Der VKU begrüßt grundsätzlich den „agilen Rollout“ mit der Möglichkeit, die Funktionen eines Smart Meter-Gateway (SMGWs) per Updates „nachzurüsten“. Voraussetzung dazu sei jedoch eine für das Massengeschäft praktikable Umsetzbarkeit und dass relevante eichrechtliche Fragen geklärt werden, betont Rainer Stock, Bereichsleiter Netzwirtschaft beim VKU.
Denn: „Neben der Novelle des MsbG muss gleichzeitig das Eichrecht geändert werden. Konkret sollten bisherige Regelungen zu Genehmigungsverfahren für (Firmware-)Updates bei Smart-Meter-Gateways abgeschafft werden, Freigabeprozesse durch Landeseichbehörden für Hersteller vereinfacht und die Stichprobenverlängerung bei modernen Messeinrichtungen geklärt und ermöglicht werden“, konkretisiert Stock.
Dynamische Tarife dürfen nicht zur Überlastung im Verteilnetz führen
Ganz grundsätzlich begrüßt der VKU die Einführung dynamischer Stromtarife – als freiwilliges Angebot der Energielieferanten. „Sie unterstützen den Kundennutzen eines intelligenten Messsystems. Gleichzeitig können sie sinnvolle Anreize in einem zunehmend volatilen Stromsystem schaffen“
Allerdings müsse zu jedem Zeitpunkt sichergestellt werden/sein, dass diese Tarife nicht zu Überlastungen im Verteilnetz führen. „Aus unserer Sicht muss es einem Verteilnetzbetreiber möglich sein, steuernd und im Sinne einer Leistungsbegrenzung eingreifen zu können“, so Stock. Der dafür notwendig Rahmen wird aktuell in einer Festlegung der BNetzA zum Thema „Steuerbare Verbrauchseinrichtungen“ (§14a EnWG) konsultiert.
Energiemanagementsystem kann Verbrauchseinrichtungen des Kunden steuern, statt Gateway
Der Verband fordert zudem, dass das Gateway nicht zwingend alle Funktionalitäten abbilden muss. So könne etwa das Steuern und Schalten im nachgelagerten System der Kundenanlage durch eine Steuerbox oder ein Energiemanagementsystem (EMS) erfolgen. Diese wären dann über eine definierte Schnittstelle mit dem intelligenten Messsystem (iMSys) verbunden.
„Das iMSys fungiert in diesem Falle wie ein Router, der über eine sehr sichere Verbindung ein Steuersignal an das nachgelagerte System in der Kundenanlage weiterleitet“, so Stock Dort steuert das EMS die verschiedenen steuerbaren Verbrauchseinrichtungen des Kunden nach seinen Prioritäten, wie PV-Anlagen, Wärmepumpe, Elektromobile oder Batteriespeicher.
Klare Trennung zwischen Verteilnetzbetreiber und Kundenanlage
Ebenfalls wichtig ist dem Verband die klare Trennung zwischen Verteilnetzbetreiber und Kundenanlage. Schließlich sei die Kundenanlage der „nicht-regulierte“ Bereich. Hier entscheidet der Kunde, mit welchen Dienstleistern er zusammenarbeitet und welche Produkte er einsetzt. Die Verantwortung des Netzbetreibers reicht bis zum Netzanschluss: Er ist für den sicheren Betrieb der Verteilnetze verantwortlich und kann zukünftig einzuhaltende Sollwerte – bspw. für den maximalen Leistungsbezug am Netzanschlusspunkt – vorgeben.
Wie der Kunde diese in seiner Kundenanlage einhält, ist dann die Entscheidung des Kunden bzw. die seines EMS. Ein EMS bietet etwa die Möglichkeit, das Elektrofahrzeug trotz Leistungsbegrenzung durch den Verteilnetzbetreiber mit hoher Leistung zu laden, wenn dafür auf den eigenen Batteriespeicher im Haus zugegriffen wird. Der Kunde kann damit die ihm zur Verfügung stehenden Flexibilitäten optimal und entsprechend seiner Prioritäten nutzen. Voraussetzung dafür ist, dass er den Zielwert am Netzanschlusspunkt einhält.
Praxistaugliche Vereinfachung bei SilKe
Auch Stefan Baasner sieht sehr viele gute und positive Impulse bei dem Entwurf zum GNDEW. „Bei einer tieferen Analyse hätte ich mir dennoch gewünscht, dass der ein oder andere Punkt mit mehr Tiefgang verankert worden wäre. Es wirkt dann teilweise doch mit heißer Nadel gestrickt, anstatt handwerklich durchdacht worden zu sein.“
So seien die Überarbeitungen der Regelungen zur Sicheren Lieferkette (SilKe) etwa viel zu abstrakt und der Ankündigung im Gesetz muss ein entsprechender Prozess zur praxistauglichen Vereinfachung folgen, so Baasner. „Zwar ist der Postversand explizit erlaubt, aber der Prozess selbst ist in der Praxis so komplex, dass ein solcher Satz alleine nur mehr Fragen aufwerfen wird, als dass er Antworten liefert.“
Mogelpackung flexbiler Start
Zu begrüßen sei zum Beispiel dass künftig keine Markterklärung mehr nötig ist und schlicht der innovativste Hersteller den Takt vorgeben wird. „So wird auch auf der Herstellerseite ein gewisser Innovationsdruck aufgebaut. Positiv ist auch, dass der Rollout selbst agiler werden soll. Wobei die Idee, dass jeder flexibel starten kann, dann doch eher eine Mogelpackung ist. Für die allermeisten Kunden muss sogar zwei Jahre früher als in der aktuellen Gemengelange der Rollout abgeschlossen sein.“
Zwar muss erst in 2025 begonnen werden, aber wer das wirklich macht, schafft bis 2030 niemals das vorgegebene Ziel. Dennoch wird es Unternehmen geben, die auch jetzt eher ein bis zwei Jahr nicht besonders viel machen werden, ist die Befürchtung von Baasner.
Kosten und Entgelte
„Die Idee, dass man die reinen Messentgelte reduziert und stattdessen einen Sockelbeitrag von 80 Euro auf den Netzbetreiber überträgt, ist zunächst mal gut.“ So werde für den betroffenen Kunden die Einstiegshürde reduziert und die gesamte Gesellschaft an der Herkulesaufgabe Energiewende beteiligt.
Unglücklich sei allerdings, dass der konkrete Verweis zur Anreizregulierung fehlt. „Wie genau soll der VNB die Kosten auf seine Netzentgelte übertragen? Konsequent wäre es, wenn diese unverzüglich als dauerhaft-nicht-beeinflussbare Kosten in die Erlösobergrenze übernommen werden dürften. Nur findet sich dazu nichts im Referentenentwurf. So wird sich ein VNB kaum dazu bewegen lassen in seiner Doppelrolle VNB/MSB aktiv zu werden“, kritisiert Baasner.
Zusatzleistungen: Katalog an Diensten mit vorgeschriebenen Kosten
So richtig unrund werde es aber bei den Zusatzleistungen. Hier werden die (g)MSB’s verpflichtet einen Katalog an Diensten anzubieten – was evtl. noch akzeptabel wäre – aber dann wird ebenfalls vorgeschrieben, was diese kosten dürfen. Und die Ansätze sind hier teilweise indiskutabel niedrig.
Baasner rechnet vor: Wenn ein Kunde beispielswiese mit 6.500 kWh jährlich ein typisches Einfamilienhaus mit Wärmepumpe habe, sehe die Gleichung so aus: Bei den dafür veranschlagten 100 Euro trägt der Verteilnetzbetreiber davon 80 Euro, die Preisobergrenze für den Messstellenbetrieb beläuft sich auf 20 Euro. „Der Kunde selbst zahlt bis hierhin 20 Euro sowie anteilig über die Netzentgelte 80 Euro, was vermutlich wenige Cent sein dürften – zumindest zu Beginn).“
Durch die Wärmepumpe kommen bei einer Steuerbox dann 30 Prozent für die 100 Euro hinzu. Das entspricht 30 Euro und 10 Prozent von den 100 Euro für die Steuerungshandlungen, also 10 Euro. „Der Kunde zahlt also 60 Euro direkt als Preisobergrenze sowie 80 Euro, die durch alle Netznutzer geteilt werden und sich damit auf nur wenige Cent belaufen. Im Ergebnis zahle der Kunde somit 60,15 € statt wie heute 100,- + x (Preis für Zusatzleistungen).
Zusatzleistungen rechnen sich nicht
Für also gerade 10 Euro im Jahr wird dieser Kunde mehrmals am Tag gesteuert. „Das sich das für den Messstellenbetreiber nicht rechnen kann, sollte recht offensichtlich sein. Und auch bei den anderen Zusatzleistungen sieht es ähnlich aus“, sagt Baasner. Für den Kunden sei das im Zweifel gut, weil er doch recht viel für eher wenig bekommt. „Aber welche Marktrolle soll das finanziell tragen? Hier scheint aus meiner Sicht der größte Korrekturbedarf im Gesetz.“
Start des agilen Rollouts
„Wenn ich mir die aktuellen Festlegungen der BNetzA zum Universalbestellprozess oder zum 14a ansehe, wäre es auch sinnvoll, wenn wir zum Beispiel den formalen Start des agilen Rollouts mit den regulatorischen Parametern synchronisieren würden. Die Regulierung geht auf den 1. Januar 2024. Warum das Gesetz auf den 1. Januar 2025 geht, ist mir nicht ganz klar und auch inkonsistent“, so Baasner.
Dynamische Tarife
Dass alle Lieferanten bis 2026 dynamische Tarife anbieten können, sieht Baasner als absolut realistisch an. „In der Sache ist das Angebot solcher Tarife nicht besonders komplex. Entscheidet wird eher sein, ob dann neben den Tarifen auch alle anderen Komponenten und technischen Bedingungen entwickelt sind, damit durch derartige Tarife auch spürbare Effekte auftreten.“
Und weiter: „Was bringt es, wenn der Endkunde zwar beim Energieverbrauch einen dynamischen Tarif hat, aber der Lieferant diese Effekte in der Beschaffung nicht umsetzen kann – weil er zum Beispiel nach Standardlastprofil SLP beschafft?“, fragt Baasner. Damit das Thema also laufe, braucht es in der Masse iMS oder ähnliche Technik als Basis, damit auch die Lieferanten solche Angebote unterbreiten können. (sg)
