Von Stephanie Gust
Der Rollout intelligenter Messsysteme in Deutschland nimmt Fahrt auf – doch der Streit um Tempo, Technologie und Zielgruppen wird hitziger. Im Zentrum steht der Vorschlag eines sogenannten "Smart Meter Light“ bzw. einer "smarten modernen Messeinrichtung": einer vereinfachten digitalen Messeinrichtung für Haushalte unterhalb der gesetzlichen Einbaupflicht. Während einige Energieunternehmen und Hersteller darin eine pragmatische Ergänzung sehen, warnen andere vor einem gefährlichen Rückschritt mit Folgen für Sicherheit, Standardisierung und Systemeffizienz.
Auf der einen Seite stehen Vertreter der etablierten Gateway-Infrastruktur wie Gateway-Hersteller PPC, die wettbewerblichen Messstellenbetreiber Enpal, SpotmyEnergy und 1Komma5 sowie Eon. Sie setzen auf den beschleunigten Ausbau der gesetzlich geregelten intelligenten Messsysteme (iMSys) als Rückgrat eines sicheren, steuerbaren und resilienten Stromnetzes. Auf der anderen Seite plädieren zwei unterschiedliche Bewegungen, nämlich "Simplify Smart Metering“ oder "Smart-Meter Initiative" (SMI), für einen differenzierteren Ansatz mit reduzierter Komplexität und angepasster Technik. Die Initiative Smart Metering wird von Octopus Energy, Rabot Energy, Ostrom und Tibber getragen. Simplify geht aus einer privaten Initiative von Marcel Linnemann, Gerhard Radtke, Felix Zösch, Lukas Eberhard und Andreas Fabri hervor, die jüngst mit Enercity einen neuen prominenten Unterstützer gewonnen hat.
Kritik an Parallelstrukturen
PPC-Chef Ingo Schönberg warnt entschieden vor dem Ansatz eines vereinfachten Smart Meters. "Wir brauchen keine Parallelwelt für ‚Zählerdaten-only‘, sondern eine homogene Plattform mit intelligenten Messsystemen“, so Schönberg. Er befürchtet, dass "Simplify Smart Metering“ langfristig zu einer Zwei-Klassen-Gesellschaft im Messwesen führen könnte – mit der Folge, dass gesetzlich verankerte Sicherheitsstandards, Steuerungsfähigkeit und Interoperabilität untergraben würden. Ein Parallelsystem bedeute außerdem höhere Betriebskosten, Verunsicherung im Markt und Stranded Investments bei bereits verbauten modernen Messeinrichtungen.
Auch Enpal-Geschäftsführer Wim Drozak sieht Risiken: "Gerade kommen wir gut mit dem Rollout voran, aber die aktuelle Diskussion erzeugt viel Unsicherheit im Markt und kann dazu führen, dass sich der Rollout erneut verzögert.“ Enpal hat nach eigenen Angaben bereits 50.000 Smart Meter installiert. Der Aufbau alternativer Systeme sei weder notwendig noch sinnvoll, so Drozak – zumal eine einsatzbereite Light-Lösung aktuell nicht existiere.
Zustimmung kommt auch von EMH-Geschäftsführer Peter Heuell: "Wir halten nichts von einem so genannten Smart Meter light – also einen Smart Meter mit eingeschränktem Funktionsumfang und vor allem ohne Cybersecurity-Zertifizierung. Erstens fehlt die Sicherheit: Verbraucherinnen und Verbraucher sind längst Teil der kritischen Infrastruktur "Energie“ – in einem solch sensiblen und schützenswerten Bereich haben Smart Meter light ohne entsprechende Cybersecurity einfach nichts zu suchen. Genau deshalb hat der Gesetzgeber das im Messstellenbetriebsgesetz verboten. Zweitens fehlt die Zukunftssicherheit: Man könnte zwar nach einer Gesetzesänderung bei Kunden ohne EEG-Anlagen und ohne §14a Smart Meter light einbauen, aber perspektivisch werden die meisten dieser Kunden auch §14a Anlagen oder EEG-Anlagen haben. Dann müssten die Smart Meter light sogar deutlich vor dem Ende der Abschreibung – nach StromNEV ist die Abschreibungsdauer von solchen Zählern 20-25 Jahre – wieder ausgebaut und gegen intelligente Messysteme ausgetauscht werden. Das macht doch wirtschaftlich keinen Sinn.
Als dritten Punkt nennt Heuell, dass ein Smart Meter Light Verbrauchsdaten nur mit geringer zeitlicher Auflösung übertrage. "Was ist mit der sekündlichen oder minütlich Netzzustandsdatenerfassung für eine sichere Netzführung? Ohne solche aktuellen Messwerte sind lokale Netzüberlastungen nicht erkennbar und eine Echtzeit-Optimierung von Verbrauch und Erzeugung anhand von marktbasierten Flexibilisierung oder Steuerung nach §14a ist nicht möglich. Dadurch bleibt ein wesentlicher Teil des digitalen Potenzials intelligenter Messsysteme um die volkswirtschaftlichen Kosten zu senken ungenutzt." Seiner Meinung nach steigt damit die Gefahr einer Netzüberlastung. Und zu guter Letzt: "Der Smart Meter Rollout ist auf den Weg gebracht und regulatorisch verankert. Eine Light-Variante würde das Ausrollen dieser Infrastruktur erneut verzögern und letztlich eine Technologie vorantreiben, die nicht zukunftssicher ist, wenn es um Steuerbarkeit, Tarifgestaltung und Netzführung geht.“
Stimmen gegen eine neue Lösung
Auf der Konferenz ZMP in Leipzig war die Richtung klar: Der Verband VDE und das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) fordern eine Plattform, mit der effizient alle Themen abgedeckt werden können. "Jetzt irgendwo eine Interimslösung oder eine Parallelwelt aufzubauen, das zahlt nicht auf die Ziele ein", hieß es in der Pressekonferenz dazu. Und Dennis Laupichler vom BSI betonte nochmals, wie wichtig eine sichere Infrastruktur in der heutigen Zeit sei.
Eine klare Positionierung gibt es auch von Philipp Schröder, CEO von 1Komma5 und Leo Birnbaum, Vorstandsvorsitzender von Eon. Sie forderten eine konsequente Umsetzung des bestehenden Gesetzesrahmens, ohne weitere Aufweichung oder Umwege. Ziel sei ein einheitlicher, sicherer und effizienter Rollout – "jetzt“ und ohne Umwege.
Neben technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Argumenten rückt zunehmend auch die Systemarchitektur in den Fokus der Debatte. Kritiker des "Smart Meter light“-Ansatzes verweisen insbesondere auf die komplexe Netzlandschaft in Deutschland mit rund 900 Verteilnetzbetreibern – jede mit individuellen Gegebenheiten und Anforderungen. Gerade in dieser föderalen Struktur, so die Argumentation zum Beispiel von SpotmyEnergy, könne nur ein hoch standardisiertes und interoperables System wie die Smart-Meter-Gateway-Architektur langfristig für Sicherheit, Steuerbarkeit und Skalierbarkeit sorgen.
Pragmatische Ergänzung statt Konkurrenzmodell
Ganz anders sehen das die Vertreter der Initiative "Simplify Smart Metering“: Man sei kein Gegenspieler zum intelligenten Messsystem, sondern ein praxisnaher Beschleuniger des Rollouts. Die smarte moderne Messeinrichtung (smarte mME) soll technisch klar abgegrenzt, freiwillig und nicht steuerungsfähig sein – aber dennoch digitale Teilhabe ermöglichen, wo intelligente Messsysteme auf absehbare Zeit nicht realistisch sind. Die Technologie sei vollständig interoperabel, nachrüstbar und vielfach bereits vorhanden – etwa durch Fernauslesetechnologien in der Wasser- oder Wärmewirtschaft. "In vielen Stadtwerken existiert bereits eine Infrastruktur, die wir nutzen können – das ist effizienter als auf flächendeckende intelligente Messsysteme zu warten.“ Angezielt sind vor allem Einbaufälle unter der 6000-Kilowattstunde-Grenze, also diejenigen, die nicht unter den Pflichtrollout fallen.
Der Rollout intelligenter Messsysteme werde vielerorts durch operative Hürden gebremst – Empfangsprobleme, bauliche Herausforderungen oder mehrfach notwendige Vor-Ort-Termine. Die smarte moderne Messeinrichtung könne hier entlasten und Ressourcen freimachen für steuerungsrelevante Einbaupunkte. Auch das Sicherheitsargument halten die Initiatoren für vorgeschoben. "Steuerung ist und bleibt ausschließlich dem intelligenten Messsystem vorbehalten.“ Zudem müssten Risiken ganzheitlich betrachtet werden – inklusive Lieferketten, Cloud-Infrastrukturen und IT-Schnittstellen. "Die smarte mME ersetzt nichts – sie ergänzt.“
Mit ihrem Ansatz will die Initiative mehr Tempo schaffen. Man wolle keine Glaubenskriege, sondern praxistaugliche Lösungen vorantreiben und stehe zum Diskurs bereit.
Enercity: Flexibilität und Technologieoffenheit gefragt
Unterstützung erhält der Simplify-Ansatz von Versorgern wie Enercity. Vorstandschefin Aurélie Alemany plädiert für "vereinfachte Prozesse, pragmatische Ansätze und technologieoffene Systeme“. Enercity will ab 2025 jährlich 24.000 intelligente Messsysteme verbauen – erkennt aber zugleich, dass der heutige regulatorische Rahmen vielerorts zu starr sei. Schon heute sei die digitale Messung vielerorts möglich.
"Hohe Anforderungen an die IT-Sicherheit sollten dort zum Einsatz kommen, wo der Netzbetreiber aktiv mit Steuerhandlungen eingreift“, ergänzt Enercity Netz-Geschäftsführerin Christiane Fraiss. Für viele andere Fälle reichten einfache Fernausleselösungen völlig aus.
Mehr Pragmatismus im Messwesen: Stadtwerke München setzen auf Simplifizierung
Die Stadtwerke München (SWM) bewerten die Initiative ebenfalls als sinnvoll und wünschen sich zur Vereinfachung der Arbeiten beim Messstellenbetrieb die "Simplifizierung" der Messtechnik. "Wir gehen hier noch einen Schritt weiter und sehen auch die Harmonisierung der Anforderungen an Technik und Sicherheit im europäischen Kontext als notwendig an, um den länderübergreifenden Einsatz von Messtechnik zu gewährleisten."
"Wie schon die Kosten-Nutzen-Analyse" im Jahr 2013 gezeigt hat, ist das einzusetzende intelligente Messsystem keine Technik für einen flächendeckenden Rollout, weswegen wir heute nur einen gesetzlichen Pflicht-Rollout bei lediglich 10 bis 15 Prozent der Haushalte haben werden. Alle restlichen Haushalte sind optionale Fälle. Sie können vom jeweiligen Kunden bestellt werden", heißt es dort. Für die Umsetzung von dynamischen Tarifen sei der Einbau eines intelligenten Messsystems notwendig, damit dieser Tarif auch rechtssicher abgerechnet werden können. "Damit stehen wir im Konflikt mit dem verpflichtenden Rollout, zur Umsetzung der Pflichtquoten aus dem Messstellenbetriebsgesetz und den Anforderungen aus dem Markt zum Einbau eines intelligenten Messsystems für dynamische Tarife."
Im Mai dieses Jahres haben die SWM hierzu auch ein eigenes Positionspapier veröffentlich, das die Vereinfachung aufgreift und Vorschläge in Richtung der neuen Bundesregierung macht. "Dabei zeigen wir nicht nur auf, wie auf der Messseite eine Vereinfachung erreicht werden kann, sondern auch, dass wir im Bereich der Integration von erneuerbaren Anlagen und steuerbaren Verbrauchern ein großes Vereinfachungspotenzial sehen."
Octopus: Mehr Tempo durch Marktöffnung
Nochmals weiter geht Octopus-Energy-Chef Bastian Gierull. Er bezeichnet das bisherige System als "Paradebeispiel dafür, wie Komplexität, Kosten und Bürokratie den Fortschritt blockieren“. Seine Forderung: Ein "Smart Meter light“, das bewusst auf aufwendige Steuertechnik verzichtet, aber die für die Energiewende entscheidenden 15-Minuten-Verbrauchsdaten liefern kann – kostengünstig, massentauglich, digital anschlussfähig. "Was 90 Prozent der Haushalte brauchen, ist ein Gerät, das regelmäßig Daten sendet. Keine Steuerbox, kein Sicherheitslabyrinth – sondern eine funktionierende, einfache Lösung“, so Gierull. Wer nicht steuernd ins Netz eingreife, brauche keine hochsichere Infrastruktur – dafür aber Zugang zu tagesaktuellen Verbrauchsdaten.
Allerdings würden Erfahrungen aus Großbritannien zeigen, wo Octopus mit einer Cloud-basierten Steuerplattform Kranken mehrere Millionen Assets wie Wärmepumpen und E-Autos integriert, dass digitale Steuerung auch anders gehe. Die in Deutschland vorherrschende Skepsis gegenüber Cloud-Systemen hält Gierull im Interview mit der ZfK zuletzt für überzogen. "Wir führen in Deutschland gern Grundsatzdebatten über Internetsicherheit, während andere längst handeln. Diese Haltung ist ein massiver Wettbewerbsnachteil.“ Statt weitere Jahre in komplexe Hardware-Infrastruktur zu investieren, brauche es jetzt einfache, interoperable Geräte, mehr Wettbewerb – und eine Öffnung für markttaugliche Lösungen. Sein Vorschlag: "Wir müssen raus aus dem deutschen Sonderweg – und hin zu einem echten Rollout, der die Energiewende auch in der Fläche möglich macht.“
Für Merlin Lauenberg, Deutschland-Chef des Energie-Start-ups, ist der aktuelle Rollout-Prozess überfrachtet, langsam und für Endkund*innen kaum nachvollziehbar. Gemeinsam mit der Initiative Smart Metering ruft Tibber Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche dazu auf, den "deutschen Sonderweg“ zu verlassen und die regulatorischen und technischen Anforderungen an Messsysteme zu vereinfachen.
Fazit
Die Diskussion ist weit mehr als ein Streit um Technikdetails. Sie berührt Grundfragen von Digitalisierung, Marktzugang, Datensouveränität – und letztlich die Systemarchitektur der Energiewende. Weniger wahrscheinlich dürfte auch ein rein für Marktflexiblität genutzter Ansatz wie in England sein, der nicht auf die lokale Netzdienlichkeit einzahlt.
Vielmehr wird in Deutschland eine Steuerung im Einklang mit höchsten Sicherheitsanforderungen verfolgt. Aus Sicht des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik und des Verbands VDE bedeutet das: Nur das zertifizierte intelligente Messsystem bietet dazu die notwendige Cyberresilienz. Für alternative Steuerlösungen außerhalb dieser Architektur sieht die Behörde derzeit keinen Spielraum. Zudem gerate der deutsche Ansatz inzwischen auch bei der EU ins Blickfeld. So habe die EU habe jüngst ein Standardisierungsmandat für cybersichere Gateways vergeben und auch der europäische Verband für intelligentes Messwesen sehe den deutschen Weg als richtungsweisend, hieß es auf der ZMP. Wie es sich mit Nicht-Steuerungslösungen verhält, dürfte zu weiteren Diskussionen führen.
Mehr Tempo gefordert – auch von der Bundesnetzagentur
Allerdings wird sich das beim Rollout Tempo deutlich steigern müssen, die Bundesnetzagentur ist unzufrieden mit dem aktuellen Verlauf. Deren Präsident Klaus Müller äußerte sich auf dem parlamentarischen Abend mit Eon und 1Komma5, dass es ihm zu langsam vorangehe. So hake es bei der Branche bei der Verarbeitung des 15-Minuten-Werts. Auch der §14aEnWG werde von vielen Verteilnetzbetreibern noch nicht so angeboten, wie sich die Behörde das wünsche. Contra gab es von Eon-Chef Leonhard Birnbaum: Den 14a EnWG könne praktisch kein Netzbetreiber umsetzen. Und weiter: "Nicht jede Erneuerbare-Anlage und jeder Speicher sind aus Netzsicht nützlich."
Kommt der Rollout weiter ins Stocken, sollten aus Sicht von Philipp Schröder von 1Komma5 Pönalen greifen. Die Bundesnetzagentur zeigt sich gegenüber solchen Maßnahmen nach ZfK-Informationen nicht abgeneigt.
