"Viele verbaute Smart Meter funktionieren noch nicht so, wie sie sollen"

Konrad Schade, Chief Commercial Officer von Rabot Energy, sieht beim Smart-Meter-Rollout erhebliche Lücken zwischen offizieller Quote und praktischer Nutzbarkeit. Im Interview erklärt er, warum viele Geräte aus seiner Sicht noch nicht so funktionieren, wie sie sollten.

Herr Schade, die 20-Prozent-Marke beim Pflichtrollout insgesamt ist laut der 3. Quartalserhebung der Bundesnetzagentur bereits erreicht. Sie sehen die Zahl aber eher kritisch, warum?

Weil diese Zahl nur einen kleinen Ausschnitt zeigt. Sie bezieht sich auf die Pflichteinbaufälle, also auf einen begrenzten Teil des Marktes. Wenn man auf alle Haushalte schaut, liegt die Smart-Meter-Quote aus unserer Sicht erst bei 3,8 Prozent. Das ist die ehrlichere Zahl.

Nun ist ein Vollrollout gesetzlich in Deutschland aber gar nicht vorgesehen. Ist es dann nicht folgerichtig, dass die Bundesnetzagentur vor allem auf den Pflichtrollout schaut?

Absolut, das ist der gesetzliche Rahmen. Genau den halten wir für zu kurz gedacht. Aus Sicht der Smart-Meter-Initiative profitieren nicht nur Pflichteinbaufälle von Smart Metern. Auch kleinere Haushalte können ihren Verbrauch an Preissignalen ausrichten. Entscheidend ist für uns aber vor allem: Selbst im Pflichtrollout ist oft unklar, wie viele Geräte tatsächlich so funktionieren, wie sie sollen. Die Bundesnetzagentur sollte deshalb zusätzlich erfassen, wie viele Smart Meter auf TAF 7 laufen (also viertelstündlich messen und abgerechnet werden) und für § 14a oder dynamische Tarife nutzbar sind, also zum Beispiel eine Steuerbox zusätzlich verbaut haben.

Woran hapert es in der Praxis konkret?

Der Einbau allein ist oft nicht das Hauptproblem. Schwieriger wird es danach. Viele Geräte bleiben nach dem Einbau noch auf TAF 1 oder sogar auf dem Standardlastprofil, SLP. Dann fehlen die Viertelstundenwerte und ein echter dynamischer Tarif lässt sich nicht sauber umsetzen. Hinzu kommen Probleme bei der Anmeldung von §-14a-Fällen oder beim Einbau von Steuerboxen. Eigentlich müssten standardisierte Prozesse greifen. In der Praxis sehen wir aber immer wieder Fälle, bei denen die Abstimmung zwischen Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Lieferant nicht sauber funktioniert. Dann beginnt ein aufwendiger manueller Klärungsprozess pro Kunde, obwohl die Abläufe eigentlich standardisiert und automatisiert sein sollten.

Wie kommt das vor?

Bei unseren Kunden sehen wir, dass aktuell nur 47 Prozent der Smart Meter wirklich auf TAF 7 laufen. Das heißt: Nur diese Kunden können in unserer App ihre Viertelstundenwerte sehen und entsprechend abgerechnet werden. Der Rest ist zwar oft schon mit Hardware ausgestattet, aber noch nicht dort, wo er eigentlich sein sollte.

Noch schwieriger dürfte die Umsetzung des § 14a EnWG sein …

Ein Smart Meter allein macht einen Fall noch nicht §-14a-fähig. In der Praxis muss auch die steuerbare Verbrauchseinrichtung sauber abgebildet werden. Genau dort sehen wir viele Probleme. Häufig fehlt entweder die Steuerbox oder die Anmeldung wird beim Netzbetreiber systemseitig nicht korrekt verarbeitet. Das betrifft gerade auch Modul 3. Kunden beantragen die netzorientierte Steuerung und gehen davon aus, dass damit alles vorbereitet ist. In der Praxis passiert dann aber oft nichts. Der Smart Meter ist zwar verbaut, doch die notwendige technische Nachrüstung oder die prozessuale Zuordnung bleibt aus. In den Marktprozessen und in der Netzentgeltabrechnung taucht der Fall dann nicht sauber als §-14a-Fall auf. Für Lieferanten bedeutet das, dass sich Entlastungen oder passende Tarifmodelle nicht verlässlich umsetzen lassen.

Was bedeutet das für Ihre Kunden in der Praxis, und wie gehen Sie damit um?

Für die Kunden ist das erst einmal schwer nachvollziehbar. Sie gehen davon aus, dass mit Smart Meter, Anmeldung und den Angaben des Elektrikers alles vorbereitet ist. Wenn die Entlastung dann nicht in der Abrechnung auftaucht oder ein Modul nicht umgesetzt werden kann, sorgt das verständlicherweise für Unmut. Wir versuchen solche Fälle gemeinsam mit Netzbetreibern und Messstellenbetreibern zu klären. Das ist aber mit erheblichem Aufwand verbunden und zeigt, dass die Prozesse an dieser Stelle noch nicht sauber ineinandergreifen.

Wie gehen Sie mit diesen Problemen um?

Wir haben dafür eigene technische Lösungen entwickelt. Unser Billing-System haben wir selbst entwickelt und sind damit nicht auf Standardlösungen angewiesen. Das hilft uns, Workarounds umzusetzen, wenn Marktprozesse nicht sauber greifen. In bestimmten Fällen beziehen wir Messwerte direkt vom wettbewerblichen Messstellenbetreiber, damit Kunden ihre Viertelstundenwerte schnell in der App sehen können. Gleichzeitig kommen die Netzentgeltabrechnungen weiter vom Netzbetreiber. Diese unterschiedlichen Datenquellen wieder sauber zusammenzuführen, ist aufwendig. Genau dabei hilft uns unser eigenes System.

Stellen Sie diese Lösung auch anderen Energieversorgern zur Verfügung?

Nicht in dem Sinne, dass wir unser System als Softwareprodukt an andere Versorger lizenzieren. Was wir aber anbieten, ist ein White-Label-Modell für dynamische Tarife. Dabei nutzen Partner unsere technische Infrastruktur im Hintergrund, während das Angebot nach außen unter ihrem Namen läuft. Wir arbeiten damit mit mehreren Stadtwerken zusammen. Der Vorteil ist, dass sich nicht jede Schnittstelle in bestehende, oft sehr heterogene Systemlandschaften integrieren lässt, sondern wir die Prozesse Ende zu Ende abbilden können.

Wie setzen Sie die Marktkommunikation, also die MaKo, in diesem Zusammenhang um?

Wir fahren einen hybriden Ansatz. Standardisierte Wechselprozesse laufen bei uns über einen spezialisierten Dienstleister. Bei kritischen Prozessschritten, etwa rund um TAF 7, werten wir MaKo-Daten aber zusätzlich selbst aus und haben dafür eigene Schnittstellen aufgebaut. Der Grund ist, dass wir Ablehnungen und Sonderfälle sehr viel genauer verstehen müssen, als es über Standardprozesse oft möglich ist. Nur so lassen sich die Brüche in der Praxis sauber nachverfolgen.