SIEMENS

Wenn man ihn auf die Stromzähler in der Schweizer Gemeinde Arbon anspricht, dann sagt Jürgen Knaak, Leiter der örtlichen Versorgungsbetriebe, erst einmal den Satz, der das inzwischen 100 Jahre alte Dilemma der Stromversorger zusammenfasst: "Endlich Schluss mit dem Blindflug!" Denn beinahe überall auf der Welt haben Stromkunden und Stromlieferanten viel zu wenig Informationen. Die einen wissen fast nichts über ihr Verbrauchsverhalten, die anderen kaum etwas über den aktuellen Zustand ihrer Stromnetze: Etwa ob die Last in bestimmten Teilen gefährlich hoch ist, oder ob irgendwo die Netzspannung stark gesunken ist. Daten von Stromzählern sind meist erst Monate nach dem eigentlichen Verbrauch verfügbar und weisen dann auch nur die Summe des über einen bestimmten Zeitraum verbrauchten Stroms aus. Wären die Daten zumindest annähernd in Echtzeit verfügbar, könnten wertvolle Ressourcen gespart werden; durch flexible Anpassungen beim Verbrauch, beim Preis der Energie für den Endkunden zu Zeiten von Lastspitzen und bei der vorgehaltenen Produktionskapazität. Doch Zähler, die das vermögen, waren bis vor kurzem für Otto Normalverbraucher nicht verfügbar.
Immer mehr Versorger installieren derzeit Smart Meter, Zähler, die den Stromverbrauch elektronisch erfassen. Alexander Schenk, Leiter des Geschäftssegments AMIS in der Division Power Distribution bei Siemens, erklärt: "Bei den intelligenten Zählern wird nicht einfach das mechanische Zähler-Rädchen durch ein Digitaldisplay ersetzt. Smart Meter, die den Namen verdienen, leiten Verbrauchsdaten automatisch an die Zentrale und haben zusätzlich einen Rückkanal." Dieser macht es beispielsweise möglich, dass Nutzer Preissignale von ihrem Versorger empfangen, um dann durch eine gezielte Drosselung des Verbrauchs während Spitzenzeiten Geld zu sparen. Ein solcher Zähler, das AMIS-Modell von Siemens, soll bis Anfang 2010 etwa 100.000 Mal in Oberösterreich installiert werden (siehe Artikel “Der Zähler denkt mit”, Pictures of the Future, Herbst 2008). Über die kommenden zwei Jahre hinweg sollen auch immer mehr Einwohner des Städtchens Arbon am Bodensee von den Vorteilen der Siemens-Zähler profitieren.
Jürgen Knaak von der Arbon Energie AG erklärt: "Durch die zeitnahe Übertragung der Daten von Haushalten, Sondervertragskunden und aus der Verteilstruktur, bekommen wir endlich einen besseren Einblick ins Netz. Das erlaubt es uns als Versorger, Lastspitzen genauer zu prognostizieren, und damit effizienter zu planen." Die Bürger von Arbon werden mit zu den ersten Schweizern zählen, die jeden Monat exakt über ihren tatsächlichen Verbrauch informiert werden, statt – wie bisher – Abschlagszahlungen zu leisten und sich ein Mal im Jahr, mit der Gesamtrechnung, vom eigenen Verbrauch überraschen zu lassen. Der Blindflug ist, jedenfalls in Arbon, somit beendet.
Für Versorgungsunternehmen gehen die Vorzüge von smarten Zählern jedoch weit über die bessere Planbarkeit der Netzlast hinaus. Das manuelle Auslesen der herkömmlichen Zähler ist fehlerträchtig. Und diese Fehler verursachen hohe Zusatzkosten, vor allem für das Personal: Die Servicemitarbeiter müssen für Zweitablesungen zwischen den einzelnen Stationen meist deutlich weitere Wege zurücklegen als bei Standardtouren. Smart Meter lassen sich automatisch auslesen. Dr. Andreas Heine, Leiter der Geschäftseinheit Services bei Power Distribution, rechnet vor: "Im Schnitt sind 3 % der Ablesungen herkömmlicher Zähler fehlerhaft und müssen wiederholt werden. Durch Smart Meter lässt sich diese Fehlerrate fast auf Null senken. In einem Netzgebiet mit einer Million Stromkunden ließen sich damit beispielsweise pro Jahr mehr als 1,6 Mio. € sparen, das sind 53 % der bisher anfallenden Kosten für das Ablesen."

Ende des Blindflugs im Netz. Die meisten Smart Meter werden derzeit in den wirtschaftlich hoch entwickelten Ländern installiert. Dutzende Projekte laufen unter anderem in den USA und Europa. Unmittelbare ökonomische Vorteile lassen sich in diesen Ländern vor allem durch Verringerung von Blackouts und Effizienzsteigerungen in den Serviceprozessen erreichen: Im Jahr 2008 konnte der italienische Versorger ENEL durch die landesweite Installation von etwa 30 Millionen Smart Metern mit Rückkanal 210 Millionen Ablesungen automatisch durchführen. Die Anfangsinvestition von 2,1 Mrd. € macht sich so über Einsparungen von etwa einer halben Milliarde Euro jährlich schnell bezahlt. Die Servicekosten pro Kunde und Jahr sanken von 80 auf 50 €.
Im Osten von Stuttgart tauscht der Versorger EnBW ODR, eine Tochter der EnBW, derzeit die Zähler aus. Auch hier werden nun AMIS-Geräte von Siemens installiert, zusammen mit dem gesamten Zählerdatenmanagement. 90 % der Zähler kommunizieren mit dem Zentralserver, der die enorme Datenmenge verarbeitet, meist mittels Powerline Communication, also über das Stromnetz selbst. In Neuseeland ging Siemens noch einen Schritt weiter und gründete mit dem Versorger Vector ein Joint Venture. Dieses betreibt die IT-Infrastruktur und kümmert sich um das Ablesen und die Verarbeitung der Daten, die die Grundlage für die Rechnungsstellung sind. "Um das Smart Metering herum entstehen gänzlich neue Geschäftsmodelle", erklärt Philip Skipper von Siemens Smart Metering Services. "In diesem Fall erbringt Siemens als effizienter Service-Partner die Leistung, die sonst die Zählerabteilung im Unternehmen erbracht hätte."
Siemens hat sich durch eine Partnerschaft mit der US-Firma eMeter, die für Zählerdatenmanagement-Software einer der weltweit führenden Anbieter ist, für solch neuartige Kooperationen gut aufgestellt. Bei dieser Aufgabe ist ein hoher Grad an Flexibilität nötig: Denn die ökonomische Logik hinter Smart-Metering-Projekten fällt in unterschiedlichen Regionen der Welt verschieden aus.

Zeit für schlaue Zähler. So dürfte die weltweite Stromproduktion bis 2030 noch einmal um 63 % gegenüber 2008 zunehmen, auf dann insgesamt 33.000 TWh. Während die heute ärmeren Länder ihre Produktion jährlich um 4 % ausdehnen werden, wird in den am weitesten entwickelten Regionen mit einem Wachstum von nur 1,3 % gerechnet. In weiten Teilen Indiens und Chinas entstehen ganz neue Netzinfrastrukturen; viele Regionen erhalten dort erstmals eine elektrische Versorgung. Allein in Indien dürften in den nächsten Jahren 150.000 Dörfer ans Stromnetz angeschlossen werden. Für den Netzausbau werden hier von Anfang an intelligente Technologien genutzt; diese müssen also nicht erst in bestehende Systeme integriert werden.
In reiferen Märkten wie Brasilien – wo die große Mehrheit der Haushalte elektrifiziert ist – stehen Erneuerungen an, um den Diebstahl von Strom zu vermindern und die Versorgungssicherheit zu erhöhen; weithin werden dabei nun Smart Meter mit installiert. Und in den wirtschaftlich am stärksten entwickelten Regionen der Welt sorgen oft Gesetze im Zuge der Liberalisierung der Strommärkte für die beschleunigte Einführung der schlauen Zähler: So müssen in der Europäischen Union bis zum Jahr 2020 – das sieht die Richtlinie zu Energieeffizienz- und Dienstleistungen vor – alle herkömmlichen Zähler durch Smart Meter ersetzt werden. Ab 2010 ist in Neubauten der Einbau von intelligenten Zählern obligatorisch.
Für Jürgen Knaak sind die Smart Meter allerdings nur ein kleiner Baustein in einem viel größeren Projekt: dem Smart Grid. Einem Energienetz, das regenerative Energien besser einbindet, in dem riesige Stromspeicher eines Tages eine Rolle spielen und in dem eine bessere Planbarkeit der Netzlast Blackouts im großen Maßstab, wie sie in Europa und den USA in den letzten Jahren beobachtet wurden, unwahrscheinlich macht.
"Ohne Smart Meter wäre das Smart Grid nicht möglich", sagt Knaak. "Und gemeinsam mit Siemens haben wir – im kleinen Arbon – einen ersten Baustein für dieses flexiblere Netz der Zukunft gelegt."