Mögliche Szenarien für Stromabrechnungsmodelle mit Hilfe von Smart Meters für den deutschen Markt

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Fallstudienarbeit
Hochschule:	Hochschule für Oekonomie & Management
Standort:	Hamburg
Studiengang:	Bachelor Wirtschaftsinformatik
Veranstaltung:	Fallstudie / Wissenschaftliches Arbeiten
Betreuer:	Prof._Dr._Uwe_Kern
Typ:	Fallstudienarbeit
Themengebiet:	SmartMetering
Autor(en):	Christoph Reske, Steven Waegenaer
Studienzeitmodell:	Abendstudium
Semesterbezeichnung:	WS10
Studiensemester:	2
Bearbeitungsstatus:	begutachtet
Prüfungstermin:	31.01.2010
Abgabetermin:

Inhaltsverzeichnis 1 Abkürzungsverzeichnis 2 Abbildungsverzeichnis 3 Tabellenverzeichnis 4 Einleitung 5 Smart Metering 5.1 Begriffsdefinition 5.2 Historie 6 Aktuelle Smart Meter Abrechnungsmodelle 6.1 Ausland 6.1.1 Nord-Amerika 6.1.2 Italien 6.1.3 Frankreich 6.2 Deutschland 6.2.1 Pilotprojekt in Bad Staffelstein 6.2.1.1 Projektbeschreibung 6.2.1.2 Zielstellung 6.2.1.3 Tariffierung 6.2.2 Pilotprojekt in Friedrichshafen 6.2.2.1 Projektbeschreibung 6.2.2.2 Zielstellung 6.2.2.3 Tariffierung 7 Einflussfaktoren auf den zukünftigen Strompreis 7.1 Einflussfaktoren der Erzeuger 7.2 Einflussfaktoren der Versorger 7.3 Einflussfaktoren der Verbraucher 7.3.1 Preissensibilität 7.3.2 Umweltbewusstsein 7.3.3 Serviceanspruch 8 Mögliche Szenarien für Stromabrechnungsmodelle 8.1 Ausgangspunkte der Szenarien 8.1.1 Strompreiszusammensetzung 8.1.2 Standardlastprofil 8.1.3 Beeinflussbarer Anteil des Energiekonsums 8.1.4 Grundrechenmodell 8.2 Modell A - Kostenfokussiert 8.2.1 Zielstellung 8.2.2 Tarifbeschreibung 8.2.3 Berechnungsweise 8.3 Modell B - Umweltorientiert 8.3.1 Zielstellung 8.3.2 Tarifbeschreibung 8.3.3 Berechnungsweise 8.4 Modell C - Serviceorientiert 8.4.1 Zielstellung 8.4.2 Tarifbeschreibung 8.4.3 Berechnungsweise 8.5 Bewertung der Modelle 9 Fazit und Ausblick 10 Fußnoten 11 Quellenverzeichnis

1 Abkürzungsverzeichnis

Abkürzung	Bedeutung
AMM	Advanced Meter Management
CRM	Customer-Relationship-Management
DSL	Digital Subscriber Line
GPRS	General Packet Radio Service
MUC	Multi Utility Communication
kWh	Kilowattstunde
SMS	Short Message Service
ToU	Time-of-Use

2 Abbildungsverzeichnis

Nr.	Beschreibung / Quelle
1	Pilotprojekte in Deutschland (Stand 2009) / Quelle: Trendresearch
2	Installation eines SmartMeters / Quelle: Deutsche Telekom Pressebilder
3	Hebelwirkungen (Stand 2007) / Quelle A.T. Kearney

3 Tabellenverzeichnis

Nr.	Bezeichnung
1	Tarifgestaltung Hydro-Ottawa
2	Preissprünge bei Veränderung der Lastbegrenzung in Italien
3	Preisunterschiede Tarife F1 und F23 in Italien
4	Preissprünge bei Veränderung der Lastbegrenzung in Frankreich
5	EdF Tarif Option Heures Pleines/Creuses
6	EdF Tarif Option Tempo Heures Pleines (HP)/Creuses (HC)
7	Tariffierung Bad Staffelstein
8	Tariffierung Friedrichshafen
9	Einflussfaktoren deutscher Strompreis
10	Bewertung der Modelle

4 Einleitung

Das Thema globale Erwärmung und die Diskussion bezüglich erneuerbare Energien hat seitens der Stromerzeuger und der Verbraucher eine kaum zu stoppende Bewegung in Gang gesetzt. Durch zunehmend dezentraler und fluktuierender Erzeugung hat das bestehende Netzmanagement es schwerer um Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen.^[1]

Vom Gesetzgeber werden Smart Meter als einen möglichen Lösungsweg für diese Herausforderungen gesehen. Die intelligenten Stromzähler sollen die Energieproduktivität in 2020 gegenüber 1990 verdoppeln^[2]. Die Technologie kann aber nur Voraussetzungen schaffen und es bedarf Veränderungen in den Abläufe bei allen Beteiligten.

Diese Hausarbeit untersucht ob neue Stromabrechnungsmodelle das Bindeglied zwischen Verbraucher und Erzeuger sein können, um so ein Demand-Management zu ermöglichen. Hierzu werden gewonnene Erkenntnisse aus dem Ausland und aktuelle Projekte in Deutschland zusammengetragen und die Perspektive von den verschiedenen Betroffenen untersucht. Hierauf aufbauend werden drei Tarife mit unterschiedlichen Zielstellungen vorgestellt, sowie die beispielhafte Preisgestaltung zur besseren Anschaulichkeit. Mittels einer Nutzwertanalyse werden sie abschließend untersucht auf deren Beitrag, den Verbraucher in der Nachfragesteuerung mit einzubinden.

5 Smart Metering

Bevor der Begriff Smart Metering definiert werden kann, muss eine Abgrenzung der meist äquivalent benutzten Begriffe Smart Meter und Smart Grid erfolgen. Der Smart Meter ist lediglich der Stromzähler, der es ermöglicht, den aktuellen Zählerstand, sowie den aktuellen Verbrauch zu erfassen. Das Smart Grid hingegen, ist die Bedeutung für das Stromnetz, das neben der Leitung des Stroms auch für die Weiterleitung der Daten an den Versorger verantwortlich ist. Ohne dem perfekten Zusammenspiel dieser beiden technischen Elemente, ist die aktive Ausführung von Smart Metering nicht möglich.

5.1 Begriffsdefinition

Der Begriff Smart Metering definiert sich durch die Unterpunkte Smart, Meter und –ing.

Das englische Wort smart bedeutet in die deutsche Sprache übersetzt unter anderem klug, schlau und gerissen. Transferiert auf den Begriff Smart Metering bedeutet der erste Unterpunkt Intelligenz einsetzen bzw. aus einzelnen Komponenten einen größeren Wert schaffen.

Der zunächst analysierende Abschnitt Meter leitet sich ebenfalls aus der englischen Sprache ab. Wird der Begriff als Verb eingesetzt, bedeutet Meter abzählen bzw. messen. Die Übersetzung des Verbrauchszählers als Meter hat sich bereits in den englisch sprachigen Ländern integriert. Erfasste Daten werden meist zum Vergleichen und Auswerten benutzt, so dass in diesem Fall die kontinuierliche Erfassung bzw. Zählen die Hauptaufgabe des Smart Meters ist.

Der Unterschied zu dem Gerät Smart Meter ist die letzte Silbe -ing. In der englischen Sprache werden Tätigkeiten, die gegenwärtig ausgeführt werden, immer mit der Silbe -ing konjugiert. Auch in diesem Fall wird das Nomen Smart Meter in eine Tätigkeit umtransformiert.

Smart Metering ist daher das ständige intelligente Auswerten der von dem Smart Meter übermittelten Daten. Die Daten können zur besseren Planung des Strombedarfs, transparenter Tarife und Abrechnungen, sowie zur Verbesserung der Umwelt genutzt werden.

5.2 Historie

• Nordamerika

In Nordamerika fängt die Einführung von Smart Metering an, getrieben von mehreren großflächigen Stromausfällen. Seit 2000 gab es drei erhebliche Ausfälle, wobei der Northeast Blackout von 2003 einer der bislang bedeutesten ist^[3][4]. Die Analyse nach den Hintergründen zeigt einen Investitionsstau im Ausbau des Stromnetzes. Dazu kommt ein Anstieg im Stromverbrauch und zunehmende Stromproduktionsschwankungen durch den Ausbau regenerativer Energien, insbesondere die Windkraft^[5].

Das Verständnis für eine rasche Modernisierung des Stromnetzes wächst ^[6] und wird festgeschrieben in der Energy Independence and Security Act von 2007 (EISA). Zusätzlichen Auftrieb bekam diese Initiative durch den American Recovery and Reinvestment Act in 2009, wobei $4.5 Milliarden für die Erneuerung des Stromnetzes mittels Smart Grid technology vorgesehen wurde^[7][8].

Die Federal Energy Regulatory Commission publizierte im März 2009 einen Aktionsplan für die Umsetzung des Smart Grids. Bereits Mitte 2009 waren etwa 4,7% der Meßstellen in den Vereinigten Staaten auf Smart Meters umgestellt. In dieser Einführungsphase werden hauptsächlich statisch Zeit variable (Time of Use) Tarife als Anreiz für die Stromverbraucher angeboten^[9][10].

• Europa

Die beiden Vorreiter in Europa sind Schweden und Italien, die im Vorgriff auf die normativen Rahmenbedingungen durch die EU bereits eigene Initiativen verabschiedet haben^[11].

In Schweden, wo hauptsächlich mit Strom geheizt wird, wurden bereits in 2001 die ersten Studien bezüglich Smart Metering in Auftrag gegeben. Um das Bewußtsein bei den Endverbrauchern zu stärken, wurde in 2003 gesetzlich festgeschrieben, dass alle Stromkonsumenten monatsgenau abgerechnet werden müssen. Diese Implementierung ist nun abgeschlossen.^[12]

Auch in Italien sind digitale Messgeräte bereits seit 2006 verpflichtend und die flächendeckende Einführung erreicht mittlerweile fast 90% der Stromkunden. Die Wirtschaftlichkeit dieses Investitionsprogrammes wurde mit einer erwarteten Kostenreduzierung in der Verwaltung und die Verringerung von Stromdiebstählen begründet. ^[13] Auch die Spitzenlastreduzierung während der Sommermonate durch Klimaanlagen sollte mit Hilfe von lastbegrenzten Tarifen erreicht werden.^[14]

Ausgangspunkt für die weitere Verbreitung in den anderen EU Mitgliedstaaten ist die Liberalisierung des Zähl- und Messwesens, verabschiedet durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) in 2005. Das Europäische Parlament schreibt mit dem Kompromiss zum dritten EU-Binnenmarktpaket in 2009 (im Rahmen des Klimaschutzabkommens 20-20-20) ihren Mitgliedern vor, innerhalb von 18 Monaten nach Inkrafttreten Smart Meters einzuführen. Falls die Technologie einen positiven Beitrag zu den Klimazielen bringt, wird eine 80-prozentige Marktdurchdringung von den EU Staaten verlangt.^[15]

Weiterhin verleiht die Umsetzung der Verordnungen zu den Binnenmärkten Gas und Strom ^[16] die Einführung von intelligenten Stromzählern einen Auftrieb. Im Verbraucherschutz ist vorgeschrieben, dass der Kunde innerhalb von 6 Wochen nach Lieferenantenwechsel Anspruch auf eine Endabrechnung hat. Dies ist nur mittels technologischen Verbesserungen für den Versorger umsetzbar.

Weitere Großprojekte wurden derzeit in Frankreich und Spanien eingeführt, wobei vor allem Frankreich auffällig ist, durch einen flächendeckenden Zähleraustausch von 35 Millionen Einheiten bis 2016. Aber auch Länder wie Irland, Großbritannien, die Niederlande, Norwegen, Dänemark und Finland haben inzwischen verbindliche Termine für die Implementierung von Smart Meters formuliert.^[17]

In Deutschland standen die Energieversorger anfänglich verhalten dieser neuen Messtechnologie gegenüber. Die ersten Pilotprojekte dienten vor allem dem Ziel, sich für eine mögliche Einführung durch eine Regulierung vorzubereiten^[18]. Diese Gesetzesänderung kam mit den Anpassungen des EnWG und schreibt den Einbau von intelligenten Stromzähler in Neubauten und Großsanierungen ab 1.1.2010 vor. Das EnWG gibt weiterhin vor, dass Energieversorgungsunternehmen spätestens bis zum 31. Dezember 2010 für Endverbraucher von Elektrizität einen Tarif anbieten müssen, der einen Anreiz zu Energieeinsparungen oder Steuerung des Energieverbrauchs setzt. (§40 (3) EnWG). Aufgrund dieses gesetzlichen Rahmens und die Erfahrungen, gesammelt mit den verschiedenen groß angelegten Pilotprojekten ist es nur eine Frage der Zeit, bis Smart Meters bundesweit im Einsatz sind.^[19]

6 Aktuelle Smart Meter Abrechnungsmodelle

Aufgrund des bereits weitverbreiteten Einsatzes der Smart Meter bei der Stromabrechnung und einer Vielzahl von Tarifen, werden in den kommenden Absätzen nur ausgewählte Länder und Anbieter aufgeführt. Dies ist aber nur eine beispielhafte Aufzählung, um die Notwendigkeit von der Anpassung der Stromabrechnungsmodelle auf das Smart Metering genauer zu erläutern. Die herkömmlichen Abrechnungsmodelle, die mit dem Einsatz von Smart Meters angeboten werden, lässt diese Untersuchung außer Acht, weil sie vom Gesetzgeber unerwünscht sind und die Vorteile dieser Technologie nicht voll abdecken können.

6.1 Ausland

Die variablen Stromtarife im Zusammenhang mit Smart Metering werden bereits im Ausland in diversen Ländern eingesetzt. In Europa sind es z.B. Schweden, Norwegen, Dänemark, Italien, Holland und Frankreich. Die ausgewählten Beispiele wie Nordamerkia, Italien und Frankreich gelten als Vorreiter des flächendeckenden Einsatzes dieser Kombination^[20].

6.1.1 Nord-Amerika

Aufgrund einer Vielzahl von Stromanbietern in Nord-Amerika wird in der Folge nur ein ausgewählter Anbieter Hydro-Ottawa analysiert.

In der Provinz Ontario werden aufgrund einer Initiative, die von der Regierung beschlossen wurde, seit 2008 alle Haushalte mit Smart Meters ausgestattet. Die Umrüstung soll bis Juni 2011 abgeschlossen sein. Ziel der Umrüstung ist, die Spitzenlastzeiten zu reduzieren und den Verbrauch auf schwächere Perioden zu verteilen. Das Energieministerium begründet die flächendeckende Einführung der Smart Meters mit der aktuellen Nutzung von Energy-on-Demand, die sowohl die Umwelt belastet und höhere Strompreise für die Verbraucher bedeutet^[21]. Smart Meters würde folgendes erreichen:

• Aufgrund der geringeren Lastspitzen muss weniger Strom erzeugt werden. Dies führt zu einer Schonung der Umwelt, weil die Energy-on-Demand Kraftwerke weniger hochgefahren werden müssen. Somit fließt weniger Energie aus umweltschädlicher Herstellung in das Netz und verringert die Umweltbelastung.
• Investitionen im Energiesektor können besser von der Regierung geplant und zielgerechter umgesetzt werden.
• Die Strompreise können aufgrund besserer Planungsmöglichkeiten sowie einen geringeren Anteil von Energy-on-Demand deutlich stabiler und transparenter für die Verbraucher gehalten werden.

Die Kosten der flächendeckenden Einführung werden durch die Tarife mitfinanziert. Die Tarife teilen sich im Jahr in die Abschnitte Sommer, Winter und Wochenende auf. Gründe für die verschiedenen Einteilungen sind die verschiedenen Lasten auf den Tag gesehen. Während im Sommer ab 11 Uhr morgens bis 17 Uhr nachmittags die Klimageräte erhöht im Einsatz sind, wird im Winter am Abend mehr Licht und Wärme benötigt. Aufgrund der erhöhter Anwesenheit am Wochenende im eigenen Haus, wird an diesen Tagen immer der günstigste Preis zu jeder Zeit berechnet. Das Preisniveau wird ebenfalls in drei Segmente aufgeteilt und zwar nach Kategorisierung 5,1 cent/kwh, 8,1 cent/kwh oder 9,9 cent/kwh ^[22].

Als Serviceangebot sieht Hydro-Ottawa eine Web-Application vor, mit dieser der Kunde seinen Stromverbrauch aufgeteilt sieht in die drei unterschiedlichen Preiskategorien, so dass die Abrechnung noch transparenter wird.

Tabelle 1: Tarifgestaltung Hydro-Ottawa^[23]

Sommermonate (01.05 - 31.10)
ab 0 Uhr	ab 7 Uhr	ab 11 Uhr	ab 17 Uhr	ab 21 Uhr
Wintermonate (01.11 - 30.04)
ab 0 Uhr	ab 7 Uhr	ab 11 Uhr	ab 17 Uhr	ab 21 Uhr
Wochenende / Feiertage
Tarifierung
Off-Peak 5,1 cent /kWh		Mid-Peak 8,1 cent /kWh	On-Peak 9,9 cent /kWh

6.1.2 Italien

In Italien sind Smart Meters bereits seit einigen Jahren großflächig im Einsatz. Nach der Liberalisierung des Strommarktes in 2006, sind eine Vielzahl von neuen Anbietern auf den Markt gekommen. Um einen representativen Überblick verschaffen zu können, wird eine Reduzierung auf die zwei Marktführer Enel und Edison vorgenommen. Diese beiden bedienten in 2009 über die Hälfte der italienischen Stromkunden.^[24]

Beide Gesellschaften nutzen die Smart Meters um per Fernübertragung Verbrauchsdaten abzurufen, Geräte ein- und abzuschalten oder der vertraglich festgelegten maximalen Last anzupassen. Die Verbrauchsdaten und die zugehörigen Abrechnungsdaten werden den Kunden über ein aktiv beworbenes Online-Portal angeboten, mit monatlicher Abrufintervallen.^[25]

Basis für die Tarife ist eine Lastbegrenzung, die sich für den Privatbereich in der Regel in drei Leistungsstufen unterverteilt, nämlich 3kW, 4.5kW und 6 kW. Vor allem von der niedrigsten Leistungsstufe auf die nächst höhere besteht ein erheblicher Preissprung von etwa 15% im Durchschnitt zwischen den beiden Marktführern.^[26]. Die niedrigste Stufe reicht für mehr als zwei Drittel der privaten Haushalte aus.^[27]

Tabelle 2: Preissprünge bei Veränderung der Lastbegrenzung in Italien^[28]

	Preissprung von
	3 auf 4,5kW	4,5 auf 6kW
Edison Energie	19%	1%
Enel Enerigie	12%	1%

Desweiteren wird der Verbrauch über drei Zähler erfasst, nach Tag und Tageszeiten unterschieden:

• von 8 bis 18.59 Uhr werktags gibt es ein Spitzenlasttarif, mit Band F1 bezeichnet
• von 19.00 bis 07.59 Uhr an Wochentagen, samstags, sonn- und feiertags werden die Zähler F2 und F3 zusammengefasst in ein Schwachlasttarif.^[29]

Die kWh Preis für den Schwachlasttarif (F23) beträgt bei beiden Gesellschaften etwa 37 bis 39% des Spitzenlasttarifs. Diese Tarife werden vor allem beworben für Berufstätige, weil die Vorteile nur für diese Gruppe bedarfsgerecht sind und eine weitere Differenzierung von der Versorgerseite noch nicht möglich ist. Nach Wunsch kann der Bezug von regenerativer Energie gewählt werden, was über einen pauschalen Aufschlag pro kWh auf die bestehenden Tarife angeboten wird.

Tabelle 3: Preisunterschiede Tarife F1 und F23 in Italien^[30]

	F1 €/kWh	F23 €/kWh	F23/F1
Edison Web	0,1005	0,0395	39%
Enel e-light Bioraria	0,1105	0,0405	37%

Italien ist ein Vorreiter bei der Implementierung von neuen Stromzählern und hat die Vorraussetzungen geschaffen um zeitnahe und detaillierte Verbrauchsdaten zu lieferen. Es fehlt leider noch an marktreifen Softwarelösungen um diese Informationen auch für die Kunden zu visualisieren über einen detaillierten Verbrauchsmonitor. Hierzu laufen derzeit Gespräche mit Dienstleistern wie die Firma Google.^[31]

Obwohl Smart Meters sich nach Unternehmensangaben aufgrund von Einsparungen in der Zählerauslesung und Fernwartung bereits gelohnt haben, sind die Potentiale dieser neu eingeführten Technik noch nicht voll ausgeschöpft. Der nächste Schritt ist die Einbindung in vernetzte Stromnetzwerke oder Smart Grids, wobei es die Absicht ist, die Nachfragesteuerung über Preise anhand von realen Produktionkosten vorzunehmen. Um hier weitere Erkenntnisse zu gewinnen, koordiniert Enel mit Unterstützung der Europäischen Kommission seit 2008 das "ADDRESS" Projekt. Dieses Projekt läuft noch bis 2012. ^[32]

6.1.3 Frankreich

Der französische Strommarkt ist durch EdF (Electricité de France), eine Gesellschaft in Staatsbesitz, dominiert. Obwohl der Markt teilweise liberalisiert wurde, hält die EdF noch einen 95 prozentigen Anteil des Marktes. Die Tochtergesellschaft Electricité Réseau Distribution France (EDRF), dem Betreiber des Verteilernetzes, verfolgte bis 2007 keine Pioniersstrategie. Erst als die Commission de régulation de l'energie (CRE) in 2007 eine Benchmark-Studie in Auftrag gab, um die bestehenden Smart Metering Projekte in der US und im Europa zu evaluieren und einen business case zu bauen, wurde im Juli 2008 das bislang weltweit größte AMM-Projekts aufgesetzt.^[33]

Ziel dieses Projektes ist es, 33 Millionen neuartige Stromzähler bis Ende 2016 in Frankreich zu installieren. Die Testphase dieses Projektes ist abgeschlossen und die Ausbauphase läuft in 2011 an.

Basis für die Tarife ist eine Lastbegrenzung von 3 bis 36kW, mit einer Unterverteilung in Schritten von 3kW. Für den privaten Bereich reicht in der Regel 9kW aus. Die Preissprünge sind aber als geringfügig zu bezeichnen, von etwa 1 bis 2 Prozent zusätzlich für ein kWh in der nächst höheren Leistungsstufe. Die jährlich fixen Abonnementskosten zeigen eine Steigerung von 19% für die Erhöhung von 3 auf 6kW und 17% von 6 auf 9kW.

Tabelle 4: Preissprünge bei Veränderung der Lastbegrenzung in Frankreich^[34]

Preissprung von	3 auf 6kW	6 auf 9kW
verbrauchsabhängig	1%	2%
verbrauchsunabhängig	19%	17%

Darüber hinaus gibt es zwei Optionen in den Tarifen zur Auswahl. Die erste Option teilt den Tag in 2 Zeitzonen: von 6 Uhr morgens bis 22 Uhr ist eine Hochpreisperiode, außerhalb dieser Zeiten gibt es einen reduzierten Tarif. Ein Preissprung von 61% zwischen beiden Tarifen soll dazu anspornen Großverbraucher, insbesondere weiße Ware (Waschmaschine, Geschirrspüler) nur in den Abendstunden einzuschalten. Auch für die Nutzer von Elektrogeräten wie z.B. eine Nachtspeicherheizung, ist dieser Tarif von Interesse.

Tabelle 5: EdF Tarif Option Heures Pleines/Creuses^[35]

von-bis	6-22 Uhr (HP)	23-5 Uhr (HC)	HP/HC
€/kWh	0,1474	0,0902	61%

Die zweite, darauf aufbauende Option unterscheidet zusätzlich noch nach Tagen, wobei die Tage in 3 Kategorien oder Bänder klassifiziert werden, die die gesamte Netzbelastung berücksichtigen. Hier wird in ein rotes, ein weißes und ein blaues Band unterteilt. Rot steht für starke Auslastung, und blau für eine schwache Beanspruchung. Diese Bänder werden erst am Vortag kommuniziert und auf die Meßgeräte übertragen. Die unten stehende Tabelle wird gelesen wie folgt: der Preissprung vom niedrigen Tarif auf den vollen Tarif (HP) beträgt im blauen Band 120%. Anders gesagt, der volle Preis ist 20% teurer als der nächtliche reduzierte Tarif (von 23 bis 5 Uhr). Ein Vergleich der beiden extremen Tage (blaues Band und rotes Band) zeigt Hochlastpreise, die mehr als das 6 fache betragen von den Preisen für die gleiche Uhrzeit an Tagen mit geringer Netzlast.

Tabelle 6: EdF Tarif Option Tempo Heures Pleines (HP)/Creuses (HC)^[36]

		blau		weiß		rot
		HP	HC	HP	HC	HP	HC
weiß	HP		120%	70%	83%	17%	44%
	HC			58%	69%	14%	37%
rot	HP				120%	24%	63%
	HC					20%	53%
blau	HP						265%
	HC

Der Ausgangstarif Heures Pleines/Creuses stellt gegenüber den in Deutschland bekannten Zweizähler Tarifen (Preise mit Schwachlastregelung) keine wirkliche Neuerung dar.^[37] Mit einer Festlegung der Preise während der Vertragslaufzeit, scheint das vorrangige Ziel eine Verbrauchsverschiebung (Load Shifting) zu sein, wobei Änderungen in der täglichen Routine des Verbrauchers (wie z.B. den nächtlichen Waschvorgang) oder zeitgesteuerte Geräte (z.B. Nachtspeicherheizung) hier nur einen geringfügigen Beitrag leisten können. ^[38] Die Tarifoption Tempo geht hier deutlich einen Schritt weiter um eine kurzfristige oder dynamische Steuerung des Strombedarfs zu erreichen. Durch erhebliche Preisunterschiede zwischen den Bändern, welche mit geringer Vorlaufzeit kommuniziert werden, über verschieden Kanäle wie das Internet, SMS und nicht zuletzt über den Smart Meter selber, wird der Kunde aufmerksam gemacht, wie er durch sein Verhalten seine Stromrechnung bewusst beeinflussen kann. Hierdurch kann eine Verbrauchsreduzierung (Load Conservation) angestrebt werden.

6.2 Deutschland

Das Energiewirtschaftsgesetz wurde aufgrund des Europäischen Parlaments überarbeitet, so dass ab dem Jahre 2011 neue Gesetze in Kraft treten. Ein wichtiges neues Gesetz ist, dass die Stromanbieter auf Wunsch des Verbrauchers die Abrechnungsintervalle anpassen müssen. ^[39] Desweiteren sind die Stromanbieter verpflichtet, ab dem Jahre 2011, sofern es technisch und wirtschaftlich zumutbar ist, einen variablen Tarif anzubieten, der den Gedanken der Energieeinsparung fördert. ^[40].

In Deutschland werden Smart Meters aktuell nicht flächendeckend eingesetzt. Es gibt bewusst keine gesetzliche Verpflichtung zum vollständigen Austausch der Meßgeräte um den Marktteilnehmer die Zeit zu geben, ausgereifte technologische Lösungen zu entwickeln. ^[41] Es laufen in Deutschland mehr als 60 Pilotprojekte und Feldversuche bei verschiedenen Stromanbietern. Es wurden zwei Projekte ausgewählt, aufgrund deren Größenordnung und öffentliche Verfügbarkeit der Projektergebnisse. ^[42]

6.2.1 Pilotprojekt in Bad Staffelstein

6.2.1.1 Projektbeschreibung

Mitte 2008 startete E.ON Bayern das "10.000 Smart-Meter-Programm", wobei 10.000 intelligente Stromzähler von verschiedenen Herstellern installiert wurden, in das Netzgebiet von E-On Bayern. Die Geräte sind mit einem eingebauten Kommunikationsmodul ausgestattet. Die Hälfte der Installationen wurden in Bad Staffelstein konzentriert eingebaut. Der Rollout wurde Mitte 2009 abgeschlossen.

Alle Meßgeräte sind mit einer zentralen Leitstelle verbunden, wobei in Bad Staffelstein Powerline Kommunikation erprobt wird und in dem restlichen Netzgebiet GPRS. Für die offene Leitstelle ist E-On mit dem Zählerdatenerfasser ITF-EDV Fröschl eine Partnerschaft eingegangen. Dies ermöglicht E-On den Projektteilnehmern, die eigenen Verbrauchsdaten über ein Webportal anzubieten, viertelstündig zusammengefasst. Dies erlaubt dem Kunden, seinem tatsächlichen Verbrauch und Kosten zu analysieren und schafft Transparenz über zeitliche Vergleichsdarstellungen. Dieses Paket, inklusive Benachrichtigungsfunktion per SMS oder Mail, wenn bestimmte vom Verbraucher festgelegte Schwellenwerte überschritten werden, sollte einen Anreiz schaffen, das Verbrauchsverhalten zu ändern.

Bei 900 Haushalten wurden zusätzlich In-House Anzeigen montiert mit sekundengenauen Verbrauchswerten.^[43]

6.2.1.2 Zielstellung

Mit diesem Pilotprojekt möchte E-On sich vorbereiten auf einen bundesweiten Rollout und den vertrieblichen Nutzen analysieren. Weitere Beweggründe für dieses Projekt sind eine politische Positionierung und eine imagewirksame Kommunikation.^[44]

6.2.1.3 Tariffierung

Tabelle 7: E-ON Energienavi^[45]

von-bis	7-22 Uhr (Normaltarif)	23-6 Uhr (Spartarif)	Spar/Normaltarif
€ct/kWh	23,38	20,38	87%

Zusätzlich fallen auch noch ein Grundpreis von 185,35 Euro pro Jahr und ein Entgelt für den Messstellenbetrieb und der Messdienstleistung von 35,70 Euro pro Jahr an.^[46]

6.2.2 Pilotprojekt in Friedrichshafen

6.2.2.1 Projektbeschreibung

Im Rahmen des "T-City" Projekts sind die Technischen Werke Friedrichshafen und die Deutsche Telekom eine Partnerschaft eingegangen um den Nutzen von intelligenten Stromzählern mit Hilfe von Kommunikationstechnologien zu erproben. Nach einer erfolgreichen Pilotphase mit 350 Haushalten, wurden die Stadtteile Oberhof und Windhag auf Smart Meters umgestellt. Dieses Projekt ist seit Mitte 2010 realisiert.^[47]

Hier sind ebenso wie in Bad Staffelstein alle Meßgeräte mit einer zentralen Leitstelle verbunden, wobei hier auf GPRS und DSL gesetzt wird. Das Kommunikationsmodul (MUC) wird getrennt von dem Zähler installiert und hat eine herstellerneutrale offene Schnittstelle. Die AMM Lösung hierfür wurde von Bittner & Krull entwickelt. Hier können die Kunden entweder über ein Online Portal die Verbrauchsdaten abrufen, in 15-Minuten Schritte oder über Mobile Endgeräte wie ein iPhone, die Werte direkt aus dem intelligenten Zähler auslesen.^[48]

6.2.2.2 Zielstellung

Das Projekt möchte durch eine transparente Darstellung des Verbrauches das Kundenverhalten "steuern". Zusätzlich wird die Wirtschaftlichkeit eines Roll-Outs untersucht, anhand der Gegenüberstellung von einem durchgängig gesteuerten Roll-out versus einem durch Kundennachfrage getriebenen.

Weiterhin wird der Frage nachgegangen, ob eine durchgängige Implementierung in einem Stadtteil mit Blockheizkraftwerk und dezentralem Energieerzeuger, eine autarke Energieerzeugung ermöglicht.^[49]

6.2.2.3 Tariffierung

Tabelle 8: TWF:CleverTarife Mixstrom^[50]

von-bis	19-24 Uhr Freitag 15-Montag 8 Uhr	23-5 Uhr (Spartarif)	Spar/Normaltarif
€ct/kWh	22,21	16,87	76%

Zusätzlich fallen auch noch ein Grundpreis von 150 Euro pro Jahr an.^[51]

7 Einflussfaktoren auf den zukünftigen Strompreis

Hier wird untersucht wie sich die Einführung von Smart Metering auf den zukünftigen Strompreis auswirken kann. Kann die gestiegene Transparenz die Beweggründe der Makrtteilnehmer auf einander abstimmen? Liefern diese Zähler und die Flut an Meßdaten einen Beitrag zur Erreichung der gesetzten Klimaziele?

7.1 Einflussfaktoren der Erzeuger

Die dezentrale Stromerzeugung nimmt weiter zu, allem voran durch erneuerbare Energien wie Sonne und Windenergie. Bei der derzeitigen Betriebsweise des Netzes, stellt dies für Stromerzeuger eine große Herausforderung dar, weil größere (wetterbedingte) Schwankungen zu Netzzusammenbrüchen führen können. Deshalb werden große Überkapazitäten vorgehalten, von Schittek als "Schattenkraftwerke" bezeichnet, die zum Beispiel für Stromerzeugung durch Windkraft bis 80% betragen.^[52]

Unter dem Aspekt des Angebot-Nachfrage-Managements, ist es für den Erzeuger wichtig, dass bei niedrigem Angebot die Nachfrage eingedämmt wird. Hierzu gibt es bereits bestehende Anreizkonzepte für Großkunden und Großverbraucher um vorübergehende Lastreduktionen zu erlauben.^[53] Das Potenzial dieses Ansatzes ist laut Schittek groß und sollte mittels variabler Strompreise weiter ausgebaut werden.^[54] Haag et. al. sprechen in diesem Zusammenhang von zwei Hebeln: zum Einen eine Reduktion des defizitär zu beschaffenem Stroms, zum Zweiten eine Glättung der Nachfragekurve durch eine Verbrauchsverlagerung.^[55] Desweiteren können Smart Meters den Stromproduzenten eine bessere Planbarkeit durch genaue Meßdaten und Lastbegrenzungen bieten. Durch genaue Auswertungen werden Ineffizienzen oder Verluste der Netze aufgespürt.^[56]

Es ist anzunehmen, dass Marktgesetze dafür sorgen werden, dass Preisvorteile zunehmend genutzt werden durch zum Beispiel einen steigenden Automatisierungsgrad bei den Verbrauchern. Dies könnte dann zu neuen Problemen führen beim Ausgleich von Lastsprüngen beim Wechsel auf eine neue Preisstufe.^[57]

7.2 Einflussfaktoren der Versorger

Auf der Versorgerseite können die Vorteile in Produktivitätsvorteile, Kosteneinsparungen und Servicequalität gesehen werden.

Die Produktivitätsvorteile entstehen durch die gebotene Möglichkeit aus der Ferne die Geräte ein- und abzuschalten oder auszulesen. Im Vergleich zum Termin Vorort, beschleunigt dies die Vorgänge bei der Fakturierung, einen Tarifwechsel oder bei Umzügen.

Hieraus ergeben sich wesentliche Einsparungen durch verringerte Reisekosten und Zeitaufwand. Weiterhin können durch laufende Überwachungsmöglichkeiten Netzverluste genauer geortet werden, sowie Betrugsfälle. Wartungs- und Servicearbeiten können vereinfacht werden durch die gemeinsame Nutzung der Übertragungsinfrastruktur für andere Stromnetzausrüstungsteile.^[58] Dank des Einsatzes vom CRM Software bekommt der Versorger ein umfängliches Wissen über seine Kunden^[59] und kann anhand von genauen Lastprofilen Kosten sparen bei der Beschaffung durch längerfristige planbare Lieferverträge oder im Hinblick auf Risikoreduzierung sein Kundenportfolio optimieren.^[60]

In Punkto Servicequalität kann der Versorger einen bequemeren Service anbieten da Terminabsprachen nicht mehr erforderlich sind. Ferner ermöglicht es ihn zusätzliche Dienstleistungen zu entwickeln die einen Zusatznutzen für den Kunden generieren.^[61] Dies bietet erstmals einen für den Endverbraucher wahrnehmbare Differenzierungsmöglichkeit gegenüber den anderen Marktteilnehmern.^[62] Nicht zuletzt stärkt das Ausbleiben von Stromnachzahlungen durch Time-of-Use (ToU) Abrechnungen die Kundenzufriedenheit.

7.3 Einflussfaktoren der Verbraucher

7.3.1 Preissensibilität

Eine Abschlagszahlung auf Basis einer Schätzung ist fehleranfällig und beeinflusst das Verbrauchsverhalten des Kunden in der Regel nicht. Durch eine zeitnahe Fakturierung auf Basis von aktuellen Abrechnungsdaten, wird das Kostenbewusstsein des Kunden gestärkt. Diese Rückkopplung über aktuelle Verbrauchswerte kann durch entsprechende zeitgebundene Tarife einen Anreiz schaffen zum Energie sparen.

Die Öffnung der Strommärkte war ein erster Schritt in der Belebung des Wettbewerbs. Durch die gleichzeitige Preissteigerung bei den Primärenergieträgern ist die erhoffte Kosteneinsparung bei den Endverbrauchern noch nicht angekommen. Intelligente Stromzähler verändern nun zusätzlich die Rahmenbedingungen für den Wettbewerb im Stromsektor. Ein Blick über den Tellerrand lässt erahnen, welche Tarifmöglichkeiten den Stromkunden demnächst angeboten werden. Analog zum Telekommunikationssektor wären Zeittarife, Niedertarifzeiten, Prepaid und begrenzte Tarife mit inklusiv kW Stunden pro Tag denkbar.^[63]

7.3.2 Umweltbewusstsein

Das persönliche Engagement der Verbraucher zum Klimaschutz, ist in den letzten Jahren - trotz Wirtschaftskrise - deutlich gestiegen. Die Visualisierung von Verbrauchsdaten bietet aber noch keinen Anreiz zum Stromsparen. Verschiedene Studien in dieser Richtung liefern bis heute widersprüchliche Ergebnisse^[64]. Allerdings sehen die Verbraucher gestiegene Möglichkeiten zum persönlichen Beitrag bei der Energiekonservierung durch die Anschaffung von energieeffizienten Geräten oder das Abschalten von gerade nicht benötigten Lichtquellen. ^[65] Allerdings wird dem Beitrag vom Smart Meter beim Stromsparen vom Verbraucher derzeit noch nicht gesehen^[66].

Der Bezug von Ökostrom hat sich in den letzten 3 Jahren verdoppelt^[67], bleibt jedoch mit 8% auf niedrigem Niveau. Die große Zustimmung der Bevölkerung für erneuerbare Energien zeigt aber das Wachstumspotential^[68]. Smart Meters können hier mit speziell auf erneuerbare Stromerzeugung zugeschnittene Tarife die Transparenz schaffen, für ein persönliches Klimaengagement. Gegenwärtig ist der Bezug von Ökostrom teurer, weil die fluktuierende Erzeugung die Bereitstellung von Schattenkapazitäten erforderlich macht^[69]. Wenn der klimabewußte Konsument sich auf das Angebot der regenerativen Energie einstellt, führt diese verringerte Komfort zur einem stabileren Preis.

7.3.3 Serviceanspruch

Dank der Einbindung von Smart Metering Daten in Energieportale, können mit vertretbaren Kosten verschiedene neue, auf den Kunden zugeschnittene Dienstleistungen, angeboten werden. Dies kann helfen das Energiebewusstsein und die Kundenbindung zu stärken. Unter den IT Dienstleistungen könnten den Verbraucher neuartige Visualisierungsmöglichkeiten angeboten werden, um Stromfressern auf die Spur zu kommen, sowie das Vorhalten von historischen Daten für Zeitvergleiche oder automatisierte Nachrichtenfunktionen bei dem Übersteigen von bestimmten Schwellenwerten.^[70]

Im Rahmen eines anonymen Benchmarkings mit relevanten Referenzgruppen ist es denkbar, eine umfassende Energieberatung für den Verbraucher anzubieten. Die Energieportale können auch durch Kooperationen mit Geräteherstellern oder anderen Energiedienstleistern den Kunden auf weitere Einsparpotentiale oder Zusatzdienstleistungen aufmerksam machen. Hier ist es auch nur eine Sache der Zeit, bis die Kommunikationsfähigkeit des Smart Meters auch noch andere sensorische Informationen mit übermittelt und eine Vielfalt an maßgeschneiderten Mehrwertdienste mit sich zieht.^[71]

8 Mögliche Szenarien für Stromabrechnungsmodelle

Alle ausgearbeiteten Szenarien sind an die Einflussfaktoren der Verbraucher angelehnt. Mögliche Szenarien, in denen die Stromversorger den meisten Profit erzielen, werden außer Acht gelassen. Desweiteren wird es nach der flächendeckenden Einführung von Smart Meters eine Vielzahl von Tarifen und Angeboten der Stromversorger geben, so dass diese Szenarien einen Denkanstoß für die Versorger, sowie für die Verbraucher sein sollen, wie ein optimaler Tarif gestaltet werden kann.

Die Grundlage für die Berechnungen und Beschreibungen ist ein jährlicher Verbrauch von 30.000 kW/h zu einem Preis von 18,93 cent je kW/h. Bei den möglichen Szenarien handelt es sich um zwei Real Time Pricing und einem Time of Use Angebot.

8.1 Ausgangspunkte der Szenarien

8.1.1 Strompreiszusammensetzung

Der durchschnittliche deutsche Strompreis setzt sich aus insgesamt 7 Einflussfaktoren zusammen, von denen der Stromversorger nur den Anteil der Strombeschaffung, Vertrieb und Service beeinflussen kann. Mit der Tatsache, dass dieser Anteil nur bei 37 % liegt, lässt sich sagen, dass der größte Anteil die staatlichen Lasten sind.^[72]

Tabelle 9: Einflussfaktoren deutscher Strompreis^[73]

	Prozentualer Anteil	Preis je kWh
staatliche Lasten	39 %	7,33 cent
* Mehrwertsteuer	16 %	3,03 cent
* Stromsteuer	8,8 %	1,67 cent
* Konzessionsabgabe	7,7 %	1,46 cent
* Erneuerbare-Energien-Gesetz	5,2 %	0,98 cent
* Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz	1,0 %	0,19 cent
Netzentgelte	24 %	4,54 cent
Strombeschaffung, Vertrieb und Service	37 %	7,06 cent

8.1.2 Standardlastprofil

Bis zur verpflichtenden Einführung von Smart Meters wird im Stromhandel für private Haushalte der Strom über das Standard-Last-Profile eingekauft. Hierbei kaufen die Stromversorger Überkapazitäten ein, um Strommangel und teurere Zukäufe zu verhindern. Dadurch wird aber nicht der ganze Strom verbraucht und es kommt zu einer Verschwendung von Energie. Durch den Einsatz von Smart Meters lässt sich eine bessere Bedarfsprognose erstellen um so die Einkaufskosten und den zu hohen Anteil zu verringern, so dass eine bessere Energieeffizienz erreicht werden kann^[74]. Mögliche Lösungsansätze sind folgende^[75]:

• Load Building: Verstetigung des Lastganges
• Conservation: Senkung des Stromverbrauchs
• Load Shifting: Umschichtung der Nachfrage aus den Spitzenlastperioden zu Schwachlastperioden
• Load Shape Flexible: Veränderung der Lastkurve
• Valey Filling: Steigerung des Stromabsatzes in Schwachlastperioden
• Peak Clipping: Begrenzung der Spitzenlast

Eine andere Möglichkeit ist der direkte Einkauf an den Terminmärkten. Hierbei wird der Strom zu dem aktuellen Strompreis eingekauft und kann dann dem Kunden direkt berechnet werden.

8.1.3 Beeinflussbarer Anteil des Energiekonsums

Ein Ziel des Einsatzes von Smart Meters ist, den Verbrauch steuern zu können und damit die Lasten in den Netzen zu verteilen. Laut einer Studie des VWEW lassen sich nur knapp 6 % des Energieverbrauchs durch variable Tarife beeinflussen. Diese Zahl lässt sich erklären, dass viele Kunden gewisse Grundbedürfnisse nicht zeitlich verschieben können. Die Verbraucher können ihren Hunger, und damit die Benutzung des Herdes, nicht um 5 Stunden verschieben. Desweiteren wird auch der Fernsehkonsum nicht durch die variablen Tarife beeinflussbar sein, sowie der Bedarf an Licht und an warmem Wasser. Die Kühl- und Gefriergeräte müssen 24 Stunden am Tag ans Stromnetz angeschlossen sein, so dass dort auch kein Energieeinsparpotenzial zu finden ist^[76]. Als Folge lässt sich sagen, dass der Versorger bei der Benutzung von Waschmaschinen, Geschirrspülern oder anderen Haushaltsgeräten Einsparungspotenzial hat. Vielmehr müssen die Verbraucher sich bei variablen Tarifen überlegen, ob zur Hauptlastzeit mehrere Unterhaltungselektronikgeräte parallel laufen müssen.

Ausgegangen von den 6 % ergäbe sich für den Endverbraucher, bei den vorrausgesetzten Preis und Verbrauch, eine Ersparnis von 340,74 €.

8.1.4 Grundrechenmodell

Bei der Betrachtung des Grundrechenmodells wird die Ermittlung des Strompreises für die EEX außer Acht gelassen. Desweiteren wird zur Vereinfachung der Modelle folgende Formel für die 37 % des Strompreises benutzt:

B = Verb * P(t) * GM

In der Formel steht das B für den Betrag, den der Kunde abzüglich der staatlichen Lasten und die Netznutzung an den Stromversorger zahlen muss. Dieser setzt sich aus dem tatsächlichen Verbrauch (Verb) multipliziert mit dem Preis je kWh an der EEX zum Verbrauchszeitpunkt t (P(t)) und der Gewinnmage des Stromversorgers zusammen. Um die tatsächlichen Kosten für den Endverbraucher zu ermitteln, wird folgende Rechnung benötigt:

K = (B / 37) * 100

Das B steht für den in der oberen Formel errechneten Betrag und das K für die Kosten je kWh. Die staatlichen Lasten und die Netznutzung werden folglich durch

sL = K * 0,39

Nn = K * 0,24

berechnet.

8.2 Modell A - Kostenfokussiert

Das kostenfokussierte Modell ist ein Real-Time-Pricing-Modell, das die größtmöglichen Preisschwankungen repräsentiert. Das Modell ist abhängig von dem aktuellen Preis je kw/h, der zu dem Zeitpunkt des Verbrauchs am Spot-Market gehandelt wird.

8.2.1 Zielstellung

Dieses Modell verfolgt zwei Ziele. Zum Einen versucht dieses Modell für den Verbaucher ein großes Sparpotential zu bieten, wenn der Verbraucher seinen Verbrauch an die Preise des Spotmarkets anpasst. D.h. der Verbraucher muss den Strom genau dann nutzen, wenn die Nachfrage bzw. Auslastung des Stromnetzes gering ist, weil in der freien Wirtschaft die Nachfrage das Angebot bzw. den Preis regelt ^[77].

Zum Anderen sollen die Verbrauchpeaks auf die anderen Zeiten verteilt werden, damit das Stromnetz dauerhaft belastet ist und so weniger Energie verschwendet wird. Dies passiert aber nur, wenn der Verbraucher sich wie eben erwähnt verhält, weil durch das Verhalten genau die Zeiten abgedeckt werden, in denen der Verbrauch bzw. Nachfrage hoch ist.

8.2.2 Tarifbeschreibung

Bei diesem Tarif wird die Verbrauchszeit genau abgerechnet. D.h. den Verbrauchern wird der Verbrauch in kWh zum Preis der Kilowattstunde des Börsenindex Phelix berechnet, der für den Spotmarkt in Deutschland und Österreich steht^[78]. Um dieses zu realisieren muss sich der Anbieter die genauen Preise von der Börse kontinuierlich abspeichern. Diese müßten dem Verbraucher kommuniziert werden, damit dieser anhand des Preises entscheiden kann, ob er zu diesem Zeitpunkt mehr Strom verbrauchen muss oder noch warten kann bzw. will bis sich der Preis positiv verändert. Trotz der geringen Quote des beeinflussbaren Anteils des Stromverbrauchs kann Geld gespart werden. Mit den Ausgangswerten von 30000 kWh im Jahr und einer Beeinflussungsquote von 6 %, die wir in diesem Beispiel auf 10 % erhöhen, würden mit dem Verhalten im Jahr 3000 kWh auf die Preisverschiebung anwendbar sein.

Die Erhöhung auf die 10 % resultiert aus den Annahmen, dass Verbraucher, die diesen Tarif wählen, bereit sind, auf gewisse Bedürfnisse zu verzichten und so ihre Handlungen und Vorlieben zeitlich verschieben können.

8.2.3 Berechnungsweise

Bei diesem Tarif müssen wir unsere Grundrechenformel B = Verb * P(t) * GM nicht verändern. Es bedarf vielmehr einer Aufsummierung des Verbrauchs der einzelnen Tage oder Stunden, so dass am Ende des Monats sich der Gesamtbetrag für die Abrechnungsperiode ergibt.

• Beispielrechnung

P(t) = 4,13 cent pro kWh (Phelix-Kurs 14.01.2011 um 17:17 Uhr)

GM = 20 %

Verb = 1 kWh

B = 1,2 * 1 kWh * 0,0413 €/ kWh = 0,0496 €

K = 0,0496 € / 37 * 100 = 13,41 cent

Der Verbraucher hätte für diese 1 kWh am 14.01.2011 um 17:17 Uhr genau 13,41 cent bezahlt.

8.3 Modell B - Umweltorientiert

In diesem Modell wird beschrieben, wie der Strompreis und die dadurch resultierende Abrechnung durch das Wetter der entsprechenden Region abhängig gemacht werden kann. Hierbei bezieht der Kunde nur Strom aus erneuerbaren Energien.

8.3.1 Zielstellung

Die Ziele des Modells sind zugleich der Ansporn für die Kunden, sich für genau dieses Modell zu entscheiden. Das erste Ziel des Modells ist es, mehr Kunden für einen umweltfreundlicheren Gebrauch und eine umweltfreundlicher Herstellung des Stroms zu gewinnen. Bei der Herstellung von erneuerbaren Energien werden primär die Naturkräfte ohne irgendeine Hilfe genutzt.

Es gibt Ausnahmen, wie z.B. ein Wasserwerk, bei dem die entsprechende Menge an Wasser erst auf eine bestimmte Höhe gepumt werden muss, damit genug Strom produziert werden kann. Sofern hierfür Energie verwendet wurde, die aus nicht erneuerbarer Energien hergestellt wurde und der Output größer ist als der Input, wurde der alte Strom in einen CO2-freundlichen Strom umgewandelt. Bei diesem Verfahren würde zwar der CO2-Ausstoß nicht reduziert, da der benötigte Strom bereits vorhanden ist, es würde aber mehr Strom aus erneuerbarer Energien für den Endkunden zur Verfügung stehen und es müsste weniger Strom aus CO2-erzeugenden erzeugt werden.

Desweiteren werden durch die Sensibilisierung der erneuerbaren Energien diese dann optimaler genutzt werden und es müßten mehr Kraftwerke entstehen, um die steigende Nachfrage zu befriedigen.

8.3.2 Tarifbeschreibung

Das umweltorientierte Modell ist ein Real-Time-Pricing-Modell, das sich an den aktuellen Börsenpreisen orientiert. Da bekanntlicherweise an der Börse die Gesetze der Wirtschaft herrschen, gilt dort auch das Prinzip von Angebot und Nachfrage. Daher würde der Preis extrem vom Wetter abhängig sein. Da es aktuell noch keinen eigenen Börsenindex für erneuerbare Energien gibt, bedarf es einer Hilfestellung. Der Preis müsste daher in Relation zu den Sonnenstunden, Windstärke und Niederschlag gestellt werden. Aufgrund der Tatsache, dass sich diese Faktoren innerhalb Deutschlands deutlich unterscheiden, muss der Faktor genaustens bestimmt werden, damit nicht zu große Klüfte in dem Land entstehen. Es würde als Konsequenz haben, dass im Norden Deutschlands die Windstärke mehr ins Gewicht fällt, als die Sonnenstunden im Süden.

Bei diesem Modell kann man gegenwärtig keinen Preis in Abhängigkeit von der Zeit festmachen. Es muss ein Durchschnittswert festgelegt werden, den dann durch die Relationen gemindert oder höher getrieben wird. Der Real-Time-Pricing-Aspekt wird dadurch auf die erneuerbaren Energien gelagert. Jedoch ist dieses nicht am Zeitpunkt der Nutzung möglich sondern höchstens auf den Tag gesehen.

8.3.3 Berechnungsweise

Bei der Abrechnung wir die Formel B = Verb * P(t) * GM als Basis genommen. Da dort aber der Einfluss der erneuerbaren Energien noch nicht bedacht ist, bedarf es einer Anpassung der Formel, so dass sich ein Preis in Abhängigkeit zu den erneuerbaren Energien ergibt. Daher wird die Formel um die Sonnenstunden (Sh), Windstärke und Dauer (WD) und den Niederschlag (N) erweitert. Ferner wird der Preis auf ein Basispreis gesetzt.

B = Verb * P * GM * (Sh + WD + N)

Es bedarf aber noch der Relation zu den Durchschnittswerten der letzten 10 Jahre (S(10)), sowie der regionalen Faktoren (Rf).

B = Verb * P * GM * (S(10) / (Sh + WD + N) / Rf)

• Beispielrechnung:

P= 13 cent/kWh

GM= 20%

S(10)= 12

Sh + WD + N = 24

Rf= 0,8

B = Verb * 13 * 12 / 24 / 0,8 = Verb * 8,125cent

Daher würde der Kunde bei diesem Modell einen Strompreis von 21,96 cent/kWh bezahlen.

8.4 Modell C - Serviceorientiert

Das serviceorientierte Modell ist als einziges Modell ein Time-of-Use-Modell. Bei diesem Modell sollen die Verbraucher nicht durch ein hohes Einsparpotential überzeugt werden, sondern vielmehr durch ein sehr umfangreiches Serviceangebot, das einen Energieberater und ein großes Serviceportal bieten muss.

8.4.1 Zielstellung

Das primäre Ziel dieses Modells ist die Bindung der bestehenden Kunden. Durch die Umstellung auf Smart Meters werden viele Kunden glauben, dass die Stromabrechnung komplizierter wird und Beratung vor und während des Betriebs von Smart-Metering die Unterstützung des Stromversorgers benötigen. Durch die gute Beratung, optimal aufgestellten Tarifen, sowie dem Serviceportal kann der Verbraucher auch Geld sparen, indem er die Staffelung des Tarifs genau beachtet. Im Gegensatz zu dem Modell A wird bei diesem Modell nur der bereits analysierte beeinflussbare Anteil von maximal 6 % als Einsparungspotential gesehen.

Anhand einer abgestimmten Beratung kann der Verbraucher so überzeugt werden, dass weniger Strom verbraucht wird. Mit der Annahme, dass sich die Kunden mit Hilfe der Preisstaffelung steuern lassen, ist dieses Modell die einfachste Form der Peakreduzierung. Dies gilt aber nur, wenn am Verbrauchshöhepunkt die Preise eine eher abschreckende Wirkung haben. D.h. nicht, dass die Verbraucher dort nicht Strom verwenden können. Es soll vielmehr dahin wirken, dass abkömmliche Geräte und Vorlieben zu einem anderen Zeitpunkt genutzt und befriedigt werden.

8.4.2 Tarifbeschreibung

Die Basis von diesem Modell besteht aus den bereits in Frankreich und Kanada integrierten Modellen. Wie auch dort sind die Preisunterschiede bei einem Serviceortientiertem Modell nicht so groß wie bei dem Modell A. Vielmehr wird bei diesem Modell ausgehend von dem beschriebenen Preis 18,93 cent/kWh eine Staffelung je nach Uhrzeit und damit nach den statisch gemessenen Verbrauchsintervallen. Bevor die Rechnungen durchgeführt werden können, müssen die Intervalle festgelegt werden. Damit die Verbraucher auf nichts verzichten müssen, wird von einer Staffelung am Wochenende abgesehen. Für die Beispielrechnung gehen wir von folgender Staffelung aus:

• 21 Uhr bis 7 Uhr: 14,45 cent/kWh
• 7 Uhr bis 10 Uhr: 23,35 cent/kWh
• 10 Uhr bis 16 Uhr: 18,90 cent/kWh
• 16 Uhr bis 21 Uhr: 23,35 cent/kWh

8.4.3 Berechnungsweise

Bei diesem Modell wird die Grundrechenformel B = Verb * P(t) * GM insoweit verändert, dass der Preis P(t) nicht dem Preis an der EEX entspricht, sondern entsprechend der Staffelung des zum Verbrauchszeitpunkt festgelegten Preises. Bei diesem Modell entspricht der Preis P(t) bereits dem Preis samt allen Einflussfaktoren.

• Beispielrechnung

Verb = 3,425 kWh pro h (ausgegangen vom Jahresverbrauch 30000 kWh)

P(t)= siehe Staffelung

GM = 20 %

B = 10 * 3,425 kWh * 14,45 cent/kWh * 20 % = 5,94 €

B = 8 * 3,425 kWh * 23,35 cent/kWh * 20 % = 7,68 €

B = 6 * 3,425 kWh * 18,90 cent/kWh * 20 % = 4,66 €

Sofern die Verbraucher den Strom gleichmäßig am Tag verbrauchen, entsteht ein Strompreis von 22,24 cent/kWh.

8.5 Bewertung der Modelle

Die Modelle werden entsprechend nach den Kriterien gerankt und anhand des festgelegten Anteils gewichtet. Das Ranking beschränkt sich hierbei auf die Plätze 1 bis 3, wobei 3 die beste Platzierung ist. Es wurden folgende fünf Kriterien ausgesucht:

• Umsetzbarkeit: Die Modelle werden anhand von Punkten wie z.B. Technologie, Wirtschaftlichkeit auf die schnelle Umsetzbarkeit bewertet.
• Transparenz: Es wird die Transparenz für die Verbraucher und Versorger bei den Modellen bewertet.
• Umweltfreundlichkeit: Bei diesem Kriterium wird die CO2-Reduzierung und die Veränderung der Effizienz des Stroms bewertet.
• Einsparmöglichkeit: Die Verbraucher und die Versorger können aufgrund von Wechselwirkungen Geld und Strom sparen.
• Kundenakzeptanz: Es wird überprüft, ob die Kunden diese Erneurungen als Chance sehen oder nicht akzeptieren werden.

Tabelle 10: Bewertung der Modelle

Kriterien	Gewichtung	Modell A	Modell B	Modell C
Umsetzbarkeit	10 %	2	1	3
Transparenz	15 %	2	1	3
Umweltfreundlichkeit	15 %	2	3	1
Einsparmöglichkeit	30 %	3	1	2
Kundenakzeptanz	30 %	2	1	3
Summe	100 %	2,3	1,3	2,4

9 Fazit und Ausblick

Die gesetzlichen Rahmenbedingungen bezüglich Stromabrechnungen haben sich im Hinblick auf die Klimaziele geändert zum Vorteil des Smart Metering. Anhand von Auslandvergleichen und einer Nutzeneinschätzung für die Akteure auf dem Strommarkt, liefert diese Hausarbeit einen Denkanstoß für eine mögliche neue Ausgestaltung der Stromabrechnungsmodelle in Deutschland.

Hier wurden drei Ansätze aus Sicht des Konsumenten gegenübergestellt unter Berücksichtigung der Interessenwahrung aller Marktbeteiligten. Die Auswertung liefert uns einen ersten Einblick hinsichtlich der Priorität für die weitere Ausarbeitung der Modelle. Die kosten- und serviceoptimierten Ansätze sind am ehesten marktgerecht und weniger komplex in der Umsetzung. Ein weiterer Ausbau der vorgeschlagenen Tarife kann sich mit der Anzahl der Tarifstufen befassen oder mit Innovationen bezüglich verbrauchergerechte Dienstleistungen und Visualisierungsmöglichkeiten. Die Chance für eine tarifliche Verknüpfung von Smart Meters mit einer Energieerzeugung durch erneuerbare Energien ist derzeit noch zu theoretisch. Die Voraussetzungen sind hierfür noch nicht gegeben, aber sind auf Dauer, in Hinblick auf Versorungssicherheit trotz fluktuierendem Angebot, eine Option, die noch nicht abgeschrieben werden sollte.

Die Stromversorger werden die Hauptträger der Investitionen für die Zählertäusche. Hier sind auch die größten finanziellen Einsparpotenziale zu finden, gemessen an den Erfahrungen in Italien. Obwohl primär als Effizienzsteigerung bei der Stromerzeugung gedacht, bietet der gesetzliche Rahmen vor allem ein Hebel um den Wettbewerb auf der Versorgerseite zu beleben. Dies wäre eine wünschenswerte Entwicklung für den Kunden, bei dem die Kosteneinsparung durch die Liberalisierung der Strommärkte nicht in dem erwarteten Ausmaß angekommen ist.

Die Implementierung von intelligenten Stromzählern und dynamische Tarife auf dem deutschen Markt, kann nur in kleinen kontrollierten Schritten erfolgen. Eine Monopolsituation wie in Italien oder Frankreich liegt nicht vor. Es bedarf einer engen Abstimmung über Standards und Geschwindigkeit der Implementierung zwischen den verschiedenen Versorgern und Erzeugern. Der Erzeuger und seine Dienstleister müssen sich auf neue Prozesse einstellen bei gleichbleibender Versorgungssicherheit. Die Versorger und Meßstellenbetreiber brauchen Erfahrungen mit dem veränderten Personaleinsatz und die Bewältigung der Meßdaten. Beim Verbraucher sind die Herausforderungen im Hinblick auf die notwendigen Veränderungsprozesse am größten. Ohne sein Engagement dieses Angebot aktiv zu nutzen, wäre die Investition für Smart Meters nicht sinnvoll für die gesetzten Effizienziele. Über die neuen Tarife wird es zum ersten Mal möglich, den Verbraucher als Teil des gesamten Versorgungssystems mit einzubeziehen und seine Reaktion auf Preisänderung aktiv zu nutzen. Der Konsument muss die Versorgungssicherheit unter veränderten Effizienzbedingungen sicherstellen, nur so können Überkapazitäten abgebaut werden. Aber auch hier muss behutsam vorgegangen werden um durch unerwartete Lastsprünge die gesamte Stromversorgung nicht zu gefährden.

Uns erwarten aller Wahrscheinlichkeit nach zuerst einfache Time-of-Use Modelle, gekoppelt an ein erweitertes Serviceangebot - wie es auch in den Nachbarländern oder in den Pilotprojekten zu beobachten ist. Smart Metering und die Einbindung im Smart Grid wird gerne bezeichnet als das Internet der Dinge. Die Entwicklung des Internets und die Schnelligkeit der Informationen hat unser Leben nachhaltig geändert. Eine ähnliche Entwicklung steht nun mit den intelligenten Zählern an. Der Startschuss wurde bereits gegeben.

10 Fußnoten

1. ↑ vgl. Schittek S.4
2. ↑ Kästner und Kießling, S. 86
3. ↑ Rebblemund, S.72
4. ↑ DOE, S.129
5. ↑ vgl. Kaplan S. 9ff, 37
6. ↑ Wellinghof, S.247
7. ↑ vgl. Kaplan S. 24
8. ↑ Stimulus bill, 123 Stat. 138
9. ↑ Smart Grid Policy, S.5
10. ↑ DOE, S. 137, S. 148
11. ↑ eEnergy-Studie, S.102f
12. ↑ Shargal, S. 8
13. ↑ vgl. Rebbelmund und Rübsam, S. 80
14. ↑ eEnergy-Studie, S. 103
15. ↑ vgl. Bachmann und Ivanic, S. 54f
16. ↑ EU-Richtlinie 2009/72/EG Kapitel II, §3.5
17. ↑ vgl. Rebbelmund und Rübsam, S. 77
18. ↑ eEnergy, S.110
19. ↑ vgl. Bachmann und Ivanic, S. 55ff
20. ↑ Shargal
21. ↑ Energieministerium Ontario
22. ↑ Hydro-Ottawa, Stand: 15.12.2010
23. ↑ Stand: 16.12.2010
24. ↑ AEEG Report S.8
25. ↑ AEEG 200/99, §4
26. ↑ QualeTariffa.it Stand 8.1.2011 für Rom
27. ↑ AEGG Statistiken
28. ↑ Edison/Enel, Stand: 8.1.2011
29. ↑ AEGG Atlas
30. ↑ Edison/Enel, Stand: 8.1.2011
31. ↑ Enel
32. ↑ http://www.addressfp7.org/
33. ↑ vgl. Shargal, S.5
34. ↑ EdF, Stand: 12.1.2011
35. ↑ EdF, Stand: 12.1.2011
36. ↑ EdF, Stand: 12.1.2011
37. ↑ z.B. Vattenfall Easy Privatstrom Spar Aktiv oder EnBW Komfort mit Schwachlastregelung
38. ↑ Causemann und Löffler, S.40
39. ↑ EnWG § 40, 2
40. ↑ EnWG § 40, 3
41. ↑ vgl. Hannemann und Hornfeck, S.153
42. ↑ Energy 2.0 Februar 2009, S. 40
43. ↑ E-ON, Hofer
44. ↑ Hofer, S.5
45. ↑ Stand Jan 2011, Brutto Preise
46. ↑ E-On
47. ↑ T-City
48. ↑ Müller-Elschner, S. 93f
49. ↑ Müller-Elschner, S.93
50. ↑ Stand Jan 2011, Bruttopreise
51. ↑ TWF
52. ↑ vgl. Schittek, S.8
53. ↑ vgl. Schittek, S. 99
54. ↑ vgl. Schittek, S. 10
55. ↑ A.T. Kearney, S.5
56. ↑ vgl. Causemann und Löffler, S.29f
57. ↑ Schittik S.10f
58. ↑ vgl. Rebbelmund und Rübsam, S.79
59. ↑ vgl. Zajicek S.16
60. ↑ Causemann und Löffler, S.33
61. ↑ vgl. Rebbelmund und Rübsam, S.79f
62. ↑ vgl. Zajicek S.16
63. ↑ vgl. Causemann und Löffler, S.35ff
64. ↑ Bachmann und Ivanic, S. 63
65. ↑ BMU, S.11, S. 37
66. ↑ VZBV, S.24
67. ↑ BMU, S.11
68. ↑ BMU, S.43
69. ↑ Schittek, S.8
70. ↑ Causemann und Löffler, S. 42ff
71. ↑ Rebbelmund und Rübsam, S. 84
72. ↑ BDEW
73. ↑ BDEW
74. ↑ vgl. Smart Metering S. 32
75. ↑ vgl. Smart Meterig S. 196
76. ↑ vgl. Smart Metering, S. 40
77. ↑ AS Business Studies, S. 249 ff.
78. ↑ EEX

11 Quellenverzeichnis

Monografien
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Sammelbänder
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Internetquellen
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Rechtsquellen
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EU-Richtlinie 2009/72/EG	Europäische Union: RICHTLINIE 2009/72/EG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 13.  Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:DE:PDF) (Stand: 15.12.2010)