Die Stromnetze zu digitalisieren, ist seit mittlerweile zwei Jahrzehnten ein Ziel der Bundesregierungen. Es gilt, die neue Realität aus dezentraler Erzeugung, Speicherung und Elektrifizierung im Zuge der Energiewende sowie die Belastungen im Stromnetz besser in Einklang zu bringen. Sogenannte Smart-Meter, Strommessgeräte, die zugleich auch Steuerfunktionen für die dahinter angeschlossenen Energieverbraucher oder -erzeuger übernehmen können, gelten daher als zentral. Im Energierechtsdeutsch heißen sie „Intelligente Messsysteme“ (iMSys). Und 3,094 Millionen davon waren bis Ende 2025 laut den Zahlen der Bundesnetzagentur verbaut – zu wenige.

Die „iMSys“ sind ein wesentlicher Baustein der Hoffnung auf ein intelligentes Stromnetz und nicht zu verwechseln mit dem digitalen Standardzähler, der „modernen Messeinrichtung“ (mME). Während diese zwar auch in beide Richtungen zählen können und somit – anders als die alten Ferraris-Drehzähler – nicht rückwärtslaufen, kommunizieren sie erst einmal höchstens lokal, etwa mittels separater Infrarot-Leseköpfe zum Auslesen digitaler Zähler. Damit verbundene Stromerzeuger und Verbraucher sind für die Netzbetreiber mittels „mME“ nicht steuerbar. Genau darin liegt der Unterschied zu den „intelligenten Messystemen“ (iMSys): Eine Kommunikationseinheit zum Betreiber, die (im Regelfall per LTE-M) Viertelstundenwerte sendet und Steuerbefehle empfangen kann. Sodass etwa Wärmepumpen ihre Leistung temporär drosseln und E-Autos langsamer laden oder Solaranlagen nicht einspeisen, wenn das netzdienlich ist. Das ist politisch gewünscht und gesetzlich vorgeschrieben.

Nun zählt’s bei der Einbaupflicht

Jedes Quartal müssen die „grundzuständigen Messstellenbetreiber“, in der Regel die regionalen Verteilnetzbetreiber, daher Daten zum Stand ihrer Infrastruktur abliefern. Seit dem vergangenen Jahr herrscht dabei eine Einbaupflicht für die „iMSys“ für alle Anschlüsse mit mehr als 6000 Kilowattstunden Jahresverbrauch – was im Regelfall gewerbliche oder Industrienutzer sind. Dazu sollen steuerbare Anlagen über 4,2 Kilowatt wie größere Wärmepumpen, Klimaanlagen oder Stromspeicher, die als Großspeicher das Netz belasten oder stützen können, hinter die Kombination aus fernbedienbarer Mess- und Steuerungseinheit. Bis Ende 2032 sollen diese Fälle abgeschlossen sein, 90 Prozent aller Einheiten müssen dann „intelligent“ sein.

Neben der für die Netzdienlichkeit wichtigen Steuerbarkeit gibt es für die Betreiber vor allem einen positiven Effekt, wie die EON-Tochter Westnetz auf Anfrage erläutert: „Sie geben Einblick in die Niederspannung. Erst durch intelligente Messsysteme sehen Netzbetreiber, was in den unteren Spannungsebenen tatsächlich passiert.“ Bislang waren nämlich auch für die Betreiber die Verbrauchs- und Produktionswerte nicht anschlussgenau aufschlüsselbar. Doch der Einbau kam in den ersten Jahren bei den meisten Messstellenbetreibern nur langsam voran. Mit den Jahreswechsel-Zahlen zählt es nun: Wer die 20%-Quote nicht erfüllt, begeht einen Verstoß gegen das geltende Recht – und muss mit Zwangsgeldern rechnen.

77 Verfahren eingeleitet, weitere dürften bald folgen

Für Klaus Müller, den Präsidenten der Bundesnetzagentur, ist das Ergebnis der Erhebung nun eindeutig: „Wir stellen fest, dass viele Unternehmen die gesetzlichen Ausbauziele nicht erfüllen.“ Gegen 77 Betreiber, die bislang keinen einzigen Pflichteinbaufall gemeldet haben, hat die Bundesnetzagentur daher am Freitag Verfahren eingeleitet.

Ein genauerer Blick in die Zahlen zeigt vor allem Gemeinde- und Stadtwerke, von Zeulenroda über Meckenheim in der Pfalz bis Schorndorf, aber auch einzelne Elektrizitätswerke. Darunter solche, die offenbar zu Industriebetrieben wie dem Entsorgungswerk für Nuklearanlagen, der Rückbaugesellschaft für das DDR-Kernkraftwerk in Lubmin bei Greifswald oder dem Flughafen Halle/Leipzig gehören.

Gut die Hälfte liegt unter der gesetzlichen Vorgabe

Tatsächlich sind diese 77 Fälle aber nur besondere Ausreißer. Auch große Unternehmen und größere Stadtwerke, die selbst Messstellen betreiben, haben die gesetzliche Ausstattungsquote gerissen – die Energietochter der Deutschen Bahn etwa kommt auf 17,7 Prozent, die Stuttgart Netze GmbH auf den gleichen Wert. Und auch die als „Ökostrom-Rebellen“ bekannt gewordenen Elektrizitätswerke Schönau (EWS) schaffen es bei den Pflichtfällen nur auf 18,4, mit optionalen Einbaufällen auf 20,7 Prozent ihrer Zähler.

488 der 813 als Messstellenbetreiber registrierten haben laut Bundesnetzagenturzahlen die 20 Prozent Ende 2025 verfehlt, nimmt man die Quote der optionalen Einbaufälle hinzu, sind es immer noch 434. Dass es bei den 77 Fällen bleibt, ist daher unwahrscheinlich – und die Verhängung von Zwangsgeldern, die nur beim Verfehlen auch der optionalen Fälle möglich ist, ist höchst wahrscheinlich.

Smart-Meter-Rollout hängt von Betreibern ab

Zugleich übererfüllen andere Messstellenbetreiber ihr Soll sogar, was jedoch nicht verrechnet wird. 34,8 Prozent Ausstattungsquote „ohne optionale Einbaufälle“ weist etwa die Westnetz GmbH aus – mit den optionalen Fällen sogar 49,8 Prozent. Und das lässt sich auch in Zahlen übersetzen. „Bis März 2026 hat Westnetz mehr als 380.000 intelligente Messsysteme verbaut und gehört damit zu den führenden Netzbetreibern in Deutschland“, schildert eine Sprecherin des Westenergie-Tochterunternehmens den Stand.

Selbst die sonst zuletzt aus anderen Gründen in der Kritik stehende landeseigene Stromnetz Berlin schafft für die Hauptstadt Ungewöhnliches und liegt weit über Soll: 28.700 neue „iMSys“ seien 2025 hinzugekommen. „Damit kommen wir aktuell auf rund 78.700 dieser Geräte in unserem Zuständigkeitsbereich“, erklärt Pressesprecher Henrik Beuster auf Anfrage von heise online. Und damit 55 Prozent der derzeitigen Pflichteinbaufälle. Es geht also offenbar, wenn die Betreiber denn wirklich wollen.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BdEW) sieht zwar weiterhin noch Rückstände, aber vor allem ein steigendes Ausbautempo. „Dieses differenzierte Bild ist Ausdruck eines funktionierenden Marktes“, sagt eine Sprecherin auf Anfrage von heise online. Über alle Anbieter hinweg betrachtet sei die gesetzlich verlangte Quote 2025 schon im dritten Quartal vorzeitig erfüllt worden, sieht man dort das Glas eher halb voll als halb leer. Das liegt vor allem an den größten Messstellenbetreibern mit mehr als 500.000 Smart-Metern. Deren Einbauquote liegt durchschnittlich nun bei 27,1 Prozent. Bei den kleinsten, mit weniger als 30.000 Messstellen, waren es durchschnittlich nur noch 14,6 Prozent.

Massive Keller und Zählerschränke als Problem

Diese großen Unterschiede haben etwas mit funktionierenden Prozessen zu tun, aber auch mit Erfahrungswerten. Denn die Schwierigkeiten beim Einbau sind ganz unterschiedlicher Art – und nicht nur der oft beklagten Fachpersonalknappheit geschuldet. Teilweise sind es ganz banale Dinge, wie etwa inkompatible Verbindungskabel zwischen den beiden unterschiedlichen Bauteilen aus Zähler und Kommunikationsmodul, die beim Rollout dann für Schwierigkeiten sorgen würden. Ein weiteres Problem für den Stromnetzbetreiber sind die Hochhausarchitekturen: Stromanschlüsse kommen üblicherweise im Keller an – doch alles, was funkt und massive Beton- und Stahlbauten werden keine Freunde. Der Standard-DDR-Plattenbau, aber auch viele Bürohochhäuser und manche Privatbauten verfügen über solch massive Kellergeschosse – was für die Funksignale, die das Smart-Meter-Gateway empfangen und senden muss, nicht förderlich ist.

Reicht die Verbindungsqualität dann nicht, muss eine Außenantenne angebunden und installiert werden – was den Aufwand deutlich vergrößert. Die vorgeschriebenen Zählerschränke können dabei zusätzliche Probleme machen, schildern Fachleute: Erst in den vergangenen Jahren werden sie zunehmend mit weniger signalhemmenden Kunststofftüren ausgestattet. Am Ende aber muss jeder einzelne Zähler physisch einzeln angefasst, verdrahtet und getestet werden – und das dauert.

Moment-Prozente bei wachsender Pflichteinbaumenge

„Es liegt auf der Hand, dass die neue Technik nicht über alle Kunden gleichzeitig ausgerollt werden kann“, sagt eine BdEW-Sprecherin. „Dafür fehlen die Ressourcen und es ist nicht effizient.“ Doch die politischen Forderungen nach einem besser steuerbaren Netz und das Ausbautempo passen immer noch nicht zusammen. Bei 100% Smart-Meter-Quote angekommen ist bislang nur ein Unternehmen: ausgerechnet die Kraftwerkstochter des derzeit wieder elektroskeptischeren Wolfsburger Volkswagen-Konzerns.

Die Netzbetreiber müssen dennoch deutlich schneller werden. Denn die 4,7 Millionen Pflichteinbaufälle, die die Bundesnetzagentur für Ende 2025 definiert hat, sind nur eine Momentaufnahme. Allein 93.022 Erzeuger mit mehr als 6 Kilowattstunden Leistung kamen 2026 laut Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur bereits hinzu – und die viel diskutierte und oft zu Unrecht diskreditierte Wärmepumpe erlebt angesichts der Unsicherheiten bei fossilen Energieträgern großes Interesse. Mit jeder neuen Wärmepumpe, Wallbox und größeren Solaranlage wächst also die Zahl der Pflichteinbaufälle – allerdings wird inzwischen bereits bei der Installation ein Smart-Meter eingebaut.

An einer Bestandsaufnahme der Bundesregierung aus dem Jahr 2007 hat sich also wenig geändert: „Die Erfassung des Energieverbrauchs in Deutschland entspricht nicht dem technischen Entwicklungsstand.“ Immerhin: 53,8 Prozent oder gut 30 Millionen der Messeinrichtungen sind nun „modern“, also elektronische Zweiwegezähler. Dazu kommen die gut drei Millionen „iMSys“. Es liegen also nur noch knapp 23 Millionen mechanische Ferraris-Drehzähler vor den Messstellenbetreibern, bis die vollständige Digitalisierung des Stromnetzes auf Endverbraucherebene gelungen ist.

(nie)