Deutschland muss sich zwischen Smart Meter Light und Gateway-Ausbau entscheiden

Die EU-Kommission schlägt vor, bis 2033 drei von vier Stromzählern zu digitalisieren. Eine aktuelle Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft zeigt, wo der Ausbau hakt. Sie beschreibt zwei Wege zum Ziel, einer davon ist ein Smart Meter Light.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 6 Min. LESEN

Mit dem heutigen Pflichteinbau kommt Deutschland nicht dorthin. Bis 2032 dürften rund 27 der dann 63 Millionen Zählpunkte zum Pflichtrollout gehören, also Haushalte mit hohem Verbrauch, Solaranlage, Wärmepumpe oder Wallbox. Für die übrigen 36 Millionen fehle ein klares Zielbild, schreiben die Autor*innen. Beim Pflichteinbau selbst geht es voran: Mitte 2026 hatten 26,1 Prozent der Pflichtfälle ein intelligentes Messsystem, über alle Zähler gerechnet 5,9 Prozent.

Brüssel und Berlin erhöhen nun den Druck. Die EU-Kommission sieht in ihrem Entwurf zur Reform der Strombinnenmarktrichtlinie erstmals verbindliche Mindestquoten vor: 50 Prozent bis Ende 2030, 75 Prozent bis Ende 2033. Der Koalitionsausschuss kündigte im Juli ein kostengünstiges „Smart Meter Light“ für alle an, die nicht unter die Pflicht fallen. Was dieses Gerät können soll, hat bisher niemand festgelegt.

Ein intelligentes Messsystem besteht in Deutschland aus einem digitalen Zähler und einem Smart-Meter-Gateway. Das Gateway schickt die Messwerte verschlüsselt an Netzbetreiber und Lieferanten und überträgt Steuerbefehle an Wärmepumpe oder Wallbox (mehr dazu: Smart Meter in Deutschland, alles Wichtige). Die meisten anderen EU-Staaten digitalisieren mit einfacheren Geräten und haben ihre Zähler weitgehend umgestellt.

Wie Deutschland aufholen kann, hat die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) mit 13 Partnern untersucht. Dazu gehören die Netzbetreiber enercity Netz und N-ERGIE sowie die Stromanbieter Octopus Energy und Tibber. Mit am Tisch saßen der Zählerhersteller Zenner, das Berliner Cleantech-Startup decarbon1ze und die Verbraucherzentralen Bayern und NRW. Herausgekommen sind 21 Maßnahmen.

Messstellenbetreiber verlieren Zeit bei Funk und Software

Die Geräte sind laut Studie kaum noch der Engpass. Messstellenbetreiber, also die Unternehmen, die Zähler einbauen und betreiben, stoßen an anderer Stelle an Grenzen. Im Keller reicht das LTE-Signal oft nicht bis zum Zählerschrank, dann muss der Monteur ein zweites Mal kommen. Ein eigenes Funknetz auf 450 Megahertz durchdringt Wände besser und läuft auch nach einem Stromausfall weiter, es ist aber erst im Aufbau.

Mehr Aufwand machen die IT-Systeme. Viele Programme zur Verwaltung der Gateways lassen sich nicht vollständig automatisieren, Firmware-Updates und Zertifikatswechsel lösen Störungen aus. Dieselbe Nachricht eines wettbewerblichen Messstellenbetreibers nehme ein Netzbetreiber an, ein anderer melde sie als fehlerhaft, heißt es im Bericht. Wer sich für ein System entschieden hat, wechselt wegen der Kosten kaum noch.

Teuer ist der Ausbau ohnehin. Das Bundeswirtschaftsministerium beziffert Einbau und Betrieb eines intelligenten Messsystems auf 80 bis 155 Euro netto im Jahr. Die gesetzlichen Preisobergrenzen decken davon 21 bis 39 Prozent nicht ab.

Im Mehrfamilienhaus soll ein Gateway deshalb viele Zähler zugleich anbinden. In Altbauten hängen die Zähler aber oft auf den Etagen, und das Funksignal kommt nicht durch die Decken. Viele seit 2016 eingebaute digitale Zähler haben gar keine Funkschnittstelle zum Gateway. Kompatible Geräte kommen erst, wenn deren Eichfrist zwischen 2026 und 2031 abläuft.

Die Autor*innen empfehlen der Politik, das Zielbild früh festzulegen. Die Quoten sollen sich auf alle Pflichtfälle beziehen statt auf jährlich neue. Grundzuständige Messstellenbetreiber sollen wettbewerbliche Anbieter beauftragen dürfen, dafür müsste das Messstellenbetriebsgesetz geändert werden. Die Branche soll eine kostenfreie Testumgebung für Schnittstellen aufbauen, die Bundesnetzagentur ein Prüflabor beauftragen.

Haushalte warten auf ihre Daten und einen Ansprechpartner

Für Verbraucher*innen beginnt der Ärger oft nach dem Einbau. Startet der dynamische Tarif nicht oder fehlen Messwerte, wenden sie sich an den Stromlieferanten. Die Ursache liegt häufig beim Messstellenbetreiber oder in der Kommunikation zwischen den Unternehmen. Einen Ansprechpartner, der sich zuständig fühlt, finden viele nicht.

Der Bericht macht den Messstellenbetreiber deshalb zur zentralen Anlaufstelle. Er soll vor dem Einbau einen Ablaufplan schicken, danach prüfen, ob alles funktioniert, und eine kostenlose App für die Verbrauchsdaten anbieten. Die Freigabe der Daten an Dritte soll Teil der Standardleistung werden, über eine einheitliche Schnittstelle wie Data Connect in Frankreich. Die Verbraucherzentralen fordern, die Nachkontrolle gesetzlich vorzuschreiben.

Wer heute eine Wärmepumpe oder ein E-Auto kauft, wartet oft Monate auf das Gateway, bevor ein dynamischer Stromtarif möglich ist. Ein flächendeckender Ausbau würde auch kleinen Haushalten erlauben, Waschmaschine und Spülmaschine in billige Stunden zu legen. Netzbetreiber sähen zugleich genauer in ihre Netze. Balkonkraftwerke und kleine Speicher tauchen in ihren Daten heute nicht auf.

Die Branche rechnet beim Smart Meter Light mit 30 bis 40 Euro im Jahr

Für die Zähler jenseits der Pflicht vergleicht die Studie zwei Pfade. Pfad A weitet die intelligenten Messsysteme aus, vor allem auf ganze Mehrfamilienhäuser. Die Autor*innen verlangen vorher eine neue Prüfung, ob sich das volkswirtschaftlich rechnet. Heute fließen bei Haushalten außerhalb der Pflicht 60 Euro im Jahr, je zur Hälfte von Kund*in und Netzbetreiber. Reicht das nicht, droht eine Querfinanzierung über die Netzentgelte.

Pfad B ergänzt die Messsysteme bei den Pflichtfällen um ein Smart Meter Light für alle anderen. Es soll Viertelstundenwerte liefern, das Eichrecht und die europäischen Regeln zur Cybersicherheit erfüllen und sich später zum vollen Messsystem aufrüsten lassen. Einen Steuerkanal braucht es nicht. Als Preisobergrenze schlägt die FfE 25 Euro für Kund*innen plus zehn Euro für den Netzbetreiber vor.

Der Zeitplan ist eng. Die Anforderungen an das Smart Meter Light sollen spätestens im ersten Quartal 2027 stehen. Dann könnten Ende 2027 oder Anfang 2028 die ersten Geräte eingebaut werden. Verlangt der Gesetzgeber eine Zertifizierung wie beim Gateway, rechnen die Autor*innen mit ersten Geräten nicht vor 2029 oder 2030. Ende 2025 hingen an 46 Prozent der Zählpunkte noch analoge Zähler, die bis 2032 ohnehin getauscht werden.

Die Partner bewerten die Pfade unterschiedlich. N-ERGIE, enercity Netz, Zenner und die Verbraucherzentralen sprechen sich für das Smart Meter Light aus. Octopus Energy hält es für drei- bis viermal günstiger als das volle Messsystem. „Die Hardware ist im Markt verfügbar, sie darf nur nicht eingesetzt werden“, schreibt Sebastian Schaule von Octopus. Das Messstellenbetriebsgesetz untersage die Abrechnung ohne Gateway.

Metiundo und peerMetering wollen das bestehende System weiterentwickeln und warnen vor Parallelstrukturen. Ulrich Schuster von decarbon1ze beschreibt, was den Ausbau heute antreibt. Haushalte mit Wärmepumpe oder Wallbox bekämen das Gateway, damit der Netzbetreiber bei drohender Überlastung drosseln kann. Wer nur Viertelstundenwerte für einen dynamischen Tarif wolle, warte lange und zahle mehr. Die FfE mahnt eine Entscheidung über das Zielbild in den kommenden Monaten an.

QUELLEN

Forschungsstelle für Energiewirtschaft: 75 % Smart Meter bis 2033: Neue Studie zeigt zwei Wege für Deutschlands digitale Messinfrastruktur, Pressemitteilung, 1. September 2026.
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Digitalisierungsbericht nach § 48 MsbG, 22. Juli 2024.

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