Wie sich das digitale Messwesen verändert

Vom Zählerprüfstand bis zur Ladesäule

Smart-Meter-Rollout, neue Kommunikationswege, Prüfsoftware, elektronische Zähler, Wärmemessung und Schnellladesäulen: Die Digitalisierung verändert nicht nur das Messwesen, sondern auch die Arbeit der Prüfstellen. Auf der Prüfstellentagung der a:m+i zeigte sich, dass die Technik vielfach vorhanden ist – die Herausforderungen verlagern sich zunehmend auf Prozesse, Software, Wirtschaftlichkeit und die Frage, wie lange Messgeräte zuverlässig bleiben.

„Es ist alles da, was man braucht, um anzufangen und zu starten.“ Mit diesem Satz beschrieb Frank Borchardt vom VDE FNN auf der 7. spartenübergreifenden Prüfstellentagung der Agentur für Messwertqualität und Innovation (a:m+i) in Düsseldorf den Stand beim Steuerungsrollout. Deutschland sei zwar noch nicht so weit, dass Steuerung flächendeckend und hochskaliert funktioniere. Die grundlegende Technik müsse aber auch nicht mehr erst entwickelt oder im Labor erprobt werden.

Damit verschiebt sich die Herausforderung. Unterschiedliche Steuerungslogiken müssen zusammengeführt, intelligente Messsysteme auch in komplexeren Gebäudestrukturen eingesetzt und Prozesse so aufgesetzt werden, dass ein Rollout in größerem Maßstab funktioniert. „Ein erfolgreicher Rollout benötigt effiziente Prozesse“, sagte Borchardt. Zugleich stoße das Mess- und Eichrecht bei digitalen Geräten an Grenzen – etwa wenn Software-Updates technisch möglich sind, zusätzliche Prüfanforderungen ihren Einsatz aber wirtschaftlich unattraktiv machen.

Einbauen allein reicht nicht

Dass funktionierende Technik noch keinen funktionierenden Marktprozess bedeutet, machte Henning Herbst vom Verbraucherzentrale Bundesverband deutlich. Haushalte warteten nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems teilweise lange darauf, die versprochenen Anwendungen tatsächlich nutzen zu können.

Dabei geht es etwa um dynamische Tarife, reduzierte Netzentgelte oder eine bessere Verbrauchstransparenz. Nach Herbsts Darstellung gibt es zwar zahlreiche Haushalte, bei denen die Prozesse funktionieren. Zugleich habe eine vom Verband herangezogene Umfrage gezeigt, dass ein zweistelliger Prozentsatz teils sehr lange auf die tatsächliche Nutzbarkeit warte – in einzelnen Fällen mehrere Monate oder länger.

Für den vzbv greift eine Debatte, die vor allem auf Einbauzahlen schaut, deshalb zu kurz. „Das entscheidende Kriterium ist eben, wie das ganze System ans Laufen kommt und wie dann die einzelnen Akteure auch gut ineinandergreifen“, sagte Herbst. Verzögerungen könnten für Verbraucher nicht nur zusätzlichen Aufwand bedeuten, sondern auch finanzielle Nachteile, wenn beispielsweise ein dynamischer Tarif noch nicht genutzt werden könne.
Beim diskutierten Smart Meter Light schließt der Verband eine vereinfachte Lösung für optionale Einbaufälle nicht grundsätzlich aus. Entscheidend sei das Verhältnis von Kosten, Funktionalität und Nutzen. Eine solche Lösung müsse nach Herbsts Darstellung freiwillig und kostengünstig sowie datenschutzkonform, cybersicher und eichrechtskonform sein. „Wenn der Smart Meter Light genauso viel kostet wie der Smart Meter, dann braucht man ihn nicht“, sagte Herbst.

Vier Sparten, vier Lösungen

Wie stark Wirtschaftlichkeit die Digitalisierung des Messwesens bestimmt, zeigte Bernd Forner von WSW Energie & Wasser. Der Wuppertaler Versorger betreibt Strom-, Gas-, Wasser- und Wärmeinfrastruktur – setzt bei der Kommunikation aber bewusst nicht auf eine einheitliche Technik für alle Sparten.

Beim Strom steht das intelligente Messsystem im Mittelpunkt. Für die Übertragung von Wärmezählerdaten entschied sich WSW dagegen für Narrowband-IoT. Ausschlaggebend waren unter anderem die Verfügbarkeit geeigneter Zähler, positive Erfahrungen im Pilotbetrieb und der Vorteil, kein eigenes Kommunikationsnetz betreiben zu müssen. Bei Wasser bleibt LoRaWAN bislang auf einzelne Kundenprojekte begrenzt. Beim Gas sieht WSW vor allem punktuellen Bedarf, etwa bei Industrie- und Gewerbekunden.

Forner machte damit deutlich, dass der technische Aufwand immer zum tatsächlichen Datenbedarf passen muss. Wer einen Zählerstand nur selten benötigt, hat andere Anforderungen als bei zeitkritischen Lastgangdaten oder Steuerung. Dazu kommt die Struktur des Netzgebiets: In einem dicht bebauten Stadtgebiet kann ein Ableser von Haustür zu Haustür vergleichsweise effizient arbeiten. Fernübertragung ist dann nicht automatisch die wirtschaftlichste Lösung.

Das Wunschbild einer gemeinsamen technischen Plattform relativierte Forner entsprechend: „Die Praxis schlägt die Theorie.“ Bei WSW laufen zwar die abrechnungsrelevanten Daten am Ende im ERP-System zusammen. Auf dem Weg dorthin rechnet das Unternehmen aber weiterhin mit unterschiedlichen technischen Lösungen für die vier Sparten.

Eine Sprache für unterschiedliche Technik

Eine gemeinsame technische Sprache soll dagegen das Open Metering System, kurz OMS, ermöglichen. Wolfgang Esch von WEPTECH beschrieb den Ansatz als offenen Standard, der die Interoperabilität von Zählern und Sensoren verschiedener Hersteller und Sparten verbessern soll.

„Für mich ist OMS the Meter Language“, sagte Esch. Entscheidend sei dabei weniger, welche Kommunikationstechnik unterhalb der Anwendungsebene zum Einsatz komme. Er nannte unter anderem Wireless M-Bus, M-Bus, LoRaWAN, NB-IoT und mioty. Oberhalb dieser Übertragungswege sollen die Messgeräte ihre Daten nach einer gemeinsamen Systematik bereitstellen.

Das bekommt durch die Diskussion um Smart Meter Light zusätzliche Bedeutung. Esch verwies auf Dual-Stack-Lösungen, mit denen sich beispielsweise Zähleradapter zunächst über einen anderen Kommunikationsweg betreiben und später an ein Smart-Meter-Gateway anbinden lassen. „Das, was man heute im Bereich Smart Meter Light diskutiert, haben wir vor Jahren eigentlich in der OMS schon umgesetzt“, sagte Esch. Sein Argument: Wenn die Zähler auf der Anwendungsebene dieselbe Sprache sprechen, lässt sich die Kommunikationstechnik darunter flexibler austauschen.

Doch je digitaler Messsysteme und Kommunikation werden, desto wichtiger wird für Prüfstellen eine andere Frage: Wie lange bleiben elektronische Messgeräte messtechnisch stabil?

Sechs Jahre gut – aber was kommt danach?

Erste Antworten liefern die Qualifikationsverfahren für elektronische Versorgungsmessgeräte. Sie sollen Erkenntnisse über das messtechnische Langzeitverhalten einer Bauart liefern und sind mit dem Stichprobenverfahren für die weitergehende Verlängerung von Eichfristen relevant.

Ein Qualifikationsverfahren läuft sechs Jahre. Dabei werden 400 Geräte einer Bauart im Feld nachverfolgt und anschließend messtechnisch untersucht. Das Verfahren gilt für elektronische Geräte, die seit Anfang 2019 in Betrieb genommen wurden. Entwickelt wurde es im Umfeld des VDE FNN gemeinsam mit der Physikalisch-Technischen Bundesanstalt.

Peter Georg, Prüfstellenleiter bei der Deutschen Zählergesellschaft, wertete für seinen Vortrag Erfahrungen von FNN- und a:m+i-Mitgliedern aus. Bei den von ihm befragten Unternehmen waren seit 2019 insgesamt 130 Verfahren gestartet worden. Bis Ende 2025 waren 25 abgeschlossen, 24 davon erfolgreich. Ein Verfahren wurde vorzeitig beendet, nachdem innerhalb der sechs Jahre fünf Totalausfälle aufgetreten waren.

„Die Chance, so ein Verfahren erfolgreich abzuschließen, liegt bei nahezu 100 Prozent“, bilanzierte Georg mit Blick auf die bisher untersuchten Verfahren. Voraussetzung sei allerdings, dass die Geräte die sechs Jahre ohne entsprechende Totalausfälle erreichten.
Auch die eigentlichen Messwerte waren nach seiner Darstellung unauffällig. Die Fehler lagen bei den untersuchten Geräten maximal bei etwa der Hälfte der zulässigen MID-Fehlergrenzen. Geräte, die keinen Totalausfall hatten, arbeiteten demnach auch nach sechs Jahren messtechnisch zuverlässig.

Die größere Herausforderung lag an anderer Stelle: in der Organisation. 400 Geräte sechs Jahre lang im Blick zu behalten, erwies sich vor allem bei großen Netzbetreibern als aufwendig. Zähler werden zwischenzeitlich ausgebaut, müssen wiedergefunden und teilweise erneut eingebaut werden. Bei Unternehmen mit zahlreichen parallel laufenden Qualifikationsverfahren konnte deren Betreuung nach Georgs Befragung einen erheblichen Teil einer Stelle beanspruchen.

Hinzu kommen fehlende Übersichten über bereits laufende Verfahren. Georg berichtete von doppelten und sogar dreifachen Anmeldungen derselben Bauart. Diskutiert wird deshalb unter anderem darüber, laufende Verfahren transparenter zu machen und den jeweiligen Verfahrensführer im Extranet eindeutig zu benennen.

Offen bleibt vor allem die langfristige Alterung. In der Diskussion kam die für elektronische Geräte typische Badewannenkurve zur Sprache: Nach einer Phase früher Ausfälle folgt eine lange stabile Betriebszeit, bevor die Ausfallrate altersbedingt wieder zunimmt.

Wann dieser Anstieg bei elektronischen Zählern beginnt, lässt sich aus den bisherigen Verfahren noch nicht ableiten. „Wir wissen nur: Nach sechs Jahren geht sie nicht hoch“, sagte Georg. Ob sich das nach zwölf, 18 oder 23 Jahren ändere, wisse man derzeit nicht.

Prüfsoftware wird selbst zum Digitalprojekt

Nicht nur die Messgeräte verändern sich. Auch die Software, mit der Prüfstellen ihre Anlagen steuern, muss erneuert werden. ZERA arbeitet deshalb an einer neuen Generation seiner Prüfsoftware. Die bisherige Windows-Anwendung stammt aus dem Jahr 2002 und ist damit inzwischen 24 Jahre alt. Sie soll zwar mindestens bis 2029 weiter unterstützt werden. Zugleich werden Einschränkungen einer über Jahrzehnte gewachsenen Architektur deutlicher – etwa bei Rechteverwaltung, IT-Sicherheit, automatisierten Tests und älteren Skripttechnologien.

Die neue Lösung setzt auf eine webbasierte Architektur. Webbasiert bedeutet dabei nicht automatisch Cloud: Nach Angaben von ZERA lässt sich die Software ohne Internetzwang betreiben. Gleichzeitig sollen moderne Anforderungen wie verschlüsselte und zertifikatsbasierte Kommunikation von Beginn an berücksichtigt werden.

Die Software soll perspektivisch außerdem nicht auf klassische Stromzählerprüfanlagen beschränkt bleiben. ZERA nennt unter anderem mobile E-Mobility-Prüftechnik, Wandlerprüffelder und perspektivisch auch Prüfstände für Gas, Wasser und Wärme als mögliche Einsatzfelder.

Dazu passt die Erweiterung der Unternehmensgruppe. Seit Juli ist die neu gegründete INOTECH Germany eine hundertprozentige Tochter der ZERA-Gruppe. Damit erweitert sich das Prüftechnikportfolio um Gas, Wasser und Wärme. Zugleich sollen Vertriebs-, Service- und Softwarestrukturen stärker zusammengeführt werden.

Bei Wärme zählen selbst acht Gramm Wasser

Wie weit Automatisierung in einer Prüfstelle inzwischen reichen kann, zeigte Oliver Haase von Stadtwerke Duisburg – Metering. Der frühere Wärmezählerprüfstand des Unternehmens stammte aus dem Jahr 1984. Teile der Technik arbeiteten noch lange mit älteren Rechner- und Steuerungssystemen. Beim Neubau stand deshalb nicht nur eine Modernisierung der Hardware auf der Wunschliste. „Wir wollten eine vollautomatisierte Steuerung haben“, sagte Haase.

Der Grund dafür war auch messtechnisch: Je mehr Schritte manuell durchgeführt werden, desto größer ist das Risiko unterschiedlicher Abläufe und Eingaben. Der neue Prüfstand soll deshalb Prüfpunkte reproduzierbar anfahren und Berechnungen automatisiert durchführen. Auch systematische Fehler können über die Software berücksichtigt werden.

Wie fein diese Korrekturen inzwischen reichen, zeigt die Verdunstung. Bei längeren Messungen geht Wasser verloren, während es sich in der Waage befindet. An der kleinen Waage des Duisburger Prüfstands sind es nach Haases Angaben rund acht Gramm innerhalb einer Stunde; an der größeren etwa 26 bis 27 Gramm. Dieser Effekt lässt sich mit der Software erfassen und rechnerisch korrigieren.

Noch stärker wirkt sich bei diesem Prüfstand die Wasserdichte auf die Messunsicherheit aus. Sie macht nach den Duisburger Berechnungen etwa 74 bis 75 Prozent des gesamten Messunsicherheitsbudgets aus. Hinzu kommen unter anderem die Waagen, Umschalteinrichtungen, Rohrvolumina, Temperaturunterschiede und die Kompressibilität des Wassers.

Der Prüfstand zeigt damit beispielhaft, wie sehr moderne Prüftechnik von Software und Datenverarbeitung geprägt ist. Genauigkeit entsteht nicht allein durch ein möglichst präzises Referenzgerät, sondern durch das kontrollierte Zusammenspiel vieler Einflussgrößen.

Wenn die Prüftechnik zur Ladesäule fährt

Bei DC-Schnellladesäulen kehrt sich das klassische Prinzip schließlich um. Nicht das Messgerät kommt in die Prüfstelle – die Prüftechnik muss zur Messstelle. Jovyatlas hat dafür ein mobiles Prüfsystem auf Basis einer Widerstandslast entwickelt. Das System soll ohne Anhänger auskommen, in einen Kastenwagen passen und von einer Person eingesetzt werden können. Nach Angaben von Wolfgang Pastoor kann es Spannungen bis 1.000 Volt und Ströme von rund 600 Ampere abdecken.

Die Widerstandslast löst dabei ein praktisches Problem: Eine Prüfung mit einem Elektroauto oder einem Batteriespeicher würde voraussetzen, dass die aufgenommene Energie anschließend wieder abgeführt wird. Zudem beeinflussen Ladezustand und Batterieverhalten die Prüfung. Mit einer definierten Last lassen sich Prüfpunkte dagegen gezielter anfahren.

Die schwierigsten Fragen liegen jedoch nicht ausschließlich in der Leistungselektronik. Bei Feldtests zeigte sich nach Pastoors Darstellung, dass unterschiedliche Ladepunkte trotz standardisierter Kommunikation nicht immer gleich reagieren. Seine Zusammenfassung: „Genormte Kommunikation. Die Säule versteht es trotzdem nicht.“

Unterschiedliches Regelverhalten, Modellpflege und das Backend hinter der Ladesäule können die Prüfung beeinflussen. Für den Prüfmittelhersteller bedeutete das zahlreiche Tests im Feld und eine enge Abstimmung mit unterschiedlichen Säulenherstellern.
Gleichzeitig wird die Frage der Nacheichung drängender. Pastoor berichtete von einer ersten öffentlichen Nacheichung mit dem System in Bayern im Jahr 2025. Inzwischen liefen bei weiteren Ladeeinrichtungen die Eichfristen ab. Damit stellt sich zunehmend die praktische Frage, wer die Prüfungen übernimmt – Eichbehörden oder Dienstleister – und wer in die dafür notwendige Technik investiert.

Genau darin bündelt sich die Entwicklung, die sich durch die Prüfstellentagung zog. Das Messgerät lässt sich immer weniger isoliert betrachten. Es kommuniziert mit Gateways und Backends, erhält Software, wird Teil automatisierter Prozessketten und muss zugleich über viele Jahre messtechnisch zuverlässig bleiben.

Die klassische Metrologie verschwindet damit nicht. Im Gegenteil: Ihre Aufgabe wird größer. Die entscheidende Frage lautet künftig nicht mehr nur, ob ein Messgerät richtig misst – sondern ob das gesamte System darum herum zuverlässig funktioniert.

Von links der Vorstand der a:m+i: Finanzvorstand: Eckhard Wenker, Geschäftsführer: Robert Bergmann, Kommunikationsvorstand: Stefan Rottländer, Vorstandsvorsitzender: Jürgen Kramny Bild: © a:m+i