Meilenstein: MITNETZ STROM installiert 100.000-tes intelligentes Messsystem

Der Verteilnetzbetreiber treibt den Smart-Meter-Rollout voran und belegt im bundesweiten Vergleich einen Spitzenplatz. Jetzt wurde ein bedeutender Meilenstein für die Digitalisierung der Energiewende in Mitteldeutschland erreicht: Im Juni 2026 hat MITNETZ STROM in Bad Dürrenberg das 100.000-te intelligente Messsystem (iMSys) installiert. Was im Jahr 2020 begann, hat sich zu einem hochgefahrenen, routinierten Rollout-Prozess mit rund 20.000 verbauten Geräten pro Jahr entwickelt.

Was ist eigentlich ein Intelligentes Messsystem?

Ein intelligentes Messsystem, auch als Smart Meter bekannt, ist eine wichtige digitale Grundlage für die Energiewende. Es besteht aus einem digitalen Stromzähler und dem Smart-Meter-Gateway, einer Kommunikationseinheit. Damit können Haushalte und Unternehmen ihren Stromverbrauch oder auch die Einspeisung ihres selbst erzeugten Stroms etwa aus Photovoltaik überwachen und managen. Auch ermöglichen Smart Meter, dass Erneuerbare-Energien-Anlagen und steuerbare Verbraucher wie Elektroautos oder Wärmepumpen effizient in das Stromnetz integriert werden. Das Smart Metering erhöht die Sichtbarkeit relevanter Akteure im Verteilnetz und verbessert so die Steuerungsmöglichkeiten für den Netzbetreiber, was die Versorgungssicherheit für alle Stromkunden stärkt. Endkunden profitieren zudem, da sie ihre Erzeugungsleistung direkt vermarkten oder durch dynamische Stromtarife ihre Kosten senken können, indem sie in Zeiten niedriger Börsenstrompreise Großverbraucher flexibel steuern.

Spitzenplatz im bundesweiten Vergleich

Mit dem Erreichen dieser sechsstelligen Marke untermauert das Unternehmen seine Rolle als einer der führenden Messstellenbetreiber in Deutschland. Innerhalb der E.ON-Gruppe wurden bereits über eine Million dieser Geräte installiert. Auch im direkten Vergleich mit der Branche liegt der mitteldeutsche Netzbetreiber signifikant über dem Bundesdurchschnitt: Während die Ausstattungsquote bei den gesetzlichen Pflichteinbaufällen deutschlandweit im vierten Quartal 2025 bei 23,3 Prozent lag, erreichte MITNETZ STROM im selben Zeitraum bereits 31,1 Prozent. Unter Berücksichtigung der optionalen Einbaufälle liegt die Quote sogar bei 46,6 Prozent. Damit belegt das Unternehmen Platz drei unter den größten deutschen Verteilnetzbetreibern.

Die gesetzlichen Vorgaben für die erste Etappe wurden damit erfolgreich gemeistert. „Bis Ende 2025 beziehungsweise Anfang 2026 galt eine gesetzliche Mindestquote von 20 Prozent für den Pflichteinbau, die wir als Unternehmen deutlich übertreffen konnten“, berichtet Christian Knitschke  Meister Dispatching  Mess-/Zähldienste bei MITNETZ STROM. Das nächste Ziel ist durch den Gesetzgeber bereits definiert: Bis zum Jahr 2030 müssen die vorgegebenen Rollout-Quoten vollständig erfüllt sein.

Herausforderungen bei der Montage

Hinter den Zahlen steht eine immense logistische und handwerkliche Leistung, die den Monteuren vor Ort eine umfassende Umstellung abverlangte. Da es sich bei den intelligenten Messsystemen – umgangssprachlich oft deckungsgleich als „Smart Meter“ bezeichnet – um eine neue Technologie handelt, galt es, die Prozesse in den vergangenen Jahren kontinuierlich anzupassen. „Wir mussten uns mit einer komplett neuen Technologie vertraut machen. Inzwischen haben wir aus Fehlern gelernt und unsere Montageprozesse verfeinert“, beschreibt Monteur Maximilian Stepan die tägliche Praxis und die technologischen Hürden.

„Am besten klappt der Einbau natürlich in neuen Häusern mit modernen Zählerschränken“, erklärt er. In älteren Immobilien könne es dagegen zu Problemen kommen – etwa, wenn der Zählerschrank tief im Keller sitzt. „Ein Smart Meter nutzt aus Gründen der Datensicherheit das Mobilfunk-Netz mit einer speziell abgesicherten Datenkommunikation über die SIM-Karte. Wenn sich der Zähler dann zwischen dicken Kellermauern befindet, ist das System manchmal schwer erreichbar. Aber auch dafür finden wir inzwischen gute Lösungen“, berichtet er.

Wer bekommt ein intelligentes Messsystem?

Der Gesetzgeber regelt genau, für wen der Einbau eines solchen Systems verpflichtend ist, wobei die Grenzen nach dem Stromverbrauch sowie nach der installierten Leistung von Erzeugungsanlagen gestaffelt sind. Für Haushalte und Gewerbe gilt der Pflichteinbau bei einem jährlichen Stromverbrauch zwischen 6.000 und 100.000 Kilowattstunden (kWh). Bei einem Verbrauch unterhalb dieser Grenze von 6.000 kWh wird standardmäßig lediglich eine moderne Messeinrichtung, also ein digitaler Zähler ohne Datenübertragungsfunktion, verbaut.

Bei Erzeugungsanlagen wie Photovoltaikanlagen besteht die gesetzliche Einbaupflicht ab einer installierten Leistung von mehr als 7 kW bis 100 kW. Diese Staffelung sieht zudem jährliche Preisobergrenzen für den Messstellenbetrieb vor. Liegt die Leistung über 7 kW bis 15 kW, beträgt die Obergrenze maximal 50 Euro pro Jahr. Bei einer Leistung über 15 kW bis 25 kW sind es höchstens 110 Euro und bei Anlagen über 25 kW ist die Gebühr auf maximal 140 Euro pro Jahr gedeckelt.

Vorteile für Netzsicherheit und Verbraucher

„Das Smart Metering dient primär dazu, die Sichtbarkeit innerhalb des Verteilnetzes zu erhöhen. Je mehr Daten vorliegen, desto präziser kann der Netzbetreiber die Netze steuern, was die allgemeine Versorgungssicherheit inmitten der Energiewende stärkt“, erläutert Knitschke. Doch neben den Energie-Unternehmen ergeben sich auch für die Endkunden handfeste Vorteile.

So können Anlagenbetreiber ihre Erzeugungsleistung direkt vermarkten und damit Geld verdienen. Hier greift jedoch das sogenannte Solarspitzengesetz (60-Prozent-Regel), nach dem neu in Betrieb genommene PV-Anlagen bis 100 kW ihre Einspeiseleistung auf 60 Prozent der installierten Nennleistung begrenzen müssen. Verbraucher wiederum können durch die digitalen Zähler Flexibilitäten nutzen und ihre Stromkosten über dynamische Tarife senken, die sich an den stündlich schwankenden Börsenstrompreisen orientieren. Wer Großverbraucher wie Elektroautos oder Wärmepumpen gezielt in Zeiten niedriger oder negativer Strompreise steuert, entlastet gleichzeitig das Stromnetz. „Beide Varianten nehmen gerade an Fahrt auf“, berichtet der Experte.

Ablauf und Kosten des Tauschs

Der Austausch der Zähler erfolgt entweder nach einem strukturierten Turnusplan des Netzbetreibers oder ereignisgetrieben – beispielsweise beim Neubau einer Solaranlage. Drei Monate vor dem geplanten Wechsel erhalten Kunden ein Informationsschreiben, gefolgt von der konkreten Terminvereinbarung. Der physische Wechsel ist für den Kunden kostenfrei, sofern der vorhandene Zählerschrank die technischen Voraussetzungen erfüllt. „Die laufenden jährlichen Kosten für den Betrieb, die Wartung und den Einbau sind gesetzlich gedeckelt und hängen vom Stromverbrauch sowie dem Vorhandensein von Erzeugungsanlagen ab“, informiert Knitschke.

Für die meisten Haushalte liegen sie bei 30 bis 50 Euro pro Jahr. Im Detail beträgt die gesetzliche Preisobergrenze (inklusive Mehrwertsteuer) für Haushalte bis zu einem Jahresverbrauch von 6.000 kWh maximal 30 Euro pro Jahr. Bei einem Verbrauch zwischen 6.000 und 10.000 kWh sind es höchstens 40 Euro, und bei einem Jahresverbrauch von 10.000 bis 20.000 kWh liegt der Deckel bei maximal 50 Euro jährlich. Wer eine Photovoltaikanlage bis zu einer Leistung von 15 kW oder eine Wärmepumpe betreibt, zahlt ebenfalls eine Preisobergrenze von maximal 50 Euro pro Jahr. In all diesen festgelegten Entgelten ist die kontinuierliche Wartung der Geräte bereits enthalten.