Der Smart Meter Rollout bleibt für kleinere und mittlere Messstellenbetreiber eine große Herausforderung, wie die Erfahrungen des Metering-Dienstleisters Voltaris zeigen.

 

Die Bundesnetzagentur hat einen schärferen Ton im Umgang mit den Messstellenbetreibern angeschlagen. Dies wurde spätestens bei den Metering Days im vergangenen November deutlich. Dort hatte Klaus Müller gleich zu Beginn seines Impulsvortrags angekündigt, er werde darüber sprechen, was noch nicht gut laufe. Denn es sei, dies habe auch der Digitalisierungsbericht des Bundeswirtschaftsministeriums im Juni 2024 deutlich gemacht, beim Rollout intelligenter Messsysteme noch viel Luft nach oben, so der Präsident der Bundesnetzagentur.

Damit Politik, Branche und Öffentlichkeit auch auf verlässlicher Grundlage diskutieren können, wie es um den Smart Meter Rollout steht, erhebt die Behörde trotz einiger Proteste aus der Branche seit dem 1. Juli 2024 quartalsweise die entsprechenden Zahlen bei jedem Messstellenbetreiber. „Wenn Sie das als Druck verstanden haben, dann war das genauso gemeint“, sagte Müller zum Auditorium.

Die erste Abfrage im vergangenen Jahr ergab eine Rollout-Quote bei den Pflichteinbaufällen von 9,25 Prozent. Während große Messstellenbetreiber im Zeitplan lagen und zum Teil schon die 20-Prozent-Marke geknackt hatten, hinkte laut Müller eine „sehr beträchtliche Zahl“ an kleineren Messstellenbetreibern weit hinter den Zielen zurück. Etwa 500 Messstellenbetreiber hatten nach Erkenntnissen seiner Behörde sogar weniger als 3 Prozent der Pflichteinbaufälle abgearbeitet.

Mittlerweile ist der Rollout weiter fortgeschritten. Die aktuellen Daten − Stichtag ist der 31. Dezember 2024 − weisen eine Ausstattungsquote der Pflichteinbaufälle von 13,91 Prozent aus − in absoluter Zahl sind das 639.189 intelligente Messsysteme.

Die Angaben sind allerdings nicht mehr ganz mit denen der vorangegangenen Quartale vergleichbar. Denn mit der novellierten Fassung des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) vom 25. Februar 2025 wurden die Pflichteinbauquoten angepasst. Die 20-Prozent-Vorgabe bis Ende 2025 blieb zwar bestehen, bezieht sich jetzt jedoch ausschließlich auf Messlokationen mit einem Verbrauch zwischen 6.000 und 100.000 kWh pro Jahr und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG.

Die Erzeugungsanlagen mit einer installierten Kapazität zwischen 7 und 100 kW wurden aus der Quote herausgenommen. Würde man sie entsprechend der bisherigen Rechtslage einbeziehen, läge die Ausstattungsquote laut Bundesnetzagentur bei 12,47 Prozent.

Dass die Bundesnetzagentur nun den Stand des Rollouts bei den Messstellenbetreibern verpflichtend abfragt, wertet Marcus Hörhammer, Geschäftsführer des Metering-Dienstleisters Voltaris, als Weckruf für die Branche. Diese war angesichts des zuweilen sehr volatilen Rechtsrahmens aber auch lange Zeit verunsichert. Insbesondere für kleinere und mittlere Messstellenbetreiber war Abwarten zur präferierten Option bei der Umsetzung des intelligenten Messwesens geworden.

Mittlerweile hat sich die Situation geändert. Die jüngste Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes wurde im Februar verabschiedet. Außerdem kann die Bundesnetzagentur mit dem sogenannten Auffangmessstellenbetreiber drohen. Das heißt, Messstellenbetreiber, die ihrer Rollout-Verpflichtung nicht nachkommen und die Quote verpassen, können die Grundzuständigkeit verlieren. Abwarten ist keine Option mehr, zumal nach der neuen Fassung des Messstellenbetriebsgesetzes bei Erzeugungsanlagen ab 7 kW und steuerbaren Verbrauchern nach § 14a EnWG ab sofort neben intelligenten Messsystemen auch entsprechende Steuerungseinrichtungen verbaut werden müssen.
 
Vom Mess- zum Steuer-Rollout

Gerade die Pflicht, die Steuerbarkeit herzustellen, birgt große Herausforderungen für die Stadtwerke. Stephan Röhrenbeck, der die Produktentwicklung bei Voltaris leitet, erläuterte im Rahmen eines Gesprächs mit Journalisten, man setze schon bei der Ermittlung von Netzzustandsdaten, die ja die Grundlage für das Steuern sind, auf ein aEMT-System.

Denn es gehe um Minutenwerte, weshalb eine sehr hohe Verfügbarkeit, eine hohe Zuverlässigkeit und eine entsprechende Performance notwendig seien, um diese großen Datenmengen auch verarbeiten zu können. Deshalb kein passives System, sondern gleich ein System für den „aktiven Externen Marktteilnehmer“ (aEMT), das dann auch bei der Steuerung von Geräten und Anlagen über das Smart Meter Gateway genutzt werde.

Zusammen mit der Energis-Netzgesellschaft hat Voltaris ein solches System aufgebaut und auch produktiv im Einsatz. Dort sind 200 intelligente Messsysteme im Netz mit den entsprechenden Minutenwerten. „Diese laufen im System ein, werden entschlüsselt und an das entsprechende Netzcockpit der Energis weitergeleitet, wo die Daten dann verarbeitet werden, um zusammen mit den Strukturdaten des Netzes, also einem digitalen Zwilling, den Netzzustand zu ermitteln“, so Röhrenbeck. Für den nächsten Schritt, das eigentliche Steuern beziehungsweise das sogenannte CLS-Management, baue Voltaris derzeit ein aEMT-System auf − im Rahmen eines Pilotprojekts.

Hörhammer betonte, wie wichtig ein kooperativer Ansatz angesichts der „riesigen Herausforderung“ sei, die das Steuern in der Niederspannung für die Netz- und Messstellenbetreiber darstelle. Dies habe die Bundesnetzagentur in ihrer Kommunikation in den Markt immer wieder herausgestellt und auch Voltaris verfolge den Ansatz seit jeher mit seiner Anwendergemeinschaft. Diese umfasse mittlerweile mehr als 50 Energieversorger und Netzbetreiber mit insgesamt rund 1,5 Millionen Zählpunkten.

„Wir wissen von kleineren Stadtwerken, dass sie Gespräche über Kooperationen führen, um beispielsweise Shared Services auszuprägen“, so Hörhammer. Es seien auch Modelle möglich, in denen größere regionale Versorger die Betriebsführung der Netze kleinerer Stadtwerke übernehmen. „Wir betrachten mit unseren Partnern diese Themen“, versicherte der Voltaris-Geschäftsführer und verwies auf die verschiedenen Module, mit denen der Dienstleister die Mitglieder der Anwendergemeinschaft und auch externe Kunden durch die Komplexität des intelligenten Messwesens und des Steuerns in der Niederspannung begleitet.

Vor allem die Integration der verschiedenen IT-Systeme, inklusive eines Systems zur Netzführung, das auch Netzcockpit oder Niederspannungsleitstelle genannt wird, sei eine Herkulesaufgabe.„Wir haben es geschafft, stabile Prozesse aufzusetzen und größtenteils die ERP-Systeme der Stadtwerke anzubinden“, betonte Hörhammer und sprach von einem „stabilen Fundament“. Das sei alles andere als eine Selbstverständlichkeit.

Gerade die Anbindung der Gateway-Administrationssysteme und der CLS-Managementsysteme an die ERP-Systeme der Stadtwerke hat bisher vielen Verantwortlichen in der Branche Kopfzerbrechen bereitet. Das liege auch daran, dass die IT-Lösungsanbieter nicht immer mit der von ihnen gewünschten und erforderlichen Flexibilität agieren können. Auch der Fachkräftemangel mache sich hier bemerkbar, so Hörhammer.

Mindestens genauso herausfordernd wie die IT-Kapazitäten sind die Montagekapazitäten für die Ausbringung der intelligenten Messsysteme und der Steuerboxen. „Montagekapazität ist ein sehr knappes Gut“, brachte es Hörhammer auf den Punkt. Kleinere Stadtwerke mit einer überschaubaren Netzgröße und damit auch überschaubaren Pflichteinbaufällen, die ihre Systeme und Prozesse entsprechend vorbereitet, aber noch keine intelligenten Messsysteme ausgerollt haben, werden nach Hörhammers Einschätzung trotzdem in diesem Jahr keine Probleme mit der 20-Prozent-Quote bekommen − sofern sie eigene Montagekapazitäten im Haus haben. Anders bei größeren Werken, die auf externe Montagekapazitäten angewiesen sind. „Wer jetzt noch keinen entsprechenden Vertrag hat, wird ein Problem bekommen“, prophezeit der Voltaris-Geschäftsführer.