Raus aus der Pilotphase

Beim Steuern in der Niederspannung mehren sich die Erfolgsmeldungen. Thüga Smart Service (TSG) hat im August nach eigenen Angaben die ersten fünf Messstellenbetreiber mit seinem CLS-Management in den Livebetrieb gebracht: Stadtwerke Jena Netze, Energieversorgung Selb-Marktredwitz, Stadtwerke Bad Säckingen, Stadtwerke Waldshut-Tiengen und BS Energy. Bis zum Jahresende sollen insgesamt 40 Produktivsetzungen folgen. Im Frühjahr hatte TSG bei einem Pilotkunden bereits einen technischen Meilenstein erreicht: Ein Steuerbefehl aus einem Niederspannungscockpit wurde über das CLS-Management an eine Steuerbox im Feld übertragen.

Auch Metrify meldet größere Stückzahlen. Der Messstellenbetreiber aus der Enpal-Gruppe hatte Ende Juni zusammen mit Theben Smart Energy, Heinz Lackmann und Advalju die Installation von 10.000 intelligenten Messsystemen mit integrierter CLS-Steuerlösung bekannt gegeben. Für 2026 peilen die Partner 70.000 Smart Meter Gateways mit integrierter Steuerungsfunktion an. Theben wertet die bisherige Stückzahl als Beleg dafür, dass die Technik den Schritt von der Pilotierung in den breiten Rollout geschafft hat.

Bei Voltaris gab es jüngst ebenfalls Neuigkeiten zum CLS-Management. Die Stadtwerke Neustadt an der Weinstraße haben den Metering-Dienstleister mit einer aEMT-Lösung für das CLS-Management beauftragt. Das Modul sei vollständig in die Voltaris-Systemlandschaft integriert und verknüpfe die Smart-Meter-Gateway-Administration, passive externe Marktteilnehmer (pEMT) und aktive externe Marktteilnehmer (aEMT) zu einer durchgängigen Prozesskette. Damit seien die technischen Voraussetzungen geschaffen, um steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG über intelligente Messsysteme netzdienlich zu steuern. Während der passive externe Marktteilnehmer Daten lediglich empfangen beziehungsweise auslesen darf, ermöglicht es die Marktrolle des aktiven externen Marktteilnehmers, zusätzlich Steuerbefehle zu senden.

Experten sprechen vom „Ende des Anfangs“

Die Beispiele zeigen, dass das Steuern im intelligenten Messwesen nicht mehr nur Gegenstand von Laborversuchen und Demonstratoren ist. Leon Bücher von BET sprach im Juni im Rahmen der Konferenz „ZMP kompakt 2026“ vom „Ende des Anfangs“. Nach Einschätzung der Beratungsgesellschaft sind in Deutschland inzwischen deutlich mehr als 60.000 Steuerungseinrichtungen verbaut. Aus ersten Projekten werde zunehmend ein „echter Rollout“. Eine durchgängige Prozesskette digital und massentauglich abzubilden, sei nun die Herausforderung − vom Setting der Kundenanlagen über die Messstellen- und Verteilnetzbetreiber sowie die Steuerungsadministration bis in die IT-Systeme und Marktkommunikation hinein. 

Genau dort befindet sich nach Erkenntnissen von Frank Hirschi, Manager bei dem Beratungshaus Horizonte-Group, allerdings derzeit noch eine größere Baustelle. Die Gerätehersteller könnten inzwischen mit Recht darauf verweisen, dass Steuerungstechnik am Markt verfügbar sei und funktioniere. „Aufseiten der Messstellenbetreiber liegt die Herausforderung inzwischen weniger in der grundsätzlichen Verfügbarkeit der Steuerungstechnik als in der Integration in durchgängige End-to-End-Prozesse und die bestehenden Backend-Systeme“, sagt Hirschi im Gespräch mit E&M.

Vor allem bei der Anbindung an die ERP-Systeme liege noch einiges im Argen. In den zentralen Unternehmenssystemen, in denen unter anderem Stamm-, Abrechnungs- und Prozessdaten zusammenlaufen, seien teils noch nicht alle benötigten Datenmodelle hinterlegt. Die Systeme für CLS-Management oder Netzführung könnten ihre Möglichkeiten nur ausspielen, wenn auch die vor- und nachgelagerten Systeme vorbereitet seien. Dass ERP-Lösungen die benötigten Datenflüsse teilweise noch nicht vollautomatisiert abbilden und Übergangslösungen nötig sind, haben Horizonte-Berater bereits mehrfach als Hemmnis beschrieben.

Zuletzt auch in den Ergebnissen des „HG-Marktblicks 2026“. Die Horizonte-Group hatte Ende August erste Resultate vorgestellt und dann exklusiv für Energie & Management vor Ende der Umfrage die Zahlen noch einmal aktualisiert. Demnach haben 61 Prozent der befragten Messstellenbetreiber noch keine Steuerungseinrichtung produktiv im Einsatz und rund 70 Prozent befinden sich noch in Labortest, MVP oder Pilotierung. Bei den Hemmnissen stehen ERP- und Backend-Prozesse weit oben: 34-mal wurden Prozessprobleme und 20-mal Probleme mit der Datenqualität genannt. Hirschi und seine Kollegen leiten daraus ab, dass Ende-zu-Ende-Prozesse und Backend zum kritischen Pfad werden und erst 2027 zum entscheidenden Skalierungsjahr wird.

Bereits in ihrer Technischen Studie 2.0 hatte die Horizonte-Group das Jahr 2026 weniger als Zieljahr, denn als Übergangsphase eingeordnet: Nach dem technischen Durchstich sollten in diesem Jahr Kernprozesse und erste produktive Anwendungsfälle etabliert werden, 2027 die massenfähige Steuerung folgen. Mit einer vollständig datengetriebenen Ende-zu-Ende-Netzsteuerung rechnet das Stufenmodell erst ab 2028.

Eher Übergangsphase als Zieljahr

Dass ausgerechnet ERP- und Abrechnungssysteme bremsen, hat nach Benjamin Meyer vom IT-Dienstleister Kisters auch historische Gründe. Die Hersteller dieser Systeme hätten in den vergangenen Jahren zahlreiche andere regulatorische und technische Großprojekte bewältigen müssen. Zwar sei der Universalbestellprozess für Steuerungshandlungen von der Bundesnetzagentur bereits Ende 2022 festgelegt worden − zu einem Zeitpunkt, als der Rollout intelligenter Messsysteme noch deutlich weniger Fahrt aufgenommen hatte. „Aber das Steuern stand lange hinter dem stockenden Mess-Rollout zurück und wurde erst mit dem Solarspitzengesetz im Februar 2025 wirklich zur Priorität“, sagt Meyer im Gespräch mit E&M. Nach seiner Einschätzung sei die Umsetzung deshalb teilweise nach hinten geschoben worden.

Die Bundesnetzagentur hatte den Universalbestellprozess am 21. November 2022 festgelegt; Ziel waren standardisierte, massengeschäftstaugliche Prozesse für Steuerungshandlungen über intelligente Messsysteme. Hirschi verweist zusätzlich auf laufende Generationenwechsel bei großen ERP- und Warenwirtschaftssystemen, die erhebliche Ressourcen binden.

Dass der Engpass real ist, räumt selbst Thüga Smart Service bei seinen Erfolgsmeldungen über das intelligente Messwesen ein. Michael Hölzl, Director Energy Solutions bei der Thüga-Tochter, spricht bei der Anbindung an Verbrauchsabrechnungssysteme von einer „großen Herausforderung“. Der Markt hinke dort der Entwicklung des CLS-Managements hinterher.

Eine weitere Schnittstelle liegt ganz am anderen Ende der Kette: in der Kundenanlage. Der Steuerbefehl muss von der Steuerungseinrichtung zur Wärmepumpe, Wallbox oder zum Batteriespeicher gelangen. Bei Bestandsanlagen sei die Relais-Technik dafür dominant. Sie benötigt allerdings zusätzliche Verdrahtung, was den Platzbedarf im Zählerschrank erhöht, und ermögliche nur ein vierstufiges Schalten. In der Praxis sei diese Verbindung in erster Linie für PV-Anlagen so etabliert, dass Steuerbox und Anlage ohne Weiteres zusammenspielen, erläutert Meyer.

Letztlich gehe es darum, Bestandsanlagen „nicht schlichtweg zu verlieren“, wie er es ausdrückt. Deshalb haben der Gateway-Hersteller PPC zusammen mit dem Technik-Lieferanten Weidmüller einen EEBus-Relais-Converter entwickelt, der digitale Befehle in Relais-Signale übersetzt. „Es gibt jedenfalls keinen Grund, beim Steuer-Rollout zu warten“, betont Meyer und fügt hinzu: „Unser eigentliches Zielbild ist aber die digitale Schnittstelle.“

Über standardisierte Protokolle wie EEBus lassen sich so Leistungsgrenzen für ein stufenloses Steuern vorgeben und Rückmeldungen digital verarbeiten. Hirschi weist allerdings darauf hin, dass der Markt für die in das Gateway integrierte Steuerung noch auf die entsprechenden Zertifizierungen wartet. Auch PPC stellt die Nachrüstung seiner Gateways unter diesen Vorbehalt.

​Auch der Lieferant soll schalten können

Meyer weist auch darauf hin, dass das Zielmodell unbedingt auch das Schalten des Lieferanten neben dem Netzbetreiber abbilden muss. Denn dass die Marktprozesse sowohl Netzbetreiber als auch Lieferanten einbeziehen sollen, ist bereits im Universalbestellprozess angelegt. In diesem Zusammenhang stelle sich die Frage, ob das ausführende Gerät die Priorisierung zwischen Netzbetreiber und Lieferant auch wirklich beherrscht. Zum VDE FNN Lastenheft konforme Steuerboxen setzen den Netzbetreibervorrang im Gerät selbst um. Meyer plädiert dafür, diesen Ansatz auch beim Steuern aus dem Gateway unbedingt beizubehalten.

Schließlich hake es auch noch bei der Integration zwischen Gateway- und Steuerungsadministration. Denn nicht zwangsläufig sei der Smart-Meter-Gateway-Administrator auch der Ausrüster des CLS-Managements. „Hier bestehen aufseiten des Messstellenbetreibers eine Schnittstelle und Integrationsbedarf. Dafür erarbeiten wir gerade eine Lösung“, so der Kisters-Manager.

Der Steuer-Rollout betrifft nicht nur Verbraucher. § 14a EnWG regelt die netzorientierte Steuerung von Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Ladepunkten oder Batteriespeichern im Netzbezug. Auf der Erzeugungsseite greifen andere Vorgaben. § 9 EEG verlangt, dass Netzbetreiber oder andere Berechtigte bei entsprechend ausgestatteten Anlagen die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert regeln können. Das Messstellenbetriebsgesetz führt beide Welten technisch zusammen: Grundzuständige Messstellenbetreiber müssen bei §-14a-Fällen sowie bei bestimmten Erzeugungsanlagen intelligente Messsysteme mit Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt einbauen.

Auch hier wächst der regulatorische Druck. Für die Pflichteinbaufälle bei Erzeugungsanlagen verlangt § 45 MsbG, dass die bis Ende 2026 ausgestatteten Messstellen mindestens 90 Prozent der zwischen dem 25. Februar 2025 und dem 30. September 2026 neu in Betrieb genommenen installierten Leistung erfassen. Hinzu kommen die Steuerbarkeitschecks. 2025 wurden laut Bundesnetzagentur rund 120.000 Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW geprüft. Bei Solar lag die gewichtete Steuerbarkeitsquote bei 73 Prozent, bei Wind bei 86 Prozent und bei Biomasse bei 47 Prozent. Anlagen unter 100 kW werden erst 2026 in die Testpflicht einbezogen.

Verbrauch und Einspeisung nicht getrennt betrachten

Langfristig spricht deshalb viel dafür, Verbrauch und Einspeisung weniger getrennt zu betrachten. VDE FNN hat im Mai ein Zielbild vorgelegt, dass Steuerungsmaßnahmen möglichst am Netzanschlusspunkt ansetzen sollen. Die verschiedenen heutigen Regelungsregime könnten sich innerhalb einer Kundenanlage überlagern oder sogar widersprechen, argumentiert das Forum. Ein einheitlicher Ansatz soll die Komplexität reduzieren und zugleich Energiemanagementsystemen ermöglichen, dem Kunden für seine Optimierung hinter dem Netzanschlusspunkt weitgehende Freiheit einzuräumen. (fw)