Im Mai vergangenen Jahres startete der Energieversorger nach einer kurzen Vorbereitungszeit sein Pilotprojekt: zunächst mit der Beschaffung der Geräte, der Organisation der Montage und der Vorbereitung der Software auf die neuen Prozesse. Die eigentliche Montage der elektronischen Zähler lief von Oktober 2011 bis Januar 2012. Neun Teams installierten täglich rund 500 Messgeräte für Strom, Gas, Wasser und Fernwärme sowie die dazugehörigen Kommunikationseinheiten (MUC). Seit Januar sind die elektronischen Zähler in Betrieb.

500 Zähler am Tag mussten während des Pilotprojektes installiert werden  Bild: RheinEnergie

In Köln wollte man aus der Vorbereitung und der Durchführung der Zählermontage vor allem lernen, was man bei einem Voll-Rollout von Smart Metern beachten muss. Axel Lauterborn, der bei der RheinEnergie das Projekt betreut hat, rechnet damit, dass früher oder später im ganzen Versorgungsgebiet elektronische Messgeräte installiert sein werden. „Deswegen haben wir den Rollout so aufgebaut, als würden wir die Zähler in der ganzen Stadt installieren wollen." Die täglich eingebauten 500 Zähler sind beispielsweise genauso viele, wie bei einem Voll-Rollout nötig wären, der 2012 beginnt und 2020 endet. Dabei müssten natürlich sehr viel mehr Messgeräte installiert werden, denn die 30 000 eingebauten Zähler machen nur etwa 2,5 Prozent der 1,2 Millionen Zähler aus, die in Köln tatsächlich in den Kellern hängen.

Noch keine Netzsteuerung realisiert 

Bei dem Test ging es den Kölnern nicht nur um die Montage der Zähler, sondern auch um das System dahinter. „Wir haben eine komplette Anbindung der Zähler über ein Gateway vor Ort, den Multi-Utility-Controller (MUC; d. Red.) realisiert. Das geht nicht nur über eine Kommunikationseinheit in ein Meter-Data-Management-System hinein, sondern gleich in unser SAP-System. Dabei sehen wir nicht nur die Daten selbst, sondern auch, welche Zähler Daten liefern und welche nicht", erläutert Lauterborn. Deswegen war auch SAP in das Pilotprojekt mit eingebunden. Ein interdisziplinäres Team von SAP- und RheinEnergie-Mitarbeitern plante alle Projektschritte.
Mittlerweile werden über die Zähler einmal im Monat die Verbrauchsdaten der Kunden ausgelesen. Eine lastabhängige Steuerung des Stromnetzes ist damit aber noch nicht verbunden. „Es geht uns zunächst einmal um die Datensammlung", sagt Lauterborn. Zwar hat die RheinEnergie mit CleverWeb auch lastabhängige Tarife im Angebot, aber die sind nicht Teil des Tests. Für die Zähler im Rollout-Test mussten die Kunden keine erhöhten Gebühren bezahlen.  

CleverWeb nutzen in Köln derzeit nur rund 100 Kunden; die lastabhängigen Tarife sind nicht Teil des Test-Rollouts   Bild: RheinEnergie

Damit die Testhaushalte mehr Transparenz über ihren Energieverbrauch bekommen, wird das Internetportal des Energieversorgers entsprechend aufgerüstet; damit kann der Smart-Meter-Kunde dann monatlich seinen Verbrauch und die entstandenen Kosten sehen. Allerdings dürfte das Lastverschiebepotenzial von Haushalten nicht groß genug sein, um damit die Netzbelastung effektiv steuern zu können - diese Einschätzung hört man immer wieder von Stromversorgern. Auch Lauterborn pflichtet dem bei: „Persönlich glaube ich, dass die Privatkunden nicht die richtige Klientel für die Lastverschiebung sind. Dafür eignen sich Gewerbekunden mit Kühlhäusern oder Produktionsprozessen wesentlich besser." Wie groß das Potenzial genau ist, lässt RheinEnergie derzeit in einer Bachelor-Arbeit näher untersuchen; ein Demand-Side-Management gibt es noch nicht in Köln.

Vorteile auch ohne Lastverschiebung

Doch auch ohne eine denkbare Lastverschiebung hat der Versorger einen Vorteil von den elektronischen Zählern. Für das Unternehmen vereinfachen sich beispielsweise die Ablesung und die Leerstandsverwaltung von Wohnungen, die für Energieversorger immer wichtige und arbeitsintensive Themen sind. Durch die ständig auslesbaren Zähler können Leerstände und Wiedereinzüge sehr schnell und einfach festgestellt werden. Auch bei Umzügen lässt sich der Zählerstand aktuell erfassen, ohne dass ein Ableser losgeschickt werden muss. Das bringt dem Versorger nach Einschätzung von Lauterborn erhebliche Vorteile.
Doch die Vereinfachungen, die man aus der schnelleren und automatischen Abrechnung erhält, reichen noch nicht für eine wirtschaftlich positive Gesamtbilanz der intelligenten Messgeräte. „Unter den jetzigen Bedingungen rechnet sich ein Smart-Meter-Rollout noch nicht; das wissen wir aus unseren Berechnungen für das Geschäftsmodell", berichtet Lauterborn. Wirtschaftlich sinnvoll ist ein Massen-Rollout beispielsweise, wenn man die Haushaltskunden nicht mehr über das Standardlastprofil abrechnen muss, sondern neue Lastprofile definieren kann, mit denen man auch beim Strom- oder Gaseinkauf Vorteile erwirtschaften kann. Doch das funktioniert im Augenblick noch nicht.

Der Testlauf mit der Zählerinstallation war für den Kölner Versorger aber wegen der Erfahrungen, die er dabei machen konnte, enorm wichtig. „Ich kann jedem nur raten, vor einem Rollout ein Pilotprojekt zu machen", gibt Lauterborn seinen Stadtwerke-Kollegen mit auf den Weg. Denn bei so einem Test lerne man etwa, dass man bei der Installation vor Ort Gegebenheiten vorfindet, mit denen man nicht gerechnet hat. Beispielsweise muss man für manche Kabelverbindungen Bohrungen oder kleinere Bauarbeiten im Haus vornehmen, für die man unter Umständen eine Eigentümererklärung benötigt. Bis diese vorliegt, können wegen der dazu nötigen Eigentümerversammlung Wochen ins Land gehen.

Erfahrungen aus der Praxis

Die Monteure müssen auch auf den Einsatz verschiedener Kommunikationswege für die Datenübertragung aus den Zählern vorbereitet sein. Denn auch wenn man vorher prüft, wo eine Funkverbindung oder eine DSL-Leitung verfügbar ist, kann es sein, dass diese unter Umständen nicht so funktionieren, wie es geplant war und notwendig ist. Es ist daher gut, wenn man noch andere Lösungen parat hat, etwa einen Powerline-Anschluss. Deswegen muss der Monteur durch seine Ausrüstung und seine Ausbildung auf alle Möglichkeiten vorbereitet sein, „das ist aus meiner Sicht ein wichtiges Thema", betont Lauterborn.

Auch über den Brandschutz in Gebäuden sollte man sich vor der Installation der Zähler Gedanken machen, denn oft müssen die Installateure Brandschutzöffnungen aufmachen und schließen, um Kabel zu verlegen. „Bei größeren Häusern hatten wir nach der Montage auch einen ziemlichen Müllberg zu entsorgen, denn die Platten, auf die wir die Zähler montiert haben, waren alle einzeln verpackt", erinnert sich Lauterborn. Und noch ein wichtiger Tipp aus der Installationspraxis von RheinEnergie: Wenn man ein Haus mit Zähler und Kommunikationseinrichtungen versehen hat, sollte man auch gleich testen, ob alles funktioniert. Anfangs hatte der Versorger zuerst die Zähler montiert und dann die Kommunikationseinrichtungen. Später, als nach einem Monat die Zählerstände erstmals abgerufen werden sollten, kamen die Daten von manchen Zählern nicht. Die Fehlersuche ist dann sehr zeitaufwendig. Deswegen rät Lauterborn: „Zähler - Kommunikationseinheit - Test, und erst wenn dieser erfolgreich ist, abhaken." Jeder, der eine großflächige Installation von Smart Metern plant, sollte daher in einem Pilotprojekt die baulichen Gegebenheiten vor Ort genau erforschen.

Wie geht es nach dem Pilotprojekt in Köln mit den intelligenten Messgeräten weiter? Zunächst müssen neue Geräte, die das von der Bundesanstalt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) demnächst festgelegte Schutzprofil, also die Vorschriften für die Datensicherheit, einhalten, wieder von den Versorgern getestet werden. In Köln dürfen übrigens die im Pilotversuch eingebauten Zähler bis zum Ende ihrer Eichgültigkeit in den Kellern hängen bleiben. Wichtig für das weitere Vorgehen ist auch noch die von der Bundesregierung angekündigte Kostenanalyse für das Smart Metering. Sie soll im Frühjahr 2013 vorliegen, auf dieser baut die Entscheidung auf, ob wirklich alle Haushalte mit einem elektronischen Zähler ausgestattet werden müssen. Doch in Köln will man nicht nur auf die gesetzlichen Rahmenbedingungen warten, sondern glaubt, dass die Geräte auch unter Marktbedingungen die Grundlage für viele neue Geschäftsmodelle wie Demand Response oder virtuelle Kraftwerke sein können. Diese Geschäftsmodelle muss man entwickeln, noch bevor andere Player in dem Markt aktiv werden, betont Lauterborn: „Wir wollen Vorreiter sein und eine aktive Rolle spielen."