Um die Haltung vieler Verteilnetzbetreiber zum Smart Meter Rollout zu beschreiben, fällt Andreas Lied das Bonmot eines Anwalts der BBH-Gruppe ein: „aggressives Abwarten“. Der promovierte Physiker und Vorstand von BBH Consulting kann diese Beobachtung nur bestätigen. Eine Umfrage Anfang des Jahres unter 79 Unternehmen − Mitglieder des „AK REGTP“ (die Bundesnetzagentur wurde ursprünglich als Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post gegründet) − hat gezeigt, dass allenfalls die Großen der Branche die Vorbereitungen für das Smart Metering konsequent vorangetrieben und die intelligenten Messsysteme zumindest schon im Rahmen von Pilotprojekten implementiert haben. Produktiv ist bislang jedoch kaum eines im Einsatz.

„Aggressives Abwarten“ ist nachvollziehbar

Grundsätzlich kann Lied das Zögern der Verteilnetzbetreiber nachvollziehen. Warum sollten sie, denen per Gesetz die Rolle des grundzuständigen Messstellenbetreibers zufällt, auch vorpreschen? Erst im Januar erging vom Bundesamt für Sicherheit in der Kommunikationstechnik (BSI) die „Allgemeinverfügung zur Feststellung der technischen Möglichkeit zum Einbau intelligenter Messsysteme“, die für eine Reihe von Fristen im Messstellenbetriebsgesetz maßgeblich ist.

Damit liegen zwischen dieser sogenannten Markterklärung und der Konkretisierung des Energiewirtschaftsgesetzes mit der Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme fast zehn Jahre. „Man kann sehr gut verstehen, wenn ein Stadtwerk nach so langer Zeit der Rechtsunsicherheit nicht zu den ersten beim Smart Meter Rollout gehören will“, sagt Lied. Dennoch rät er, keine Zeit zu verschenken. Denn gerade Unternehmen mit hohen sprungfixen Kosten sollten gut überlegen, mit welcher Mengenstrategie sie den Rollout angehen. Nur die vom Gesetz innerhalb der ersten drei Jahre nach Markterklärung geforderten 10 % der Pflichteinbaufälle abzuarbeiten, könnte etwas kurzsichtig sein. Die Kosten für die Integration des Messstellenbetriebs in die SAP-Landschaft seien gleich, ob man 1.000 oder 10.000 intelligente Messsysteme anbinde, erklärt der Berater. Seiner Meinung nach sollte deshalb grundsätzlich die Kostenstruktur die Leitplanke für den Rollout sein.

Doch Wirtschaftlichkeitsberechnungen haben bisher fast nur die großen Netzbetreiber angestellt. Knapp 60 % der kleinen und knapp 50 % der mittelgroßen Unternehmen haben noch keinen detaillierten Überblick darüber, welche Kosten mit dem Rollout und dem Betrieb der intelligenten Messsysteme auf sie zukommen. „Viele vermuten, dass es teuer wird, und warten genau deshalb ab“, weiß Lied. Mit einem hohen sechsstelligen Betrag veranschlagt der Vorstand der Consultinggesellschaft von Becker Büttner Held die Implementierungskosten im SAP-Umfeld. Er hält es jedoch für nicht zukunftsorientiert, geradezu fahrlässig, von grundzuständigen Messstellenbetreibern keine verlässlichen Zahlen über die anfallenden Kosten zu haben.

Was für den SAP-Block gilt, gilt in gleichem Maße für die Gateway-Administration. Ohne einen Administrator läuft kein intelligentes Messsystem, denn er ist qua Gesetz für den sicheren technischen Betrieb des Gateways verantwortlich und auch verpflichtet, die Mindestanforderungen des BSI zur Informations- und Datensicherheit umzusetzen. Für Lied ist es vollkommen unverständlich, dass mehr als 30 % der kleinen und mehr als 20 % der mittleren Netzbetreiber noch keinen Vertrag über die Gateway-Administration abgeschlossen und noch nicht einmal einen entsprechenden Dienstleister ausgewählt haben. Dagegen implementieren alle großen Unternehmen diese Funktionalität im Moment oder testen sie sogar bereits. Von den kleinen und mittleren Unternehmen ist jedoch nur etwa die Hälfte soweit.
 
Metering-Geschäft wird mit Bündelangeboten attraktiver

Die Ergebnisse der BBH-Umfrage zeigen, dass die Großen den Kleinen beim Smart Meter Rollout meist zwei oder mehr Schritte voraus sind. Den vielleicht gravierendsten Unterschied, der allerdings regulierungsimmanent ist, gibt es beim Thema wettbewerblicher Messstellenbetrieb. Während mehr als 80 % der großen Stadtwerke den wettbewerblichen Messstellenbetrieb ausgeprägt haben, schlüpft keiner der kleinen in diese Rolle und auch rund 80 % der mittelgroßen Unternehmen belassen es beim grundzuständigen Messstellenbetrieb. Rund ein Viertel von ihnen geht aus rechtlichen Gründen nicht den Schritt in den Wettbewerb.

Was dahintersteckt, macht Lied mit einem Verweis auf den Energievertrieb deutlich: „Dort ist ein Stadtwerk ja nicht auf die Grund- und Ersatzversorgung beschränkt. Es kann ohne Weiteres Sondertarife an den Markt bringen oder Zusatzdienstleistungen anbieten − im eigenen Netzgebiet und auch darüber hinaus.“ Seine Marktrolle als Vertriebseinheit ändere sich dabei nicht. Beim Messstellenbetrieb sei dies anders.

Denn für jede Marktrolle benötige man eine sogenannte Marktpartner-ID zur Identifikation in der Marktkommunikation. Eine einzelne juristische Person bekommt sie für jede Marktrolle jedoch nur einmal. Demnach kann ein kleines, aufgrund seiner geringen Netzkundenanzahl nicht entflochtenes Stadtwerk nur grundzuständiger Messstellenbetreiber sein, wie dies auch gesetzlich vorgesehen ist. Eine Marktpartner-ID als wettbewerblicher Messstellenbetreiber bleibt ihm damit verwehrt.

Stadtwerke, die dem Unbundling unterliegen, sind mit der Netzgesellschaft grundzuständiger Messstellenbetreiber und können den wettbewerblichen dann in der juristischen Person ausprägen, die als Vertrieb auftritt. Die nicht entflochtenen sogenannten De-minimis-Unternehmen müssten dafür eine eigene Gesellschaft gründen. Es wäre ein Kraftakt, den sie meist scheuen, zumal der wettbewerbliche Messstellenbetrieb keinesfalls wirtschaftlichen Erfolg garantiert.

Lied zufolge ist dieser jedoch allemal vielversprechend. Hochlukrativ werde das Geschäftsmodell beispielsweise bei einer mittleren fünfstelligen Zahl an architektonisch geeigneten Wohneinheiten − am besten bei Objekten mit Steigleitungen, an denen pro Stockwerk zwei bis vier Wohnungen hängen. „Da reicht schon die gesetzlich festgelegte Preisobergrenze, um sehr profitabel zu sein“, so der BBH-Consultingvorstand. Mit den ab 2021 möglichen Bündelangeboten werde das Metering-Geschäft noch einmal an Attraktivität gewinnen. Denn dann, so sieht es das Messstellenbetriebsgesetz vor, können mehrere Sparten über ein einzelnes intelligentes Messsystem abgerechnet und entsprechende Mehrwertdienste darauf aufgesetzt werden. Aber, gibt Lied zu bedenken, bis dahin dürften sich die großen wettbewerblichen Messstellenbetreiber die Rosinen schon herausgepickt haben. „Die sind nämlich jetzt schon seit einiger Zeit unterwegs und sichern sich mit der Stromabrechnung − eventuell noch im Paket mit einer Energielieferung − die attraktiven Kunden.“

Trotz der durchaus vorhandenen Perspektive führen die von BBH befragten Stadtwerke die fehlende Aussicht auf ein Geschäftsmodell als Grund für das geringe Interesse an der Ausprägung des wettbewerblichen Messstellenbetreibers an. Dabei mag auch die Auffassung eine Rolle spielen, dass erst das Steuern und Schalten von Anlagen die Tür zur Wertschöpfung in großem Stil öffnet. Die dafür nötigen Funktionen sind bislang durch die Zertifizierung der Smart Meter Gateways noch nicht abgedeckt. Rein technisch kann man zwar über den sogenannten CLS-Kanal (Controllable Local Systems) steuern. „Rechtlich gesehen geht das aber nur auf der Grundlage von Netzzustands- und Einspeisedaten“, erklärt Lied. Die dafür notwendigen BSI-konformen Sicherheitsstandards der Gateway-Hersteller werden gerade erst in Rezertifizierungsverfahren geprüft. Als erster Hersteller dürfte die Power Plus Communications AG in Kürze bekannt geben, das Verfahren erfolgreich durchlaufen zu haben.

„Für das Redispatch 2.0 und das Einspeisemanagement ist die Steuerfunktion unerlässlich“, sagt Lied. Damit sei sie auch eine ganz wesentliche Grundlage für die Integration der erneuerbaren Energien und der E-Mobilität − und damit auch für die künftige Arbeit der Netzbetreiber. Immerhin gibt es damit ein Geschäftsmodell, das auch den grundzuständigen Messstellenbetreibern eine gute Perspektive bietet.