Month: Juni 2025

Warum Veränderung heute mehr Struktur braucht

Energieversorgungsunternehmen stehen unter hohem Veränderungsdruck: Digitalisierung, Fachkräftemangel, neue Regulierungen sowie steigende Erwartungen an Nachhaltigkeit und Effizienz treffen auf Organisationen, die intern bereits durch zahlreiche  Programme und Projekte stark beansprucht sind. Viele Unternehmen haben auf diese Herausforderungen reagiert und unterschiedliche Initiativen gestartet. Was jedoch häufig fehlt, ist ein strukturierter Überblick über alle laufenden Veränderungsvorhaben und deren gegenseitige Abhängigkeiten. Ohne diesen Gesamtblick bleibt die Steuerung komplexer Transformationsprozesse reaktiv, inkonsistent und oft ineffizient.

Change-Inventur als strategischer Kompass

Die Change-Inventur bietet hierfür einen methodisch, fundierten Ansatz. Ziel ist es, aus einer Vielzahl paralleler Einzelmaßnahmen eine übergreifende und strategisch konsistente Gesamtsicht zu entwickeln. Gemeinsam wird analysiert, welche Projekte aktuell laufen, wo Synergien bestehen und welche Vorhaben priorisiert werden sollten. Zentraler Bestandteil des Vorgehens sind qualitative Interviews mit Führungskräften, Projektverantwortlichen und weiteren relevanten Akteuren. Diese Gespräche ermöglichen ein vertieftes Verständnis über Herausforderungen, Steuerungslogiken und organisationale Wirkmechanismen. Zudem tragen sie dazu bei, implizite Wissensbestände zu heben und die Perspektiven der Beteiligten systematisch einzubeziehen.

Tiefenschärfe durch Interviews und Projektanalysen

Ergänzend erfolgt eine systematische Erhebung und Auswertung der laufenden Projekte. Die gewonnenen Ergebnisse werden strukturiert aufbereitet und mit Tools wie Power BI visualisiert. So entsteht ein transparenter Überblick über die aktuelle Veränderungslandschaft im Unternehmen. Diese Übersicht bildet die Grundlage, um konkrete Handlungsfelder zu erkennen, Prioritäten zu klären und methodische Lücken gezielt anzugehen. Gleichzeitig schafft sie eine Gesprächsgrundlage, auf der organisationsintern reflektiert, entschieden und gezielt gesteuert werden kann.

Im Mittelpunkt stehen dabei sechs zentrale Erfolgsdimensionen:

• Gibt es eine klare Zielsetzung und ein gemeinsames Verständnis für die Veränderung?
• Werden Mitarbeitende und Stakeholder wirksam einbezogen?
• Passen Aufbauorganisation und Rollen zu den Zielen?
• Steht die Führung geschlossen hinter dem Wandel?
• Wird der Nutzen der Maßnahmen deutlich kommuniziert und messbar gemacht?
• Gelingt es, Mitarbeitende für den Wandel zu gewinnen und ihre Perspektiven einzubeziehen?

Praxisbeispiel: Change-Inventur bei einem Energieversorger

Bei einem großen Energieversorger in Nordrhein-Westfalen haben wir kürzlich eine Change-Inventur durchgeführt. Dabei zeigte sich, dass mehr als fünfzehn Projekte gleichzeitig liefen, viele davon mit ähnlicher Zielrichtung, jedoch ohne koordinierte Steuerung oder konsistente methodische Grundlage. Die Folge waren Überlastungen in Schlüsselbereichen, Unsicherheiten in der Organisation, ungenutzte Synergien und eine spürbare Widerstandshaltung in Teilen der Belegschaft. Auf Basis der Change-Inventur konnten bestehende Strukturen neu geordnet, Maßnahmen gebündelt und Prioritäten klar definiert werden. Das Unternehmen verfügt nun über deutlich verbesserte Steuerungsmechanismen und ist in der Lage, Veränderungsvorhaben gezielter, wirksamer und mit höherer Akzeptanz umzusetzen.

Veränderung ist kein Sprint – aber ohne Zwischenstopp fehlt schnell die Orientierung. Gerade unter den Bedingungen stetiger Transformation hilft ein strukturiertes Innehalten dabei, Ergebnisse zu reflektieren und die Richtung zu klären.

Fazit: Selbstvergewisserung statt Fremdbewertung

Die Change-Inventur ist kein externes Bewertungsinstrument, sondern ein Werkzeug zur strukturierten Selbstvergewisserung. Sie schafft Orientierung, macht Zusammenhänge sichtbar und unterstützt Organisationen dabei, ihre Veränderungsfähigkeit gezielt weiterzuentwickeln. Gerade in einer Branche mit wachsendem Anpassungsdruck kann sie einen wesentlichen Beitrag zur Steuerbarkeit, Wirksamkeit und nachhaltigen Zukunftssicherung leisten.

Lassen Sie uns gemeinsam die Change-Inventur angehen:

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Autor: Milad Cheraghi

Zwischen Bilanz und Aufbruch: Eindrücke von der ZMP 2025

Die ZMP 2025 hat Leipzig wieder einmal zum Branchentreffpunkt des Messwesens gemacht. Rund 550 Teilnehmende diskutierten an zwei intensiven Kongresstagen (und dem Vorabend-Event im Biergarten) über den aktuellen Stand und die nächsten Schritte im Smart-Meter-Rollout – von der Technik über die Standards bis zur netzseitigen Steuerung. Mit dabei waren auch unsere HG-Experten Nikola Lißner und Frank Hirschi.

Die Botschaft: Der Smart-Meter-Rollout nimmt Fahrt auf – der Steuerungs-Rollout hingegen steckt vielerorts noch in den Kinderschuhen, wenn nicht gar im Babystrampler. Oder, wenn man analog die Auto-Metapher aus der Diskussion zum 2-jährigen Geburtstag des GNDEW nimmt: Das Mess-Rollout-Auto beschleunigt nun im 4. Gang. Aber wie Dr. Malte Sunderkötter (Geschäftsführer E.ON Grid Solutions) andeutete und von Thomas Rütting (Bereichsleiter & Prokurist Stromnetz Berlin) unterstrichen wurde: Beim Steuerungs-Rollout suchen wir gerade noch den 1. Gang. Bevor aus Aus Prosumern dann sogenannte „Flexumer“  (produzieren nicht nur Erneuerbare, sondern speichern diese auch und speisen netz- oder marktdienlich wieder aus) die werden, ist also noch ein weiter Weg zurückzulegen.

ZMP: Zählen, Messen, Prüfen – UND Steuern

Klar wurde: Das intelligente Messsystem (iMSys) bleibt Herzstück und Plattform für Digitalisierung, Steuerung und Sicherheit im Energiesystem. Zwar wurden in der Kongresshalle auch viele Diskussionen zu auslesbaren modernen Messeinrichtungen („Smart Meter Light“ oder „smarte mME“) geführt. Auf der Bühne wurde der iMSys-Ansatz jedoch gestärkt. Dies wurde verdeutlicht durch den nun hochlaufenden Rollout und bspw. den 1:n-Ansatz, der es mittlerweile skalierbar ermöglicht eine wirtschaftliche Bündelung mehrerer Zähler an einem Smart-Meter-Gateway (SMGw) anzuhängen. Gleichzeitig aber wachsen die Anforderungen aus dem Solarspitzengesetz: Steuerbare Verbrauchseinrichtungen, § 14a EnWG, CLS-Management und neue Kommunikationswege verlangen nach Standards, durchdachten IT-Architekturen und funktionierender Interoperabilität.

Joachim Kabs, Geschäftsführer Technik bei Bayernwerk Netz und Vorstandsvorsitzender des VDE FNN, betonte in Leipzig die Bedeutung eines klaren Fokus auf den Netzanschlusspunkt als zentrale Steuerungsschnittstelle. Was innerhalb des Hauses geschieht, sollte seiner Ansicht nach in der Verantwortung der Kundinnen und Kunden bleiben – entscheidend sei, dass die Steuerbarkeit und Netzstabilität insgesamt gewährleistet bleiben.

Doch Theorie und Praxis driften noch auseinander. Verbindliche Schnittstellen, stabile Prozesse und ein durchgängiger Blick auf Skalierung fehlen noch zu oft. Die Diskussionen haben gezeigt: Fortschritt braucht Austausch – und eine konsequente gemeinsame Linie von Herstellern, Messstellenbetreibern, Netzbetreibern, Dienstleistern und Regelsetzern, bzw., der Gesetzgeberin.

 Unser Fazit:
Die Branche bewegt sich – mit großem Engagement und vielen guten Ideen. Doch wer die Steuerung wirklich zum Fliegen bringen will, muss jetzt Prozesse konsolidieren, Schnittstellen vereinheitlichen und die Systemlandschaften für den Dauerbetrieb rüsten. Dabei begleiten wir unsere Kunden mit Expertise, Struktur – und Begeisterung für digitale Energieinfrastrukturen. Dennoch muss ein realistisches Bild gezeichnet werden. Ein flächendeckender Rollout von Steuereinheiten wird frühestens ab 2026 in Fahrt kommen und vermutlich erst in 2027 richtig durchstarten. Genau deswegen wird die HORIZONTE-Group nun die Technische Studie 2.0 zum Smart Grid in Deutschland bearbeiten und die vielfältigen Herausforderungen des Steuerungs-Rollouts beleuchten.

 

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Einige Impressionen auf LinkedIn entsperren:

 

Die Energiewirtschaft steht vor der nächsten Ausbaustufe der Digitalisierung: Vom Mess- zum Steuerungsrollout. Damit wird der Fokus verstärkt auf die Controllable Local Systems (CLS) gelenkt – also steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Wallboxen oder PV-Anlagen. Grundlage dafür ist die gesetzlich verankerte Steuerungspflicht nach § 14a EnWG.

Der neue Schlüsselspieler: der Steuerbox-Administrator

Zentrale Marktrolle in diesem Kontext ist der sogenannte Steuerbox-Administrator (STB-Admin) – in der Branche auch als aktiver externer Marktteilnehmer (aEMT) bezeichnet. Nur dieser darf unter dem Deckmantel des Messstellenbetreibers Steuerbefehle über die CLS-Schnittstelle des Smart Meter Gateways senden, Steuereinheiten verwalten und Schalthandlungen durchführen.

Netzbetreiber und grundzuständige Messstellenbetreiber, die steuerbare Verbrauchseinrichtungen aktiv ansteuern wollen, müssen diese Rolle einnehmen oder durch einen Partner wahrnehmen lassen.

CLS-Management braucht ein eigenes System

Die Übernahme der STB-Admin-Rolle ist nicht nur eine organisatorische Entscheidung – sie erfordert den technischen Ausbau der IT-Systemlandschaft. Denn ein separates, zertifiziertes CLS-Management-System muss eingerichtet und in bestehende Prozesse integriert werden. Dieses System kommuniziert mit dem Gateway-Administrator (GWA), übernimmt Schaltvorgänge und verwaltet angeschlossene Geräte. Doch wie bettet der MSB dieses CLS-Management-System in die IT-Architektur ein?

Einige Marktakteure bieten bereits Software-as-a-Service-Lösungen an. Auch beliebt sind spezialisierte Dienstleister mit vollständigen Business-Process-Outsourcing-Modellen (BPO), bei denen nicht nur Software, sondern auch Betriebsverantwortung ausgelagert wird. In beiden Fällen wird Messstellenbetreibern die Umsetzung erleichtert – oft inklusive vollständiger PKI-Integration und Möglichkeiten, Netzzustandsdaten zu verteilen.

Neue Anforderungen, neue Infrastruktur

Für gMSBs bedeutet der Steuerungsrollout eine deutliche Zunahme an Komplexität:

• Immer mehr §-14a-Fälle und PV-Anlagen > 7 kW müssen (unter strikten Rollout-Quoten) steuerbar gemacht werden
• Dafür braucht es nicht nur Hardware, sondern neue Schnittstellen und digitale Prozesse
• Die Integration des CLS-Management-Systems an ERP-Systeme und ein „Niederspannungscockpit“ ist notwendig
• Auch die Integration automatisierter Störmeldeprozesse wird künftig eine zentrale Rolle spielen

Umsetzung: Praxis statt Theorie

Während die gesetzliche Richtung klar ist, hapert es in der Praxis noch an vielen Stellen:

• Nicht alle Marktteilnehmer haben bereits die notwendigen IT-Systeme etabliert
• Der Fachkräftemangel bremst Montage und Betrieb
• Der Koordinationsaufwand zwischen GWA, EMT, Netz- und Messstellenbetreiber steigt

Umso wichtiger ist es, frühzeitig mit der strategischen Planung zu beginnen und die Rolle des aEMT nicht als IT-Detail, sondern als zentrale Marktrolle zu verstehen.

Unterstützung durch die HORIZONTE-Group

Die Auswahl des passenden Betriebsmodells ist ein entscheidender strategischer Schritt. Neben funktionalen und technischen Anforderungen sind dabei auch regulatorische Rahmenbedingungen, Sicherheitsstandards sowie Integrationsfähigkeit in bestehende Systeme zu berücksichtigen.

Als HORIZONTE-Group unterstützen wir Netzbetreiber und grundzuständige Messstellenbetreiber nicht nur bei der Konzeption, sondern auch bei der Ausschreibung und Vergabe geeigneter CLS-Management-Systeme. Wir bringen Markterfahrung, Methodik und technische Expertise mit, um gemeinsam die bestmögliche Lösung zu identifizieren und umzusetzen.

Fazit:

Vom Messen zum Schalten ist ein Paradigmenwechsel – technisch wie organisatorisch. Wer als Netz- oder Messstellenbetreiber die Verantwortung für Steuerung und Flexibilitätsbereitstellung übernehmen will, kommt um ein CLS-Management-System und die Rolle des aEMT nicht herum.

Wir als HORIZONTE-Group begleiten Sie bei der Auswahl, Integration und strategischen Einbindung dieser Systeme – von der IST-Analyse über die Systemarchitektur bis zur Marktkommunikation.

Sprechen Sie uns an, wenn Sie den Steuerungsrollout strategisch und strukturiert angehen wollen.

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Was steckt hinter dem neuen Steuer-TÜV?

Mit der EnWG-Novelle vom 25. Februar 2025 verpflichtet § 12 Abs. 2 EnWG alle Netzbetreiber zur Durchführung eines jährlichen Steuerbarkeitschecks – ein Instrument zur Überprüfung der tatsächlichen Steuerbarkeit angeschlossener Erzeugungs- und Speicheranlagen.. Ziel ist es, Netzsituationen mit lokalem Erzeugungsüberschuss frühzeitig zu erkennen und steuernd einzugreifen, bevor Versorgungssicherheit gefährdet wird – etwa durch ungeplante Einspeisung trotz negativer Strompreise. Dieser sogenannte Steuerbarkeitsnachweis betrifft ab 2025 zunächst alle Erzeugungsanlagen und Speicher mit mehr als 100 kW Nennleistung. Ab 2026 wird der Anwendungsbereich auf kleinere Erzeugungsanlagen (> 7 kW) und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach erweitert.

 

Wen betrifft die Nachweispflicht konkret – und wer liefert welche Daten?

Anschlussnetzbetreiber organisieren die Tests dezentral, müssen diese aber bis spätestens 30. September abgeschlossen und dokumentiert haben sowie an den jeweiligen vorgelagerten Netzbetreiber gemeldet haben. Die Auswahl der testpflichtigen Anlagen basiert auf den Angaben im Marktstammdatenregister und wird durch die ÜNBs vorab zur Verfügung gestellt.

Anlagen mit rein temporärer Steuerbarkeit – z. B. zur Netzerhaltung – sind davon ausgenommen. Für einen funktionierenden Prozess der Datenübermittlung ist die Zusammenarbeit mit dem grundzuständigen Messstellenbetreiber (gMSB) entscheidend: Dieser muss den aktuellen Stand des iMSys-Rollouts an den VNB melden, damit betroffene Anlagen rechtzeitig identifiziert werden können.

 

Was genau muss nachgewiesen werden – und wie?

Der Gesetzgeber verlangt vom Anschlussnetzbetreiber einen Nachweis, dass ein Steuerbefehl gegenüber der Anlage abgesetzt und eine messtechnische Reaktion hervorgerufen wurde. Doch sind nur erfolgreich getestete Anlagen im Steuerbarkeitscheck vorgesehen? Kommt es zu keiner oder nur unzureichend belegten Reaktion, ist eine Ursachenanalyse anzustoßen und ebenfalls zu dokumentieren.

Als Nachweis anerkannt sind:

• Inbetriebnahmetests,
• Redispatch-Maßnahmen,
• gezielte Testeingriffe im Meldezeitraum.

Die Leitlinien der Übertragungsnetzbetreiber (Link) bieten hierfür konkrete Anhaltspunkte, welche Anlagen einzubeziehen sind und unter welchen Umständen ein erneuter Testnachweis entfallen kann.

 

Wie funktioniert der Nachweis technisch?

Der gMSB muss sicherstellen, dass Messwerte wie IST-Einspeisung und Wirkleistung (perspektivisch auch Blindleistung) der identifizierten Anlagen zuverlässig bereitgestellt werden – typischerweise über die Kommunikation von Messwerten vom TAF 9 und TAF 10. Es ist davon auszugehen, dass die alleinige Bereitstellung von Messwerten vom Typ TAF 7 für einen Nachweis nicht ausreichen.
Der VNB wiederum muss in der Lage sein, diese Daten in seinen Netzleitsystemen zu verarbeiten, auszuwerten und mit Netzsteuerungsdaten zusammenzuführen.

Auch wenn der Steuerbarkeitscheck vorrangig die Wirkleistungssteuerung betrifft, sollen Netzbetreiber zusätzlich angeben, ob die betroffenen Anlagen grundsätzlich zur Blindleistungsbereitstellung in der Lage sind – ein Aspekt, der in den Leitlinien als „wünschenswert, aber nicht verpflichtend“ beschrieben wird.

Melde- und Plausibilisierungsprozess

Aus § 12 EnWG und den Leitlinien ergibt sich eine komplexe Fristen- und Meldekette bis hin zur BNetzA:

• Messstellenbetreiber melden Daten an VNB
• VNB führen Test durch
• Daten gehen an vorgelagerte Netzbetreiber zur Plausibilisierung
• ÜNB erstellt jährlichen Bericht für BMWK & BNetzA (bis 30.11.)

 

Was ist jetzt zu tun?

Der Steuerbarkeitscheck ist keine rein regulatorische Formalität, sondern ein operatives Werkzeug zur aktiven Netzbewirtschaftung in Zeiten hoher Erzeugungsvolatilität. Die Testpflicht wird jährlich wiederkehren und künftig deutlich mehr Anlagen umfassen. Messstellen- und Netzbetreiber sollten deshalb frühzeitig auf (teil-)automatisierte Prozesse zur Identifikation, Steuerung und Dokumentation setzen, um Aufwände in den betroffenen Fachabteilungen und Fehlerquellen möglichst gering zu halten.

Sie haben Fragen oder sind sich in der Durchführung des Steuerbarkeitschecks unsicher?
Wir helfen Ihnen gern weiter – sprechen Sie uns an.

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Autor: Maximilian Schulz

EIN NEUER TAKT IM ENERGIEMARKT VERLANGT NEUE PRÄZISION

Am 6. Juni tritt mit dem 24H-Lieferantenwechsel ein regulatorischer Meilenstein in Kraft, der den Energiemarkt im DACH-Raum nachhaltig verändern wird. Verbraucher erhalten die Freiheit, ihren Energielieferanten innerhalb eines Tages zu wechseln – eine richtungsweisende Entwicklung für den Wettbewerb, aber auch eine ernsthafte Herausforderung für etablierte Marktteilnehmer.

Wenn Geschwindigkeit auf Komplexität trifft:

In der Theorie verspricht der 24H-Wechsel Effizienz. In der Praxis jedoch kann jede Datenabweichung – sei sie noch so klein – gravierende Folgen haben. Falsche oder unvollständige Datensätze führen zu Verzögerungen, fehlerhaften Wechselprozessen und einer Zunahme operativer Aufwände. Die Folge: Reputationsrisiken, unzufriedene Kunden und unnötige Kosten.

Datenqualität als strategischer Hebel

Als Horizonte Group begegnen wir dieser Herausforderung mit Klarheit und Struktur. Unsere Lösung: Cuby-DQM, eine hochspezialisierte Software zur automatisierten Sicherstellung der Datenqualität. Cuby-DQM erkennt Unstimmigkeiten nicht nur, sondern klassifiziert und quantifiziert sie, erstellt automatisch Tickets und sorgt für deren zielgerichtete Bearbeitung – bevor Fehler in Prozesse eingreifen können.

Unsere Kernfunktionen im Überblick:

• Automatisierte Prüfung nach Marktstandards

• Systematische Fehlerquantifizierung für fundierte Analysen

• Intelligente Ticket-Erstellung zur raschen Bearbeitung

• Frühwarnsystem zur Prävention statt Reaktion

Unsere Erfahrung zeigt:

• In über 80 % der getesteten Marktrollen-Umgebungen konnten durch Cuby-DQM relevante Datenfehler vor dem Go-Live eines 24H-Prozesses identifiziert werden.
• Unternehmen, die frühzeitig auf automatisierte Datenqualitätsprozesse setzen, reduzieren operative Wechselkosten im Schnitt um bis zu 30 %.
• Die Fehlerbehebungszeit sinkt im Vergleich zur manuellen Bearbeitung um den Faktor 4.

Diese Zahlen belegen, was wir aus systemischer Perspektive erkennen: Datenqualität ist keine technische Disziplin mehr – sie ist unternehmerische Pflicht.

Wir stehen an einem Wendepunkt – und Wendepunkte verlangen Weitsicht

Der Zeitpunkt ist nicht nur günstig – er ist entscheidend. Wer jetzt vorbereitet ist, kann Marktveränderungen nicht nur bewältigen, sondern nutzen. Präzise Daten sind der Schlüssel zur Skalierung, Automatisierung und Kundenbindung im neuen Energiemarkt. Versäumnisse hingegen manifestieren sich künftig nicht mehr nach Wochen, sondern binnen Stunden.

Informieren Sie sich auch über unseren Produkt-Flyer oder unsere Produktvorstellung:

Cuby-DQM ist unser Beitrag zu einem Energiemarkt, der nicht nur schneller, sondern auch intelligenter agiert.

Lassen Sie uns gemeinsam Ihre Datenqualität auf ein neues Niveau heben.

Kontaktieren Sie uns für eine unverbindliche Analyse und erfahren Sie, wie Sie mit Klarheit und System den Herausforderungen des 24H-Lieferantenwechsels souverän begegnen.

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Autoren: Eduard Krischak, Alexander Tieling