Stadtwerke Bernau erreicht die 20-Prozent-Hürde: Was kleine Netzbetreiber aus dem Smart-Meter-Rollout lernen können
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Die Bundesnetzagentur hat Ende 2025 bestätigt: Die gesetzliche Smart-Meter-Pflichtquote von 20 Prozent ist bundesweit erreicht. Bei exakt 20,2 Prozent steht die Gesamtzahl – doch gegen 77 Netzbetreiber hat die BNetzA Verfahren wegen fehlenden Rollout-Fortschritts eingeleitet. Wer zu den kleinen Netzbetreibern mit unter 30.000 Zählerpunkten gehört, liegt im Schnitt bei nur 8,2 Prozent. Die Stadtwerke Bernau zeigen, wie der Hybrid-Weg aus externem Start und interner Skalierung funktioniert.
Das Wichtigste in Kürze
- Pflichtquote erreicht: Mit 20,2 Prozent hat Deutschland die gesetzliche 20-Prozent-Schwelle für intelligente Messsysteme zum Jahresende 2025 knapp erfüllt. 23,3 Prozent der Pflicht-Haushalte sind bereits ausgestattet (BNetzA Quartalserhebung).
- Große gegen kleine Netzbetreiber: Netzbetreiber mit über 500.000 Zählerpunkten erreichen im Schnitt 25 Prozent. Betreiber mit weniger als 30.000 Zählerpunkten liegen bei 8,2 Prozent – ein struktureller Rückstand.
- 77 Verfahren offen: Die BNetzA hat gegen 77 Netzbetreiber Verfahren eingeleitet, die ihren Rollout noch nicht begonnen haben. Zwangsgelder stehen im Raum, darunter gegen Stadtwerke in Potsdam, Ludwigshafen, Duisburg und Nürnberg.
- Bernau als Positivbeispiel: Die Stadtwerke Bernau haben rund 300 intelligente Messsysteme zur Pflicht-Erfüllung installiert und schalten für 2026 auf interne Skalierung um. Jürgen Weber wurde als Zählermonteur eigens eingestellt.
- EnWG-Novelle 2026: Die Anpassung des Messstellenbetriebsgesetzes im Rahmen der EnWG-Novelle bringt 2026 neue regulatorische Anforderungen an Messstellenbetreiber – mit erhöhten Anforderungen an IT-Integration und Datenprozesse.
Die BNetzA-Bilanz Ende 2025: 20,2 Prozent und 77 Verfahren
Das Messstellenbetriebsgesetz gibt einen klaren Fahrplan vor: Bis Ende 2025 müssen 20 Prozent der Pflichteinbau-Fälle mit intelligenten Messsystemen ausgestattet sein. Die Bundesnetzagentur hat im Februar 2026 ihre Bilanz veröffentlicht – sie liest sich zweideutig: Die Quote von 20,2 Prozent wurde erreicht, damit ist das erste gesetzliche Etappenziel formal erfüllt. Doch die aggregierte Zahl verbirgt eine strukturelle Schieflage zwischen großen und kleinen Netzbetreibern, die sich in den kommenden Jahren weiter verschärfen wird.
Netzbetreiber mit mehr als 500.000 Zählerpunkten liegen im Schnitt bei rund 25 Prozent – sie haben die Pflichtquote deutlich übertroffen und arbeiten bereits an der nächsten Stufe. Die mittleren Betreiber sind nahe an der 20-Prozent-Marke. Die kleinen Betreiber mit weniger als 30.000 Zählerpunkten (bundesweit über 600), erreichen im Durchschnitt nur 8,2 Prozent. Die Spreizung ist damit so groß wie noch nie seit Beginn des Rollouts.
Die Bundesnetzagentur hat konsequent reagiert und gegen 77 Netzbetreiber Verfahren eingeleitet, bei denen laut Erhebung noch kein nennenswerter Rollout stattgefunden hat. Namentlich genannt wurden unter anderem die Netzgesellschaft Potsdam GmbH mit 9,8 Prozent, die TWL Netze GmbH in Ludwigshafen mit 11,2 Prozent, die Netze Duisburg GmbH mit 11,4 Prozent und die Nürnberger N-ERGIE Netz GmbH mit 13,1 Prozent. Zwangsgeld-Androhungen sind bereits versendet. Für die betroffenen Stadtwerke bedeutet das: 2026 wird kein Planungsjahr mehr, sondern ein Vollzugs-Sprint.
Stadtwerke Bernau: Wie die Pflichtquote erreicht wurde
Bernau liegt am nördlichen Rand des Berliner Speckgürtels, die Stadtwerke versorgen rund 40.000 Einwohner mit Strom, Gas, Wasser und Wärme. In die Statistik der BNetzA fallen sie als kleiner Netzbetreiber. Dennoch haben die Stadtwerke die Pflichtquote zum Jahresende 2025 erreicht – durch einen klaren zweistufigen Ansatz, der für andere kleine Betreiber als Blaupause taugt.
In der ersten Phase 2024 bis 2025 setzte Bernau auf einen externen Dienstleister für die Installation. Rund 300 intelligente Messsysteme wurden so innerhalb der gesetzlichen Frist eingebaut. Der externe Weg war notwendig, weil die Kapazität im eigenen Haus nicht ausgereicht hätte, um die Quote pünktlich zu liefern. Für die Sollbruchstelle zwischen Planbarkeit und Tempo war die Entscheidung für den Service-Partner die richtige – auch wenn sie höhere Stückkosten bedeutete als eine rein interne Abwicklung.
Für 2026 hat das Stadtwerk die Strategie umgestellt. Mit der Einstellung von Jürgen Weber als fest angestelltem Zählermonteur übernimmt Bernau die Installation künftig komplett in Eigenregie. Geplant sind 500 weitere Messsysteme im laufenden Jahr. Die Gründe für den Wechsel: höhere Flexibilität in der Terminplanung, geringere Abhängigkeit von externen Kapazitäten und schlankere Prozesse durch enge Verzahnung mit dem eigenen Kundenservice. Die Investition in die Inhouse-Stelle amortisiert sich laut Berechnung der Stadtwerke bereits im ersten Jahr über eingesparte Dienstleister-Margen.
Fabian Schultz, Leiter des Markt- und Servicebereichs der Stadtwerke Bernau, fasste die Lage in einer Mitteilung vom März 2026 zusammen: Der Smart-Meter-Rollout sei ein herausforderndes Projekt für zahlreiche Messstellenbetreiber. Die Formulierung ist defensiv, aber ehrlich – sie beschreibt die Realität von Hunderten kleiner Stadtwerke, die alle dieselbe Pflicht stemmen müssen, ohne die Ressourcen eines Hyperscalers zu haben.
Warum kleine Netzbetreiber hinten liegen
Die Diskrepanz zwischen 25 Prozent bei den großen und 8,2 Prozent bei den kleinen Netzbetreibern hat nichts mit Unwillen zu tun, sondern mit Strukturunterschieden, die sich nicht einfach wegverhandeln lassen. Drei Faktoren spielen zusammen.
| Kriterium | Große Netzbetreiber (>500k) | Kleine Netzbetreiber (<30k) |
|---|---|---|
| Durchschnittliche Rollout-Quote Ende 2025 | 25 % | 8,2 % |
| Typische Montage-Organisation | Eigene Monteur-Teams plus Subunternehmer | Externe Dienstleister, teilweise 1-2 interne Kräfte |
| IT-Integrationstiefe | SAP IS-U oder Schleupen CS.MW, eigene BSI-TR-Zertifizierung | Dienstleister-gestützt, Standard-Module |
| Durchschnittliche Stückkosten pro Einbau | 120 bis 150 Euro (Skaleneffekt) | 180 bis 240 Euro (Service-Margen) |
| Skalierbarkeit bei plötzlichem Auftragsdruck | Hoch (mehrere Teams parallelisierbar) | Niedrig (wenige Monteure oder externe Warteschlangen) |
Quellen: BNetzA Quartalserhebungen, BDEW Infotag Smart Meter Rollout 2026, Stadt-und-Werk Branchenauswertung
Der erste Faktor ist schlicht Mathematik: Ein Betreiber mit 20.000 Zählerpunkten muss für die 20-Prozent-Quote rund 4.000 Geräte einbauen. Ein externes Team schafft 30 bis 60 Installationen pro Woche. Das sind 70 bis 130 Wochen reine Feldarbeit, also zwei bis drei Jahre. Wer zu spät gestartet hat, kann das nicht mehr aufholen, ohne externe Kapazität zu kaufen – und die ist 2026 zur Mangelware geworden, weil alle kleinen Betreiber dieselben Dienstleister suchen.
Der zweite Faktor ist die IT-Integration. Intelligente Messsysteme müssen an ein Gateway angebunden werden, das BSI-zertifiziert sein muss. Die Datenweitergabe an Messstellenbetreiber, Lieferanten, Netzbetreiber und Verteilnetzbetreiber läuft über standardisierte Schnittstellen, die in der EDI@Energy-Spezifikation geregelt sind. Kleine Stadtwerke haben selten ein eigenes Team für diese Integration und kaufen deshalb entweder Komplett-Pakete ein oder greifen auf Branchensoftware wie Schleupen CS.MW oder Kisters BelVis zurück. Beides funktioniert, kostet aber Lizenzgebühren und Integrationsaufwand.
Quelle: Bundesnetzagentur Quartalserhebung iMSys, Februar 2026
Der dritte Faktor ist die Kundenkommunikation. Ein intelligenter Zähler wird in eine Wohnung oder ein Haus eingebaut, der Kunde muss Termine akzeptieren, Zutritt gewähren und die neue Technik verstehen. Große Netzbetreiber haben Callcenter, Online-Terminbuchung und automatisierte Erinnerungs-Routinen. Kleine Stadtwerke kommunizieren oft noch per Brief und telefonischer Rückfrage. Das kostet Termine, Nachläufer und Zeit pro Einbau. In Summe erklärt das den Quotenunterschied besser als jede Tool-Debatte.
Der Hybrid-Weg: Extern starten, In-House skalieren
Bernau zeigt ein Modell, das für viele kleine Stadtwerke realistisch ist: Start mit externen Dienstleistern, um die Pflichtquote überhaupt zu erreichen, danach schrittweiser Aufbau eigener Kapazitäten für die nächste Ausbaustufe. Der Vorteil liegt auf der Hand – der Einstieg bleibt finanziell planbar, das Risiko eines verspäteten Quotenziels wird durch den Service-Partner abgefedert. Sobald die interne Kompetenz aufgebaut ist, fallen die Stückkosten deutlich.
Operativ bedeutet der Wechsel aber mehr als eine neue Stelle im Organigramm. Der interne Monteur braucht Schulung für die BSI-zertifizierten Gateways, Zugang zum Rollout-Management-System des Stadtwerks, eine Schnittstelle zum Billing- und Marktkommunikations-System sowie eine saubere Dokumentation für jede Installation – rechtssicher archiviert, weil das BSI im Prüfungsfall Belege verlangt. Bernau hat diesen Aufwand parallel zum Monteur-Aufbau einkalkuliert. Die IT-Integration wurde mit dem bestehenden Messstellenbetreiber-Dienstleister abgestimmt.
Für die Kundenkommunikation plant Bernau ab dem zweiten Quartal 2026 einen freiwilligen Einbau für Haushalte mit einem Jahresverbrauch ab 3.000 Kilowattstunden. Die Installation kostet einmalig 100 Euro und läuft über einen einfachen Antrag auf der Stadtwerke-Webseite. Das bringt zwei Effekte gleichzeitig: zusätzliche Rollout-Volumen für die nächste BNetzA-Quote und eine engere Kundenbindung durch eine sichtbare Digitalisierungs-Initiative. Das Modell ist keine Erfindung Bernaus, aber die saubere Umsetzung im kleinen Netzbetreiber-Segment ist selten.
2026: Was die EnWG-Novelle für Stadtwerke ändert
Parallel zur laufenden Umsetzung des Rollouts bereitet der Gesetzgeber eine Anpassung des Messstellenbetriebsgesetzes im Rahmen der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes vor. Die Details werden im BDEW-Infotag Smart Meter Rollout 2026 diskutiert. Die Kernrichtung ist klar: höhere Anforderungen an Marktkommunikation, neue Vorgaben zur Datenübermittlung für Redispatch-2.0-Prozesse sowie eine konsequentere Umsetzung der dynamischen Tarifmodelle nach Paragraph 41a EnWG.
Für kleine Stadtwerke heißt das konkret, dass der einmalige Einbau der Smart Meter nicht das Ende der Pflichten ist. Die neuen Datenformate müssen in der hauseigenen Billing-Software unterstützt werden, Marktpartner-Kommunikation muss auf die aktualisierten EDI@Energy-Spezifikationen umgestellt werden. Die IT muss Schnittstellen zum Bilanzkreisverantwortlichen in Echtzeit bedienen können. Das ist weniger eine Rollout-Frage als eine Architekturfrage – und sie trifft Stadtwerke umso härter, je kleiner und weniger IT-integriert sie sind.
Sechs Lehren für andere Stadtwerke
Aus dem Bernau-Fall und dem Vergleich mit den 77 BNetzA-Verfahrensbetreibern lassen sich sechs konkrete Handlungsempfehlungen für kleine Stadtwerke ableiten, die ihren Rollout 2026 und 2027 weiter vorantreiben müssen:
- Zweistufig denken, nicht entweder-oder. Der schnellste Weg zur Quote führt über externe Dienstleister, der nachhaltigste über interne Kapazität. Wer die beiden Modi als sequenziell begreift, statt sich für eines zu entscheiden, spart Geld und gewinnt Planungssicherheit.
- IT-Integration früh mitdenken. Ein Smart Meter ohne saubere Anbindung an Billing, Marktkommunikation und Netzbetriebsystem produziert nur Rollout-Statistiken, aber keinen operativen Nutzen. Die IT-Integration gehört an den Anfang der Planung, nicht an den Schluss.
- Dienstleister-Margen realistisch kalkulieren. Die externen Installations-Partner berechnen heute 60 bis 100 Euro mehr pro Einbau als eine interne Lösung. Bei mehreren tausend Einheiten ist das ein substanzieller Kostenblock, der in der ersten Kalkulation oft unterschätzt wird.
- Kundenkommunikation automatisieren. Jeder verpasste Termin, jede unklare Anmeldung und jede telefonische Rückfrage kostet Stunden. Stadtwerke, die ihre Terminbuchung und Erinnerungen nicht digital abbilden, verlieren 20 bis 30 Prozent ihrer möglichen Einbau-Geschwindigkeit.
- BNetzA-Berichtspflichten ernst nehmen. Die Quartalserhebungen sind mehr als eine Pflichtübung. Sie sind die Grundlage, auf der Zwangsgelder verhängt werden. Wer sauber berichtet und Fortschritte dokumentiert, reduziert das Sanktionsrisiko erheblich.
- Freiwillige Ausbaustufe als Hebel nutzen. Das Modell Bernau mit freiwilligem Einbau ab 3.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch ist auf jeden anderen Stadtwerk übertragbar. Es generiert zusätzliche Volumen, entlastet die Pflichtquote der nächsten Jahre und zahlt auf die Kundenbindung ein.
Fazit
Der Smart-Meter-Rollout ist für kleine Stadtwerke keine technische Übung, sondern eine organisatorische Prüfung. Die Technik ist standardisiert, die Gateways sind zertifiziert, die Installationsprozesse sind eingespielt. Was unterscheidet, ist die Fähigkeit, Ressourcen zu planen, Dienstleister rechtzeitig zu binden und die IT-Integration parallel zum Feldgeschäft mitzudenken. Stadtwerke Bernau hat gezeigt, dass der Weg auch bei 300 Geräten in der ersten Phase funktioniert – wenn die zweite Phase von Anfang an mitgeplant ist.
Für die 77 Netzbetreiber, die jetzt im BNetzA-Verfahren stehen, ist die Handlungsoption überschaubar. Sie müssen innerhalb der nächsten Monate einen belastbaren Rollout-Plan vorlegen, der glaubwürdig macht, dass die Quotenlücke bis Ende 2026 aufgeholt wird. Wer das schafft, umgeht das Zwangsgeld. Wer es nicht schafft, zahlt nicht nur Geld, sondern verliert auch Vertrauen bei Kunden und Regulierern. Der Fahrplan für 2026 und 2027 lässt für beides keinen Spielraum.
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Häufige Fragen
Welche Zählerpunkte fallen unter den Pflichtrollout?
Die Pflicht zum Einbau intelligenter Messsysteme betrifft Verbraucher mit einem Jahresverbrauch über 6.000 Kilowattstunden sowie steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen und Wärmepumpen nach Paragraph 14a EnWG. Auch Erzeugungsanlagen ab 7 Kilowatt installierter Leistung fallen darunter. Die 20-Prozent-Quote der BNetzA bezieht sich auf diese Pflichtfälle, nicht auf die gesamte Kundenbasis eines Netzbetreibers.
Wie hoch sind die Zwangsgelder, die die Bundesnetzagentur verhängen kann?
Zwangsgelder im Rahmen des Messstellenbetriebsgesetzes können je nach Verfahrensstand und Verstoß-Dauer mehrere Zehntausend bis Hunderttausend Euro erreichen. Die BNetzA kann Zwangsgelder mehrfach verhängen, wenn ein Netzbetreiber die Pflichten weiter nicht erfüllt. Praktisch wichtiger als die absolute Höhe ist die Reputationsfolge – ein öffentliches Verfahren schadet dem Ansehen gegenüber Kunden und kommunalen Eigentümern deutlich.
Was bedeutet der freiwillige Einbau ab 3.000 Kilowattstunden genau?
Kunden mit einem Jahresverbrauch unter 6.000 Kilowattstunden können den freiwilligen Einbau eines intelligenten Messsystems beantragen, wenn der Messstellenbetreiber das Angebot macht. Stadtwerke Bernau setzt die Schwelle auf 3.000 Kilowattstunden und berechnet eine einmalige Installationsgebühr von 100 Euro. Für den Kunden bedeutet das Zugriff auf detaillierte Verbrauchsdaten, Vorbereitung auf dynamische Stromtarife und bessere Transparenz über die eigene Last. Für das Stadtwerk zählen die Installationen auf die zukünftigen Quoten ein.
Welche Software wird für den Smart-Meter-Rollout typischerweise eingesetzt?
Die verbreitetsten Lösungen im DACH-Markt sind Schleupen CS.MW, Kisters BelVis, Wilken Neutrasoft und SAP IS-U für größere Stadtwerke. Dazu kommen spezialisierte Gateway-Lösungen wie Power Plus Communications, Theben Conexa oder PPC SMGW. Die Auswahl hängt weniger von der Zähler-Hardware ab als von der Integration in die bestehende Billing- und Marktkommunikations-Landschaft. Ein Wechsel der Branchensoftware parallel zum Rollout ist riskant und sollte vermieden werden.
Wie passt die EnWG-Novelle 2026 in die laufende Rollout-Strategie?
Die Novelle bringt vor allem Anpassungen an den Messstellenbetreiber-Pflichten, an der Marktkommunikation für dynamische Tarife und an den Datenaustauschformaten für Redispatch-2.0-Prozesse. Sie ersetzt nicht die bestehenden Pflichtquoten, sondern ergänzt sie um zusätzliche operative Anforderungen. Stadtwerke, die ihren Rollout gerade erst starten, sollten die kommenden Anforderungen beim Aufsetzen der IT-Architektur mitdenken und nicht erst im zweiten Schritt nachrüsten.
Lohnt sich der Aufbau eigener Installationsteams erst ab einer bestimmten Größe?
Eine feste interne Monteurstelle amortisiert sich typischerweise ab rund 300 bis 500 Installationen pro Jahr, bei denen die externe Dienstleister-Marge als Einsparung geltend gemacht werden kann. Darunter rechnet sich der Aufbau selten, weil Leerlaufzeiten und Schulungskosten die Marge auffressen. Bernau hat diese Schwelle mit seinen rund 500 geplanten Einbauten im Jahr 2026 exakt erreicht. Kleinere Stadtwerke sollten den Hybrid-Weg beibehalten oder mit Nachbarn gemeinsame Monteur-Pools aufbauen.
Quelle Titelbild: Pexels / Robert So
