Ein Smart Meter im Zählerschrank klingt nach modernem Strommarkt. Danach folgt für viele Kunden jedoch erst der Ärger, weil nutzbare Messwerte fehlen. Oft stockt die Marktkommunikation, und der Messstellenbetreiber liefert Daten nicht zeitnah weiter. Dynamische Stromtarife lassen sich dann nicht korrekt abrechnen. Konrad Schade, Chief Commercial Officer von Rabot Energy, sagt: „Einige unserer Kunden warten bis zu drei Monate, bis die Daten zur Verfügung stehen“ (heise: 26.01.26).
Ärger nach der Installation – wenn Messwerte festhängen
Ein dynamischer Tarif braucht Viertelstundenwerte und mindestens eine tägliche Übermittlung. Diese Funktion heißt Tarifanwendungsfall 7, kurz TAF 7. Die dafür nötigen Nachrichten laufen im Markt oft über die Marktkommunikation (Mako) nach Vorgaben der Bundesnetzagentur. Verzögert sich eine Meldung, fehlen dem Lieferanten Werte für die Abrechnung, und der Ärger landet beim Kunden.
Das liegt auch an den vielen Rollen im Strommarkt. Häufig baut der örtliche Netzbetreiber als grundzuständiger Messstellenbetreiber den Zähler ein und betreibt ihn. Daneben gibt es wettbewerbliche Messstellenbetreiber, die bundesweit installieren und Systeme betreiben. Anbieter wie Octopus oder Enpal übernehmen diese Rolle teils selbst. Die Daten wandern trotzdem erst zum Messstellenbetreiber, dann zum Netzbetreiber und zuletzt zum Stromanbieter.
Wenn Formate und Regeln die Automatik aushebeln
Nach dem Einbau muss der Zählerwechsel über die Marktkommunikation gemeldet werden. Die Systeme des Netzbetreibers sollen ihn automatisch übernehmen. In der Praxis scheitert das laut Schade an Details, die nicht standardisiert wirken. „Zum Beispiel akzeptieren manche Netzbetreiber einen Zählerwechsel nur dann, wenn in der Mako-Nachricht vermerkt ist, dass dieser um 0 Uhr stattgefunden habe.“ Ein Wechsel zu einer anderen Uhrzeit wird dann abgelehnt, oft ohne nachvollziehbare Begründung.
Schade beschreibt die Folge als Handarbeit: Man ruft Netzbetreiber an, sucht Zuständigkeiten und klärt Sonderregeln, die nirgends transparent dokumentiert sind. In manchen Fällen registriert der Netzbetreiber das Smart Meter zwar, leitet aber keine TAF-7-Daten weiter. Auch der Wechsel vom grundzuständigen Messstellenbetreiber zum wettbewerblichen Messstellenbetreiber kann an einer Ablehnung hängenbleiben. Stromanbieter müssen dann Ursachen ermitteln und der Ärger zieht sich durch die gesamte Kette.
Wenn der Betreiber sein eigenes Gerät nicht findet
Wie unerfreulich die Lage werden kann, zeigt ein Beispiel aus Hannover. Ein c’t-Redakteur beantragte Ende Oktober 2024 bei Enercity ein Smart Meter. Enercity baute es im Februar 2025 ein. Eine Woche später wollte der Kunde zu einem dynamischen Tarif von Naturstrom wechseln. Naturstrom meldete, am Anschlusspunkt sei kein Smart Meter registriert, und der Tarifwechsel scheiterte.
Enercity bat den Kunden anschließend, „ein Foto mit Serialnummer von dem Smartmeter-Gateway zu senden“. Der Netzbetreiber suchte also das Gerät, das er selbst montiert hatte. Enercity erklärte den Vorgang später mit einem Wechsel des „Gateway-Administrators“ sowie einer „Datenstörung in unserem Verwaltungs- und Abrechnungssystem“. Das Unternehmen sprach von einem Einzelfall und verwies auf „fortwährend“ laufende Prozessoptimierungen.
Keine Quoten, aber viele Fehlerquellen
Die Bundesnetzagentur äußerte sich auf Anfrage von c’t knapp. Reibungslose Abläufe setzten voraus, dass alle Marktpartner die Vorgaben korrekt umgesetzt haben und sie beherrschen, teilte eine Sprecherin mit. Häufige Ursachen oder Fehlerquoten könne man nicht nennen, weil Beschwerden nicht statistisch ausgewertet würden. Technische Störungen seien zusätzlich möglich, etwa Mobilfunkprobleme oder gescheiterte Updates.
Auch der BDEW nennt keine Quoten. Der Verband berichtet von Beschwerden aus verschiedenen Richtungen, weil Marktpartner nicht erreichbar seien oder nicht reagierten. Dazu kommt der Umbau vieler IT-Systeme wegen neuer Regeln zum Lieferantenwechsel binnen 24 Stunden. Der BDEW rechnet mit Verbesserungen, erwartet aber weitere Herausforderungen durch neue Anforderungen wie die Steuerung über intelligente Messsysteme, was den Ärger bei Störungen verlängern kann.
Cloud statt Mako – der direkte Weg liegt bereit
Rabot Energy und andere Anbieter aus der „Smart-Meter-Initiative“ sehen einen direkten Ausweg. Netzbetreiber und Lieferanten könnten Verbrauchsdaten über Cloud-Schnittstellen der wettbewerblichen Messstellenbetreiber abrufen. Schade sagt: „Alle wettbewerblichen Messstellenbetreiber haben die Daten in der Cloud. Die Schleife über die Mako wäre gar nicht nötig“. Das würde Wartezeiten reduzieren und Fehler schneller sichtbar machen.
Schade hofft außerdem auf eine Weiterentwicklung der Marktkommunikation durch die Bundesnetzagentur. Mehr Transparenz bei Ablehnungen würde den Abstimmungsaufwand senken. Klarere Standards würden Prozesse stabilisieren. Dann wäre das Smart Meter nicht länger ein Auslöser für Verzögerungen, sondern endlich ein Werkzeug für faire Tarife.
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