Aus dem Labor in die Praxis

Die grundzuständigen Messstellenbetreiber − in der Regel sind das die lokalen Betreiber der Niederspannungsnetze − müssen in den kommenden Jahren den Smart Meter Rollout bewerkstelligen. Diese Rolle hat das Messstellenbetriebsgesetz ihnen übertragen. Was dabei auf die Unternehmen zukommt, zeigt ein Blick in das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende, das im vergangenen Jahr verabschiedet wurde. Denn damit wurde klar, dass Messstellenbetreiber bis Ende 2025 mindestens 20 Prozent aller Pflichteinbaufälle in ihrem Netzgebiet abgearbeitet haben müssen.

Der Pflicht-Rollout gilt für Stromverbraucher, die zwischen 6.000 und 100.000 kWh pro Jahr benötigen, sowie für Anlagen, die entsprechend den Vorschriften nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) steuerbar sein müssen. Außerdem erstreckt er sich auf Erzeuger von 7 bis 100 kW installierter Leistung.

Mit zunehmender Elektrifizierung des Wärme- und des Verkehrssektors werden immer mehr Verbraucher in die Pflicht-Rollout-Kategorie fallen und auch der enorme Zubau an Photovoltaikanlagen wird die Zahl der obligatorischen Smart Meter „im Feld“ erheblich steigern. Volker Schirra geht davon aus, dass im Jahr 2030 zwischen 30 und 40 Prozent aller Messstellen zu den Pflichteinbaufällen gehören werden, wie er kürzlich in einem Gespräch mit Journalisten sagte. Dem Geschäftsführer des Metering-Dienstleisters Voltaris zufolge liegt der Anteil derzeit je nach Netzgebiet zwischen 20 und 30 Prozent.

Angesichts dieser Relationen sieht Schirra einen steigenden Druck auf die grundzuständigen Messstellenbetreiber zukommen. Sie seien gut beraten, so früh wie möglich mit der Abarbeitung der Pflichteinbaufälle zu beginnen, denn neben der Belastung durch das wachsende Mengengerüst könnten nach seiner Einschätzung die Montagekapazitäten als knappes Gut die Rollout-Bemühungen bremsen. Es sei empfehlenswert, nicht nur die 20 Prozent bis Ende des Jahres im Blick zu haben, sondern auch die gesetzlich vorgeschriebene Zielmarke von 50 Prozent bis Ende 2028 und die 95 Prozent bis Ende 2030. Und schließlich komme auch noch die Einbaupflicht bei den bisher lastganggemessenen Kunden mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch und den Erzeugern mit mehr als 100 kW installierter Leistung. Hier drängt eine stufenweise Zielvorgabe von 2028 über 2030 bis 2032.
 
Mengengerüst schwer abschätzbar
 
Im Rahmen einer Anwendergemeinschaft betreut Voltaris schon seit 2016 Stadtwerke auf dem Weg zum Smart Meter Rollout. Die Initiative des Metering-Dienstleisters, die mittlerweile mehr als 40 kommunale Unternehmen mit rund 1,4 Millionen Zählpunkten umfasst, zielt darauf ab, einen Erfahrungsaustausch zwischen den Unternehmen zu ermöglichen, die aktuellen technischen und regulatorischen Entwicklungen einzuordnen und mit externen Spezialisten zu diskutieren und vor allem in Workshops konkrete Schritte zur Anbindung von IT-Systemen und zur Anpassung von Prozessen vorzubereiten.

„70 Prozent der Mitglieder unserer Anwendergemeinschaft sind angebunden“, sagt Marcus Hörhammer. Dass „sind angebunden“ letztlich bedeutet „sind mit intelligenten Messsystemen im Produktivbetrieb“, ergänzt der Bereichsleiter Produktentwicklung und Vertrieb bei Voltaris sichtlich zufrieden. Es sind vor allem kleinere und mittlere Messstellenbetreiber, die mit Voltaris zusammen den Smart Meter Rollout planen und umsetzen. Stadtwerke mit 20.000 oder 30.000 Zählpunkten sind dabei, die durchaus schon eine dreistellige Anzahl von intelligenten Messsystemen ins Feld gebracht haben, wie Hörhammer berichtet.

Bundesweit bemühen sich die grundzuständigen Messstellenbetreiber derzeit − ob in einer Anwendergemeinschaft oder nicht −, die Zahl der Pflichteinbaufälle über die nächsten Jahre abzuschätzen. Auf den Netzbetreiber einer Stadt von der Größe Villingen-Schwenningens können durchaus 5.000 Pflichteinbaufälle pro Jahr zukommen. Mit dieser Zahl kalkuliert jedenfalls Gregor Gülpen, Geschäftsführer der Stadtwerke in der südbadischen 88.000-Einwohner-Kommune, jährlich bis 2030, wie er Ende des vergangenen Jahres im Gespräch mit E&M erklärte. „Stand jetzt“, fügte er damals allerdings ausdrücklich hinzu.

Wie viele Zählpunkte tatsächlich mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden müssen, wird sich zeigen. Wenn im Zuge der Elektrifizierung des Wärme- und des Verkehrssektors die Zahl der Pflichteinbaufälle noch zunehmen würde, wäre das für Gülpen jedenfalls keine Überraschung.

In den Diskussionen um den Rollout wird häufig von einer 1:1-Beziehung an einem Zählpunkt ausgegangen: Ein elektronischer Zähler wird an ein Smart Meter Gateway angebunden, sodass sie zusammen ein intelligentes Messsystem bilden, wie es im Messstellenbetriebsgesetz definiert ist. Mittlerweile ist die Technik jedoch so weit, dass auch mehrere Zähler an ein Gateway angebunden werden können, etwa in einem Mehrfamilienhaus. „Deshalb muss man nicht für jede Wohnung einen Zähler mit einem eigenen Gateway installieren“, betont Voltaris-Manager Hörhammer.

Nun geht es für Gateway-Administratoren wie Voltaris um die Umsetzung solcher 1:n-Beziehungen im Markt, insbesondere mit Funktechnik via wM-Bus (Wireless Meter-Bus). Kostenersparnis für Montage und Material sowie die Möglichkeit, auch Einbaufälle zu realisieren, die mit einer Kabelverbindung nicht umsetzbar gewesen wären, sind wesentliche Vorteile dieser Lösung. Ihnen steht allerdings noch eine begrenzte Reichweite der funkbasierten Datenübertragung entgegen.

Dennoch wurde die Technik bei ihrer Einführung im vergangenen Jahr von Herstellern und Messstellenbetreibern als „Meilenstein“ für den Smart Meter Rollout gefeiert. Auch Voltaris hat erste Funklösungen mit wM-Bus ins Feld gebracht. „Nicht nur im Labor, auch in Kundenanlagen“, wie Hörhammer betont. Dass die Technik erprobt ist und die Vorgaben des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sowie der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt (PTB) erfüllt, verstehe sich von selbst.
 
Mehrspartenlösung gewinnt an Bedeutung
 
Die zusätzliche Anbindung von Gas-, Wasser- und Wärmezählern ist ein weiteres Thema, dem sich Hörhammer und seine Kollegen in diesem Jahr widmen werden. Im Moment sei das intelligente Messwesen zwar noch sehr stark strombasiert. „Dabei wird es aber nicht bleiben. Deshalb schaffen wir schon die systemischen Grundlagen“, sagt Hörhammer und verweist auf Feldtests mit einem Modul, das Gasmessdaten ausliest und an das Backend-System von Voltaris überträgt, sodass sie weiterverteilt und in die energiewirtschaftlichen Prozesse eingespeist werden können.

Auch wer sich nicht täglich mit der Integration von IT-Systemen und komplexen Schnittstellenproblemen beschäftigt, kann sich vorstellen, dass es eine Herausforderung ist, die Datenströme von der Erhebung der Messdaten bis zur Rechnungsstellung durchgängig zu gewährleisten und zu automatisieren. Das Gateway-Administrationssystem steuert das Gateway an und der sogenannte passive externe Marktteilnehmer empfängt die Messwerte und entschlüsselt sie.

Und dann müssen die Daten noch in das ERP-System der Versorger und Netzbetreiber gelangen. Das Schalten und Steuern in der Niederspannung steigert die Komplexität des Gesamtsystems zusätzlich. Denn hier kommt der sogenannte aktive Externe Marktteilnehmer ins Spiel, der eine bidirektionale Verbindung aufbaut. Nur dieses System kann letztlich einen sicheren Kanal öffnen und auf die Steuerbox an der CLS-Schnittstelle (CLS steht für Controllable Local Systems) des Smart Meter Gateways zugreifen, sodass Schaltbefehle zu nachgelagerten Geräten und Anlagen gelangen können.

Nachdem die technischen und regulatorischen Voraussetzungen für das Schalten und Steuern nun gegeben sind und der Praxisbezug greifbarer wird, zeige sich immer deutlicher, wie wichtig der Schutz vor Cyberattacken ist und welche grundsätzliche Bedeutung die hohen Sicherheitsstandards der Smart Meter Gateways und der damit zusammenhängenden Prozesse haben. Nach Hörhammers Einschätzung haben sich daher viele Marktteilnehmer in den vergangenen Monaten mit den bislang häufig als zu hoch kritisierten Sicherheitsanforderungen versöhnt.