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Smart Grid - Noch immer ist nicht klar, wer das intelligente Netz voranbringen soll: der Markt oder der regulierte Netzbereich. Die Energiebranche wartet auf ein klares Signal der Bundesregierung.

06. April 2011

Ob Verteilnetzbetreiber denn überhaupt dazu verpflichtet seien, ein Smart Grid aufzubauen, will Erik Landeck wissen. Beim E-Energy-Jahreskongress in Berlin referierte der Geschäftsführer der Vattenfall Distribution über »die Sicht der großen Energieversorger« auf das intelligente Netz. Es wird seit Jahren diskutiert und regional im Detail getestet, ist vollumfänglich, aber bisher nicht in Sicht.

Ja, die Frage sei etwas polemisch, gibt Landeck zu. Doch während bei Leitungsbau, Netzanschluss und Engpassmanagement die Zuständigkeiten geklärt sind, Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber gemäß den Vorgaben und Anreizen der Bundesnetzagentur ihr Feld bestellen, fehle die klare Zuordnung in Punkten, die das Smart Grid betreffen: Wer kümmert sich um Speicher, flexiblere Kraftwerke und um ein funktionierendes Demand Side Management?

Der gesetzliche Rahmen sei unzureichend. Dass allein der Markt es richten werde, bezweifelt Landeck. Wer sonst als der Verteilnetzbetreiber also könnte »die Rolle des Enabler bei der Entwicklung von intelligenten Netzen einnehmen«?

Möglich machen müsste man ja einiges: für eine ausreichende Durchdringung mit Smart Metern sorgen, energiewirtschaftliche Daten bereitstellen, die Steuerungsfunktion für Lasten und Erzeuger aufbauen und betreiben – aber auch Pilotprojekte in Gang bringen, auf deren Basis sich Smart-Grid-Produkte entwickeln lassen. Doch die gesetzlichen und regulatorischen Anreize, um diese Schlüsselrolle einnehmen zu können, fehlen laut Landeck.

Wer soll es richten?

Für den Vattenfall-Vertreter steht fest: »Ohne investitionsfördernde regulatorische Rahmenbedingungen sind Smart Grids nicht realisierbar.« Zunächst bräuchten die Verteilnetzbetreiber ein klares rechtliches Mandat für den Rollout und Betrieb von Smart Metern. Auch müssten die Kosten für den Zähler und dessen Installation von der Bundesnetzagentur vollständig anerkannt werden. Ferner seien technische Rahmenbedingungen für Messgeräte und Kommunikationseinrichtungen zu definieren. Und schließlich müssten die Rollen und Verantwortlichkeiten im Smart Grid genau bestimmt und vergeben werden.

»Kein vernünftiges Konzept wird an der Finanzierung der Bundesnetzagentur scheitern, das gilt auch für Smart Metering«, betont deren Vizepräsident Johannes Kindler.

Die Anreizregulierung biete eine angemessene Investitionsverzinsung und »aktiven Netzbetreibern« die Chance, höhere Renditen zu erzielen. So könnten reine Leitungsinvestitionen zum Teil durch Invest in »Intelligenz« ersetzt werden. Die Mess-, Steuer- und Kommunikationstechnik ist für Kindler Vorrangthema der Verteilnetze. An der Schnittstelle zwischen Netz und Markt aber, bei den Zählern, seien noch viele Fragen offen. So wäre vor allem wichtig, für welches Marktmodell und Rolloutziel sich die Regierung entscheidet.

Die Politik ist gefragt. Bisher ist nicht entschieden, wer für eine möglichst flächendeckende Einführung der Zähler zuständig ist und die Kosten dafür trägt. Dabei geht es nicht zuletzt darum, wer von den Smart-Meter-Daten am meisten profitiert: Netzbetreiber oder Vertriebsunternehmen.Eine Mitte März erschienene Studie der LBD Beratungsgesellschaft sieht gerade in der Strombeschaffung Refinanzierungspotenziale. Mit Hilfe der genaueren Daten ließen sich die Risiken aus Preisschwankungen und damit auch die Einkaufskosten erheblich verringern, so das Ergebnis der von EVB Energy Solutions und Trianel in Auftrag gegebenen Untersuchung.

Treiber müssen die Kunden sein, ist auch aus den E-Energy-Modellregionen zu hören. Allerdings reiche es nicht aus, punktuell Smart Meter einzusetzen, wenn man langfristig 100% Erneuerbare integrieren will, so Robert Thomann, MVV Energie. Ziel müsse ein E-Energy für alle Kundensegmente sein.

Ingenieurtechnisch sei das Thema zu stemmen, heißt es bei Edema, der Smart Energy Region Rhein-Ruhr. Die große Herausforderung bestehe darin, den Verbraucher ins Boot zu bekommen.

Verbraucher sieht wenig Nutzen

Peter Ritter, Projektratsmitglied der Regenerativen Modellregion Harz, verweist auf die Vertriebsmarge. Mit rund 6ct/kWh seien die Unternehmen nur bedingt in der Lage, attraktive variable Tarife anzubieten. Die Preisspreizung sei dafür zu gering. Zu überlegen wäre deshalb, ob man auch Steuern und Abgaben dynamisch gestaltet und an der residualen Last orientiert. Holger Krawinkel vom Bundesverband der Verbraucherzentralen warnt schon einmal vor: »Ein flächendeckender Rollout wird auf erhebliche Akzeptanzprobleme stoßen.« Am besten wäre es, das System modular aufzubauen, so Krawinkel. Es spreche nichts dagegen, intelligente Zähler flächendeckend einzurichten. Doch dürften 15-Minuten-Werte nur dort ausgelesen werden, wo der Kunde das Lastmanagement wünscht.

Nennenswertes Verlagerungspotenzial hätten ohnehin nur Großverbraucher, Haushalte mit Wärmepumpe und Eigenerzeuger. Die Netzbetreiber fänden die wirklich systemrelevanten Daten zur Stabilisierung des Netzes in den meisten Fällen bereits an der Ortsnetzstation vor – der Blick in die Privathaushalte sei oft gar nicht nötig. Kunden, die keine lastvariablen Daten freigeben möchten, dürften jedenfalls nicht benachteiligt werden. Krawinkel räumt ein, dass dies schwierig werden könnte. Schließlich ist es Sinn variabler Tarife, dass der Kunde Vorteile daraus zieht, wenn er Strom zu teuren Spitzenlastzeiten meidet. Die »normalen« Tarife, bei denen Lastspitzen sozialisiert werden, sind also von Nachteil.

In der Öffentlichkeit wird der monetäre Nutzen bisher nicht sonderlich hoch eingeschätzt, so das Ergebnis einer Studie der Universität München. Das Institut für Information, Organisation und Management hat sich unter jungen und technikaffinen Menschen umgehört. Zwei Drittel dieser Gruppe halten Smart Meter zwar prinzipiell für eine gute Idee, doch nur ein knappes Drittel würde sie auch tatsächlich nutzen – dies vor allem aus Umweltschutzgründen. Unterstützt wurde die Untersuchung vom Hightech-Verband Bitkom. Dieser fordert von der Bundesregierung einen detaillierten Zeitplan für den Übergang zum Smart Grid. Das Energiekonzept sollte durch eine solche Roadmap ergänzt werden, so Bitkom-Präsident August-Wilhelm Scheer beim E-Energy-Kongress.

Hans Forster

Erschienen in Ausgabe: 03/2011