Langsam, aber sicher: Wo hakt's
beim Smart Meter-Rollout?

Hallo zusammen,

heute wird es gruselig! Natürlich, werden Sie sagen, es ist ja nicht nur Reformationstag, sondern schließlich auch Halloween! Das große Fest des schaurigen Schauers also. Und was soll ich sagen, es gibt so einige Nachrichten, die uns Klimapolitikinteressierten aktuell kalt den Rücken runterlaufen lässt. Schauen wir zum Beispiel auf die Weltklimakonferenz, die in gut einer Woche in Brasilien startet. In diesem Rahmen sollten die Länder ihre Pläne zur Erreichung der Klimaziele abgeben - also theoretisch, denn getan hat das gerade mal ein Drittel. Eine wirklich gruselige Bilanz.

Aber eigentlich will ich gar nicht so negativ gestimmt sein. Wir verfolgen ja für diesen Newsletter einen konstruktiven Ansatz und suchen stets nach Lösungen. Doch ich befürchte, das wird mir heute schwerfallen. Ich bin nämlich nach dieser Recherche etwas verärgert. Denn viele Menschen haben nach wie vor wirklich zu kämpfen mit hohen Stromkosten. Dabei müsste das gar nicht ganz so dramatisch sein, ganz im Gegenteil: Mit einem intelligenten Stromzähler könnte man den Verbrauch an die Produktion anpassen. Das heißt also, dann die Wäsche waschen, wenn der Herbstwind weht und ein Überschuss im Netz ist. Das geht in vielen unserer Nachbarländer längst flächendeckend, aber hierzulande sieht es eben anders aus. Wie läuft der Ausbau der Smart Meter also und warum geht es nicht so schnell voran, wie es ein vernetztes digitales Stromnetz bräuchte?

INHALT
Smart Meter-Ausbau im Schneckentempo
Termine Klimawandel macht Hurrikan stärker Zu wenig Geld für Klimahilfe in Entwicklungsländern Über halbe Million Hitzetote jährlich Empfehlungen Zum Schluss

In der Theorie klingen Smart Meter – oder wie sie in Deutschland korrekt heißen Intelligente Messsysteme (iMSys) – ziemlich praktisch: Das Gerät speichert, wann wie wie viel Strom verbraucht wurde. In Deutschland besteht das System aus einem digitalen Stromzähler und einem Smart Meter Gateway. Der Zähler erfasst also den Stromverbrauch und das Gateway sendet diese Daten an den sogenannten Messstellenbetreiber. Das ist das Unternehmen, das sich um Einbau, Betrieb und Wartung des Smart Meter kümmert – also häufig die lokalen Stadtwerke. Mittlerweile gibt es aber auch sogenannte wettbewerbliche Messstellenbetreiber, die man sich frei aussuchen kann und die oft auch selbst dynamische Stromtarife anbieten.

Mit dem Smart Meter und dem Überblick über den eigenen Verbrauch könnte Stromsparen also ganz einfach sein: Wäsche waschen, wenn die Sonne scheint oder nachts die Phase nutzen, in der der Börsenstrompreis niedrig ist. Das ermöglichen dann diese dynamischen Stromtarife. Hier zahlt man nämlich nur das, was der Strom zum Nutzungszeitpunkt an der Börse kostet. Viele Menschen würden von so einem Tarif profitieren. Eine neue Studie des Beratungsunternehmens Neon Neue Energieökonomik geht davon aus, dass Haushalte ihre Stromkosten dadurch um bis zu 82 Prozent senken könnten. Sogar Haushalte ohne Wärmepumpe oder E-Auto profitierten demzufolge, allerdings weniger stark.

Die große Mehrheit der Deutschen wäre offen dafür, wie eine repräsentative Erhebung des Digitalverbandes Bitkom zeigt. "Unsere Umfrage hat gezeigt, dass über zwei Drittel der Befragten einer Nutzung dynamischer Tarife grundsätzlich offen gegenüberstehen", sagt Emily Hansmeier. Dabei gehe es vielen vor allem um mehr Transparenz beim Stromverbrauch. Entsprechend viele Befragte sind deshalb offen für einen Smart Meter. "Laut unserer Befragung aus diesem Jahr können sich 75 Prozent der Befragten vorstellen einen Smartmeter in ihrem Haushalt zu nutzen", so Hansmeier. "Und tatsächlich ist damit die Zustimmung im Vergleich zu den letzten Jahren noch mal deutlich angestiegen."

So offen die Menschen für einen Smart Meter und dynamische Strompreise sein mögen, so weit ist beides von der Realität vieler Menschen entfernt. Denn Deutschland hat ein Ausbauproblem: Die wenigsten Endabnehmer haben bisher einen Smart Meter bekommen – und das, obwohl der Einbau seit Jahren läuft und es eigentlich einen konkreten Plan gibt.

Der Rollout-Plan der Bundesregierung unterscheidet zwischen Pflichteinbauten und optionalen Einbauten. Pflicht ist der Smart Meter für Verbraucher mit einem Jahresverbrauch ab 6.000 kWh oder steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie etwa Wallboxen, Wärmepumpen oder einem Batteriespeicher. "Der Pflicht-Rollout ist nur ein Bruchteil von dem, was den Gesamtmarkt ausmacht", erklärt Bastian Gierull vom digitalen Ökostromanbieter Octopus Energy. Diese Unterscheidung sei eigentlich aus der Not geboren: "Wir haben uns hier in Deutschland entschieden, ein möglichst komplexes Produkt zu entwickeln, das sehr teuer ist in der Installation und das sehr stark reguliert ist. Das macht den Rollout umständlich, langwierig und teuer." Deshalb habe sich die Politik für diese Form des Pflicht-Rollouts zunächst nur für spezielle Verbraucher entschieden.

Bis Ende dieses Jahres sieht der Rollout-Plan vor, dass 20 Prozent aller Pflichteinbaufälle einen Smart Meter eingebaut haben sollen. Ob das erreicht wird, ist allerdings fraglich. Laut den Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) lag die bundesweite Quote zum Stichtag 30. Juni 2025 bei 16,4 Prozent und damit nur wenig über dem Wert von Ende 2024 mit 13,9 Prozent. Noch ernüchternder fällt der Blick auf die Gesamtzahl aus. Demnach sind nur drei Prozent aller Messlokationen in Deutschland mit einem Smart Meter ausgestattet.

Während andere Länder wie Spanien, Frankreich oder unsere nordeuropäischen Nachbarn längst die meisten Haushalte mit den intelligenten Stromzählern versorgt haben, geht der Ausbau hierzulande nur langsam voran. Ein digitales Echtzeit-Stromnetz? Ein Ziel in weiter Ferne.

Beim Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) zeigt man sich da skeptisch, dass die 20 Prozent in diesem Jahr noch erreicht werden. "Wenn man die Quote über alle Messstellenbetreiber hinweg sieht, werden es nicht alle schaffen. Das ist klar", sagt der Leiter Digitale Energiewende und Elektrifizierung, Lars Petereit. "Die großen Messstellenbetreiber haben Prozesse, die einigermaßen gut funktionieren. Die kleinen Messstellenbetreiber eher nicht." Das sei kurzfristig nicht mehr aufzuholen. Auch sein Kollege Gierull sieht vor allem die kleinen Netzbetreiber auf der Bremse. "Denen fehlt oft die Innovationskraft, die Infrastruktur oder auch einfach nur die Investitionsmöglichkeit", bilanziert er.

Während große Messstellenbetreiber im Schnitt schon im Sommer bei 22 Prozent Pflichteinbauten waren, sind es bei kleinen Betreibern mit weniger als 30.000 Messlokationen nur 5,2 Prozent. Rund 200 der insgesamt fast 900 Messstellenbetreiber haben noch keinen einzigen Smart Meter verbaut. Beim Verband kommunaler Unternehmen sieht man dennoch zurückhaltender auf diese Zahlen. "Für eine Prognose ist es noch zu früh", heißt es dort. "Die Zahlen für das dritte Quartal werden voraussichtlich im November veröffentlicht, die Zahlen für das vierte Quartal voraussichtlich im Februar 2026. Deshalb sind Spekulationen, ob alle Stadtwerke das 20-Prozent-Ziel bis Jahresende erreichen werden, zum aktuellen Zeitpunkt unseriös." Aktuell sehe man aber eine wachsende Dynamik beim Smart Meter-Rollout. "Alle Unternehmen nehmen ihre Pflicht ernst und haben sich auf den Weg gemacht, unabhängig von der Unternehmensgröße."

Der Verbraucher möchte sie, die privaten Wettbewerber wollen sie und auch der Gesetzgeber: Warum geht es also trotzdem so langsam voran? Die Antwort hat Octopus Energy-Chef Gierull sofort parat: Das deutsche System sei viel zu komplex und aufwändig. "Es gibt eine Überbürokratisierung an technischen Anforderungen und Dokumentationen, die mehrere hundert Seiten lang sind." Und die speziellen Anforderungen in Deutschland führten zu einem Oligopol auf der Herstellerseite, so Gierull. "Wir haben viel zu wenig zertifizierte Hersteller, die wirklich Smart Meter für den Markt bereitstellen." 

Das ist auch für BNE-Fachmann Petereit Hauptgrund für das schleppende Vorankommen: "Die Geräte sind deutlich komplexer als sie im Ausland sind. Das hat Vorteile, das hat Nachteile. Ein Nachteil ist vor allem, dass sie lange nicht verfügbar waren, weil die Regulierung darum so umständlich war." Grund dafür seien die Themen Datenschutz und Datensicherheit gewesen. "Das heißt, man hat geradezu militärische Standards angelegt", so Petereit. Die Geräte könnten nicht einfach so aufbewahrt und transportiert werden, sondern es gebe extra eine sichere Lieferkette dafür. "Und das hat den ganzen Prozesse absolut verlangsamt und natürlich auch unwirtschaftlich gemacht."

Und dann ist da noch das deutsche Problem mit dem Internet: Während in anderen Ländern wie Frankreich die Messdaten über die Stromleitung versendet werden, läuft das hier über das Funknetz. "Wir müssen im Endeffekt LTE oder 5G-Netzwerke einschalten. Viele Zählerkästen sind halt aber in den Kellern, wo die Handyverbindungen erfahrungsgemäß ziemlich schlecht sind", so Gierull. Ohne Empfang also kein Smart Meter.

Mit der Aussicht auf das digitalisierte, flexible Stromnetz in weiter Ferne, fragen sich viele Akteure, wie der Prozess sich beschleunigen ließe. Für einige heißt die Antwort "Smart Meter Light". Das käme ohne die Kommunikations- und Steuereinheit (Smart Meter Gateway) aus und würde lediglich in regelmäßigen Abständen Daten absetzen. Das wär für einen dynamischen Stromtarif ausreichend. "Dieses Gerät kostet einen Bruchteil und könnte flächendeckend installiert werden", sagt Gierull. "Der Unterschied ist nur, dass diese extrem komplexe Zertifizierung wegfällt." Er spricht sich für eine pragmatische Lösung aus und schlägt vor, zweigleisig zu fahren, um den Rollout endlich schneller ins Rollen zu bringen. 

Im Verständnis des Verbands kommunaler Unternehmen ist das schon 2023 mit der Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes passiert. Denn zuvor sei der Rollout für viele Stadtwerke mit erheblichen finanziellen und organisatorischen Risiken verbunden gewesen. Aber auch der hohe Fachkräftebedarf und komplexe IT-Anforderungen hätten den Fortschritt gebremst. Aktuell gehe es aber deutlich zügiger voran.

Darauf, dass der "Smart Meter Light" bald flächendeckend verfügbar ist, gibt es allerdings wenig Hoffnung. Vor wenigen Tagen hat sich der Petitionsausschuss des Bundestags mit dem Thema beschäftigt. In diesem Rahmen erteilte der Parlamentarischer Staatssekretär im Wirtschaftsministerium der schnellen Einführung dieser Geräte eine Absage. Für Octopus Energy-Chef Gierull ist hier das Thema allerdings noch nicht zu Ende diskutiert: "Wir müssen die Regulatorik reduzieren, wir müssen einfachere Geräte, die millionenfach im europäischen Ausland erprobt sind, auch in Deutschland zulassen, um schneller unser gesamtes Energiesystem zu digitalisieren."

„ Wir haben in Deutschland die komplexeste Lösung für intelligentes Messwesen aufgebaut, die man überhaupt aufbauen kann.“
Bastian Gierull, Octopus Energy Deutschland

Ob das tatsächlich so kommt, ist fraglich. Denn das Steuerungsmodul hat einen Zweck. Vom VKU heißt es dazu: "Im Gegensatz zu vielen anderen Ländern nutzt Deutschland Smart Meter nicht nur zur Abrechnung, sondern auch zur aktiven Steuerung des Stromnetzes. Der deutsche Ansatz kombiniert Netzstabilität und Cybersicherheit und wird international zunehmend als Vorbild gesehen." In anderen Ländern habe man dagegen auf die Light-Variante gesetzt. "Durch den Verzicht auf zusätzliche Hardware ist der Rollout kostengünstiger und deutlich weniger komplex, aber dafür ist die deutsche Lösung sicherer."

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Der Hurrikan Melissa, der in der Karibik für Verwüstung gesorgt hat, hat seine Stärke auch aufgrund des Klimawandels entwickelt. Der US-amerikanischen Non-Profit-Organisation Climate Central zufolge, haben Meeresoberflächentemperaturen von 1,4 Grad Celsius über dem Oktober-Schnitt dazu geführt, dass der Hurrikan stärker anwachsen konnte. Die Temperaturen reichten außerdem bis in eine ungewöhnliche Tiefe, weshalb kein kaltes Wasser die Energiezufuhr des Sturms bremsen konnte. Der Klimawandel habe diese Bedingungen bis zu 900-mal wahrscheinlicher gemacht. Die Windgeschwindigkeit sei daduch um ca. 16 km/h und die potenziellen Schäden um 50 Prozent erhöht worden. (Climate Central)

Die finanziellen Mittel für die Entwicklungsländer, um mit den Folgen der Klimakrise wie Hitze, Dürre oder Überschwemmungen umzugehen sind "völlig unzureichend". Das geht aus einem Bericht des UN-Umweltprogramms UNEP hervor. Demnach liegt der Investitionsbedarf 12- bis 14-mal so hoch wie die zugesagten Mittel der Industrieländer. Je weniger sich Entwicklungsländer und kleine Inselstaaten jetzt an die Auswirkungen anpassen können, desto höher werden die Folgekosten in der Zukunft sein. So schätzt das UNEP: Jeder Dollar, der jetzt in Küstenschutz investiert wird, verhindert zukünftige Schäden in 14-facher Höhe. (tagesschau)

Der Weltgesundheitsorganisation (WHO) zufolge ist die hitzebedingte Sterblichkeit seit den 1990er Jahren um 23 Prozent gestiegen. Demnach sterben im Schnitt rund 546.000 Menschen aufgrund von Hitze. Für Säuglinge und Ältere sei die im vergangenen Jahr an durchschnittlich 20 Tagen gefährlich gewesen - viermal so viele wie vor 20 Jahren. Die WHO warnt außerdem davor, dass die Ernährungssicherheit aufgrund von Dürren gefährdet sei. (MDR WISSEN)

Vielleicht haben Sie jetzt noch kein Smart Meter im Haus, aber mit einer Wallbox für ein E-Auto könnte sich das ja ändern. Lohnt sich das? Vielleicht hören Sie einfach mal rein, ob das etwas für Sie ist. Denn mit dem Thema Elektromobilität und dem E-Auto im Praxistest startet der neue Podcast, der unseren Newsletter hier künftig flankiert.

Alle zwei Wochen liefert der ARD Klima Update-Podcast also künftig spannende Recherchen zum Klimawandel aus Deutschland und der Welt. Dabei soll es auch hier konstruktiv zugehen mit innovativen Lösungen und fundierten wissenschaftlichen Analysen. Und es gibt ein Wiederhören mit alten Bekannten: Ich persönlich freue mich nämlich zum Beispiel darauf, auch wieder die fachlichen Einschätzungen von Claudia Kemfert zu hören.

Wir indes bleiben Ihnen an gewohnter Stelle erhalten. Als Newsletter bekommen Sie das ARD Klima-Update wie üblich wieder am nächsten Freitag. 

Herzliche Grüße,

Kristin Kielon