Smart Meter Light : Warum die Netzdigitalisierung nicht am Zählerschrank enden darf

91 Prozent der Messstellenbetreiber sehen Probleme beim Smart-Meter-Rollout. Gleichzeitig soll Deutschland das Tempo deutlich erhöhen. Bis Ende 2030 soll der Rollout für relevante Messstellen zu mehr als 90 Prozent abgeschlossen sein. Für Haushalte außerhalb des verpflichtenden Rollouts hat die Politik zudem ein kostengünstiges „Smart Meter Light“ ins Spiel gebracht. Der Vorschlag adressiert damit ein reales Problem: Digitale Messtechnik muss schneller, einfacher und für mehr Haushalte verfügbar werden.

Entsprechend intensiv wird inzwischen über den richtigen Weg beim weiteren Rollout diskutiert. Verbraucherschützer begrüßen grundsätzlich die Idee, mehr Haushalten kostengünstig Zugang zu Verbrauchsdaten und dynamischen Stromtarifen zu ermöglichen. Andere warnen vor einem zusätzlichen Technologiepfad, der neue Prozesse und Schnittstellen erfordern und damit den bestehenden Rollout sogar bremsen könnte.

Grundsätzlich ist die Idee eines Smart Meter Light dennoch sinnvoll. Eine kostengünstigere und technisch schlankere Variante könnte dazu beitragen, die Roll-out-Quoten zu erhöhen und digitale Messtechnik schneller in die Fläche zu bringen. Gleichzeitig könnten mehr Haushalte ihren Stromverbrauch nachvollziehen, Daten für neue Anwendungen nutzen und Zugang zu dynamischen Stromtarifen erhalten.

Dass über Vereinfachungen gesprochen wird, ist angesichts des bisherigen Rollout-Tempos nachvollziehbar. Nach den jüngsten vollständig veröffentlichten Zahlen der Bundesnetzagentur waren Ende 2025 erst 5,5 Prozent aller Messlokationen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet. Bei den relevanten Pflichteinbaufällen lag die Quote bei 23,3 Prozent. Insgesamt waren rund 3,1 Millionen intelligente Messsysteme installiert. Im März 2026 leitete die Bundesnetzagentur zudem Verfahren gegen 77 Unternehmen ein, die mit dem verpflichtenden Rollout noch nicht begonnen hatten.

Ein Smart Meter Light könnte also einen Beitrag dazu leisten, dieses Rollout-Problem zu entschärfen. Es wäre allerdings ein Fehler, daraus abzuleiten, dass damit zugleich eine zentrale Datenlücke im Stromnetz geschlossen wird. Denn Haushaltsmessung und Netzmonitoring erfüllen unterschiedliche Aufgaben.

Smart Meter Light löst nicht das Monitoring-Problem

Smart Meter, Smart Meter Light oder vergleichbare Varianten messen zunächst an einzelnen Anschlusspunkten. Sie können Verbrauch, Einspeisung und weitere Werte einer Messstelle erfassen und diese Daten für unterschiedliche Anwendungen nutzbar machen. Für den Betrieb der Verteilnetze werden jedoch zusätzlich Messwerte an anderen Stellen benötigt.

Gerade im Niederspannungsnetz gewinnt diese Unterscheidung an Bedeutung. Statt weniger zentraler Kraftwerke prägen heute immer mehr dezentrale Erzeuger und flexible Verbraucher die Netzdynamik. Photovoltaikanlagen speisen Strom ein, während Wärmepumpen, Wallboxen und Speicher neue Lasten erzeugen oder zeitlich verschieben. Viele Netzbetreiber können die Belastung einzelner Abschnitte dennoch nur eingeschränkt beurteilen, die Niederspannung ist der traditionelle blinde Fleck im Netzmonitoring.

Für Verteilnetzbetreiber reicht es deshalb nicht, zu wissen, was an einzelnen Haushalts- oder Gewerbeanschlüssen geschieht. Sie müssen erkennen können, wie stark einzelne Netzabschnitte belastet sind, wo Spannungsprobleme entstehen, welche Abgänge an ihre Grenzen kommen und wie stark Transformatoren ausgelastet sind.

Diese Informationen entstehen direkt im Netz. Eine zentrale Rolle spielen dabei Ortsnetzstationen. Sie bilden die Schnittstelle zwischen Mittel- und Niederspannungsnetz und bündeln große Teile des darunterliegenden Netzes. Dort lassen sich unter anderem Spannungen, Ströme, Auslastungen einzelner Abgänge und die Belastung des Transformators erfassen.

Messstellendaten und Stationsdaten liefern damit unterschiedliche Perspektiven. Smart-Meter-Daten zeigen Vorgänge an einzelnen Anschlusspunkten. Messungen in Ortsnetzstationen zeigen dagegen, wie sich diese und weitere Einflüsse auf zentrale Betriebsmittel und ganze Netzabschnitte auswirken. Für Netztransparenz, Engpassmanagement und die vorausschauende Planung ist genau diese zweite Perspektive besonders wichtig. Genau deshalb sollte die Digitalisierung von Ortsnetzstationen bei der Schaffung kurzfristiger Netztransparenz vorrangig behandelt werden.

Kein Entweder-oder, aber unterschiedliche Prioritäten

Diese Priorisierung bedeutet nicht, Smart Meter und Netzsensorik gegeneinander auszuspielen. Beide erfüllen unterschiedliche Aufgaben und ergänzen sich. Ein Smart Meter Light kann den Rollout beschleunigen und mehr Haushalten Zugang zu Verbrauchsdaten und digitalen Anwendungen ermöglichen. Intelligente Messsysteme liefern zudem wichtige Informationen für Steuerungsprozesse und die Netzzustandsermittlung.

Das Monitoring an Ortsnetzstationen erfüllt eine andere Funktion. Es schafft Transparenz direkt an den Betriebsmitteln und zeigt, wie stark ganze Netzabschnitte tatsächlich belastet sind. Diese Informationen lassen sich nicht durch einen anderen Zählerstandard im Haushalt ersetzen. Deshalb sollte die Digitalisierung der Verteilnetze auch nicht vom Fortschritt des Smart-Meter-Rollouts abhängig gemacht werden.

Beide Digitalisierungsebenen müssen daher parallel vorangetrieben werden, allerdings mit unterschiedlichen Prioritäten. Wenn kurzfristig mehr Transparenz und Steuerbarkeit in der Niederspannung geschaffen werden sollen, sollten Ortsnetzstationen Vorrang haben. Mit vergleichsweise wenigen Messpunkten lassen sich dort ganze Netzabschnitte erfassen und Belastungen frühzeitig erkennen. Smart-Meter-Daten können dieses Bild sinnvoll ergänzen.

Netzdigitalisierung braucht die richtigen Daten am richtigen Ort

Die aktuelle Debatte um das Smart Meter Light ist deshalb wichtig, sollte aber nicht zu eng geführt werden. Ein einfacherer Zähler kann ein relevantes Rollout-Problem lösen. Er beantwortet jedoch nicht die Frage, wie Netzbetreiber die notwendige Transparenz über ihre Niederspannungsnetze erhalten.

Deutschland braucht sowohl digitale Messstellen als auch ein belastbares Monitoring seiner Verteilnetze. Für die unmittelbare Sicht auf Netzbelastungen sollte die Digitalisierung der Ortsnetzstationen vorrangig vorangetrieben werden. Der Smart-Meter-Rollout bleibt parallel notwendig.

Oliver van der Mond ist Mitgründer und CEO von Lemonbeat GmbH. Das 2015 aus dem Energiekonzern RWE ausgegründete und seit 2023 zu E.ON One gehörende Technologieunternehmen unterstützt Verteilnetzbetreiber dabei, ihre Netzinfrastruktur digital aufzurüsten.