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Digitalisierungsgesetz - Die Neuregelungen haben weitreichende Konsequenzen. Die Umsetzung wird mehrere Jahre dauern. Schätzungen zufolge müssen Versorgungsunternehmen und Netzbetreiber für die Umstellung der Strommessung auf Digitaltechnik bis zu zwei Milliarden Euro in die Hand nehmen. Ein Überblick mit wichtigen Passagen des Gesetzes.

27. Juli 2016

Nach dem Inkrafttreten des Gesetzes muss jeder Netzbetreiber bis zum 30. Juni 2017 gegenüber der Bundesnetzagentur anzeigen, ob er die Aufgabe des Messstellenbetriebs als grundzuständiger Messstellenbetreiber wahrnimmt (§ 45 Absatz 3 MsbG). In diese unternehmensindividuelle Entscheidung werden die Analyse der Kunden- beziehungsweise Zählpunktstruktur im jeweiligen Netzgebiet und die Kalkulation der für die fristgemäße Umsetzung notwendigen Investitionen einfließen.

Bei Redaktionsschluss Mitte Juli stand die Veröffentlichung des Gesetzes im Bundesgesetzblatt noch aus. Wir dokumentieren im Folgenden Passagen aus der Beschlussempfehlung des Bundestagsausschusses für Wirtschaft und Energie vom 22. Juni, die am 23. Juni vom Bundestag verabschiedet wurde.

Kosten für Endverbraucher

§ 2. Durch die gesetzlichen Änderungen können privaten Haushalten Kosten von bis zu 100 € pro Jahr entstehen. Die Kosten-Nutzen-Analyse des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie hat das Nutzenpotenzial errechnet. Die umsetzenden Regelungen des vorliegenden Gesetzentwurfs halten sich strikt an den in der Analyse ermittelten Nutzen. Leitlinien sind dabei die Durchschnittsannahmen der Analyse, die bei rund 50 Prozent des Möglichen liegen.

Bei durchschnittlichen Sowieso-Kosten von 20 € pro Jahr für den herkömmlichen Strom-Messstellenbetrieb mit einem einfachen digitalen Haushaltszähler und unter Zugrundelegung eines durchschnittlichen Stromkosteneinsparpotenzials von annähernd 3 € pro Jahr für Letztverbraucher mit einem Jahresstromverbrauch unter 2.000 kWh setzt der vorliegende Entwurf eine zulässige Preisobergrenze von 23 € brutto pro Jahr für den Einbau eines intelligenten Messsystems für diese Verbrauchergruppe fest.

Verbrauchsgruppen

Diese strikte Kosten-Nutzen-Orientierung setzt sich fort für alle weiteren Verbrauchsgruppen. Da für Haushalte mit geringem Jahresverbrauch von über 2.000 und bis zu 3.000 kWh ein durchschnittliches Stromkosteneinsparpotenzial von 10 € pro Jahr errechnet wurde, sieht der Entwurf eine zulässige Preisobergrenze von 30 € (10 € Einsparpotenzial und 20 € Sowieso-Kosten für den Messstellenbetrieb) vor.

Bei über 3.000 und bis zu 4.000 kWh pro Jahr liegt das durchschnittliche Stromkosteneinsparpotenzial bei 20 € pro Jahr, die Preisobergrenze liegt damit bei 40 €. Diesen Verbrauchsgruppen ist die weit überwiegende Anzahl von Zählpunkten zugeordnet, nämlich rund 33 Mio. Bei der Verbrauchsgruppe von über 4.000 und bis zu 6.000 kWh pro Jahr mit rund 5,2 Mio. Zählpunkten wurde ein Einsparpotenzial von 40 € errechnet, der Entwurf sieht deshalb eine Preisobergrenze von 60 € vor.

Preisobergrenze

Bei einem Verbrauch von über 6.000 und bis zu 10.000 kWh pro Jahr, also ab dem Bereich, für den kein Wahlrecht des grundzuständigen Messstellenbetreibers besteht, wäre nach der Analyse mit durchschnittlich 80 € Kostenersparnis pro Jahr zu rechnen, die Preisobergrenze liegt deshalb bei 100 €. Hier handelt es sich um rund 2,4 Mio. betroffene Zählpunkte. Bei privaten Haushalten mit einem Jahresstromverbrauch von über 6.000 kWh werden gegenüber dem EnWG 2011 keine neuen Einbauverpflichtungen eingeführt. Durch die vorgesehen Preisobergrenze von 100?€ pro Jahr werden die bereits im EnWG 2011 angelegten Kosten für die Verbraucher lediglich gedeckelt.

Bei den Verbrauchern bis zu 6.000 kWh Jahresverbrauch ist nach wie vor kein flächendeckender Pflichteinbau vorgesehen. Den dargestellten Mechanismus zur Ermittlung der Preisobergrenzen setzt das Gesetz für die weiteren Letztverbrauchergruppen über 10.000, 20.000, 50.000 und 100.000 kWh Stromjahresverbrauch fort und gibt damit eine rote Linie für zulässige Kosten vor, die sich allesamt allein über Stromkosten­einsparungen ausgleichen lassen.

Informationspflicht

In diesem Zusammenhang ist auch die Verpflichtung zum Bereitstellen von Softwarelösungen mit Anleitungen und Tipps zum Stromkosten sparenden Einsatz intelligenter Messsysteme vorgesehen. Natürlich haben die Verbraucher immer die Möglichkeit, einen anderen und eventuell günstigeren Messstellenbetreiber als den grundzuständigen Messstellenbetreiber zu beauftragen.

Widerspruchsrecht

§3. Widerspruchsrecht zum Einbau eines intelligenten Messsystems für Letztverbraucherinnen und -verbraucher mit einem Jahresstromverbrauch zwischen 6.000 und 10.000 kWh, die private Haushaltskunden sind. Verbraucherinnen und Verbraucher müssen vor Einbau eines intelligenten Messsystems auf ihr Widerspruchsrecht hingewiesen werden.

§4. Die Ausstattung von Anschlussnutzern eines Mietshauses, Straßenzuges oder Wohnviertels mit einem intelligenten Messsystem darf nur möglich sein, sofern dieser/diese Anschlussnutzer/in seine/ihre Zustimmung erteilt hat.

§5. Einbaupflicht von intelligenten Messsystemen bei Betreibern von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem KWKG erst ab einer installierten Leistung von über 30 kW; bei Anlagenbetreibern von sonstigen Energieerzeugungsanlagen ab einer installierten Leistung über 7 kW.

§ 11. Bisher liegt die Verantwortung für die Datenaggregation und Bilanzierung bei den Verteilnetzbetreibern – und verbleibt dort auch in Zukunft für all die Kunden ohne Smart Meter Gateway.

Sah das EnWG 2011 noch eine Rollout-Verpflichtung eines jeden Messstellenbetreibers vor – unabhängig davon, ob grundzuständiger oder wettbewerblicher (Dritter) Messstellenbetreiber –, so konzentriert das Gesetz die Verpflichtung auf den seit jeher regulierten grundzuständigen Messstellenbetreiber (Netzbetreiber).

Der neue Ansatz stärkt die Entscheidungsfreiheiten des wettbewerblichen Bereichs nicht nur durch diese Veränderung, sondern auch über die nunmehr verankerte Verpflichtung des regulierten grundzuständigen Messstellenbetreibers, alle von den Ausstattungsvorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes Betroffenen auch auf die Möglichkeit zur freien Wahl eines Dritten als Messstellenbetreiber aufmerksam zu machen. Dies stärkt ebenfalls den Wettbewerb.

Sammeln und Abrechnen

Soweit sich Aufgaben wie die ­Zuständigkeit für die Bilanzkreis­abrechnung von den Verteilnetz­betreibern zu den Übertragungsnetzbetreibern verlagern, ist der Erfüllungs­aufwand für die Übertragungsnetzbetreiber kaum prognos­tizierbar.

Dieser hängt direkt mit der Anzahl der jeweils verbauten intelligenten Messsysteme zusammen, denn nur insoweit geben die Verteilnetzbetreiber diese Aufgabe ab.

VNB und ÜNB

»Sicherlich ist es aber effizienter, Systemaufwand bei vier Übertragungsnetzbetreibern anstatt bei 888 Verteilernetzbetreibern zu betreiben«, heißt es in der Beschlussfassung des Gesetzes. Weiter wird bei Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern ein gewisser Erfüllungsaufwand in Form von Umstellungsaufwand anfallen, welcher aber ebenfalls nicht geschätzt werden kann.

§ 12. Beschaffenheit der intelligenten Messsysteme beziehungsweise des Smart Meter Gateways ist so vorzuschreiben, dass die Datenübertragung einfach und selbstständig durch die Verbraucherinnen und Verbraucher ausgeschaltet oder unterbrochen werden kann. Gespeicherte Daten müssen einfach und unkompliziert von den Verbraucherinnen und Verbrauchern gelöscht werden können.

§ 14. Das Digitalisierungsgesetz soll zügig durch eine rechtliche Neuordnung von lastvariablen Tarifen und zum Lastmanagement ergänzt und mit bestehenden Gesetzen abgeglichen werden.

Denn intelligente Messsysteme alleine sparen noch keine Energie oder führen zu einer systemdien­lichen Verbrauchssteuerung. Diese Anreize entstehen erst durch Verhaltensänderungen, die durch mehr Informationen und finanzielle Anreize wie beispielsweise variable Tarife entstehen.

Variable Tarife

Deshalb sollten Rahmenbedingungen geschaffen werden, die die Nutzung von variablen Tarifen attraktiv machen beziehungsweise deren verstärktes Angebot durch die Stromlieferanten unterstützen. Diese Rahmenbedingungen sollen ein optimales Zusammenspiel zwischen Netzanforderungen und einem Markt für Flexibilitäten ermöglichen.

Erst durch effizientes Lastmanagement kann unser Energiesystem flexibilisiert und optimiert werden. Auf Ebene der Verteilernetze wird es einen steigenden Bedarf an Flexibilität geben. Im Rahmen einer rechtlichen Neuordnung zum Lastmanagement sollte es Stromnetzbetreibern daher erleichtert werden, Stromeinspeisung und -entnahme optimaler aufeinander abzustimmen.

Reaktionen

Branchenverbände reagierten unterschiedlich auf die Neuregelungen. Der BDEW kritisierte, dass die  Verteilnetzbetreiber künftig nicht mehr die Alleinverantwortung für den Betrieb aller rund 43 Mio. Messstellen in Deutschland haben.

In Zukunft sind die Übertragungsnetzbetreiber für die Datenaggregation von rund 5 Mio. Zählpunkten zuständig, die fernausgelesen werden sollen. »Das widerspricht der Logik der Energiewende«, so BDEW-Hauptgeschäftsführer Stefan Kapferer. »Sie verläuft dezentral und erfordert folglich auch eine dezentrale Steuerung der Prozesse und Datenerhebung.«

Enge Verzahnung

Aus Sicht des Bundesverbandes Neue Energiewirtschaft (Bne) gehen die Beschlüsse in die richtige Richtung. »Die enge Vernetzung von Erzeugung und Verbrauch wird in Zukunft eine zentrale Rolle ­spielen«, heißt es in einer Bne-Mitteilung.

»Den Aufbau der dafür notwendigen intelligenten Mess- und Zähl­infrastruktur bringt das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende voran.« Wichtige Fragen wie die Datenhoheit und die Zeitpläne für den Rollout intelligenter Messsysteme seien nun klar geregelt.

Datenschutz

Unter anderem der Schutz und die Sicherheit der Verbrauchsdaten waren vor der Verabschiedung des Gesetzes ein kontrovers diskutiertes Thema. Das Bundeswirtschaftsministerium ist der Meinung, dass das Gesetz hinreichend abgesichert ist.

Denn zur Gewährleistung eines hohen Schutzniveaus werden Schutzprofile und Technische Richtlinien für intelligente Messsysteme zur Gewährleistung von Datenschutz, Datensicherheit und Inter­operabilität für verbindlich erklärt, die unter anderem durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) erarbeitet wurden. »Ob die Verbrauchsdaten damit vor Missbrauch geschützt sind, wird sich zeigen«, sagt Nico Brunotte von der Anwaltskanzlei CMS Hasche Sigle in Hamburg.

Fraglich erscheine auch, ob beispielsweise die Zuständigkeit des Bundesbeauftragten für Datenschutz diesem hohen Schutzniveau gerecht wird. Kritiker des Gesetzes hatten laut Brunotte die Zuständigkeit der Datenschutzbehörden in der Fläche mit dem Argument gefordert, dass diese den bundesweit erfolgenden Rollout besser überwachen könnten.

Investitionsbedarf

Laut Gesetz müssen Messstellenbetreiber ab 2017 bis 2032 alle Ferraris-Zähler durch moderne Mess­einrichtungen ersetzen. Bei bestimmten Kundengruppen sind diese mit Gateways zu einem intelligenten Messsystem zu kombinieren, das die Messwerte digital an definierte Empfänger wie Netzbetreiber, Lieferanten oder sonstige berechtigte Marktteilnehmer leitet.

»Angesichts der bereits definierten Preisobergrenzen stehen die meisten Verteilnetzbetreiber in Deutschland vor der Frage, wie sie diese neu definierte Marktrolle in kompletter Eigenregie wirtschaftlich betreiben können«, sagt Thüga-Vorstandssprecher Michael Riechel.

Effiziente Eckwerte

»Nach unseren Berechnungen müssen die Unternehmen der Branche deutschlandweit alleine auf der Investitionsseite mit rund 2 Milliarden Euro rechnen.« Nach Berechnungen der Thüga sind Kooperationsmodelle von mehr als einer Million Kunden erforderlich, um eine effiziente Kostenstruktur zu erreichen.

Die Thüga-Servicegesellschaften Meteringservice, Conergos und E-Maks haben den Angaben zufolge ein Lösungspaket entwickelt, das die Messstellenbetreiber in die Lage versetzt, die neuen Aufgaben wirtschaftlich zu erfüllen.

Mit dem voraussichtlichen Start des Rollouts am 1.1.2017 beginnt eine Interims­phase, sagen Experten. Bis zur voraussichtlichen Einführung der Sternkommunikation am 1.1.2020 wird der Rollout vor allem technisch geprägt sein.

Zeitplan

Im Fokus steht der Einbau der digitalen Messgeräte und deren technische Anbindung. Gleichzeitig werden Versuche mit Sternkommunikation gestartet. (hd).

Erschienen in Ausgabe: 06/2016