Die 2024 gegründete Horizon Energy Deutschland ist Teil der Horizon Energy Infrastructure Group in Großbritannien, die über 3,5 Mio. Smart Meter in den vergangenen 15 Jahren im Rahmen des britischen Rollout-Programms installiert hat. Benjamin Scholz, Director Industry & Markets, blickt im ZfK-Interview über den Tellerrand hinaus und spricht über die eigentliche Rolle des Smart-Meter-Rollouts und welche Riesenpotenziale sich damit ergeben. Außerdem: Worauf müssen Verteilnetzbetreiber beim Rollout achten?
Herr Scholz, worin liegen die eigentlichen Werte des Smart-Meter-Rollouts?
Ein stumpfer Blick auf Quoten und Preisobergrenzen wird dem Smart-Meter-Rollout nicht gerecht. Smart Meter sind eine technische Notwendigkeit. Der Erfolg im Erneuerbaren-Ausbau macht Flexibilität des Systems und Marktes erforderlich. Es braucht Flexibilität in der Produktion, im Netz, in der Speicherung und im Verbrauch. Schon jetzt gibt es Rufe nach langfristig niedrigeren Preisobergrenzen. Da werden vermutete und fragliche Skaleneffekte bei der Geräteproduktion über den steigenden Wert der Smart Meter für das Gesamtsystem gestellt.
Mit Smart Metern gibt es außerdem Energie-Transparenz und Beteiligung der Bevölkerung an der Energiewende. Das betrifft das Verständnis für Verbräuche, die Möglichkeit günstigere Strompreise zu erzielen, aber auch sinnvolle Investitionen bspw. in Wärmepumpen oder Elektromobilität zu tätigen. Das sorgt für dringend notwendige Akzeptanz und hoffentlich auch eine Stärkung der Kommunen. Das Versprechen einer Energiewende, die beim Portemonnaie der Bürger ankommt, muss erfüllt werden. Und der „Zug neuer Geschäftsmodelle im Energiebereich“ rollt längst. Auf Bundesebene hat die Intelligenz im Stromsystem im besten Fall zusätzliche Effekte auf andere Branchen, wie im Mobilitätsbereich – siehe VW.
Smart Meter können eine cybersichere und diversifizierte Energieversorgung in Deutschland möglich machen. Es ist doch gut, auf unterschiedliche Technologien zu setzen, dezentrale Potenziale zu nutzen, eine flexible und kleinteiligere Struktur zu ergänzen. Und ganz entscheidend: Smart Meter sind wesentlicher Baustein zur weiteren Elektrifizierung, das heißt das Wertschöpfung aus dem fossilen Sektor zu einem signifikanten Teil in die lokale Ebene geholt werden kann. Ausgaben an der Tankstelle oder für die Gasrechnung werden nach und nach in den Strombereich verlagert. Der Markt wird wachsen.
Was heißt das konkret?
Wenn man die politisch gesetzten Ziele bis 2032 – also dem finalen Rolloutjahr – und verschiedene externe Studien heranzieht, sprechen wir über eine potenzielle Steigerung der deutschen Stromnachfrage von bis zu 20 Prozent im Vergleich zu 2024. Das ist ein Riesenpotenzial für die nächsten acht Jahre. Lieferanten haben die Möglichkeit, einen größeren Markt zu bedienen. Eventuelle Einbußen, durch Flexibilität verursachte niedrigere Strompreise, können kompensiert werden. Netzbetreiber haben die Möglichkeit ihren Ertrag durch Netzinvestitionen abzusichern oder zu erhöhen, sei es in den Ausbau oder die Intelligenz. Beides braucht es.
Sie haben in Verbindung zu neuen Geschäftsmodellen im Energiebereich vom „rollenden Zug“ gesprochen. Was meinen Sie damit?
Dreierlei: Erstens machen der laufende Erneuerbaren-Ausbau und das Gebot der Wirtschaftlichkeit Geschäftsmodelle im Bereich der Flexibilisierung schon jetzt zwingend erforderlich. Niemand möchte doch Wind- oder PV-Energie ungenutzt liegen lassen beziehungswsweise abregeln. Wir verzeichnen zunehmend negative Preise an der Strombörse. In 2024 waren es bereits 457 Stunden, also über 19 Tage. In diesem Jahr werden 17 Milliarden Euro Defizit im EEG-Konto erwartet. Mehr Marktorientierung ist also erforderlich. Auch wenn "Steuerungsrollout" heute reflexartig – und nachvollziehbar –Diskussionen über die Steuerung aus Netzsicht nach sich zieht: In Zukunft wird in Deutschland primär auf Basis von Preisanreizen gesteuert. Im Vergleich zu anderen Ländern mit Messfokus geht es beim deutschen Smart Meter Rollout langfristig um eine Flexibilisierung des Gesamtsystems.
Zweitens gibt es längst Stadtwerke, Lieferanten und Innovatoren, welche ihr Geschäft mit Blick auf Flexibilisierung von Produktion und Verbrauch aufziehen.
Drittens verlangt diese Ausrichtung Investitionen. Die Frage ist, werden diese mehr durch größere und finanzstärkere Akteure getätigt? Oder gibt es dezentrale Investitionen, welche Ertrag auch auf kommunaler Ebene sichern? Gerade die Kommunen sind nah dran am Bürger und können integrierte Strom-, Wärme-, und Verkehrskonzepte als Teil der lokalen Daseinsvorsorge entwickeln.
Welche Richtung ist Ihres Erachtens wahrscheinlich?
Durch den immensen Investitionsbedarf wird den Kommunen und Stadtwerken bisweilen schnell und zu Unrecht die Fähigkeit abgesprochen, eine zentrale Rolle zu spielen. Es gab Mitte vergangenen Jahres eine Kommunikation seitens des Landkreistages sowie des Deutschen Städte- und Gemeindebundes, nachdem das Defizit auf kommunaler Ebene die Rekordhöhe von über 13 Milliarden Euro erreichen wird, also eine Verdoppelung im Vergleich zum Vorjahr. Unter diesen Vorzeichen sei ab 2025 ein immer stärkerer Rückgang der kommunalen Investitionen zu erwarten.
Noch schlimmer: insgesamt läge der kommunale Investitionsrückstand bei ca. 180 Milliarden Euro. Dazu kommen die elenden Haushaltsdiskussionen auf Bundesebene. Das zeigt natürlich, wenn man ehrlich ist, eine Vernachlässigung der lokalen Ebene und Potenziale. Zeitgleich sind auch die Herausforderungen auf Bundesebene enorm, die Mittel absehbar begrenzt. Aus unserer Sicht ist es unausweichlich, externe Investitionen anzuwerben, welche auch Kommunen und ihren Stadtwerken die Chance geben, ihre Zukunft zu sichern und teilzuhaben.
Welche Rolle spielt Horizon Energy Infrastructure bei den Investitionen?
Wir kaufen Smart Meter und Steuerboxen, übernehmen mit unserem Partnernetzwerk die Logistik und Montage und vermieten die Systeme mit erweiterter Garantie. Dabei unterstützen wir unsere Kunden bei allen Prozessen des Rollouts. Wir bringen also externes Kapital und energiewirtschaftliche Expertise in Rollout-Projekte – egal ob es sich um Stadtwerke, grundzuständige oder wettbewerbliche Messstellenbetreiber, die Wohnungswirtschaft oder Innovatoren handelt.
Unser Unternehmen hat seinen Ursprung in Großbritannien, wo wir über die Rollout-Programme derzeit dreieinhalb Millionen Smart Meter im Portfolio haben. Hier hat die Gruppe viel Expertise und Finanzstärke entwickelt. Natürlich funktioniert der Markt in Deutschland anders, weswegen wir hier mit einem deutschen Team und angepassten Dienstleistungen starten. Bis 2030 wollen wir mindestens eine Millionen Smart Meter für unsere Kunden im Bestand haben.
Worauf müssen Verteilnetzbetreiber beim Rollout achten?
Die Bundesnetzagentur hat ein besonderes Auge auf die Intelligenz. Das gilt für den grundzuständigen Messstellenbetreiber mit Transparenzanforderungen zum Rollout oder dem Entzug der Grundzuständigkeit bei Nichterfüllung der Quoten und Netzinstabilität. Es gilt auch für Verteilnetzbetreiber, wo sich künftig im Zuge der Qualitätsregulierung Netzleistungsfähigkeit durch Intelligenz auf die Erlösobergrenze auswirkt.
Ein zentraler Punkt ist aus unserer Sicht aber auch Zeitverzug bei der Anerkennung der anteiligen Kosten für den Smart Meter Rollout. Wichtig für einen Verteilnetzbetreiber ist, dass er seine Investitionen, die er tätigt, möglichst schnell anerkannt bekommt und dann entsprechend die Erlösobergrenze angepasst wird. Das ist mit Blick auf den Smart Meter Rollout durch den so genannten Plankostenansatz nicht immer der Fall. Verteilnetzbetreiber dürfen den Bestand des Vorjahres plus den dreifachen Zubau von Smart Metern im zurückliegenden ersten Halbjahr als Planmenge einbringen. Die wird dann mit seinem Anteil an der Preisobergrenze in Höhe von 67,23€ netto multipliziert.
Gerade dann, wenn ein Verteilnetzbetreiber in seinem Netz bereits Bestand aber wenig Zubau – gegebenenfalls auch eine Erhöhung von Pflichteinbaufällen – verzeichnet, droht ein bis zu dreijähriger Zeitverzug bei der Kostenanerkennung über das Regulierungskonto. Je nach Akteur, Ausgangslage und Fortschritt kann es also eine Finanzierungslücke geben, wenn man von einer Erfüllung der Pflichtquoten ausgeht. Kurzum: hohe, frühe gMSB-Investitionen werden abgebildet, stückweise Investitionen können hingegen den Erlös und damit weitere Investitionen limitieren.
Was ist ihre Erwartung zu den Entwicklungen des Smart Meter Rollout in 2025?
Ich erwarte, dass die Messstellenbetreiber den Rollout deutlich vorantreiben. Es bleibt zu hoffen, dass noch vor der Bundestagswahl Planungssicherheit über die "Mini-EnWG-Novelle" kommt. Sie ist eine entscheidende Grundlage für einen erfolgreichen Start. Alle notwendigen technischen oder prozessualen Lösungen stehen unseres Erachtens bereit. Nach der Bundestagswahl wird der Fokus auf grundsätzlich niedrigere Strompreisniveaus, Investitionssicherheit, mehr Flexibilität und ein Mehr an Markt nicht abreißen. Dabei möchten wir eine entscheidende Rolle spielen. Wir übernehmen die notwendigen Infrastruktur-Investitionen für das zukunftsfähige Energiegeschäft unserer Partner und machen den Rollout einfach.
Das Interview führte Stephanie Gust
