EMS first – Warum die Energiewende ein Betriebssystem braucht, keinen Gatekeeper

Der Paradigmenwechsel: EMS first

Teil 3 dieser Reihe hat gezeigt: Das deutsche Smart-Meter-System ist ein überregulierter Gatekeeper-Markt. ±10% Messgenauigkeit, 15-Minuten-Blöcke, 24h Verzögerung, übertragen per EDIFACT von 1987 – und der Endkunde braucht die Genehmigung seines Messstellenbetreibers für den Zugang zu seinen eigenen Daten. Die Lösung liegt nicht darin, dieses System schneller auszurollen. Sie liegt darin, zwei fundamental verschiedene Probleme zu entkoppeln.

Abrechnungsmessung (geeicht, eichrechtskonform, revisionsfest) und Echtzeitsteuerung (sekundengenau, lokal, offen) sind zwei verschiedene Probleme, die zwei verschiedene Lösungen brauchen. Deutschland hat versucht, beides in einem System zu lösen – und löst keines. Der Paradigmenwechsel heißt: EMS first, Smart Meter als optionaler Abrechnungs-Layer – nicht als Gatekeeper für alles.

Die DIY-Kette funktioniert heute schon: Ein Shelly 3EM für 90 Euro misst alle drei Phasen in Echtzeit. evcc auf einem Raspberry Pi steuert PV-Überschussladen, dynamische Tarifoptimierung und Lastmanagement. Tibber oder aWATTar liefern die Strompreissignale per offener API. Alles ohne SMGW, ohne MSB-Freischaltung, ohne BSI-Zertifizierung. In den Niederlanden hat jeder Zähler einen offenen P1-Port – Sekundenwerte, lokal, ab Werk. Deutschland hat denselben Zähler hinter ein BSI-Gateway gestellt und den Zugang an 813 Messstellenbetreiber delegiert.

Das Elektroauto wird zum Kraftwerk

Am 13. November 2025 hat der Bundestag die EnWG-Novelle verabschiedet: Ab 2026 wird V2G erstmals wirtschaftlich möglich. Die doppelte Netzentgelt-Belastung für rückgespeisten Strom wurde abgeschafft. Ab April 2026 folgen die MiSpeL-Prozessregeln – Ladepunkte als Speichereinheiten, ohne zweiten Zähler.^[1][2] Deutschland erschließt damit ein dezentrales Speicherpotenzial von 3,3 bis 5,0 GWh – 1,0 bis 1,5 GW flexibler Leistung, vergleichbar mit einem Großkraftwerk.^[1]

Smart Charging allein zeigt bereits enorme Wirkung: Ein Pilotprojekt von Elli und MITNETZ STROM erreichte fünfmal bessere Netzauslastung und 30 Prozent CO₂-Reduktion.^[3] Mercedes-Benz und The Mobility House starten 2026 mit V2G-fähigen Fahrzeugen. VW und enercity testen V2G mit einer ID. Buzz-Flotte im Realbetrieb.^[4] Studien sehen EU-weite Einsparungen von bis zu 22 Milliarden Euro pro Jahr.^[5]

Aber: Bidirektionales Laden braucht exakt das, was der SMGW-Stack nicht liefert. Echtzeit-Messung, bidirektionale Kommunikation, interoperable Geräteanbindung. Ein HEMS mit eigenem Sensor kann das heute schon. Das SMGW kann es architekturbedingt nicht.

Open Source: Die Lösungen existieren

evcc ist eine in Go geschriebene Open-Source-Ladesteuerung auf dem Raspberry Pi. PV-Überschussladen, dynamische Tarifoptimierung, Lastmanagement – in Echtzeit, mit Hunderten unterstützten Wallboxen, Wechselrichtern und Speichern. evcc spricht Modbus, SunSpec, OCPP und proprietäre APIs – und überbrückt damit den Protokoll-Wildwuchs, an dem der offizielle Stack scheitert.

OpenEMS ist eine modulare Plattform für Energiemanagement: Edge (Echtzeit-Steuerung vor Ort), UI (Live-Dashboard), Backend (Cloud-Aggregation). Speicher, Wallboxen, Wärmepumpen, Elektrolyseure und dynamische Tarife – auf einem 50-Euro-Embedded-Device.^[6]

openKONSEQUENZ NSC ist der einzige Open-Source-Ansatz innerhalb des regulierten SMGW-Ökosystems. Bei Netz Leipzig gelang der erste erfolgreiche Durchstich: Steuerbefehl aus dem NSC über den CLS-Kanal an eine Steuerbox. Open Source und BSI-Sicherheit sind kein Widerspruch.^[7]

Sechs regulatorische Forderungen

1. Entkopplung von Messung und Steuerung. Abrechnungsmessung braucht geeichte Zähler. Echtzeitsteuerung braucht offene Sensoren und lokale APIs. Die TR-03109 muss angepasst werden: HAN-CON-Schnittstelle ab Werk offen, Sekundenwerte lokal verfügbar, ohne MSB-Freischaltung.

2. Netztransparenz über Ortsnetzstationen statt flächendeckendes iMSys. 600.000 Ortsnetzstationen mit Echtzeit-Sensoren ausrüsten. Kosten: rund 300 Millionen Euro einmalig. Ergebnis: Echtzeitbild des gesamten Verteilnetzes.

3. §14a-Steuerung über offene Protokolle. Der Steuerbefehl braucht keinen TLS-Proxy durch ein BSI-Gateway. Eine signierte Nachricht per REST-API, MQTT oder OCPP reicht – direkt an die Wallbox oder das HEMS.

4. Entkopplung von BSI-Zertifizierung und Funktionserweiterung. Der Sicherheitskern des SMGW muss einmal zertifiziert werden. Anwendungsmodule müssen als signierte Container unabhängig aktualisierbar sein.

5. Open-Source-Pflicht für geförderte Infrastruktur-Software. Jede mit öffentlichen Mitteln geförderte Software im Energiebereich muss unter einer OSI-kompatiblen Lizenz veröffentlicht werden. Public Money, Public Code.

6. Messgenauigkeit an den Use Case anpassen. Für Steuerung keine Eichpflicht nötig. Ein Sensor mit ±2% reicht für Regelungszwecke – Messfehler egalisieren sich in jedem Regelkreis.

Fazit: Die Energiewende braucht ein Betriebssystem, keinen Gatekeeper

Deutschland hat die Energiewende als Hardware-Problem behandelt und die Hardware geliefert: 210 GW EE-Leistung, 2,4 Millionen Speicher, 1,65 Millionen E-Autos. Aber es hat die Energiewende als Software-Problem ignoriert. Der digitale Stack steckt im Jahr 2016 fest. Open-Source-Projekte wie evcc, OpenEMS und openKONSEQUENZ zeigen, dass es anders geht. Die Ladeinfrastruktur kann zur größten dezentralen Flexibilitätsressource Deutschlands werden – wenn der digitale Unterbau endlich mitkommt.

Die Energiewende braucht kein weiteres BSI-Schutzprofil. Sie braucht ein apt-get install energiewende.

Zurück zu Teil 3: Der digitale Blindflug | Zurück zum Anfang: Teil 1: Das Paradox der Überkapazitäten