energievertrieb und die Möglichkeit zur Integration eines lokalen Energiemanagements. Sie benötigen aber auch neue technische Lösungsansätze. Unabhängig von regulatorischem Druck ist die zeitnahe Auseinandersetzung von Anbietern und Energieversorgungsunternehmen mit dem Thema unerlässlich.
 
Die Vorgaben des Gesetzgebers zur Umsetzung dynamischer Stromtarife sind für das kommende Marktdesign von entscheidender Bedeutung. Sie bilden den Kern des marktlichen Anreizes, den Strombezug in kostengünstigere Zeiten mit hoher Erzeugung erneuerbarer Energien zu verlagern.
 
Natürlich stellt sich die Frage, wie dynamische Tarife aus der gesetzlichen Theorie in die Praxis und die sichere, fehleroptimierte massenhafte Anwendung überführt werden können. Dabei sind einige Aspekte zu beachten:

• Die Spot-, Intraday- und Day-ahead-Preisentwicklungen sind lokal verfügbar zu machen, um Kunden beziehungsweise den von ihnen eingesetzten Systemen preisoptimierte Lastverschiebungen zu ermöglichen.
• Die Preisentwicklungen sind in Tarife zu überführen und die Tarifierung der Energieverbrauchsmengen ist in der Applikationslandschaft des Energielieferanten umzusetzen.
• Dem Kunden ist gemäß § 61 (1) 1 des Messtellenbetriebsgesetzes (MsbG) die Einsicht in „abrechnungsrelevante Tarifinformationen und zugehörige abrechnungsrelevante Messwerte zur Überprüfung der Abrechnung“ zu ermöglichen. 

Perspektivisch werden Kunden darüber hinaus sicherstellen wollen, dass die durch sie selbst beziehungsweise durch ein Home Energy Management System (HEMS) verursachten Verbrauchsverschiebungen gesichert auf den gleichen Preissignalen beruhen, die durch den Energielieferanten zur Abrechnung gebracht werden. Auf der Basis eines intelligenten Messsystems ist der Wettstreit zur Entwicklung der besten Lösung dieser nicht trivialen Aufgaben bis dato noch nicht erkennbar.
 
Die vergangenen Jahre haben gezeigt, dass sich der Aufbau der intelligenten Infrastruktur stets inakzeptabel verzögert. Die Gründe liegen in

• der Begrenztheit von Ressourcen, seien es nun qualifizierter IT-Ingenieure und Entwickler oder Projektmitarbeiter in den Energieversorgungsunternehmen, 
• knapper finanzieller Mittel und 
• der Vielzahl der zu fällenden unternehmerischen Entscheidungen in den involvierten Unternehmen.

Angesichts der Herausforderungen, die sich durch den nachhaltigen Umbau unseres Energiesystems noch stellen werden, ist eine weitere Verzögerung der Entwicklungen im Smart Grid nicht mehr zu akzeptieren.
 
Dynamische Tarife und die möglichen Optimierungspotenziale, die sich mit ihnen entwickeln können, sind dringend umzusetzen – besser heute als morgen.

*Jochen Buchloh ist Senior Partner der HORIZONTE-Group mit Sitz in Bochum.