Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV)

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21.11.2018, Von Jürgen Haar und Fabian Zuber:

Digitalisierung von PV-Anlagen

Warum der anstehende Smart-Meter-Rollout aus Sicht der Betreiber von Solaranlagen keine Freude ist, wir aber das Beste daraus machen müssen.

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Als das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende im Sommer 2016 durch den Deutschen Bundestag ging, fand es in der Solarbranche nur sehr wenig Beachtung. Die meisten Unternehmen, Verbände und betroffenen Betreiber hatten, so sie sich politisch einbrachten, bereits allerhand mit anderen Energiegesetzen zu tun. Die unter Staatssekretär Rainer Baake zeitgleich lancierten Neuregelungen im Strommarktgesetz sowie die Einführung von Ausschreibungen im EEG hatten die meisten Kapazitäten bereits gebunden.

So kam es, dass auf leisen Sohlen der Smart-Meter-Rollout beschlossen wurde. Er wird insbesondere die PV-Anlagenbetreiber aber noch viel beschäftigen. Dabei wissen die meisten Betroffenen bislang wenig oder nichts darüber. Das verdeutlicht eine Umfrage auf der Plattform photovoltaikforum.com, die Ende 2017 unter rund 5.000 Betreibern durchgeführt wurde: „Smart Meter? Rollout?? Messstellenbetrieb?? Verstehe nur Bahnhof!“ – das sagten 40 % aller Befragten. Weitere 29% waren sich unsicher: „Schon mal gehört: Sollte mich das interessieren?“. Und nur jeder Dritte meinte zu wissen, worum es geht. Dabei darf man davon ausgehen, dass jene, die sich an der Umfrage beteiligt haben, ohnehin schon zu den besser informierten gehören. Die allermeisten Solarbürger aber, die sich PV-Anlagen aufs Eigenheim installiert haben, dürften beim Thema Smart-Meter-Rollout bislang gänzlich uninformiert sein.

Umfrage Smart Meter

Das aber ändert alles nichts an den Fakten: Rund eine Millionen Solaranlagenbetreiber werden in den kommenden fünf, sechs Jahren ihre Stromzähler auf intelligente Messsysteme umrüsten müssen. Und das betrifft nicht nur Neuanlagen, sondern in erster Linie alle Photovoltaik-Anlagen im Bestand ab einer Größe von 7 kWp.

Der Gesetzgeber begründet dies mit der nötigen Stabilisierung des Energiesystems. Smart Meter sollen helfen, in einem zunehmend erneuerbar geprägten Energiesystem mehr Verbrauchs- und Netztransparenz herzustellen. Bei der im Gesetzgebungsprozess politisch strittigen Frage, wer für die Systemstabilität zuständig sein sollte, setzten sich die Übertragungsbetreiber weitgehend durch. Das heißt im Ergebnis, dass Solaranlagen per Gesetz zukünftig alle 15 Minuten an den Übertragungsbetreiber funken müssen, wie ertragreich im jeweiligen Moment die Sonne scheint.

Als Antwort auf die Dezentralisierungstendenzen bei der Stromproduktion und die Erfolge der Bürgerenergiewende arbeiten die Netzbetreiber auf diesem Wege daran, das zentrale Energiesystem in seinen Grundzügen zu zementieren. Pikant ist dies vor allem deshalb, weil die Betreiber der Solaranlagen dafür die Rechnung zu zahlen haben.

Je nach Standort und Größe der Anlage werden die jährlichen Kosten für den Messstellenbetrieb um bis zu 80 Euro steigen. Dies ergibt sich aus der Differenz der heute üblichen Gebühr für den analogen Zähler und der zu erwartenden Kosten für den Einbau der Smart Meter. Gesetzlich festgelegt ist – quasi zum Wohle der Kunden – lediglich eine Preisobergrenze. Für PV-Anlagen zwischen 7 kWp und 15 kWp liegt diese bei 100 €/Jahr. Bei größeren Anlagen bis 100 kWp liegt die Preisobergrenze dann bei bis zu 200 €/Jahr. Für viele Besitzer von Solaranlagen wird der Messstellenbetrieb damit unerwartet zu einem weiteren Kostenfaktor werden.

Wer diesen Preis bezahlt, wird auch etwas davon haben. Sollte man meinen. Tatsächlich bieten die neuen Zähler, so wie sie derzeit konfiguriert sein müssen, in der Regel jedoch kaum Vorteile für die Betreiber. Aktuell wäre hier lediglich die Visualisierung ihrer PV-Anlage zu nennen. Viele Betreiber verfügen jedoch ohnehin über anderweitige, technische Lösungen, die eine Ertragsvisualisierung ermöglichen.

Die Schaffung von Kundennutzen hatte der Gesetzgeber auch nicht im Sinn, als das Digitalisierungsgesetz beschlossen wurde. Jenseits der möglichen, aber strittigen Energieeinspareffekte spielten die Chancen, PV-Anlagen, Speicher, Smart Homes, Wärmepumpen oder die Elektromobilitätsanwendungen digital zu verknüpfen, eine untergeordnete Rolle. Der Mehrwert einer dezentral getragenen Energiewende mit vernetzten Prosumern, die erneuerbaren Strom produzieren und aktiv die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und der Mobilität voranbringen wollen, wird politisch heute noch nicht gesehen. Das Digitalisierungsgesetz und das Design des Smart-Meter-Rollouts sind Ausdruck eines zentralistischen Systemverständnisses.

Dabei wird mit immensem Aufwand versucht, die potentiellen sicherheitstechnischen Risiken der zentralen, digitalen Vernetzung etwa durch Hackerangriffe in den Griff zu bekommen. Bis hin zu zwischenzeitlichen Forderungen des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die Auslieferung der Smart Meter mittels gesicherten Geldtransportern und geschultem Sicherheitspersonal zur Bedingung zu machen. Vor lauter Befassung mit der – durchaus berechtigten – Sorge zur mangelnden Datensicherheit rückt der Kundennutzen jedenfalls weit in den Hintergrund.

Aber: Was nicht ist, kann ja noch werden. Von der Resilienz des Energiesystems über die Akzeptanz des Ausbaus der Erneuerbaren Energien oder die klimapolitische und ökonomische Gesamtbetrachtung spricht alles dafür, dass die dezentrale Energieversorgung immer mehr zur Bedingung für das Gelingen der Energiewende wird. Und es lohnt sich in diesem Zusammenhang, das Thema Messstellenbetrieb aus Sicht der PV-Anlagenbetreiber vermehrt ins Visier zu nehmen und offensiver anzugehen. In einigen Jahren könnte es etwa zur Normalität werden, mit dem eigenem Solarstrom das Elektroauto des Nachbarn zu beladen oder den gemeinschaftlichen Quartiersspeicher anzusteuern, wenn abends mal länger der Fernseher läuft. Digitale Zähler könnten für diese Form des Bürgerstromhandels jedenfalls eine wichtige Rolle spielen.

Der Messstellenbetrieb beruht bis dato maßgeblich darauf, behäbige schwarze Zählerkästen zu installieren und diese einmal jährlich händisch abzulesen, um aus den Daten dann für Stromkunden oder Einspeiser eine Abrechnung zu erstellen. Für die meisten Betreiber von Solaranlagen hatte das Messwesen damit bislang zu Recht keine besondere Relevanz. Das wird sich mit dem Rollout ändern.

Aber es wird zukünftig zugleich einen Unterschied machen, wer den Messstellenbetrieb organisiert.

Die Messstellenbetreiber sind gesetzlich dazu verpflichtet, die beschriebene Digitalisierung des Messwesens umzusetzen. Dabei gilt es jedoch, die grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) von den wettbewerblichen Messstellenbetreibern (wMSB) zu unterscheiden. Erstere sind in der Regel gleichzeitig der lokale Verteilnetzbetreiber und müssen die sukzessive Umrüstung nahezu aller Messstellen auf neue intelligente Messsysteme innerhalb des eigenen Netzgebietes gewährleisten.

PV-Betreiber, die nicht selbst aktiv werden, werden vom Rollout voraussichtlich in einem Brief ihres Netzbetreibers erfahren. In der Rolle des grundzuständigen Messstellenbetreibers wird er sie mit dem Hinweis auf die Regelungen im Messstellenbetriebsgesetz über die Einbaupflicht informieren. Dann bleiben maximal drei Monate Zeit, bis der Elektriker zum Einbau vorbeikommt und im Nachgang die Rechnung stellt. Wann genau es damit losgehen wird, ist übrigens weiter unklar. Seit 2016 wird der Start des Rollouts kontinuierlich nach hinten geschoben. Die regulatorischen Anforderungen an die Kommunikationsschnittstellen sind so hoch, dass der Zertifizierungsprozess sich weiter hinzieht. Erst wenn dieser abgeschlossen ist und der Rollout ausgerufen wird, greift die Einbaupflicht. Möglicherweise wird es im Frühjahr 2019 soweit sein.

Welche Alternativen gibt es? Wer einmal von grundzuständigen Messstellenbetreiber angeschrieben worden ist, dem bleibt ein kleines Zeitfenster, um zu reagieren. Er muss dann kurzfristig proaktiv die ihm eröffnete Wahlmöglichkeit nutzen und einen anderen, wettbewerblichen Messstellenbetreiber mit dem Einbau beauftragen. Wer den Rollout umgehen möchte, kann sich noch vor dem Start ein bereits auf dem Markt verfügbares, intelligentes Messsystemen zulegen. Das Gesetz sieht dann eine achtjährige Schonfrist und Bestandsschutz vor – zudem bleibt man in diesem Zeitraum unabhängig von der zentralen Datenerfassung. Dies kann für Betreiber unter Umständen auch die vergleichsweise günstigere Lösung sein, es hängt jedoch letztendlich von einigen Faktoren, wie dem Standort oder dem heute noch nicht vorhersehbaren, zukünftigen Einbautermin im jeweiligen Netzbereich ab. Eine Beispielrechnung, was das Zuvorkommen des Rollouts monetär bedeuten kann, findet sich hier: https://www.commetering.de/wp-content/uploads/2018/04/Kostenanalyse-ComMetering-im-Vergleich-zum-Rollout.pdf

Wer für seine PV-Anlage aber analoge Zähler oder digitale Zähler ohne Anbindung an ein Kommunikationsnetz verbaut hat, der muss damit rechnen, bald Post von seinem lokalen Netzbetreiber zu bekommen.

Die dezentrale Energiewelt gilt es weiter aktiv zu gestalten. Eine der Schlüsselfragen wird dabei sein, ob die PV-Betreiber selbst oder gemeinschaftlich den Schlüssel zur neu geschaffenen, digitalen Schnittstelle in der Hand halten und die Geschäftsmodelle der Zukunft gemeinsam gestalten, oder ob sie diese Rolle der alten Energiewirtschaft zuschreiben und sich vom Rollout überrollen lassen. Vieles spricht jedenfalls dafür, dass die Freunde der dezentralen Photovoltaik das Thema, anders als im Sommer 2016, verstärkt ins Visier nehmen.


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• Was Smart-Meter-Rollout bedeutet und wie sich PV-Betreiber darauf vorbereiten können, hat ComMetering zusammen mit der Kanzlei vonBredowValentinHerz in einem Leitfaden für Betreiber von Photovoltaikanlagen zusammengefasst. Dieser kann hier kostenlos heruntergeladen werden: https://www.commetering.de/wp-content/uploads/2018/03/Smart-Meter-Rollout-f%C3%BCr-PV-Leitfaden.pdf

• Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende: https://www.commetering.de/wp-content/uploads/2017/09/Gesetz-zur-Digitalisierung-der-Energiewende.pdf

• Umfrage unter PV-Betreibern zum Smart-Meter-Rollout: https://www.commetering.de/wp-content/uploads/2017/09/Umfrage_Messstellenbetrieb.pdf

• Beispielshafte Rechnungen zur Frage, ob es sich lohnt, sich bereits vor dem Rollout eine moderne Messeinrichtung zuzulegen: https://www.commetering.de/wp-content/uploads/2018/04/Kostenanalyse-ComMetering-im-Vergleich-zum-Rollout.pdf

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Jürgen Haar
ist Solarbetreiber und Elektromeister und hat seit 2004 das Photovoltaikforum mit inzwischen über 100.000 Mitgliedern aufgebaut. Er ist Mitinitiator von ComMetering.

Fabian Zuber
arbeitet seit 2005 in der Solarbranche und hat das Bündnis Bürgerenergie mit aufgebaut. Zudem arbeitete er für Nina Scheer im Deutschen Bundestag. Er ist mit Local Energy Consulting beratend tätig und Mitinitiator von ComMetering.




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