Die Eon-Unternehmensgruppe betreibt die meisten intelligenten Messsysteme in Deutschland. Damit trägt der Konzern einen wesentlichen Teil zum Smart-Meter-Rollout bei. Doch wie realistisch sind die gesetzlichen Vorgaben zur Steuerung ab 2026? Und was bedeutet die EnWG-Novelle für Netz- und Messstellenbetreiber in der Praxis? Im Gespräch mit der ZfK erklärt Malte Sunderkötter, Geschäftsführer von Eon Grid Solutions, warum er den Zeitplan für nicht umsetzbar hält, welche Marktrollen aus seiner Sicht überflüssig sind – und weshalb Steuerung ohne klare Standards und Prozesse zum Risiko für die Netzstabilität wird.
Herr Sunderkötter, Eon gilt als Vorreiter beim Rollout. Wie viel intelligente Messsysteme haben Sie inzwischen schon verbaut?
Aktuell betreiben wir über die gesamte Eon-Gruppe hinweg rund 750.000 intelligente Messsysteme. Damit liegen wir deutlich über der gesetzlichen Mindesteinbauquote von 20 Prozent und verantworten fast die Hälfte aller bisher verbauten intelligenten Messsysteme in Deutschland – obwohl wir nur etwa ein Viertel der Messstellen stellen.
Anfang 2026 wollen wir die Marke von einer Million aktiver intelligenter Messsysteme überschreiten. Dieses Ziel zeigt, wie konsequent wir den Rollout weiter vorantreiben. Trotz aller Herausforderungen im Marktumfeld.
Was sind aus Ihrer Sicht die größten Hürden?
Der Rollout schreitet voran – schneller als je zuvor –, aber im internationalen Vergleich ist das Tempo nach wie vor niedrig. Das liegt an der außergewöhnlichen Komplexität des deutschen Systems. Wir haben zahlreiche Marktrollen, viele Tarifanwendungsfälle, anspruchsvolle technische Vorgaben und regelmäßige Gesetzesnovellen. Jede Änderung im Messstellenbetriebsgesetz erfordert neue Umsetzungen in den Systemen. Im europäischen Vergleich, etwa mit Schweden, bedeutet das: mehr Aufwand, längere Prozesse, höherer Abstimmungsbedarf.
Die Bundesregierung arbeitet derzeit an einer neuen EnWG-Novelle. Wie bewerten Sie den aktuellen Entwurf aus Sicht eines Messstellenbetreibers?
Aus unserer Sicht enthält der aktuelle Entwurf Licht und Schatten. Positiv ist etwa die geplante zweijährige Haltefrist für intelligente Messsysteme. Sie verhindert, dass Geräte nach einem kurzfristigen Anbieterwechsel sofort wieder demontiert werden müssen.
Kritisch sehen wir hingegen die Einführung zusätzlicher Marktrollen wie des Aggregationsverantwortlichen und des Messwertweiterverarbeiters. Schon heute haben wir eine Vielzahl an Akteuren: 800 grundzuständige und zahlreiche wettbewerbliche Messstellenbetreiber, Verteilnetzbetreiber, Energielieferanten, Energieserviceanbieter, Gateway-Administratoren und seit Kurzem auch den Auffangmessstellenbetreiber. Wenn nun weitere Rollen hinzukommen, wird das System noch unübersichtlicher. Die Marktkommunikation muss auf alle Teilnehmer ausgelegt sein, Prozesse werden komplexer, Fehlerquellen nehmen zu. Auch für Kunden ist oft nicht mehr nachvollziehbar, wer eigentlich für was zuständig ist. Aus unserer Sicht müssen Marktrollen gebündelt und das System verschlankt werden.
Außerdem sind die Entschädigungszahlungen, die Messstellenbetreiber an den Aggregationsverantwortlichen zu zahlen haben, falls sie Messwerte nicht vollständig und fristgerecht übermitteln, in keinster Weise verhältnismäßig und haben das Potenzial, den Rollout massiv zu verzögern.
Völlig unverständlich ist für uns zudem, dass im aktuellen Gesetzentwurf das Thema Steuerung gar nicht adressiert wird. Dabei gilt die Steuerbarkeit von Anlagen künftig als einer der entscheidenden Hebel für die Netzstabilität und die Integration erneuerbarer Energien. Ab 2026 sollen nach aktueller Gesetzeslage Millionen von Neuanlagen in der Niederspannung steuerbar sein. Dass der Gesetzgeber zu diesem Kernpunkt schweigt, ist ein Versäumnis.
Es fehlen Regelungen zu Anwendungsfällen, zu Marktkommunikation, zu Entschädigungsprozessen und zu den technischen Anforderungen an Steuerlösungen. Ohne klare gesetzliche Grundlagen und abgestimmte Branchenlösungen können weder Netzbetreiber noch Messstellenbetreiber ihre Aufgaben zuverlässig erfüllen.
2026 soll es ja losgehen mit dem Steuern. Ist dieser Zeitplan machbar?
Der Zeitplan ist aus unserer Sicht nicht realistisch. Der Zeitplan suggeriert: Wenn ich die Hardware an der Wand habe, dann ist an alles gedacht. Und das ist mitnichten der Fall. Denn die Steuerung setzt ein funktionierendes Zusammenspiel voraus – aus Smart Meter Gateway, Steuerbox, Endgerät und der gesamten IT-Prozesskette. Dieses Zusammenspiel ist aktuell nicht flächendeckend umsetzbar.
Was heißt das konkret für die Praxis?
Für Verteilnetzbetreiber bedeutet das erhebliche Unsicherheit. Sie sollen künftig Millionen von Anlagen netzdienlich steuern, ohne dass dafür standardisierte Schnittstellen, vollständige Marktprozesse oder ausreichend zertifizierte Geräte vorhanden sind. Viele Endgeräte arbeiten mit proprietären Lösungen. Auch auf Seiten der Messstellenbetreiber fehlt es an massenverfügbaren Gateways mit zertifizierter digitaler Steuerfunktion.
Besonders kritisch ist, dass unklar bleibt, wie konkrete Anwendungsfälle für die Steuerung auf der Einspeiseseite aussehen sollen. Während im Rahmen von Redispatch 2.0 für größere Erzeugungsanlagen bereits klare Abläufe und Entschädigungsregelungen existieren, fehlen solche Prozesse für kleine Anlagen ab 7 kW Leistung bislang völlig.
Zwar regelt der § 14a EnWG die Voraussetzungen, unter denen Bezugsanlagen gesteuert werden dürfen, etwa bei Netzengpässen. Aber unter welchen Voraussetzungen einspeiserseitig und wie genau gesteuert werden soll, wie die Daten fließen, wie die Abrechnung oder Entschädigung aussieht – all das ist bisher offen. Steuerung am Netzanschlusspunkt als neues Konzept muss ganzeinheitlich gedacht werden: technisch, prozessual und wirtschaftlich.
Sonst entsteht eine Lücke zwischen technischer Möglichkeit und regulatorischem Anspruch – und das schafft nicht nur unzufriedene Kunden, sondern es trägt auch nicht zur Systemstabilität bei.
Kommen wir noch zu einem Streitpunkt: Wettbewerblicher versus grundzuständiger Messstellenbetreiber. Unlängst hatte Eon in einer Stellungnahme sinngemäß gesagt, man brauche den wettbewerblichen Messstellenbetreiber nicht, wenn die grundzuständigen ihre Aufgaben erfüllen würden. Wie meinen Sie das?
Wir erleben einen hochgradig fragmentierten Markt mit über 800 grundzuständigen Messstellenbetreibern und zusätzlich zahlreichen wettbewerblichen Akteuren. Das führt zu enormem Abstimmungsaufwand, komplexer Marktkommunikation und einem hohen Risiko für Schnittstellenfehler.
Unsere Kritik richtet sich nicht gegen den Wettbewerb an sich. Aber wenn alle grundzuständigen Messstellenbetreiber ihre gesetzlichen Aufgaben zuverlässig erfüllen würden, gäbe es aus unserer Sicht keine Notwendigkeit für ein paralleles wettbewerbliches Modell. In keinem anderen europäischen Land leisten wir uns ein vergleichbares Nebeneinander von so vielen Rollen.
Die meisten wettbewerblichen Messstellenbetreiber tragen bislang nur einen sehr kleinen Anteil zum Rollout intelligenter Messsysteme bei. Gleichzeitig erhöhen sie die Komplexität für alle Beteiligten – von der Marktkommunikation bis zur Gateway-Administration. Und wir sprechen hier noch nicht mal über die Übermittlung von Steuerbefehlen des Verteilnetzbetreibers über den wettbewerblichen Messstellenbetreiber hin zu dessen Kunden bei Systemengpässen. Aus unserer Sicht wäre ein klarer, standardisierter Rollout über die grundzuständigen Betreiber für alle Akteure im Markt effizienter und volkswirtschaftlich sinnvoller.
Eon soll künftig in vielen Netzgebieten auch den Auffangmesstellenbetrieb übernehmen. Wie beurteilen Sie diese Rolle?
Die Rolle des Auffangmessstellenbetreibers ist mit hohen Anforderungen verbunden – organisatorisch, finanziell und technisch. Sie wird aktiv, wenn andere Marktteilnehmer ihre Pflichten nicht erfüllen, also beispielsweise ein grundzuständiger Messstellenbetreiber dauerhaft untätig bleibt. Für uns bedeutet das, dass wir kurzfristig in Gebieten einspringen müssen, die außerhalb unserer regulären Zuständigkeit liegen. Dort sollen wir innerhalb kürzester Zeit den vollständigen Rollout übernehmen – inklusive Gerätebereitstellung, Installation, Marktprozessen und Kundenkommunikation.
Wir werden diese Rolle erfüllen, wo immer sie uns zugewiesen wird. Aber wir tun das unter schwierigen Bedingungen und ohne gesicherte wirtschaftliche Basis. Eine Finanzierung für diese Aufgabe ist bislang nicht abschließend geregelt. Aus unserer Sicht zeigt diese Auffanglösung vor allem eines: Das Vertrauen in die Funktionsfähigkeit des aktuellen Systems ist begrenzt. Statt immer neue Rollen zu schaffen, sollten wir die vorhandenen besser strukturieren und ihre Aufgaben klar regeln. Die Auffangrolle ist eine Notlösung – aber keine tragfähige Lösung für den Regelbetrieb.
Wenn Sie drei Dinge nennen müssten, die sich jetzt dringend ändern sollten – was wären aus Ihrer Sicht die wichtigsten Stellschrauben für einen erfolgreichen Rollout?
Erstens braucht es einen realistischen Zeitplan für Steuerung. Die aktuellen gesetzlichen Fristen zur Steuerung sind technisch kaum erfüllbar. Wir benötigen eine Verlängerung des agilen Rollouts und einen abgestuften Hochlauf, der Planungssicherheit schafft.
Zweitens brauchen wir verbindliche Standards – insbesondere für die digitale Schnittstelle zwischen Gateway, Steuerlösung und Endgerät. Ohne verbindliche Standardisierung der EEBus-Schnittstelle bleibt die Integration fragmentiert, teuer und fehleranfällig.
Drittens müssen wir priorisieren. Der Rollout intelligenter Messsysteme und die Steuerung müssen im Zentrum stehen. Zusätzliche Anforderungen wie die Anbindung von Gas-, Wasser- oder Wärmezählern dürfen nicht gleichzeitig forciert werden. Wenn alles gleichzeitig kommen soll, gelingt am Ende gar nichts.
Das Interview führte Stephanie Gust
