Geräte und Architektur: was ein intelligentes Messsystem ist

Vom Drehscheibenzähler zum Messsystem

77 Wörter, die Paragrafenzeichen nicht mitgezählt. So lang ist der eine Satz, mit dem § 2 Nummer 7 des Messstellenbetriebsgesetzes das intelligente Messsystem definiert¹. Für die Praxis reicht eine Zeile: moderne Messeinrichtung plus Smart Meter Gateway.

Am Anfang der Entwicklung steht der Ferraris-Zähler. Eine Aluminiumscheibe dreht sich im Magnetfeld, ein Rollenzählwerk addiert die Umdrehungen zu Kilowattstunden. Wann der Strom floss, weiß das Gerät nicht. Nur wie viel.

Die moderne Messeinrichtung, kurz mME, ersetzt die Scheibe durch Elektronik. Das Gesetz verlangt von ihr, dass sie Verbrauch und Nutzungszeit widerspiegelt, bei Bedarf auch die Erzeugung, und dass sie über ein Smart Meter Gateway eingebunden werden kann¹. Das Wort trägt die ganze Definition. Eine mME ohne Gateway sendet nichts. Der Anschlussnutzer muss an ihr Verbrauch und Nutzungszeit einsehen können, dazu Tages-, Wochen-, Monats- und Jahreswerte der letzten 24 Monate².

Erst das Gateway macht aus der modernen Messeinrichtung ein intelligentes Messsystem¹. Ein bloßes Messsystem kennt das Gesetz auch, jede „in ein Kommunikationsnetz eingebundene Messeinrichtung“, etwa ein Zähler mit eigenem Modem. Erfüllt es die Anforderungen der §§ 21 und 22 nicht, darf es seit Anfang 2026 nur noch unter engen Bedingungen eingebaut und genutzt werden, bei Verbrauch über 100.000 Kilowattstunden und Anlagen über 100 Kilowatt ab 2029³. Das Gateway bindet neben Zählern auch andere technische Einrichtungen ein. Eine PV-Anlage zum Beispiel.

Wer was bekommt, regelt § 29. Ein iMSys ist Pflicht bei Letztverbrauchern über 6.000 Kilowattstunden im Jahr, zusammen mit einer Steuerungseinrichtung bei Verbrauchern mit Vereinbarung nach §14a und bei Anlagen über 7 Kilowatt; der Regierungsentwurf zum EEG 2027 will diese Schwelle auf 2 Kilowatt senken⁴. Alle übrigen Messstellen bekommen mindestens eine mME, soweit wirtschaftlich vertretbar bis Ende 2032, Neubauten bis zur Fertigstellung⁵. Die Quoten und Ausnahmen stehen in Kapitel 1.

Und wie weit ist der Rollout? Zum 30. Juni 2026 hatten 3,17 Millionen von 54,1 Millionen gemeldeten Messlokationen ein intelligentes Messsystem, 5,9 Prozent⁶. Der Normalfall im Zählerschrank ist also ein Zähler ohne Gateway.

Politisch ist eine weitere Stufe angekündigt. Für Kunden außerhalb der Pflicht will die Koalition ein „Smart Meter Light“ etablieren, mit dem sie „kostengünstig und cybersicher ihre Stromrechnung optimieren“ können⁷. Was das technisch sein soll, legt bisher kein Gesetzentwurf fest.

Ein Gateway, drei Netze

Die Technische Richtlinie BSI TR-03109-1 beschreibt das Gateway über seine Nachbarn. Version 2.0 vom 13. Dezember 2024 kennt drei Kommunikationsbereiche: LMN, HAN, WAN⁸.

Quellen der Tabelle sind die Abschnitte 2.3 und 4 der Richtlinie^8,11.

Zwischen den drei Netzen steht das Gateway als Firewall und trennt sie voneinander⁸. Seine Hauptarbeit ist unspektakulär: Messwerte aus dem LMN empfangen, mit Zeitstempel versehen, nach den eingespielten Regeln verarbeiten und an berechtigte Empfänger im WAN schicken. Weil es dabei Zeitstempel setzt und abrechnungsrelevante Werte bildet, unterliegt es dem Eichrecht⁸.

Konfigurieren darf das Gateway nur einer, der Gateway-Administrator¹². Er spielt Profile und Firmware ein, überwacht das Gerät und weckt es bei Bedarf mit einem signierten Datenpaket auf. In die Messwerte sieht er nicht: „Der GWA hat keine Einsicht in die Messwerte.“⁸

Alles einstellen, nichts lesen. Für einen Rechner im Keller ist das eine ungewöhnliche Rollenverteilung, und eine konsequente.

LMN: wo die Zähler hängen

Wie kommen die Werte ins Gateway? Über zwei physische Schnittstellen, beide Pflicht¹¹.

Die bedrahtete läuft über RS-485. Darauf setzt die Richtlinie HDLC als Transportprotokoll und darüber TLS, das Gateway fragt den Zähler aktiv ab¹¹. Die drahtlose arbeitet mit Wireless M-Bus nach EN 13757-4 und nur in eine Richtung. Der Zähler sendet, das Gateway hört zu. Pakete eines Zählers, für den der Administrator kein Profil angelegt hat, ignoriert es¹¹.

Ein Gateway muss Zähler verschiedener Anschlussnutzer auseinanderhalten können, im Mehrfamilienhaus also mehrere Kunden an einem Gerät⁸. Das Gesetz geht noch weiter. Mehrere Zählpunkte einer Liegenschaft dürfen an einem Gateway hängen, sogar Zählpunkte an mehreren Netzanschlüssen, solange sie am selben Netzknoten derselben Spannungsebene liegen¹².

Ein Gerät für ein ganzes Haus also, unter Umständen für mehrere Häuser am selben Knoten.

HAN: Kunde, Techniker, Steuerkanal

Im Heimnetz begegnen sich drei Rollen. Der Anschlussnutzer (CON) sieht seine Zählerstände und sein Logbuch ein, am Display, am PC oder über ein Energiemanagementsystem. Der Servicetechniker (SRV) des Gateway-Administrators liest vor Ort das System-Logbuch und darf das Gerät in engen Grenzen parametrieren, mit Rechten, die der Administrator zuvor im Gateway freigegeben hat⁸.

Die dritte Rolle ist die interessante. CLS steht für Controllable Local System und meint alles, was im Haus gesteuert oder ausgelesen werden soll, ohne zum Messsystem zu gehören: Wärmepumpe, Wallbox, Speicher, Wechselrichter, aber auch ein Datenkonzentrator für Heizkostenverteiler⁸.

Für sie arbeitet das Gateway als TLS-Proxy. Ein verschlüsselter Kanal kommt aus dem WAN, ein zweiter geht ins Heimnetz, beide enden im Gateway, das die Daten weiterreicht, ohne sie zu verarbeiten⁸. Diesen Proxy nutzen darf nur ein aktiver externer Marktteilnehmer, kurz aEMT. Der passive empfängt bloß Daten.

Und von außen? Ein direkter Zugriff aus dem Internet auf die Dienste des Gateway, etwa über den Router des Kunden, ist nicht vorgesehen¹¹.

Genau dieser Proxy-Kanal ist der Steuerweg. Das Gesetz nennt für die Steuerung nach §14a die Datenkommunikation „über das Smart-Meter-Gateway und eine daran angebundene Steuerungseinrichtung“¹³. Wie der Befehl vom Netzbetreiber bis zur Wärmepumpe läuft und warum TAF 11 dabei keine Rolle spielt, zeigen die Kapitel 4 und 5.

Hardware im Feld

Zum Gateway kommen im Feld weitere Geräte hinzu, und mindestens eines davon heißt je nach Gesprächspartner anders.

Das Gateway selbst trägt ein Sicherheitsmodul in sich. Das Modul erzeugt Schlüssel und Zufallszahlen, signiert, prüft Signaturen und verwahrt das Schlüsselmaterial⁸. Physisch sitzt es im Gateway, im Schutzprofil gilt es aber als eigenes Produkt mit eigener Zertifizierung¹⁴. Kapitel 3 erklärt, wie das zusammengeht.

Daneben die Steuerungseinrichtung. So heißt sie im Gesetz, das ihren Einbau und Betrieb einschließlich der Anbindung an Gateway und Energiemanagementsystem zur Standardleistung des Messstellenbetreibers macht¹³. In der Branche heißt sie Steuerbox. Ihr Lastenheft schreibt der VDE FNN, aktuell in Version 1.5 vom August 2025¹⁵.

Für den CLS-Adapter gilt seit dem 1. Januar 2024 die BSI TR-03109-5. Sie regelt Kommunikationsadapter im Heimnetz, die den TLS-Proxy-Kanal des Gateway nutzen und auf ihrer Seite terminieren¹⁶. Durch diesen Kanal sprechen Backend und Adapter je nach Anwendung ein eigenes Protokoll, als Beispiele nennt die Richtlinie IEC 61850, EEBUS oder OpenADR¹⁶. 26 Zertifikate führt die BSI-Liste inzwischen¹⁷.

Zuletzt das Energiemanagementsystem des Kunden. Es gehört nicht zum Messsystem und tritt im Heimnetz als CON auf, wenn es Verbräuche anzeigt, als CLS, wenn es steuert⁸.

Und warum die Namensverwirrung? Weil es die Komponente in mehreren Bauformen gibt. Die Deutsche Energie-Agentur nennt vier Bezeichnungen, die für sie im Umlauf sind: CLS-Einheit, CLS-Kommunikationsadapter, HAN-Kommunikationsadapter und (FNN-)Steuerbox. Die Begriffe spiegeln nach dena die Vielfalt der Umsetzungen, die FNN-Steuerbox ist die standardisierte Variante. Sie hat digitale Schnittstellen über EEBUS und analoge über Relaiskontakte und gibt das Signal entweder direkt an die Anlage oder an ein Energiemanagementsystem weiter¹⁸.

Vier Namen, mehrere Bauformen. In Ausschreibungen hilft nur die Richtlinie als Name.

Die WAN-Frage

„Die Protokolle unterhalb der Netzwerkschicht werden von dieser Technischen Richtlinie nicht vorgegeben.“¹¹ Ein Satz in einer Anmerkung zu Abbildung 4.2. Er macht das WAN zur Sache des Betriebs. Ob das Gateway per LTE, über ein 450-MHz-Netz, per Powerline über das Stromkabel oder an einer Glasfaser hängt, lässt die Richtlinie offen.

Das Gesetz verlangt nur, dass das Gateway neben dem genutzten Weg für eine weitere, vom Administrator vermittelte Art der Fernkommunikation offen ist¹². Ein zweites Medium also, als Möglichkeit.

Umgekehrt kann der Staat seit Dezember 2025 Grenzen ziehen. § 19 Absatz 2 ermächtigt das Bundeswirtschaftsministerium, per Verordnung Anforderungen an eigene Weitverkehrsanbindungen von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, Speichern und EEG-Anlagen zu stellen und für bestimmte Fälle Verbindungen am Gateway vorbei ganz zu untersagen oder nur über das Gateway zu erlauben³. Eine solche Verordnung ließ sich bis Mitte Oktober 2026 nicht finden.

Dass ein Medium allein nicht reicht, war früh bekannt. Das Barometer Digitalisierung der Energiewende zählte Mitte 2020 rund 14 Prozent der Haushalte mit Glasfaser, Ende 2020 hatten 96,5 Prozent der Fläche LTE. Der Bericht folgert: „Mit nur einer der bis dato verfügbaren Kommunikationstechnologien kann demnach keine ausreichende Abdeckung und Verfügbarkeit gewährleistet werden. Hybride Lösungen wären notwendig.“¹⁹ Fläche ist nicht Keller.

Das Schutzprofil hilft hier nicht weiter, mit Absicht. Es schützt Vertraulichkeit, Integrität und Authentizität, und es sagt: „The availability of the SMGW is not addressed by the PP.“¹⁴ Verfügbarkeit ist Betriebssache.

Was heißt das für den Stromausfall? Ein Gutachten von BET und WIK-Consult im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums vom 28. Juni 2024 hält fest, dass öffentliche Telekommunikationsnetze nicht durchgängig schwarzfallfest sind. Für die Kundenanlage reiche Schwarzfallrobustheit, also ein geordnetes Hochfahren nach Wiederkehr der Spannung. Für die Anbindung der iMSys empfiehlt es das 450-MHz-Funknetz²⁰. Das Gesetz kennt eine „unterbrechungsfreie, schwarzfallfeste, dedizierte Weitverkehrskommunikationsverbindung“ als Zusatzleistung, knüpft sie aber an eine Rechtsverordnung¹³. Eine solche Verordnung ließ sich bis Mitte Oktober 2026 nicht finden.

Wie oft die Anbindung im Feld scheitert, lässt sich nur indirekt ablesen. Eine PwC-Studie, die die Fachpresse im Oktober 2026 wiedergab, nennt eine Erstanfahrtsquote von 74 Prozent und unter den Gründen für gescheiterte Termine die fehlende WAN-Anbindung. Stichprobe und Methodik nennt der Bericht nicht²³.

Die Bundesnetzagentur macht daraus inzwischen eine Pflichtfrage. Der reine Einbau eines intelligenten Messsystems reiche nicht aus, die Geräte müssten Viertelstundenwerte zuverlässig erfassen und an die berechtigten Stellen übermitteln⁶. Ohne funktionierende WAN-Anbindung gelingt das nicht.

Bleibt der Befund. Für das LMN schreibt die Richtlinie Kabel und Funkstandard vor, für das WAN nicht. Sie beschreibt dafür einen Netzwerkdiagnosedienst, mit dem das Gateway Signalqualität und Verbindungsdaten seines Modems an Administrator oder Marktteilnehmer meldet. Pflicht ist er nicht, der Hersteller erklärt nur, ob sein Gerät ihn umsetzt⁸. Messen lässt sich das Problem also, mit dem passenden Gerät. Gelöst ist es damit nicht.

Gas, Wasser, Wärme: zwei Wege ins Gateway

Auf dem Papier ist der Weg klar. Die Richtlinie nennt im LMN ausdrücklich Messeinrichtungen für Gas, Wasser, thermische Energie und Strom⁸, und das Gesetz verlangt vom iMSys, Messwerte von Strom-, Gas-, Wasser- und Wärmezählern sowie von Heizwärmemessgeräten gesichert zu empfangen¹².

In den öffentlich beschriebenen Projekten läuft es anders. Submetering, also die Verbrauchserfassung in Mehrparteienhäusern, kommt dort über das Heimnetz ins Gateway. Ein Datenkonzentrator oder Adapter sammelt die Werte der Wärmezähler und Heizkostenverteiler ein und spricht als CLS über den TLS-Proxy mit dem Gateway. Schon 2023 rollte ein Messstellenbetreiber 500 solcher „CLS-Adapter Submetering“ aus, knapp 200 liefen bereits²⁴. Auf der BSI-Liste steht inzwischen ein nach TR-03109-5 zertifizierter „CLS Adapter Submetering 2“¹⁷.

Auch der Verband sieht das so. Der BDEW schrieb im Oktober 2024, für Submetering und Bestandsanlagen werde der Weg über CLS-Kanal und Steuerungseinrichtung „auch weiterhin notwendig sein“²⁵.

Ein Widerspruch zur Spezifikation ist das nicht. Dieselbe Richtlinie, die Wärmezähler im LMN vorsieht, zählt Datenkonzentratoren für Heizkostenverteiler zu den CLS im Heimnetz⁸. Beide Wege sind spezifiziert, der LMN-Weg für Submetering allerdings erst mit Version 2.0 der Richtlinie⁸. In den öffentlich beschriebenen Projekten wird bisher der zweite gebaut.

Und was verlangt das Recht? Weniger, als in vielen Präsentationen steht.

Wie es um die Anbindbarkeit im Feld steht, beschreibt eine Beratungsquelle aus dem Juni 2026 knapp: Interoperabel und anbindbar sollen die Systeme sein, „in der Praxis sind sie das häufig nicht“. Anbindungen über CLS funktionierten in Pilotprojekten, ein produktiver Rollout stehe aus³¹. Ein benanntes Mehrsparten-Projekt über das Gateway mit veröffentlichten Produktivzahlen ließ sich für 2026 nicht finden.

Ein offenes Feld also. Das Gesetz zählt die Übermittlung von Submetering-Daten über das Gateway und die Anbindung des Hauptzählers einer weiteren Sparte zu den Zusatzleistungen, die Messstellenbetreiber anbieten müssen¹³.

Wohin die Daten gehen

Das Gateway verschickt Messwerte auf zwei Arten. Direkt an jeden berechtigten Empfänger im WAN, sternförmig, oder indirekt über einen Marktakteur⁸. Läuft der Versand über den Administrator, verschlüsselt das Gateway den Inhalt mit dem Schlüssel des Empfängers¹¹. Der Administrator transportiert, lesen kann er nicht.

Das Gesetz hat für die Aufbereitung ein Zielbild. Plausibilisierung und Ersatzwertbildung sollen im Gateway stattfinden und die Werte von dort direkt an die Berechtigten gehen, sobald das BSI das für technisch möglich hält und die Bundesnetzagentur es festlegt. Bis dahin dürfen Aufbereitung und Versand nach den Festlegungen der Bundesnetzagentur ganz oder teilweise außerhalb des Gateways laufen, beim Messstellenbetreiber, bei Gas dauerhaft und auch bei anderen berechtigten Stellen³². Das Zielbild steht im Gesetz, die Arbeit liegt bis auf Weiteres im Backend.

Dort sitzen Messdatenmanagement und der Versand über die Formate der Marktkommunikation. Das ist Kapitel 7.

Und der Netzbetreiber? Bei ihm kommen außerdem die Ist-Einspeisung aus TAF 9 und Netzzustandsdaten aus TAF 10 an⁸, Thema von Kapitel 4. Ohne Leitsystem für die Niederspannung füllen sie ein Archiv. Das Gutachten von BET und WIK-Consult kommt aus anderer Richtung zum selben Punkt: Für die Steuerung in systemkritischen Situationen müssten die Leitsysteme der Verteilnetzbetreiber so ergänzt werden, dass sie den Netzzustand beobachten, Engpässe automatisch erkennen und Steuerbefehle an sehr viele Anlagen zugleich schicken²⁰.

Für den eigenen Bestand lohnen vier Prüfungen:

1. Heimnetz-Topologie je Gerätetyp dokumentieren

   Klären Sie für jedes eingesetzte Gateway-Modell, ob HAN-CON und HAN-CLS physisch oder logisch getrennt sind, und schreiben Sie die Trennung für neue Ausschreibungen fest. Die Richtlinie empfiehlt sie nur.

2. WAN-Strategie je Standortklasse festlegen

   Kellerlage, Metallschrank, Mobilfunkversorgung, Nähe zur Ortsnetzstation: Ordnen Sie Ihre Zählerplätze nach solchen Merkmalen und legen Sie je Klasse ein Primär- und ein Ersatzmedium fest. Das Gesetz verlangt die Offenheit für ein zweites Medium ohnehin. Wo Ihr Gateway-Modell den Netzwerkdiagnosedienst bietet, prüfen Sie damit die Annahmen im Betrieb.

3. Komponentennamen an Richtlinien binden

   Schreiben Sie in Lastenhefte „CLS-Kommunikationsadapter nach TR-03109-5“ oder „Steuerbox nach FNN-Lastenheft“, nicht nur „Steuerbox“.

4. Mehrsparten über CLS planen

   Wenn Sie Wärme oder Wasser über das Gateway auslesen wollen, rechnen Sie bis auf Weiteres mit dem CLS-Weg über einen zertifizierten Adapter und prüfen Sie das Bündelangebot nach § 6 MsbG als Geschäftsmodell.