Es ist eine Sache der Perspektive, wie man die Einführung intelligenter Stromzähler in Deutschland beurteilt. „Wir sehen, dass der Rollout funktioniert“, erklärte Oliver Pfeifer, Manager für Strategie und Grundsatzfragen in Sachen Messstellenbetrieb beim Verteilnetzbetreiber Netze BW, auf dem Energiewendekongress der Deutschen Energie-Agentur Anfang November in Berlin. Sein Unternehmen sei mitten in der Skalierung und verbaue zurzeit etwa 10.000 intelligente Stromzähler pro Monat.
Nach Meinung von Bernhard Wille-Haußmann geht der Rollout dagegen noch immer zu langsam voran. „Aber immerhin geht es voran“, sagt der Gruppenleiter beim Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE. Die Technik sei nun verfügbar und in seinem Umfeld begegneten ihm nun zunehmend Anwender, die entsprechende Geräte installiert hätten. „Es ist ein zartes Pflänzchen, was zugegebenermaßen langsam wächst. Aber es wächst. Wir brauchen noch etwas Geduld.“
Die jüngsten Zahlen der Bundesnetzagentur, die quartalsweise erhoben werden, zeigen: Zum 30. September 2025 waren in 3,8 Prozent aller Messlokationen smarte Stromzähler installiert. Bei den Pflichteinbaufällen beträgt der Anteil im bundesweiten Durchschnitt 20,2 Prozent. Dazu zählen Haushalte mit einem Jahresverbrauch ab 6.000 Kilowattstunden oder mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie Batteriespeichern, Wallboxen oder Wärmepumpen. Für sie ist der Einbau eines Smart Meters seit Januar 2025 vorgeschrieben.
Tatsächliche dürfte die Technik sogar noch etwas weiter verbreitet sein. Denn die Messstellenbetreiber, die für die Installation der Smart Meter zuständig sind, unterteilen sich in zwei Gruppen: in die grundzuständigen und die wettbewerblichen. Und nur die grundzuständigen – von denen es in Deutschland über 800 gibt - sind dazu verpflichtet, ihre Daten jedes Quartal an die Bundesnetzagentur zu übermitteln. Bei den wettbewerblichen Messstellenbetreiber geschieht dies auf freiwilliger Basis.
Basis für Energy Sharing und Mieterstrom
Laut Netze-BW-Experte Pfeifer stellen Smart Meter die Basisinfrastruktur für eine effiziente Umsetzung der Energiewende dar. Die intelligenten Messsysteme erfassen, wie viel Strom ein Haushalt verbraucht oder in das Netz einspeist, und übertragen diese Informationen im 15-Minuten-Rhythmus an den Netzbetreiber. Man braucht die Viertelstundendaten, um eine ganze Reihe von Anwendungen umsetzen zu können wie etwa Energy Sharing, Mieterstromkonzepte, dynamische Netzentgelte und dynamische Stromtarife.
Vor allem letztere Anwendung wird häufig als Grund genannt, warum man sich einen Smart Meter in sein Haus einbauen lassen sollte. Mit einem dynamischen Tarif können Verbraucher von einem Strompreis profitieren, der sich im Tagesverlauf ändert. Indem sie ihren Energieverbrauch entsprechend anpassen, können sie Kosten sparen. Alle Energieversorger sind mittlerweile dazu verpflichtet, solche Tarife anzubieten.
Ein wichtiger Treiber für die Installation von Smart Metern ist laut Wille-Haußmann außerdem Paragraph 14a des Energiewirtschaftsgesetzes. Er regelt, dass Verteilnetzbetreiber den Anschluss von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie zum Beispiel Wärmepumpen nicht ablehnen dürfen. Im Gegenzug können sie den Netzanschluss für Anlagen mit mehr als 4,2 Kilowatt dimmen. „Paragraph 14a wird den Rollout von Smart Metern in Deutschland pushen. Das ist jetzt schon erkennbar“, sagt Fraunhofer-ISE-Forscher Wille-Haußmann.
Dafür benötigt man eine Infrastruktur, zu der neben den intelligenten Stromzählern auch ein Smart-Meter-Gateway mit Steuerungsfunktion gehört. Wenn in Deutschland von Smart Metern die Rede ist, dann ist damit immer diese Technikkombination gemeint. Und diese ist einigen Expertinnen und Experten ein Dorn im Auge, die eine andere Perspektive auf den Rollout-Fortschritt in Deutschland haben.
Gerade mal aus den Startblöcken gekommen
Die Zahlen lassen sich nicht nur als Erfolgsgeschichte interpretieren. Wenn man die 3,8 Prozent mit den Installationen im Ausland vergleicht, dann weiß man, warum Wille-Haußmann von einem langsamen Tempo hierzulande spricht. Während sich andere europäische Staaten kurz vor dem Ziel befinden, ist Deutschland gerade erst aus den Startblöcken gekommen. Skandinavien etwa hat schon fast eine 100-Prozent-Abdeckung erreicht, in Italien und Frankreich liegt der Smart-Meter-Anteil bei über 90 Prozent. Beim aktuellen Tempo hierzulande ist dagegen mit einer Einbauquote nahe 100 Prozent erst nach 2040 zu rechnen, stellt Rupert Wronski von der Deutschen Umwelthilfe (DUH) fest. Er ist dort stellvertretender Leiter Kommunaler Umweltschutz.
Hinzu kommt: Die 20 Prozent bei den Pflichteinbaufällen stellen einen Durchschnittswert dar. So liegt die Einbauquote bei großen Messstellenbetreibern zwar über diesem Anteil. Aber bei den 600 Messstellenbetreibern mit weniger als 30.000 Messlokationen wurden im Durchschnitt lediglich 8,2 Prozent mit intelligenten Messsystemen ausgestattet. Und das hat vor allem einen Grund: Die Kosten für den Einbau der Smart Meter sorgen dafür, dass sich entsprechende Investitionen für Messstellenbetreiber erst ab einer sechsstelligen Zahl von installierten Geräten lohnen.
Damit ist auch schon eine Erklärung gefunden, warum Deutschland im internationalen Vergleich so weit hinten dran ist. „Wir haben europaweit das komplexeste Smart-Meter-System“, erklärt Markus Schleuning, Pressesprecher des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE). Der Verband vertritt unter anderem die Interessen von wettbewerblichen Messstellenbetreibern und Ökostromanbietern. Schleuning bezeichnet den Smart-Meter-Rollout in Deutschland als eine „jahrelange Leidensgeschichte“. Das liegt seiner Meinung nach vor allem an den hohen Sicherheitsanforderungen, die an das Gateway inklusive Steuerbox gestellt werden. Sie würden das Gesamtsystem komplex und den Einbau teuer machen.
Laut DUH-Bundesgeschäftsführerin Barbara Metz kostet die Installation eines Smart Meters hierzulande zwischen 300 und 500 Euro. In Ländern, in denen die intelligenten Zähler nur zum Auslesen der Daten genutzt werden und keine Steuermöglichkeit benötigen, müssten für Einbau und Hardware dagegen nur 100 Euro gezahlt werden. Hinzu komme, dass die Smart Meter in Deutschland nur von zertifizierten Fachhandwerkern installiert werden dürften.
Dezentrale Energiewende braucht Steuerung
Die Steuerungsfunktion ist aus Sicht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) unverzichtbar. „Die Energiewende, die in Deutschland sehr dezentral organisiert ist, benötigt eine Technik, die dies ermöglicht,“ sagte Referent Juri von Allesch auf dem Dena-Energiewendekongress. Es werde jetzt immer relevanter, auch in der Niederspannung zu steuern. Da die Einspeisung mit Wind- und Sonnenenergie sehr volatil sei, würden Netzbetreiber die Möglichkeit benötigen, regelnd einzugreifen.
Pfeifer von Netze BW stimmt dem zu und schildert die Situation am Beispiel des Bundeslandes, in dem sein Unternehmen aktiv ist. „Wir haben in Baden-Württemberg sehr viel Sonne und auch noch die PV-Pflicht.“ Das führe in einzelnen Hotspot-Regionen zu Herausforderungen im Netzbetrieb. „Ein klassisches Beispiel sind der Pfingstsonntag und der Pfingstmontag, wenn wir sehr viel PV-Überschuss haben und im Vergleich dazu nur wenig Last. Dann gibt es auch in der Niederspannung einen großen Steuerungsbedarf.“
Doch nicht jeder Haushalt bietet die Voraussetzungen dafür. Trotzdem muss auch bei Gebäuden ohne eine steuerbare Verbrauchseinrichtung das komplette Smart-Meter-System inklusive Gateway und Steuerbox installiert werden, wenn der Eigentümer oder die Eigentümerin von den Vorteilen eines intelligenten Stromzählers profitieren will. Eine Alternative könnte ein abgespecktes System – also ein Smart Meter light – sein, wie ihn verschiedene Verbände und Interessensvereinigungen fordern. Dazu zählen unter anderem der BNE, die DUH und die Initiative Simplify Smart Metering, die von einer ganzen Reihe von Energieunternehmen unterstützt wird.
Im Kern geht es darum, dass bei Haushalten, die nicht zu den Pflichteinbaufällen gehören, Smart Meter installiert werden dürfen, die fernauslesbar sind, aber ohne ein Gateway mit Steuerungsfunktion arbeiten. Mit einem solchen System ließen sich viele Anwendungen wie etwa dynamische Stromtarife nutzen, ohne die hohen Sicherheitsansprüche erfüllen zu müssen.
Skepsis gegenüber paralleler Struktur
Doch diese Lösung stößt nicht überall auf Zustimmung. Will-Haußmann vom Fraunhofer ISE sieht die Einführung einer Light-Variante, die mit einer kostengünstigeren Kommunikationseinheit ohne Steuerungsfunktion eingebaut wird, skeptisch. „Es gibt jetzt Hersteller und einen Markt für die Smart Meter mit Steuerungsbox. Diese Entwicklung würde man möglicherweise abwürgen, wenn man nun parallel dazu ein weiteres System einführt“, erklärt der Wissenschaftler.
Ingo Schönberg, Geschäftsführer von Power Plus Communications, befürchtet, dass eine Parallelstruktur den sicheren Ausbau der Steuerung nach Messstellenbetriebsgesetz untergraben könnte. So könnte etwa ein bereits installierter Smart Meter Light die Nachrüstung eines sicheren intelligenten Messsystems mit Netzdienlichkeit verhindern, wenn der entsprechende Haushalt irgendwann zu einem Pflichteinbaufall würde. Schönberg dürfte allerdings als Chef eines Herstellers von Smart-Meter-Gateways kaum ein geschäftliches Interesse daran haben, dass sich eine Light-Version in Deutschland durchsetzt.
Doch auch das Bundeswirtschaftsministerium hat Vorbehalte. Auf die Frage, ob man bei kleineren Verbrauchern nicht auf eine andere Technik setzen könne, antwortete BMWE-Referent von Allesch auf dem Energiewendekongress mit einem klaren Nein. Der Smart-Meter-Rollout habe gerade an Fahrt aufgenommen und nun sei es wichtig, Kurs zu halten. „Wenn man nun eine andere Technologie zulassen würde, hätten wir die Sorge, dass Hersteller sowie Messstellenbetreiber verunsichert werden.“
Light-Technik ist verfügbar
Befürworter des Smart Meter Light können der Argumentation nur wenig abgewinnen. „Der Rollout bei den Pflichteinbaufällen, die eine Steuerungsfunktionen benötigen, würde ja ungehindert weiterlaufen“, erklärt Wronski von der DUH. Mit einer vereinfachten Variante sei es dagegen möglich, noch mehr Menschen in die Lage zu versetzen, ihren Energieverbrauch transparent zu machen und Anwendungen wie dynamische Stromtarife zu nutzen. DUH-Geschäftsführerin Metz sieht Smart Meter Light als ein Schlüsselelement der dezentralen Energiewende.
Schleuning vom BNE weist außerdem darauf hin, dass die entsprechende Hardware schon längst verfügbar ist: „Die Geräte werden ja überall in Europa massenhaft verbaut.“ Ein Rollout von Smart Metern Light würde also zumindest nicht an der Verfügbarkeit der Technik scheitern. Er sieht allerdings im Moment wenig politischen Willen für eine Light-Version der intelligenten Stromzähler in Deutschland. Dennoch hofft er auf Vereinfachungen bei den Rahmenbedingungen für Smart Meter.
Immerhin: Bei einer Veranstaltung der Eon-Verteilnetzbetreiber Ende November hat Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche eingestanden, dass die hohen Sicherheitsanforderungen den Smart-Meter-Rollout verzögert hätten. Und sie stellte in Frage, ob alle Anforderungen, die an die Betreiber gestellt werden, tatsächlich nötig seien.
Was das konkret heißt, bleibt unklar – vor allem vor dem Hintergrund, dass ihr Ministerium noch Anfang November den Smart Metern Light eine klare Absage erteilt hat. DUH-Chefin Metz hat die Aussage Reiches überrascht. Bisher sei das Ministerium nicht als Unterstützer eines vereinfachten Smart-Meter-Rollouts aufgefallen. Sie erwartet von Energieministerin Reiche nun ein klares Statement für eine nachhaltige Energiewende: „Auf Worte müssen Taten folgen.“
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