Herr Wickert, über Smart Metering und den flächendeckenden Einbau intelligenter Messsysteme (iMSys) wird in Deutschland schon sehr lange diskutiert. Warum ist es jetzt – im Jahr 2026 – wirklich so weit?

Manuel Wickert: Die Messstellenbetreiber sind mit dem Smart-Meter-Rollout im Jahr 2025 vorangekommen, die Rollout-Pflichtquote ist jedoch nicht erreicht. Gebietsweise wurden hohe, in anderen Gebieten geringe Quoten erreicht. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat zuletzt auch Sanktionen bei Nichterfüllung der Quote angekündigt, um den Einbau zu beschleunigen.

Das heißt im Umkehrschluss, dort, wo das Rollout gut vorangeht, ist man auch gut für die Zukunft gerüstet?

Wickert: Bei dem Pflichtrollout von intelligenten Messsystemen wird oft davon ausgegangen, dass wir mit diesen auch steuern können. Dies ist jedoch in der Praxis häufig nicht der Fall. Wir haben also im Wesentlichen einen Rollout der Messtechnik, die über keine digitale Steuertechnik verfügt. Von den über eine Million verbauten iMSys-Geräten waren Mitte 2025 nach dem Monitoringbericht der BNetzA weniger als Tausend mit Steuerboxen ausgerüstet. Mit der Einführung von § 14a im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) wird dies allerdings unabdingbar sein. Er erlaubt Netzbetreibern in bestimmten Fällen wie z. B. Spitzenlastzeiten die ferngesteuerte Regelung von Verbrauchern ab einer bestimmten Anlagengröße. Denn der Netzanschluss von immer mehr Niederspannungsgeräten wie Wallboxen, Photovoltaik oder Wärmepumpen erzeugt Last- und Erzeugungsspitzen, die lokal zu Problemen und im schlimmsten Fall sogar zu Stromausfällen führen können. Mit diesem Gesetz wird das Steuern also relevant und erfordert iMSys-Geräte mit Steuereinrichtung, um Netzbetreibern das Dimmen bestimmter Verbraucher zu ermöglichen und somit Ausfälle im Netz zu verhindern.

Das klingt einfach umsetzbar, Messstellenbetreiber müssen ihre Gebiete lediglich mit iMSys ausstatten, oder sind weitere technische Hürden zu beachten?

Christoph Decker: Die Praxis ist tatsächlich komplex. Zum einen liegen die Probleme oft in den Prozessen der Messstellenbetreiber, nicht in den iMSys selbst. Messungen und Steuerung müssen im Backend-System der Betreiber abgebildet sein, viele sind aber noch damit beschäftigt, ihr System auf SAP S/4HANA umzustellen und haben daher keine Kapazitäten, die Prozesse umzusetzen. Zum anderen sprechen unterschiedliche Systeme in der Kommunikationskette oft nicht miteinander, obwohl Plug-Tests und Kompatibilitätslisten existieren. Auch Geräte mit EEBus-Protokoll entpuppen sich beim Einbau oftmals als nicht kompatibel miteinander. Wenn aber ein Punkt in der Messkette nicht korrekt kommuniziert, können weder Abrechnung noch Steuerung fehlerfrei funktionieren.

Das Fraunhofer ISE und das Fraunhofer IEE arbeiten im Forschungsprojekt »UtiliSpaces« gemeinsam an einer Testumgebung für iMSys. Wie kann diese zur Lösung dieser Problematik beitragen?

Wickert: Die Testumgebung ermöglicht für zahlreiche Forschungsprojekte, wie z. B. UtiliSpaces und energy data-X, Labor- und laborähnliche Tests der Steuerung in einer realistischen Ende-zu-Ende-Kette. Geräte werden an eine Testumgebung angeschlossen, die Mess- und Steuerbox sowie EEBus-Frontend umfasst. Lastprofile, Spitzenlasten sowie typische Verbraucher und Erzeuger lassen sich simulieren. Es können ferngesteuerte Abregelungen (z. B. von Wärmepumpen) sowie der komplette Mess- und Leistungselektronikfluss geprüft werden. Parameter sind anpassbar und reale Anlagen sowie virtuelle Modelle stehen zur Verfügung.

Decker: Die Besonderheit unserer Smart-Metering-Testumgebung ist die Integration mit EEBus-Gegenstellen, Messstelle und Steuerbox, wodurch die gesamte Kette getestet werden kann. Protokolle, Energieflüsse und Störszenarien lassen sich an verschiedensten Punkten auslesen. In größeren Tests können zudem Netzzustände und reale Störfälle simuliert werden.

Für die Rolle des Messtellenbetreibers haben wir zudem eine Umsetzung der BDEW-Web-API implementiert und können diese auch prototypisch erweitern. Für die Kommunikation hinter dem Zähler kann das Fraunhofer ISE Erweiterungen am EEBus-Stack entwickeln.

Die Testumgebung stellen Sie auch Messtellenbetreibern, Anlagenherstellern und anderen Akteuren aus der Energiewirtschaft bereit. Was ist der Mehrwert für diese?

Wickert: Hersteller von Geräten und auch Netzbetreiber können damit verschiedenste Abläufe und Konstellationen simulieren und eventuelle Komplikationen oder Signalstörungen im Vorfeld identifizieren.

Die Testumgebung bietet reproduzierbare, belastbare Szenarien, und zwar auch solche, die in der Praxis beim Kunden nicht auf Knopfdruck herbeigeführt werden können. Fehler in der Ende-zu-Ende-Kette können frühzeitig erkannt und behoben werden. Endkundenspezifische Hausinstallationen lassen sich virtuell oder im Labor prüfen, um Abrechnung, Steuerung und Messung zu validieren.

Decker: Das erhöht die Zuverlässigkeit der iMSys-Kommunikation und unterstützt die Compliance mit §14a EnWG. Weil Fehler in der Ende-zu-Ende-Kette frühzeitig erkannt und behoben werden können, lassen sich Kosten durch Nach- oder Neuinstallationen vermeiden und die Einführung intelligenter Messsysteme effizienter gestalten.

Dieser TechNews-Beitrag erschien im Rahmen des Fraunhofer Energy & Climate Newsletters.
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