Aus der Branche

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:

• Kontaktformular
• E-Mail

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.

 

📢 Sie konnten nicht vor Ort sein oder möchten ein Thema vertiefen? Kontaktieren Sie uns – wir freuen uns auf den Austausch!

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.

• Kontaktformular
• E-Mail

 

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.

• Kontaktformular
• E-Mail

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.

• Kontaktformular
• E-Mail

Autoren: Eduard Krischak, Alexander Tieling

WARUM JETZT DER RICHTIGE ZEITPUNKT IST

Steigende Kundenerwartungen, wachsender digitaler Kommunikationsdruck und gleichzeitig knappe Ressourcen: Der Kundenservice vieler Energieversorgungsunternehmen (EVUs) steht unter massivem Veränderungsdruck.

Die Herausforderung:

• Komplexe Serviceprozesse

• Hohe Kontaktvolumina bei einfachen Standardanliegen

• Fehlende Transparenz in Kanälen und Kundenhistorien

• Überlastete Mitarbeitende ohne klare KPI-Steuerung

Unsere Lösung: Ein ganzheitlicher Transformationsansatz

Als HORIZONTE-Group begleiten wir EVUs auf dem Weg zu einem effizienten, digitalen und strategisch ausgerichteten Kundenservice – mit praxiserprobten Methoden, fundiertem Branchenwissen und messbaren Ergebnissen.

Unser Ansatz vereint:

🔹 Entwicklung eines kundenzentrierten Zielbilds
🔹 Analyse & Optimierung sämtlicher Kontaktpunkte (Telefon, E-Mail, Portal etc.)
🔹 Einsatz von KI (z. B. Voice- & Chatbots) für automatisierte Erstlösungen
🔹 Einführung smarter Self-Service-Angebote
🔹 KPI-gestütztes Monitoring zur Erfolgssteuerung
🔹 Teamförderung für nachhaltige Performance

Ihr nächster Schritt für einen Perspektivwechsel

In einem kostenlosen Erstgespräch analysieren wir gemeinsam Ihre aktuelle Service-Situation, decken zentrale Hebel zur Optimierung auf und entwickeln erste Handlungsansätze – individuell, kompakt und unverbindlich.

Informieren Sie sich auch über unseren Produkt-Flyer:

Kontaktieren Sie uns jetzt für ein unverbindliches Erstgespräch:

• Kontaktformular
• E-Mail

Autoren: Konstantin Reimann, Maik Krusche

Seit der Einführung des Redispatch 2.0 stehen Netzbetreiber vor der Herausforderung, gesetzlich geforderte Abläufe nicht nur umzusetzen, sondern auch effizient und sicher in ihre Organisation einzubetten. Dabei zeigt die Praxis: Die Prozesse rund um Stammdaten, Abrufberichte, Ausfallarbeit oder Abrechnung sind oft heterogen organisiert – und nicht selten auf manuelle Zwischenschritte angewiesen. Hier setzt unsere Redispatch 2.0-Inventur an.

Warum ist die systematische Erhebung des aktuellen Prozessstands entscheidend?

Nur wer weiß, wie Redispatch-relevante Abläufe im eigenen Unternehmen tatsächlich gelebt werden, kann bewerten, ob regulatorische Anforderungen erfüllt sind – und wo sich Risiken, Lücken oder Optimierungspotenziale verbergen. Unsere Inventur deckt auf, wie systemgestützt, standardisiert oder fehleranfällig Ihre derzeitigen Abläufe wirklich sind.

Wie viele Anlagen im Netzgebiet sind überhaupt betroffen?

Ein zentraler Baustein der Analyse ist die Bewertung der Redispatch-relevanten Anlagenanzahl – denn sie entscheidet maßgeblich darüber, welche Prozesse automatisiert werden sollten oder ob gegebenenfalls eine halbautomatisierte Lösung ausreichen ist. Besonders in Netzgebieten mit wachsender dezentraler Einspeisung und vielen steuerbaren Anlagen steigt der Handlungsdruck.

Was lohnt sich zu automatisieren – und wie weit?

Nicht jeder Prozessschritt muss vollständig automatisiert sein. Unsere Redispatch 2.0-Inventur analysiert gezielt, wo sich eine (Teil-)Automatisierung wirklich lohnt – etwa bei der Ausfallarbeitsberechnung, der Datenvalidierung oder der Erzeugung standardisierter Abrufberichte. Dort können Systemlösungen repetitive Aufgaben übernehmen und Ihre Teams entlasten – sicher, nachvollziehbar und effizient.

Gerade bei weniger massengetriebenen Prozessen bieten sich auch kostengünstige, flexible Lösungen an – zum Beispiel durch Teilautomatisierungen mit PowerBI, PowerAutomate oder ähnlichen Low-Code-Tools. Diese können bestehende Systeme ergänzen, Auswertungen dynamisieren oder Routineaufgaben im Reporting und in der Kommunikation automatisiert abwickeln.

Was müssen Netzbetreiber gesetzlich leisten?

Die Redispatch-Pflichten sind vielfältig: Von dem vollständigen Versand von Abrufberichten über die korrekte Ermittlung der Ausfallarbeit bis hin zur revisionssicheren Abrechnung der Redispatch-Maßnahmen. Hier gilt es nicht nur, gesetzliche Vorgaben zu erfüllen, sondern auch Abstimmungen mit vorgelagerten Netzbetreibern, Direktvermarktern und Anlagenbetreibern reibungslos zu managen.

Auch zu beachten: Der „Steuer-TÜV“ nach EnWG § 12

Mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (§ 12 Abs. 2 EnWG) ist seit Februar 2025 der sogenannte Steuerbarkeitscheck verpflichtend. Netzbetreiber müssen nachweisen, ob und in welchem Umfang angeschlossene Anlagen tatsächlich steuerbar sind. Am 25. April 2025 wurden durch die ÜNB Leitlinien veröffentlicht, welche die Anforderungen an Netzbetreiber und Messstellenbetreiber detaillieren. Bis zum 30. September 2025 muss der Steuer-TÜV für alle Anlagen größer 100 kW durchgeführt (und gemeldet) werden. Steuerbarkeitstests, die im Kontext Redispatch 2.0 bereits durchgeführt wurden, werden jedoch anerkannt. In einer zweiten Stufe werden 2026 dann auch alle anderen steuerbaren Anlagen dem Steuer-TÜV unterliegen.

Ihr nächster Schritt: Prozesse klären, Handlungsfelder identifizieren und Pflichten sicherstellen

Die HORIZONTE-Group unterstützt Sie mit tiefgreifender Redispatch-Expertise seit über 5 Jahren, energiewirtschaftlichem Know-how und bewährten Analyse- und Umsetzungsmethoden. Gemeinsam bringen wir Transparenz in Ihre Prozesse, heben Automatisierungspotenziale und sorgen dafür, dass Sie effizient und zukunftsfähig aufgestellt sind.

Lesen Sie den Artikel auch bei der Zeitung für kommunale Wirtschaft online Redispatch 2.0: Worauf es nun ankommt oder als pdf:

 Autoren: Carlo Weckelmann, Frank Hirschi

Kontaktieren Sie uns jetzt für ein unverbindliches Erstgespräch zur Redispatch-2.0-Inventur:

• Kontaktformular
• E-Mail

Herausforderung: Zwischen Motivation und Regularien 

Ob Texterstellung, Prognosemodelle oder interne Chatbots – Künstliche Intelligenz ist in der Energiewirtschaft angekommen. Doch wie gelingt der Schritt von der Idee in die Umsetzung? Unsere Kollegen Marcus Weidelt und Nikola Lißner beschäftigen sich intensiv mit diesen Themen. Mit energate messenger⁺ spricht Nikola Lißner im Interview über Potenziale, konkrete Einsatzszenarien und die Herausforderungen beim KI-Einsatz in der Branche. Die Diskussion rund um den Einsatz von Künstlicher Intelligenz (KI) hat die Energiewirtschaft erreicht – und sie wird zunehmend praxisnäher geführt.

Lesen Sie das vollständige Interview auf energate und erfahren Sie, wie sich EVUs nun vorbereiten können.

Oder hier als PDF:

Sie möchten herausfinden, welche KI-Anwendungen in Ihrem Unternehmen sinnvoll sind? Sprechen Sie uns an – wir begleiten Sie auf dem Weg zur smarten Umsetzung.

• Kontaktformular
• E-Mail

Die „kleine“ Novelle bringt große Änderungen 

Bei dem „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen“ (Solarspitzengesetz) handelt sich um eine abgespeckte Version des Referentenentwurfs aus November 2024 (nur noch ca. 90 statt 450 Seiten), zu dem es noch am 13.11.2024 einen Kabinettsbeschluss gegeben hatte. Trotz Wahlkampf konnte das sogenannte „Solarspitzengesetz“ noch am Valentinstag vor der Wahl im Bundesrat verabschiedet werden und am 24. Februar im Bundesgesetzblatt veröffentlicht werden (BGBl. 2025 I Nr. 51 vom 24. Februar 2025). Insgesamt 9 Artikel, mit denen sich vor allem Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG) ändern, wurden beschlossen. Das Ziel dahinter: unter dem Fokus der Systemstabilität eine bessere Integration der Erneuerbaren Energie sicherzustellen. Das Gesetzespaket stellt damit eine Vorsorge dar, temporäre Erzeugungsüberschüsse im Sommer entgegen wirken soll.  Eine Kurzübersicht zur Novelle des Energiewirtschaftsrechts von unseren Kolleg*innen der HORIZONTE-Group Technik finden Sie hier.

Für grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB) stehen insbesondere Änderungen bei Rollout-Pflichten, Preisobergrenzen und neuen Standardleistungen im Fokus. Doch was bedeutet das konkret? Und wie können Messstellenbetreiber sich jetzt optimal aufstellen?

Anpassungen für den Smart-Meter-Rollout und Status Quo des Rollouts

Die neu gefassten §§ 29 bis 31 MsbG legen in Verbindung mit dem ebenfalls angepassten § 45 MsbG neue verbindliche Ziele mit konkreten Zeitrahmen, Fristen und neu gefassten Zwischenzielen als Rollout-Fahrplan fest. Neu ist dabei unter anderem auch, dass die Bezugsgröße des Rolloutziels für Erzeugungsanlagen nun nicht der relative Anteil der ausgestatten Messstellen ist, sondern die installierte Leistung.

Update (11. März 2025): Zum Stichtag 31. Dezember 2024 zählt die Bundesnetzagentur insgesamt 1.158.745 verbaute iMSys, was 2,18% der Messlokationen ausmacht (Quelle: BNetzA). Die erreichte Anzahl an iMSys über alle gMSB beträgt dabei 639.189 Stück und damit eine Ausstattungsquote von 13,91% der Pflichteinbaufälle. Dabei wundern sich einige gMSB jedoch, dass die von der BNetzA errechnete Quote von der eigens berechneten Pflichteinbaufall-Quote abzuweichen scheint. Erstaunlich ist darüber hinaus, dass insgesamt 340 MSB (44 %) noch nicht mit dem Rollout intelligenter Messsysteme begonnen haben. Aus diesem Grund hat die BNetzA Anfang Januar auch an hunderte gMSB Erinnerungsbriefe gesendet, dass die gesetzlich vorgegebenen Pflichteinbauquoten bis Ende des Jahres 2025 zu erfüllen sind. Für die gMSB, die nun loslegen müssen, bieten sich nun Partnerschaften und Rollout-Kooperationen an – oder einen Dienstleister, bzw., wMSB, zu beauftragen. Diese Maßnahmen wurden in den Erinnerungsbriefen der BNetzA bereits genannt und sollten durch gMSB geprüft werden.

Smart-Grid-Rollout im Fokus

Der BMWK-Auftrag aus der Wachstumsinitiative heißt, die Steuerungsfähigkeit in der Niederspannung zu maximieren. Die Digitalisierung soll mit der Energiewende Schritt halten, sodass der Smart-Meter-Rollout sich auf den Systemnutzen fokussieren soll und daher zum Smart-Grid-Rollout weiterentwickelt wird. Dabei soll die Komplexität reduziert werden, indem der Infrastrukturausbau von Smart Meter und Steuerungseinrichtung, bzw., aktuell wohl Steuerbox (STB), beim MSB gebündelt wird.

Die Steuerung soll nun zum Standardpaket der MSB-Leistungen (§ 3 Abs. 2 MsbG) gehören und ein jährlicher Test mit Nachweispflicht („Steuer-TÜV“) soll dies sicherstellen. Bei Nichterfüllung von Rolloutquoten oder Steuer-TÜV-Vorgaben drohen erstmalig Sanktionen, im schlimmsten Fall sogar der Entzug der Grundzuständigkeit, sodass der Auffang-Messtellenbetreiber eingesetzt werden müsste.

Aber wann hat eine Ausstattung mit intelligentem Messsystem sowie einer STB am Netzanschlusspunkt zu erfolgen? Adressiert werden jene Letztverbraucherinnen, die eine steuerbare Verbrauchseinrichtung gemäß §14a EnWG angemeldet haben sowie Betreiberinnen von Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 kW (sofern dies erforderlich ist um die gesetzlich vorgeschriebenen Rolloutquoten zu erreichen).

Es gibt jedoch auch Ausnahmefälle § 29 Abs. 5 MsbG: Es ist keine Steuereinheit notwendig, wenn Anlagenbetreiberinnen die maximale Wirkleistungseinspeisung ihrer Anlage dauerhaft auf 0 Prozent der installierten Leistung begrenzen und sie dies gegenüber dem gMSB in Textform erklärt haben. Sie müssen dann sicherstellen, dass ihre Anlage dauerhaft keinen Strom in die Elektrizitätsversorgungsnetze einspeisen. Dennoch bleibt die Verpflichtung bestehen, die Anlage mit einem iMSys auszustatten.

Änderung der Preisobergrenzen: Wirtschaftlichkeit im Fokus

Ein zentrales Thema für Messstellenbetreiber sind die Anpassungen der Preisobergrenzen (POG) gem. §30 MsbG, die den Smart-Meter-Rollout wirtschaftlich robuster machen sollen. Denn es gelten nun höhere POG pro iMSys-Einbaufall und auch für moderne Messeinrichtungen (mME) gibt es nun 5 EUR mehr pro Jahr. Die Anschlussnutzer (ANu) haben diese höhere Entgelte zu entrichten. Der Anteil des Anschlussnetzbetreibers (ANB) bleibt gleich. Neu ist, dass die Steuerungs-POG durch den Anschlussnehmer (ANe) zu zahlen ist.
Zusätzlich entfällt die Bündelungsregelung und es gibt neue Entgeltregelungen für Zusatzleistungen, wo gMSB mehr Freiheitsgrade für „angemessene Messentgelte“ erhalten.

Doch ab wann gelten die neuen POG? Theoretisch wirkt das Gesetz rückwirkend zu dem 01.01.2025 (die POG für mME seit Inkrafttreten). Dennoch ist das Prozedere mit Verträgen, AGB und Preisblatt-Veröffentlichung und Co etwas komplizierter, sodass die meisten gMSB wohl ein neues Preisblatt veröffentlichen werden, welches 3 Monate Vorlaufzeit benötigt, bevor die neuen POG dann wirksam werden. Hier bietet sich also die Abrechnung mit den neuen POG ab 1. Juli an, wenn das Preisblatt zum 1. April veröffentlicht werden kann.

Einbaufallgruppen und Fristen für den Rollout und Sanktionen

Während gMSB bislang auf die Anzahl ausgestatteter Messstellen eine Pflichteinbauquote zu erfüllen hatten, ändert sich die Logik zur Berechnung der Ausstattungsquoten nun. Künftig wird auch die erfasste installierte Leistung erfasst. Neu ist auch, dass eine Unterschreitung der gesetzlichen Ausstattungsverpflichtungen um 25 % oder mehr dazu führen kann, dass ein gMSB seine Grundzuständigkeit durch die Bundesnetzagentur entzogen werden kann. Hier gibt es jedoch noch weitere Voraussetzungen, u.a., dass das Verfehlen gleichzeitig zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in mindestens einer Regelzone führen könnte.

Erweiterung der MSB-Standardleistungen

Die Novelle definiert neue Standardleistungen, um die Steuerbarkeit von Anlagen effizient umzusetzen. Dazu gehört insbesondere die Steuerung am Netzanschluss als neue Standardleistung. Auch die Quasi-Echtzeit-Datenlieferung (statt täglicher Viertelstundenwerte) ist neu: gMSB müssen nun auf Anfrage eine sofortige viertelstündliche Übermittlung der Werte an Netzbetreiber sicherstellen. Neben Strom wird nun auch die iMSys-Anbindung für Gas in den Fokus rücken: Ab 2026 ist die Anbindung von Gasmesseinrichtungen als Zusatzleistung möglich.

Der neue “Steuer-TÜV” (§12 EnWG)

Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen zukünftig in der Lage sein, die Steuerbarkeit sowie die Abrufung der Ist-Einspeisung aller in ihrem Netz befindlichen Erzeugungs- und Speicheranlagen nachzuweisen. Dies ist einmal jährlich zu testen. Die Leitlinien dafür sind bis Ende April durch die Übertragungsnetzbetreiber zu definieren. Und daraus ergeben sich auch für MSB zahlreiche Mitwirkungspflichten, da sie verantwortlich für die Smart-Grid-Infrastruktur von iMSys und Steuerungstechnik sind.

Aus den jährlichen Tests müssen MSB, VNB und ÜNB dann Berichte erstellen, die der Bundesnetzagentur und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz vorzulegen sind.

Auch hier gibt es nun Sanktionsmöglichkeiten. Sollten die Akteure gegen ihre Pflichten dauerhaft oder wiederholt verstoßen, kann die Bundesnetzagentur bspw. verschiedene Maßnahmen ergreifen, bspw. Pflichten des VNB auf den jeweils vorgelagerten Netzbetreiber übertragen. Aber auch EEG-Anlagenbetreiber haben gem. §9 EEG den ordnungsgemäßen Zustand der Anlagen sicherzustellen.

Was ist jetzt zu tun?

Für die Akteure der Energiewirtschaft entstehen nun einige Handlungsfelder. Insbesondere Messstellenbetreiber stehen vor der Herausforderung, die Neuerungen schnell umzusetzen und Technik, Prozesse, Daten und IT auf Vordermann zu bringen. Dabei sind insbesondere folgende Handlungsfelder wichtig:

• Rollout-ready machen: die ca. 340 MSBs, die noch keine iMSys im Feld haben, müssen nun in den Mess- und Steuerungsrollout einsteigen. Hier kann die Beauftragung von Dienstleistern (von Teilleistungen bis zum Full-Service sind hier je nach Bedarf viele Optionen am Markt möglich) eine schnelle Lösung darstellen. Kommen Sie gern auf uns zu, wenn Sie die nächsten Schritte bewerten und umsetzen wollen.
• Prozesse stabilisieren: auch gMSBs die schon einige Tausend iMSys in der Fläche installiert haben, bemerken, dass entlang der Meter-to-Cash-Prozesskette noch viele Automatisierungs- und Digitalisierungspotentiale liegen. Unter anderem die Prozesse in der Marktkommunikation und den Backendsystemen sind zu stabilisieren, aber auch ein intelligentes Störungsmanagement für iMSys (wie von dem HG-Partner CubyLink angeboten: Link) ist essentiell. Darüber hinaus gilt es, komplexere Einbaufälle sowie 1:n-Fälle zu erproben und massenfähig zu machen.
• Standard- und Zusatzleistungen bedienen: Neben dem Einbau auf Kundenwunsch, den es effizient in die Rollout-Strategie einzubinden gilt, sind auch Preisblätter neu zu veröffentlichen und ggf. mit Marktpartnern Gespräche zu führen, um die neuen POG- und Preisstrukturen nicht nur reibungslos in die Systeme zu überführen, sondern auch um korrekte Abrechnungen stellen zu können.
• Steuer-Rollout vorbereiten: Für das Schalten und Steuern in der Niederspannung gem. §14a EnWG oder §9 EEG sind zeitaufwendige Vorbereitungen zu treffen. Soll-Prozesse und IT-Zielbilder von VNB und MSB sind zu entwerfen und Lösungen wie CLS-Management-Systeme (MSB) oder ein Netzcockpit (VNB) sind zu etablieren. Hier sind neben einer guten Definition der Anforderungen ggf. auch (EU-)Ausschreibungen notwendig, die zeitaufwendig sind. Gerne begleiten wir Sie dabei, bspw. auch mit einem strategischen Workshop zum CLS-Management.

Fazit: Digitalisierung und Automatisierung als Schlüssel zur Umsetzung

Die Novelle bringt für VNB und gMSB nicht nur Herausforderungen, sondern auch Chancen. Ein frühzeitiges digitales Setup für Massenprozesse und eine strategische Umsetzung der neuen Vorgaben sind jetzt entscheidend.

Wie können Sie als Messstellenbetreiber diese Herausforderungen erfolgreich bewältigen?
Lassen Sie uns ins Gespräch kommen! Als Expert*innen für die Digitalisierung der Energiewirtschaft unterstützen wir Sie bei der Umsetzung – von der strategischen Konzeption bis zur technischen Integration unterstützen wir Sie gern. Wir freuen uns auf einen regen Austausch und stehen Ihnen für weitere Fragen gerne zur Verfügung:

• Kontaktformular
• E-Mail

Die E-World energy & water 2025 hat erneut Maßstäbe gesetzt: Mehr Aussteller, mehr Besucher*innen und eine außergewöhnliche Atmosphäre prägten die größte europäische Fachmesse der Energiewirtschaft. Mit 980 Ausstellern aus 34 Nationen und 33.000 Fachbesucher*innen aus über 70 Ländern war die Veranstaltung in Essen so groß wie nie zuvor. Dennoch stachen unsere Kolleg*innen mit den orangenen Fliegen wieder aus der Masse hervor.

Besonders am zweiten Messetag, dem Mittwoch, war die Dynamik spürbar – Entscheider*innen, Expert*innen und Fachbesucher*innen nutzten die Plattform für intensiven Austausch zu den aktuellen Herausforderungen und Innovationen der Energiewende.

Und das, obwohl am Dienstagabend bereits einige Standpartys auch zum Tanzbeinschwingen einluden. Die HG hatte wie letztes Jahr wieder Vino und Käse besorgt, um energiegeladen Halle 5 zu unterhalten.

Auch für uns, die HORIZONTE-Group, war die E-World 2025 ein voller Erfolg. Die gesamte Gruppe war mit  unseren Tochter- und Schwestergesellschaften vor Ort:

• HORIZONTE-Group (Consulting)
• HORIZONTE-Group Technik (Energietechnik)
• metelligent (Zählermontagedienstleister) und
• CubyLink (Software-Entwicklung für Energiewende)
• evroTarget (BPO-Services für die Energiewirtschaft)

in Halle 5 an Stand D138 vertreten.

Zusätzlich begleiteten uns unsere Partner von der:

• Kanzlei Aecoute° (Anwält:innen für Energie, Klima und Umwelt in Berlin ) sowie der
• IT-Sicherheits- und Datenschutz-Dienstleister @-yet (IT-Sicherheit und Datenschutz seit 2002 | @-yet).

 Über 100 Termine, unzählige Fachgespräche und viele neue Projektanfragen

Unsere Consultants führten an den drei Messetagen über 100 Termine und mehrere hundert Gespräche mit Stadtwerken, Netzbetreibern, Industrieunternehmen und Kommunen.

Die zentrale Frage lautete: Wie gestalten wir die Energiewende effizient, sicher und wirtschaftlich?

Zu den wichtigsten Themen gehörten:
✔ Steuern im Niederspannungsnetz nach § 14a EnWG und CLS-Management: Mit dem Solarspitzengesetz wurde Ende Januar die EnWG-Novelle beschlossen – Steuereinrichtungen zu verbauen (MSB) und Nachweise zur erfolgreichen Testung der E2E-Prozesskette (VNB) sind nun verpflichtend.
✔ Effizienter Messstellenbetrieb, die Sichere Lieferkette und Rollout-Strategien: Teil der EnWG-Novelle ist auch eine Anpassung des MsbG: Der Bundesrat bestätigt die Änderungen für schnelleren Smart-Meter-Rollout.

✔ E-Ladeinfrastruktur und Heimenergiemanagementsysteme (HEMS) als Schnittstelle zwischen Energie- und Mobilitätswende.
✔ Dynamische Tarife nach § 41a EnWG und ihre Chancen für EVUs: hier scheint die Dynamik aber nicht wie ursprünglich gedacht in allen Versorgungsgebieten hoch zu sein. Vermutlich liegt dies daran, dass viele Haushalte immer noch nicht mit dem Thema beschäftigen, wenig in lokalen Medien berichtet wird und dass die Preise doch noch relativ hoch und damit Einsparpotenziale relativ niedrig sind.
✔ Plattformlösungen und zukunftssichere IT-Architekturen ✔ KI im geschützten Rahmen nutzen.

✔ Finanzierung der Energiewende und M&A: Neue Ansätze sind notwendig, um die Erneuerung der Infrastruktur zu finanzieren. Partnerschaften, Kooperationen und Co sind hier zu entwickeln.

✔ Strategieanpassungen für Stadtwerke und Netzbetreiber: Organisationsanalysen und Strategieinventur helfen dabei, das EVU der Zukunft nachhaltig aufzustellen.

✔ Projekt- und Changemanagement für die Energiebranche.

Darüber hinaus wurden auch übergeordnete Fragestellungen diskutiert:

• Wie können Städte, Kommunen und EVUs die Herausforderungen der Energie- und Wärmewende meistern? Vor allem steht nun der schwierige Übergang von der Kommunalen Wärmeplanung in die Umsetzung an. Wie kann etwaige neue Infrastrukturen errichtet werden? Und wie oben bereits als Top-Thema adressiert: Wie wird das alles finanziert?
• Wie lassen sich ESG-Anforderungen und CSRD-Vorgaben in der Praxis umsetzen?

Unser Fazit: Die Branche ist bereit – und es gibt viel zu tun!

Die E-World 2025 hat gezeigt, dass die Energiewirtschaft mitten im Transformationsprozess steckt. Die regulatorischen Rahmenbedingungen entwickeln sich weiter, Technologien schreiten voran – aber viele Stadtwerke, Netzbetreiber und Unternehmen stehen vor der Herausforderung, ihre Strategien an neue Marktanforderungen anzupassen.

Unser Dank gilt allen, die uns an unserem Stand besucht und mit uns über die Zukunft der Energiebranche diskutiert haben! Die Gespräche haben einmal mehr bewiesen, dass die Energiewende gemeinsam gestaltet werden muss – mit Experten, Innovation, Kooperation, Finanzierung und klaren Strategien.

Wir freuen uns schon jetzt auf die E-World 2026!

📢 Sie konnten nicht vor Ort sein oder möchten ein Thema vertiefen? Kontaktieren Sie uns – wir freuen uns auf den Austausch!

Einige Impressionen auf Vimeo und LinkedIn entsperren: