Smart Meter in Deutschland: Was der Zähler kann – und wie der Rollout noch gelingt
Deutschlands Smart Meter können mehr als fast alle anderen. Doch genutzt wird das Potenzial kaum. Wie kommt der Rollout in die Gänge?
Ein Smart-Meter-Gateway wird in einen Zählerschrank eingesetzt. Deutschlands intelligente Messsysteme gehören zu den sichersten der Welt. Doch der Rollout stockt.
Foto: Octopus Energy
Strom in Deutschland könnte günstiger sein, wenn das Stromnetz wüsste, wann wie viel Energie wo gebraucht wird. Smart Meter können das leisten. Doch die allermeisten Haushalte haben noch keinen. Und das liegt nicht an der Technik.
Bis 2032 sollen 95 % aller deutschen Stromzähler intelligent sein. So will es das „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) vom Mai 2023. Stand heute sind es aber gerade einmal 3,8 %; rund 2 von 54 Millionen Anschlüssen. Das zeigte die jüngste Erhebung der Bundesnetzagentur (BNetzA) zum Stichtag 30. September 2025.
Zwar wurde gut die Hälfte der alten Ferraris-Zähler bereits durch digitale Modelle ersetzt (sogenannte moderne Messeinrichtungen mMe). Doch denen fehlt das entscheidende Bauteil: ein Smart-Meter-Gateway (SMGW), das den Zähler mit dem Stromnetz und den Geräten im Haushalt verbindet. Erst damit wird aus einem digitalen Zähler ein intelligentes Messsystem (iMSys) oder ein „Smart Meter“.
| Komponente | Funktion |
| Moderne Messeinrichtung (mME) | Digitaler Stromzähler, misst alle 15 Minuten |
| Smart-Meter-Gateway (SMGW) | Kommunikationseinheit, sorgt für verschlüsselte Datenübertragung |
| Zusammen = iMSys | Intelligentes Messsystem, der „Smart Meter“ |
| Optional: Controllable Local System (CLS)-Schnittstelle | Ermöglicht zusätzlich die Steuerung von z.B. Wärmepumpe, Wallbox und Speicher |
Tab. 1: Was ist ein intelligentes Messsystem (iMSys)?
Inhaltsverzeichnis
Wohin mit dem Grünstrom?
Laut dem Umweltbundesamt lag der durchschnittliche Anteil Erneuerbarer Energien (EE) am Bruttostromverbrauch im Jahr 2025 bei rund 55–56 %. Ein neuer Rekord. Doch mit dem Ausbau der EE wächst auch die Menge an Strom, die das Netz nicht aufnehmen kann. Die Folge sind kostspielige Abregelungen.
Branchenberichten zufolge waren es 2024 rund 554 Mio. €. Diese Ausgleichskosten an EE-Erzeuger werden auf die Netzentgelte umgelegt, wodurch indirekt die Strompreise für Verbraucher steigen. Und das zu einer Zeit, in der die Netzentgelte aufgrund des hohen Netzausbaubedarfs durch neue EE-Anlagen ohnehin immer teurer werden.
Es wäre also wichtiger denn je, den Stromverbrauch flexibel an das Angebot anzupassen. In der Fachsprache bezeichnet man dies als Demand Side Integration. Sie umfasst zwei Ansätze:
- Beim Demand Side Management (DSM) greifen Netzbetreiber aktiv ein, indem sie steuerbare Verbraucher wie Wärmepumpen bei Netzengpässen dimmen.
- Bei der Demand Side Response (DSR) reagieren Verbraucher dagegen eigenständig auf Preissignale vom Netzbetreiber. Das kann entweder manuell passieren, oder indem sie ein Home Energy Management System (HEMS) nutzen, das den Stromverbrauch auf Basis der Preissignale automatisch optimiert.
Das Ziel ist in beiden Fällen: Hoher Verbrauch bei viel Einspeisung und geringen Preisen, niedriger Verbrauch bei wenig Einspeisung und hohen Preisen. Das würde das Netz entlasten und die Preise senken. Und eigentlich sind die Bedingungen für mehr Flexibilität besser denn je, denn in immer mehr deutschen Kellern und Garagen stehen steuerbare Verbrauchsanlagen.
| Gerät | Installierte Anzahl (gerundet) |
| Wärmepumpen | 1,7 Mio. |
| E-Autos | 2,2 Mio. |
| Stationäre Batteriespeicher (überwiegend Heimspeicher) | 2 Mio. |
Tab. 2: Potenziell steuerbare Verbrauchsanlagen in Deutschland Anfang 2026. Der Großteil ist bislang noch nicht an ein iMSys angebunden. Quellen: Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE), Kraftfahrt-Bundesamt (KBA)
Netze zuerst vs. Erzeugung zuerst
Die politische Debatte um die Energiewende wird derweil immer schärfer. Im Mittelpunkt steht eine Dichotomie, die man als „‚Netze zuerst‘ vs. ‚Erzeugung zuerst'“ beschreiben könnte. In der Fachwelt hat sich hierfür der Begriff „Synchronisierung“ eingebürgert:
Soll der EE-Ausbau an die vorhandene Netzkapazität gekoppelt werden, was den EE-Zuwachs verlangsamen würde? Oder soll der Zubau von Wind und Solar Vorrang haben, während Netzausbau, Digitalisierung, Speicher und flexibler Verbrauch die Lücke zwischen EE-Erzeugung und Netzkapazität schließen?
Smart Meter kommen hier eigentlich wie gerufen. Denn mit dem digitalen Zähler lassen sich Stromerzeugung, Stromverbrauch und Stromnetz in Echtzeit miteinander verbinden. Theoretisch könnte er damit sowohl das Netz entlasten, was den Ausbau-Druck senkt, als auch die Strompreise für Verbraucher senken, was den Umstieg auf Elektrolösungen wie E-Autos und Wärmepumpen attraktiver macht und den EE-Ausbau beschleunigt.
Bloß: Lediglich 3,8 % aller Zähler wurden bislang umgestellt. Woran liegt das, und was muss sich ändern?
Ein Techniker installiert ein intelligentes Messsystem. Bis 2032 sollen 95 % aller deutschen Stromzähler umgerüstet sein. Bisher sind es 3,8 %.
Foto: picture alliance/dpa | Markus Scholz
Deutsche Smart Meter: Sicher, aber komplex
Grund Nummer eins für die Langsamkeit des Rollouts ist die komplexe Struktur des deutschen Smart Meters. Die Architektur aus digitalem Zähler, zertifiziertem Gateway und Steuerungsschnittstelle macht das iMSys zu einem der sichersten, aber auch komplexesten Smart-Meter-Systeme weltweit.
Das SMGW wird vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) nach dem strengen Common Criteria EAL4+-Standard zertifiziert, den sonst nur das Online-Banking besitzt. Auch deswegen haben Entwicklung und Zertifizierung viele Jahre gedauert.
| Jahr | Ereignis |
| 2009 | Der Start: Die EU gibt das Ziel von 80 % Smart Meter-Abdeckung bis 2020 aus |
| 2013 | Abschluss der ersten deutschen Studie: Das FDP-geführte Wirtschaftsministerium von Philip Rösler beschließt, dass der Einbau nur bei > 6.000 kWh Verbrauch oder eigener PV-Einspeisung obligatorisch wird |
| 2015 | Das BSI legt den ersten Sicherheitsstandard für das SMGW vor |
| 2016 | Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) von Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) knüpft den Rollout-Start an eine Zertifizierung von mindestens drei unterschiedlichen Herstellern durch das BSI |
| 2020 | Die ersten drei SMGW-Hersteller sind zertifiziert, das BSI gibt den Startschuss für den Rollout |
| 2021 | Gerichtlicher Stopp des Rollouts nach einer Klage durch einen nicht-zertifizierten SMGW-Hersteller |
| 2023 | Das Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) von Wirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) sorgt für einen Neustart mit neuen Rollout-Quoten |
| 2024 | Eine Novelle des §14a des EnWG erlaubt es Netzbetreibern, steuerbare Verbraucher bei Engpässen zu dimmen: der erste Anwendungsfall für CLS |
| 2025 | Alle Stromlieferanten müssen laut dem GNDEW dynamische Tarife anbieten. Das iMSys wird damit zur Voraussetzung |
Tab. 3: Chronologie des Smart Meter Rollouts in Deutschland. Quelle: VDE dialog, BNetzA, eigene Recherche
In vielen anderen Ländern lief der Rollout schneller. Wie eine Bitkom-Studie zeigt, lagen Länder wie Spanien, Italien, Schweden und die Niederlande schon im Jahr 2022 bei 90 bis 100 % Smart Meter-Abdeckung. Dafür nutzte man dort einfachere Technik mit weniger Funktionen und niedrigeren Sicherheitsstandards. Frank Borchardt, Senior Projektmanager beim VDE FNN (Forum Netztechnik/Netzbetrieb), skizziert dagegen den deutschen Weg: „Wir haben viele Probleme auf dem Papier gelöst, bevor wir den ersten Schraubendreher in die Hand genommen haben.“
Tim Meyer, Elektroingenieur, Energieberater und VDI-Mitglied, sieht im langsamen Rollout auch eine Folge verengter Perspektiven: „Der Nutzen von Smart Metern wurde ausschließlich aus der Perspektive der Netzbetreiber betrachtet. Dass sie dem Kunden und dem ganzen System unheimlich viel bringen können, wurde kaum bedacht. Wir haben mit Scheuklappen auf die Digitalisierung des Energiesystems geschaut.“
Der Vorteil ist nun, dass das deutsche iMSys potenziell viel kann – so viel, dass es einen regelrechten Paradigmenwechsel im Stromnetz erlauben würde. Ein Überblick.
Von der Jahresablesung zum Viertelstundentakt
Der Ferraris-Zähler liefert einen einzigen Wert pro Jahr. Das iMSys erfasst dagegen alle 15 Minuten den Verbrauch und übermittelt die Daten deutlich öfter, nämlich monatlich oder sogar täglich. Nutzer können auf dieser Grundlage schon mithilfe einer Smartphone-App ablesen, wann sie wie viel Strom verbrauchen.
„Wenn der Verbrauch auf einmal transparent und quasi in Echtzeit angezeigt wird, kann man anfangen, sein Verhalten anzupassen und so richtig Geld zu sparen“, erklärt Bela Schramm, Geschäftsführer des wettbewerblichen Messstellenbetreibers Metrify.
Vom Fixpreis zum dynamischen Tarif
Seit 2025 müssen laut dem GNDEW alle Stromlieferanten dynamische Tarife anbieten. Das Besondere an diesem Tarif ist: Man zahlt keinen Fixpreis, sondern das, was die kWh Strom tatsächlich an der Börse gekostet hat. Solche Tarife lassen sich nur mit einem iMSys nutzen. Wer zum Beispiel ein E-Auto besitzt, kann das Aufladen gezielt in Stunden mit niedrigen Strompreisen verlagern. „Der Unterschied zwischen Laden um 18 Uhr und Laden um 2 Uhr nachts ist riesig“, erklärt Bastian Gierull, CEO des Ökostromanbieters Octopus Energy Germany. „Sowohl preislich als auch für das Netz.“
Bastian Gierull, CEO von Octopus Energy Germany, hat Anfang 2025 einen eigenen Messstellenbetrieb gegründet – weil der Weg über die grundzuständigen Anbieter zu langsam war. Foto. Octopus Energy
Neben den niedrigeren Stromkosten schafft der Anfang 2024 novellierte § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) einen zusätzlichen Anreiz für den netzdienlichen Verbrauch. Wer seinem Netzbetreiber erlaubt, steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen oder Wallboxen in Engpässen kurzzeitig zu dimmen, zahlt im Gegenzug geringere Netzentgelte.
Obwohl dieser Anspruch auf Entgeltreduzierung theoretisch seit Januar 2024 besteht, befindet sich die technische Umsetzung – also die tatsächliche Fernsteuerung durch die Netzbetreiber – vielerorts noch in der Aufbauphase.
Wie riskant diese Lücke in der digitalen Steuerung sein kann, betont Prof. Martin Braun, Leiter des Fraunhofer IEE. Er warnt davor, das Potenzial dynamischer Tarife zu überschätzen, solange keine iMSys zum Einsatz kommen: „Dynamische Strompreise mit reiner Börsenkopplung adressieren keine lokalen Netzengpässe und können Synchronisationseffekte sogar verstärken.“
Heißt: Wenn Millionen Haushalte gleichzeitig laden, weil der Börsenpreis gerade niedrig ist, kann dies das lokale Netz sogar über- statt entlasten. Netzentlastend wirkt Flexibilität nur dann, wenn nicht nur der Preis, sondern auch die lokale Netzauslastung darüber entscheiden, wann Geräte geladen werden. Diskutiert werden dafür unter anderem dynamisierte Netzentgelte mit geografischer Auflösung – also Netzentgelte, deren Höhe sich an der Belastung des jeweiligen Netzabschnitts orientiert – oder ein sogenanntes Nodal Pricing, bei dem der Strompreis nicht wie bisher einheitlich für ganz Deutschland gilt, sondern von Ort zu Ort, je nach Auslastung, variiert. Doch für beide Ansätze wären Smart Meter eine Grundvoraussetzung.
Von der Einzelanlage zur Virtual Power Plant (VPP)
Dieses Flexibilitätspotenzial lässt sich bündeln. Denn mit dem iMSys können Batteriespeicher, E-Fahrzeuge und andere steuerbare Geräte im Haushalt zu sogenannten Virtual Power Plants (VPP) zusammengeschlossen werden. Ein Dienstleister – im Fachjargon „Aggregator“ – fasst in diesem Fall viele Einzelanlagen zusammen, steuert sie zentral und vermarktet das gebündelte Potenzial am Energiemarkt.
Je nach Bedarf können diese Geräte dann ihren Verbrauch verschieben, reduzieren oder sogar Strom ins Netz zurückspeisen. Theoretisch lassen sich über Smart Meter tausende Geräte zu VPPs vernetzen und können dann gemeinsam so viel Leistung bereitstellen wie ganze Kraftwerke. „Eine Autobatterie ist achtmal so groß wie die typische Batterie im Keller“, rechnet Metrify-Chef Schramm vor. „Wenn man alle Autobatterien und Batteriespeicher über Smart Meter und intelligente Steuerungen miteinander koppelt, kann man sie bei Bedarf ins Netz entladen.“ Das biete „ein unglaubliches Potenzial an Flexibilität.“
Bela Schramm, Geschäftsführer des wettbewerblichen Messstellenbetreibers Metrify, fordert mehr Kooperation zwischen grundzuständigen und wettbewerblichen Anbietern beim Smart-Meter-Rollout.
Foto: Enpal
Wie groß das sein kann, zeigt ein Blick nach Großbritannien. Octopus Energy kann dort nach eigenen Angaben die E-Fahrzeuge seiner Kunden zu einem VPP mit bis zu 2,6 GW Leistung zusammenschalten. In Spitzenzeiten, zum Beispiel kalten Winterabenden, ruft Octopus seine Kunden dazu auf, ihren Strombedarf zu verschieben. Dafür erhalten diese eine finanzielle Entschädigung. Mithilfe solcher „Saving Sessions“ lässt sich laut dem Unternehmen so viel Strom bereitstellen, dass Back-up-Gaskraftwerke nicht mehr einspringen müssen.
Von der Autobatterie ins Stromnetz (V2G)
Noch einen Schritt weiter geht das bidirektionale Laden (Vehicle-to-Grid, V2G), bei dem E-Autos nicht nur ihren Verbrauch verschieben, sondern als Teil eines VPP aktiv Strom ins Netz zurückspeisen. Anders als bei der reinen Verbrauchsverschiebung müssen die Nutzer hier abwägen, ob ihre Einspeisungsvergütung die zusätzliche Belastung der Fahrzeugbatterie rechtfertigt. Denn das häufige Ent- und Beladen der Batterie kann deren Lebensdauer verkürzen. Offen ist zudem noch, wie Hersteller in diesem Szenario mit Garantieansprüchen umgehen.
In Großbritannien praktiziert der Aggregator Octopus Energy V2G bereits im Rahmen seines VPP. Auch in Deutschland wollen mehrere Unternehmen bald bidirektionales Laden anbieten. Ende 2025 wurde dafür eine regulatorische Hürde beseitigt: Mit einer Änderung des EnWG hat der Bundestag die bisherige Doppelbelastung durch Netzentgelte beim bidirektionalen Laden abgeschafft. Rückgespeister Strom aus E-Auto-Batterien wird künftig wie Strom aus stationären Speichern behandelt.
Fraunhofer IEE-Direktor Braun verweist jedoch darauf, dass sich dieses Potenzial ohne Smart Metering nicht heben lässt: Die für VPP und V2G notwendige Mess- und vor allem Steuerinfrastruktur sei „bislang nur wenig bei den Haushaltskunden installiert.“ Heißt: In Deutschland stehen zwar schon Millionen Wärmepumpen, E-Autos und Speicher, aber die Steuerboxen (CLS), die sie z.B. für die Bildung eines VPP netzdienlich ansteuern könnten, sind in weniger als 1 % dieser Anlagen vorhanden. Mit anderen Worten: Die Technik steht im Keller, aber niemand kann sie ansprechen.
Zwischenfazit: Das Potenzial der deutschen iMSys zur Entlastung von Stromnetzen und -kunden ist riesig. Warum also stockt der Rollout immer noch?
Die beiden großen Bremsklötze
1. Zu viele Einzelkämpfer
In Deutschland sind die grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) für den Rollout verantwortlich. Davon gibt es laut der BNetzA nicht weniger als 841. Die meisten sind Stadtwerke mit wenigen Mitarbeitern. „Insbesondere die Kleinen kämpfen mit den Anforderungen“, berichtet Schramm. Der Weg vom einmaligen Messen zur kontinuierlichen Messung sei ein „technologischer Sprung, der erhebliche Investitionen in IT-Infrastruktur, Ausbildung von Personal und Automatisierung von Prozessen“ erfordere. Bei einigen führt das anscheinend zu Resignation: Ende 2024 hatten nach Angaben des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (bne) 340 gMSB noch kein einziges iMSys installiert.
Und dort, wo schon Geräte verbaut sind, hapert es oft an den digitalen Prozessen dahinter. Die ‚Technische Studie Metering gMSB‘ der Horizonte-Group beschreibt erhebliche Engpässe bei der operativen Umsetzung im Backoffice, denn die fehlende Interoperabilität der IT-Systeme bremst den Rollout zusätzlich. VDI-Experte Meyer fasst zusammen: „Das Problem sind die Verteilnetze. Die haben wir nicht digitalisiert, die haben wir nicht flexibilisiert, die sind ein Flickenteppich. All das müssen wir anpacken.“
Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) sieht die Ursachen nicht nur bei den Stadtwerken selbst. Neben der Integration neuer IT-Systeme bremsten auch Lieferengpässe und Fachkräftemangel den Ausbau, so ein Verbandssprecher. Damit es schneller gehe, müsse man „unnötige Regeln und technische Hürden abbauen, Abläufe einfacher machen und Anreize schaffen – sowohl für Messstellenbetreiber als auch für Verbraucher.“
Dass die Digitalisierung im Messwesen grundsätzlich funktionieren kann, zeigt das sogenannte Submetering, die verbrauchsgerechte Erfassung von Wärme, Wasser und Kälte in Gebäuden. Marktführer Techem meldet etwa einen Digitalisierungsgrad von über 85 % bei seinen weltweit rund 62 Mio. Messgeräten. Der entscheidende Unterschied: Im Submetering sind einheitliche, übergreifende Datenstandards und einfache Geräte üblich. Beides fehlt beim Strom-Metering, wo ein Flickenteppich aus Hunderten MSBs und Verteilnetzbetreibern (VNB) mit unterschiedlichen IT-Systemen arbeitet.
2. Zu viele Faxgeräte
Auch bei der Installation hakt die Umsetzung. Die Kommunikation zwischen MSB, Netzbetreibern und Stromlieferanten läuft vielerorts noch manuell. Das ist mindestens herausfordernd, wenn man sich den gesetzlich vorgegebenen Zeitplan vor Augen führt. Benjamin Merle, Technologievorstand beim Solarunternehmen Enpal, beschrieb das Problem auf dem Handelsblatt Energiegipfel: „Auf unserer Seite haben wir KI-Agenten, die die Ummeldung übernehmen. Auf der anderen Seite landet die Anfrage im Faxgerät.“ Schramm bestätigt: „Der Markt hakt auch daran, dass kein hinreichendes Automatisierungsniveau hergestellt wird. Das ist wirklich ein Hemmschuh für die Transformation der Energiewelt.“
Octopus Energy-CEO Gierull zog daraus eine praktische Konsequenz: „Wir haben lange versucht, für unsere Kunden Smart Meter über die gMSB zu bekommen – das hat nicht wirklich funktioniert.“ Deshalb habe der Ökostromanbieter Anfang 2025 Octopus Energy Metering gegründet, einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB), der bundesweit Kunden iMSys anbieten kann. Dabei sei er sowohl schneller als auch günstiger als die grundzuständige Konkurrenz, meint Gierull. In eine ähnliche Richtung ging der Solar-Branchenprimus Enpal mit der Ausgründung von Metrify. Auch LichtBlick, EKD Solar und weitere Grünstromanbieter haben den Messstellenbetrieb als eigenständige Geschäftseinheit etabliert.
Ein Enpal-Techniker montiert eine Solaranlage. Das Solarunternehmen hat mit Metrify einen eigenen Messstellenbetreiber gegründet, um den Smart-Meter-Rollout zu beschleunigen.
Foto: Enpal
Die Lösung für die beiden Problemcluster müsste aus der Politik kommen. Doch die setzt gerade andere Prioritäten: Mit dem Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) fließen Milliarden in bis zu 12 GW neue Gaskraftwerke. Und ein Zehnpunkteplan des Wirtschaftsministeriums vom September 2025 sieht vor, den Rollout wieder bei den Verteilnetzbetreibern zu bündeln – also bei jenen gMSB, die laut BNetzA schon jetzt weit unter den Ausstattungszielen liegen. Für wMSB könnte das bedeuten, vom Rollout faktisch ausgeschlossen zu werden. „Das sorgt für viel Verunsicherung“, betont Gierull. Drei Dutzend Unternehmen und Verbände warnten daraufhin in einem gemeinsamen Appell vor einer „Re-Monopolisierung des Messwesens.“
Hierzu äußert sich auf Anfrage selbst der VKU, der Dachverband der kommunalen Unternehmen und damit auch vieler gMSB, zurückhaltend: „Ein großer Kurswechsel zum jetzigen Zeitpunkt beinhaltet das Risiko, den Rollout auszubremsen – genau in dem Moment, in dem er richtig Fahrt aufgenommen hat.“
Mit drei Hebeln zum Rollout
Fragmentierung, fehlende Digitalisierung, politische Fehlsteuerung – der VDI hat die Hürden des Rollouts früh benannt. Bereits 2020 forderte der Verein in einem Policy Factsheet einen „klar strukturierten, abgestimmten und kosteneffizienten Rollout“ und warnte vor Insellösungen, die den Fortschritt bremsen. Smart Meter seien „ein unverzichtbarer Baustein bei der Umsetzung der Energiewende“, ihre Einführung verzögere sich jedoch seit Jahren.
Was also muss passieren? Drei Hebel könnten den Rollout jetzt noch retten.
1. Kooperation statt Konfrontation
Die Debatte um gMSB und wMSB wird als Entweder-oder geführt. Doch die Lösung liegt in einem Sowohl-als-auch. Dafür plädiert auch Schramm vom wMSB Metrify: „Der Weg aus dieser Misere ist die Kooperation zwischen grundzuständigen und wettbewerblichen Messstellenbetreibern. Wir ergänzen uns sinnvoll beim Rollout.“ Die gMSB kennen ihre Netze, die wMSB bringen Tempo und digitale Lösungen. Nun bräuchte es einheitliche Schnittstellen und einen politischen Rahmen für die Zusammenarbeit.
Auch von den kommunalen Versorgern gibt es Signale der Offenheit. „Wenn VNB und wMSB enger zusammenarbeiten, können am Ende alle Beteiligten profitieren“, erklärt ein VKU-Sprecher auf Anfrage. Dafür brauche es allerdings „passende Regeln, die solche Partnerschaften unterstützen und nicht behindern.“
2. Prozesse radikal vereinfachen
Der zweite Hebel ist operativer Natur. Solange Ummeldungen per Fax laufen und jeder MSB sein eigenes IT-System pflegt, kommt der Rollout nicht in die Fläche. „Wir müssen Prozesse radikal vereinfachen“, fordert Gierull. Standardisierte, digitale Abläufe zwischen MSB, VNB und Stromlieferanten wären ein Beschleuniger, der allen nützt.
„Wir sind unfassbar kompliziert“, bestätigt VDI-Fachmann Tim Meyer. „Statt Einzeleinbau sollten wir straßenzugsweise durchdigitalisieren. So erzielen wir schnell eine Quote von 60, 70 oder gar 80 %.“
3. Flexibilität erfahrbar machen
Der Wechsel zum Smart Meter sollte keine reine Pflichtübung oder ein reiner Verwaltungsakt sein. Die Verbraucher müssen den konkreten Nutzen der neuen Zähler kennen und verstehen – und im Idealfall auch auf der Stromrechnung sehen.
„Wer eine Wallbox hat, sollte auf jeden Fall sehen, dass er einen Smart Meter und einen lastvariablen Tarif bekommt. Bei Wärmepumpen wird es ebenfalls spannend“, sagt Harald Bratke, Energieforscher am Fraunhofer ISI und VDI-Mitglied.
Meyer dreht die Perspektive um: „Erst wenn die Infrastruktur da ist, entstehen die Innovationen. Das ist wie beim Smartphone: Die Plattform war da, und dann kamen die Apps. Beim Smart Meter ist es genauso.“ Statt zu fragen, ob sich der Smart Meter für jeden einzelnen Haushalt schon heute rechne, müsse man ihn als Plattform begreifen, auf der neue Geschäftsmodelle und Dienste überhaupt erst entstehen können.
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Fazit: Smart Metering ist die halbe Energiewende
Die Energiewende hat drei zentrale Elemente:
- den klimafreundlichen Umbau der Energieerzeugung,
- die sinnvolle Flexibilisierung des Energieverbrauchs und
- die Modernisierung der Netze.
Der Smart Meter verbindet alle drei. Für die „‚Netze zuerst‘ vs. ‚Erzeugung zuerst'“-Debatte heißt das: Beides funktioniert nur mit einer digitalen Schicht dazwischen. „Smart Meter sind keine Nebelkerze. Sie sind die Zündkerze, um batterieelektrische Mobilität in den Markt zu bringen und einen wirklichen Beitrag zur Energiewende zu leisten“, resümiert Harald Bratke.
Der VDI schrieb bereits 2020, nach einem erfolgreichen Rollout könne Deutschland eine Vorreiterrolle für intelligente Mess- und Steuerinfrastruktur einnehmen. Diese Aussicht ist seitdem konkreter geworden: Die EU hat die strengen deutschen Sicherheitsstandards im Cyber Resilience Act aufgegriffen. Bei der nächsten Produktgeneration könnten sie der Maßstab für den europäischen Standard werden.
Doch die Vorreiterrolle nützt wenig, wenn der eigene Rollout bei nicht einmal 4 % steckenbleibt. Smart Metering ist ein Schlüssel des zukünftigen Energiesystems, steht aber vor zahlreichen Herausforderungen. In der VDI-Initiative „Zukunft Deutschland 2050″ werden die Wechselwirkungen und Zusammenhänge solcher Transformationsprozesse ganzheitlich analysiert. Denn die Energiewende ist kein reines Erzeugungsprojekt. Sie ist ein Systemprojekt – und der Smart Meter ist darin eine kleine, aber vielleicht entscheidende Komponente.
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Glossar
BNetzA – Bundesnetzagentur
BSI – Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik
CLS – Controllable Local System, Steuerungsschnittstelle im iMSys
DSM – Demand Side Management, netzbetreibergesteuerte Lastverschiebung
DSR – Demand Side Response, preisgesteuerte Verbrauchsanpassung
gMSB – Grundzuständiger Messstellenbetreiber
GNDEW – Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende
HEMS – Home Energy Management System
iMSys – Intelligentes Messsystem („Smart Meter“)
mME – Moderne Messeinrichtung (digitaler Zähler ohne Gateway)
SMGW – Smart-Meter-Gateway
V2G – Vehicle-to-Grid, bidirektionales Laden
VNB – Verteilnetzbetreiber
VPP – Virtual Power Plant
wMSB – Wettbewerblicher Messstellenbetreiber
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