Energieverdichter

Smart Meter Rollout Deutschland: Warum 2026 zum Schlüsseljahr wird

Philipp Dempke — Thu, 02 Apr 2026 10:06:53 +0000

Der Smart Meter Rollout war lange ein Thema für Fachkreise. 2026 rückt er in den Mittelpunkt, weil mehrere Entwicklungen gleichzeitig in die Praxis drücken. Dynamische Tarife sind Pflicht, Energy Sharing startet im Sommer 2026, steuerbare Verbrauchseinrichtungen werden relevanter. All das braucht Messdaten, die zeitlich sauber aufgelöst, sicher übertragen und korrekt abgerechnet werden können. Genau hier entscheidet sich, ob neue Modelle skalieren oder in Pilotprojekten stecken bleiben.

Die Bundesnetzagentur hat Ende März 2026 77 Aufsichtsverfahren gegen Unternehmen eingeleitet, die die gesetzlich festgelegte 20 Prozent Quote beim Rollout intelligenter Messsysteme verfehlt haben. Das ist mehr als ein Signal. Es ist ein Hinweis, dass der Rollout künftig stärker über Aufsicht und Nachsteuerung beschleunigt wird.

Was gerade passiert und warum die 20 Prozent Quote so wichtig ist

Die 20 Prozent Quote bezieht sich nicht auf alle Haushalte. Sie bezieht sich auf definierte Pflichtfälle im Messstellenbetriebsgesetz. Die Bundesnetzagentur erläutert, dass es dabei insbesondere um verpflichtende Einbaufälle von Letztverbrauchern mit einem Jahresverbrauch zwischen 6.000 und 100.000 kWh sowie um steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG geht.

Dass ausgerechnet hier der Druck steigt, ist logisch. In diesen Segmenten liegen die größten Hebel für Flexibilität, Laststeuerung und dynamische Abrechnung. Wenn die Messinfrastruktur dort nicht zuverlässig steht, bleiben viele politische und marktliche Ziele Theorie.

Rolloutstand: Moderne Messeinrichtung ist häufig da, intelligentes Messsystem deutlich seltener

In der öffentlichen Wahrnehmung verschwimmen die Begriffe. In der Praxis gibt es zwei zentrale Kategorien.

Die moderne Messeinrichtung ist der digitale Zähler. Er zeigt Verbrauchswerte an, ist aber in der Regel noch kein System, das Messwerte sicher kommuniziert.

Das intelligente Messsystem verbindet den digitalen Zähler mit einem Smart Meter Gateway. Erst damit wird eine sichere Datenübertragung möglich, die für dynamische Tarife, zeitvariable Abrechnung und perspektivisch für Steuerung im System relevant ist.

Die Bundesnetzagentur macht in ihrem Monitoring genau diese Trennung sichtbar. Moderne Messeinrichtungen sind bereits sehr breit verbaut. Intelligente Messsysteme liegen deutlich darunter.

Für Stadtwerke und Lieferanten ist diese Differenz entscheidend. Ein dynamischer Tarif lässt sich rechtlich anbieten. Er lässt sich operativ nur dann in die Fläche bringen, wenn genügend Kunden ein intelligentes Messsystem haben oder der Einbauprozess stabil verfügbar ist.

Dynamische Tarife sind Pflicht, die Praxis hängt an Messdaten

Seit 1. Januar 2025 müssen Lieferanten dynamische Tarife anbieten. Diese Pflicht ist kein nice to have. Sie ist gesetzlich verankert. In der Praxis gilt: dynamische Preise brauchen Messwerte in passenden Zeitintervallen und eine Abrechnung, die diese Zeitintervalle abbilden kann. Ohne intelligentes Messsystem wird es in vielen Fällen schwer, das sauber und automatisiert zu betreiben.

Für die Umsorgerbranche ergibt sich daraus ein konkreter Effekt. Dynamikprodukte werden nicht nur über Marketing entschieden, sondern über Messsystemabdeckung, Prozessreife und Datenqualität.

Energy Sharing ab Juni 2026: Ohne Messkonzept bleibt es ein Konzept

Energy Sharing wird ab dem 1. Juni 2026 im deutschen Rechtsrahmen relevant. Der Kern ist die Zuordnung lokal erzeugter Strommengen zu einer Gruppe, obwohl der Strom über das öffentliche Netz läuft. Damit das belastbar funktioniert, braucht es zeitlich passende Messwerte und eine klare Zuordnungslogik. Der Smart Meter Rollout wird damit zur technischen Grundlage für viele Energy Sharing Modelle, besonders wenn sie über einzelne Gebäude hinausgehen.

Kosten: Preisobergrenzen sind klar geregelt, das nimmt Druck aus der Debatte

Ein häufiger Bremsfaktor ist die Sorge vor unkalkulierbaren Kosten. Für moderne Messeinrichtungen nennt die Bundesnetzagentur eine Preisobergrenze von maximal 25 Euro pro Jahr für Einbau und Betrieb.

Für intelligente Messsysteme gelten je nach Fall gestaffelte Preisobergrenzen. Die Bundesnetzagentur stellt diese in ihrer Kostentabelle dar.

Zusätzlich hat das BMWK kommuniziert, dass Betreiber einer PV Anlage bis 15 kW installierter Leistung oder einer Wärmepumpe maximal 50 Euro pro Jahr zu tragen haben.

Für die Praxis ist das wichtig. Kommunikation wird einfacher, wenn Kosten nicht vage bleiben. Es ist ein klarer Rahmen, der sich in Beratung, Kundenservice und Tarifkommunikation nutzen lässt.

Was Stadtwerke, Energieanbieter und Lieferanten jetzt konkret vorbereiten sollten

Ein schneller Rollout ist kein reines Montageprojekt. Er ist eine Prozesskette. Terminierung, Einbau, Inbetriebnahme, Stammdatenqualität, Datenfluss, Tarifzuordnung, Abrechnung. Wenn an einer Stelle Fehler entstehen, landet es als Supportaufwand und Korrekturprozess auf dem Tisch.

Für die Umsorgerbranche lohnt es sich, das Thema wie eine Produktplattform zu behandeln. Messsystemabdeckung entscheidet, welche Tarife, welche Flexibilitätsangebote und welche Community Modelle realistisch sind. Wer hier früh sauber segmentiert, kann dynamische Tarife und Energy Sharing Produkte so ausrollen, dass die operative Last beherrschbar bleibt.

Warum 2026 das Schlüsseljahr ist

2026 bündelt mehrere Stränge. Aufsichtsdruck steigt, weil Quoten verfehlt wurden.
Dynamische Tarife sind in der Pflicht und müssen operativ funktionieren.
Energy Sharing startet und braucht Messdaten in der Praxis.
Gleichzeitig wächst die Relevanz steuerbarer Verbraucher.

Der Smart Meter Rollout ist damit nicht mehr ein technisches Nebenthema. Er wird zur Grundvoraussetzung dafür, dass neue Marktmechaniken tatsächlich beim Kunden und im System ankommen.

Philipp Dempke

Quellen
Bundesnetzagentur: Bundesnetzagentur leitet Verfahren wegen Versäumnissen beim Smart Meter Rollout ein, 27.03.2026
https://bundesnetzagentur.de/1099028

Bundesnetzagentur: Roll out intelligente Messsysteme, Einordnung der 20 Prozent Quote und Pflichteinbaufälle
https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NetzzugangMesswesen/Mess-undZaehlwesen/iMSys/artikel.html

Bundesnetzagentur: Messeinrichtungen, Kosten und Preisobergrenzen, inklusive 25 Euro Grenze für moderne Messeinrichtung
https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/Energie/Metering/_faq/Kosten_table.html

BMWK: Bundesrat bestätigt Änderungen für schnelleren Smart Meter Rollout, 14.02.2025
https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2025/20250214-bundesrat-bestaetigt-aenderungen-fuer-schnelleren-smart-meter-rollout.html

Strom teilen wird erstmals praktikabel: Was Energy Sharing ab Juni 2026 wirklich bedeutet

Philipp Dempke — Tue, 17 Mar 2026 13:57:00 +0000

Nach Stromimporten und dynamischen Tarifen kommt das nächste Thema, das auf dem Papier schnell nach Zukunft klingt, aber absehbar im Alltag ankommt. Energy Sharing. Gemeint ist damit nicht der klassische Mieterstrom im selben Gebäude und auch nicht einfach „Nachbarn geben sich Strom rüber“. Der entscheidende Punkt ist ein anderer: Erstmals wird es möglich, lokal erzeugten Strom aus erneuerbaren Anlagen gemeinschaftlich zu nutzen, obwohl er über das öffentliche Netz läuft. Genau dafür schafft der neue § 42c EnWG ab dem 1. Juni 2026 den Rahmen.

Der Gesetzgeber setzt damit Vorgaben aus dem EU-Recht um und verpflichtet Verteilnetzbetreiber, Energy Sharing in ihrem Netzgebiet zu ermöglichen. Die Regel ist dabei zunächst bewusst „lokal“ gedacht. Startpunkt ist das Bilanzierungsgebiet eines Verteilnetzbetreibers. Eine Ausweitung ist später vorgesehen, aber der erste Schritt bleibt klar begrenzt.

Was das in der Praxis heißt, lässt sich ohne Juristendeutsch erklären. Wenn in der Nähe eine PV- oder Windanlage Strom produziert, kann dieser Strom künftig zeitgleich oder über einen Speicher in einem definierten Rahmen einer Gruppe zugeordnet werden, die gemeinsam nutzt und abrechnet. Der Clou ist, dass dafür nicht jede private PV Anlage plötzlich wie ein klassischer Stromlieferant auftreten muss. Der Ansatz ist eher ein Teilversorgungsmodell, bei dem der Sharing Strom nur den Anteil abdeckt, der gerade tatsächlich verfügbar ist. Für den Rest bleibt die normale Strombelieferung bestehen.

Damit sind auch die wichtigsten Missverständnisse schnell vom Tisch. Energy Sharing ist keine „Vollversorgung“ aus der Nachbarschaft. Es ersetzt keinen Liefervertrag, sondern ergänzt ihn. Und es ist auch kein Freifahrtschein, Strom ohne Aufwand durchs Netz zu verteilen. Es braucht Regeln, Messungen und Verträge.

Genau da liegt die erste Hürde. Nach Einschätzungen aus der Praxis sind für Energy Sharing vertragliche Beziehungen nötig, typischerweise ein Liefervertrag für den Sharing Strom und eine zusätzliche Vereinbarung innerhalb der Gruppe, in der Verteilung und Vergütung geregelt werden. Das ist machbar, aber es ist eben nicht „ein Klick und läuft“.

Die zweite Hürde ist technischer, aber am Ende entscheidender: Messinfrastruktur. Energy Sharing lebt davon, dass Erzeugung und Verbrauch sauber zugeordnet werden können. Dafür braucht es digitale Messung in einer Form, die zeitlich aufgelöste Werte liefert. In vielen Beiträgen wird deshalb ausdrücklich darauf hingewiesen, dass ohne moderne Zähler und Prozesse der Start 2026 zwar rechtlich möglich ist, praktisch aber eher mit Pilotprojekten beginnt als mit einem Massengeschäft.

Und trotzdem ist der Schritt relevant. Denn er verschiebt die Logik von „Strom ist anonym aus der Steckdose“ ein Stück hin zu „Strom hat eine lokale Herkunft, die man nutzen kann“. Das ist kein romantischer Gedanke, sondern hat handfeste Effekte. Lokal erzeugter Strom kann die Eigenverbrauchsquote von Erneuerbaren erhöhen, kann Beteiligung attraktiver machen und kann helfen, Erzeugung und Nachfrage näher zusammenzubringen. Gerade im Quartier oder in kommunalen Kontexten entsteht damit ein neues Spielfeld zwischen PV Ausbau, Speicher, Abrechnung und Kundenbindung.

Der realistische Blick darauf ist dennoch wichtig. Das Modell ist im Start eher „stufenweise“ als flächendeckend. Es hängt an Daten, Marktkommunikation, Standardisierung und daran, wie schnell Netzbetreiber und Dienstleister Prozesse in die Fläche bringen. Wer Energy Sharing als sofortigen Gamechanger verkauft, wird sich 2026 vermutlich selbst enttäuschen. Wer es als neue Option versteht, die jetzt erstmals sauber geregelt wird, liegt näher an der Realität.

Unterm Strich passt Energy Sharing gut in das, was sich gerade im Strommarkt abzeichnet. Dynamische Tarife senden Preissignale. Energy Sharing schafft einen Rahmen, lokale Erzeugung gemeinschaftlich nutzbar zu machen. Beides zeigt in die gleiche Richtung: Mehr Erneuerbare bedeuten nicht nur mehr Anlagen, sondern auch mehr Intelligenz in Verteilung, Messung und Abrechnung. Ab dem 1. Juni 2026 wird genau das ein Stück konkreter.

Philipp Dempke

Warum der Ölpreis gerade so nervös ist: Hormus-Risiko, Tanker-Versicherung und der Aufschlag auf „Normalität“

Philipp Dempke — Tue, 03 Mar 2026 09:24:41 +0000

Der Ölpreis reagiert in diesen Tagen nicht nur auf Nachfrage und Fördermengen, sondern vor allem auf Risiko. Der Auslöser ist schnell erklärt: Die Lage im Persischen Golf hat sich so zugespitzt, dass Märkte plötzlich wieder über Dinge sprechen, die im Alltag meist unsichtbar bleiben. Schifffahrtsrouten, Versicherungsdeckungen, Frachtraten und die ganz praktische Frage, ob Tanker eine Engstelle überhaupt noch passieren.

Im Zentrum steht die Straße von Hormus. Durch diese Meerenge läuft ein großer Teil des weltweiten Öl- und Gastransports. Reuters beziffert den Anteil auf rund ein Fünftel der global konsumierten Ölmenge, dazu kommen relevante Gasmengen. Genau diese „Nadelöhr-Logik“ erklärt, warum schon die Aussicht auf Störungen reicht, um einen Preisaufschlag auszulösen.

Das ist aktuell nicht nur Theorie. Laut Reuters sind rund 150 Schiffe, darunter Öl- und LNG-Tanker, in der Region vor Anker und können nicht wie gewohnt weiterfahren. Gleichzeitig wurden mehrere Schiffe beschädigt, teils mit schweren Folgen. In so einer Lage bewertet der Markt nicht mehr nur, was heute geliefert wird, sondern was morgen fehlen könnte. Entsprechend sprangen die Preise deutlich, Reuters spricht von einem Brent-Anstieg von bis zu 13 Prozent in der Spitze.

Was dabei oft unterschätzt wird: Selbst wenn physisch noch Öl vorhanden ist, kann es „wirtschaftlich knapp“ werden, weil Transport plötzlich teurer oder riskanter wird. Und hier kommt ein Detail ins Spiel, das den Nerv der aktuellen Bewegung ziemlich gut trifft: Versicherung.

Mehrere große maritime Versicherer und P&I-Clubs haben laut Reuters War-Risk-Deckungen gekündigt beziehungsweise zurückgezogen, teils mit konkretem Stichtag. Das ist für Reeder nicht irgendein Randthema, sondern eine operative Bremse. Ohne Deckung fahren viele Schiffe nicht, oder nur zu deutlich höheren Kosten. Reuters beschreibt zudem einen sprunghaften Anstieg der War-Risk-Prämien von etwa 0,2 Prozent auf rund 1 Prozent des Schiffswerts innerhalb von 48 Stunden. Das ist keine Feinjustierung, sondern ein harter Kostensprung.

Der Effekt kommt dann über eine zweite Welle in den Markt: Frachtraten. Wenn weniger Schiffe bereit sind zu fahren oder längere Umwege nötig werden, steigt der Preis für Transport. Reuters verweist darauf, dass Öl-Frachtraten aus dem Nahen Osten Richtung Asien ohnehin auf mehrjährigen Hochs lagen und nun weiter steigen dürften. So entsteht ein Aufschlag, der nicht unbedingt sofort in jeder Zapfsäule ankommt, aber im System hängen bleibt.

Parallel läuft ein zweites Thema, das normalerweise deutlich mehr Aufmerksamkeit bekäme: das Angebot. OPEC+ hat laut Reuters beschlossen, ab April die Produktion um 206.000 Barrel pro Tag zu erhöhen. Das ist im globalen Maßstab überschaubar, aber es zeigt trotzdem, wie zwei Logiken gleichzeitig wirken können. Auf der einen Seite steht ein planbares, politisch abgestimmtes Angebots-Signal. Auf der anderen Seite ein Risikoereignis, das nicht planbar ist und deshalb deutlich stärker bepreist wird. In der aktuellen Marktphase dominiert klar das Risiko.

Dass sich diese Nervosität nicht nur auf Rohöl beschränkt, sieht man auch bei Produkten und Folgeeffekten. Reuters berichtet über deutliche Bewegungen bei Diesel, Benzin und Gasoil-Futures. Das ist relevant, weil solche Produkte viel direkter in Alltag und Wirtschaft greifen als der reine Rohölpreis. Wenn Diesel teurer wird, wird Transport teurer. Wenn Transport teurer wird, steigen Kosten quer durch Lieferketten.

Für Europa kommt eine weitere Perspektive hinzu: Inflation. Der Chefökonom der EZB, Philip Lane, warnt laut Reuters, dass ein länger anhaltender Krieg in der Region die Inflation im Euroraum spürbar treiben und Wachstum dämpfen könnte. Interessant ist dabei weniger der Alarmton als die Mechanik: Energiepreise wirken kurzfristig inflationär, und die EZB schaut genau hin, ob daraus Zweitrundeneffekte werden.

Was lässt sich daraus ableiten, ohne in Spekulation oder politische Wertung abzurutschen. Vor allem dies: Der Markt preist aktuell weniger eine sichere Knappheit ein, sondern eine unsichere Verfügbarkeit. Sobald Transportwege, Versicherungen und Risikoprämien kippen, wird Energie teurer, selbst wenn physisch noch genug produziert wird. Genau deshalb kann der Ölpreis in kurzer Zeit stark reagieren, und genau deshalb beruhigt er sich oft erst dann, wenn nicht nur die Fördermenge klar ist, sondern auch die Logistik wieder als „normal“ gilt.

Wie es weitergeht, hängt am Ende an Szenarien, nicht an Schlagzeilen. Ein kurzes Aufflammen mit schneller Entspannung wird vom Markt meist relativ zügig wieder ausgepreist. Eine länger anhaltende Störung an einer Engstelle wie Hormus dagegen bleibt als Risikoprämie im System und wirkt über Wochen in Preise hinein. Reuters zitiert in diesem Zusammenhang auch Analysten, die das Aufwärtspotenzial in einem schweren, verlängerten Szenario deutlich höher sehen.

Für Leserinnen und Leser in Deutschland ist das Fazit deshalb nüchtern: Der Ölpreis ist gerade weniger „Energie-Rohstoff“ als „Transport- und Risikoindikator“. Und genau diese Risikokomponente ist es, die am schnellsten durchschlägt, nicht nur in Rohöl-Charts, sondern über Diesel, Logistik und Inflationsdebatten in die reale Wirtschaft.

Philipp Dempke

Quellen
Reuters: Iran conflict disrupts global shipping as tankers are stranded, damaged.
Reuters: Oil rises as expanding US-Israel war with Iran heightens supply risks.
Reuters: Marine insurers cancel war risk cover, tanker costs to rise as Iran conflict intensifies.
Reuters: OPEC+ agrees modest oil output boost even as US war on Iran disrupts shipments.
Reuters: Euro zone inflation could surge on lengthy Iran war, ECB’s chief economist warns.

E world 2026 in Essen: Rekordzahlen, volle Hallen und der Eindruck eines Marktes, der wieder auf Umsetzung schaltet

Philipp Dempke — Thu, 19 Feb 2026 07:34:39 +0000

Die E world energy and water 2026 hat in Essen gezeigt, wie stark der Branchentreffpunkt inzwischen wieder in die Breite geht. Zum 25. Jubiläum meldeten die Veranstalter mehr als 37.000 Fachbesucherinnen und Fachbesucher. Dazu kamen 1.136 Aussteller, ebenfalls ein Rekordwert. Auffällig war zudem die internationale Mischung: Teilnehmende aus 126 Nationen, rund 30 Prozent Aussteller aus dem Ausland und ein ähnlicher Anteil bei den Gästen, so die Messe.

Wer an den Haupttagen durch die Hallen gegangen ist, musste diese Zahlen nicht „glauben“, man hat sie gemerkt. Es war eng, es war laut, und es war vor allem eines: getaktet. Viele Stände wirkten weniger wie Showrooms und mehr wie kleine Besprechungsinseln mit durchlaufendem Terminkalender. Die klassische Messe-Situation, in der man entspannt stehen bleibt und „mal schaut“, war vielerorts eher die Ausnahme.

Inhaltlich stand vieles unter einem gemeinsamen Nenner: Energiewende ist nicht mehr nur Zielbild, sondern Arbeitsprogramm. Digitalisierung, Flexibilität, neue Geschäftsmodelle im Vertrieb und Betrieb, Handel und Beschaffung, Infrastruktur und Resilienz, dazu die immer konkrete Frage, wie Netze, Erzeugung und Verbrauch in der Praxis zusammengeführt werden. Das spiegelt sich auch im offiziellen Foren- und Konferenzrahmen, der erneut sehr stark auf Anwendungsfälle und Umsetzung fokussiert war.

Interessant war 2026 auch der sichtbare kommunale Schwerpunkt. Mit dem „Tag der Kommunen“ bekam das Thema eine eigene Bühne, inklusive Programmteilen rund um Wärmeplanung, Finanzierung, Netzanschlussfragen und Klimafolgenanpassung. Das passt zu dem, was in vielen Gesprächen am Rand immer wieder auftauchte: Die Energiewende findet vor Ort statt, und Kommunen werden zunehmend zu Taktgebern, ob sie wollen oder nicht.

Unterm Strich wirkte die E world 2026 wie eine Messe, auf der weniger über das „Ob“ und mehr über das „Wie“ gesprochen wurde. Die Branche ist in vielen Bereichen längst im Umsetzungsmodus, mit allen Nebenwirkungen, die dazu gehören: knappe Ressourcen, hohe Erwartung an Geschwindigkeit, gleichzeitig der Anspruch, regulatorisch sauber und technisch stabil zu liefern. Genau diese Spannung war in Essen sehr präsent.

Das ist auch der Grund, warum die E world als Standortbestimmung funktioniert. Nicht, weil dort eine einzelne Innovation alles verändert, sondern weil die Messe ziemlich zuverlässig zeigt, welche Themen gerade tatsächlich oben liegen und welche Fragen die meisten Marktteilnehmer wirklich beschäftigen. 2026 war das Bild klar: weniger Zukunftssprache, mehr Betriebsrealität.

Philipp Dempke

Quellen
E world energy and water, News zu Rekordzahlen, Internationalität und Teilnehmenden aus 126 Nationen.
Solarserver, Bericht zu Besucher und Ausstellerrekord 2026.
Messe Essen, Eventeintrag mit Termin 10.–12.02.2026.
E world, Programmübersicht und Forenstruktur.
E world, Ankündigungen zum „Tag der Kommunen“ und thematischen Schwerpunkten.

Wenn der Strompreis im Viertelstundentakt tanzt: Was dynamische Tarife wirklich bringen

Philipp Dempke — Tue, 03 Feb 2026 10:15:37 +0000

Dynamische Stromtarife klingen erst einmal nach Technikspielerei. Tatsächlich steckt dahinter ein sehr konkreter Mechanismus: Der Arbeitspreis orientiert sich am Börsenstrompreis und kann sich im Tagesverlauf ändern. Mal ist Strom günstiger, mal teurer. Die Grundidee ist, Stromverbrauch stärker in Zeiten zu verschieben, in denen viel erneuerbare Erzeugung im System ist.

Seit dem 1. Januar 2025 ist das Thema außerdem kein Nischenprodukt mehr. Jede Stromlieferantin und jeder Stromlieferant muss einen dynamischen Tarif anbieten. Das steht so im Energiewirtschaftsgesetz und wird auch von der Bundesnetzagentur entsprechend erklärt.

Wichtig ist dabei eine Erwartungskorrektur: „Dynamisch“ bedeutet nicht, dass sich der gesamte Rechnungsbetrag frei bewegt. Der variable Teil hängt vor allem am Energiepreis. Andere Bestandteile, etwa Netzentgelte, Steuern und Abgaben, bleiben grundsätzlich bestehen. Genau deshalb ist der Effekt im Alltag sehr unterschiedlich, je nachdem, wie flexibel der eigene Verbrauch tatsächlich ist.

Der praktische Knackpunkt heißt Messung. Damit ein Anbieter den Verbrauch passend zu den schwankenden Preisen abrechnen kann, braucht es Messwerte in der richtigen zeitlichen Auflösung. In der Praxis führt das fast immer zum gleichen Ergebnis: Ohne intelligentes Messsystem wird es schwierig. Die Bundesnetzagentur ordnet das Thema Smart Meter und Messsysteme genau in diesem Kontext ein.
Und dann kommt die Frage, die am Ende entscheidet, ob das Ganze mehr ist als ein interessantes Konzept: Rechnet es sich. Denn ein intelligentes Messsystem kostet Geld. Für bestimmte Verbrauchsgruppen und Einbaufälle gibt es seit 2025 Preisobergrenzen, die die Verbraucherzentrale übersichtlich zusammenfasst. Wer nur begrenzt Verbrauch verschieben kann, spart häufig nicht genug, um diese Kosten locker zu übertreffen. Wer dagegen größere, steuerbare Verbräuche hat, bekommt einen echten Hebel.

Genau hier trennt sich das Feld ziemlich klar. Haushalte mit E Auto, Wärmepumpe oder generell einem hohen, gut planbaren Verbrauch haben oft das größte Potenzial, weil sich größere Strommengen in günstigere Stunden schieben lassen. Haushalte ohne solche Verbraucher haben zwar ebenfalls Möglichkeiten, aber meist eher im Kleinen. Dann entsteht schnell die Situation, dass der Tarif zwar modern ist, sich im Portemonnaie aber kaum bemerkbar macht.

Zum fairen Bild gehört auch die andere Seite: Ein dynamischer Tarif ist keine Preisgarantie. Wenn die Börse teuer ist, wird es eben teuer. Das kann im Normalbetrieb unauffällig bleiben, in angespannten Marktphasen aber spürbar werden. Genau deshalb sollten dynamische Tarife nicht als „automatischer Spartipp“ verstanden werden, sondern als Tauschgeschäft. Es gibt Chancen auf günstige Stunden, dafür wird ein Teil des Preisrisikos übernommen.

Unterm Strich sind dynamische Tarife ein Instrument, das gut funktionieren kann, wenn der eigene Alltag flexibel genug ist und die Messinfrastruktur passt. Wer das beides nicht mitbringt, fährt mit einem guten Fixpreis oft ruhiger. Wer es mitbringt, bekommt eine neue Stellschraube, die 2026 eher wichtiger wird als unwichtiger, weil mehr erneuerbarer Strom auch mehr Preisschwankung im Tagesverlauf bedeutet.

Philipp Dempke

Quellen:

Bundesnetzagentur, Informationen zu dynamischen Stromtarifen.

Energiewirtschaftsgesetz, § 41a EnWG, Pflicht zur Bereitstellung dynamischer Tarife ab 1. Januar 2025.

Bundesnetzagentur, Messsysteme und Smart Meter Rollout Grundlagen.

Verbraucherzentrale, Smart Meter und Preisobergrenzen seit 2025.

Strom aus dem Ausland? 2025 zeigt, warum das (meist) kein Drama ist

Philipp Dempke — Tue, 20 Jan 2026 11:30:00 +0000

Wenn man sich die aktuellen Zahlen vom ZfK zu den deutschen Stromimporten des vergangenen Jahres noch einmal mit rationaler Ruhe anschaut, wirkt vieles doch weniger dramatisch, als es einen die ein oder andere aktuelle Debatte glauben machen mag.

Der Ausgangspunkt ist klar: 2024 hatte Deutschland ein Rekordjahr bei den Netto-Stromimporten. Unterm Strich kamen nach Abzug der Exporte mehr als 28 Terawattstunden (TWh) aus dem Ausland, so viel wie nie zuvor.

2025 blieb Deutschland zwar weiterhin Netto-Importeur, aber man kann Entwarnung an der Stelle geben. Deutschland importierte 76,2 TWh und exportierte 54,3 TWh. Der Saldo liegt damit bei 21,9 TWh und damit rund 6,4 TWh unter dem Vorjahr – kein Grund zur Sorge.

Was dabei wichtig ist und im Alltag oft vergessen wird: Import heißt nicht automatisch „wir können es nicht selbst“. Im europäischen Strommarkt entscheidet in vielen Fällen schlicht der Preis. Wenn Anbieter im Ausland aktuell günstiger produzieren, verdrängen sie teurere heimische Kraftwerke, meist fossile. Das ist eher ein Marktmechanismus als ein Beweis für einen akuten Mangel.

Spannend wird der Blick auf die Partnerländer: 2025 steht Dänemark wieder ganz oben und ist der größte Netto-Stromlieferant Deutschlands. 2024 hatte diesen Rang noch Frankreich. Allein dieser Wechsel zeigt, wie volatil die Handelsströme sind.

Parallel dazu bleibt der Stromverbrauch erstaunlich „unspektakulär“. In Summe wurden für 2025 rund 495 TWh genannt, also weiterhin unter 500 TWh und im Grunde auf Vorjahresniveau. Das passt nicht so richtig zu der bisherigen Erwartung, dass Wärmepumpen, E-Autos und mehr Elektrifizierung den Bedarf schnell nach oben treiben werden. Zwar findet das alles statt, offenbar jedoch langsamer als viele Szenarien es unterstellen.

Erneuerbare Energien haben 2025 im öffentlichen Netz erneut den Großteil geliefert. Die ZfK nennt hier 55,9 Prozent im öffentlichen Strommix, mit rund 256 TWh Einspeisung aus Wind, Solar, Biomasse, Wasser und Geothermie. Wind bleibt dabei die wichtigste Quelle mit 132 TWh, Photovoltaik steigt drastisch auf 87 TWh und überholt erstmals die Braunkohle in der öffentlichen Nettostromerzeugung.

Und dann ist da noch der Teil, der vieles im Import- und Preisgeschehen erklärt: Gas. Die Erdgasverstromung legt 2025 deutlich zu, ZfK spricht von 20 Prozent mehr Einspeisung ins öffentliche Netz als im Vorjahr. Als Treiber werden Dunkelflauten, gerade zu Jahresbeginn, und vergleichsweise günstiges Erdgas genannt. In der Einordnung zu den Handelszahlen heißt es außerdem, niedrige Gaspreise und höhere Börsenstrompreise in Deutschland und den Nachbarländern hätten die Eigenerzeugung begünstigt und Importe weniger attraktiv gemacht.

Das Fazit nach dem Zahlencheck ist für Fachleute daher pragmatisch: Ja, Deutschland importiert Netto-Strom. Aber 2025 zeigte zugleich, wie schnell sich diese Bilanz verändern kann, wenn Wetter, Preise und Kraftwerksfahrweisen drehen. Die eigentliche Aufgabe liegt weniger in der Frage „Import ja oder nein“, sondern darin, das System flexibler zu gestalten, damit schwankende Einspeisung, Dunkelflauten und Preissignale sauber abgefedert werden können.

Quelle: ZfK – https://www.zfk.de/energie/strom/stromimporte-deutschland-laender-prozent

Eine weltumspannende Lösung für die Zukunft des Energiebedarfs

Energieverdichter — Fri, 19 Dec 2025 09:29:46 +0000

Der Energieverdichter möchte das Jahr 2025 mit einem Beitrag beschließen, den einige Zeitgenossinnen und Zeitgenossen sicherlich als Utopie einstufen werden, aber wie viele zunächst einmal nur theoretisch angedachte Ideen wurden in der Vergangenheit nicht irgendwann wirklich umgesetzt? Denken wir nur an Automobile, das Flugzeug, die Biometrie, den Roboter oder die künstliche Intelligenz. Lange wurde diskutiert, irgendwann wurden die Dinge zur Realität.

Deshalb machen wir heute auf eine Studie aufmerksam, die ein Forscherteam um den Studienleiter Hou Jiang vom Institut für geografische Wissenschaften und Naturressourcenforschung an der chinesischen Akademie der Wissenschaften in der Zeitschrift nature veröffentlicht hat. Basis dieser Forschungsergebnisse ist die Verknüpfung der bereits seit langer Zeit in China und anderen Ländern laufenden Entwicklungsschritte hin zu Ultrahochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (UHVDC), die Strom über Tausende von Kilometern mit minimalen Verlusten transportieren sollen, mit dem theoretischen Ansatz, eine weitgehend autarke Energieversorgung aller Regionen der Erde mit erneuerbaren Energiequellen (EE) zu ermöglichen. Die Forschungen zeigten, dass bedingt durch Zeitverschiebungen und Tag-/Nachtphasen in den unterschiedlichen Erdregionen die Energiemenge aus Solar- und Winderzeugung reichen würde, um den globalen Bedarf zu decken.

Die Forschenden setzten bei ihren Untersuchungen voraus, dass die gesamte Welt mittels eines Netzwerkes aus UHVDC-Leitungen verbunden sei und die theoretische Menge von erzeugtem EE-Strom mittels einer (KI-)Echtzeit-Steuerung über diese Leitungen weltweit transportiert werden könnte. Das Ergebnis überrascht: Bereits 2050 könnte ein solches Netzwerk auf Basis von regenerativen Energien das Dreifache des voraussichtlich jährlich nötigen Strombedarfs decken. Regionale Energieengpässe gehörten der Vergangenheit an. Unterstrichen werden die Forschungsresultate mit umfassenden Übersichten zu Bedarfen, Potenzialen, Kapazitäten und Konstruktionszeiten rund um den Globus, die dem Artikel zu entnehmen sind.

Natürlich ist uns klar, das ist nur Theorie und wir erinnern uns alle an DESERTEC und die hochlaufenden Pläne, afrikanische Solarenergie mittels hochleistungsfähiger Leitungen nach Europa zu transportieren, um hiesigen Energiehunger zu stillen. Siemens war von 2009 bis 2014 sehr aktiv an diesem Projekt beteiligt. Dann stieg nicht nur der deutsche Konzern wegen der enorm hohen Kosten aus.

Nur eine Vision oder ein real erreichbares Fernziel?

Heute sind wir 10 Jahre weiter und die Künstliche Intelligenz feiert einen extrem hochlaufenden Einstand im täglichen Leben. Und wer weiß, wann die Wissenschaft die Entwicklung von UHDCV so weit vorangetrieben hat, dass diese Leitungen eingesetzt werden können? Natürlich gilt es enorme Infrastrukturkosten zu stemmen, wenn man die Kontinente mittels Seekabel über riesige Strecken miteinander verbinden will und es sind dafür viele Beteiligte an einem Tisch zu versammeln. Aber auch bei den Telegrafen- und Telefonkabeln Mitte des 19. und 20. Jahrhunderts waren die Investitionen für damalige Verhältnisse enorm.

Schwieriger wird eine „Energieverkabelung“ der Welt sicherlich vor dem Hintergrund politischer und wirtschaftlicher Interessen, auch wenn ein solches Projekt vielen Regionen auf der Erde sehr helfen würde. Es dürfte den Verantwortlichen jedoch zumindest sehr schwerfallen, bei den aktuellen politischen Verschiebungen hin zu nationalistisch orientierten Politikentscheidungen in vielen Ländern, eine Einigung zu finden, die Kontinente und Staaten miteinander zu verbinden und damit auch Abhängigkeiten aufzubauen. Dies müssen wir an dieser Stelle jedoch nicht tiefergehend erörtern, denn gerade zum Jahresende darf man ja auch einmal Wünsche äußern und über Visionen nachdenken.

Feiern Sie mit diesen Gedanken besinnliche Feiertage. Die Redaktion des Energieverdichters wünscht alles Gute für das Jahr 2026. Wir verabschieden uns zum Ende des Jahres auch von X und werden zukünftig unsere Informationen für die Energiebranche, unsere Kunden und solche die es werden wollen via LinkedIn verbreiten.

(PD)

Kommunale Zeitenwende: Rückblick auf den VKU-Stadtwerkekongress 2025 in Mainz

admin-va — Fri, 10 Oct 2025 09:32:05 +0000

Wie lässt sich die Wärmewende konkret umsetzen? Welche digitalen Werkzeuge brauchen Stadtwerke heute – und welche regulatorischen Weichen müssen dringend gestellt werden?

Fragen wie diese bestimmten den VKU-Stadtwerkekongress 2025, der vor einer Woche in Mainz stattfand. Rund 500 Vertreter:innen kommunaler Unternehmen, Fachleute aus Politik, Wirtschaft und Verwaltung kamen zusammen, um über aktuelle Herausforderungen und künftige Strategien im kommunalen Umfeld zu diskutieren.

Transformation, Regulation, Digitalisierung

Zentrale Themen waren in diesem Jahr erneut die Transformation der Energieversorgung, insbesondere die Wärmewende auf kommunaler Ebene. Im Fokus standen dabei nicht nur technische Lösungen, sondern auch politische Rahmenbedingungen und Finanzierungsfragen.

In Panels, Keynotes und Fachforen wurde etwa darüber diskutiert, wie Wärmenetzstrategien mit bestehenden Strom- und Gasnetzen verknüpft werden können, welche Rolle Energieleitplanung dabei spielt – und wie eine realistische Finanzierung unter Berücksichtigung aktueller Förderinstrumente aussehen kann. Darauf ging auch VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing in seiner Eröffnungsrede ein. Er mahnte eine stärkere politische Unterstützung und Nachsteuerung an: „Wir befinden uns in einem hybriden Krieg“, so Liebing, und forderte eine fairere Verteilung der Lasten, Nachbesserungen bei Fördermechanismen und regulatorischen Rahmenbedingungen. Zugleich warb er dafür, dass Energiepolitik nicht von der Kassenlage abhängig sein dürfe und hob hervor, dass Bürger, Wirtschaft und Stadtwerke Planungssicherheit bräuchten. Diese sollte ein „Winter der Entscheidungen für die Wärme“ bringen. Die Planungssicherheit forderte auch Katrin Eder, Ministerin für Energie und Klimaschutz in Katrin Eder, Rheinland-Pfalz zum Beginn des Kongress in Ihrem Beitrag: „Stadtwerke brauchen Planungssicherheit und einen verlässlichen Rahmen, um die Wärmewende zu stemmen.“

Der regulatorische Rahmen war auch Gegenstand intensiver Debatten: In mehreren Veranstaltungen wurde deutlich, dass viele Stadtwerke bei der Umsetzung bestehender und geplanter Vorgaben (z. B. im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung oder des Gebäudeenergiegesetzes) auf klare Signale aus Berlin warten.

Kundenfokus & neue Modelle

Neben den infrastrukturellen und politischen Themen nahm auch die Kundenschnittstelle breiten Raum ein. Diskutiert wurde, wie sich Self-Service-Angebote, digitale Portale oder hybride Modelle künftig in die Versorgungsrealität integrieren lassen – und wie Stadtwerke Kund:innen nicht nur versorgen, sondern stärker einbinden können.

Ein Best-Practice-Forum beschäftigte sich mit konkreten Projekten aus der Praxis, darunter klimaneutrale Quartierslösungen und dezentrale Speicherlösungen im urbanen Raum.

Netzwerken auf dem Weingut

Ein besonderes Format bot der Netzwerkabend auf einem nahegelegenen Weingut: In informeller Atmosphäre nutzten viele Teilnehmer:innen die Gelegenheit, Gespräche zu vertiefen und neue Kontakte zu knüpfen – abseits der Panels, aber mit Blick auf gemeinsame Herausforderungen.

Fazit

Der VKU-Stadtwerkekongress 2025 zeigte: Die Herausforderungen für kommunale Versorger bleiben groß – gleichzeitig wächst die Bereitschaft, sich zu vernetzen, voneinander zu lernen und konkrete Projekte voranzutreiben. Gleichzeitig setzte der Kongress viele Impulse – sowohl für die tägliche Arbeit vor Ort als auch für die politische Debatte auf Landes- und Bundesebene.

(PD)

Wichtiges „Stadtwerke-Urteil“ zur Kundenrückgewinnung!

admin-va — Wed, 17 Sep 2025 11:10:14 +0000

Das Verwaltungsgericht Bremen hat ein Urteil veröffentlicht, nachdem Energieversorgungsunternehmen personenbezogene Daten ehemaliger Kunden bis zu 24 Monate nach Vertragsende für Zwecke der Kundenrückgewinnung einsetzen dürfen. Die bisher gültige Verfügung der Datenschutzaufsichtsbehörde, dass diese Daten nur höchstens sechs Monate nach Vertragsende zur Verwendung kommen dürfen, wurde damit aufgehoben.

Entsscheidend für das Gericht war die Sachlage in der Energiewirtschaft. Da die Vertragslaufzeiten in der Regel 12 bis 24 Monate betragen ist nach Auffassung des Gerichts eine auch nach Vertragsende stattfindende Werbung bis zu 24 Monate lang zulässig. Die Gründe dafür beziehen sich auf das berechtigte Interesse nach Art. 6 Abs. 1 lit. f DSGVO, sie sind mit dem UWG vereinbar und sie entsprechen der Marktpraxis, denn die Kunden prüfen etwaige Konkurrenzangebote regelmäßig erst dann, wenn sich neue Vertragsbindungen ihrem Ende nähern.

Kundenrückgewinnung ist bis zu 24 Monate nach Vertragsende zulässig

Das Gericht unterschied zwischen der ausdrücklich bereits in den Datenschutzhinweisen des Unternehmens benannten nachvertraglichen Werbung per Postversand (Primärzweck) und der vorab nicht mitgeteilten nachvertraglichen Haustürwerbung (Sekundärzweck), die als neuer Werbekanal und als eine Zweckänderung am Kompatibilitätsgebot gemäß Art. 6 Abs. 4 DSGVO gemessen wurde, im Ergebnis aber ebenfalls für zulässig gehalten wurde.

Das Urteil bestärkt Versorger in der Haltung, Kundendaten auch nach Vertragsende für Direktwerbung oder Kundenrückgewinnung einsetzen zu wollen. Darüber unterstreicht dieses Urteil aber auch, dass klare und eindeutige Information der Datenverarbeitung zu Werbezwecken und deren Kommunikationskanäle in den Datenschutzhinweisen von entscheidender Bedeutung sind.

Hier der Link zum Urteil des VG Bremen vom 23.04.2025 (Az. 4 K 2873/23)

(MF)

#SWK2025-Motto „Verstehen. Verbinden. Vernetzen.“ Was erwartet die Besucher des VKU-Stadtwerkekongresses?

admin-va — Mon, 07 Jul 2025 10:45:57 +0000

Der alljährliche VKU-Stadtwerkekongress bringt am 30. September und 1. Oktober 2025 mehr als 700 Entscheider:innen aus der Kommunalwirtschaft in Mainz zusammen, um gemeinsam die Top-Themen der Branche zu diskutieren und Lösungen aufzuzeigen. Damit kehrt die Veranstaltung nach acht Jahren wieder in die Rheinstadt zurück und unterstreicht die Bedeutung der Location als Kongress- und Tagungsort. Gleichzeitig ist es ein Zeichen für die enge Partnerschaft zwischen dem Veranstalter Verband Kommunaler Unternehmen (VKU) und den Stadtwerken Mainz als örtlichem Gastgeber.

Die bisher bereits feststehenden Themen spiegeln die aktuelle Diskussion in den kommunalen Energieunternehmen wieder: Finanzierung und Umsetzung der Wärmewende, Investitionsherausforderungen zwischen Transformationsbedarf und Finanzierungsdruck, die Reform des Regulierungsrahmens für die Transformation der Netze, Verlässliche und bezahlbare Energie in Europa und das Führen in herausfordernden und unsicheren Zeiten stehen auf der Tagesordnung des Treffens. Man darf gespannt sein, was vor dem Hintergrund der bundespolitischen Entwicklungen und den internationalen Energieschauplätzen noch mit auf die Agenda rücken wird.

Themen und Speaker

Die Liste der hochkarätigen Speaker beinhaltet gleichzeitig interessante wie kompetente Namen und wächst weiter. Bereits fest zugesagt haben u. a. Deniz Aytekin, DFB-Schiedsrichter des Jahres 2024, der aufzeigen wird, wie man unter Druck die richtigen Entscheidungen trifft, Bartosz Arabik, Leiter der Wirtschaftsabteilung und Erster Botschaftsrat der Botschaft der Republik Polen, Kerstin Stumpf, stv. Vorstandsvorsitzende und technische Vorständin, Mainzer Stadtwerke AG, Carsten Liedtke, Sprecher des Vorstands der Stadtwerke Krefeld AG und VKU-Vizepräsident oder Janice Kaiser, Geschäftsführerin der Stadtwerke Schneeberg GmbH sowie Hans-Martin Hellebrand, Vorstandsvorsitzender der Badenova AG.

Es lohnt sich, dabei zu sein, wenn dieser kommunalwirtschaftliche Fixtermin die Entscheiderinnen und Entscheider Ende September zusammenbringt. Hier geht es zu weiteren Informationen und zur Anmeldung.

(PD)