Smart Meter in Deutschland: Was der Zähler kann – und warum die Light-Version die Branche spaltet
Deutschlands Smart Meter können mehr als fast alle anderen. Doch genutzt wird das Potenzial kaum. Nun soll ein vereinfachtes „Smart Meter Light“ den Rollout retten. Doch das Konzept spaltet die Branche.
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. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) geht deshalb inzwischen mit Zwangsgeld-Verfahren gegen säumige Messstellenbetreiber vor. Und die Bundesregierung will mit einem vereinfachten „Smart Meter Light“ nachhelfen, doch der Vorschlag spaltet die Branche. Was ist da schiefgelaufen?
Bis 2032 sollen 95 % aller deutschen Stromzähler intelligent sein. So will es das „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) vom Mai 2023. Die Realität: Gerade einmal 5,5 % sind es bisher, rund 3 Mio. von knapp 56,5 Mio. Anschlüssen. Das zeigt die jüngste Erhebung der BNetzA zum Stichtag 31. Dezember 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 min |
| 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 |
Update, 14. Juli 2026: Der Koalitionsausschuss von CDU/CSU und SPD hat am 1. Juli 2026 beschlossen, für Haushalte ohne Einbaupflicht ein „Smart Meter Light“ einzuführen. VDE FNN und DKE lehnen das Vorhaben in einem Positionspapier vom 13. Juli ab. Der Artikel wurde um einen Abschnitt zur Debatte ergänzt.
Update, 30. März 2026: Die Bundesnetzagentur hat am 27. März 2026 insgesamt 77 Verfahren gegen grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB) eingeleitet, die die gesetzliche 20-%-Quote beim Smart-Meter-Roll-out nicht einhalten. Zudem wurden die Ausbauzahlen auf den Stand Q4/2025 (31. Dezember 2025) aktualisiert.
Inhaltsverzeichnis
Der Transformationsdruck steigt
Laut dem Umweltbundesamt lag der durchschnittliche Anteil Erneuerbarer Energien (EE) am Bruttostromverbrauch im Jahr 2025 bei rund 55 % bis 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. |
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 5,5 % aller Zähler wurden bislang umgestellt. Woran liegt das, und was muss sich ändern?
Deutsche Smart Meter: Sicher, aber komplex
Grund Nummer eins für die Langsamkeit des Roll-outs 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.
In vielen anderen Ländern lief der Roll-out 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.“
| 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 > 6000 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 Roll-out-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 Roll-out |
| 2021 | Gerichtlicher Stopp des Roll-outs 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 Roll-out-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 |
| 2026 | März: Die BNetzA leitet Verfahren gegen 77 gMSB ein, die die gesetzliche 20-%-Pflichtquote nicht erfüllen. Sie droht mit Zwangsgeldern.
Juli: Der Koalitionsausschuss beschließt ein „Smart Meter Light“ für Haushalte ohne Einbaupflicht und das Ziel, bis Ende 2030 über 90 % der „relevanten Messstellen“ auszustatten. VDE FNN und DKE lehnen das Konzept ab. |
Tim Meyer, Elektroingenieur, Energieberater und VDI-Mitglied, sieht im langsamen Roll-out 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.“
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.“
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 Roll-out immer noch?
Die beiden großen Bremsklötze
1. Zu viele Einzelkämpfer
In Deutschland sind die grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) für den Roll-out verantwortlich. Davon gibt es laut der BNetzA nicht weniger als 813. 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.
Ende März 2026 zog die BNetzA erstmals Konsequenzen: Sie leitete 77 Verfahren gegen gMSB ein, die mit dem Roll-out noch nicht begonnen hatten. Für den Fall der Nichterfüllung drohte sie mit Zwangsgeldern. Weitere Aufsichtsverfahren sollen sukzessive folgen, so die BNetzA am 27. März. Betroffen seien vor allem kleinere Unternehmen, so die Behörde. Octopus Energy-CEO Gierull begrüßt das Durchgreifen: „Gut, dass die Bundesnetzagentur endlich Verfahren gegen die Messstellenbetreiber eröffnet, die trotz gesetzlicher Verpflichtung noch nichts installiert haben. Allerdings braucht es jetzt pragmatische Lösungen, damit diese Anbieter schneller vorankommen. Kooperationen zwischen gMSBs und wMSBs können hier ein entscheidender Hebel sein.“
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) relativierte den Vorgang. Bei den 77 Unternehmen handele es sich um kleinere Betreiber, die zusammen nur etwa 1 % des Pflichtroll-outs ausmachten. Über 90 % der Unternehmen aller Größenordnungen seien auf Kurs, wobei die 19 größten gMSB im Schnitt bereits 27,1 % erreichen, die 599 kleinsten aber nur 14,6 %. BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sieht insgesamt einen positiven Trend: Allein zwischen dem zweiten und vierten Quartal 2025 sei die Zahl der installierten iMSys bei den gMSB von 760.000 auf rund 1,1 Mio. gestiegen.
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 Roll-out 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.
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 Roll-out 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 Roll-out 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 Roll-out auszubremsen – genau in dem Moment, in dem er richtig Fahrt aufgenommen hat.“
Smart Meter Light: Abkürzung oder Sackgasse?
Am 1. Juli 2026 hat der Koalitionsausschuss von CDU/CSU und SPD den Roll-out neu justiert. Im Ergebnispapier „Ein Programm für Aufschwung und Beschäftigung“ kündigen die Koalitionäre an, dass bis Ende 2030 mehr als 90 % der „relevanten Messstellen“ mit iMSys auszustatten. Welche Messstellen damit gemeint sind, lässt das Papier offen.
Hinzu kommt ein neues Gerät: „Für Kunden, die nicht dem verpflichtenden Roll-out unterfallen, etablieren wir ein kostengünstiges ‚Smart Meter Light‚, mit dem sie kostengünstig und cybersicher ihre Stromrechnung optimieren können“, heißt es in dem Beschluss.
Gemeint ist nach bisherigem Diskussionsstand ein vereinfachter digitaler Zähler, der Verbrauchsdaten übermittelt, aber auf das aufwendig zertifizierte Smart-Meter-Gateway verzichten würde. Eine verbindliche technische Definition gibt es nicht, ein zugelassenes Gerät ebenso wenig. Der Beschluss ist zunächst eine politische Absichtserklärung.
Warum die Stromanbieter jubeln
Für die digitalen Stromanbieter geht damit dennoch eine langjährige Forderung in Erfüllung. Octopus Energy, Tibber, Ostrom und Rabot Energy hatten sich schon 2023 zur Smart-Meter-Initiative zusammengeschlossen und unter anderem für ein solches Einfachgerät geworben. Ihr Argument: Es könnte den Millionen Haushalten, die nicht unter die Einbaupflicht fallen, weil sie weniger als 6000 kWh im Jahr verbrauchen und weder eine größere PV-Anlage noch Wärmepumpe oder Wallbox besitzen, schnell und günstig den Zugang zu dynamischen Tarifen öffnen.
„Die Einführung eines Smart Meter Lights ist eine großartige Nachricht für die Energiewende und für Millionen Stromkundinnen und -kunden“, erklärte Octopus-CEO Bastian Gierull denn auch nach dem Beschluss. Jetzt gelte es, „die Maßnahmen schnell umzusetzen.“
Was VDE und Co. kritisieren
Von der Normungs- und Netztechnikseite kommt scharfer Widerspruch. Das VDE FNN und die Normungsorganisation DKE lehnten das Vorhaben am 13. Juli in einem gemeinsamen Positionspapier ab. „Das wirft den Fahrplan zum Aufbau der neuen sicheren Infrastruktur für die Energiewende zurück“, begründet dies Frank Borchardt, Leiter des Fachbereichs Metering und Digitalisierung beim VDE FNN. Ein Parallelsystem müsste erst spezifiziert, standardisiert und in die Marktprozesse integriert werden. „Die hierfür erforderlichen personellen und fachlichen Ressourcen sind dieselben, die derzeit den Einbau intelligenter Messsysteme vorantreiben“, so Borchardt. Sein Fazit: „Ohne einheitliche Standards enden wir im Chaos.“
Der zweite Einwand der Verbände betrifft die Kunden selbst. Wer heute ein Smart Meter Light erhalte und sich morgen eine PV-Anlage, Wallbox oder Wärmepumpe anschaffe, werde damit zum Pflichteinbaufall für ein vollwertiges iMSys – und müsste den gerade eingebauten Zähler wieder austauschen lassen. Millionen Endkunden würden so „in eine technologische Sackgasse geführt“, warnen VDE FNN und DKE. Zumal mehr als 60 % aller Stromzähler bereits gegen moderne Messeinrichtungen getauscht worden seien, denen für den Aufstieg zum iMSys nur noch das Gateway fehlt.
Statt eines neuen Gerätetyps verweisen die Verbände auf eine Lösung, die das Messstellenbetriebsgesetz bereits enthält: die sogenannte 1:n-Anbindung, bei der ein einziges Smart-Meter-Gateway mehrere digitale Zähler anbindet. „Diese Lösung ist dadurch besonders für Mehrfamilienhäuser interessant und bereits prozessual voll integriert“, erklärt Borchardt. Mieter zahlten dafür laut VDE FNN 30 € im Jahr – 5 € mehr als für einen Zähler ohne Fernauslesung.
Eine neue Konfliktlinie
Die etablierten Versorgerverbände stehen zwischen den Lagern. Der BDEW lobte das Reformpaket insgesamt, mahnte beim Smart Meter Light aber, der Einbau solle wie bisher nur auf Kundenwunsch erfolgen und den laufenden iMSys-Roll-out nicht bremsen. Der Stadtwerkeverband VKU warnte, neue regulatorische Eingriffe dürften das ohnehin hochkomplexe Mammutprojekt nicht erneut ausbremsen oder verkomplizieren.
Die Konfliktlinie verläuft damit diesmal also nicht zwischen gMSB und wMSB, sondern zwischen den Institutionen, die Standards setzen und die Netze verantworten, und den Marktakteuren, die auf Tempo drängen. Ob Abkürzung oder Sackgasse – die Antwort hängt an der Ausgestaltung, und die steht noch aus. Das angekündigte Verteilnetzpaket, in dem das Smart Meter Light gesetzlich verankert werden soll, will die Bundesregierung bis Jahresende auf den Weg bringen.
Mit drei Hebeln zum Roll-out
Fragmentierung, fehlende Digitalisierung, politische Fehlsteuerung – der VDI hat die Hürden des Roll-outs früh benannt. Bereits 2020 forderte der Verein in einem Policy Factsheet einen „klar strukturierten, abgestimmten und kosteneffizienten Roll-out“ 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 Roll-out 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 Roll-out.“ 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 Roll-out 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.
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 Roll-out 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.
Dass die BNetzA mit Zwangsgeld-Verfahren gegen säumige Messstellenbetreiber vorgeht und der Koalitionsausschuss den Roll-out per Beschluss beschleunigen will, zeigt, wie stark der politische Druck wächst. Berlin hat erkannt: Smart Metering ist ein Schlüssel des zukünftigen Energiesystems. Ob das geplante Smart Meter Light dabei zur Abkürzung oder zur Sackgasse wird, entscheidet sich mit dem Verteilnetzpaket, das bis Jahresende kommen soll.
In der VDI-Initiative „Zukunft Deutschland 2050″ werden die Wechselwirkungen und Zusammenhänge gesellschaftlich-technischer 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.
Mehr zur VDI-Initiative „Zukunft Deutschland 2050″ erfahren Sie hier.
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