Die Digitalisierung der Stromverteilnetze gilt als zentraler Baustein der Energiewende – doch in der Praxis kommt sie nur schleppend voran. Im Gespräch erläutert Energieexperte Bernhard Strohmayer vom bne, warum es dabei weniger an technischen Lösungen als vielmehr an der Umsetzung hapert. Er beschreibt die größten strukturellen Herausforderungen, zeigt auf, wo erhebliche Effizienzpotenziale liegen, und erklärt, weshalb sowohl Netzbetreiber als auch Verbraucher bislang kaum vom Smart-Meter-Rollout profitieren. Ein differenzierter Blick auf den aktuellen Stand, bestehende Defizite und die notwendigen Schritte hin zu einem leistungsfähigeren Energiesystem.
Herr Strohmayer, seit über zehn Jahren wird von „Smart Grids“ und der Digitalisierung der Netze, insbesondere der Verteilnetze, gesprochen. Was ist damit gemeint?
Die Digitalisierung der Verteilnetze dient vor allem dazu, die Sichtbarkeit und Steuerbarkeit von Anlagen und Netzkomponenten zu verbessern. Netzbetreiber erhalten dadurch bessere Möglichkeiten, Anlagen zu überwachen und gezielt zu steuern, während Marktakteure von einer präziseren Datengrundlage für Abrechnung und neue Flexibilitätsangebote profitieren – so die Theorie. Voraussetzung dafür sind digitale Mess- und Kommunikationssysteme, die Daten zuverlässig erfassen und übertragen. In der Praxis klappt das noch immer wenig bis gar nicht.
Dabei muss zwischen der Digitalisierung der Messstellen (Smart Metering) und der Digitalisierung der Netze selbst (Leitwarten, Transparenzdaten, etc.) unterschieden werden. Größere Anlagen werden seit vielen Jahren digitalisiert gemessen. Für die vielen kleineren Anlagen und Haushalte kommen zunehmend Smart Meter zum Einsatz, die Messwerte kostengünstig erfassen und bereitstellen sollen.
Die Digitalisierung der Netze betrifft hingegen die Netzinfrastruktur selbst. Hier geht es darum, Informationen über den Zustand und die Auslastung von Leitungen und Betriebsmitteln zu gewinnen und modern zu verarbeiten. In der Vergangenheit war dies im Verteilnetz oft nicht notwendig, da die Netzbelastung praktisch nur aus Verbrauchslasten bestand und sich gut berechnen ließ. Mit dem starken Ausbau dezentraler Erzeugung, Speichern, der Elektromobilität und Wärmepumpen ist dieser Ansatz fundamental falsch und veraltet. Längst gibt es Erzeugung und Flexibilität auf allen Netzebenen – die Leitwarten und Softwaresysteme der Verteilnetzbetreiber scheinen damit überfordert zu sein. Auch die Prozesse zum Netzanschluss sind nach wie vor zu analog. Das muss schnell viel besser werden.
Der Energieexperte Tim Meyer hat kürzlich vorgerechnet, dass durch die Digitalisierung der Stromnetze viele Milliarden Euro eingespart werden könnten. Wo entstehen diese Einsparungen?
Die Einsparungen entstehen vor allem dadurch, dass die bestehenden Stromverteilnetze mithilfe von Digitalisierung und intelligenter Flexibilisierung deutlich effizienter ausgelastet werden können. Durch diese verbesserte Auslastung von Transformatoren, Kabeln und Schaltanlagen lässt sich der teure Investitionsbedarf für den physischen Netzausbau um bis zu 30 Prozent reduzieren. Der Netzausbau bleibt zwar notwendig, aber ohne Digitalisierung müssten die Netze wie im letzten Jahrhundert üblich mit sehr großen Sicherheitsreserven ausgebaut werden.
Durch eine bessere Ausnutzung der vorhandenen und der neuen Netze lassen sich erhebliche Kosten einsparen. Dafür braucht es mehr Transparenz über den tatsächlichen Netzzustand, auch gegenüber den Netznutzern. Das könnten z. B. variable Netzentgelte sein, oder die aktive Flexibilitätsbeschaffung durch die Netzbetreiber, um Netzausbaubedarf zu vermindern. Das macht aktuell kein Netzbetreiber, obwohl mit dem § 14c EnWG ein Rahmen dafür bestünde. Es braucht auch zusätzliche Steuerungsmöglichkeiten für Netzbetreiber. Dazu gehören moderne funktionierende Messtechnik, intelligente Schaltanlagen und regelbare Ortsnetztransformatoren, aber auch die aktivere Einbindung der Erzeuger und Verbraucher. Auf der Erzeugungsseite gibt es Flexibilität etwa durch Direktvermarktung, auf der Verbrauchsseite durch flexible Stromtarife. Wenn Netzbetreiber bei der Digitalisierung zum Rest der Energiewirtschaft aufschließen, könnten variable Netzentgelte auch Signale für die Netzauslastung geben. So kann vorhandene Netzkapazität besser genutzt werden, bevor zusätzlicher Netzausbau erforderlich wird. Voraussetzung dafür sind nicht nur Smart Meter, sondern auch die Verbesserung der Prozesskompetenz der Netzbetreiber selbst. Stand heute wird von kaum einem Netzbetreiber das variable Netzentgelt nach § 14a EnWG (Modul 3) angeboten, obwohl seit April 2025 die Pflicht besteht, dies anzubieten.
Warum haben wir in Deutschland, anders als in vielen Nachbarländern mit 90 bis 95 Prozent Ausstattung, bisher nur etwa 5 Prozent Smart-Meter-Verbreitung?
Die niedrige Verbreitung ist vor allem auf eine sehr komplexe gesetzliche und technische Ausgestaltung zurückzuführen. Mit dem Messstellenbetriebsgesetz, das vor rund zehn Jahren beschlossen wurde, war ursprünglich vorgesehen, den Rollout bis etwa 2025 weitgehend abzuschließen. Dieses Ziel wurde deutlich verfehlt.
Ein wesentlicher Grund ist die hohe Komplexität des deutschen Ansatzes. Sowohl die gesetzlichen Vorgaben als auch die technische Architektur, insbesondere die Smart-Meter-Gateway-Infrastruktur, sind sehr aufwendig gestaltet. Das hat zu langen Zertifizierungsprozessen geführt und teilweise dazu, dass Systeme nicht zugelassen oder wieder gestoppt wurden. Auch die heute verbauten intelligenten Messsysteme bieten bisher kaum Kundennutzen.
Zwar wurden inzwischen Ausbauziele im Pflichtrollout formal erreicht, diese beziehen sich jedoch nur auf einen kleinen Teil der relevanten Messstellen und waren nicht besonders ambitioniert. Im internationalen Vergleich haben andere Länder früher begonnen und auf weniger komplexe Strukturen gesetzt, wodurch der Rollout schneller vorankommt.
Hinzu kommt ein strukturelles Anreizproblem: Der Fokus liegt bei den grundzuständigen Messstellenbetreibern stark auf der Installationsquote, also darauf, wie viele Smart Meter verbaut werden. Der eigentliche Kundennutzen und die praktische Anwendung der Daten spielen dagegen eine fast keine Rolle. Dadurch entstehen zwar Installationen, aber der Mehrwert für Netzkunden oder das Energiesystem – etwa durch bessere Tarife,
einfachen Zugang zur Direktvermarktung oder tatsächlich realisierte flexible Steuerung von Wärmepumpen oder Wallboxen durch Netzbetreiber oder verbesserte Netztransparenz – wird nur begrenzt realisiert. Für wettbewerbliche Messstellenbetreiber ist der Kundennutzen hingegen zentral. Daher sind sie Treiber vieler Innovationen.
Es gibt immer wieder Pilotprojekte, die gut funktionieren sollen. Warum schlägt sich das nicht im flächendeckenden Rollout nieder?
Es braucht nicht weitere Pilotprojekte, sondern die Massengeschäftstauglichkeit der digitalen Prozesse. Der Smart-Meter-Rollout wird häufig als Infrastrukturprojekt verstanden, nicht als Plattform für neue energiewirtschaftliche Anwendungen. Genau das ist aber der entscheidende Punkt. Wenn der Kundennutzen nicht im Zentrum steht, entstehen keine echten Marktanreize für breite Akzeptanz und Nutzung.
Was wäre dieser Kundennutzen konkret?
Der Kundennutzen ergibt sich vor allem aus der Möglichkeit, mit Flexibilität Geld zu verdienen und das effizient abzurechnen. Dazu gehören dynamische Stromtarife, die sich an der aktuellen Marktsituation orientieren, ebenso wie die intelligente Steuerung von Wärmepumpen oder Wallboxen.
Auch die bessere Nutzung von Eigenstrom aus Photovoltaik spielt eine große Rolle, wofür Direktvermarktungsstromtarife nötig sind – gerne mit dynamischen Netzentgelten. Wenn Haushalte Energie zeitlich optimiert nutzen und speichern können, entsteht ein echter gesamtwirtschaftlicher Vorteil.
Welche Rolle spielt Elektromobilität in diesem Kontext?
Eine sehr große. Wir haben inzwischen 100 GWh Batteriekapazität in Elektrofahrzeugen. Das ist ein großer dezentraler Speicher, der theoretisch viel Flexibilität ins System bringen könnte.
Derzeit wird dieses Potenzial jedoch nur eingeschränkt genutzt, weil es an intelligenter Steuerung und netzbetreiberseitig an entsprechender Infrastruktur fehlt. Mit intelligentem Laden und perspektivisch auch bidirektionalem Laden könnte Elektromobilität zu einem zentralen Flexibilitätsbaustein werden.
Wie würde ein Fünf-Jahres-Plan für die Digitalisierung der Verteilnetze und Smart Meter aussehen?
Ein zentraler und sehr klarer Ansatz wäre ein einfaches, messbares Ziel: Bis 2030 sollte jeder regulierte Transformator mit einer Messung ausgestattet sein. Damit wäre sichergestellt, dass der Netzzustand in der Fläche sichtbar wird, also etwa ob noch Kapazität für Elektrofahrzeuge oder Photovoltaikeinspeisung vorhanden ist oder ob das Netz ausgelastet ist. Das würde die Umsetzung beschleunigen und vereinfachen. Auch
ist es notwendig, dass Netzbetreiber variable Netzentgelte tatsächlich anbieten und abrechnen können – also ihren gesetzlichen Verpflichtungen nachkommen. Das braucht keinen Fünf-Jahres-Plan, sondern die Durchsetzung von Regulierung seitens der Bundesnetzagentur.
Für den Smart-Meter-Rollout ist entscheidend, dass Smart Meter nicht nur installiert werden, sondern auch funktionieren und einen Mehrwert im Alltag schaffen – etwa durch flexible Tarife, Anreize für steuerbare Verbraucher oder Stromtarife für Direktvermarktung im Haushaltsbereich. Wenn dieser Nutzen sichtbar wird, steigt auch die Akzeptanz und der Rollout beschleunigt sich.
Ihr Fazit?
Wir haben kein grundlegendes Technologieproblem. Die Lösungen sind vorhanden. Das Problem liegt in der Komplexität der Rahmenbedingungen, den daraus resultierenden Kosten und in der Umsetzungsgeschwindigkeit. Netzbetreiber müssen bei der Digitalisierung zum Rest der Energiewirtschaft aufschließen. Sie müssen zügig lernen, über variable Netzentgelte auch Signale für die Netzauslastung zu geben.
Wenn es gelingt, zusätzlich zum Systemnutzen den Kundennutzen ins Zentrum des Smart-Meter-Rollouts zu stellen, kann die Digitalisierung der Netze in wenigen Jahren einen echten Systemsprung ermöglichen.
Dieses Interview wurde im Rahmen der Messe „The smarter E Europe 2026“ geführt und steht hier auch als Online-Version zur Verfügung.
