Das Bundeswirtschaftsministerium muss spätestens zum 30. Juni 2024 alle vier Jahre einen Bericht zum Rechtsrahmen und zur Entwicklung der Digitalisierung der Energiewende vorlegen. Dabei wird auch die Nachhaltigkeit und Verbraucherfreundlichkeit von intelligenten Messsystemen bewertet. Eine dritte Analyse beschäftigt sich mit der Ausgestaltung der Preisobergrenzen (POG).
Aktuell haben die Beratungsgesellschaften EY und BET vorbereitende Untersuchungen für die Berichte des Bundeswirtschaftsministeriums erstellt. Dazu gab es eine umfangreiche Branchenbefragung mit Fragebögen zu allen drei Berichtsfeldern. Inzwischen liegen erste Zwischenergebnisse vor, die in einem verbändeübergreifenden Beirat besprochen wurden. Daraus entstand ein umfassendes Gutachten zur Vorbereitung der Digitalisierungsberichte.
Gutachten zur Vorbereitung der Digitalisierungsberichte
In einem zweiten Schritt werden Kernfragen und regulatorischen Handlungsspielräumen konsultiert, die sich durch das Gutachten ergeben. Diese wurden in einer ersten Sitzung der „AG Digitalisierung der Energiewende“ vorgestellt.
Marcel Linnemann, Leitung Innovation & Grundsatzfragen Energiewirtschaft bei Items, gibt hier erste Einblicke: „Das BMWK hat erkannt, dass der Rollout für Messstellenbetreiber nicht mehr planbar ist.“ Durch den Anstieg der Pflichteinbaufälle sowie der Mindestdigitalisierungsvorhaben nach dem 14a EnWG sowie dem Recht des Kunden auf den optionalen Einbau in vier Monaten können Messstellenbetreiber nur noch reaktiv reagieren. Die Pflichteinbaufälle steigen von vier Millionen auf über 16 Millionen an.
Zwei Modelle für Pflichteinbaufälle
Das Bundeswirtschaftsministerium will die Messstellenbetreiber hier entlasten und denkt über ein zweigleisiges Modell nach – im Fall der optionalen Zusatzdienstleistungen, also dem verpflichtenden Einbau von intelligenten Messsystemen und modernen Messeinrichtungen innerhalb von vier Monaten. Dazu sind zwei Modelle im Gespräch:
Modell 1 Standard: Messstellenbetreiber sollen die optionalen Einbauwünsche in die Rolloutplanung integrieren dürfen. Dazu sind zwei Stichtage pro Jahr geplant. Bis dahin muss die Hardware eingebaut werden. Der Kunde erhält die Geräte dann zu einem niedrigeren Preis als in Modell 2.
Modell 2 Fast-Track: Der Kunde kann jederzeit ein intelligentes Messsystem oder eine moderne Messeinrichtung bestellen. Allerdings kosten die Geräte dann mehr, da der Messstellenbetreiber seine Pläne ändern muss.
Einschätzung zu den beiden Modellen
Linnemann zufolge dürften diese Modelle das Problem aber nur lindern. Die Messstellenbetreiber können damit immer noch nicht aktiv handeln. Bei 14a-Anlagen sollte eine Vorzugsbehandlung aus Gründen der Steuerung erfolgen, so Linnemann. „Für Kunden, die nur eine Visualisierung des Verbrauchs benötigen – gerade bei kleiner 6.000 kWh Jahresverbrauch – sollte man alternative technische Lösungen zulassen.“
Kommt eine Erhöhung der Preisobergrenzen?
Als positiv bewertet Linnemann auch, dass das BMWK und die Gutachter erkennen, dass die POG in ihrer Höhe nicht ausreiche und unerwartete Einbaufälle die Kosten nach oben treiben.
Eine Erhöhung der POG ist daher notwendig. Allerdings steigen die Systemkosten dadurch weiter an, was in einer Debatte steigender Netzentgelte nicht förderlich ist. Linnemanns Empfehlung: Alternative Messtechnik könnte die Investitionskosten dämpfen. Denkbar wäre auch ein Smart-Meter-Gateway-Light, das nur als reines Gateway fungiert und keine Aufgaben der Messwertbildung übernimmt.
Vorläufige Erkenntnisse zur POG
Die durchschnittlichen jährlichen Kosten für ein intelligentes Messsystem betragen je Szenario im Modell zwischen 114 € netto (bestes Quantil) und 155 € netto (Median) für den Zyklus des Pflichtrollouts (2022 bis 2032).
Unter Berücksichtigung der Gateway-Administrations-Kosten aus der Dienstleisterbefragung sind 96 €/a netto bis 119 €/a netto erreichbar. Unter Annahme der aktuellen Preisobergrenzen sind im Pflichtrollout nur Erlöse von 89 € netto pro Jahr und intelligentes Messsystem möglich – sprich, eine Erlösunterdeckung!
Optionale Einbaufälle
Unter Einbezug der optionalen Einbaufälle betragen die durchschnittlichen jährlichen Kosten für ein intelligentes Messsystem je Szenario zwischen 98 € netto (bestes Quantil) und 137 € netto (Median) für den optimierten Rollouts (2022 bis 2032).
Unter Berücksichtigung der Gateway-Administrationskosten-Kosten aus der Dienstleisterbefragung sind 80 €/a netto bis 101 €/a netto erreichbar. Unter Annahme der aktuellen Preisobergrenzen sind im optimierten Rollout durchschnittliche POG- Erlöse von ca. 65 € netto pro Jahr und intelligentes Messsystem möglich
Wie soll die Wirtschaftlichkeit gesteigert werden?
Zu Stabilisierung der Wirtschaftlichkeit schlagen die Gutachter unter anderem eine prozentuale oder lineare Anpassung aller POG-Sätze innerhalb der bestehenden Struktur vor. Alternativ wäre eine differenzierte Anpassung von POG-Struktur und POG-Sätzen möglich, beispielsweise durch:
► Wegfall des § 30 Abs. 5, S. 1 – 2 MsbG. Aktuell gilt: je Anschlussnutzer darf nur für ein intelligentes Messsystem die höchste einbaufallbezogene POG erhoben werden)
► Reduzierung des POG-Spreads zwischen den verpflichtenden und den optionalen Einbaufällen
► Anhebung der optionalen Einbaufall-POG auf die ermittelten iMSys2-Grenzkosten
► Freistellung der POG für Zusatzleistungen ganz oder weitestgehend
► Anhebung der Einmalentgelte bei Einbau auf Kundenwunsch
Monetarisierbarer und nicht monetarisierbarer Nutzen
Welche Mehrwerte der Rollout von intelligenten Messsystemen bringt, ist eine weitere Frage, mit der sich die Berichte beschäftigen. Im Rahmen der Studie wurden bislang vier Mehrwertbereiche betrachtet, die einen positiven Effekt auf die Energiewirtschaft haben könnten:
1. Systemsicherheit und Energiemärkte
2. Verteilnetze
3. Abrechnung und Mehrspartenmessung
4. Digitale Mehrwertdienste ohne direkten Bezug zur Energiewirtschaft
Dabei wird differenziert zwischen den monetarisierbaren und nicht monetarisierbaren Nutzen
Monetarisierbarer Nutzen
Der monetarisierbare Systemnutzen leitet sich aus der Kostenoptimierung durch zusätzliche Flexibilität (steuerbare Verbraucher) im Markt- und Netzbereich ab, erklärt Linnemann. Dazu gehört das Einsparen von Kapitalkosten, indem notwendige Leistung abgesenkt wird. Verstärkte Ausrichtung an Preissignalen soll demnach zu einer verstärkten Nutzung von Strom aus EE-Anlagen führen, wodurch Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten genutzt werden.
Aus Sicht des Netzes lässt sich durch die höhere Netztransparenz zusätzlicher Netzausbau vermeiden oder verschieben (vermutlich eher letzteres). Demgegenüber stehen die höheren Digitalisierungskosten. Allerdings schätzen die Netzbetreiber das Potential der Einsparung durch vermiedenen Netzausbau deutlich geringer ein als die Ersteller der Studie, so Linnemann. So zeige u.a. das VDE-Impulspapier Netzbetrieb mit Flexibilitäten, dass mit steigender Anzahl von SteuVE das Flexibilitätspotential im Netz abnehme.
Monetarisierbarer Nutzen in Zahlen
Insgesamt gehen die Ersteller der Studie in ihrem Zwischenergebnis davon aus, dass der monetarisierbare Nutzen bis zur Erreichung des Pflichtrollouts 2032 in einer Bandbreite von 3,3 bis 8,6 Mrd. € liegen. Die Kosten des Rollouts werden je Szenario zwischen 2,8 Mrd. bis 3,6 Mrd. € geschätzt.
Nicht-monetarisierbarer Nutzen
Ein Großteil wird als nicht monetarisierbar eingeschätzt. Der größte Marktnutzen wird in der Vermeidung der Nutzung von Kraftwerken mit hohen Grenzkosten gesehen. Der Effekt des vermiedenen Netzausbaus durch den 14a wird zumindest angezweifelt. „Allerdings wird auch zu Recht darauf hingewiesen, dass Vertrieb sich bislang zu wenig mit der marktlichen Nutzung von Flexibilitäten auseinandergesetzt hat“, so Linnemann. (sg)
