Herr Scharfenort, Sie arbeiten für das finnische Unternehmen Aidon. Können Sie kurz etwas zum Unternehmen sagen?

Aidon ist in Finnland und Skandinavien sehr bekannt als Hersteller diverser Hardware im Energiesektor. Unter anderem stellt Aidon Messtechnik her – Zähler für Trafostationen, aber vor allem Smart Meter. Aidon hat rund 140 Verteilnetzbetreiber als Kunden, die Geräte sind in vielen Millionen Haushalten verbaut.

Sind Geräte von Aidon auch in Deutschland als Smart Meter zertifiziert?

Nein, und das streben wir unter den jetzigen Regularien auch nicht an. Denn unsere Geräte sind ganz anders konzipiert, vereinen Messung und Kommunikation. Wir müssten ihnen Funktionen ausbauen, damit sie hier marktkonform sind. Das Konzept macht die Geräte smart und preisgünstig. So ein Zähler kostet keine 100 Euro. An die Smart Meter in Skandinavien werden allerdings ganz andere Anforderungen gestellt als in Deutschland.

Worin genau unterscheiden sich die Anforderungen?

Es wird eher vom Output her gedacht.  Die Anforderung lautet, dass die Messdaten innerhalb von 24 oder 48 Stunden ins Abrechnungs- bzw. Tarifierungssystem beim Netzbetreiber eingespielt sein müssen, damit dieser damit seine Prozesse optimieren kann. Er balanciert entsprechend der Erzeugungsprognose über die dynamischen Tarife sein System aus. Alle 15 Minuten gehen die Daten raus vom Zähler an den Netzbetreiber – und etwa 20 Minuten später kann sie auch der Kunde in seinem Portal einsehen. Wie genau der Hersteller seine Geräte baut, ist nicht vorgegeben. Das schafft Innovation. In Deutschland ist vieles sehr spezifisch definiert und Messung und Kommunikation strikt getrennt.

Haben tatsächlich in Finnland alle Verbraucher dynamische Tarife?

Ja, grundsätzlich haben alle dynamische Tarife. Der Strompreis ändert sich im Laufe des Tages und die Versorger machen das auch transparent. Aktuell läuft in Finnland der Rollout der zweiten Generation Smart Meter. Je nach Versorger wird mit fünf oder 15 Minuten Lastprofilen und Datenmessung gearbeitet. Verbraucher können aber auch einen Fixpreis wählen, was dann teurer ist

Steuern bzw. Dimmen die Netzbetreiber auch Lasten in Phasen hoher Nachfrage?

Das ist einfach nicht notwendig. Der §14a im deutschen Energiewirtschaftsgesetz ist ja letztlich nur ein Medikament, dass die Schmerzen des schleppenden Smart-Meter-Rollouts lindert, aber nicht die Ursachen bekämpft. In Finnland steuern sich die Verbraucher im Grunde selbst – über die Tarife. Das ist die Logik. Das vermeidet Netzüberlastungen im Voraus, und dafür muss der Netzbetreiber nicht exakt wissen, was in Echtzeit in den einzelnen Ortsnetzen los ist, der Trafo wird aber in der Regel gemonitort

Bei der erneuerbaren Energieerzeugung gibt es auch Unterschiede zwischen Finnland und Deutschland…

Ja, da gibt es einen Riesenunterschied, nur etwa fünf Prozent der Haushalte haben eine eigene PV-Anlage, in Deutschland liegt die Quote etwa bei 25 Prozent im Eigenheim. In Finnland kommt die erneuerbare Energie im Wesentlichen aus Wind und Wasser. Wasserkraft liefert relativ konstant, das läuft auch im Winter ganz gut, obwohl – manchmal friert auch etwas ein. Die PV fällt im Winter komplett weg und dadurch haben die Finnen im Winter sehr viel höhere Strompreise. Zumal auch der Verbrauch steigt. Denn es wird viel mit Strom geheizt, nicht nur über Wärmepumpen, sondern meist direkt.

Welche Erfahrungen sind für Verteilnetzbetreiber in Deutschland besonders wertvoll?

Der Smart Meter Ausbau ist eine sehr wichtige, aber eben nur eine Seite der Medaille. Es geht auch darum, das eigene Netz komplett digital überwachen zu können. Gerade beim Thema Einspeisung ist das grundlegend. Also in Echtzeit beispielsweise zu sehen, wo und wieviel Photovoltaikanlagen Strom einspeisen. Dafür braucht man ein digitales Niederspannungsnetz. Das heißt konkret: Messtechnik in die Trafohäuschen. Hierzulande wissen Netzbetreiber oft viel zu wenig. Wir haben kürzlich in Nordbayern eine Trafostation digitalisiert. Die war gar nicht so alt, vielleicht fünf Jahre. Danach wurde anhand der Daten sichtbar, dass diese Station in Bezug auf die erneuerbare Einspeisung aus dem Wohnquartier bereits am Limit war. In der Belieferung hatte sie noch enorme Reserven, da hätten noch viele Wallboxen und Wärmepumpen angeschlossen werden können. Ohne die Messdaten hätte das der Netzbetreiber nicht gewusst.

Das Gespräch führte Petra Franke.