„Stellen Sie sich vor, ein Aggregator würde gehackt“

E&M: Herr Borchardt, hat sie die Ankündigung im Koalitionsbeschluss vom 1. Juli 2026 überrascht, dass ein „kostengünstiges Smart Meter Light“ für Kunden, die nicht dem Pflicht-Rollout unterliegen, eingeführt werden soll?

Borchardt: Diese Ankündigung hat nicht nur mich überrascht, sondern die gesamte Branche. Wenn man sich den Regulierungsentwurf „Zukunftsfähige Stromrechnungen“ der EU-Kommission ansieht, kann man allerdings das politische Kalkül der Bundesregierung erahnen. Die verschärften Anforderungen an den Smart-Meter-Rollout zwingen die Bundesregierung zu Maßnahmen, um den Rollout zu beschleunigen. Allerdings begründet die EU ihre Forderungen, die übrigens gerade zur Konsultation stehen, mit der Notwendigkeit, Flexibilitäten im Netz zu nutzen. Die Einführung von dynamischen Tarifen ist vor diesem Hintergrund eher Mittel zum Zweck. Und nach geltendem Recht in Deutschland erfolgt die Steuerung von Anlagen, die ein signifikantes Flexibilitätspotenzial bieten und netzdienlich genutzt werden können, über ein intelligentes Messsystem. Insofern verstehe ich den Vorstoß der EU als klares Petitum für mehr intelligente Messsysteme und nicht für eine Light-Lösung.

E&M: Ist nicht ohnehin Konsens, dass beim Steuern in der Niederspannung das intelligente Messsystem alternativlos ist?

Borchardt: Hier müssen wir zwei Ebenen betrachten. An sich ist das Smart Meter Light ein vertriebsgetriebenes Thema. In der aktuellen Diskussion wird häufig zwischen marktlicher Steuerung und netzdienlicher Steuerung unterschieden. Aber soll man jetzt gedanklich immer den Spagat zwischen beiden Sichtweisen machen und definieren, dass alle Messungen im Sinne der Netzdienlichkeit über das intelligente Messsystem erfolgen, dem Messstellenbetreiber obliegen und über die Preisobergrenze abgerechnet werden? Das Messwesen, das sich auf die flexiblen Tarife bezieht und mit dem zum Beispiel Direktvermarkter oder Aggregatoren ihr Geld verdienen – soll das dann über ein Smart Meter Light abgewickelt werden? Das wird nicht funktionieren.

E&M: … weil diese die Anlagen der Kunden aggregieren und als Flexibilität vermarkten?

Borchardt: Genau. Denn die Direktvermarkter oder Aggregatoren müssen sehr viele Anlagen bündeln, um ein signifikantes Flexibilitätspotenzial zu erreichen, damit auch das Gesamtsystem etwas davon hat. Damit haben wir ein Cybersicherheitsthema, bei dem wir um ein intelligentes Messsystem nicht herumkommen. Stellen Sie sich vor, ein Direktvermarkter oder Aggregator würde gehackt, der bundesweit aktiv ist und tausende von Anlagen in seinem Portfolio hat. Wenn man ehrlich mit dem Gefahrenpotenzial umgeht, landet man zwangsläufig beim intelligenten Messsystem mit einem BSI-zertifizierten Smart-Meter-Gateway.

E&M: Können Sie sich keinen Anwendungsfall für ein Smart Meter Light vorstellen?

Borchardt: Wenn es nur darum ginge, einmal im Jahr Verbräuche abzurechnen. Es würde für das Gesamtsystem auch unerheblich sein, ob ein Lieferant seinem Kunden eine falsche Rechnung stellt. Das wäre nur das Problem der beiden. Aber dann wäre der Anwendungsfall auch weder für den Messstellenbetreiber noch für den Kunden attraktiv. Sobald es darum geht, Daten in die Marktkommunikation einzuspielen, weil eben Anlagen aggregiert und als Flexibilität vermarktet werden, erreicht man eine Dimension, in der das Sicherheitsniveau eines intelligente Messsystems absolut unverzichtbar ist. Würden verfälschte Daten in die Marktkommunikation kommen, könnte das als erstes den Börsenpreis beeinflussen, dann die Netzführung und schließlich die Systemstabilität.

E&M: Die Befürworter eines Smart Meter Light sprechen auch davon, dass die Geräte aufrüstbar sein sollen.

Borchardt: Warum soll man dann nicht gleich ein intelligentes Messsystem einsetzen? Soll man erst eine Parallelinfrastruktur aufbauen bis zu dem Punkt, an dem man realisiert, dass man doch ein intelligentes Messsystem benötigt? Ich frage mich, wo da der langfristige Nutzen bleibt. Letztlich baut man eine Technik auf, damit Kunden „mal schauen können“ wie viel sie verbrauchen und ob sie ihre Stromrechnung optimieren können. Wenn sie kein nachhaltiges Interesse daran haben, werden sie die Technik nicht weiter nutzen. In dem Moment, in dem es für sie aber spannend wird und sie ein Erlöspotenzial erkennen, werden sie zum Pflichteinbaufall beziehungsweise brauchen sie ein intelligentes Messsystem, weil sie Teil eines Anlagenpools sind. Nach der geplanten Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes sollen ja ohnehin PV-Anlagen ab 2 kW zum Pflichteinbaufall werden.

E&M: Dann hätte sich doch das Thema Smart Meter Light von alleine erledigt.

Borchardt: Nicht zwangsläufig. Wenn erst einmal eine Vielzahl von Smart Meter Light verbaut sind, sind womöglich vollendete Tatsachen geschaffen, und statt die Geräte aus- und intelligente Messsysteme einzubauen, kommt es „nur“ zu einer Aufrüstung. Dafür wären aber ganz neue Prozesse erforderlich. Es wären Zertifizierungen notwendig, für die erst wieder entsprechende Strukturen geschaffen werden müssten. Das alles wäre volkswirtschaftlich ineffizient und würde lange dauern. Diese Zeit könnte man nutzen, um die aktuellen Prozesse für den Rollout intelligenter Messsysteme zu optimieren und an den übrigen Stellschrauben zu drehen, um mehr Tempo zu bekommen.

E&M: Welche Stellschrauben sind das?

Borchardt: Mit einer klaren regulatorischen Verankerung zum Beispiel von Kooperationsmodellen zwischen Dienstleistern beziehungsweise wettbewerblichen und grundzuständigen Messstellenbetreibern, ließe sich vor allem für die kleinen Messstellenbetreiber viel bewegen; außerdem mit einer konsequenten Umsetzung des 1:n-Prinzips. Wenn man in Mehrfamilienhäusern mehrere Zähler an ein Gateway anbindet, kann man den Rollout beschleunigen.

E&M: Oder einfach zum Voll-Rollout übergehen?

Borchardt: Natürlich ist ein Voll-Rollout wesentlich besser zu planen und effizienter umzusetzen. Wer einfach straßenweise vorgehen kann und nicht von Pflichteinbaufall zu Pflichteinbaufall springen oder optionale Einbaufälle bedienen muss, ist viel schneller und kostengünstiger unterwegs. Außerdem könnte man bei einem Voll-Rollout auch das Niederspannungsnetz zur Datenanbindung der intelligenten Messsysteme nutzen. Da bei Breitband-Powerline die einzelnen Geräte und Module als Repeater fungieren, die quasi ein vermaschtes Netz aufbauen, braucht man eine hohe Smart-Meter-Dichte. Bei einem Voll-Rollout wäre das gegeben. Dann wäre das leidige Thema „Erreichbarkeit über den Mobilfunk“ kein Aufreger mehr. Auch wenn das 450-MHz-Netz hier Abhilfe schaffen kann, hätte man mit BPL eine vielversprechende Option. (fw)