Intelligente Stromzähler: Wie es um den Roll-out von Smart Metern steht

Die Bundesnetzagentur hat 77 Verfahren gegen Unternehmen eingeleitet, die die gesetzlich festgelegte Quote in Höhe von 20 Prozent für den Einbau von intelligenten Stromzählern nicht einhalten. Das teilte die Behörde am Freitag in Bonn mit. Anlass ist die Veröffentlichung neuer Zahlen, die zeigen, dass es teilweise mit dem Einbau der sogenannten Smart Meter noch immer schleppend vorangeht – und mancherorts gar nicht. „Der Einbau von Smart Metern spielt eine zentrale Rolle für die Digitalisierung unseres Stromsystems“, sagte der Chef der Bundesnetzagentur (BNetzA), Klaus Müller. „Wir stellen fest, dass viele Unternehmen die gesetzlichen Ausbauziele nicht erfüllen.“

In einem ersten Schritt habe die Behörde Verfahren gegen diejenigen 77 Unternehmen eingeleitet, die mit dem „Roll-out“ noch gar nicht begonnen haben. Sie sollen in Anhörungen Stellung nehmen, später drohen ihnen Zwangsgelder. In welcher Höhe, ist noch nicht absehbar. Der gesetzliche Rahmen liege bei mindestens 1000 Euro und höchstens zehn Millionen Euro, teilte die Behörde auf Anfrage mit; je nach wirtschaftlicher Leistungsfähigkeit der Unternehmen müssten die Konsequenzen aber verhältnismäßig sein. Sukzessive will die Bundesnetzagentur auch Verfahren gegen weitere Unternehmen eröffnen, die bislang unter der Pflichtquote geblieben sind.

Bis zum 31.12.2025 waren den Netzagentur-Daten zufolge 5,5 Prozent aller Stromanschlüsse in Deutschland mit einem intelligenten Messsystem gekoppelt, das den Stromverbrauch in Echtzeit messen und an den Netzbetreiber kommunizieren kann. Das ist zwar mehr als die 3,8 Prozent im Vorquartal, im europäischen Vergleich aber noch immer wenig. Doch das Thema wird immer wichtiger, weil Gebäude durch Solardächer, Speicher, Wärmepumpen und Wallboxen immer mehr zu schlauen Energiesystemen werden. In der deutschen Realität aber bremsen häufig alte Stromzähler die Transparenz, Steuerbarkeit und Netzdienlichkeit der smarten Anlagen aus.

Nur mit einem Smart Meter ist es möglich, den Stromverbrauch im Viertelstundentakt über den Tag zu messen und Elektroautos oder Heimspeicher zielgerichtet dann zu laden, wenn gerade viel erneuerbarer Strom erzeugt wird, zum Beispiel weil der Wind kräftig weht. Dann sollen möglichst auch Waschmaschinen, Trockner und Geschirrspüler laufen. Ist kein Smart Meter vorhanden, agieren Haushalte wie auch Verteilnetzbetreiber in einer Art Blindflug, haben also kaum Informationen darüber, was in den Netzen passiert. Für die Allgemeinheit bedeutet das am Ende höhere Strompreise, weil in letzter Konsequenz zum Beispiel tendenziell häufiger erneuerbare Energieanlagen abgeregelt werden müssen, auch der Netzausbaubedarf steigt tendenziell.

Um beim Smart-Meter-Ausbau schneller zu werden, gibt es gesetzliche Pflichteinbauquoten – zunächst für Gebäude, für die es sich besonders lohnt. Das sind Haushalte mit einem Verbrauch von mehr als 6000 Kilowattstunden im Jahr sowie Besitzer von Wärmepumpen und Wallboxen. Seit einer Gesetzesänderung im Dezember können – jedenfalls mit Blick auf drohende Konsequenzen der BNetzA – auch Einbauten jenseits dieser Kriterien hinzugezählt werden. Bis zum Jahreswechsel 2025/2026 sollten eigentlich in Deutschland ein Fünftel der Pflichtfälle ein Smart Meter erhalten haben. Das ist den neuen Netzagentur-Zahlen zufolge zwar im Durchschnitt gelungen: 23,3 Prozent der Pflichtfälle hatten zum Stichtag ein Smart Meter. Jedoch wurden die Ziele auf Ebene der individuellen Anbieter in zahlreichen Fällen verfehlt.

Bastian Gierull, Deutschlandchef des Energieversorgers Octopus Energy, äußerte sich am Freitag hoffnungsvoll, dass der Smart-Meter-Einbau „Fahrt aufnimmt“. Gierull spricht auch für die „Smart Meter Initiative“, einen Zusammenschluss von Start-ups, die von einem schnellen Einbau intelligenter Zähler stark profitieren würden, weil sie flexible Stromtarife anbieten. Zwar machten die neuen Einbauquoten Mut, und auch der wettbewerbliche Messstellenbetrieb gewinne weiter an Wichtigkeit, so Gierull. Gleichzeitig begrüßte er, dass die BNetzA gegen diejenigen Anbieter Verfahren eröffnet hat, die „immer noch“ keine Geräte verbaut haben. Solchen Unternehmen müsse erleichtert werden, mit wettbewerblichen Anbietern zu kooperieren.

Im Fokus der Netzagentur-Zahlen stehen die sogenannten grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB), deren Aufgaben in der Praxis meist vom örtlichen Verteilnetzbetreiber übernommen werden. Augenscheinlich waren etliche dieser rund 800 gMSB mit den Einbauverpflichtungen überfordert. Das betrifft nicht so sehr diejenigen, hinter denen große Unternehmen wie zum Beispiel der Essener Energiekonzern Eon stecken. Eon verwaltet nach eigenen Angaben etwa ein Viertel aller Messstellen und hatte schon vor rund zwei Wochen bekannt gegeben, dass alle deutschen Eon-Einheiten die gesetzlichen Pflichtquoten zum Jahreswechsel erreicht oder übertroffen haben.

Schwer tun sich vor allem kleinere und mittelgroße Messstellenbetreiber, wie die Bundesnetzagentur mit Blick auf die frisch veröffentlichten Ausbauzahlen bestätigte. Drei Viertel von ihnen versorgen nach Angaben des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE) weniger als 30.000 Abnehmer. Sie kämpfen mit ökonomischen Hürden. Der Betrieb von intelligenten Messsystemen rechne sich für einen Messstellenbetreiber erst ab rund 150.000 aktiven Systemen, sagt Jochen Theloke, Geschäftsführer im Bereich Energie des Vereins Deutscher Ingenieure (VDI). „Damit können kleinere Messstellenbetreiber niemals zukunftsfähig eine derartige Infrastruktur betreiben.“

Er fordert, dass die Bundesnetzagentur dafür sorgen müsse, „die notwendigen Kooperationen“ voranzutreiben, damit sich „die Landschaft von über 800 Messstellenbetreibern in Deutschland konsolidiert“. Dieser Meinung ist auch die „Smart Meter Initiative“; auch sie fordert „weniger Kleinteiligkeit bei den grundzuständigen Messstellenbetreibern, sprich Fusionen“, wie Gierull sagt.

Umstritten ist hingegen, ob die Anforderungen an Smart Meter in Deutschland zu hoch sind. Anders als etwa in einigen skandinavischen Ländern oder in Italien müssen sie hierzulande nämlich technisch deutlich mehr können, sehr strenge (Cyber)Sicherheitsanforderungen erfüllen und Zertifizierungen vorweisen. „Wir halten den deutschen Sonderweg bei den Anforderungen unter anderem an die Steuerbarkeit von Smart Metern für zu komplex und teuer“, sagt Gierull. „Damit Millionen deutscher Haushalte von Zeiten günstigen und grünen Stroms über dynamische Stromtarife profitieren können und sich dadurch auch noch netzdienlich verhalten, würden sogenannte Smart Meter Light ohne die Fähigkeit der Fernsteuerbarkeit völlig ausreichen.“

Ähnlich hatte sich schon Eon-Chef Leonhard Birnbaum geäußert: „Unsere europäischen Nachbarn haben alle einen deutlich einfacheren Smart Meter im ersten Schritt ausgerollt. Viel schneller, zu viel geringeren Kosten für alle“, hatte er im vergangenen Jahr gesagt. Hierzulande habe man stattdessen „einen Ferrari für jeden haben wollen“. Jedoch sei es „verdammt teuer, 40 Millionen Ferraris auszurollen. Da wären wir besser mit einem VW-Käfer losgelaufen.“

Mittlerweile hat Eon die Sichtweise relativiert. „Rückblickend betrachtet“, sei etwa das hohe Sicherheitsniveau, das die Zähler in Deutschland erfüllen müssen, aufgrund der hohen Zahl an Cyberangriffen „auch angemessen“, sagte Eons Netzvorstand Thomas König. VDI-Experte Theloke sagt in dem Zusammenhang, in puncto Sicherheit sei Deutschland „weltweit Vorreiter“. Zudem seien deutsche Smart Meter mit dem Anspruch entworfen worden, dass sie noch taugen, wenn 100 Prozent erneuerbare Energien im System sind. Er weist darauf hin, dass andere Länder „vor einem zweiten Roll-out“ stünden, „da deren Systeme Schaltbefehle gar nicht oder nur unsicher übertragen können“.