Die zentrale Rolle des Controlable Local System (CLS) am intelligenten Messsystem für das Netz, den Markt und eine Vielzahl neuer Geschäftsmodelle ist seit langem bekannt. Technologien, Systeme und Dienstleister sind einsatzbereit. Nun rückt die Umsetzung in greifbare Nähe.
Quelle: Planungsregion OST / Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik
Beim Durchblättern alter Unterlagen findet man ja oft Interessantes – zum Beispiel die Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter Zähler aus dem Mai 2014, die Ernst & Young im Auftrag des damaligen BMWT erstellt hatte, um die effizienteste Rollout-Strategie zu identifizieren. Die Expert:innen skizzierten – zutreffend – das künftige Energiesystem und sahen den eigentlichen Nutzen des Smart Meter Gateways in seiner Funktion für die Datenbeschaffung und Steuerung in der Niederspannung. Weitere Vorteile wurden den intelligenten Messsystemen als Träger neuer Geschäftsmodelle und Energiedienstleistungen zugeschrieben – vom Submetering bis hin zu flexiblen Tarifen. Technologieanbieter und Versorgungswirtschaft teilen diese Einschätzung seit langem.
Auslesen, steuern, schalten
Dreh- und Angelpunkt für diese Prozesse und Dienste ist das CLS. Angebunden an das Smart Meter Gateway liefert es einen sicheren Kommunikationskanal zu beliebigen Sensoren oder Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt und ermöglicht so den Austausch von Daten und Steuerbefehlen zwischen Erzeugern und Verbrauchern auf der einen und Netzbetreibern, Lieferanten, Märkten und Dienstleistern auf der anderen Seite. Als Bindeglied zu den lokalen Anwendungen sollen sogenannte Systemeinheiten fungieren, die über den CLS-Proxy-Kanal angebunden werden. Massentaugliche Prozesse für die Übermittlung der Steuerbefehle an den Messstellenbetreiber sind im sogenannten „Universalbestellprozess“ definiert.
Zum Datenaustausch mit den Zählern und Anlagen sind die Marktrollen des passiven und aktiven externen Marktteilnehmers (pEMT und aEMT) berechtigt. Dabei darf der pEMT nur Daten über das intelligente Messsystem auslesen, während der aEMT auch Steuerbefehle übermitteln kann. Für beide Marktrollen sind spezifische Sicherheitsan- forderungen definiert und über Zertifizierungen nachzuweisen.
Der Kommunikationskanal zwischen aEMT und SMGW sowie weiteren dahinter liegenden Geräten über die CLS-Schnittstelle wird über ein aEMT-System hergestellt. Dieses muss wie das GWA-System (Gateway-Administration) vom Messstellenbetreiber oder einem entsprechend zertifizierten Dienstleister betrieben werden. Die Festlegungen zu den skizzierten Komponenten und Prozessen sind im Wesentlichen vorhanden. Sogar die BSI- TR-03109-5, welche die Anforderungen an das CLS und das Zusammenwirken mit angebundenen Systemeinheiten und Systemen genau spezifiziert, liegt als Entwurf vor. Dieser ist hinsichtlich der Produktentwicklung sehr offen und wird sich nach Einschätzung vieler Expert:innen nicht mehr substanziell ändern.
Bremse gelöst?
Gebremst wurde die Umsetzung der CLS-Prozesse bislang vor allem durch die Verzögerungen bei der finalen Ausgestaltung und dem Rollout der Smart Meter-Gateways. Da die CLS-Prozesse zudem in allen Bereichen unseres Energiesystems wirksam werden sollen und dieses ja recht kompliziert geregelt ist, waren die erforderlichen rechtlichen Grundlagen nicht ganz einfach zu schaffen – und das gilt nicht nur für den §14a EnWG.
Aber nun könnte es bald so weit sein: BSI-konforme Smart Meter-Gateways mit den erforderlichen Funktionalitäten sind vorhanden und regulatorisch als Kommunikationsschnittstelle zwischen den Akteuren im Energiesystem verbindlich gesetzt, auch der Rollout sollte sich nun nachhaltig beschleunigen. Messstellenbetreiber müssen ab 2025 in der Lage sein, steuerbare Verbraucher und Einspeiser zu schalten. Die notwendigen aktuellen Messdaten liefert das Gateway über den TAF 10. Die Pflichten für Einspeiser, KWK- Anlagen und steuerbare Verbraucher finden sich in §9 EEG, die Festlegungen für Netzbetreiber nach §14a EnWG befinden sich auf der Zielgeraden. Versorger sind ab 2025 verpflichtet, flexible Tarife anzubieten, die Anreize schaffen, Strom dann zu nutzen, wenn er reichlich vorhanden ist. Gleichzeitig öffnen sich die Märkte für Einspeiser aller Größenordnungen – bis hin zur privaten PV-Anlage oder dem Elektroauto, dessen Fahrzeugbatterien Strom ins Netz zurückspeisen können. Über die Umsetzung der EU-Energieeffizienz-Richtlinie wurden weitere wichtige Weichen gestellt: Neue Verbrauchszähler für Heizung und Warmwasser müssen seit 2022 fernauslesbar sein und an ein iMSys angebunden werden können.
Grafik: Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
Dem Einstieg ins CLS-Management steht daher nichts mehr im Wege. Einsatzbereite Technologien und Systeme sowie Dienstleistungsangebote sind am Start.
Beschleuniger für die neue Energiewelt?
Zwar sind Netzbetreiber nicht verpflichtet, das CLS für die netzrelevanten Steuerprozesse zu nutzen, doch viele werden die Rundsteuertechnik in der Niederspannung auf mittlere Sicht ersetzen. Submetering-Services werden auch für grundzuständige Messstellenbetreiber einfacher zu implementieren sein – zumal entsprechende Plattformen bereits verfügbar sind. Gleiches gilt für vielfältige neue Energiedienstleistungen rund um private PV- und Speicheranlagen, Elektromobilität und Wärmestrom. Hier liegt allen Voraussagen zufolge das eigentliche Wachstumsgeschäft rund um die Messstelle und es steht zu erwarten, dass über solche Prosumer-Services in Verbindung mit flexiblen Tarifen künftig auch der Strom verkauft wird. Der Wettbewerb hat sich bereits positioniert. Beim Stadtwerk sollten sich also auch die Vertriebe mit dem Thema CLS und aEMT beschäftigen. (pq)