Stillstand im Zählerschrank

Nicole Weinhold

Der Smart-Meter-Rollout gilt als technisches Rückgrat der Energiewende. Doch während andere Länder längst Millionen intelligenter Messsysteme installiert haben, kommt Deutschland nur schleppend voran. Woran liegt das? Und was braucht es, damit aus digitalen Stromzählern endlich ein wirksames Instrument für Flexibilität, Kosteneffizienz und Versorgungssicherheit wird? Antworten liefern die Enercity-Vorstandsvorsitzende Aurélie Alemany und der Branchenkenner Lars Waldmann, EW-Con.

Eigentlich ist die Sache klar: Ein Energiesystem, das auf immer mehr fluktuierende erneuerbare Energien setzt, braucht Transparenz, Steuerbarkeit und Flexibilität. Ohne digitale Mess- und Steuertechnik lassen sich Lasten nicht verschieben, Netze nicht effizient auslasten und Flexibilitäten nicht heben. Und doch stockt ausgerechnet hier der Fortschritt. Aurélie Alemany, Vorstandsvorsitzende von Enercity, erklärt, wo die Herausforderungen liegen: „Zum einen sind Smart Meter in Deutschland teuer und für Netzbetreiber wirtschaftlich oft herausfordernd. Zum anderen ist die technische Ausgestaltung des Rollouts deutlich komplexer als in vielen anderen Ländern.“

Deutschland habe sich, so Alemany, „die ambitionierteste Form der Energiewende weltweit ausgesucht“ – und genau deshalb sei diese Technik unverzichtbar. Der Widerspruch ist offensichtlich: Der politische Anspruch ist hoch, die Umsetzung dagegen kleinteilig, bürokratisch und von Zielkonflikten geprägt.

Politische Vision und operative Realität

Ursprünglich war die Idee des Smart Meters eng mit einem Versprechen an die Verbraucher verknüpft: mehr Transparenz, mehr Kontrolle, neue Freiheiten durch dynamische Tarife. „Der Bürger sollte seinen Stromverbrauch besser verstehen und zeitlich anpassen können“, sagt Lars Waldmann, EW Con Energiewende Consult.

Doch umgesetzt wurde diese Vision nie konsequent. „In der Praxis hat man sich fast ausschließlich darauf konzentriert, Strom zu zählen. Zusätzliche Funktionen wurden kaum berücksichtigt“, so Waldmann. Für Netzbetreiber seien die neuen Daten lange Zeit kein echter Mehrwert gewesen, während ein Akteur mit starkem Eigeninteresse fehlte.

Smart Meter sind in Deutschland teuer und für Netzbetreiber wirtschaftlich oft herausfordernd.

Das Ergebnis: Ein Rollout ohne klare Nutzenargumente. Smart Meter wurden regulatorisch verordnet, aber nicht systemisch eingebettet. „Ein Smart Meter allein macht kein Smart Grid“, sagt Waldmann. Entscheidend sei die Steuerbarkeit – und genau die habe man den Geräten über Jahre hinweg vorenthalten.

Datenschutz und Zuständigkeiten

Ein weiterer Bremsklotz ist der Datenschutz. Deutschland hat – ähnlich wie die Niederlande – früh intensive Debatten darüber geführt, welche Rückschlüsse aus Messdaten auf das private Verhalten möglich sind. Während andere Länder pragmatische Lösungen fanden, führte hierzulande der Sicherheitsanspruch zu einer hochkomplexen Architektur mit zertifizierten Gateways, strengen Vorgaben und langen Entwicklungszyklen.

Hinzu kommt ein strukturelles Problem, das Waldmann klar benennt: „Das Hauptproblem sind die Zuständigkeiten.“ Netzbetreiber sollen den Rollout umsetzen, profitieren aber nur begrenzt davon. Verbraucher zahlen, sehen aber keinen unmittelbaren Mehrwert. Und wettbewerbliche Messstellenbetreiber bewegen sich in einem engen regulatorischen Korsett.

Aurélie Alemany erkennt darin auch eine kulturelle Dimension: „In Deutschland neigen wir dazu, zu glauben, dass erst alles perfekt sein muss – dabei können wir längst anfangen.“ Flexibilität lasse sich schon heute nutzen, auch wenn der Rollout noch nicht vollständig abgeschlossen sei.

Kosten ohne Nutzen?

Besonders heikel ist die Kostenfrage. Während in anderen Ländern der Grundsatz galt, dass der Rollout für Endkunden kostenneutral sein müsse, ist das deutsche Modell deutlich teurer. Waldmann spricht von „bis zu 280 Euro pro Jahr“, die Verbraucher zahlen sollen. Gesetzlich festgelegt sind heute aber gestaffelte Preise von 40 Euro bei 4.000 kWh bis 140 Euro bei 50.000 kWh Jahresverbrauch. Das Problem ist weniger die absolute Zahl als das fehlende Gegenangebot. „Da rechnet jeder kurz nach und fragt sich zu Recht: Wofür eigentlich?“, so Waldmann. Der Zähler liefere Daten, aber keine Vorteile. „Erst wenn Endkunden ihre Flexibilität auch vermarkten können, wird ein Smart Meter wirklich ‚smart‘.“

Dabei liegt genau hier der Schlüssel. Für Alemany ist Flexibilität das zentrale Element der künftigen Energieversorgung. „Ich bin überzeugt, dass wir spätestens in drei Jahren sehr große Flexibilität im System aktiv managen können. Das wird heute oft noch unterschätzt.“

24 Tausend Smart Meter will Enercity bis 2035 jährlich verbauen

Enercity investiert deshalb massiv in digitale Zwillinge, Energiemanagementsysteme und intelligente Steuerung. Bis 2035 sollen rund 60 Millionen Euro in den Smart-Meter-Rollout fließen, jährlich etwa 24.000 Geräte. „Wir gehen dabei intelligent vor: straßenweise, kundenorientiert und mit Fokus auf größere Verbräuche.“

Doch Technik allein reicht nicht. Ohne Marktmechanismen, interoperable Systeme und klare regulatorische Signale bleibt Flexibilität theoretisch. Waldmann nennt das Beispiel Elektromobilität: Große Batterien könnten systemdienlich eingesetzt werden – „dafür braucht es aber zusätzliche Technik, sichere Schnittstellen und klare Marktmechanismen. All das fehlt derzeit noch.“

Mit Regelungen wie §14a EnWG oder §19 StromNEV kommt Bewegung ins System. Netzbetreiber müssen steuerbare Verbrauchseinrichtungen einbinden, Flexibilität wird regulatorisch eingefordert. Waldmann sieht darin eine neue Dynamik: „Heute kommen neue Anforderungen hinzu: Versorgungssicherheit, Krisenresilienz, aber auch die Absicherung von Wechselrichtern und Anlagen.“

Doch auch hier gilt: Der Smart Meter ist nur ein Baustein. Ohne echte Steuer und Marktfunktionen bleibt sein Beitrag begrenzt. „So wie der Rollout aktuell läuft, wird er weder beim Verbraucher noch im Energiesystem den gewünschten Effekt erzielen“, lautet Waldmanns ernüchterndes Fazit.

Was jetzt passieren muss

Die Analyse ist eindeutig: Der Smart-Meter-Rollout scheitert nicht an fehlender Technik, sondern an fehlender Integration. Notwendig wären:

Oder, wie Aurélie Alemany es formuliert: „Neue Gaskraftwerke sind eine Absicherung – nicht der Kern des Systems.“ Der Kern liegt in erneuerbaren Energien, Flexibilität und Digitalisierung. Der Smart Meter ist dafür eine unverzichtbare Voraussetzung.