Zwei von drei Stromkunden in Europa haben ein Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.. Deutschland zieht den Schnitt nach unten: Zum Jahreswechsel nutzten laut Bundesnetzagentur nur 5,5 Prozent der Stromabnehmer ein intelligentes Messsystem (iMSys). Woran liegt’s? Offenbar an den hohen Anforderungen an die intelligenten Stromzähler, die Daten über Erzeugung und Verbrauch in Echtzeit liefern. Das ermöglicht einerseits flexible Stromtarife und hilft andererseits Netzbetreibern, die Stromflüsse besser zu steuern. Deutschland gehe „mit dem iMSys-Rollout einen von Anfang an deutlich ambitionierteren Weg als viele europäische Nachbarn“, erklärt der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) den langsamen Fortschritt. Hierzulande habe man nämlich die Steuerung von Anlagen gleich in das Konzept integriert.
Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. Rollout: Deutschland macht es anders
Verpflichtend sind Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. nur für Stromkunden, die entweder jährlich mehr als 6000 Kilowattstunden Strom beziehen, über eine Eigenerzeugung von mehr als sieben Kilowatt (meist Photovoltaik) oder eine steuerbare Verbrauchsanlage (etwa Wärmepumpe oder Wallbox) mit mindestens 4,2 Kilowatt Anschlussleistung verfügen. Bei diesen Stromkunden lag die Smart-Meter-Quote zum Jahreswechsel bei 23,3 Prozent und damit sogar leicht über der gesetzlich vorgegebenen Mindestquote von 20 Prozent. Wer diese Vorgabe ignoriert, bekommt Post von der Bundesnetzagentur. Sie hat im März – nach vergeblichen Erinnerungen – Verfahren gegen 77 Unternehmen eingeleitet, „die mit dem Rollout noch nicht begonnen haben“, sagt ihr Präsident Klaus Müller.
Die Bundesnetzagentur will weitere Verfahren gegen Netzbetreiber einleiten, die zwar mit dem iMSys-Einbau angefangen haben, allerdings weit entfernt sind von der 20-Prozent-Quote. Das Ziel der Verfahren: die Einhaltung der gesetzlich festgelegten Ausbauziele über Zwangsgelder sicherzustellen. Bis 2028 sollen die Pflichtfälle zu 50 Prozent mit Smart Metern ausgestattet sein, bis 2030 dann zu 95 Prozent.
Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. müssen Daten problemlos austauschen können
Selbst wenn der Ausbau an Fahrt aufnimmt, ist die Frage keineswegs beantwortet, wie smart die Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. wirklich sind. Ihr Potenzial können sie nur ausspielen, wenn sie ihre Daten problemlos austauschen können. Dafür bräuchten die Betreiber der Netzinfrastruktur und der Messstellen dieselbe Kommunikationsstruktur, ebenso die Stromlieferanten. Daran hapert es: „Da trifft mitunter KI auf das Faxgerät“, sagt Ritzenthaler. Das liege an „fehlenden Ressourcen auf allen Ebenen“, vor allem fehlten Mitarbeiter und finanzielle Mittel.
„Das größte Sorgenkind ist das 400-Volt-Netz“, sagt Gabi Jurleit, Teamleiterin Netztechnik und Netzbetrieb beim VDE. Dort gebe es „noch viele blinde Flecken“, in ganzen Straßenzügen hätten die Netzbetreiber keinen Überblick über die aktuellen Netzzustände. Erst allmählich werden Ortsnetzstationen mit der entsprechenden Kommunikationstechnik ausgestattet, damit die Netzleitstelle erkennen kann, wenn in einzelnen Netzsträngen die Einspeisung oder die Nachfrage aus dem Ruder läuft.
Dynamische Stromtarife lohnen sich für Haushalte nur selten
„Für normale Haushaltsstromkunden sind die Tarife in der Regel nicht empfehlenswert“, warnt die Verbraucherzentrale. Haushalte mit Elektroauto, Wärmepumpe oder Batteriespeicher und entsprechend hohen und zeitlich flexiblen Verbräuchen hingegen sollten durchrechnen, ob sich ein Umstieg lohnt. Die dynamischen Stromtarife bemessen sich im Idealfall an den Viertelstundenpreisen des Spotmarkts der Strombörse. In ihnen spiegelt sich das bundesweite Stromangebot in Relation zur Nachfrage sehr gut wider.
Hannover testet dynamische Stromtarife an Ladestationen
Getestet werden dynamische Stromtarife beispielsweise in Hannover: An zwölf Schnellladestationen des Energieversorgers Enercity laden Autofahrer ihr Elektrofahrzeug zu wechselnden Strompreisen. Ist viel Solar- oder Windstrom im Netz, wird das Laden billiger. Die Preise werden täglich ab 13:30 Uhr auf Basis des Spotmarkts für den Folgetag ausgewiesen.
Lokale Netzsituationen kann der Börsenpreis allerdings nicht abbilden. Das führt mitunter zu Schieflagen im Netz und aufwendigen Eingriffen – etwa, wenn aufgrund niedriger Spotmarktpreise die Stromnachfrage steigt, während zugleich die Netze vor Ort die Energie gar nicht bis zu den Kunden zu bringen vermögen. Dieses Problem soll durch dynamische Netzentgelte entschärft werden.
Preissignale sind sowohl zeitlich als auch räumlich zu grob
Wer Wallboxen, Wärmepumpen oder Stromspeicher nutzt, muss seinem Netzbetreiber seit 2024 die Möglichkeit geben, diese „steuerbaren Verbrauchseinrichtungen“ im Fall von Netzüberlastungen zu dimmen. Dafür erhält er einen Abschlag beim Netzentgelt. Neuerdings können sich diese Kunden zusätzlich für zeitvariable Netzentgelte entscheiden und damit ihre Stromrechnung weiter senken. In der Stromwirtschaft werden solche Verträge unter dem Stichwort „Modul 3“ geführt.
Noch ist die Regulatorik rudimentär, auch die Preissignale sind sowohl zeitlich wie räumlich zu grob, um optimale Wirkung zu entfalten. Aktuell definieren die Verteilnetzbetreiber die Höhe ihrer Netzentgelte jeweils für ganze Quartale. Sie legen die Zeiten für den Hoch-, Standard- und Niedertarif fest, wobei der Hochtarif laut Gesetz maximal doppelt so hoch sein darf wie der Standardtarif.
Während der Rollout der Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. vorangeht, machen sich die Akteure der Stromwirtschaft mit „Modul 3“ und ähnlichen Angeboten mit flexibleren Preisstrukturen vertraut und erarbeiten die dafür notwendigen Prozesse. Schon bald dürften die Netzentgelte nicht mehr stur nach Jahres- und Tageszeit schwanken, sondern nach realer Netzlast, also auch je nach Wetter.
Auch die räumliche Differenzierung könnte zunehmen. Bislang müssen selbst große Verteilnetzbetreiber in ihrem gesamten Netz zu jeder Zeit einheitliche Netzentgelte erheben. Doch ist die entsprechende Dateninfrastruktur erst einmal aufgebaut, könnten die Netzentgelte innerhalb eines Netzes je nach lokaler Netzlast differenziert werden.
Dynamischer Strommarkt mit leistungsbezogener Abrechnung
„Ein leistungsorientierter Tarif, wie er bei Industriekunden längst üblich ist, kann dabei grundsätzlich ein sinnvoller Ansatz sein“, heißt es vom VKU. Wer höhere Leistungsanforderungen an das Netz stellt, etwa durch das Laden eines Elektroautos oder den Betrieb einer Wärmepumpe, beansprucht das Stromnetz stärker. Und das könnte sich in höheren Netzentgelten niederschlagen.
Die technische Grundlage für eine solche leistungsbezogene Abrechnung liefern künftig Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden., weil sie erstmals eine genaue Messung der tatsächlichen Spitzenlast im Haushalt ermöglichen. Bis 2032 sollen endlich deutschlandweit die Stromzähler weitgehend durch Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. abgelöst worden sein. „Das macht neue Tarifmodelle nicht nur möglich, sondern auch transparent“, argumentiert der VKU. Womit deutlich wird: Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.Digitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. liefern nicht nur Daten über Strom – sie werden den gesamten Strommarkt umkrempeln.
