Blindflug im Netz — warum wir Gesetze brauchen, die pauschal drosseln

Kurzfassung: Deutschland hat nach zehn Jahren Digitalisierungsgesetz 5,5 Prozent seiner Stromzähler digitalisiert. In Europa hatten Ende 2024 rund 60 Prozent der Haushalte einen digitalen Zähler. Weil das Netz nicht sieht, was in ihm passiert, wird pauschal eingegriffen statt genau gesteuert — auf 4,2 Kilowatt bei Wallboxen, auf 60 Prozent bei neuen Solaranlagen — und im Entwurf zum EEG 2027 dauerhaft auf 50 Prozent. Diese Regeln sind Behelfslösungen für eine fehlende Infrastruktur, und sie werden gerade zum Dauerzustand.

Foto: Ein Rundsteuerempfänger. Technik aus der Zeit der Nachtspeicherheizung — und in vielen Netzgebieten bis heute das Gerät, mit dem gesteuert wird. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / ChNPP

Der Befund

Zum 31. Dezember 2025 waren in Deutschland rund 3,09 Millionen intelligente Messsysteme eingebaut. Es gibt 56,5 Millionen Messlokationen. Das sind 5,5 Prozent.

Zum Vergleich: Nach dem Marktmonitoring der europäischen Regulierungsagentur ACER hatten Ende 2024 rund 60 Prozent der europäischen Haushalte einen digitalen Stromzähler. In fünfzehn Mitgliedstaaten liegt die Quote über 80 Prozent; Dänemark, Spanien und Frankreich haben ihre Zähler nahezu vollständig ausgetauscht. Deutschland führt derselbe Bericht für dasselbe Bezugsjahr mit rund zwei Prozent — das ist der letzte Platz.

Das Gesetz, das diesen Rollout angeordnet hat, ist von 2016. Es heißt „Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende".

Was das praktisch bedeutet

Bei rund 94 Prozent der deutschen Stromkunden weiß niemand, wann sie wie viel verbrauchen. Der Zähler wird einmal im Jahr abgelesen. Was dazwischen passiert, wird angenommen.

Diese Annahme heißt Standardlastprofil. Es ist eine Kurve, die beschreibt, wie ein durchschnittlicher Haushalt über den Tag verteilt Strom verbraucht. Für die Abrechnung wird der Jahresverbrauch mit dieser Kurve auf Viertelstunden verteilt, und mit diesen erfundenen Viertelstundenwerten rechnen dann alle weiter: der Lieferant, der Bilanzkreisverantwortliche, der Netzbetreiber.

Daraus folgt dreierlei:

Der Kunde sieht nie einen Preis. Wenn der Strom an einem windigen Sonntagmittag nichts kostet oder sogar Geld einbringt, merkt der Haushalt davon nichts — er zahlt seinen Jahrestarif. Dynamische Tarife sind seit 2025 Pflichtangebot, aber sie brauchen ein intelligentes Messsystem. Ohne Messung kein Preissignal, ohne Preissignal keine Reaktion.

Der Netzbetreiber sieht nicht, was los ist. Er weiß, wie viele Anschlüsse an einem Kabel hängen und welche Geräte gemeldet sind. Was tatsächlich gerade fließt, weiß er in der Niederspannung meist nicht.

Der Bilanzkreis stimmt nur im Mittel. Die Differenz zwischen angenommenem und tatsächlichem Verbrauch wird über Ausgleichsenergie glattgezogen — bezahlt über die Netzentgelte.

Wie es dazu kam

Es wäre zu einfach, das einzelnen Unternehmen anzulasten. Der Weg ist gut dokumentiert, und er ist an einer entscheidenden Stelle gerichtlich gestoppt worden.

2016 beschließt der Bundestag das Digitalisierungsgesetz. Bedingung für den Start: Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik muss Smart-Meter-Gateways von mindestens drei unabhängigen Herstellern zertifizieren.

Ende 2019 ist diese Bedingung formal erfüllt. Am 31. Januar 2020 erklärt das BSI den Markt für bereit; der Pflichteinbau beginnt.

Am 4. März 2021 stoppt das Oberverwaltungsgericht Münster diese Markterklärung im Eilverfahren. Die Begründung ist bemerkenswert: Formal seien zwar drei Systeme zertifiziert gewesen — die technischen Anforderungen des Gesetzes hätten sie aber nicht erfüllt. Das BSI nimmt die Allgemeinverfügung zurück. Der Rollout steht.

2023 setzt der Gesetzgeber neu an, mit einem Gesetz, dessen Name sagt, worum es geht: Neustart der Digitalisierung der Energiewende. Der schrittweise Pflichteinbau läuft seit dem 1. Januar 2025.

Die neuen Ziele: mindestens 50 Prozent der Pflichteinbaufälle bis Ende 2028, 95 Prozent bis 2030. Der Koalitionsausschuss hat im Juli 2026 beschlossen, 90 Prozent auf 2030 vorzuziehen — von 2032.

Im März 2026 hat die Bundesnetzagentur 77 Aufsichtsverfahren gegen säumige Messstellenbetreiber eingeleitet und angekündigt, die Quoten notfalls mit Bußgeldern durchzusetzen.

Sechs Jahre sind zwischen dem ersten und dem zweiten Anlauf vergangen. In diesen sechs Jahren ist der Strommarkt ein anderer geworden: Erneuerbare dominieren die Erzeugung, Wärmepumpen und Elektroautos kommen in die Netze, und die Kosten des Engpassmanagements sind auf über drei Milliarden Euro im Jahr gestiegen.

Die Infrastruktur, die dafür gebraucht würde, ist stehen geblieben.

Was daraus folgt: drei Regeln, die pauschal eingreifen

Wenn man nicht messen kann, kann man nicht genau steuern. Und wenn man nicht genau steuern kann, greift man pauschal ein. Genau das ist in den letzten beiden Jahren zweimal passiert, und ein drittes Mal steht im Gesetzgebungsverfahren.

§ 14a EnWG, seit 2024. Wallboxen, Wärmepumpen und Heimspeicher über 4,2 Kilowatt müssen steuerbar sein — was die Vorschrift genau tut, steht in einem eigenen Beitrag. Droht in einem Netzbereich eine Überlastung, darf der Netzbetreiber den Bezug auf 4,2 Kilowatt begrenzen. Das ist eine sinnvolle Regel für den Fall, dass man nichts Besseres hat — aber es ist ein grobes Werkzeug. Es unterscheidet nicht zwischen dem Haushalt, der sein Auto in zwei Stunden voll braucht, und dem, der es über die ganze Nacht laden kann. Es kennt keinen Preis, nur einen Schalter.

Das Solarspitzengesetz, in Kraft seit dem 25. Februar 2025. Nach dem neu gefassten § 9 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes dürfen Photovoltaikanlagen, die seit diesem Tag in Betrieb gehen, nur 60 Prozent ihrer maximalen Wirkleistung einspeisen — so lange, bis ein betriebsbereites intelligentes Messsystem mit erfolgreich getesteter Steuerungseinrichtung vorhanden ist. Betroffen sind Anlagen von 2 bis 100 Kilowatt; Steckersolargeräte sind ausgenommen. Vierzig Prozent der möglichen Einspeiseleistung sind gesperrt, weil die Messtechnik fehlt.

Der Entwurf zum EEG 2027, vom Kabinett beschlossen am 29. Juli 2026. Neue Dachanlagen unter 100 Kilowatt sollen am Netzverknüpfungspunkt höchstens 50 Prozent ihrer installierten Leistung ins öffentliche Netz abgeben dürfen. Erzeugen dürfen sie mehr; der Rest muss selbst verbraucht, gespeichert oder abgeregelt werden. Begründet wird das mit den Mittagsspitzen und mit dem Anreiz, Speicher zu bauen. Wer bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, bleibt im alten Recht. Der Entwurf liegt seit dem 14. August beim Bundesrat; geltendes Recht ist er nicht. Im selben Paket steht eine zweite Regel, die dieselbe Logik hat: Neue Anlagen in überlasteten Netzgebieten sollen auf ihre Entschädigung verzichten, wenn sie abgeregelt werden.

Die drei Regeln haben dieselbe Struktur: Sie ersetzen eine Information, die es nicht gibt, durch eine pauschale Grenze. Und sie verlagern die Folge dorthin, wo das Gerät steht — der Anschlussnutzer baut die Steuereinrichtung ein, der Anlagenbetreiber verzichtet auf einen Teil seiner Einspeiseleistung.

Ein Unterschied ist allerdings wichtig, und er ist der Grund, warum dieser Beitrag geschrieben wurde. Die 60-Prozent-Grenze endet, sobald das Messsystem und die Steuerungseinrichtung stehen; sie ist ausdrücklich ein Übergang, bis die Digitalisierung nachkommt. Die 50-Prozent-Grenze im Entwurf endet nicht. Sie ist an keine Messtechnik geknüpft und an keinen Zeitpunkt. Damit wird aus dem Provisorium der Zustand.

Die drei Fragen, die niemand beantwortet

Wenn ein Instrument so tief in Eigentum und Nutzung eingreift, sollte man wissen, ob es funktioniert. Wir haben es versucht und sind dreimal an eine Wand gestoßen.

Erstens: Wie oft wird tatsächlich gesteuert, und von wem?

Die Netzbetreiber müssen seit dem 1. März 2025 jeden Eingriff veröffentlichen — nach Netzbereich und Postleitzahl, monatlich, auf einer gemeinsamen Plattform. Die Bundesnetzagentur hat das in ihrer Festlegung ausdrücklich begründet: Betroffene hätten „ein berechtigtes Informationsinteresse zu der Frage, ob und wie stark ihr Wohngebiet von Steuerungseingriffen betroffen ist."

Die Rohdaten liegen dort. Eine Auswertung — wie viele Eingriffe es bundesweit gab, in welchen Regionen, wie lange — haben wir nicht gefunden: nicht bei der Bundesnetzagentur, nicht in der Fachpresse, nicht bei den Verbänden. Was kursiert, ist eine Branchenschätzung von etwa 15 Stunden im Jahr je Anlage. Sie ist unbelegt.

Eine Transparenzpflicht, deren Ergebnis niemand zusammenzählt, erfüllt ihren Zweck nur zur Hälfte.

Zweitens: Ist die Steuerung technisch überhaupt einsatzbereit?

Steuern kann der Netzbetreiber nur, wo ein Steuergerät hängt. Das Messstellenbetriebsgesetz sieht dafür eine Steuerbox am intelligenten Messsystem vor — und für eine Übergangszeit auch Steuereinrichtungen ohne ein solches System, also die alte Rundsteuertechnik.

Wie viele solcher Geräte es gibt, wird von der Bundesnetzagentur verbrauchsseitig nicht getrennt ausgewiesen. Die Zahl, die in Branchengesprächen genannt wird, liegt im niedrigen fünfstelligen Bereich — auch sie ist unbelegt, und genau das ist der Punkt: Der Netzbetreiber gewährt einen Rabatt für eine Steuerbarkeit, deren tatsächliche Verbreitung öffentlich nicht bekannt ist.

Drittens: Sind die organisatorischen und abrechnungstechnischen Voraussetzungen da?

Hier ist die Antwort am klarsten und am unbequemsten. Für die Abrechnung eines Steuerungseingriffs braucht es Viertelstundenwerte — die gibt es nur mit intelligentem Messsystem. Für ein zeitvariables Netzentgelt braucht es dasselbe. Für einen dynamischen Tarif ebenso.

Bei 5,5 Prozent Ausstattung heißt das: Die Werkzeuge, die das Recht seit zwei Jahren bereitstellt, sind für die überwiegende Mehrheit der Haushalte technisch nicht nutzbar. Sie stehen im Gesetzblatt und nicht im Keller.

Wer die Daten hat

Es gibt sie nämlich, die Messwerte aus der Niederspannung. Sie liegen nur nicht dort, wo man sie vermuten würde.

Der Hersteller E3/DC aus Osnabrück baut Hausspeicher. Jedes dieser Geräte misst die Spannung am Anschlusspunkt — genau die Größe, an der man ablesen kann, ob ein Ortsnetz an seine Grenze kommt. Im Juni 2026 hat der Geschäftsführer Andreas Piepenbrink die Auswertung von 110.000 Anlagen vorgestellt. Vier Befunde daraus:

• 80 bis 90 Prozent des Solarstroms aus Dachanlagen bleiben im Ortsnetz. Er wandert nicht in höhere Spannungsebenen, er wird nebenan verbraucht.
• Abregelungen dieser Anlagen fanden im Promillebereich statt.
• Am Pfingstwochenende 2026 — dem Zeitraum mit der höchsten Solareinspeisung und der geringsten Last — lag die Kritikalität der ausgewerteten Netzabschnitte zwischen 10 und 20 Prozent.
• Betreiber bekommen für eingespeisten Strom rund sieben Cent, während der Versorger dem Nachbarn, der ihn verbraucht, rund 30 Cent berechnet.

Sein Schluss in einem Satz: „Der Strom der Kleinanlagen wird für den Nachbarn gebraucht.“ Und weiter: Das Netz bleibe auch am kritischsten Tag des Jahres stabil und lasse sich mit einfachen elektrotechnischen Maßnahmen weiter ausgleichen. Den Wert dieses Stroms bemisst er insgesamt höher als die Einspeisevergütung, die im Entwurf zum EEG 2027 für Neuanlagen entfällt — und sagt voraus, dass die lokalen Stadtwerke die größten Verlierer dieser Umstellung sein werden.

→ Nachhören: „Die Energiewirtschaft sagt, das Ortsnetz sei überlastet — das stimmt nicht“

Diese Zahlen stammen von einem Unternehmen, das Speicher verkauft, und sie sind mit diesem Interesse zu lesen. Bemerkenswert ist trotzdem, wo sie herkommen. In Deutschland gibt es rund 850 Verteilnetzbetreiber. Jeder von ihnen kennt sein eigenes Netz; eine bundesweite, vergleichbare Auswertung der Niederspannung ist öffentlich von keinem zu bekommen. Die Geräteflotte eines Herstellers liegt quer über die Netzgebiete vieler Betreiber — und liefert deshalb ein Bild, das aus der Branche selbst nicht kommt.

Damit steht die Begründung der pauschalen Grenzen auf einer Tatsachenbasis, die geprüft werden sollte. Wenn Dachanlagen den überwiegenden Teil ihres Stroms im Ortsnetz lassen und dort Bezug ersetzen, dann entlasten sie das übergeordnete Netz, statt es zu belasten. Ob und wo das gilt, lässt sich messen. Bisher misst es der, der Speicher verkauft.

In eine Richtung weist der Befund allerdings deutlich, und dort liegt auch unsere Position: Wenn der Strom ohnehin im Ortsnetz bleibt, gehört die Flexibilität ebenfalls dorthin. Ein Quartierspeicher an der richtigen Stelle im Ortsnetz kann, was hundert einzelne Hausspeicher nicht können: den Abschnitt stützen, an dem es eng wird. Dasselbe gilt für Ladepunkte, die Strom aufnehmen, wenn er da ist — vorausgesetzt, sie haben eine Adresse, an die sich ein Angebot richten kann.

Wer das bezahlt

Vier Posten, alle beim Kunden.

Der Messstellenbetrieb. Was ein intelligentes Messsystem kosten darf, ist gedeckelt; bezahlt wird es trotzdem — anteilig vom Anschlussnutzer, im Übrigen über die Netzentgelte.

Die Netzentgeltreduzierung nach § 14a. Sie senkt die Erlöse des Netzbetreibers, und die verteilen sich über die Netzentgelte auf alle Netznutzer. Das ist vertretbar, wenn dafür Netzausbau entfällt. Ob und wie viel entfällt, lässt sich ohne die Zahlen aus Frage eins nicht sagen.

Die 60-Prozent-Sperre. Wer seit Februar 2025 eine Solaranlage in dieser Größenklasse baut und keine Messtechnik bekommt, verliert bis zu 40 Prozent seiner möglichen Einspeiseleistung. Diese Kilowattstunden sind nicht verschoben, sie entstehen nicht. Der Verlust liegt beim Anlagenbetreiber.

Der Netzausbau, der ohne Steuerung größer ausfällt. Ein Netz, das den ungünstigsten Fall aushalten muss, weil niemand weiß, wann er eintritt, ist teurer als eines, das auf Messwerte reagieren kann. Auch das läuft über die Netzentgelte.

Dazu kommt, was gar nicht erst entsteht: die 9.379 Gigawattstunden, die 2025 nicht erzeugt wurden, und das Engpassmanagement für 3,07 Milliarden Euro. Beides wäre kleiner, wenn Verbrauch dorthin gelenkt werden könnte, wo Strom im Überfluss da ist. Dafür braucht es Messung, Preissignale und eine Adresse je Gerät — also genau das, was fehlt.

Was daraus folgt

§ 14a und das Solarspitzengesetz tun in einer schlechten Lage das Vernünftige. Der Punkt ist ein anderer: Es sind Behelfslösungen, und im Entwurf zum EEG 2027 wird die erste von ihnen gerade dauerhaft. Die 60-Prozent-Grenze hat ein Ende — sie fällt, sobald gemessen werden kann. Die 50-Prozent-Grenze hat keines.

Drei Dinge wären dafür zu tun, und alle drei sind bereits angeordnet oder angekündigt:

Der Rollout muss die Quoten erreichen, die im Gesetz stehen — 50 Prozent bis Ende 2028 sind bei 5,5 Prozent heute eine erhebliche Beschleunigung.

Die Steuerungseingriffe müssen ausgewertet werden, nicht nur veröffentlicht. Ohne diese Zahl lässt sich weder die Notwendigkeit noch die Verhältnismäßigkeit der Eingriffe beurteilen. Dasselbe gilt für die Belastung der Ortsnetze durch Dachanlagen: Solange die belastbarste öffentliche Auswertung von einem Speicherhersteller kommt, fehlt der Gesetzgebung die eigene Tatsachengrundlage.

Und die Messung, die in vielen Geräten längst steckt, muss zählen dürfen. Darum geht es in der Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes, die für dieses Quartal angekündigt ist — und darüber haben wir an anderer Stelle geschrieben.

Solange das nicht geschieht, gilt der Satz, mit dem dieser Text anfing: Das Netz fliegt blind, und die Passagiere zahlen für den Umweg.

Quellen

• Rollout-Stand 31.12.2025: rund 3,09 Mio. intelligente Messsysteme von 56,5 Mio. Messlokationen (5,5 %); 23,3 % in der Pflichteinbaugruppe — Bundesnetzagentur
• EU-Vergleich: rund 60 % der Haushalte Ende 2024, fünfzehn Mitgliedstaaten über 80 %, Deutschland rund 2 % — ACER, Market Monitoring Report
• 77 Aufsichtsverfahren gegen säumige Messstellenbetreiber (März 2026) — Bundesnetzagentur
• BSI-Allgemeinverfügung vom 31.01.2020; Eilbeschluss des OVG Münster vom 04.03.2021; Rücknahme der Allgemeinverfügung — BSI-Stellungnahme
• Rollout-Ziele 50 % bis Ende 2028, 95 % bis 2030; Koalitionsausschuss 02.07.2026 — Messstellenbetriebsgesetz
• Solarspitzengesetz, in Kraft 25.02.2025; 60-Prozent-Regel in § 9 Absatz 2 EEG für Anlagen von 2 bis 100 kW, Steckersolar ausgenommen
• Regierungsentwurf EEG 2027: Kabinettsbeschluss 29.07.2026, Bundesrats-Drucksache 470/26 vom 14.08.2026; 50 % Wirkleistung am Netzverknüpfungspunkt für neue Dachanlagen unter 100 kW, Übergang bis 31.12.2026
• Auswertung von 110.000 Hausanschlüssen über das Pfingstwochenende 2026: 80–90 % Verbleib im Ortsnetz, Abregelung im Promillebereich, Kritikalität 10–20 % — Andreas Piepenbrink (E3/DC), wiedergegeben in pv magazine, 15.06.2026; im Wortlaut nachzuhören unter „Die Energiewirtschaft sagt, das Ortsnetz sei überlastet — das stimmt nicht“
• 851 Stromnetzbetreiber in Deutschland (2025) — Bundesnetzagentur
• Bundesnetzagentur, Festlegung BK6-22-300 vom 27.11.2023 (netzorientierte Steuerung, Veröffentlichungspflicht ab 01.03.2025)
• § 14a, § 41a EnWG; §§ 29, 30 MsbG
• Abregelung 2025: 9.379 GWh; Engpassmanagement 3,071 Mrd. € — Bundesnetzagentur/SMARD

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