Strategie für den Zählerwechsel

Foto: Shutterstock (Triff)

Eine innovative Big Data-Lösung errechnet einen wirtschaftlich optimierten Rollout-Plan

Ab dem 1. Januar 2017 sollten analoge Zähler an den Messstellen von rund 47 Millionen deutschen Stromkunden verschwinden und durch moderne Messeinrichtungen oder intelligente Messsysteme ersetzt werden. Im Fokus der ersten Smart Meter-Welle stehen Kunden mit einem jährlichen Energieverbrauch von über 10.000 kWh sowie Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von über sieben kW. Sobald drei BSI-zertifizierte Smart Meter-Gateways verfügbar sind, müssen Messstellenbetreiber binnen drei Jahren mindestens zehn Prozent dieser Messstellen umrüsten. Ab 2018 sind auch Erzeugungsanlagen ab 1 kW Einspeisung mit intelligenten Messsystemen auszustatten. Bis 2019 müssen zudem alle Abnahmestellen unter 10.000 kWh pro Jahr moderne Messeinrichtungen erhalten, die dann ab 2020 sukzessive zu intelligenten Messeinrichtungen umgerüstet oder durch solche ersetzt werden. Allein die technisch-logistische Bewältigung dieser Aufgabe stellt die Stadtwerke teilweise vor große Herausforderungen, doch auch unter wirtschaftlichen Aspekten ist der Rollout komplex.

Hauptfaktoren für die Smart Meter-Roadmap

Angesichts der engen Preisobergrenzen ist es absolut geboten, den Wechsel auf die neuen Messsysteme möglichst kostengünstig hinzubekommen – in der ersten Stufe und darüber hinaus. Das auf Softwarelösungen im Energiesektor spezialisierte schweizerisch- deutsche Start-up enersis hat hierfür drei wesentliche Stellgrößen ausgemacht:

– Eichfristen: Bei der Eichung der analogen Strommessgeräte fallen Gebühren an. Ideal wäre es also, bei sämtlichen Geräten die Eichfristen vollständig auszunutzen.

– Restbuchwert: Energieversorger schreiben ihre Stromzähler über längere Zeiträume von bis zu 20 Jahren ab. Wird eines der Geräte bereits ausgetauscht, bevor es komplett abgeschrieben ist, verfällt der Restbuchwert mit entsprechenden Auswirkungen in der Bilanz des Unternehmens.

– Anfahrtskosten: Die Monteure benötigen Zeit dafür, zu den Messstellen zu gelangen, um dort die Smart Meter zu installieren. Idealerweise lassen sich in einer „Mehrzählerlokation“ wie einem Gebäudekomplex gleich mehrere Kunden hintereinander mit neuen Messgeräten bestücken.

Auch die Routenplanung für die Monteure ist in der Software möglich. Foto: enersis Europe GmbH

Die notwendigen Daten sind bei den meisten Unternehmen vorhanden, ihre Analyse mit Blick auf den optimierten Rollout dürfte vielen Stadtwerken schwerfallen. Die neue Software grids SmartMeterRollout von enersis ist genau für diese Anforderung konzipiert: Sie errechnet aus diesen Informationen den idealen Zeitpunkt für einen Wechsel für jedes einzelne der vielen tausend Geräte.

Auch individuelle Faktoren, welche die Messstellenbetreiber dann in einem Workshop zusammen mit den Beratern von enersis festlegen, können in die Auswertung einfließen. Zudem wird geklärt, wer die Daten für die Berechnung des jeweiligen Szenarios zur Verfügung stellt. Die beschlossenen Faktoren bildet die Software ab – mit dem Ziel, den nach den Wünschen des Verteilnetzbetreibers kostengünstigsten Einbau der intelligenten Messsysteme zu ermitteln und eine Roadmap festzulegen. Das geschieht in drei Schritten:

1. Ideales Einbaujahr festlegen

In der so genannten Kosten-Indikator-Matrix sind zunächst die finanziellen Faktoren abgebildet. Dazu gehören die Montageund Gerätekosten, der Abschreibungsstatus der Geräte sowie Austauschquoten. Doch ist es möglich, auch Einkaufsgemeinschaften etwa zwischen Stadtwerken oder eine Verlängerung der „Eichgültigkeit“ durch eine Stichprobe der Physikalisch Technischen Bundesanstalt in der Matrix mit zu berücksichtigen. Auf dieser individuellen Berechnungsbasis entsteht eine Roadmap für die kommenden Rollout-Jahre.

2. Räumliche Visualisierung

Mit Hilfe einer Heatmap ist es möglich, bestimmte Zählertypen im räumlichen Zusammenhang darzustellen – also beispielsweise nur Messgeräte zu zeigen, die ihre Eichgültigkeit sehr bald verlieren. Zudem enthalten die Grafiken nach Auskunft von enersis „graue Punkte“, die anzeigen, wo Fremddienstleister als Messstellenbetreiber im eigenen Versorgungsgebiet unterwegs sind. Die Visualisierung hilft dem Nutzer, eine Übersicht zu bekommen und Aufgaben zu bündeln.

3. Optimierung im Projektverlauf

Wurden bereits Smart Meter eingebaut, kann sich die Priorisierung der nächsten anstehenden Teilprojekte ändern. Um das zu überprüfen, bietet es sich an, alle neun bis zwölf Monate die Daten neu zu berechnen. Laut enersis ist die iterative Optimierung sinnvoll, da sich Randbedingungen und Kundenwünsche ändern können.

Für die Berechnung der Daten nutzt das mit der agilen Methode SCRUM arbeitende Start-up enersis sein eigenes System und setzt 3D-Gebäudekarten und Satellitendaten von Kartendienstleistern für die Visualisierung ein, die über das selbstentwickelte Framework grids realisiert wird. Erforderlich für die Berechnung sind Informationen über die Zähler, die individuellen Rahmenbedingungen und Kunden des Unternehmens. Sind diese einmal in der Datenbank, kann mit der Lösung von enersis der Rollout geplant werden.

Kontakt: enersis Europe GmbH, Josefine Niemand, 14532 Kleinmachnow, Tel: +49 33203 849424, josefine.niemand@enersis.de

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