Ein Full-Rollout intelligenter Messsysteme kann zusätzliche Potenziale für Netz, Messstellenbetrieb und Vertrieb erschließen. Für die Stadtwerke Osnabrück ist ein anderer Weg zunächst wirtschaftlicher: Eine gemeinsam mit BET Consulting erstellte Kurzstudie empfiehlt, den Pflichtrollout gezielt um zusätzliche Einbaufälle zu erweitern.
Nicht jede zusätzliche Messstelle bringt automatisch den gleichen Nutzen. Die Stadtwerke Osnabrück wollen den Rollout intelligenter Messsysteme deshalb dort ausweiten, wo mehrere Effekte zusammenkommen. Gemeinsam mit BET Consulting haben sie dafür 22 Anwendungsfälle untersucht und drei Szenarien verglichen: den gesetzlichen Pflichtrollout, einen vertriebsoptimierten erweiterten Pflichtrollout und den flächendeckenden Full-Rollout.
Das Ergebnis für die Stadtwerke Osnabrück: Der mittlere Weg ist im untersuchten Business Case wirtschaftlicher als ein sofortiger Full-Rollout. Ein flächendeckender Ausbau könne zwar ab 2033 einen positiven kumulierten Deckungsbeitrag erreichen, der vertriebsoptimierte erweiterte Pflichtrollout ermögliche es aber, zusätzliche Potenziale früher zu erschließen und gleichzeitig die hohen Anfangsinvestitionen einer vollständigen Flächendeckung zu vermeiden.
Rollout nach Nutzen statt nach Quote
Unter einem vertriebsoptimierten erweiterten Pflichtrollout verstehen die Studienautoren einen gezielten Ausbau über die gesetzlich definierten Einbaufälle hinaus. Zusätzliche Messstellen sollen dort priorisiert werden, wo intelligente Messsysteme einen konkreten Nutzen für Kunden, Netzbetrieb oder energienahe Anwendungen schaffen können.
"Vertriebsoptimiert bedeutet dabei nicht, möglichst viele Messstellen auszurüsten", erläutert Daniel Waschow, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Osnabrück. Entscheidend sei vielmehr, jene Kundengruppen und Anwendungen in den Blick zu nehmen, bei denen intelligente Messsysteme die Grundlage für einen zusätzlichen Nutzen bilden könnten.
Dazu zählen Kunden, die heute noch keine Photovoltaikanlage, Wallbox oder Wärmepumpe besitzen, bei denen entsprechende Anschaffungen aber absehbar sind. Die Studie nennt außerdem Einfamilienhäuser mit einem Verbrauch von weniger als 6000 Kilowattstunden sowie Mehrparteienhäuser mit Potenzial für Community-Modelle und Mehrspartenablesung.
"Wir würden empfehlen, nicht mit einer reinen Einbauquote zu starten, sondern mit einer Nutzenanalyse", erläutert Sören Patzack, Partner bei BET Consulting. Entscheidend sei die Frage, wo konkret Wirkung für Kunden und Netzbetrieb entstehe.
22 Anwendungsfälle im Vergleich
Die Kurzstudie betrachtet Anwendungsfälle für Netz, Messstellenbetrieb, Handel und Vertrieb. Dazu gehören Fernauslesung, stichtagsgenaue Abrechnung, Mehrsparten-Auslesung, dynamische Tarife, Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, Netztransparenz, Flexibilitätsvermarktung sowie die netzorientierte Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern.
In der Bewertung schneiden vor allem Anwendungen gut ab, die sich vergleichsweise einfach umsetzen lassen und gleichzeitig einen hohen oder mittleren Nutzen versprechen. Dazu zählen Prozesseffizienz, Fernauslesung, stichtagsgenaue Ablesung und Mehrsparten-Auslesung. Dynamische Tarife werden ebenfalls als gut umsetzbar eingeordnet, ihr zusätzlicher Nutzen liegt in der Studie im mittleren Bereich. Anwendungen wie Flexibilitätsvermarktung oder zeitvariable und dynamische Netzentgelte werden zurückhaltender bewertet.
Schnelle Vorteile in den Prozessen
Die unmittelbar monetarisierbaren Vorteile liegen nach Einschätzung der Studienautoren vor allem in der Digitalisierung und Automatisierung von Prozessen. Fernauslesung kann manuelle Ablesungen ersetzen, eine stichtagsgenaue Abrechnung Klärfälle und Rechnungskorrekturen reduzieren.
"Der größte Mehrwert entsteht selten aus einem einzelnen Use Case", betont Waschow. Er entstehe vielmehr dort, wo technische Möglichkeiten, digitale Prozesse und kundenorientierte Anwendungen zusammenwirkten.
Die Studie nennt für viele Anwendungsfälle mögliche Effizienzsteigerungen von zehn bis 20 Prozent und gezielte Kosteneinsparungen von fünf bis zehn Prozent. Die weitergehende wirtschaftliche Bewertung dieser Potenziale wird derzeit noch konkretisiert.
Netzseitiger Nutzen schon im Pflichtrollout
Nicht alle Vorteile wachsen gleichermaßen mit der Zahl der installierten intelligenten Messsysteme. Nach den Studienergebnissen steigen Effekte bei Prozesseffizienz, Fernauslesung und Kundenbindung mit einer höheren Ausstattungsquote. Andere Potenziale lassen sich bereits zu einem großen Teil im Pflichtrollout erschließen.
Das gilt insbesondere für Netztransparenz und mögliche Einsparungen beim Netzausbau. Ein Full-Rollout bringt in diesen Bereichen nach Einschätzung der Studienautoren nicht zwangsläufig einen entsprechend höheren Zusatznutzen.
Für den Netzbetrieb sieht Patzack den größten systemischen Nutzen in einer besseren Datenbasis. "Intelligente Messsysteme können dazu beitragen, Lastflüsse, Verbrauchsverhalten und Engpasssituationen im Verteilnetz besser zu verstehen", erklärt er. Ein gezielter zusätzlicher Rollout könne helfen, die Transparenz in der Niederspannung zu erhöhen, die Netzplanung zu verbessern und perspektivisch Flexibilitäten besser nutzbar zu machen.
Mehrparteienhäuser als Skalierungshebel
Eine besondere Rolle spielt in der Studie die Wohnungswirtschaft. Die Smart-Meter-Debatte konzentriere sich bislang häufig auf Einfamilienhäuser, Prosumer und einzelne flexible Verbraucher. Für eine breitere Skalierung intelligenter Messsysteme müssten jedoch auch Mehrparteienhäuser stärker einbezogen werden.
Hier sehen die Studienautoren mehrere Anwendungen, die zusammenspielen können. Über 1:n-Metering lassen sich mehrere Messstellen über ein Smart-Meter-Gateway anbinden. Hinzu kommen Mehrsparten-Auslesung, Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung.
"Mehrparteienhäuser sind deshalb wichtig, weil sie einen relevanten Skalierungshebel darstellen", so Waschow. Die Energiewende finde nicht allein im Einfamilienhaus statt. Für eine breite Skalierung intelligenter Messsysteme werde die Wohnungswirtschaft eine zentrale Rolle spielen.
Standards und Anreize als Voraussetzung
Damit entsprechende Modelle wirtschaftlich und technisch sinnvoll eingesetzt werden können, braucht es nach Einschätzung der Autoren einheitliche Standards, Eichrechtskonformität, IT-Sicherheit, klare regulatorische Rahmenbedingungen und wirtschaftliche Anreize.
Auch bei der Umsetzung sehen sie Skaleneffekte. In Einfamilienhausgebieten und größeren Mehrparteienhäusern ließen sich Montage- und Prozessvorteile bündeln, ohne die Investitionen eines vollständigen Full-Rollouts tragen zu müssen.
Das Messsystem als Zugang zum Kunden
Die Studie betrachtet den Rollout auch als strategische Frage für integrierte Stadtwerke. Durch einen gezielten Ausbau könnten Versorger relevante Messstellen frühzeitig erschließen und damit den Zugang zu energienahen Dienstleistungen absichern. Genannt werden dynamische Tarife, digitale Energiemanagement-Angebote, Cross-Selling und neue datenbasierte Produktmodelle.
"Intelligente Messsysteme schaffen die Grundlage für dynamische Tarife, digitale Services, energienahe Dienstleistungen und eine bessere Verknüpfung von Stromverbrauch, Erzeugung, Mobilität und Wärme", erläutert Patzack. Auch Kunden, die erst künftig Flexibilitätspotenzial besitzen, sollten bei einem erweiterten Rollout frühzeitig berücksichtigt werden.
Für den Vertrieb sollen intelligente Messsysteme die Grundlage schaffen, Angebote stärker an Verbrauchsmuster und künftige Flexibilitätspotenziale anzupassen. Gleichzeitig könnten standardisierte und automatisierte Prozesse die Kosten der Kundenbetreuung reduzieren.
Rollout als strategische Frage
"Wir dürfen den Smart-Meter-Rollout nicht allein als technische Herausforderung betrachten", betont Waschow. Intelligente Messsysteme seien das Fundament, um die Beziehung zu den Kunden neu zu gestalten und auf die Anforderungen eines zunehmend digitalen Energiesystems auszurichten.
Grundlage für einen erweiterten Rollout seien stabile regulatorische Rahmenbedingungen, Planungssicherheit und wirtschaftlich tragfähige Anreize. Die Studie fordert unter anderem langfristig auskömmliche Preisobergrenzen für zusätzliche Einbaufälle, einfachere Einbau-, Wechsel- und Inbetriebnahmeprozesse sowie weniger Integrationsaufwand zwischen unterschiedlichen IT-Systemen.
"Entscheidend ist, jetzt die regulatorischen, technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen zu schaffen, damit ein beschleunigter Rollout tatsächlich gelingen kann", führt Patzack aus.
Erst analysieren, dann ausrollen
Für Stadtwerke, die über den Pflichtrollout hinausgehen wollen, lautet die Empfehlung, zunächst Kundengruppen und Gebäudesegmente zu identifizieren, bei denen mehrere Nutzenstränge zusammenkommen. "Nicht die Zahl der eingebauten Systeme entscheidet über den Erfolg, sondern die Wirkung, die daraus für Kunden, Netzbetrieb und Energiewende entsteht", bilanziert Waschow bei der Vorstellung der Studie in Berlin.
