Deutschland ist bei Smart Metern Schlusslicht in Europa, während die Netze flexibler werden müssen

Der Wert steht am unteren Ende einer Tabelle mit 25 Zeilen. Dänemark und Schweden liegen bei 100 Prozent, Estland und Italien bei 99,9 Prozent, der EU-Durchschnitt bei 65,6 Prozent. Der Energieversorger 1Komma5° hat die Übersicht veröffentlicht, t3n berichtete am 3. November darüber.

Rumänien, Griechenland und Bulgarien fehlen in den Daten. Der Rückstand liegt nicht an einer fehlenden gesetzlichen Frist. Haushalte in Deutschland, die mehr als 6.000 Kilowattstunden im Jahr verbrauchen oder steuerbare Lasten betreiben, sollen einen Smart Meter bekommen. Die Messstellenbetreiber sollten bis Ende 2025 in 20 Prozent dieses Pflichtsegments liefern. Laut t3n haben 434 der rund 800 erfassten Betreiber selbst diese Quote verfehlt. In mehr als 40 Netzgebieten wurde kein einziger Zähler installiert. Die Bundesnetzagentur kündigt nun Zwangsgelder gegen Betreiber an, die ihre Pflichten verfehlt haben.

In den Zahlen steckt ein Muster, und es ist die Größe.

Die 19 größten Betreiber haben jeweils mehr als 500.000 Messpunkte. Sie stehen bei knapp 30 Prozent und damit über ihrem Ziel. Die rund 600 Betreiber unter 30.000 Messpunkten kommen im Schnitt auf kaum 19 Prozent. t3n führt einen Teil des Rückstands auf frühere Sicherheitsvorgaben zurück. Zähler mussten versiegelt transportiert werden, und deutsche Geräte müssen Verbraucherlasten aktiv steuern können. Das bedeutet zusätzliche Ingenieursarbeit.

Warum der langsame Rollout über eine Compliance-Tabelle hinaus zählt, liegt am Zweck der Smart Meter. t3n weist darauf hin, dass sie flexible Tarife und das gezielte Schalten von Lasten ermöglichen. Das zahlt sich dort aus, wo ein Haushalt oder Betrieb große verschiebbare Nachfrage hat, etwa mit einer Wärmepumpe oder einem Elektroauto. Es ist dasselbe Flexibilitätsargument, das sich durch die übrige Netzberichterstattung dieses Jahres zieht. Die Belege dafür werden konkreter.

Rechenlasten zu verschieben bringt weniger, als es klingt

Eine Ember-Analyse, veröffentlicht im Oktober 2026 und am 3. November von pv magazine aufgegriffen, beziffert, wie viel Entlastung Rechenzentren den Netzen bieten können. Sie betrachtet zwei Mechanismen: das zeitliche Verschieben von Rechenlasten und die Stromversorgung vor Ort. Die Studie umfasst neun Märkte in den USA, Europa und Südostasien. Irland, das Vereinigte Königreich und Deutschland werden als besonders exponiert hervorgehoben.

In Irland machen Rechenzentren bereits etwa 19 Prozent der Spitzenlast aus. Das sind 1,1 GW bei einer Systemspitze von 6 GW im Januar 2025. Ember erwartet, dass dieser Anteil bis 2030 auf 24 Prozent steigt, mit einer Rechenzentrumslast von 1,6 GW bei einer Spitze von 6,5 GW. Das Problem ist der Zeitpunkt. Ein großes Rechenzentrum braucht 200 MW bis 500 MW und lässt sich in 18 bis 24 Monaten bauen. Der herkömmliche Netzausbau dauert laut pv magazine vier bis 10 Jahre.

Lastverschiebung wirkt wie die billige Antwort, bis man sich den Mix der Arbeitslasten ansieht.

Cloud-Dienste, Unternehmensanwendungen und KI-Inferenz brauchen geringe Latenz. Laut Ember werden sie bis 2030 etwa 87 Prozent der globalen Rechenzentrumskapazität ausmachen. Ember setzt 35 Prozent Flexibilität für KI-Training an, 5 Prozent für Inferenz und keine für klassische Rechenzentren. Unter diesen Annahmen könnten theoretisch rund 6,5 Prozent der Kapazität verschoben werden. Die durchschnittliche Auslastung liegt bei etwa 48 Prozent, damit sinkt die tatsächlich bei Netzengpass verfügbare Kapazität auf rund 3 Prozent. In Irland bedeutet das bis 2030 etwa 100 MW Spitzenreduktion, also 1,5 Prozent. Andere Märkte landen zwischen 0,1 und 0,6 Prozent.

Embers Alternative heißt, eigene Kapazität mitzubringen. Die Arbeitslast läuft weiter, und Stromerzeugung oder Speicher vor Ort decken den Bedarf. Laut pv magazine könnte das fast fünfmal mehr Entlastung bringen, mit möglichen Reduktionen von bis zu 2,7 GW in Texas. Das ist eine Geschichte über Netzanschluss und Interconnection, nicht über Sensoren. Aber es setzt die Messlatte, die jedes Flexibilitätsprodukt überspringen muss.

Der Standort entscheidet, ob Flexibilität zählt

Die irische Regulierungsbehörde hat ihre erste nationale Bewertung des Flexibilitätsbedarfs veröffentlicht. Der Beitrag von CleanTechnica vom 29. Oktober arbeitet die Details heraus. Die Commission for Regulation of Utilities identifiziert für 2028 einen Bedarf an etwa 234 MW und 58 GWh nach oben gerichteter Flexibilität in den Verteilnetzen.

Auf der Ebene einer einzelnen Umspannstation werden die Zahlen konkret. Die Bewertung modelliert für 2028 einen Bedarf von 0,6 MW und 3 MWh an der 38-kV/10-kV-Station Naas, mit Schwerpunkt im Januar. Der Ausbau ist bis 2030 geplant, danach wird kein entsprechender Bedarf mehr identifiziert. CleanTechnica betont, es handle sich um einen modellierten Netzbebarf, nicht um die Zusage, eine Dienstleistung zu kaufen oder eine Batterie zu installieren.

Eine Batterie an anderer Stelle in Irland könnte nützliche Regelenergieleistungen erbringen, die Integration erneuerbarer Erzeugung unterstützen und auf den Strommärkten Erlöse erzielen, während sie zum konkreten Engpass in Naas nichts beiträgt.

Das ist das Argument für Messung und Überwachung am Rand des Netzes. Eine nationale Kapazitätsschätzung sagt nicht, welcher Transformator zu knapp ist. CleanTechnica zitiert außerdem die Netzbewertung von UK Power Networks vom März 2026. Darin teilt der Versorger mit, dass er für bestimmte Umspannstationen mit nur einem Transformator keine Flexibilitätsausschreibungen mehr sucht, weil die Engpässe dort typischerweise 24 Stunden dauerten. Der Markt konnte sie aus technischen und kommerziellen Gründen nicht adressieren.

Die andere Seite der Bilanz

Nicht jede neue Last braucht neue Leitungen. Canary Media berichtete am 28. Oktober über eine Studie der Denkfabrik RMI für saubere Energie. Sie ergab, dass in etwa der Hälfte der US-Bundesstaaten genug freie Winterkapazität im Netz vorhanden ist, um viele Wärmepumpen ohne teure Ausbauten anzuschließen. Das Netz erreicht seine Spitze im Sommer, und Wärmepumpen verdrängen weitgehend weniger effiziente Klimaanlagen. In den 24 Staaten plus Washington, D.C., die RMI untersuchte, könnte eine breitere Wärmepumpen-Nutzung die Strompreise für Haushalte im Schnitt um 13 Prozent senken, verglichen mit dem sonst zu erwartenden Wert. Das sind etwa 200 Dollar im Jahr pro Kunde. Michigan könnte 3,6 Millionen Wärmepumpen in Wohnungen installieren und die Haushaltsstrompreise um bis zu 27 Prozent senken.

Canary Media zitiert Ryan Shea, einen Mitautor der Studie bei RMI. Er vergleicht das Netz mit einer Mautbrücke, auf der zu wenige Autos fahren: Mehr Nutzer verteilen die Fixkosten.

Der Einwand kommt von Parth Vaishnav von der University of Michigan. Er sagte Canary Media, die Arbeit sei vernünftig. Er merkte aber an, dass ein niedrigerer Preis pro Kilowattstunde nicht zwangsläufig eine niedrigere Gesamtrechnung bedeutet. Die Zahlen sind Richtungsschätzungen, keine Prognosen.

Auf der Angebotsseite ist die Warteschlange das Problem. Canary Media berichtete am 29. Oktober, dass PJM Interconnection zugestimmt hat, ein Stakeholder-Verfahren zum Surplus Interconnection Service zu starten. PJM ist mit 13 Staaten der größte Netzbetreiber der USA. Der Dienst würde bestehenden Kraftwerken erlauben, Batterien hinter vorhandenen Anschlüssen hinzuzufügen. Jon Gordon von Advanced Energy United sagte Canary Media, das Market Implementation Committee befasse sich auf seiner Sitzung am 4. November mit den nächsten Schritten. Eine Einreichung bei der FERC sei bereits im April 2027 möglich. Gavin Ahern, Mitgründer der Beratung Surplus Interconnection, sagte, sein Unternehmen habe bis Mitte 2026 44 GW historischer SIS-Projektanfragen erfasst. Etwa 80 Prozent davon sind Batterieergänzungen.

Wie viel auf dem Spiel steht, zeigt sich in PJM an den Preisen.

Canary Media berichtete am 22. Oktober, dass Google und Voltus in der Region nun eine Gigawatt Kapazität als virtuelles Kraftwerk anstreben. Das ist zehnmal mehr als das ursprüngliche Ziel von 100 MW. Voltus-CEO Dana Guernsey sagte, die ersten 100 Megawatt seien immer der erste Bissen. PJM hat erlebt, wie die Kosten für die Sicherung von Spitzenkapazität innerhalb weniger Jahre um mehr als das Achtfache gestiegen sind. Der Betreiber prognostiziert, dass große Lasten bis Anfang der 2030er Jahre 30 bis 34 GW Nachfrage hinzufügen, in einem System, das zuletzt eine Spitze von 162,6 GW erreichte.

Was die Sensor-Ebene beweisen muss

Nichts davon läuft ohne Messung auf der Verteilnetzebene. Die 5,9 Prozent in Deutschland zeigen am deutlichsten die Lücke zwischen einem Flexibilitätsziel und der Hardware, die es real machen würde. Die Zwangsgelder der Bundesnetzagentur werden zeigen, ob der Vollzug die kleinen Betreiber in Bewegung bringt, die den Großteil des Rückstands ausmachen.

Die Zahlen von Ember und der CRU legen nahe, dass die schwierigere Prüfung die Granularität ist. Eine nationale Megawatt-Zahl lässt sich mit einer Batterie am falschen Ort erfüllen. Das Beispiel Naas verlangt einen Bedarf an einer Umspannstation in einem Monat. Das ist ein Datenproblem, bevor es ein Hardwareproblem ist. Nach der derzeitigen Beweislage hat die Messebene im größten Strommarkt Europas einen weiten Weg vor sich, bevor sie diese Frage beantworten kann.