Gastbeitrag von
Carlo Weckelmann und
Frank Hirschi,
beide Mitarbeiter der Horizonte-Group
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 empfiehlt sich nun für alle Netzbetreiber eine systematische Bestandsaufnahme.
Warum ist die systematische Erhebung des aktuellen Prozessstandes entscheidend?
Denn 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. Netzbetreiber können durch eine strukturierte Analyse aufdecken, 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 ausreichend 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. In einer systematischen Bestandsaufnahme ist gezielt zu analysieren, 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 Mitarbeitende effizient entlasten.
Gerade bei weniger massengetriebenen Prozessen bieten sich auch kostengünstige, flexible Lösungen an – zum Beispiel durch Teilautomatisierungen mit Business-Intelligence-Tools beziehungsweise Low-Code-Tools verschiedener Anbieter. 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: Vom 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 der sogenannte Steuerbarkeitscheck verpflichtend. Netzbetreiber müssen zukünftig nachweisen, dass (und in welchem Umfang) angeschlossene Anlagen tatsächlich steuerbar sind. Am 25. April 2025 wurden durch die Übertragungsnetzbetreiber-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.
Nächster Schritte für Verteilnetzbetreiber: Prozesse klären, Handlungsfelder identifizieren und Pflichten sicherstellen
Für Netzbetreiber empfiehlt es sich jetzt, Anforderungen zu beleuchten, Transparenz in die Prozesse zu bringen und Automatisierungspotenziale zu heben, um sich rechtssicher, effizient und zukunftsfähig aufzustellen.
