Die Energiewende ist in vollem Gange – und mit ihr verändert sich auch der Messstellenbetrieb grundlegend. Wo früher mechanische Ferraris-Zähler den Stromverbrauch erfassten, übernehmen heute intelligente Messsysteme (iMS) und moderne Messeinrichtungen (mME) diese Aufgabe. Doch dieser Wandel ist mehr als nur ein technologischer Austausch: Er bringt neue Pflichten, komplexe Prozesse und eine digitale Marktkommunikation mit sich, die Energieversorger und Netzbetreiber vor Herausforderungen stellt.

In diesem Artikel beleuchten wir, wie sich der Messstellenbetrieb verändert, welche regulatorischen Vorgaben zu beachten sind und wie das Wechselprozesse im Messwesen (WiM) die Abläufe prägt. Zudem zeigen wir praktische Anwendungsfälle und geben Handlungsempfehlungen für Marktteilnehmer.

## 1. Vom Ferraris-Zähler zum Smart Meter: Warum der Wandel notwendig ist

Die klassische Strommessung mit Ferraris-Zählern war jahrzehntelang Standard. Doch mit der Energiewende und der zunehmenden Dezentralisierung der Stromerzeugung stoßen diese analogen Systeme an ihre Grenzen:

• Keine Echtzeitdaten: Ferraris-Zähler erfassen nur den kumulierten Verbrauch – eine detaillierte Analyse des Verbrauchsverhaltens ist nicht möglich.
• Manuelle Ablesung: Die jährliche Ablesung ist aufwendig und fehleranfällig.
• Keine Steuerungsmöglichkeiten: Eine netzdienliche Steuerung von Verbrauchern oder Erzeugern ist nicht möglich.

Smart Meter und moderne Messeinrichtungen (mME) lösen diese Probleme: ✅ Viertelstundengenauigkeit: Sie erfassen den Verbrauch in kurzen Intervallen und ermöglichen so eine präzise Analyse. ✅ Fernauslesung: Die Daten werden automatisch übertragen – manuelle Ablesungen entfallen. ✅ Netzdienliche Steuerung: Über das Smart Meter Gateway (SMGW) können Verbraucher und Erzeuger ferngesteuert werden, um Netzengpässe zu vermeiden (§ 14a EnWG).

Doch der Rollout ist komplex: Seit 2020 sind grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB) verpflichtet, intelligente Messsysteme bei bestimmten Verbrauchsgruppen einzubauen. Mit der Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) 2025 wird der Rollout weiter beschleunigt – und bringt neue Pflichten mit sich.

## 2. Regulatorische Pflichten: Was das MsbG und die BNetzA vorschreiben

Das MsbG definiert klare Vorgaben für den Messstellenbetrieb. Die wichtigsten Pflichten für Energieversorger und Netzbetreiber sind:

2.1 Einbaupflichten nach Verbrauchskategorien

Nicht alle Kunden müssen sofort mit einem Smart Meter ausgestattet werden. Die Pflichten richten sich nach dem Jahresstromverbrauch:

Praktisches Beispiel: Ein Gewerbebetrieb mit einem Jahresverbrauch von 8.000 kWh muss seit 2020 mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sein. Ein Haushalt mit 3.500 kWh/Jahr kann ab 2025 selbst entscheiden, ob er ein iMS oder eine mME möchte.

2.2 Preisobergrenzen und Wirtschaftlichkeit

Die Kosten für den Messstellenbetrieb sind gedeckelt. Seit 2025 gelten folgende Preisobergrenzen (pro Jahr):

• Intelligente Messsysteme (iMS): 30–40 € (je nach Verbrauch)
• Moderne Messeinrichtungen (mME): 20 €

Diese Preise müssen im Netzentgelt berücksichtigt werden. Für Messstellenbetreiber bedeutet das: ✔ Kostenkontrolle: Die Investitionen in Hardware und IT müssen sich innerhalb der Preisobergrenzen amortisieren. ✔ Wettbewerb: Seit der Liberalisierung des Messstellenbetriebs können Kunden den Messstellenbetreiber frei wählen – Effizienz wird zum Wettbewerbsfaktor.

2.3 Datenschutz und Sicherheit (BSI TR-03109)

Smart Meter erfassen sensible Verbrauchsdaten. Daher gelten strenge Vorgaben:

• Ende-zu-Ende-Verschlüsselung: Alle Daten müssen verschlüsselt übertragen werden.
• Zertifizierung: Smart Meter Gateways müssen vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zertifiziert sein.
• Datenhoheit: Kunden müssen jederzeit Zugriff auf ihre Daten haben und entscheiden können, wer sie erhält.

Herausforderung: Die Einhaltung dieser Vorgaben erfordert hohe Investitionen in IT-Sicherheit und Compliance.

## 3. Wechselprozesse im Messwesen (WiM): Wie digitale Marktkommunikation den Rollout prägt

Der Smart-Meter-Rollout ist nicht nur eine technische, sondern auch eine prozessuale Herausforderung. Hier kommt das Wechselprozesse im Messwesen (WiM) ins Spiel – ein standardisiertes Verfahren für die Marktkommunikation zwischen Messstellenbetreibern, Netzbetreibern und Lieferanten.

3.1 Die Rolle von WiM im Messstellenbetrieb

WiM regelt: ✔ An- und Abmeldung von Messstellen (z. B. bei Umzug oder Lieferantenwechsel) ✔ Wechsel des Messstellenbetreibers (wettbewerbliche MSB) ✔ Datenübermittlung (z. B. Zählerstände, Stammdaten)

Praktischer Anwendungsfall: Ein Kunde wechselt seinen Stromlieferanten. Über WiM wird der neue Lieferant automatisch über den Zählerstand informiert, und der Messstellenbetreiber erhält die notwendigen Stammdaten für die Abrechnung.

3.2 EDIFACT-Nachrichten in WiM

Die Kommunikation erfolgt über standardisierte EDIFACT-Nachrichten, darunter:

• UTILMD (Stammdatenübermittlung)
• MSCONS (Zählerstandsübermittlung)
• ORDERS (Bestellungen für Zählereinbau)

Beispiel: Ein Netzbetreiber meldet über UTILMD die Installation eines neuen Smart Meters an den Lieferanten. Dieser bestätigt den Empfang und aktualisiert seine Systeme.

3.3 Herausforderungen in der Praxis

Trotz Standardisierung gibt es Hürden: ❌ Datenqualität: Falsche oder unvollständige Stammdaten führen zu Fehlern in der Abrechnung. ❌ Schnittstellenprobleme: Nicht alle Marktteilnehmer nutzen dieselben IT-Systeme – Inkompatibilitäten verzögern Prozesse. ❌ Fristen: WiM sieht enge Fristen vor (z. B. 3 Werktage für die Bestätigung eines Wechsels). Verzögerungen können zu Strafzahlungen führen.

Lösungsansatz:

• Automatisierung: Durch den Einsatz von Middleware-Lösungen (z. B. MaBiS-Hub) können Prozesse beschleunigt werden.
• Schulungen: Mitarbeiter müssen im Umgang mit WiM und EDIFACT geschult werden.
• Testumgebungen: Vor dem Live-Betrieb sollten Prozesse in einer Testumgebung geprüft werden.

## 4. Praktische Anwendungsfälle: Wie Energieversorger den Wandel meistern

4.1 Fallbeispiel 1: Netzbetreiber und der Rollout von Smart Metern

Problem: Ein regionaler Netzbetreiber muss bis 2032 90 % der Einspeiseleistung mit Smart Metern erfassen (§ 45 Abs. 1 d MsbG). Doch die Logistik ist komplex: Tausende Zähler müssen ausgetauscht, installiert und in die IT-Systeme integriert werden.

Lösung:

1. Rollout-Planung: Priorisierung nach Verbrauchskategorien (zuerst Gewerbe, dann Haushalte).
2. Kooperation mit Dienstleistern: Externe Installateure übernehmen den Einbau.
3. IT-Integration: Anbindung an das Meter Data Management (MDM) und das Head-End-System (HES).
4. Kundenkommunikation: Transparente Information über Vorteile und Datenschutz.

Ergebnis: Der Netzbetreiber hält die Fristen ein und nutzt die Daten für ein dynamisches Lastmanagement.

4.2 Fallbeispiel 2: Energieversorger und dynamische Tarife

Problem: Ein Stromlieferant möchte dynamische Tarife anbieten, um Kunden zu netzdienlichem Verhalten zu motivieren. Doch ohne Smart Meter ist eine viertelstundengenaue Abrechnung nicht möglich.

Lösung:

1. Smart-Meter-Ausstattung: Kunden mit hohem Verbrauch werden priorisiert.
2. Tarifgestaltung: Zeitvariable Netzentgelte (§ 14a EnWG) werden in die Abrechnung integriert.
3. Kundenportal: Verbraucher erhalten Echtzeit-Einblicke in ihren Stromverbrauch.

Ergebnis: Der Lieferant kann Flexibilitätsmärkte bedienen und Kunden durch günstigere Tarife binden.

## 5. Fazit: Der Messstellenbetrieb der Zukunft ist digital – und komplex

Der Wandel vom klassischen Zähler zum Smart Meter ist unaufhaltsam. Doch er bringt nicht nur technische, sondern auch regulatorische, prozessuale und wirtschaftliche Herausforderungen mit sich.

Die wichtigsten Takeaways für Energieversorger und Netzbetreiber: ✅ Pflichten kennen: Das MsbG und die BNetzA-Vorgaben definieren klare Fristen und Anforderungen. ✅ Prozesse digitalisieren: WiM und EDIFACT sind entscheidend für eine reibungslose Marktkommunikation. ✅ Kunden einbinden: Transparenz über Datenschutz und Vorteile von Smart Metern erhöht die Akzeptanz. ✅ IT-Infrastruktur modernisieren: Ohne ein leistungsfähiges MDM und HES ist der Rollout nicht machbar.

Die größte Hürde? Die Komplexität der Systeme – von der Zertifizierung der Smart Meter Gateways bis zur Integration in bestehende IT-Landschaften.

Die größte Chance? Smart Meter sind der Schlüssel zu einem flexibleren, effizienteren und klimaneutralen Energiesystem.

## 6. Ihre Fragen – unsere Antworten: Wie können wir Sie unterstützen?

Der Messstellenbetrieb wird digitaler, komplexer – und wettbewerbsintensiver. Doch Sie müssen diesen Wandel nicht allein meistern.

Wie gut ist Ihr Unternehmen auf den Smart-Meter-Rollout vorbereitet?

• Haben Sie bereits einen Rollout-Plan für die nächsten Jahre?
• Sind Ihre WiM-Prozesse automatisiert und fehlerfrei?
• Können Sie dynamische Tarife anbieten – oder fehlt noch die technische Grundlage?

Lassen Sie uns darüber sprechen! Unser Expertenteam unterstützt Sie bei: ✔ Regulatorischer Compliance (MsbG, BSI TR-03109, WiM) ✔ Prozessoptimierung (EDIFACT, MaBiS, GaBi) ✔ IT-Integration (MDM, HES, Schnittstellen) ✔ Kundenkommunikation (Akzeptanzsteigerung, Datenschutz)

Kontaktieren Sie uns für eine individuelle Beratung – und machen Sie den Messstellenbetrieb fit für die Zukunft!

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