Deutschland ist Schlusslicht beim Smart-Meter-Rollout, die Bundesnetzagentur bereitet Zwangsgelder vor

Für deutsche Haushalte bleiben flexible Tarife und gesteuerte Wärmepumpen oder Wallboxen weitgehend außer Reichweite, jedenfalls nicht in dem Umfang wie anderswo. Netzbetreibern fehlt zudem der Echtzeitblick auf ihre eigenen Niederspannungsnetze.

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, Zwangsgelder gegen Betreiber zu verhängen, die ihre Pflichten verfehlt haben. Ein Datum oder eine Höhe hat sie nicht genannt. Die Lücke ist nicht marginal. Deutschland steht bei 5,9 % der Messpunkte einem EU-Durchschnitt von 65,6 % gegenüber, und rund ein Dutzend Länder erreichen bereits nahezu flächendeckende Versorgung.

Deutschlands fehlende Zähler

Die Betreiber hatten eine konkrete Pflicht. Bis Ende 2025 mussten sie intelligente Messsysteme in mindestens 20 % der Haushalte einbauen, die mehr als 6.000 kWh im Jahr verbrauchen oder steuerbare Lasten betreiben. 434 der 800 erfassten Betreiber verfehlten selbst das. In mehr als 40 Netzgebieten kam überhaupt kein Zähler.

Das Scheitern verteilt sich nach Größe. Die 19 größten Betreiber mit jeweils mehr als 500.000 Messpunkten erreichten knapp 30 %. Die rund 600 Betreiber unter 30.000 Punkten kamen im Schnitt auf knapp über 19 %.

Was der Sensoreinsatz bringt

In Ontario verdient die Hardware ihr Geld bereits. Seit 2023 betreibt die Public Utility Corporation (PUC) in Sault Ste. Marie, Ontario, ein aufgerüstetes Verteilnetz. Nach Angaben des Unternehmens blieben in diesem Jahr rund 8.000 Kunden online. Es zählt mehr als 422.000 Service-Minuten vermiedenen Ausfall, in einem Netz mit 34.000 Kunden. Sensoren und automatische Wiedereinschalter erkennen Spannungseinbrüche und Fehler. Sie trennen den beschädigten Abschnitt ab und schalten den Rest wieder zu, ohne Monteure. Joe Simms, bei PUC für Grid Intelligence zuständig, beschrieb den Effekt nüchtern. Die Automatisierung erkenne Störungen sofort und grenze sie ein, sagte er, und stelle die Versorgung ohne menschliches Eingreifen wieder her. Das System speist außerdem ein Werkzeug für Störungsmanagement, mit dem Trupps Reparaturen anhand laufender Daten priorisieren.

In Brasilien setzen Mitglieder der Wi-SUN Alliance mehr als 2.000.000 Wi-SUN-Endpunkte in 60 Städten für CPFL Energia und Cemig ein. CPFL allein meldete Anfang des Jahres mehr als 250.000 Zähler mit Wi-SUN.

Der Markt und die Sicherheitsrechnung

Die Anbieter haben für all das eine Zahl. Der Markt für Sensoren zur dynamischen Leitungsbewertung wurde 2026 auf 527.700.000 US-Dollar geschätzt. openPR prognostiziert 1.721,3 Millionen US-Dollar bis 2033, eine jährliche Wachstumsrate von 18,4 %. Der breitere Smart-Grid-Markt wächst langsamer. Er wurde 2026 auf 148.600.000.000 US-Dollar beziffert und soll bis 2036 auf 312.400.000.000 US-Dollar steigen, bei 7,7 % pro Jahr.

DLR-Sensoren melden Leitertemperatur, Durchhang, Zugspannung und lokales Wetter. Damit können Betreiber bestehende Übertragungsleitungen näher an ihre tatsächliche Grenze bringen. Das Versprechen lautet Kapazität ohne neue Masten. Statische Bewertungen beruhen auf konservativen Annahmen und unterschätzen womöglich, was eine Leitung wirklich trägt. Der Haken: Jeder angeschlossene Sensor und jede automatisierte Steuerung ist eine weitere Tür. Versorgungsunternehmen sollen Betriebsnetze von der Unternehmens-IT trennen, Mehrfaktor-Authentifizierung erzwingen und das Verhalten der Geräte auf Anomalien beobachten.

Der Bestand, der instrumentiert wird, ist groß und alt. Das US-Netz umfasst mehr als 9.200 Erzeugungseinheiten, über 1.000.000 MW Kapazität und mehr als 600.000 Meilen Übertragungsleitungen. Das Energieministerium erklärt, diese Infrastruktur altere und werde über ihre ursprüngliche Auslegung hinaus belastet.

Wie es weitergeht

Die Zwangsgelder der Bundesnetzagentur sind der nächste Prüfstein für Deutschlands Betreiber. Wann sie verhängt werden und wie hoch sie ausfallen, hat die Behörde nicht gesagt. Deutschland hat zugleich einen leichteren Weg eröffnet. Seit dem Sommer können Haushalte freiwillig ein "Smart Meter light" installieren lassen, das nur den Verbrauch erfasst.

Brasilien arbeitet nach Zeitplan. Die Portaria Normativa MME Nr. 126/2026 verpflichtet Verteilnetzbetreiber, ab dem 1. März 2026 über 24 Monate jährlich intelligente Messsysteme im Umfang von 2 % der Verbrauchseinheiten zu installieren.