Eine Erfolgsmeldung zu Beginn, nach Jahren des Menetekelns: Ende 2025 wurde die vorgeschriebene 20-Prozent-Quote bei den Pflichteinbaufällen mit 23,3 Prozent übertroffen. „Das Erfüllen der Quote hat gezeigt, dass der Rollout läuft – jetzt beginnt er zu skalieren“, sagt Peter Heuell, Geschäftsführer von EMH Metering. Über alle Messstellen hinweg sind es allerdings erst 5,5 Prozent – der Weg zur flächendeckenden Digitalisierung der Stromzähler ist noch weit.
Dennoch verspürt die Branche Rückenwind. Anfang Juli 2026 kündigte die Bundesregierung an, mehr als 90 Prozent der relevanten Messstellen bereits bis 2030 mit intelligenten Messsystemen auszustatten – zwei Jahre früher als bislang geplant. Zusätzlichen Schwung erwartet Heuell durch steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach Paragraf 14a Energiewirtschaftsgesetz: Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeicher sowie Anlagen nach Paragraf 9 im EEG erhöhen die Zahl der Anwendungsfälle, für die intelligente Messsysteme und Steuerungstechnik gebraucht werden.
Handwerk bleibt gefragt
Auch der Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen Handwerke (ZVEH) begrüßt die Beschleunigung – mahnt aber, dass dies nur ein erster Schritt sei. Andreas Habermehl, ZVEH-Geschäftsführer Technik und Berufsbildung, fordert, den Rollout stärker an den Prozessen des Fachhandwerks auszurichten. In der Praxis erfahren Kunden und Betriebe nach der Installation von Solaranlagen, Speichern oder Ladestationen oft nicht, wann der Messstellenbetreiber ein intelligentes Messsystem verbaut.
Der Verband schlägt vor, dass installierende Betriebe den Einbau künftig selbst übernehmen. Gelinge das, könne der Rollout praxisnäher, schneller und kundenfreundlicher umgesetzt werden. Zugleich lehnt der ZVEH ab, die Verantwortung auf die Kunden zu verlagern: Die geplante Bestellpflicht im Rahmen der Bundesförderung für effiziente Gebäude, wonach Wärmepumpen nur noch gefördert werden sollen, wenn der Kunde zuvor ein intelligentes Messsystem beantragt hat, wälze die Pflicht der Messstellenbetreiber unzulässig ab.
Prosumer zentrale Schnittstelle
Für Betreiber von Solaranlagen ist der Rollout mehr als eine Formalie. Neue Anlagen ab sieben Kilowatt müssen ihre maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzanschlusspunkt zunächst auf 60 Prozent der installierten Leistung begrenzen. Diese Drosselung sei jedoch eine Übergangslösung, erklärt Heuell: Sobald ein intelligentes Messsystem mit zertifizierter Steuerungslösung installiert ist und der Netzbetreiber den Fernsteuerungstest erfolgreich absolviert hat, entfällt die Begrenzung – dann darf voll eingespeist werden.
Für Prosumer wird das Messsystem damit zur zentralen Schnittstelle zwischen Erzeugung, Verbrauch, Speicher und Stromnetz. Kommen zur Solaranlage noch Wärmepumpe, Wallbox oder Batteriespeicher hinzu, kann ein Energiemanagementsystem diese Komponenten aufeinander abstimmen und die Bezugskosten aus dem Netz senken. Heuells Zielbild ist der digitale Netzanschluss über das Smart-Meter-Gateway – die Grundlage dafür, dass Verbraucher ihre Flexibilität wirtschaftlich nutzen und zugleich zur Netzstabilität beitragen.
Streit ums Light-Modell
Umstritten ist ein anderes Vorhaben: der im Koalitionspapier genannte „Smart Meter Light“, eine abgespeckte Variante für Kunden außerhalb des verpflichtenden Rollouts. Heuell zeigt sich überrascht: Der Lösungsweg könne den Rollout sogar verlangsamen – davor warnten auch die Verbände VDE und ZVEH. Als bessere Alternative nennt er die sogenannte 1:n-Technologie, bei der mehrere Zähler an ein einziges Smart-Meter-Gateway angebunden werden. So ließen sich auch Haushalte ohne Pflichteinbaufall kostengünstig und cybersicher einbinden – gerade in Mehrfamilienhäusern.
Ähnlich argumentiert der Branchenverband ZVEH: Ein Smart Meter Light schaffe Doppelstrukturen und erhöhe die Komplexität. Wer später eine Solaranlage, Wärmepumpe oder Ladestation installiere, müsse ohnehin auf eine vollwertige Lösung umrüsten – mit erneuten Kosten und Abstimmungsprozessen. „Das ist Kunden kaum vermittelbar“, meint Habermehl, zumal auch für das Light-Modell erst Standardisierungs- und Zertifizierungsprozesse aufgesetzt werden müssten.
Wer macht die Regeln?
Doch es gibt auch Gegenstimmen. Die von den Energieanbietern Octopus, Tibber, Rabot Energy und Ostrom gegründete Smart-Meter-Initiative (SMI) sieht hinter der Ablehnung vor allem ökonomische Interessen. Der Markt für Smart-Meter-Gateways werde wegen der komplexen Zertifizierung durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik von nur drei Herstellern dominiert: Power Plus Communications, Theben und EMH Metering.
Hohe Anforderungen hielten den Markteintritt neuer Anbieter fern und machten den Rollout im internationalen Vergleich besonders teuer. Die SMI verweist auf personelle Überschneidungen zwischen etablierten Herstellern und den regulierungsnahen Gremien.
Engpass bei Montage droht
So oder so: An Nachfrage dürfte es künftig nicht mangeln. Bei der Lieferfähigkeit sieht Heuell keine Probleme – seine Firma EMH Metering erweitert die Produktion in Gallin gerade um rund 500 Quadratmeter, eine weitere Halle ist in Planung. Der eigentliche Flaschenhals liege woanders: bei der Montage. Skaliert der Rollout weiter, könnten fehlende Installateure zu Verzögerungen führen – womit sich der Kreis zur Forderung des Fachhandwerks schließt. Denn am Ende entscheidet sich der Erfolg des beschleunigten Rollouts weniger an ehrgeizigen Quoten als an der Praxis vor Ort. Ende 2025 wurde die erste Hürde genommen.
Ob aus den 23,3 Prozent bis 2030 die angepeilten 90 werden, hängt davon ab, ob Politik, Hersteller und Handwerk an einem Strang ziehen. Bevor der Streit ums richtige Modell den Smart-Meter-Rollout ausbremst – den er eigentlich beschleunigen soll.
