Kleinräumige Netze sind die schnellere und billigere Lösung

Netzintegration, Ausbau erneuerbarer Energien sowie Maßnahmen zum Umbau und Ausbau der Stromnetze waren die beherrschenden Themen des 1. Fachkongresses „Zukunftsfähige Stromnetze“, der im Rahmen der Renexpo am 23. September 2011 in Augsburg stattfand.

Bis zum Jahr 2020 soll beispielsweise rund 50% der Stromproduktion in Bayern aus erneuerbaren Energien (EE) stammen. Detlef Fischer, Geschäftsführer des Verbandes der Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (VBEW) sieht in der Beliebigkeit der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien jedoch eine Gefahr für die Sicherheit der Stromversorgung: „Die installierte Leistung aus erneuerbaren Energien wird immer größer, aber sie ist nicht abrufbar. Es kann nicht so weitergehen, dass jeder beliebig Strom erzeugt und ebenso beliebig in das Netz einspeist.“ Der grüne Stromanteil werde bereits heute von rund 250000 natürlichen und juristischen Personen eingespeist, allerdings ohne Lieferverpflichtung und ohne Netzverantwortung.

Das Problem sei allseits bekannt: Zum einen müsse man damit rechnen, dass Wind- und PV-Strom aufgrund trüben Wetters über Wochen hinweg nur in Bruchteilen zur Verfügung stehe, zum andern lassen sich an lastarmen, sonnigen Sonntagen oftmals keine Abnehmer für den produzierten PV-Strom finden. Um überschüssigen PV- bzw. Windstrom sinnvoll zu verwerten, müssten entweder Speicherkapazitäten oder schaltbare Lasten geschaffen werden, fordert Fischer. Erstere seien jedoch teuer und benötigten viel Platz. Für Langzeitspeicher im großindustriellen Maßstab stünde außerdem noch keine ausgereifte Technik zur Verfügung. Am ehesten könne man mit Unterstützung der Gaswirtschaft das derzeitige Speicher- und Durchleitungsproblem durch die Umwandlung von EE-Strom in Erdgas lösen. Allerdings benötige das Verfahren zur Umwandlung von Strom zu Gas (Methanisierung) und zurück zu Strom vergleichsweise viel Energie; der Wirkungsgrad liege bei nur 30 bis 40%.

Technologiesprünge sind zwingend notwendig

„Die eigentliche Herausforderung unserer künftigen Energieversorgung liegt darin, die in über 100 Jahren gewachsenen zentralen Strukturen an die künftige dezentrale Energieproduktion anzupassen.“ Rainer Bäsmann von der N-Ergie Netz GmbH, Nürnberg, untermauerte sein Eröffnungsstatement mit Diagrammen der aktuellen Einspeiseleistung bzw. des Netzaufnahmevermögens sowie des Ausbauzustands nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Derzeit werde das Aufnahmevermögen des N-Ergie-Netzes (etwa 8000km² Versorgungsfläche) nur an 7% der Zeitpunkte überschritten. In einem von EEG-Anlagen gespeisten Netz müssten zur heutigen Aufnahmekapazität von rund 20MW weitere 22MW für die EEG-Einspeisungen bereitgestellt werden. Diese Kapazität werde aber nur wenige Stunden im Jahr benötigt, konkret an nur 610 Stunden (7%) von 8760 Stunden. Hier sei aus volkswirtschaftlicher Sicht ein erheblicher Optimierungsbedarf erforderlich. „Unsere Hauptarbeit ist künftig weniger die Versorgung der Kunden, sondern die geordnete Einspeisung von EEG-Strom“, resümiert Bäsmann. Im Grunde könne ein Netzbetreiber nur auf den Zubau von EEG-Anlagen reagieren, da die Netzentgelte durch den Netzausbau drastisch ansteigen. Auch sei der Betrieb von EEG-Strom-gespeisten Netzen extrem aufwendig. Bereits jetzt gäbe es im Netzausbau erhebliche Engpässe, sei es durch die langen Lieferzeiten und mangelnde Verfügbarkeit von Material, sei es durch die erhebliche Auslastung der Baufirmen. Durch das im Netz gebundene Kapital und die geringen Nutzungsstunden durch EEG-Anlagen werde die Energieerzeugung auf regenerativer Basis sehr teuer und aufwendig. Auch die Versorgungsqualität könne leiden. Rein technisch gesehen könnte man höhere Netzeinspeisungen auch durch Stromspeicher kompensieren. Unklar sei jedoch, wer dafür als Betreiber in Frage komme. Der EEG-Anlagenbetreiber? Der Netzbetreiber? Der Stromkunde? Unabhängige Betreiber? Stromspeicher müssten marktorientiert arbeiten, aber das würde eine Katastrophe für die Netze bedeuten, so Bäsmann. Am ehesten käme der EEG-Anlagenbetreiber in Frage, da er damit seine Wirtschaftlichkeit absichern könne.

Geplante Netzausbauprojekte sind als illusorisch zu sehen

Nach wie vor scheint die Energiewende eine Rechnung mit vielen Unbekannten zu sein. Marian Klobasa vom Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI), Karlsruhe, sieht die Entwicklungen auf dem Strommarkt so:

• Ausbau der Onshore-Windenergieanlagen: sehr wahrscheinlich
• Beiträge von Biomasse und Wasserkraft: substanziell
• Beiträge von PV- und Offshore-Wind: unsicher
• Beiträge von Technologien wie Geothermie, Wellen- und Gezeitenenergie: offen
• Entwicklung der Stromnachfrage in Abhängigkeit von den Effizienzbemühungen: starker Effekt, unter anderem durch zusätzliche Verbraucher wie E-Mobility und Wärmepumpen.

Für völlig illusorisch halten Branchenkenner die Umsetzung mittelfristiger Netzausbauprojekte der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTO-E) zwischen 2015 und 2020. Nach diesen Plänen sollen innerhalb Europas 42200 km neue Hochspannungsleitungen, Gleichstromverbindungen und Trassenmodernisierungen realisiert werden. Die Investitionssumme wird auf 100 Milliarden Euro bis 2020 veranschlagt. Schon jetzt reichten weder die Kapazitäten bei den Materialien und Systemen noch bei den Baufirmen aus, so die Diskussionsbeiträge zu diesem Thema. Das hieße allerdings auch, dass der weitere Zubau erneuerbarer Energien aufgrund fehlender Netzkapazitäten kaum Vorteile brächte. Eine der zentralen Herausforderungen sei deshalb die Einbindung regionaler Akteure, um die vorhandenen Netze zu entlasten. Konkret bedeutet das, den EE-Strom möglichst dort zu erzeugen, wo er gebraucht wird, nämlich im Gebäude.

Überschussprobleme sind nur regional zu lösen

Schon jetzt sind Überschussprobleme im Netz durch EEG-Einspeiser abzusehen, vor allem in Regionen mit hoher PV-Dichte. Joachim Bamberger, Siemens AG, Energy Sektor, sieht Netzprobleme insbesondere in ländlichen Gebieten wie beispielsweise dem Allgäu, wenn weiter unkontrolliert eingespeist werde. Im Projekt Irene (Integration Regenerative Energien und Elektromobilität) soll jetzt herausgefunden werden, in wie weit die unkontrollierte PV-Einspeisung durch eine aktive Beeinflussung von Energieerzeugern und dem Lademanagement von Elektrofahrzeugen kompensiert werden kann.

Der Projektansatz sieht vor, PV-Strom während der Erzeugungsspitzen sowohl in stationäre Großbatterien als auch in die Batterien von Elektrofahrzeugen einzuspeichern. Weitere Stabilisierungsmaßnahmen könnten über schaltbare Transformatoren erfolgen. Ein speziell aufgebautes Mess- und Regelungssystem soll nicht nur Daten über die fluktuierenden Energieströme liefern, sondern auch Informationen über die künftigen Anforderungen an die Regelungsarchitektur und mögliche Geschäftsmodelle für den Netzbetreiber. Selbst bei den prognostizierten 10 Millionen Elektrofahrzeugen bis zum Jahr 2030 würde es durch einen unkontrollierten Ausbau von PV-Anlagen zu Überschüssen kommen, da die beliebige Beladung der Elektrofahrzeuge nicht netzstabilisierend wirke. Erst durch eine Konzentration von Elektrofahrzeugen und PV-Anlagen, zum Beispiel auf öffentlichen Parkplätzen sowie auf Parkplätzen von Büro- und Gewerbeimmobilien, Flughäfen oder Bahnhöfen, könnte die Belastung der Netze durch PV-Anlagen reduziert werden. Sinnvoll sei es, die notwendigen regelungstechnischen Maßnahmen für die Netzintegration der Photovoltaik auch für die Rückspeisung von Batteriestrom aus den E-Cars ins Netz zu nutzen.

Konkret umgesetzt wird das Irene-Projekt derzeit beim Allgäuer Überlandwerk (AÜW), das die Region Kempten und Immenstadt mit den Gemeinden Buchenberg, Wildpoldried und Wattenhofen mit „heimatstarker“ Energie versorgt. Dazu wurden zunächst 260 Smart Meter in Wohnhäusern, bei Gewerbe, Einzelhandel und Behörden installiert. Über einen Internetzugang zum AÜW-Kundenzentrum haben die Projektteilnehmer direkten Zugriff auf den Lastgang ihres Stromanschlusses. Das Abrechnungsmodell beruht auf dem in der Region üblichen Strompreis, auf den es zu bestimmten Zeiten einen Bonus gibt; Malus-Zeiten gelten als kontraproduktiv und sind deshalb nicht vorgesehen.

Spaßfaktor soll abflachendes Interesse ausgleichen

Stromkunden mit Smart Meter verlieren schnell das Interesse an ihren Verbrauchskurven, so die allgemeinen Erfahrungen der Anbieter. Deshalb sei es wichtig, die Nutzerakzeptanz durch einen kreativen Umgang mit dem eher drögen Thema zu verbessern. Jeremy Robinson von der Green Pocket GmbH, Köln, will durch ein Lösungsportfolio aus Smart-Home-Komponenten, Web-Portalen für Gewerbekunden und Haushalte sowie Display-Lösungen für Smart Phones und Tablet-Computer die Kunden nicht nur bei Laune halten, sondern zu mehr Energiebewusstsein und Investitionen in Effizienzmaßnahmen aktivieren. Wichtigste Botschaft: Die Nutzeroberfläche muss gut aussehen, leicht zu handhaben sein und Spaß machen. Deshalb werde großer Wert auf verständliche Übersichten und intuitiv zu bedienende Oberflächen gelegt. Der Mehrwert für den Kunden müsse offensiv darstellbar sein, beispielsweise durch Transparenz des Verbrauchs, Angaben über Kosteneinsparungen und mehr Sicherheit sowie durch soziale Interaktion mit anderen Kunden. Wichtig sei, dass der Kunde Verbrauch, Kosten und CO₂-Bilanz seines Haushalts für beliebige Zeiträume abrufen kann. Auch Einspeiser von Strom aus PV- und BHKW-Anlagen seien interessiert, wie viel Energie sie in welchen Zeiteinheiten ins Netz geliefert haben und wie sich ihre Erlöse aus der Einspeisung entwickeln. Für Gewerbekunden sei es wichtig, dass der Energieverbrauch auch pro Mitarbeiter, m² Büro- oder Gewerbefläche, Kundenbesuch oder als Vergleichswert (Benchmark) dargestellt werden kann. Damit könnten weitere Energieeffizienzpotenziale aufgedeckt werden.

Je mehr sich die Energiekunden mit ihren Verbrauchskurven und Energiekosten auseinandersetzen, desto mehr wachse die Bereitschaft, dieselbe Oberfläche auch für Regelungs- und Steuerungsfunktionen einzusetzen, beispielsweise für Heizung, Lüftung, Licht und andere Energieverbraucher, so Robinson. Smart Phones und Tablet-Computer böten dazu die ideale Oberfläche.

Durch die Verknüpfung mit sozialen Netzwerken, das Anlegen von Ranglisten, Energiesparwettbewerben und das Einrichten von User-Groups (PV, Mikro-KWK, E-Mobility) könne aufgrund des Spaßfaktors ein nachhaltiger Mehrwert geschaffen werden. Erste Projekte hat Green Pocket unter anderem mit den Energieversorgern Mainova, Rheinenergie und SW Bonn umgesetzt; insgesamt zählt die Referenzliste 30 nationale und internationale Kunden.

Kompressionskältemaschinen als steuerbare Verbraucher

Während die großen Kraftwerks- und Netzbetreiber bei den Lösungsansätzen zur Netzstabilität fast ausschließlich auf Batteriespeicher, Salz- und Fernwärmespeicher, Gasspeicher inklusive Methanisierung von Windstrom, Druckluftspeicher und Pumpspeicher setzen, sehen kommunale Unternehmen, wie z. B. die Stadtwerke München (SWM), im virtuellen Kraftwerk eine praktikable Strategie, trotz fluktuierender Einspeisungen das Netz stabil zu halten. Die von den SWM betriebenen BHKW sowie externe Kundenanlagen sind dazu über das SWM-Lan per VPN-Tunnel auf Fernwirkzentralen und weiter auf ein dezentrales Energiemanagementsystem aufgeschaltet. Dort wird die eingespeiste Leistung mit den Preisdaten der Strombörse, der Minutenreserve, den Wetterdaten, den Wetterprognosen und den Kundendaten abgeglichen. Durch gezieltes Verschieben der Eigenstromerzeugung (BHKW) in Zeiten hoher Spotmarktpreise im Abgleich mit den thermischen Lastprognosen und einer am elektrischen Lastgang orientierten Speicherbewirtschaftung lassen sich elektrische Lastspitzen sicher vermeiden. Allerdings seien umfangreiche Kontrollen und eine dezentrale Automatisierungstechnik notwendig, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, so Markus Henle von den Stadtwerken München. Und weiter: Jeder zusätzliche Anschluss an das virtuelle Stromnetz ändere die Situation und sei entsprechend aufwendig.

Eine wichtige Rolle zur Stabilisierung des Netzwerks im virtuellen Kraftwerk spielen die Integration schaltbarer elektrischer Verbraucher, die Akquisition von Zugriffen auf externe BHKW und Vereinbarungen mit den Eigentümern von Netzersatzanlagen über die Lieferung von Notstrom in das Netz bei Spitzenbedarf. Besonderes Augenmerk legten die SWM auf Energiegroßverbraucher: „Kompressionskälteanlagen sind wunderbar steuerbare Stromverbraucher, die einen wesentlichen Beitrag zur Netzstabilisierung liefern“, betont Henle. So sei geplant, das Nahkältenetz „Stachus“ in das virtuelle Kraftwerk mit einzubinden. Auch andere Großkälteanlagen, z. B. in Bürogebäuden und Kühlhäusern, wolle man künftig integrieren, da eine kurzzeitige Unterbrechung der Anlagen durch die Speicherwirkung des Gebäudes oder durch das Kühlgut kompensiert werde. Auch Kombikraftwerke aus EE-Anlagen, also Biogas- und Biomasseanlagen könnten Regelenergiefunktionen übernehmen.

Abschalten von HLK-Anlagen kann kontraproduktiv sein

Auffällig bei Veranstaltungen rund um das Thema Stromnetze der Zukunft ist der bislang geringe Stellenwert der Gebäude und der gebäudetechnischen Anlagen bei der Netzstabilisierung. Das mag daran liegen, dass die Gebäudetechnik-Branchen die Themen Abschalt- und Verschiebepotenzial sowie Spitzenstrombereitstellung eher defensiv angehen. Umso interessanter ist das Projekt „Lastmanagement in Nichtwohngebäuden“ der Technischen Universität München, das gemeinsam vom Lehrstuhl für Bauklimatik und Haustechnik (Prof. Dr.-Ing. Gerhard Hausladen), dem Lehrstuhl für Energie­wirt­schaft (Prof. Dr.-Ing. Ulrich Wagner/Prof. Dr. rer. nat. Thomas Hamacher) und Siemens durchgeführt wird. Das Projekt hat zum Ziel, die zunehmende fluktuierende Stromerzeugung durch EE-Strom mithilfe intelligenter Stromnetze und steuerbarer Verbraucher in Gebäuden als planbare Leistung zur Verfügung zu stellen. Voraussetzung sei ein Smart Building, das den Eigenbedarf an Energie über PV-Module und BHKW selbst erzeuge und die Überschüsse möglichst bedarfsgerecht und zielgerichtet dem Netz zur Verfügung stelle. Dafür seien Energiemanagementsysteme erforderlich, die sowohl Energieverbraucher als auch Energieerzeuger eines Gebäudes erfassen und aufgrund von Bedarfs- und Preissignalen im Abgleich mit Wettersignalen und Wetterprognosen die gebäudetechnischen Anlagen sowie die gebäudeinternen Speichermöglichkeiten gezielt bzw. prädiktiv schalten. Untersucht wurde unter anderem das Verschiebepotenzial und die Verschiebedauer von Kälte- und RLT-Anlagen, Lüftungen, Heizungsanlagen, USV-Anlagen, Aufzügen und Grauwasseranlagen, aber auch die Einbindung von Ladesta­tionen für Elektroautos. Ein Zwischenergebnis: Lastverschiebepotenzial ist vorhanden, aber zeitlich begrenzt. Nach einem Abschaltzyklus kann jedoch der Leistungsbezug höher sein, sodass die zunächst vermiedene Lastspitze womöglich später eintritt. Gebäude mit Nur-Luft-Systemen und abgehängten Decken eignen sich weniger für Lastverschiebungen als Gebäude mit Betonkerntemperierung und frei liegenden Betondecken. Die kurzzeitige Abschaltung der Kälteversorgung für eine Klimaanlage könne in vielen Fällen durch einen höheren Luftwechsel kompensiert werden, so die Studie. Auch die Übersteuerung eines ansonsten individuell gesteuerten Sonnenschutzes kann zur Lastbegrenzung beitragen. Ein wichtiger Aspekt in einem künftigen Smart Building sei die Verarbeitung von kurz- und mittelfristigen Wetterprognosen in Gebäudeautomationssystemen, um prädiktive Anlagenbetriebszyklen im Abgleich mit voraussichtlichen Lastkurven auf der Energieerzeugerseite wie auch auf der Nutzerseite zu generieren.

Fazit

Die Energiewende entpuppt sich für die betroffenen Branchen als Gleichung mit vielen Unbekannten. Insbesondere fehlt es an Geschäftsmodellen zum Umbau der Stromversorgung. Das Ende der Beliebigkeit bei der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien und BHKW ist absehbar. Auf den Ausbau der Hochspannungsnetze zu setzen erscheint wegen der langen Realisierungszeiträume, Materialverknappung und begrenzter Montagekapazitäten wenig sinnvoll. Experten empfehlen als Ausweg kleinräumige intelligente Netze, bei denen Einspeiser, Erzeuger und Verbraucher räumlich möglichst nahe beieinander liegen. Die TGA-Branche hat ihre Rolle bei der Neugestaltung der Energiewirtschaft offenbar noch nicht gefunden, obwohl sie in puncto Energieeffizienz, dezentrale Strom- und Wärmeerzeugung mittels BHKW, Lastmanagement und Bereitstellung von Speicher- und Verschiebepotenzial überzeugende Argumente hätte.

Lesen Sie hierzu auch das folgende Interview mit Frauke Rogalla.

„Es kann nicht so weitergehen, dass jeder ­beliebig Strom in das Netz einspeist. Der grüne Strom wird bereits heute von rund 250000 natürlichen und juristischen Personen produziert – ohne Lieferverpflichtung und ohne Netzverantwortung.“

Detlef Fischer, Verband der Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft

„Ab einem Anteil von 40% bei Erneuerbaren muss über Abregelungsmaßnahmen gesprochen werden, sonst droht ein Blackout durch die ins Netz ,einfallenden‘ Energien.“

Dr. Thorsten Bischoff, BMU

Das BMU konzentriert sich auf Stromspeicher. Offensichtlich hat es die Branche versäumt, auf Speicher­potenziale in Gebäuden hinzuweisen.

„Eine der zentralen Herausforderungen ist die Einbindung regionaler Akteure, um die vorhandenen Netze zu entlasten. Konkret bedeutet das, den EE-Strom möglichst dort zu erzeugen, wo er gebraucht wird, nämlich im Gebäude.“

Martin Klobasa, Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung

Erfahrungen aus Schweden

Unter dem Motto „Wir haben unsere Lektion gelernt!“ berichtete Dr. Michael Trampert, Capgemini Consulting Österreich AG, Wien, über den Rollout an intelligenten Stromzählern in Schweden. Capgemini hat dort im Auftrag der Energieversorger Eon Schweden und Fortram rund 1,3 Millionen intelligente Stromzähler montiert bzw. unter Vertrag. „Allein der Rollout war eine Herausforderung, sowohl die Logistik und Montage als auch die IT zur Auslesung der Zahlen und zur Verarbeitung der Daten“, so Trampert. Besonders die Tücken der IT würden unterschätzt. Außerdem müsse bei Smart Metern mit einer höheren Ausfallquote gerechnet werden als bei den bisher üblichen Ferraris-Zählern. Auch der Verbraucher müsse sich an die neuen Zähler erst einmal gewöhnen. Von den monatlichen Ablesungen und Abrechnungen alleine ginge noch kein Einspareffekt aus. „Der Smart Meter ist nicht unbedingt smart“, moniert Trampert. Erst die Stundenmessung zeige Einspareffekte, da der Nutzer dann sein Verhalten überprüfen könne. Derzeit gehe der Trend sogar zur 15-Minuten-Messung. Damit wisse der Stromkunde, wie viel er wann verbraucht. Das Ganze müsse als Lernprozess verstanden werden. Eine Datenschutzdebatte wie in Deutschland gab es in Schweden nicht. Das eigentlich Spannende an der aktuellen Entwicklung auf dem Energiemarkt sei jedoch nicht der intelligente Zähler, sondern die IT für die Datenkommunikation und die Verbindung mit einem Smart Grid.

Wann kommt der Blackout?

Brauchen wir einen Netzausbau oder reicht der Umbau? Wie viel EE-Zubau verkraften unsere Netze und wie kann man Strom möglichst verlustarm zwischenspeichern? Welche Netzsituationen führen zum Kollaps und welche Rolle werden Smart Grids und Smart Meter in den künftigen Stromnetzen spielen? Derzeit sind in der Energiewirtschaft viele Fragen offen.

Regierungsdirektor Dr. Torsten Bischoff vom Bundesministe­rium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) appellierte, die stark emotionalisierte Diskussion über drohende Stromausfälle, fehlende Netze und überbordende Ein­speisungen von Wind- und PV-Strom auf eine sachlichere Ebene zu stellen. Vor einem weiterhin großzügigen Ausbau der Erneuerbaren sei es sinnvoller, die Effizienzpotenziale zu nutzen. Anstatt 3600 km neue Hochspannungstraßen, wie in der Dena-I-Studie errechnet, reichten womöglich auch 500 km aus. Durch die sogenannte Hochspannungsgleichstrom-Übertragung (HGÜ) sowie die Optimierung von Stromlast- und Stromerzeugungsmanagement könnten immense Kosten und Zeit eingespart werden.

Mit dem Zauberwort „Smart Grid“ müsse man derzeit noch kritisch umgehen. Es mangele bereits bei den intelligenten Stromzählern an Standards. Auch sei die Rolle der intelligenten Netze bisher nicht eindeutig definiert. Klar sei dagegen, dass mit der Zunahme der erneuerbaren Energien der Speicher­bedarf wachse. Ab einem Anteil von 40% bei den Erneuerbaren müsse auch über Abregelungsmaßnahmen gesprochen ­werden, sonst drohe ein Blackout durch die ins Netz „ein­fallenden“ erneuerbaren Energien. Interessanterweise kon­zen­triert sich das BMU in erster Linie auf Stromspeicher. Offensichtlich hat es die TGA-Branche bisher versäumt, die Berliner Ministerialbehörden auf das nicht unerhebliche Speicher­potenzial innerhalb von Gebäuden hinzuweisen.

Wolfgang Schmid ist Fachjournalist für Technische Gebäudeausrüstung, 80751 München, wsm@tele2.de

Bislang kaum Vorteile für Verbraucher Intelligente Stromzähler stoßen nach einer Untersuchung der in Berlin ansässigen „Verbraucherzentrale Bundes­verband“ (VZBV) auf erhebliche Akzeptanzprobleme. Doch wo liegen die Probleme? Für die SBZ unterhielt sich Fachjournalist Wolfgang Schmid mit Frauke Rogalla.

SBZ: Die meisten Verbraucher befürworten die Energiewende, den intelligenten Stromzähler lehnen sie jedoch weitgehend ab. Worauf führen Sie diese Skepsis zurück?

Rogalla: Es ist richtig, dass die Verbraucher die Energiewende befürworten. Allerdings verstehen die meisten Menschen nicht, was der intelligente Stromzähler mit der Energiewende zu tun hat. Hier besteht offensichtlich ein großes Informationsdefizit. Außerdem fehlen bis heute die Beweise, dass die gängigen intelligenten Stromzähler für den Verbraucher wirklich zu einer Kostenentlastung führen. Fakt ist, dass die Installation smarter Zähler zusätzliche Kosten verursacht, in vielen Fällen auch für Dienstleistungen rund um den Zähler. Das heißt, jetzt muss erst einmal der Nachweis erbracht werden, dass der Verbraucher durch einen intelligenten Stromzähler und preisvariable Tarife auch wirklich Energiekosten einspart.

SBZ: Gibt es aus den laufenden Leuchtturmprojekten schon konkrete Zahlen über mögliche Kosteneinsparungen?

Rogalla: Die neuesten Zahlen stammen aus dem Intelliekon-Projekt (http:// http://www.intelliekon.de/nachrichten/intelliekon-ergebnissezur-energieeinsparung-durch-smart-mete ring ). Dort wurden Energiekosteneinsparungen von etwa 3% realisiert. Bei derart nied­rigen Einsparungen ist nicht davon auszu­gehen, dass sich die Investitionen jemals amortisieren.

SBZ: Das Internet der Energie scheint ja noch ziemlich in den Anfängen zu sein. Das gilt auch für die Aktivitäten der Heizungs-, Elektro- oder Hausgerätebranche. Auch die Ausrüster von gewerblichen Gebäuden, also von Lüftungs-, Klima- und Kälteanlagen, halten sich zurück. Welche Branche könnte hier eine Vorreiterrolle übernehmen?

Rogalla: Im gewerblichen Bereich sind die Einsparungen natürlich höher als im privaten Haushalt. Deshalb ist zu erwarten, dass sich für diese Zielgruppe Geschäftsmodelle einfacher entwickeln lassen. Im Endkunden-markt, also beim privaten Haushalt, müssten alle Branchen um die intelligenten Zähler herum attraktive Angebote und Dienstleistungen aufbauen. Der Zähler alleine wird ohne zusätzliche Dienstleistungen nie ein Verkaufs-schlager werden. Im Grunde muss ein Smart Meter bei einer Erneuerung der Heizungsanlage oder der Anschaffung von neuen Hausgeräten zusammen mit einer entsprechenden Dienstleistung angeboten werden. Die jeweiligen Anbieter müssten den intelligenten Stromzähler mit ihren Produkten oder Geräten in ein Geschäftsmodell integrieren, von dem beide profitieren. Leider gibt es da-für, mit Ausnahme von Miele-Haushaltsgeräten, noch keine fertigen Lösungen. Allerdings arbeitet Miele mit einem eigenen Bussystem. Aus Sicht des Verbraucherverbandes muss das Prinzip der Interoperabilität immer eingehalten werden, das heißt, wir brauchen in diesem Bereich offene Protokolle.

SBZ: Nicht nur Gerätehersteller, auch die Energieversorger halten sich bis auf die bekannten Pilotprojekte beim intelligenten Stromzähler zurück. Das ist verständlich, denn die EVU sollen in eine Technologie investieren, mit der die eigene Wertschöpfung geschmälert wird. Wie entkommt ein Stromanbieter diesem Dilemma?

Rogalla: Das ist eine wirklich spannende Frage. Man muss diese Herausforderung in einem größeren Kontext sehen. Die Energiewirtschaft befindet sich in einem Wandel von der reinen Versorgungswirtschaft zum Dienstleister. Leider entsteht der Eindruck, dass dieses Umdenken bei den Versorgern noch nicht richtig angekommen ist. Noch fehlen den EVU die entsprechenden Geschäftsmodelle, um an den Energiekosteneinsparungen der Verbraucher durch die Einführung preisvariabler Tarife zu partizipieren. Hinzu kommt, dass künftig der Verbraucher mehr in die Lage versetzt wird, selbst Ener-gie zu erzeugen und an den Versorger zu festen Konditionen zu verkaufen. Die Energiewirtschaft muss sich also neu aufstellen, um Energieverkauf, Energieeinspeisung durch Kleinanbieter, Effizienzverbesserung, Netzsteuerung und Energiespeicherung miteinander in einem Geschäftsmodell zu verbinden. Solche Modelle sind aber nur dann erfolgreich, wenn sie sehr individuell an den jeweiligen Haushalt, das Gebäude oder das Gewerbe angepasst werden können. Viele Energieversorger konzentrieren sich derzeit allein auf den intelligenten Zähler. Unserer Auffassung nach wird aber genau dieser beim Kunden nicht im Mittelpunkt stehen. Der intelligente Stromzähler war bei der Energiewirtschaft noch nie ein beliebtes Thema, auch vor der Energiewende waren die Aktivitäten minimal. Was bisher auf diesem Markt realisiert wurde, sind zu einem großen Teil Alibimaßnahmen. Also nochmals: Es fehlt an Geschäftsmodellen, die den Markt in Bewegung bringen.

SBZ: Bei nüchterner Betrachtung wird der Endverbraucher durch das ständige Monitoring seines Energieverbrauchs und seiner Nutzungsgewohnheiten gläsern und zwar gegenüber der eigenen Familie genauso wie gegenüber seinem Stromversorger oder Dienstleister. Was schlägt Ihr Verband vor, um die Akzeptanz zu verbessern?

Rogalla: Datenschutz und Datensicherheit sind ganz wesentliche Voraussetzungen für den Einsatz von intelligenten Stromzählern. Der Schutz der Privatsphäre ist deshalb das größte Anliegen der Verbraucher, das zeigt auch unsere Umfrage. Der Gesetzgeber hat dies erkannt und im Änderungsgesetz zum Energiewirtschaftsgesetz berücksichtigt.

Hier gibt es neue Regelungen zur Stärkung der Verbraucherrechte und des Verbraucherschutzes. Aus Sicht des Verbraucherschutzes sollten die intelligenten Stromzähler beim Einbau zunächst dumm sein. Weitergehende Funktionen sollten nur mit Zustimmung des jeweiligen Verbrauchers aktiviert werden können. Deshalb muss bei künftigen Energielieferungsverträgen das Kleingedruckte sehr transparent sein, das gilt insbesondere für die Weitergabe von Kundendaten und die Erstellung von Nutzerprofilen. Die stufenweise Zustimmung muss ganz klar definiert sein. Pauschale Einverständnisse lehnen wir ab. Voraussetzung für die Bereitschaft des Verbrauchers für die Freischaltung weiterer Dienstleistungen ist natürlich ein überzeugendes Tarifangebot im Niedrigtarifbereich. Ohne attraktive Preisangebote verliert der Verbraucher das Interesse. Der Datenschutz muss über den intelligenten Stromzähler hinaus auch das intelligente Stromnetz umfassen.

Ein anderes Thema ist der In-Haus-Datenschutz, denn ein intelligenter Stromzähler hat natürlich eine bestimmte Kontrollfunk­tion. Damit werden die Verbrauchergewohnheiten der Familienmitglieder transparent. Aber da muss dann jede Familie selbst entscheiden, wie solche Dinge gehandhabt werden. Das fällt in den privaten Bereich.

SBZ: Gibt es überhaupt genügend Geräte sowie die entsprechenden Schnittstellen und das dazugehörende Kommunikationsnetz? Wann lohnt es sich für den Endkunden, intelligente Stromzähler einzubauen, wann nicht?

Rogalla: Das ist ganz unterschiedlich. Im Haushalt würde ich sagen eher nein, da muss man sehr genau hinsehen und dann entscheiden, ob das Abschalten oder Verschieben von Gerätenutzungszeiten auch praktikabel ist. Das hängt auch ganz von den Abläufen in den Familien ab. Berufstätige Paare und Single-Haushalte haben ein anderes Nutzungsprofil als kinderreiche Familien. Ob Abschalt- und Verschiebebetrieb mit Kühlschränken oder Gefriertruhen praktikabel ist und zu überzeugenden Kosteneinsparungen führt, muss erst die Praxis zeigen. Gefrier- und Kühlgut ist ja sehr temperatursensibel, sodass mit den heutigen Geräten ein nur geringes Abschalt- und Verschiebepotenzial besteht.

SBZ: Ist es sinnvoll, auch Heizgeräte wie Wärmepumpen, Wohnungslüftungsgeräte und Warmwasserspeicher in ein zeit- und lastvariables Strommanagement einzubinden? Können Sie sich vorstellen, dass die Nachtstromspeicherheizung als eine Art Überschussstrom-Speicherheizung Einzug hält? Solche Lösungen werden auf Fachkongressen bereits diskutiert.

Rogalla: Im Wärmebereich gibt es sicherlich mehr Potenziale als im Strombereich. Es ist gut, dass diese Lösungen diskutiert werden und auch über bestimmte Synergien nachgedacht wird. Für Verbraucher wird es aber erst interessant, wenn attraktive Preisangebote verschiedener Energieträger miteinander verbunden werden können. Die Diskus­sion über die Einbindung von Nachtstromspeicherheizungen in intelligente Stromnetze zeigt, wie verzweifelt die EVU nach Speichermöglichkeiten im Haushaltsbereich suchen. Allerdings denken wir als Vertretung der Verbraucher, dass nicht auf alte und ineffiziente Technologien und Lösungen gesetzt werden sollte, die eigentlich schon überholt sind. Jetzt ist es wichtig, Speicher zu entwickeln, die in Haushalten wirtschaftlich betrieben werden können.

SBZ: Wie könnte aus Sicht der Verbraucherzentrale eine Road-Map zur Einführung des intelligenten Stromzählers im Haushalt aussehen? Wer ist jetzt am Zug?

Rogalla: Zunächst brauchen wir eine Wirtschaftlichkeitsanalyse, welche die verschiedenen Kunden- und Verbrauchergruppen sowie ihre Potenziale zur Verschiebung von Lasten ermittelt. Auf Basis dieser Erkenntnisse sollte dann entschieden werden, wie eine Einführungsstrategie für preisvariable Tarife aufgebaut werden kann. In jedem Fall muss durch kontinuierliches Monitoring der Tarifstrate­gien sichergestellt werden, ob die in Aussicht gestellten Vorteile für die Verbraucher auch tatsächlich bei diesen ankommen und der Datenschutz und die Datensicherheit garantiert sind. Mittelfristig muss dann die Voraussetzung für flexiblere Tarife geschaffen werden. Nur so hat der intelligente Stromzähler die Chance zu einem Erfolgsmodell.

Jeder Fünfte ist misstrauisch

Schon der in Fachkreisen übliche Begriff „Smart Meter“ ist bei der Bevölkerung bislang fast gänzlich unbekannt. Nach näherer Erläuterung könnten sich jedoch 72% der Befragten den Einsatz eines solchen Gerätes vorstellen. Allerdings lehnt rund ein Fünftel der Bevölkerung den Einsatz intelligenter Stromzähler ab. Tatsache sei, dass die derzeitigen Kosten für die Geräte sowie das Tarifangebot der Versorger kaum einen Anreiz schaffen. Hinzu komme die Angst vor zu großer Transparenz der Nutzergewohnheiten, Hacker-Angriffen sowie finanziellen Nachteilen beim Strombezug zu Spitzenlastzeiten.

Babylonische Sprachenvielfalt

Kommunikationsfähige Miele-Hausgeräte mit Smart-Start-Funktion sind mittels Powerline mit dem Miele-spezifischen Gateway verbunden. Hausgeräte anderer Hersteller bzw. andere Hausbussysteme müssen über einen Systemintegrator eingebunden werden, was zusätzliche Kosten verursacht. Im nächsten Jahr soll die Vernetzungsplattform „Smart Connect“ als neuer Standard zur Vernetzung von Hausgeräte-Komponenten eingeführt werden und auch anderen Herstellern und Branchen offenstehen. Gründer sind die Deutsche Telekom, Miele, Eon, EnBW und EQ-3.