Wenn jede Viertelstunde ihren eigenen Preis hat

saskiaruehrmund

20. Aug.

5 Min. Lesezeit

Warum die Stromabrechnung künftig auf den Zeitpunkt schaut – und wo das intelligente Messsystem heute noch Lücken lässt

Die Abrechnung von Strom verändert sich gerade grundlegend. Künftig entscheidet nicht mehr nur, wie viel Energie verbraucht wurde, sondern in welcher Viertelstunde. Für Eigentümer, Betreiber und Verwalter von Immobilien ist das mehr als eine technische Randnotiz: Die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur, Photovoltaik und Speichern hängt zunehmend davon ab, ob der Zeitpunkt von Verbrauch und Einspeisung korrekt erfasst wird. Wir erklären, was sich ändert, wo die deutsche Messtechnik an ihre Grenzen kommt – und was das für Ihre Objekte bedeutet.

Der Strommarkt wechselt seine Grundwährung

Dynamische Stromtarife, die den Börsenpreis jeder einzelnen Viertelstunde an den Endkunden weitergeben, sind vom Nischenprodukt zum Pflichtangebot geworden. Parallel wird über dynamische Netzentgelte nachgedacht – also über zeitvariable Preise auch für die Netznutzung.

Gleichzeitig verschiebt sich mit der Novellierung des Messstellenbetriebsgesetzes der messtechnische Standard: weg vom einfachen Jahresverbrauchswert, hin zum Zählerstandsgang im Viertelstundenraster, in der Fachsprache Tarifanwendungsfall 7 (TAF 7). Für jede einzelne Viertelstunde eines Jahres wird künftig ein eigener Zählerstand erwartet.

Zwei Geräte, eine Uhr

Ein intelligentes Messsystem besteht aus zwei Komponenten. Die moderne Messeinrichtung (mME) ist ein digitaler Basiszähler, der die durchgeflossene Energiemenge korrekt erfasst – das sei ausdrücklich betont, denn hier liegt kein Messfehler. Die Unschärfe entsteht an anderer Stelle.

Die moderne Messeinrichtung besitzt nämlich keine Echtzeituhr. Sie speichert intern historische Werte, aber ohne echten Zeitstempel – nur mit einem Sekundenzähler, der beim Einbau startet, ähnlich einer Stoppuhr. Werte verschiedener Zähler lassen sich dadurch nicht sinnvoll vergleichen.

Die gültige Uhrzeit kommt erst über die zweite Komponente ins System: das Smart Meter Gateway (SMGW). Es synchronisiert sich mit den Zeitservern der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt und fragt den Zähler aktiv ab – bei TAF 7 jede Viertelstunde. Erst im Gateway erhält der Messwert seinen abrechnungsfähigen Zeitstempel. Der Ort der Messung und der Ort der zeitlichen Verankerung fallen im deutschen System also auseinander.

Neun Sekunden: wo Werte verloren gehen können

Für die Übermittlung eines Viertelstundenwertes bleibt dem Zähler ein enges Zeitfenster: rund neun Sekunden, etwa ein Prozent des Intervalls. Trifft der Wert wegen einer Funkstörung oder eines Übertragungsfehlers nicht in diesem Fenster ein, wird er verworfen. Die Energiemenge selbst geht dabei nicht verloren – sie lässt sich später aus der Differenz zweier Zählerstände rekonstruieren. Verloren ist aber die Information, wann diese Menge geflossen ist.

Für die fehlenden Intervalle bildet das System einen Ersatzwert, meist per linearer Interpolation – eine gerade Linie zwischen zwei vorhandenen Messpunkten. Solche Werte werden korrekt als Ersatzwerte gekennzeichnet, bleiben aber eine Schätzung, keine Messung.

Ein Beispiel: die Wärmepumpe um 12:30 Uhr

Um 12:30 Uhr, mitten im mittäglichen Solarüberschuss mit niedrigen Börsenpreisen, springt eine Wärmepumpe an und heizt den Pufferspeicher auf – genau so, wie es der dynamische Tarif anreizen soll. Um 12:45 Uhr schlägt die Übertragung fehl, ausgerechnet als die Anlage wieder abschaltet. Die Interpolation verteilt den Verbrauch nun rechnerisch auf Viertelstunden, in denen die Wärmepumpe längst stand – und in denen der Strom bereits wieder teurer war.

Bei einem einheitlichen Mengentarif wäre das folgenlos. Sobald aber jede Viertelstunde ihren eigenen Preis trägt, wird aus der harmlosen Glättung ein Abrechnungsfehler. Die bittere Pointe: Ausgerechnet wer sich mit seiner Flexibilität systemdienlich verhält, läuft Gefahr, dass günstiger Verbrauch in teurere Zeitfenster hineingerechnet wird.

Warum größere Abnahmestellen robuster sind

Bei der registrierenden Leistungsmessung (RLM), üblich bei größeren Abnahmestellen, besitzt der Zähler eine eigene, synchronisierte Echtzeituhr und versieht jeden Messwert direkt bei der Erfassung mit einem Zeitstempel. Schlägt eine Übertragung fehl, ist der Wert nur verspätet, nicht verloren – er lässt sich aus dem Zählerspeicher nacherfassen.

Diese Rückfallebene fehlt dem intelligenten Messsystem, weil die im Basiszähler abgelegten Werte ohne Zeitbezug nicht verwertbar sind. Objekte mit registrierender Leistungsmessung sind an dieser Stelle robuster als Objekte, die über ein intelligentes Messsystem abgerechnet werden.

Eine Architektur aus einer anderen Zeit

Diese Konstruktion war zum Zeitpunkt ihrer Entstehung, etwa 2013 bis 2016, durchaus nachvollziehbar: Geplant war kein flächendeckender Rollout, sondern die Ausstattung von rund zehn bis fünfzehn Prozent der Messstellen mit klassischen, festen Tarifen. Dynamische Preise im Massenmarkt oder millionenfache dezentrale Einspeisung standen nicht im Lastenheft. Zudem erreichen Zähler Lebensdauern von mehreren Jahrzehnten, während Kommunikationstechnik schon nach wenigen Jahren veraltet – die strikte Trennung von Messung und Kommunikation senkte damit die Austauschkosten.

Das eigentliche Problem ist deshalb nicht die Entscheidung von damals, sondern dass sich die Anforderungen seither fundamental geändert haben, während die Architektur festgeschrieben blieb.

Wie häufig kommt das vor?

Aus dem Markt werden im Rahmen des MaBiS-Hub-Festlegungsverfahrens der Bundesnetzagentur Ersatzwertquoten von bis zu zehn Prozent berichtet. Das ist eine Praxisbeobachtung, keine amtliche Statistik – belastbare, systematisch veröffentlichte Zahlen fehlen bislang. Bei einer Quote im hohen einstelligen Prozentbereich wäre aber rechnerisch fast jede zehnte Viertelstunde betroffen, mal zugunsten, mal zulasten des Kunden.

Zur Einordnung: Medienberichte über angeblich falsch messende Zähler treffen nicht den Punkt. Der Zähler misst korrekt. Die Unschärfe entsteht im Zusammenspiel aus fehlendem Zeitstempel im Zähler, engem Übertragungsfenster und der Unmöglichkeit, verlorene Werte nachzuerfassen.

Mehrfamilienhäuser: ein zusätzlicher Risikofaktor

Bei der sogenannten 1:n-Auslesung werden viele Zähler – etwa sämtliche Wohnungszähler eines Mehrfamilienhauses – an ein einziges Gateway angebunden. Wirtschaftlich ist das attraktiv, weil sich die Kosten des teuersten Bauteils auf viele Messstellen verteilen. Zwei Überlegungen sprechen jedoch dafür, dass sich die Ersatzwertproblematik dabei eher verschärft:

Erstens das Klumpenrisiko: Fällt bei einer 1:n-Anbindung die lokale Verbindung aus, kann derselbe Ausfall mehrere Messstellen gleichzeitig treffen. Zweitens das Nadelöhr: Das Zeitfenster von rund neun Sekunden pro Viertelstunde muss nun von zwanzig, vierzig oder mehr Zählern auf derselben Strecke bedient werden. Erst ein eigens entwickeltes, komprimiertes Übertragungsprofil („Kompaktprofil“) hat hier spürbare Verbesserungen gebracht.

Fairerweise: Belastbare Felddaten aus dem Massenbetrieb fehlen bislang, einzelne Betreiber berichten von stabilen Installationen. Die Erwartung steigender Ersatzwertquoten bei wachsender Zählerzahl ist deshalb eine begründete These, keine belegte Tatsache – aber eine, die auf den Tisch gehört, bevor die 1:n-Auslesung in die Breite skaliert wird.

Die Fallhöhe wächst weiter

Sobald künftig auch Leistung monetarisiert wird, etwa über Kapazitätselemente in den Netzentgelten, wiegt der Interpolationsfehler schwerer: Eine gerade Linie durch ein fehlendes Intervall kappt systematisch genau jene Lastspitzen, auf deren korrekte Erfassung eine Leistungsbepreisung angewiesen ist. Auch die Netzsteuerung nach § 14a EnWG erhöht mit wachsender Elektrifizierung durch Wärmepumpen und Wallboxen die Anforderungen an die Datenqualität.

Was das für Ihre Objekte bedeutet

Vier Schritte helfen, das Thema schon heute zu handhaben:

Klären Sie zunächst die Betroffenheit: In welchen Objekten hängt die Abrechnung bereits oder in absehbarer Zeit vom Zeitpunkt ab – dynamische Tarife, Mieterstrom, PV-Direktvermarktung, steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG? Führen Sie zweitens die Ersatzwertquote als Kennzahl: Lassen Sie sich den Anteil ersetzter Viertelstunden regelmäßig ausweisen, je Objekt und getrennt nach Einzel- und Sammelanbindung. Fordern Sie drittens bei Neuinstallationen und 1:n-Vorhaben Nachweise zur Datenqualität aus dem realen Betrieb ein, nicht nur aus dem Labor. Und regeln Sie viertens die Prozesse vertraglich: Klären Sie mit dem Messstellenbetreiber, wie Klärfälle und Nachberechnungen behandelt werden, solange Ersatzwerte auftreten können.

Über den Einzelfall hinaus setzen wir uns in der Branche für mehr Transparenz bei Ersatzwertquoten, eine ehrliche Architekturdebatte zur Zeitstempelung im Zähler und für belastbare Evidenz ein, bevor die 1:n-Auslesung flächig ausgerollt wird.

Dieser Beitrag basiert auf einer Fachanalyse von Marcel Linnemann und Gerhard Radtke zur Zeitstempelung von Messwerten im intelligenten Messsystem sowie auf Angaben der Bundesnetzagentur im Verfahren MaBiS-Hub (BK6-24-210). Die genannten Größenordnungen zu Ersatzwertquoten sind Praxisbeobachtungen aus dem Markt und keine amtlich erhobene Statistik. Dieser Beitrag dient der fachlichen Einordnung und stellt keine Rechtsberatung dar.

Fragen zu Ihren Objekten? Sprechen Sie uns an: Dirk Wittler, ETA PLUS GmbH, dirk.wittler@etaplus.energy