Versorgungswirtschaft

Marktführend bei deutschen Stadtwerken und EVUs: Schleupen CS 3.0, Wilken ENER:GY, Kisters BelVis, SAP IS-U / S/4HANA Utilities, Robotron GmBL, CursorSW, powercloud (Cloud-native, wachsend). Auswahlkriterien: Größe (kleine Stadtwerke ab 20.000 Kunden vs. große Energiekonzerne), Sparten-Kombinationen, Cloud- vs. On-Premise-Strategie, Anbindung an MsbG-Infrastruktur und Marktkommunikations-Durchgängigkeit.

Der Smart-Meter-Rollout nach MsbG ersetzt klassische mechanische Stromzähler durch intelligente Messsysteme (iMSys): moderner Zähler plus Smart-Meter-Gateway (SMGW), das BSI-zertifiziert kommuniziert. Pflicht-Einbau: Letztverbraucher > 6.000 kWh/Jahr, Erzeuger > 7 kW installierter Leistung. Bis 2032 sollen alle Pflicht-Einbauten abgeschlossen sein (Gesetzesnovelle 2023 beschleunigt). BSI-zugelassene SMGW: EMH, PPC, Theben, DZG, Sagemcom.

Redispatch 2.0 (seit 1.10.2021) bezieht EEG-Anlagen ab 100 kW in das Netzengpass-Management ein. Betroffen sind Anlagen-Betreiber, Direktvermarkter und Netzbetreiber: sie müssen Planwerte (Einspeise-Prognose) an den Netzbetreiber melden, auf Abrufe reagieren und Ausgleichszahlungen abwickeln. Software-Seite: Planwert-Manager (z. B. von CONNECT+, Hitachi Energy), Datenaustausch über CONNECT+-Plattform der Übertragungsnetzbetreiber, Prognose-Tools (Energy & Meteo Systems, enercast).

Die Marktkommunikation (MaKo) regelt den elektronischen Datenaustausch zwischen allen Marktrollen (Lieferant, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, ÜNB, Bilanzkreisverantwortlicher) über EDIFACT-Formate nach BDEW-Spezifikationen. Prozesse: GPKE (Strom-Lieferant-Wechsel), GeLi Gas (Gas-Wechsel), WiM (Wechselprozesse im Messwesen), MPES (Messwertübermittlung), MaBiS (Bilanzkreisabrechnung). Jede Änderung der BNetzA-Festlegungen führt zu koordinierten IT-Anpassungen bei allen Marktteilnehmern – ein erheblicher Aufwand.

Anlagen ab einer bestimmten Größe (in 2025 typisch ab 100 kW) sind zur Direktvermarktung verpflichtet: Strom wird nicht mehr zu festen EEG-Vergütungen eingespeist, sondern am Spotmarkt verkauft. Differenz zur Marktprämie kompensiert der Netzbetreiber. Technisch erforderlich: Fernsteuerbarkeit der Anlage (zertifiziertes Einspeisemanagement), Prognose-Daten, Abrechnungs-Integration mit Direktvermarkter (BayWa r.e., Trianel, Statkraft, Next Kraftwerke, Quadra Energy).

Aktuelle Treiber: Solarpaket I (beschleunigte PV- und Speicher-Ausbauprozesse, Mieterstrom vereinfacht), Kraftwerks-Sicherheitsgesetz (KWSG) und Ausschreibungen für H2-ready-Gaskraftwerke, Wärmeplanung nach WPG mit Pflicht-Wärmepläne bis 2028, Dynamische Tarife nach § 40a EnWG verpflichtend seit 1.1.2025 für alle Grundversorger, ausgebauter Einsatz von KI im Netzbetrieb (Last-Prognose, Predictive Maintenance). IT-Konsequenzen: Systeme müssen Viertelstunden-Preise, flexible Tarife, steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§14a EnWG) und PV-Eigenverbrauch differenziert abbilden.