Nike Wessel: Hallo liebe Hörerinnen und Hörer und herzlich willkommen zu "Volle Energie voraus", dem Podcast über die Trendthemen der digitalen Energiewende. Wir sprechen mit spannenden Gästen aus Politik, Wirtschaft und Forschung über die Transformation der Energiewirtschaft. Wir inspizieren Potenziale aktueller Megatrends, tauschen uns mit den wichtigsten Akteuren der Branche aus und beleuchten interessante Perspektiven aus unserem Podcaststudio und Future Energy Lab in Berlin. Dieser Podcast ist Teil des Future Energy Labs der Deutschen Energieagentur, ein Projekt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Volle Energie voraus, los geht's! Herzlich willkommen zu einer neuen Folge von "Volle Energie voraus". Der Smart Meter Rollout ist Grundlage für die Digitalisierung und Energiewende. Mit intelligenten Messsystemen können Verbraucherinnen und Verbraucher sowie Unternehmen ihren Stromverbrauch besser managen und von neuen Tarifen profitieren. Erneuerbare Energieanlagen und steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Ladesäulen oder Wärmepumpen lassen sich so effizienter ins Netz integrieren. Im Podcast sprechen wir heute darüber, wo Deutschland beim Smart Meter Rollout steht, welche innovativen Geschäftsmodelle und Anwendungsfälle es bereits gibt und wo zukünftige Potenziale liegen. Meine heutige Gästin im Studio ist Susanne Kurowski, Senior-Expertin, Regulatorik und Geschäftsmodelle bei der dena und Erwan Taillanter, Senior Research Consultant an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft.

Susanne Kurowski: Hallo, wir freuen uns auch.

Erwan Taillanter: Hallo, freut mich sehr.

Nike Wessel: Ihr beide, vielleicht steigen wir direkt ein, was ist denn Smart Meter? Ich habe es jetzt schon am Anfang gesagt. Und was verbirgt sich genau hinter diesem Begriff des intelligenten Messsystems?

Susanne Kurowski: Also wie du gerade schon gesagt hast, ein Smart Meter beziehungsweise intelligentes Messsystem ist erstmal ein superwichtiger Baustein der digitalen Infrastruktur in unserem Energiesystem und grundsätzlich besteht ein Smart Meter aus zwei Hauptkomponenten, also einmal dem digitalen Stromzähler oder der modernen Messeinrichtung auch genannt, kurz mME und der Kommunikationseinheit, dem Smart-Meter-Gateway, abgekürzt ist das, das SMGW. Und die moderne Messeinrichtung, die misst den Verbrauch und die Einspeisung super präzise und dann haben wir noch das Smart-Meter-Gateway als Kommunikationseinheit, das hat nochmal ein integriertes Sicherheitsmodul und das empfängt quasi die Messdaten von den Zählern, speichert diese, bereitet diese dann weiter für die Marktakteure auf und stellt grundsätzlich sicher, dass alle Kommunikationsverbindungen wirklich verschlüsselt sind und, dass halt nur dem bekannten Marktteilnehmern und Geräten dann vertraut wird und die entsprechenden Daten dann auch vertrauenswürdig weiter geschickt werden. Und ja, grundsätzlich ist das Smart-Meter-Gateway dann quasi dieses Herzstück des intelligenten Messsystems und sorgt dann dafür, dass die Verbrauchsdaten sicher empfangen und weitergeleitet werden.

Nike Wessel: Warum ist denn der Smart Meter Rollout für die Energiewende so wichtig, also welche Mehrwerte entstehen für die Endverbraucherin und den Endverbraucher?

Susanne Kurowski: Also vielleicht das nochmal ganz ins Große und Ganze einzuordnen. Also Kern ist natürlich die Energiewende, die wir erfolgreich voranbringen wollen und die Digitalisierung der Energiewende ist natürlich dann ein wichtiges Thema, um Verbrauch und Erzeugung optimal aufeinander abzustimmen und da muss man auch so ein bisschen jetzt gerade in die aktuellen oder auch historischen Entwicklungen des Energiesektors gucken, und zwar hat sich der Energiesektor in Deutschland halt in den letzten Jahren sehr stark gewandelt. Und wenn wir da nochmal spezifischer ins Verteilnetz gucken, also das Netz, was näher an den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern dran ist, da sehen wir besonders halt den Ausbau der kleineren PV-Anlagen auf den Dächern der Ein- und Mehrfamilienhäuser zum Beispiel. Und du hattest es auch bereits schon in dem Intro genannt: Die Installation von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen. Also das sind Wärmepumpen, Batteriespeicher beispielsweise oder Ladesäulen für E-Autos, die dann halt auch haushaltsnah installiert werden und dadurch haben wir jetzt auf der Erzeugungsseite und auf der Verbrauchsseite ganz neue flexible Anlagen, mit denen die Verteilnetze natürlich dann umgehen müssen, sodass keine Engpässe bestehen und der Kern ist natürlich, dass Verbrauch und Erzeugung optimal aufeinander abgestimmt werden und gleichzeitig halt auch der Netzausbau, der recht kostenintensiv ist, vermieden werden soll. Und um das zu gewährleisten, müssen halt die Verteilnetze schrittweise digitalisiert werden. Und da ist halt Smart Meter oder da sind Smart Meter halt ein wichtiger Baustein. Zum Beispiel können Smart Meter die Netzzustandsdaten erfassen, also wie sieht das Netz gerade aus und basierend darauf wird dann halt mehr Transparenz in den Verteilnetzen erzeugt und die flexiblen Anlagen können entsprechend basierend darauf dann gedimmt werden oder gesteuert werden. Das ist halt auch nochmal ein super zentraler Aspekt von Smart Metern. Also der Kern ist da wirklich die Flexibilisierung, zum Beispiel der Verbräuche, dass Verbräuche halt in Zeiten gelegt werden können oder entsprechend angepasst werden können, je nachdem, welche marktlichen und netzspezifischen Anreize es da gibt und ich hatte das gerade nochmal bei der Einleitung gesagt, also der Kern ist da wirklich auch die Sicherheit, dass wenn die Anlagen dahinter, also die PV-Anlagen oder die steuerbaren Verbrauchseinrichtungen gesteuert werden sollen, dann muss das alles durch eine sichere Infrastruktur gehen und da ist halt nochmal, sind Smart Meter ein sehr wichtiger Bestandteil und gleichzeitig halt auch auf Endverbraucherinnen- und Endverbraucherseite, die können halt auch direkt durch Smart Meter profitieren. Beispielsweise sind Smart Meter derzeit, also nach dem aktuellen regulatorischen Rahmen, eine wichtige Voraussetzung zur Nutzung der flexiblen Stromtarife, die sich zum Beispiel am Börsenpreis orientieren und so können dann Verbraucher halt ihre Verbräuche oder Lasten in Zeiten verschieben, in denen viel erneuerbare Energien im Netz sind und der Strompreis entsprechend günstig ist. Und was auch nochmal zur grundsätzlichen Einordnung von Smart Meter wichtig ist, ist, dass intelligente Messsysteme 15-Minuten-Werte übertragen, also Verbrauchswerte zum Beispiel innerhalb von einem 15-Minuten-Takt. Das kann auch viel feingranularer sein, je nachdem welcher Tarifsanwendungsfall im Smart-Meter-Gateway konfiguriert ist und damit wird halt noch mal zusätzlich Transparenz auch für die Verbräuche der Endverbraucherinnen und Endverbraucher geschaffen. Also beispielsweise gibt es da Schnittstellen über eine Weboberfläche oder eine App, in denen dann Verbraucher wirklich sehr granular tracken können, wie ihre Verbräuche zu welchem Zeitpunkt aussahen und aussehen.

Nike Wessel: Das klingt ja erstmal sehr gut für Verbraucherinnen und Verbraucher, aber wer ist dann für den Rollout verantwortlich? Also welche Akteure sind neben den Messstellenbetreibern noch wichtig?

Erwan Taillanter: Genau, also in der Regel haben Privathaushalte einen Vertrag für ihre gesamte Stromlieferung, und zwar mit einem Energielieferanten, aber dieser Vertrag beinhaltet eigentlich mehrere Aspekte. Also neben der Strombeschaffung, die wirklich Aufgabe des Lieferanten ist, gibt es auch in diesem All-Inclusive-Vertrag auch einen Vertag zur Netznutzung und implizit auch einen Vertrag zum Messstellenbetrieb. Und genau, sogenannte Messstellenbetreiber sind halt eine Rolle im Energiesystem, die für den Betrieb von Zählern, ob es jetzt intelligente Zähler oder nicht sind, verantwortlich sind und die meisten Kunden aktuell haben eben so einen All-Inclusive-Vertrag. Das heißt, sie haben einen Vertrag mit einem sogenannten grundzuständigen Messstellenbetreiber, defaultmäßig. Aber Kunden haben auch die Möglichkeit zu sagen oder ihren Messstellenbetrieb vom Liefervertrag zu entkoppeln und zu einem sogenannten wettbewerblichen Messstellenbetreiber zu wechseln und dann haben sie eben einen Vertrag mit dem Energielieferanten und einen Vertag spezifisch mit dem Messstellenbetreiber für den Messstellenbetrieb. Egal ob grundzuständig oder wettbewerblich, der Messstellenbetreiber ist eben für die Installation, den Betrieb, der Zähler und insbesondere eben auch der intelligenten Messsysteme verantwortlich und dann auch für die ganzen Daten, also für die ganze Datenaufbereitung und Kommunikation mit den anderen Marktakteuren. All diese anderen Marktakteure, die diese Daten bekommen, haben natürlich auch ein Interesse daran, dass intelligente Messsysteme installiert werden, selbst wenn sie nicht direkt dafür Verantwortung tragen. Ganz klar ist der Energielieferant daran interessiert bzw. spielt er da eine Rolle. Er braucht die Daten, um dann auch die Rechnungen schreiben zu können, den Verbrauch oder die Stromkosten abrechnen zu können. Das gleiche gilt auch für den Netzbetreiber, der muss auch die Netznutzung abrechnen können und Susanne hat es auch gesagt, der Netzbetreiber hat auch wirklich ein starkes Interesse daran, dass die Netze digitalisiert werden, einerseits eben um mehr Transparenz zu haben, was in seinem Netz passiert und eben auch, um diese Möglichkeit zu kriegen, gegebenenfalls über das iMSys oder das intelligente Messsystem, auch einzelne Anlagen ansteuern zu können, was zunehmend wichtig wird in einem dezentraleren und erneuerbaren Energiesystem.

Nike Wessel: Susanne, woran arbeitet denn die dena jetzt konkret beim Smart Meter Rollout? Also Digitalisierung wurde gerade schon genannt, also was genau macht die dena gerade?

Susanne Kurowski: Also wir arbeiten zu verschiedenen Themen, Projekten und Programmen im Rahmen des Smart Meter Rollouts. Also ich selbst arbeite im Projekt SET Hub. SET Hub steht für Startup Energy Transition und darunter fallen verschiedene Themen, also hauptsächlich Digitalisierung der Energiewende, aber auch, oder und auch das Thema Smart Meter. Und das SET Hub-Projekt ist vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie beauftragt und das kann man sich grundsätzlich als Schirmprojekt vorstellen und darunter fallen dann halt verschiedene Programme. Also zum Beispiel beraten wir Start-ups und Scale-ups in dem Programm SET Mentoring und SET Coaching und da sind natürlich dann auch immer Start-up und Scale-ups mit Smart Meter-Bezug da. Also wir beraten zu Regulatorik und zu geschäftsmodellbezogenen Themenstellungen. Wir haben das Programm Think Tank und da arbeiten wir dann verschiedene Fragestellungen im Rahmen des Smart Meter Rollouts auf. Zum Beispiel aktuell erstellen wir eine Studie zu Geschäftsmodellen mit Smart Meter. Also welche gibt es und welche zukünftigen Trends entstehen daraus? Wir haben auch noch die SET Pilots, das sind Pilotprojekte mit Smart Meter-Bezug und da werden bestimmte innovative Anwendungsfälle nochmal aufgearbeitet und praktisch erprobt. Und die SET Inno Tandems, das sind Innovationstandems mit mittelständischen Unternehmen und da fallen auch noch mal Smart Meter-Themen rein. Beispielsweise arbeiten wir aktuell mit Stadtwerken und einem Messstellenbetreiber zusammen. Das sind dann sogenannte Challenge-Geber, innovative Partner, die bestimmte Challenges zu Smart Meter-Themen haben und schreiben dann, da sind wir jetzt gerade dabei, die Lösungsumsetzung für die Challenges an innovative Akteure im Energiesystem weiter aus. Und grundsätzlich ist halt unser Anspruch immer natürlich nicht in Silos zu arbeiten, sondern die Ergebnisse dann wieder zurück in die Branche zu spiegeln, Innovationen zu unterstützen und deswegen veranstalten wir auch zum Beispiel zu Pilotprojekten, Innovationstandems etc., öffentliche Veranstaltungen, Webinare, veröffentlichen Reports, die wir dann natürlich der Branche zur Verfügung stellen wollen.

Nike Wessel: Woran arbeitet denn die FfE gerade beim Smart Meter Rollout?

Erwan Taillanter: Also an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft arbeiten wir an allen Themen rund um Energiewirtschaft und Energiewende und insbesondere analysieren wir auch, wie neue Technologien, also auf Erzeugungsseite, auf Verbrauchsseite optimal ins Energiesystem integriert werden können. Also wir haben es mehrmals genannt schon, es ist superwichtig, dass zum Beispiel Ladesäulen oder Wärmepumpen intelligent ins Energiesystem integriert werden, weil, wenn sie völlig ungesteuert funktionieren würden, dass eine sehr hohe Auslastung der Netze und sehr hohe Kosten verursachen würde. Das möchte man vermeiden. Und wir arbeiten oft mit allen beteiligten Akteuren zusammen, um eben zu überlegen, was sind optimale Wege, um diese Technologien zu integrieren und der Smart Meter oder das intelligente Messsystem spielt in diesen Anwendungsfällen immer eine zentrale Rolle. Das heißt, wir sind vor allem auf der Ebene unterwegs, dass wir überlegen, wie Systeme miteinander interagieren und wie insbesondere auch das intelligente Messsystem mit anderen Akteuren und anderen Systemen interagiert und welche Anforderungen es dadurch gibt an Systeme und auch an das intelligente Messsystem. Eine Voraussetzung zur Umsetzung dieser Anwendungsfälle im Energiesystem, von denen wir ja denken, dass sie wichtig sind für das Energiesystem, ist natürlich auch, dass Smart Meter tatsächlich installiert werden. Also es ist eine Voraussetzung für all diese Use Cases und auch dadurch für Privatpersonen, Haushalte, damit sie von der Energiewende profitieren können. Das heißt, wir arbeiten auch mit der Branche zusammen an Lösungen, um den Rollout tatsächlich auch zu forcieren oder zu beschleunigen.

Nike Wessel: Kannst du es mir noch einmal konkret beschreiben, wie wird denn sowas installiert in einem Privathaushalt?

Erwan Taillanter: Da gibt es zwei Fälle grundsätzlich. Es gibt in Deutschland sogenannte Pflicht-Einbaufälle. Also das sind die Fälle, von denen definiert wurde, dass sie am systemisch relevantesten sind und diese Haushalte, diese Einbaufälle müssen mit einem iMSys ausgestattet werden, einem intelligenten Messsystem. Das sind die Haushalte mit einem hohen Verbrauch, also über 6000 Kilowattstunden im Jahr. Also für einen normalen Haushalt ist das wirklich ein sehr hoher Verbrauch. Das heißt, in der Regel, dass da auch ein Elektroauto oder eine Wärmepumpe in dem Haushalt ist. Das ist die eine Definition, eben dieser hohe Verbrauch oder eben alle Haushalte, wo es eine Verbrauchseinrichtung gibt, die gesteuert werden sollte, also eben explizit eine Wärmepumpe, eine Ladesäule, ein Speicher oder auf der Erzeugungsseite auch eine PV-Anlage. Also all diese Haushalte, von denen der Verteilnetzbetreiber denkt, da möchte ich in der Lage sein zu steuern. Diese Haushalte kriegen automatisch ein iMSys, ein intelligentes Messsystem. Das heißt, der Prozess wird vom Messstellenbetreiber eingeleitet, vom grundzuständigen, aber jeder Kunde im Energiesystem hat auch die Möglichkeit, auf eigenen Wunsch ein intelligentes Messsystem zu kriegen, entweder vom grundzuständigen oder von einem wettbewerblichen Messstellenbetreiber. Und da startet der Kunde sozusagen den Prozess, schreibt den Messstellenbetreiber, sagt, ich möchte ein intelligentes Messsystem und dann muss der Messstellenbetreiber das auch installieren, darf aber dafür auch zusätzliche Entgelte in Rechnung stellen.

Nike Wessel: Wo stehen wir denn gerade beim Smart Meter Rollout? Also wie viele sogenannte Meter sind denn schon installiert?

Susanne Kurowski: Also grundsätzlich müssen wir da noch mal zwischen den Pflichteinbaufällen und den optionalen Einbaufällen unterscheiden. Also Pflichteinbaufälle sind ja regulatorisch vorgeschrieben und besonders systemrelevant und optionale Einbaufälle können zum Beispiel vom Endkunden oder der Endkundin verlangt werden, die dann natürlich auch in der Konsequenz zu einem Einbau von einem intelligenten Messsystem führen und regulatorisch ist es jetzt nochmal wichtig, auf die Pflichteinbaufälle zu gucken und da gibt es einmal die Pflichteinbaufälle für größere Verbraucher- und Erzeugergruppen und für kleinere Verbraucher- und Erzeugergruppen. Und wenn wir uns jetzt nochmal die Verbrauchergruppe von 6000 bis 100.000 Kilowattstunden angucken, dann gibt es da eine 20 Prozent-Quote zu Ende 2025. Also das bedeutet, dass ein Messtellenbetreiber 20 Prozent der Messlokationen in seinem Netzgebiet mit einem iMSys ausstatten muss und die Bundesnetzagentur, die monitort und trackt die Daten zu den Einbauten von den intelligenten Messsystemen. Und grundsätzlich sehen wir, dass es ungefähr in dieser Fallgruppe, also 6.000 bis 100.000 Kilowattstunden, 4,7 Millionen quotenrelevante Einbaufälle gibt. Und wenn wir uns das Ergebnis von Ende 25 angucken, dann sehen wir das im Durchschnitt eine Quote von 23 Prozent erreicht wurde, also ungefähr eine Million iMSys-Einbauten stattgefunden haben, aber hier müssen wir dann auch nochmal nach der Größenklasse von den gMSBs, also den grundzuständigen Messstellenbetreibern, unterscheiden. Also grundsätzlich haben oder sehen wir auch in den Daten, dass größere grundzuständige Messstellenbetreiber, also mit mehr Messlokationen oft höhere Einbauquoten aufweisen, weil natürlich nicht nur die Hardware installiert werden muss, sondern auch die IT-Systeme dahinter funktionsfähig sein müssen, implementiert sein müssen. Es natürlich auch noch mal personelle und technische Ressourcen bindet und da haben einfach dann größere Messstellenbetreiber und das sehen wir auch in den Zahlen gerade noch Vorteile und entsprechend höhere Einbauquoten. Und insgesamt können wir auch noch einmal auf die Messlokationen gucken. Also in Deutschland gibt es ungefähr 53 Millionen Messlokationen und die iMSys-Einbauquote von diesen ganzen Messlokationen beträgt gut 5 Prozent. Also das entspricht ungefähr 3,1 Millionen eingebauter, intelligenter Messsysteme derzeit.

Nike Wessel: Susanne und der Smart Meter Rollout, wie ist der so eingebettet, auch regulatorisch?

Susanne Kurowski: Das hatte ich gerade schon mal so ein bisschen angeschnitten, also insbesondere bezüglich der iMSys-Einbauquoten. Das ist im Messstellenbetriebsgesetz geregelt. Also grundsätzlich, das ist ein stark reguliertes Feld, das Thema intelligente Messsysteme beziehungsweise Smart Meter und verschiedene Institutionen, Gesetze und regulatorische Vorgaben spielen da mit rein. Und ganz zentral ist da erstmal das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, also das BMWE. Das setzt die gesetzlichen regulatorischen Vorgaben und beim Thema Rollout intelligenter Messsysteme ist insbesondere das Messstellenbetriebsgesetz relevant oder kurz gesagt das MsbG-Bestellenbetriebsgesetz. Das trat halt schon vor zehn Jahren erstmals in Kraft, also 2016. Es wurde mehrfach novelliert. Eine große Novellierung gab es 2023 im Rahmen des Gesetzes zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende und danach folgten dann noch weitere Novellen, also beispielsweise 2025 zweimal und Ziel dieser Novellen ist es natürlich immer den marktlichen Entwicklungen zu begegnen und technischen Entwicklungen, den iMSys-Rollout natürlich in Gänze zu beschleunigen und auch das Thema Steuern wurde jetzt auch noch mal in den letzten Novellen weiter in das Messstellenbetriebsgesetz integriert und da sieht der Gesetzgeber natürlich auch die Wichtigkeit und es gibt auch noch weitere Institutionen und Akteure, die beim Thema Smart Meter und Regulatorik relevant sind. Es ist dann noch die BNetzA, die Bundesnetzagentur, die formuliert und überwacht behördliche Vorgaben, zum Beispiel bezüglich des Themas netzorientierter Steuerung, Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetz, also Steuern der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, überwachtet den Smart Meter Rollout oder trackt den. Dann ist weiter noch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, also das BSI-relevant: Das definiert dann die Sicherheitsstandards. Das ist natürlich eine sehr abgesicherte Infrastruktur, die auch Standards benötigt und auch zertifizierte Geräte. Also für die Zertifizierung ist auch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik verantwortlich und auf gesetzlicher Ebene sind da noch zwei weitere große Gesetze relevant. Also es ist das Energiewirtschaftsgesetz, das EnWG und das regelt im Kern die technischen und organisatorischen Vorgaben und da ist nochmal besonders relevant der Paragraf 14a EnWG. Den hatten wir ja gerade auch schon öfter mal angesprochen zum Steuern der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen. Und quasi das Pendant dazu ist der Paragraf 9 EEG Erneuerbaren Energiegesetz und dadurch werden dann halt die flexiblen Anlagen entsprechend durch den Netzbetreiber gesteuert. Und da ist auch nochmal dann die Brücke zum Thema iMSys, also intelligentes Messsystem, weil das Messstellenbetriebsgesetz, was grundsätzlich den Smart Meter Rollout noch weiter reguliert, schreibt halt vor, dass für diese netzorientierte Steuerung die Voraussetzung ist, dass ein Smart-Meter-Gateway installiert ist und diese Steuersignale müssen die gesamte Kette durchgehen und auch über das Smart-Meter-Gateway laufen. Und wir sehen halt gerade, dass sehr viel Bewegung in dem Thema ist, das Thema auch politisch eine hohe Relevanz hat. Also gerade letzte Woche, also 2.07.26 gab es ja eine Erklärung des Koalitionsausschusses in dem Programm für Aufschwung und Beschäftigung und da gab es ja verschiedene Maßnahmen und eine Maßnahme war auch das Thema Planungssicherheit Verteilnetz. Da wurde das Thema Smart Meter auch nochmal aufgegriffen und grundsätzlich hieß es oder heißt es darin, dass die Rollout-Quote auf 90 Prozent bis 2030 angehoben wird für Pflichteinbaufälle und, dass es auch neue Digitalisierungsoptionen für optionale Einbaufällen geben soll, sogenannte kostengünstige und zahlbare, sichere Alternativen, aber diese Maßnahmen müssen dann natürlich auch in Gesetzesnovellen übersetzt werden und das bleibt jetzt erst mal noch abzuwarten, was dann der Gesetzgeber da weiter formuliert.

Nike Wessel: Also gesetzlich wird sich vielleicht noch einiges tun, aber was unterscheidet den Smart Meter Rollout in Deutschland von anderen Ländern?

Erwan Taillanter: Alle Länder digitalisieren ihre Stromsysteme. Das ist nicht nur in Deutschland der Fall. Das ist auf zwei Gründe zurückzuführen. Einerseits sind die technischen Optionen einfach da, das zu tun und andererseits steigt der Bedarf, das haben wir schon mehrmals gesagt, einfach die Netze besser zu kennen, den Verbrauch besser zu kennen, insbesondere in einem erneuerbaren Energiesystem. In anderen EU-Ländern wurde teilweise schon vor 2010 mit dem Smart Meter Rollout begonnen, Ebene der EU, also wirklich der Kommission, wurde um 2010 der Rahmen geschaffen, der auch quasi jedes Land dazu verpflichtet hat, Smart Meter auszurollen. Und in vielen europäischen Ländern gab es wirklich zwischen 2015 und 2020 ein Rollout. Die Anforderung der EU, also die Definition, was ein Smart Meter überhaupt ist, unterscheidet sich dabei ziemlich stark von dem, was in Deutschland gemacht wird. In unserer Definition, also das, was auch vor allem Susanne zu Beginn der Diskussion gesagt hat, war sehr oft dieser Gedanke der Netztransparenz und der Möglichkeit der Steuerung im Vordergrund. Und auf EU-Ebene oder auch bei unseren Nachbarländern ist eigentlich vor allem der Kerngedanke einerseits die Fernauslesbarkeit und andererseits die 15 Minuten scharfe Messung, um eben die Möglichkeit zu geben dynamische Tarife anzubieten. Also Tarife, die 15 Minuten scharf wechseln und sich am Börsenpreis orientieren. Das kann der deutsche Smart Meter natürlich auch, aber der deutsche Smart Meter hat eben diese Komponente der Netzbeobachtung sehr stark im Vordergrund und diese Komponente, der Steuerung einzelner Verbrauchs- oder Erzeugungsanlagen im Verteilnetz, was wirklich ein bisschen ein Unikum ist im europäischen Vergleich. Das hat zwei Konsequenzen: Einerseits hat die Entwicklung des deutschen Smart Meters deutlich länger gedauert, was auch die, im Vergleich, relativ niedrige Quote erklärt. Also wir haben es gehört über alle Messlokationen hinweg etwa 5 Prozent in Deutschland. In vielen anderen Ländern ist die Quote ja bei 95 Prozent oder mehr. Das ist ein zeitlicher Verzug im Rollout. Und der deutsche Smart Meter ist eben durch diese höheren Anforderungen auch deutlich teurer als andere europäische Smart Meter, was dazu führt, dass viele andere Länder eben die Entscheidung getroffen haben, alle Messlokationen mit einem Smart Meter auszustatten und in Deutschland diese Unterscheidung zwischen Pflichteinbaufällen und Nicht-Pflichteinbaufällen eingeführt wurde, mit dem Hintergrund, dass eben der Smart Meter Rollout vor allem bei den Pflichteinbaufällen relevant und auch wirtschaftlich ist. Das ist, wie gesagt, wirklich ein starker Unterschied zwischen dem deutschen Smart Meter Rollout und anderen europäischen Rollouts.

Nike Wessel: Vielen Dank. Da habe ich viel über ein Rollout gelernt. Das Interessante bei Smart Meter ist ja auch, dass neue Geschäftsmodelle entstehen. Susanne, kannst du uns einen Überblick geben, welche aktuell mit Smart Meter so alle entstehen und was für interessante Ideen es da gibt?

Susanne Kurowski: Ja, gerne. Also zunächst, weil das auch in unseren internen Diskussionen auch immer mal wieder aufkommt, muss man zwischen Geschäftsmodell und Anwendungsfall unterscheiden. Und wir definieren Geschäftsmodell so, dass erst mal ein konkreter Mehrwert für bestimmte Zielgruppen entsteht und da halt auch nochmal die wirtschaftliche Dimension ist. Also ein Geschäftsmodell hat auch immer eine bestimmte Kosten- und Erlöslogik versus ein Anwendungsfall, der wirklich ein funktionaler, technischer Prozess oder Aspekt ist. Und wir haben uns jetzt in einer Studie die aktuelle Geschäftsmodelllandschaft rund um intelligente Messsysteme in Deutschland noch mal genauer angeguckt und dazu über 200 Startups noch mal genauer analysiert und wir haben diese Geschäftsmodelle geclustert und insgesamt da 10 Cluster heraus identifiziert: Zum Beispiel flexible Stromtarife, Heimenergiemanagementsysteme und Smart HEMS. Ein weiteres Cluster sind dezentrale Versorgungsmodelle, wie gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Mieterstrom. Einfach nochmal, um ein weiteres Beispiel zu nennen, ein weiteres Cluster ist Flexibilitätsvermarktung. Und diese Cluster haben dann auch nochmal immer Untercluster oder Ausprägungen, archetypes, und wir sehen auch spezifische Überschneidungen zwischen den Clustern oder Interdependenzen, also die sich halt gegenseitig beeinflussen. Und das lässt sich eigentlich ganz gut an dem Cluster "Flexible Stromtarife" und dem anderen Cluster "Heimenergiemanagementsystem" und Smarthome zeigen. Also flexible Stromtarife sind natürlich keine statischen Tarife, also die Default-Option oder Variante in Deutschland ist ja oft, also insbesondere für Endkundinnen und Endkunden, dass es einen statischen Tarif gibt, also einen festen Preis pro Kilowattstunde. Und diese flexiblen Stromtarife, die verändern dann den Strompreis abhängig von ihrer Verbrauchszeit. Da gibt es zum Beispiel dann zeitvariable Tarife. Da gibt es dann bestimmte Preise in festgelegten Zeitfenstern oder auch dynamische Tarife, da orientiert sich dann der Strompreis an kurzfristigen Börsenpreisen und für Kundinnen und Kunden ist es natürlich ein Anreiz, dann den Stromverbrauch in diese günstigen Zeiten zu verlagern. Und da spielen natürlich auch wieder dann die Regulatorik und intelligente Messsysteme mit rein, weil ja ein Smart Meter nach der aktuellen Regulatorik die Voraussetzung ist zur Nutzung dynamischer Tarife und in dem weiteren Cluster, das wir identifiziert haben, Heimenergiemanagementsysteme und Smarthome geht es nochmal weitergehend um eine intelligente Aussteuerung verschiedener Komponenten und Anlagen. Also das Stromverbraucherzeugung, Speicherung, Einspeisung in so einem System oder man kann sich das vorstellen, vereinfacht jetzt erst mal in so einen Haushalt intelligent ausgesteuert werden, zum Beispiel in einem Einfamilienhaus. Und in diesem Cluster "Heimenergiemanagementsysteme" haben wir dann noch mal verschiedene Ausprägungen identifiziert. Also als Geschäftsmodell einmal gibt es Unternehmen, die zum Beispiel direkt Heimenergiemanagementsysteme an Endkundinnen und Endkunden anbieten, also B2C, Business to Customer oder B2B, Business to Business, also die dann Stadtwerken dieser Heimenergiemanagementsysteme anbieten und eine andere Ausprägung, wo man dann wirklich auch nochmal diese Überschneidung zu Cluster "Flexible Stromtarife" sieht, ist die Ausbringung für Full-Service-Modell und da geht es dann darum, dass es Unternehmen gibt, die dann komplett Angebote für Haushalte anbieten. Also zum Beispiel einen flexiblen oder einen dynamischen Stromtarif, das kann das sein, mit einem Energiemanagementsystem, also als Komplettangebot. Und grundsätzlich sehen wir aber, dass das bereits heute viele verschiedene innovative Geschäftsmodelle mit Smart Meter gibt. Und genau, wenn sich der Smart Meter Rollout dann weiter beschleunigt, die Einbauten skalieren, dann ist es natürlich auch immer eine wichtige Voraussetzung, dass entsprechende Geschäftsmodelle erfolgreich im Markt sein können.

Nike Wessel: Welche Geschäftsmodelle und Use Cases siehst du denn Erwan in der Zukunft, also welche sind besonders relevant?

Erwan Taillanter: Also ich glaube insbesondere das Thema dynamische Tarife oder zeitvariable Tarife ist wirklich eine Win-Win-Situation, also zwischen der systemischen Perspektive und dem Interesse der Kunden und Kundinnen. Und ich gehe davon aus, dass dynamische Tarife wirklich skalieren werden, weil aktuell am Spotmarkt wirklich sehr hohe Preisunterschiede da sind, was das sehr attraktiv macht und durch den Hochlauf, insbesondere von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen, einfach auch viel mehr Kunden die Möglichkeit bekommen, stark davon zu profitieren und wirklich ihre Stromrechnung zu reduzieren. Das heißt, ich denke, dass das skalieren wird und eng damit verbunden das ganze Thema Energiemanagementsysteme, weil eben die Optimierung der Rechnung eigentlich nur automatisiert stattfinden kann. Ein anderer Treiber aus meiner Sicht für dieses Thema Energiemanagementsystem ist auch das Thema Netzführung, also die Möglichkeit, dass der Netzbetreiber einzelne Anlagen ansteuert, weil sein Netz gerade ausgelastet ist. Da gibt es auch viel Diskussion gerade in der Branche, ob der Netzbetreiber eben anlagenscharf steuern soll oder jeden Haushalt oder jeden Netzanschlusspunkt ansteuern soll und die Branche bewegt sich stark Richtung Steuerung am Netzanschlusspunkt. Und das wird eigentlich faktisch bedeuten, dass jeder Haushalt ein HEMS haben muss, ein Energiemanagementsystem haben muss, das dann quasi die Anlagen oder den Verbrauch hinter oder innerhalb des Haushalts orchestriert. Das sind aus meiner Sicht so die zwei Treiber, die kurz bis mittelfristig sehr relevant sein werden.

Nike Wessel: Man liest ja von Smart Meter und Smart Grid Rollout, warum brauchen wir denn das für die Energiewende, weil das ist ja auch, warum wir den ganzen Podcast machen. Also warum ist für die Energiewende diese Technologie nötig und wie funktioniert das genau? Vielleicht könnt ihr beide was dazu sagen, kurz.

Susanne Kurowski: Genau, also wir haben das Thema Steuern ja schon mehrfach angeschnitten und es geht ja grundsätzlich um das intelligente und sichere Aussteuern der Anlagen in den Netzen, insbesondere jetzt in den Verteilnetzen. Darauf haben wir uns jetzt gerade fokussiert und grundsächlich ist die iMSys-Infrastruktur dafür natürlich die wichtige Voraussetzung, um dieses sichere Steuer zu ermöglichen und das ist auch regulatorisch vorgeschrieben und zusätzlich zum intelligenten Messsystem wird beim Steuern noch mal eine Steuerbox benötigt. Da reicht auch in einem Haushalt eine aus, wenn dahinter verschiedene Anlagen sitzen. Dann können da die Erzeugungsanlagen und die steuerbaren Verbrauchseinrichtungen gesteuert werden. Also eine Steuerbox und ein intelligentes Messsystem ist erst mal, also, ist ausreichend, um die Anlagen dahinter sicher zu steuern und für diese sichere Infrastruktur der netzorientierten Steuerung ist das Smart Meter zentral und deswegen spricht man auch vom Smart Grid Rollout.

Erwan Taillanter: Ich glaube, dass eine sichere Steuerung oder die Gewährleistung einer sicheren Steuerung systemisch sehr wichtig ist. Das Risiko ist real da, dass Hacker zum Beispiel gewisse Anlagen ansteuern könnten und dadurch die Systemstabilität gefährden könnten. Und das ist wirklich der Hintergrund, weshalb die Smart Meter-Infrastruktur in Deutschland so aufgebaut wurde, wie sie aufgebaut wurde. Und es gibt Überlegungen, ob man quasi noch weiter als die Smart Grid denkt und tatsächlich alle Steuerbefehle über die Smart Meter-Infrastruktur ablaufen lassen soll. Also auch marktorientierte Steuerbefehle, die nach aktuellen regulatorischen Rahmen auch über andere Kanäle stattfinden dürfen. Das ist wirklich ein Diskussionsthema. Also da gibt es aktuell keine Tendenz, sondern eher unterschiedliche Meinungen, aber ich glaube, dieses Thema Cyber Security zumindest, was eng mit dem Thema Smart Grids gekoppelt ist, ist auf jeden Fall sehr relevant.

Nike Wessel: Wie blickt ihr beide in die Zukunft? Also was wird noch kommen bei Smart Meter Rollout? Auf was können wir uns freuen?

Erwan Taillanter: Ich habe ja den Blick ins EU-Ausland gegeben und das klingt vielleicht erst mal ein bisschen ernüchternd, der Vergleich zwischen Deutschland und anderen Ländern. Da muss man auf jeden Fall sagen, dass, wie gesagt, ein Verzug auch beim Start des Rollouts da war, aber jetzt eindeutig auch Geschwindigkeit reinkommt in den deutschen Smart Meter Rollout. Was wichtig ist, das hat Susanne auch ein bisschen angedeutet, ist, dass es bei der Erfüllung der Quoten sehr hohe Unterschiede zwischen den Messstellenbetreibern gibt. Also das ist vielleicht ein Grund für ein bisschen Pessimismus noch. Also das zu überwachen ist auf jeden Fall wichtig, dass wirklich jeder Messstellenbetreiber jetzt seinen Rollout skaliert. Das ist auf jeden Fall wichtig, aber dann gehe ich davon aus, dass die Quoten auch erfüllt sein werden, was die Pflichteinbaufälle betrifft bis 2032, aber man muss halt betonen, dass wie gesagt der deutsche Smart Meter Rollout oder die Strategie eben diese Pflichteinlauffälle privilegiert und die machen nur einen relativ kleinen Teil der Messlokationen aus und ich glaube, oder ich bin mir ziemlich sicher, dass sowohl auf der EU-Ebene als auch jetzt in Deutschland mit dem Koalitionsausschuss noch mal Diskussionen stattfinden werden, ob vielleicht auch Lösungen zur Digitalisierung von Nicht-Pflichteinbaufälle notwendig sind. Also entweder eine Erweiterung des Rollouts des intelligenten Messsystems oder Alternativen. So stand es ja auch im Koalitionsausschuss. Also ich glaube, das Thema wird noch sehr, sehr aktiv diskutiert werden in 2026 und vermutlich auch noch 2027.

Susanne Kurowski: Ja und mit Blick nochmal auf Geschäftsmodelle, Anwendungsfälle, also aus meiner Sicht sind da jetzt die wichtigen Voraussetzungen geschaffen, also wir haben die Hardware, die ist zertifiziert, wir haben die Software grundsätzlich verfügbar. Wenn die Einbauzahlen natürlich weiter skalieren, dann ebnet das auch den Weg für neue Geschäftsmodelle und in Hinblick auf Innovationen, was natürlich auch für uns als dena immer ein wichtiges Thema ist, sind da natürlich viele Unternehmen aktiv und wenn man da jetzt als Unternehmen noch weiter reingeht und weiterentwickelt, das ist natürlich dann Pionierarbeit. Da kann man sich dann auch gut als First Mover platzieren oder positionieren und ja, wir gucken da und monitoren natürlich den Markt intensiv und gucken da auch optimistisch in den Blick Richtung Innovation und Smart Meter.

Nike Wessel: Richtung Innovation schauen wir drei jetzt nochmal zusammen. Und zwar machen wir eine kleine Abschlussrunde mit "Entweder-oder". Und da geht es wirklich darum, dass man spontan aus dem Bauch heraus, ganz schnell antwortet, um unser Gespräch nochmal, einmal spielerisch gut zu beenden. Solar- oder Windkraft?

Erwan Taillanter: Beides, sie ergänzen sich sehr gut.

Susanne Kurowski: Ja, stimmt so.

Nike Wessel: Smart Meter oder analoge Zähler?

Erwan Taillanter: Smart Meter.

Susanne Kurowski: Definitiv Smart Meter.

Nike Wessel: Sehr gut. Datenschutz oder Komfort?

Erwan Taillanter: Aus meiner Sicht schließen sie sich nicht aus.

Susanne Kurowski: Ich tendiere zu Datenschutz und der sicheren Infrastruktur.

Nike Wessel: Sicherheit ist sehr wichtig. Rollout oder Stillstand?

Susanne Kurowski und Erwan Taillanter: Rollout.

Nike Wessel: Smart Meter oder Smart Grid?

Erwan Taillanter: Auch beides.

Susanne Kurowski: Ich geh zu Smart Grid, das natürlich Smart Meter miteinschließt.

Nike Wessel: Herzlichen Dank für dieses Gespräch. Ich habe ganz, ganz viel mitgenommen. Ich glaube, wir können in eine interessante, sehr smarte Zukunft zusammenschauen. Ich bin gespannt, was da noch kommt und danke sehr für das Gespräch. Herzlichen Dank!

Susanne Kurowski: Danke!

Erwan Taillanter: Vielen Dank!

Nike Wessel: Es war ein sehr aufschlussreiches Gespräch und es zeigt, der Smart Meter Rollout ist längst mehr als eine technische Pflichtübung. Er ist die Grundlage für neue Geschäftsmodelle, flexiblere Netze und mehr Teilhabe der Verbraucherinnen und Verbraucher an der Energiewende. Die Voraussetzungen sind geschaffen. Jetzt liegt es daran, dass die Skalierung Fahrt aufnimmt. Wer mehr erfahren möchte, findet weiteres Material auf den Webseiten der dena und des FfE. Abonniert unseren Podcast, damit ihr keine Folge mehr verpasst. Bis zum nächsten Mal. Ich bin Nike Wessel und das war "Volle Energie voraus".