„Oh, das ist ein ganz schwieriges Thema.“
Der Vertreterin eines kleinen Energieversorgers und Netzbetreibers in Bayern ist es erkennbar unangenehm, wenn man sie auf das Thema anspricht. „Wir wissen, dass wir die Dinger seit einem Jahr einbauen müssen, aber um ehrlich zu sein: Wir können das gar nicht. Wir haben nicht die Leute dafür und auch nicht die Technik.“ Mehr noch, so die Mitarbeiterin: „Man könnte auch sagen, wir haben keine Ahnung.“
Das wichtigste „Ding“ der Energiewende
Die „Dinger“, um die es geht, sind sogenannte Smart-Meter – die vielleicht wichtigste Komponente, wenn die Energiewende in Deutschland gelingen soll. Smart-Meter sind digitale Stromzähler, die in Echtzeit den eigenen Stromverbrauch sowie die Preise auf dem Strommarkt lesen kann.
Nicht nur machen die Geräte das manuelle Ablesen des Zählerstands überflüssig, sie ermöglichen auch sogenannte dynamische Stromtarife mit variablen Preisen, durch die zum Beispiel das E-Auto immer dann geladen wird, wenn der Strom besonders günstig ist. Verbraucherinnen und Verbraucher sparen somit bares Geld.
Dadurch schaffen Smart-Meter auch die Grundlage für eine effektivere Steuerung der Stromnetze: Wenn viel Strom im System ist, kann der Verbrauch angehoben werden; wenn wenig Strom im Netz ist, wird er auf andere Stunden geschoben. Der nötige Ausbau der Stromnetze wird reduziert, die Netzentgelte für Verbraucher sinken.
Skandinavien: 100 Prozent, Deutschland: 3,8 Prozent
Die Energiewende würde mit Smart-Metern somit nicht immer nur zum Kostenfaktor werden, sie würde die Stromrechnung sofort spürbar verringern. Im Ausland sind die Geräte daher auch schon weit verbreitet: In Frankreich und Italien liegt der Smart-Meter-Anteil in den Haushalten bei mehr als 90 Prozent, in den skandinavischen Ländern sogar bei knapp 100 Prozent. In Deutschland beträgt der Anteil nach jüngsten Daten der Bundesnetzagentur: 3,8 Prozent. Von insgesamt 54 Millionen sogenannten Messlokationen sind zwei Millionen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet.
Und das ist genau genommen schon ein Fortschritt. Zu Beginn des letzten Jahres lag der Anteil nur bei etwas mehr als einem Prozent, doch 2025 sollte das Jahr werden, in dem der Ausbau endlich Fahrt aufnimmt. Der Gesetzgeber schreibt vor, dass bis zum 31. Dezember 2025 mindestens 20 Prozent der sogenannten „Pflichteinbaufälle“ ein Smart-Meter installiert bekommen sollten, das sind vor allem Großverbraucher oder Inhaber größer Solaranlagen, die selbst ins Netz einspeisen. Bis Ende 2030 sollen dann zumindest diese „Pflichtfälle“ flächendeckend versorgt sein.
Diese 20-Prozent-Quote wurde im abgelaufenen Jahr tatsächlich knapp erreicht, wie aus Daten der Bundesnetzagentur hervorgeht. Doch ein genauerer Blick zeigt, wo noch Probleme liegen: Denn für den Einbau sind in der Regel die Messstellen- und Netzbetreiber zuständig – und viele von ihnen haben mit dem Einbau noch gar nicht begonnen.
Deutschlands großer Flickenteppich
Dazu muss man wissen, dass in Deutschland ein wahrer Flickenteppich an Zuständigkeiten herrscht, sobald es um Stromnetze und den Einbau von Messsystemen geht. Die Bundesnetzagentur zählte in einer Auswertung zum Smart-Meter-Ausbau insgesamt 814 gesetzlich zuständige Messstellenbetreiber. Die Bandbreite reicht von großen Anbietern wie der Eon-Tochter Westnetz oder den Stadtwerken München bis hin zu kleinen, ländlichen Versorgern, die oft nur für wenige tausend Kunden zuständig sind.
Und während die großen Anbieter die 20-Prozent-Quote meist verlässlich übertreffen, gehen die Zahlen bei den kleineren Anbietern weit auseinander. Vorbilder wie die Gemeindewerke Wendelstein oder die Stadtwerke Lübz (Ausbauquote: 100 Prozent) treffen auf viele kleine Versorger, die noch keinen einzigen Smart-Meter verbaut haben.
Insgesamt 188 Messstellenbetreiber hätten noch nicht mit dem Ausbau begonnen, schrieb Bundesnetzagentur-Chef Klaus Müller Ende Dezember auf Linkedin. Bei den insgesamt 600 kleineren Betreibern liegt die Ausbauquote den Daten zufolge erst bei 8,2 Prozent. Hinter dem Schneckentempo steckt oft kein böser Wille – sondern einfach Überforderung.
„Das ist schon eine Mammutaufgabe“
„Wenn wir uns alleine die Stückzahl einmal ansehen, ist das natürlich schon eine Mammutaufgabe für die Netzbetreiber", sagt Stefan Jakob, Chef des Regensburger Solar- und Wärmepumpenanbieters Enerix, zu FOCUS online Earth. Firmen wie seine sind es, die für ihre Kunden oft Smart-Meter beim zuständigen Messstellenbetreiber organisieren müssen – und gegen eine Wand laufen.
„Es gibt bislang noch keine Sanktionen für Untätigkeit“, sagt Jakob. „Wenn ich meine Pflicht nicht erfülle, dann passiert mir erstmal nichts. Und das kann natürlich dazu führen, dass manche Messstellenbetreiber, die technisch vielleicht noch nicht so weit sind, erstmal abwarten.“
Denn der Einbau eines Smart-Meters erfordert Know-How, Fachkräfte – und auch Motivation. Im internationalen Vergleich sind die gesetzlichen Anforderungen in Deutschland hoch, was Smart-Meter leisten müssen. Das macht die deutschen Smart-Meter zukunftsfähiger und sicherer – aber auch wesentlich teurer. Gleichzeitig gilt eine Preisobergrenze, wie viel ein Einbau kosten darf. Die Folge: Gerade für kleine Anbieter sind Smart-Meter ein wenig attraktives Minusgeschäft.
„Wir haben unsere Kunden nie informiert“
Die überforderten Kleinanbieter greifen dann oft in die Trickkiste, erzählt man sich in der Branche: Etwa indem Mondpreise für den Einbau aufgerufen werden – was zwar illegal ist, aber Kunden oft erfolgreich abschreckt. Oder indem man den bürokratischen Prozess möglichst umständlich gestaltet, um Zeit zu gewinnen.
Und auch, indem man den Pflicht-Einbau gegenüber den Kunden einfach verschweigt: „Wir haben unsere Kunden nie informiert“, gibt die Mitarbeiterin des kleinen bayerischen Anbieters zu. „Und wenn doch mal ein Kunde zu uns kommt, vertrösten wir ihn einfach und hoffen, dass wir keinen Ärger kriegen“. Das sei zwar peinlich, so die Mitarbeiterin, aber: „Es geht einfach nicht anders.“
Bei den Stromanbietern und anderen Akteuren der Energiebranche wächst der Frust. „Wir verlieren oft Wochen bei der Installation an Schritte, auf die man problemlos verzichten könnte“, sagt Bastian Gierull, Deutschlandchef des Energieversorgers Octopus Energy, zu FOCUS online Earth. „Oder wir warten Monate auf Rückmeldungen von den mehr als 850 Netzbetreibern.“
Die ungeliebte Lösung
In ihrer Not ist die Branche erfinderisch geworden. Große Versorger wie Octopus haben sich kurzerhand selbst als Messstellenbetreiber zertifizieren lassen, um den Flaschenhals zu überwinden. Und auf dem Markt sind Dutzende weitere sogenannter wettbewerblicher Messstellenbetreiber entstanden, die den Netzbetreibern den Einbau abnehmen – und hoffen, an der Gebühr zu verdienen.
„Es ist in der Branche üblich geworden, uns mit privaten Messstellenbetreibern zu arrangieren“, sagt Enerix-Chef Jakob. „Auf diese Weise haben wir erreicht, dass wir zu jeder Anlage ein intelligentes Messsystem installiert bekommen.“ Mit den eigentlich zuständigen Anbietern gebe es an manchen Stellen immer noch Verzögerungen.
Experten empfehlen das Gegenteil
Doch diesem Sonderweg möchte das Wirtschaftsministerium künftig einen Riegel vorschieben. Anlässlich der Vorstellung des Expertenberichts zur deutschen Energiewende im September hatte das Haus von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) auch ein Papier mit „zehn Schlüsselmaßnahmen“ veröffentlicht, die jetzt ergriffen werden sollen. Unter Punkt 5 ist unter anderem zu lesen: „Die Verantwortung für den verpflichtenden Rollout liegt künftig bei den Verteilnetzbetreibern und damit im regulierten Anlagevermögen.“ Die neuen privaten Anbieter wären damit künftig ausgeschlossen.
Pikant: Der Expertenbericht, auf den sich Reiche bezog, empfiehlt das genaue Gegenteil. „Gleiche Wettbewerbsbedingungen für grundzuständige und wettbewerbliche Messstellenbetreiber“, heißt es dort, „beschleunigen den Rollout“. Das Ministerium sieht das offenbar anders.
In einer Antwort aus dem November auf eine kleine Anfrage der Grünen-Bundestagsfraktion hieß es, man plane gesetzliche Änderungen, um den Smart-Meter-Ausbau für die Messstellenbetreiber attraktiver zu machen und auch die Kooperation untereinander zu fördern, etwa von großen mit kleinen Betreibern. Aus der Branche heißt es, das Ministerium wolle den Ausbau besser steuern können, um ihn etwa dort zu forcieren, wo er besonders netzdienlich ist. Den momentanen Wildwuchs betrachte Reiche mit Argwohn.
„Wir treten schon wieder auf die Bremse“
Mehr Staat statt Marktwirtschaft? In der Branche sorgt der Ansatz für Verunsicherung. „Wir sind gerade auf die Überholspur eingebogen – und treten schon wieder auf die Bremse“, seufzt Marc Wallraff, CEO des Ökostrom-Anbieters Lichtblick. „Der Schritt zurück zum Monopol würde uns Jahre kosten, und die Verbraucherinnen und Verbraucher viel Geld“, argumentiert Octopus-Energy-Chef Gierull. „Schon heute betreiben wettbewerbliche Messstellenbetreiber wie wir 15 Prozent aller Smart-Meter.“ Allein seine Firma wolle in den nächsten Jahren eine Million Geräte verbauen – „die Finanzierung für die ersten 250.000 Smart-Meter, in Höhe von 100 Millionen Euro, haben wir uns gerade gesichert.“
Auch Enerix-Chef Jakob geht davon aus, dass der Reiche-Plan zu Verzögerungen führen würde. „Inwiefern das zur Beschleunigung beitragen soll, ist mir noch nicht ganz klar.“ Anfang 2026 will das Wirtschaftsministerium nach eigenen Angaben Vorschläge machen, wie der Smart-Meter-Ausbau beschleunigt werden soll. Die Zeit drängt: Bis 2030 soll die Hälfte aller Großverbraucher mit einem der Geräte versorgt sein.
Und wenn wirklich alle 54 Millionen „Messlokationen“ in Deutschland ausgestattet werden sollen, würde der Ausbau mit dem momentanen Tempo noch knapp 30 Jahre dauern. „Drei Prozent Abdeckung“, sagt Gierull daher, „können kein Grund zum Jubeln sein.“
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