Smart Meter Light bleibt umstritten

Im Juli hatte die Smart-Meter-Initiative, in der sich die Energieanbieter Octopus Energy, Rabot Energy, Ostrom und Tibber zusammengeschlossen haben, „technische und regulatorische Umsetzungsoptionen für einen kostengünstigen und cybersicheren Rollout-Pfad außerhalb der Pflichteinbaufälle“ beschrieben. Als Ergänzung legten sie zusammen mit weiteren Partnern im August noch ein Positionspapier mit Umsetzungsvorschlägen vor, wie die Weichen für ein Smart Meter Light gestellt werden können.

Mit einem Impulspapier hat sich dann das Forum Netztechnik/Netzbetrieb beim VDE (VDE FNN) des Konzeptpapiers der Smart-Meter-Initiative angenommen und die vorgeschlagenen Ansätze einer technischen Bewertung unterzogen.

Die Autoren des VDE teilen ausdrücklich das Ziel, mehr Kunden Zugang zu digitalen Messdaten und damit etwa zu dynamischen Tarifen zu verschaffen. Es wird jedoch schnell deutlich, dass sie den von den Energieanbietern vorgeschlagenen Weg nicht mitgehen. Schon am Anfang des Management Summarys geben sie zu verstehen: „Das Konzeptpapier der Smart-Meter-Initiative weist keine kostengünstigere, zugelassene, interoperable und massenmarktfähige Gesamtlösung für ein ‚Smart Meter Light‘ nach.“ Stattdessen drohe eine Fragmentierung des Messwesens in parallele Geräte-, Kommunikations-, Sicherheits- und Administrationsstrukturen. Viele der im Konzeptpapier adressierten Herausforderungen seien mit dem intelligenten Messsystem bereits gelöst, heißt es vonseiten des Verbands, der dies anhand von „Mythen“ erläutert.

VDE will „Mythen“ entkräften

„Mythos 1“ lautet, der deutsche Rollout sei kompliziert und teuer und komme deshalb nicht voran. VDE FNN verweist dagegen auf 3,1 Millionen von der Bundesnetzagentur erfasste intelligente Messsysteme zum Jahresende 2025 und schätzt, dass inzwischen mehr als 4 Millionen Systeme installiert sind. Die lange Anlaufzeit sei auf hohe Anforderungen an Cybersicherheit, Interoperabilität und Vertrauenswürdigkeit der Messdaten zurückzuführen. Die zentrale Herausforderung bestehe nun nicht darin, einen zusätzlichen Rollout-Pfad zu schaffen, sondern die vorhandene Infrastruktur zu skalieren.

Eine Schlüsselrolle weist VDE FNN dabei dem 1:n-Ansatz zu. In Mehrparteienhäusern könne ein SMGW mehrere Zähler anbinden und damit Kosten reduzieren und die Effizienz steigern. Auch die individuelle Nachfrage einzelner Anschlussnutzer und die Wahl unterschiedlicher Messstellenbetreiber seien technisch abbildbar.

Unter „Mythos 2“ greift der VDE-Impuls die Aussage auf, die vielfältigen Funktionen des intelligenten Messsystems würden von den meisten Kunden nicht benötigt. VDE FNN argumentiert, Anforderungen könnten sich verändern. Dynamische Tarife würden zunehmend mit der Steuerung von Verbrauchern, Speichern und Erzeugungsanlagen verknüpft. Auch Energy Sharing könne zusätzliche Anforderungen mit sich bringen. Eine zunächst nur auf Messung ausgelegte Lösung müsse deshalb spätere Funktionen und die dafür notwendigen Cybersicherheitskonzepte mitdenken.

Einen ausdrücklichen Widerspruch sieht VDE FNN darin, dass das Konzeptpapier einerseits die Prämisse „nur Energie messen“ setzt, bei einem „europäischen Standardzähler“ andererseits aber eine spätere Steuerungsfunktion vorsieht. Davon getrennt stellt der Verband die Frage, warum für denselben Anwendungsfall − abrechnungsrelevante Viertelstundenwerte − unterschiedliche Anforderungen an Sicherheit, Vertrauenswürdigkeit und Nachweisbarkeit gelten sollten.

Der Adaption von Systemen aus anderen europäischen Ländern, etwa dem Linky-Zähler aus Frankreich, erteilt das FNN eine Absage. Sie könnten nicht ohne Weiteres an ein Smart Meter Gateway angebunden werden. Eine spätere Aufrüstung würde daher neue Schnittstellen erfordern − bis hin zu einem zusätzlichen „Dritt-Gateway“, um die Steuerfunktion zu realisieren. Ein solches Gerät, das ausschließlich der Steuerung diene, müsste erst technisch und sicherheitstechnisch spezifiziert, zugelassen und dann betrieben werden.

Bei der Alternative eines optischen Auslesegeräts für vorhandene moderne Messeinrichtungen sieht der Verband vor allem offene eichrechtliche Fragen. Auch eine „smarte moderne Messeinrichtung“ erfordere neue Spezifikationen für Zeitsynchronisation, Signierung, sichere Updates und Administration. Diese Funktionen seien jedoch über die vorgeschlagenen Kommunikationstechnologien nicht abbildbar.

„Mythos 3“ betrifft die Aussage, der Rollout stocke, weil zu viele Messstellenbetreiber ihre Aufgabe nicht erfüllten. VDE FNN verweist darauf, dass die gesetzliche Ausbauquote von 20 Prozent der Pflichteinbaufälle Ende 2025 im Durchschnitt erreicht worden sei. 77 Messstellenbetreiber hätten noch nicht mit dem Rollout begonnen, stünden aber nur für rund 1 Prozent aller Messstellen. Die Aktivitäten wettbewerblicher Messstellenbetreiber seien zudem in der Statistik der Bundesnetzagentur nicht vollständig sichtbar.

Auch beim Sicherheitskonzept unterscheiden sich die Positionen. VDE FNN betont, neue Systeme benötigten ebenfalls Kryptografie, Signaturen, sichere Updates sowie eine belastbare Schlüssel- und Zertifikatsverwaltung, schließlich seien die Messdaten für Abrechnung, Bilanzierung, Beschaffung und Netzführung relevant. Die Befürworter leiten dagegen aus dem Verzicht auf Steuerungsfunktionen ein anderes Gefährdungsprofil ab und wollen die Sicherheitsanforderungen abstufen.

Bundesnetzagentur soll Mindestanforderungen formulieren

Das August-Papier des Bündnisses um Octopus schlägt daher vor, das Smart Meter Light in § 2 MsbG als fernauslesbare Messeinrichtung ohne Steuerungsfunktion zu definieren, die Viertelstundenwerte mit gesichertem Zeitbezug übertragen kann und später aufrüstbar ist. Zweitens soll § 19 MsbG für optionale Einbaufälle geöffnet werden, damit solche Daten auch ohne SMGW für Abrechnung, Bilanzierung und Verbrauchsinformation genutzt werden dürfen.

Drittens könnten technologieneutrale Mindestanforderungen der Bundesnetzagentur für Verschlüsselung, Signierung, Software-Updates und Interoperabilität eine BSI-Zertifizierung ersetzen. Die Konformität solle der Hersteller erklären. Viertens soll die Physikalisch-Technische Bundesanstalt innerhalb von sechs Monaten Regeln für eine eichrechtskonforme Zeitstempelung und Signierung entwickeln.

Dass es unter den wettbewerblichen Messstellenbetreibern nicht nur Befürworter der Light-Variante gibt, zeigt ein Positionspapier vom 30. Juli. In diesem sprechen sich unter anderem Techem, Inexogy und Metrify klar für das intelligente Messsystem aus. Sie setzen auf das 1:n-Konzept im Mehrfamilienhaus, Kooperationen zwischen wettbewerblichen und grundzuständigen Messstellenbetreibern sowie auf Vereinfachungen bei Tarifanwendungsfällen und der Marktkommunikation. (fw)