Koalition bringt „Smart Meter Light" auf den Weg – Rollout-Ziele werden verschärft

13. Juli 202613. Juli 2026

Mariella Wendel ist seit 2017 Redakteurin bei der homeandsmart GmbH. Durch ihre redaktionelle Erfahrung und zahlreiche Gastbeiträge in Fachmedien verbindet sie fundiertes Wissen mit einem Gespür für praxisnahe Themen.

Neues Ziel: 90 Prozent bis 2030

Kern des Vorhabens ist eine Verschärfung der Rollout-Vorgaben für intelligente Messsysteme (iMSys). Laut Koalitionspapier soll der Einbau bis Ende 2030 für „alle relevanten Messstellen“ zu über 90 Prozent abgeschlossen sein. Was die Koalition konkret unter „relevanten Messstellen“ versteht, lässt das Papier offen.

Bislang schreibt das Messstellenbetriebsgesetz vor, dass bis 2030 mindestens 95 Prozent der sogenannten Pflichteinbaufälle – etwa Haushalte mit mehr als 6.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch, größere Photovoltaikanlagen oder steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen und Wärmepumpen – ausgestattet sein müssen; die 90-Prozent-Marke für alle Anschlüsse war bislang erst für 2032 vorgesehen.

Der Grünen-Bundestagsabgeordnete Alaa Alhamwi warnte gegenüber dem Fachmedium ZFK, das Ziel sei richtig, stehe und falle aber mit der Definition – werde sie zu eng gefasst, drohe die Energiewende ausgebremst zu werden.

Was ein „Smart Meter Light“ von einem regulären iMSys unterscheidet

Ein reguläres intelligentes Messsystem (iMSys) besteht laut Erklärung des Ökostromanbieters Octopus Energy aus zwei Pflichtkomponenten: einer modernen Messeinrichtung (mME), die den Verbrauch digital erfasst, und einem Smart-Meter-Gateway (SMGW), einer hochgesicherten, vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifizierten Kommunikationseinheit.

Bei steuerbaren Anlagen kommt zusätzlich eine Steuerbox hinzu, über die Netzbetreiber etwa Wärmepumpen oder Wallboxen fernsteuern können. Nach Darstellung von Octopus Energy führt genau dieser technische und regulatorische Aufwand zu den hohen Kosten und dem schleppenden Rollout in Deutschland – eine Einschätzung, die auch andere Kritiker des aktuellen Systems teilen, die aber nicht unwidersprochen ist (siehe Reaktionen unten).

Ein „Smart Meter Light“ soll sich nach dem von Octopus Energy politisch geforderten Konzept auf die Kernfunktion beschränken: Verbrauchsdaten in kurzen Intervallen messen und übermitteln, ohne Steuerbox und ohne die aufwendige SMGW-Infrastruktur.

Die Datenübertragung könnte über gängige Kommunikationswege wie LTE, WLAN oder Ethernet erfolgen; anstelle der BSI-Zertifizierung schlägt der Anbieter von der Bundesnetzagentur definierte Mindeststandards vor. Ob und in welcher technischen Ausgestaltung die Bundesregierung diesem Modell folgt, lässt das Koalitionspapier selbst offen – es nennt wörtlich nur das Ziel, Verbrauchern außerhalb der Pflichteinbaufälle zu ermöglichen, „kostengünstig und cybersicher“ ihre Stromrechnung zu optimieren.

Ein Smart Meter Rollout, der seit Jahren hinter dem Zeitplan liegt

Wie groß der Rückstand ist, zeigen Zahlen, die Octopus Energy unter Berufung auf die jüngste Datenauswertung der Bundesnetzagentur für das vierte Quartal 2025 veröffentlicht hat: Demnach waren zu diesem Zeitpunkt rund 3,09 Millionen intelligente Messsysteme verbaut. Octopus Energy setzt das mit einer Quote von 5,5 Prozent „aller Haushalte“ gleich – dieselbe Zuordnung zu „Haushalten“ verwendet unter Berufung auf die Bundesnetzagentur auch der Verband VDE FNN.

Bezogen auf die rund 41 Millionen privaten Haushalte in Deutschland ergäbe die genannte Gerätezahl allerdings rechnerisch eher rund 7,5 Prozent; möglicherweise bezieht sich die 5,5-Prozent-Angabe der Bundesnetzagentur daher auf eine größere Grundgesamtheit aller Stromanschlüsse einschließlich Gewerbe und Industrie, die in den verfügbaren Quellen nicht näher beziffert wird.

Nach Darstellung von VDE FNN ist der Rollout inzwischen „mit ca. 2 Millionen Anschlüssen pro Jahr in der Skalierung“. Zusätzlich seien in den vergangenen Jahren bereits mehr als 60 Prozent aller Stromzähler in Deutschland gegen moderne Messeinrichtungen (mME) ausgetauscht worden, teilte der Verband am 13. Juli 2026 mit. Diese Zahl bezieht sich auf den digitalen Zähler allein – eine Vorstufe zum vollständigen intelligenten Messsystem – und ist damit nicht mit der oben genannten iMSys-Quote von 5,5 bis 7,5 Prozent zu verwechseln, für die zusätzlich ein Smart-Meter-Gateway verbaut sein muss.

Der Ausbau verläuft dabei sehr ungleich zwischen den grundzuständigen Messstellenbetreibern (gMSB) – meist lokale Stadtwerke, die in dieser Rolle für den Einbau in ihrem Netzgebiet zuständig sind: Während große gMSB mit mehr als 100.000 Messlokationen im Schnitt eine Ausbauquote von rund 20 Prozent erreichen, kommen die kleinsten gMSB (unter 30.000 Messlokationen) laut Octopus Energy nur auf durchschnittlich 14,6 Prozent; 77 gMSB hätten demnach noch gar nicht mit dem Rollout begonnen.

Eine Gesamtzahl aller gMSB in Deutschland nennt die Quelle nicht; zum Vergleich gibt es laut pv magazine bundesweit knapp 900 Verteilnetzbetreiber, mit denen die gMSB in den meisten Fällen identisch oder eng verbunden sind.

Auch bei den Kosten liegt Deutschland im europäischen Vergleich weit vorn – allerdings auf der falschen Seite der Tabelle. Seit einer Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes im Februar 2025 sind die jährlichen Kosten für ein iMSys nach Verbrauch gestaffelt und liegen laut Octopus Energy zwischen 30 und 140 Euro pro Jahr, bei Haushalten mit steuerbaren Anlagen kommt eine Steuerungseinrichtung für bis zu 50 Euro jährlich hinzu.

Zum Vergleich nennt der Anbieter Frankreich mit rund 22 Euro und Großbritannien mit rund 77 Euro pro Jahr – Länder, in denen der flächendeckende Rollout nach eigenen Angaben bereits abgeschlossen ist. Diese Zahlen stammen allerdings von einem Unternehmen, das selbst ein kommerzielles Interesse an einer schnelleren, günstigeren Marktöffnung hat; eine unabhängige Prüfung der internationalen Kostenvergleiche liegt nicht vor.

Ob solche Länder überhaupt vergleichbar sind, bezweifelt Frank Borchardt, Leiter des Fachbereichs „Metering und Digitalisierung“ beim Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN). In einer Stellungnahme seines Verbands vom 13. Juli 2026 erklärte er, die Zahlen der unterschiedlichen Länder seien nicht vergleichbar: Andere Länder hätten mit ihren Geräten bislang lediglich die Zählerablesung automatisiert, während Deutschland eine auf Smart Metern basierende, cybersichere Infrastruktur für Smart Grids aufgebaut habe, was eine längere Planung und höhere Anforderungen erfordert habe.

Kosten- und Quotenvergleiche zwischen Deutschland und Ländern wie Frankreich oder Großbritannien bildeten damit unterschiedliche Technikgenerationen ab, nicht nur unterschiedliche Rollout-Geschwindigkeiten.

Auch beim Blick auf die Kosten lohnt sich laut VDE FNN eine genauere Betrachtung: Ein Smart Meter ohne Fernauslesung und ohne Steuerung koste Endkunden in Deutschland 25 Euro pro Jahr, mit der im MsbG verankerten 1:n-Lösung und Fernauslesung im Mehrfamilienhaus seien es 30 Euro – Werte, die sich mit der unteren Spanne der Octopus-Zahlen decken.

Kommt eine Steuerungseinrichtung etwa nach § 14a EnWG hinzu, zahlen Kundinnen und Kunden zwar weitere 50 Euro pro Jahr, erhalten dafür laut VDE FNN aber eine Gutschrift auf die Netzentgelte von rund 150 Euro jährlich – ein Nettoeffekt, den die reine Kostengegenüberstellung zwischen Deutschland und dem Ausland nicht abbildet.

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Netzentgeltreform als zweite Baustelle der Regierung

Ein direkter Bezugspunkt der Digitalisierungspläne ist die parallel laufende Reform der Netzentgeltsystematik Strom, zu der die Bundesnetzagentur am 27. Mai 2026 ihren vorläufigen Zwischenstand vorgestellt hat. Für Speicher, Erzeugungsanlagen und perspektivisch auch für Haushalte sind darin künftig dynamische, zeitvariable Netzentgelte vorgesehen – für Privathaushalte zunächst optional über ein Opt-in-Modell, das laut Behörde so früh wie technisch möglich eingeführt werden soll.

Ein konkretes Konzept für flächendeckende dynamische Entgelte will die Bundesnetzagentur 2027 vorlegen; sie beziffert die jährlichen Redispatchkosten – also Kosten für das Abregeln erneuerbarer Anlagen und den Einsatz von Reservekraftwerken bei Netzengpässen – für 2025 auf rund 3,06 Milliarden Euro. Solche zeitvariablen Tarife setzen viertelstündig-erfasste Verbrauchsdaten voraus, wie sie reguläre Smart Meter und im Idealfall auch ein Smart Meter Light liefern sollen.

Die neuen Smart Meter Regeln erhalten sowohl Zustimmung als auch Kritik

Die Reaktionen aus Branche und Wissenschaft fallen uneinheitlich aus. Bastian Gierull, Deutschlandchef von Octopus Energy, bezeichnete die Ankündigung – zitiert unter anderem von pv magazine und energie.blog – als „großartige Nachricht für die Energiewende und für Millionen Stromkundinnen und -kunden“.

Marcel Linnemann von der Initiative Simplify Smart Metering begrüßte gegenüber der ZFK, dass nun erstmals auch Kunden außerhalb der Pflichteinbaufälle adressiert würden – nach seiner Schätzung mehr als die Hälfte aller Anschlüsse.

Deutlich kritischer äußerten sich etablierte Player aus der Messwesen-Branche. Peter Heuell, Geschäftsführer des Zählerherstellers EMH metering, hält ein neues Gerätekonzept für überflüssig: Es gebe mit der Anbindung mehrerer Zähler an ein einzelnes Smart-Meter-Gateway (1:n-Prinzip) bereits eine Lösung, die einen flächendeckenden Rollout „wirtschaftlich, cybersicher und praxistauglich“ ermögliche – auf Basis bestehender Standards, ohne ein neues Regime aufzusetzen.

Wolfgang Weber, Vorsitzender der ZVEI-Geschäftsführung, begrüßte zwar den beschleunigten Rollout-Pfad grundsätzlich, warnte aber, die Einführung eines Smart Meter Light führe „leider zu unnötigen Doppelstrukturen“.

Der Stadtwerkeverband VKU mahnte laut ZFK, neue regulatorische Eingriffe dürften den ohnehin komplexen Rollout nicht erneut ausbremsen, und Ingo Schönberg, Chef des Gateway-Herstellers PPC, warnte vor einer „Zwei-Klassen-Gesellschaft“ im Messwesen, die gesetzliche Sicherheitsstandards und Interoperabilität untergraben könnte.

Die institutionell gewichtigste Ablehnung kam am 13. Juli 2026 von den technischen Normungsgremien selbst. Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN, mehr als 500 Mitglieder aus Industrie, Netzbetreibern, Behörden und Wissenschaft) und die Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (DKE, rund 10.000 Fachleute) lehnten den Smart-Meter-Light-Vorschlag in einer gemeinsamen Pressemitteilung ausdrücklich ab.

Ein zusätzliches, neu zu standardisierendes Gerätekonzept werfe „den Fahrplan zum Aufbau der neuen sicheren Infrastruktur für die Energiewende zurück“, sagte Frank Borchardt, Leiter des Fachbereichs „Metering und Digitalisierung“ bei VDE FNN und Mitautor eines Positionspapiers zum Thema: Standardisierungs-, Entwicklungs- und Umsetzungsaufwand für ein neues Gerätekonzept würden dieselben personellen und fachlichen Ressourcen binden, die aktuell den iMSys-Rollout vorantreiben. Zudem müssten auch „Smart Meter Light“-Systeme ihre Daten in Netzführungs-, Bilanzierungs- und Beschaffungsprozesse einspeisen; ohne einheitliche Standards drohe dabei aus Sicht von VDE FNN ein Risiko für die Datenintegrität, auf die sich Netzbetreiber und andere Marktpartner verlassen müssen.

Borchardt warnte außerdem vor zwei konkreten Folgen für Verbraucher: Da „Smart Meter Light“ bislang nicht herstellerübergreifend standardisiert sei, könnte ein Anbieterwechsel einen Gerätetausch erforderlich machen; und wer nachträglich eine PV-Anlage, Wallbox oder Wärmepumpe nachrüstet, würde automatisch zum Pflichteinbaufall und müsste sein „Smart Meter Light“ dann kostenpflichtig gegen ein vollwertiges iMSys tauschen lassen.

VDE FNN und DKE plädieren stattdessen für eine verstärkte Nutzung der bereits im Messstellenbetriebsgesetz verankerten 1:n-Anbindung – derselben Lösung, die auch EMH-Geschäftsführer Heuell vorschlägt: Über ein einziges Smart-Meter-Gateway lassen sich mehrere digitale Stromzähler anschließen, was die Lösung nach Angaben der Verbände besonders für Mehrfamilienhäuser wirtschaftlich und cybersicher nutzbar mache, ohne eine zusätzliche prozessuale Parallelwelt zu schaffen.

Noch grundsätzlicher fällt die Einschätzung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) aus, die bereits im Juli 2025 – also vor dem aktuellen Koalitionsbeschluss – ein Whitepaper zur allgemeinen Smart-Meter-Light-Debatte veröffentlicht hat. Die Münchner Institution hält das Ziel, auch Nicht-Pflichteinbaufälle fair in die Energiewende einzubeziehen, für legitim und wichtig – kommt aber zu dem Schluss, dass ein separates Smart-Meter-Light-Konzept die Geschwindigkeits- und Kostenprobleme des Rollouts nicht angemessen lösen würde.

Die FfE nennt drei Gegenargumente:

Erstens seien Zertifizierungsprozesse und langwierige Standardisierungsdebatten, wie sie beim iMSys erlebt wurden, kaum zu vermeiden, was den Kosten- und Zeitvorteil eines neuen Gerätetyps schmälere.
Zweitens berge die Diskussion um ein Smart Meter Light das Risiko, den laufenden iMSys-Rollout selbst erneut infrage zu stellen und Ressourcen sowie Installationskapazitäten von den bereits geplanten Pflichteinbaufällen abzuziehen.
Drittens gebe es andere Hebel, die Tempo und Kosten des bestehenden Rollouts verbessern könnten, ohne ein Parallelsystem zu schaffen – etwa gemeinsame Plattformen, klare Sanktionen bei Pflichtverstößen der Messstellenbetreiber, eine stärkere Einbindung wettbewerblicher Messstellenbetreiber sowie ein schrittweiser Fokus auf Mehrfamilienhäuser.

Was in Bezug auf das Light Smart Meter noch offen ist

Wie das Vorhaben konkret ausgestaltet wird, ist damit nach wie vor unklar. Ein Referentenentwurf zur Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes ist nach verfügbaren Informationen bislang nicht veröffentlicht.

Die endgültige Definition der „relevanten Messstellen“ sowie technische Standards für das Smart Meter Light dürften die Debatte zwischen Bundesregierung, Bundesnetzagentur, Energieanbietern und Messwesen-Branche in den kommenden Monaten bestimmen. Mit der gemeinsamen Ablehnung durch VDE FNN und DKE steht der Bundesregierung dabei nun auch der Widerstand der eigenen Normungsinfrastruktur gegenüber – ein Faktor, der die von der Koalition versprochene Investitions- und Planungssicherheit zusätzlich infrage stellen dürfte.