Mehr Tempo beim optionalen Rollout

Die Regierungskoalition aus CDU/CSU und SPD hatte im vergangenen Juli mit ihrem „Programm für Aufschwung und Beschäftigung“ und den Plänen zur Digitalisierung der Stromnetze für Aufsehen gesorgt. Sie kündigte darin ein „kostengünstiges Smart Meter Light“ an. Kunden außerhalb des verpflichtenden Rollouts sollen damit „kostengünstig und cybersicher“ ihre Stromrechnung optimieren können.

Die Initiative „Simplify Smart Metering“ hatte schon im vergangenen Jahr klargestellt, dass insbesondere Steuerungsvorgänge über gesicherte Kanäle laufen müssen. „Hier sehen wir das Gateway (das Smart Meter Gateway als Teil des intelligenten Messsystems; d. Red.) als gesetzt an“, hieß es in einem Positionspapier. Der Ansatz sei keine Konkurrenz zum intelligenten Messsystem. Vielmehr geht es um eine „smarte moderne Messeinrichtung“. So sollen dynamische Tarife schneller nutzbar und optionale Einbaufälle adressiert werden. Viertelstundenwerte könnten zudem die Netztransparenz erhöhen und gegebenenfalls Netzausbau vermeiden.

Der Kritik an einer Parallelwelt mit dem Risiko gestrandeter Investitionen hält die Initiative, deren Website 47 Unternehmen und Organisationen, darunter Stadtwerke sowie grundzuständige und wettbewerbliche Messstellenbetreiber, als Unterstützer ausweist, eine grundsätzliche Aufrüstbarkeit zum intelligenten Messsystem ohne Zählertausch entgegen.

Seit dem Koalitionsbeschluss haben sich weitere Befürworter und Gegner des Smart Meter Light mehrfach zu Wort gemeldet. Es hat sich daraus ein regelrechter Schlagabtausch entwickelt. In diese Debatte fällt nun die Studie „Zukunftspfad Smart Meter“ der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) in München.

Ingo Schönberg, Vorstandsvorsitzender des Smart-Meter-Gateway-Herstellers PPC und Vorstandsmitglied der FfE, sieht ihre Kernaussage vor allem bei den Prozessen. „Eine neue Geräteklasse löst kein Skalierungsproblem, wenn die eigentlichen Engpässe an anderer Stelle liegen“, schreibt er auf Linked in. Sein Fazit: „Nicht noch einen Technologiepfad eröffnen. Sondern den bestehenden konsequent und beschleunigt skalieren.“

Gerhard Radtke von Simplify Smart Metering hält dagegen einen Light-Zähler für nicht steuerungspflichtige Zählpunkte für sinnvoll. Sebastian Schaule von Octopus Energy fasst seine Position so zusammen: „Ein Basiszähler. Ein Kommunikationsmodul. Eine geeichte Uhr. Fertig ist das Smart Meter Light.“

Die Studie selbst ist nicht parteiisch, was Schönberg auch mit einem „erfreulich sachliche und differenzierte Bestandsaufnahme“ quittiert. Sie benennt insgesamt 21 Ansatzpunkte für einen schnelleren und breiteren Smart Meter Rollout. Ein Teil davon soll den laufenden iMSys-Pflicht-Rollout beschleunigen, andere betreffen 1:n-Lösungen und die künftige Digitalisierung im Rahmen optionaler Einbaufälle.

Pflicht-Rollout nicht in Frage gestellt

Während die EU-Kommission verbindliche Smart-Meter-Mindestquoten von 50 Prozent bis 2030 und 75 Prozent bis 2033 vorschlägt, waren Ende 2025 in Deutschland 23,3 Prozent der Pflichteinbaufälle mit iMSys ausgestattet. Über aktuell 56,5 Millionen Messlokationen hinweg entspricht dies 5,5 Prozent. Bis 2032 erwartet die FfE rund 27 Millionen Pflichteinbaufälle bei etwa 63 Millionen Messlokationen. Ein reiner Pflicht-Rollout würde damit große Teile des Bestands nicht erreichen.

Daraus folgt für die Autoren eine strategische Entscheidung: Entweder Deutschland weitet den iMSys-Rollout deutlich über die heutigen Pflichtfälle hinaus aus. Oder es setzt auf ein zweistufiges System − iMSys dort, wo dessen zusätzlicher Funktionsumfang für Steuerung, Netzbetrieb und Flexibilitätsnutzung gebraucht wird, und ein einfacherer Smart Meter für die übrigen Messstellen. Den Pflicht-Rollout selbst stellt die Untersuchung ausdrücklich nicht infrage.

Für dessen Beschleunigung sieht die FfE beträchtliches Potenzial. Die größten Probleme lägen weniger in der Hardware als in Installation, Systemintegration, Gateway-Administration (GWA), Marktkommunikation und der Skalierbarkeit der Prozesse. Entscheidend sei ein verlässliches politisches Zielbild. Hinzu kommen klarere Rolloutquoten, gebündelte Installationen, standardisierte Schnittstellen und Testumgebungen für Gateway-Administrations- und ERP-Systeme. Beispielsweise sollen auch Kooperationen zwischen grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetreibern erleichtert werden.

Eine Schlüsselrolle spielen Mehrparteienhäuser. Über eine 1:n-Lösung können mehrere Zähler an ein Smart Meter Gateway angebunden werden. Die FfE sieht darin einen wichtigen Hebel, beschreibt aber auch die Grenzen: Nicht alle Bestandszähler sind kompatibel, Funkverbindungen funktionieren nicht immer zuverlässig und GWA- sowie ERP-Systeme bilden 1:n-Konfigurationen noch nicht durchgängig robust ab. Außerdem hänge die Wirtschaftlichkeit einer 1:n-Anbindung stark davon ab, ob Installation und Inbetriebnahme mit möglichst geringem Zusatzaufwand umgesetzt werden können.

Zusätzliche Abstimmungen, technische Besonderheiten und komplexe Betriebs- und Prozessanforderungen könnten die erwarteten Effizienzvorteile schmälern. Viele Messstellenbetreiber seien deshalb der Auffassung, dass bei optionalen Einbaufällen die gegenüber einer modernen Messeinrichtung verbleibenden Mehrerlöse die zusätzlichen Aufwände „nur knapp decken“.

Beim Thema Smart Meter Light setzt die FfE bei den Anwendungsfällen an. Für Messstellen außerhalb des Pflicht-Rollouts liege der wesentliche Nutzen in fernauslesbaren 15-Minuten-Werten. Sie ermöglichen dynamische und zeitvariable Tarife, schaffen Verbrauchstransparenz und erleichtern Energy Sharing. Messstellenbetreiber könnten Ablese- und Korrekturprozesse automatisieren. Für viele dieser Anwendungen sei eine direkte Steuerung nicht erforderlich.

Ein Smart Meter für optionale Fälle müsste validierte Viertelstundenwerte für Abrechnung und Bilanzierung liefern, dem Kunden nahezu in Echtzeit Zugriff auf seine Verbrauchsdaten ermöglichen und dem deutschen Eichrecht entsprechen. Er sollte zudem möglichst zum iMSys aufrüstbar sein. Vereinfachungen wären nach dem FfE-Konzept vor allem bei der Datenübertragung vom Zähler zum Messstellenbetreiber möglich. Ab dessen Backend sollen dagegen die bestehenden Formate und Prozesse der Marktkommunikation genutzt werden. So lasse sich eine parallele Prozesswelt ausdrücklich vermeiden.

​Frage nach der Zertifizierung

Auch bei der Cybersicherheit differenzieren die Wissenschaftler nach dem Funktionsumfang. Das iMSys übererfülle die europäischen Mindestanforderungen bewusst, weil es unter anderem für Steuerung und Netzzustandsdaten ausgelegt ist. Bei optionalen Messstellen ohne solchen Bedarf hält die Studie ein Sicherheitsniveau nach europäischem Standard grundsätzlich für angemessen. Ein einfacherer Smart Meter müsste insbesondere dem Cyber Resilience Act und der Funkanlagenregulierung entsprechen, updatefähig sein und Integrität, Authentizität und Vertraulichkeit der Daten gewährleisten.

Damit geht eine entscheidende Frage einher: Braucht ein Smart Meter Light eine Zertifizierung wie ein intelligentes Messsystem? Bei geringerem Funktions- und Risikoumfang stellt die FfE zur Diskussion, ob verbindliche Mindestspezifikationen und Herstellererklärungen ausreichen könnten. Bei einer Zertifizierung analog zum iMSys ist mit ersten Geräten nach Einschätzung der FfE realistisch erst 2029 oder 2030 zu rechnen. Bei einem „Light-Pfad“ sollten die Anforderungen dagegen spätestens im ersten Quartal 2027 feststehen. Erste Geräte hält die Studie dann Ende 2027 oder Anfang 2028 für möglich.

Einen Freibrief für den Light-Pfad erteilt die Studie allerdings nicht. Branchenangaben, wonach sich ein Smart Meter Light für etwa 30 bis 40 Euro je Kunde und Jahr betreiben ließe, müssten nach Festlegung der technischen und regulatorischen Anforderungen überprüft werden. Maßgeblich seien die Lebenszykluskosten einschließlich Backend, Marktintegration, Betrieb und späterer Migration. Nur wenn die Alternative signifikant günstiger bleibt als ein iMSys einschließlich einer 1:n-Lösung, trage das Kostenargument.

Wirtschaftliche Fragen stellen sich allerdings ebenso bei einem Full-Rollout intelligenter Messsysteme. Die FfE verweist auf Kosten-Nutzen-Analysen, nach denen Einbau und Betrieb eines iMSys je Messstelle rund 80 bis 155 Euro netto im Jahr kosten. Den regulierten Erlösen stehe dabei eine strukturelle Unterdeckung von 21 bis 39 Prozent gegenüber. Vor einer Ausweitung der Pflichteinbaufälle müssten deshalb vor allem die 1:n-Prozesse robuster und effizienter werden. Zudem sei zu prüfen, ob der von Netzbetreibern getragene Kostenanteil bei einem flächendeckenden Ausbau volkswirtschaftlich gerechtfertigt ist. (fw)