Fristenkalender: Digitalisierung der Energiewende

Netzentgelte 2027: Veröffentlichung bis 15. Oktober

Betreiber von Strom- und Gasverteilernetzen veröffentlichen die Netzentgelte für 2027 im Internet. Stehen die Entgelte am Stichtag noch nicht fest, ist die voraussichtliche Höhe aus der Erlösobergrenze zu veröffentlichen.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleVeröffentlicht die Netzentgelte Strom 2027 bis 15. Oktober, notfalls als voraussichtliche Werte aus der Erlösobergrenze.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling, Kunden- und Netzanschlussportal
• Netzbetreiber GasPflicht der RolleVeröffentlicht die Netzentgelte Gas 2027 bis 15. Oktober, notfalls als voraussichtliche Werte aus der Erlösobergrenze.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling, Kunden- und Netzanschlussportal
• LieferantbetroffenÜbernimmt die neuen Netzentgelte in Preiskalkulation und Kundenkommunikation für 2027.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Umlagen 2027: Veröffentlichung durch die Übertragungsnetzbetreiber

Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen bis zum 25. Oktober die KWKG-Umlage und die Offshore-Netzumlage für 2027. Lieferanten und Netzbetreiber übernehmen die Werte in Preisblätter und Netzentgeltabrechnung.

Anwendbarkeit: Übertragungsnetzbetreiber; mittelbar alle Stromlieferanten und Stromverteilernetzbetreiber.

• Netzbetreiber StrombetroffenStromnetzbetreiber setzen die Umlagen als Aufschlag auf die Netzentnahme in den Preisblättern 2027 an.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, Regulierungsmanagement, Controlling
• ÜbertragungsnetzbetreiberPflicht der RolleÜbertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die Umlagen für 2027 fristgerecht auf der gemeinsamen Internetseite.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling, Kunden- und Netzanschlussportal
• LieferantbetroffenLieferanten übernehmen die Umlagen in die Preiskalkulation 2027 und in Preisänderungsschreiben.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities

Beschaffung, Handel & Marktdesign Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Netzausbauplan nach §14d EnWG: erstmalige Vorlage

Verteilnetzbetreiber mit 100.000 oder mehr Kunden legen den Netzausbauplan erstmals bei der Bundesnetzagentur vor, danach alle zwei Jahre zum 31. Oktober. Kleinere Betreiber trifft das nur bei mehr als 3 Prozent Abregelung von Wind oder Solar in beiden Vorjahren.

Anwendbarkeit: Nur für Verteilnetzbetreiber mit 100.000 oder mehr Kunden. Kleinere Betreiber nur, wenn in den beiden Vorjahren jeweils mehr als 3 Prozent der möglichen Wind- oder Solarerzeugung abgeregelt wurden.

• Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenPrüft Kundenzahl und Abregelungsquote; falls erfasst, legt er den Plan mit Engpassanalyse und Maßnahmen bei der BNetzA vor.Typisch betroffen: Netzplanung, GIS, Netzberechnung, Regulierungsmanagement, Controlling

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

EEG-Ausschreibung Windenergie an Land: Gebotstermin 1. November 2026

Gebote für Windenergieanlagen an Land müssen bis zum Gebotstermin bei der Bundesnetzagentur eingehen. Das Volumen liegt laut Bundesnetzagentur bei rund 2.495 MW, der Höchstwert 2026 bei 7,25 Cent pro Kilowattstunde.

Anwendbarkeit: Projektierer und Betreiber von Windenergieanlagen an Land mit Genehmigung nach BImSchG.

• DirektvermarkterAnwendbarkeit prüfenDirektvermarkter bereiten Vermarktungsangebote für bezuschlagte Projekte vor.Typisch betroffen: Direktvermarktung und Fernsteuerung
• Anlagenbetreiber (Erzeugung)Anwendbarkeit prüfenAnlagenbetreiber mit genehmigten Windprojekten prüfen Teilnahme, Gebotswert und Sicherheitsleistung.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling

Erzeugung & Direktvermarktung Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Preisänderung zum 1. Januar 2027: Bekanntgabefrist in der Grundversorgung

Grundversorger, die ihre Allgemeinen Preise zum 1. Januar 2027 ändern, müssen dies spätestens sechs Wochen vorher öffentlich bekanntgeben, brieflich mitteilen und im Internet veröffentlichen. Für Haushaltskunden mit Sonderverträgen gilt nach § 41 Abs. 5 EnWG eine Frist von einem Monat.

Anwendbarkeit: Grundversorger Strom und Gas mit Preisänderung zum 01.01.2027; Sondervertragslieferanten mit Haushaltskunden (Frist ein Monat).

• LieferantPflicht der RolleLieferanten in der Grundversorgung schließen die Preiskalkulation 2027 so rechtzeitig ab, dass Bekanntgabe, Kundenschreiben und Internetveröffentlichung spätestens am 20. November 2026 erfolgen.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities, Kunden- und Netzanschlussportal

Hängt zusammen mit: Umlagen 2027: Veröffentlichung durch die Übertragungsnetzbetreiber, Netzentgelte 2027: Veröffentlichung bis 15. Oktober

Marktkommunikation & Marktprozesse Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Redispatch 2.0: Wahl der Abrechnungsvariante für 2027

Nach der Festlegung BK6-23-241 legt der Anlagenbetreiber je technischer Ressource bis zum 30. November die Abrechnungsvariante für das Folgejahr fest. Ohne Entscheidung gilt die vereinfachte Spitzabrechnung; die Pauschal-Abrechnung endet für Bestandsressourcen mit Ablauf des 31.12.2028.

Anwendbarkeit: Betreiber redispatchfähiger Anlagen ab 100 kW und steuerbarer Anlagen im Redispatch 2.0.

• Netzbetreiber StrombetroffenStromnetzbetreiber übernehmen die Zuordnung in die Ausfallarbeitsermittlung.Typisch betroffen: EDM / MDM, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• BilanzkreisverantwortlicherbetroffenBilanzkreisverantwortliche prüfen die Wirkung der gewählten Variante auf Ausgleichsenergiekosten.Typisch betroffen: Handels- und Beschaffungssystem (ETRM)
• DirektvermarkterbetroffenDirektvermarkter stimmen mit den Anlagenbetreibern ab, welche Variante den bilanziellen Ausgleich im Bilanzkreis am besten abbildet.Typisch betroffen: Direktvermarktung und Fernsteuerung
• Anlagenbetreiber (Erzeugung)betroffenAnlagenbetreiber entscheiden je technischer Ressource über Spitz-, vereinfachte Spitz- oder Pauschal-Abrechnung und melden die Wahl dem Anschlussnetzbetreiber.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)

Flexibilität, Speicher & Netzentgelte Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

EEG-Ausschreibung Solar erstes Segment: Gebotstermin 1. Dezember 2026

Gebote für Freiflächen-Solaranlagen (erstes Segment) müssen bis zum Gebotstermin bei der Bundesnetzagentur eingehen. Das tatsächliche Volumen liegt laut Bundesnetzagentur bei rund 2.079 MW.

Anwendbarkeit: Projektierer und Betreiber von Freiflächen-Solaranlagen über 1 MW.

• DirektvermarkterAnwendbarkeit prüfenDirektvermarkter bereiten Vermarktung und Profilbewertung für bezuschlagte Solarparks vor.Typisch betroffen: Direktvermarktung und Fernsteuerung, Handels- und Beschaffungssystem (ETRM)
• Anlagenbetreiber (Erzeugung)Anwendbarkeit prüfenAnlagenbetreiber mit Flächen und Netzanschlusszusage prüfen Teilnahme und Gebotswert.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling

Erzeugung & Direktvermarktung Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

EU AI Act: Kennzeichnungspflicht auch für KI im Bestand

Der Übergangszeitraum von vier Monaten läuft ab. Generative KI-Systeme, die vor dem 02.08.2026 in Verkehr kamen, müssen ihre Ausgaben maschinenlesbar markieren.

Anwendbarkeit: Art. 50 Abs. 2 KI-VO richtet sich an Anbieter generativer KI-Systeme. Wer zugekaufte Systeme nur einsetzt, ist Betreiber und hat vor allem Offenlegungspflichten nach Art. 50 Abs. 4.

• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenKlärt für jedes generative KI-System, ob das Unternehmen als Anbieter gilt, und markiert dann die Ausgaben maschinenlesbar.Typisch betroffen: KI-Systeme und Chatbots, Kunden- und Netzanschlussportal

Hängt zusammen mit: EU AI Act: Klassifizierungs- und Transparenzpflichten

IT-Architektur, Daten & KI Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

AgNeS: Rahmenfestlegung Netzentgelte Strom

Zeitvariable Entgelte, Kapazitätspreise und Einspeiseentgelte werden festgelegt, Folgefestlegungen 2027, Wirkung ab 2029.

• Netzbetreiber StrombetroffenPlant Abrechnung und Tarifsysteme für zeitvariable Entgelte, Kapazitätspreise und Einspeiseentgelte ab 2029.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, Regulierungsmanagement, Controlling, SAP IS-U / S/4HANA Utilities
• LieferantbetroffenBereitet Produkte und Abrechnung darauf vor, neue Netzentgeltbestandteile an Kunden weiterzugeben.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung

Hängt zusammen mit: AgNeS: Ende der Konsultation zur Netzentgeltreform, MiSpeL: Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten

Flexibilität, Speicher & Netzentgelte Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Heizkostenverordnung: Fernablesung nachrüsten

Wärmeversorger rüsten vor dem 5. Oktober 2021 installierte, nicht fernablesbare Messeinrichtungen nach oder tauschen sie aus (FFVAV). Gebäudeeigentümer tun dasselbe für Wärme- und Warmwasserzähler und Heizkostenverteiler (HeizkostenV).

Anwendbarkeit: Die FFVAV gilt für Wärmeversorger, die HeizkostenV für Gebäudeeigentümer. Messstellenbetreiber nach MsbG sind nicht Adressat.

• WärmenetzbetreiberPflicht der RolleRüstet vor dem 5. Oktober 2021 installierte, nicht fernablesbare Wärmezähler bis Jahresende nach oder tauscht sie aus.Typisch betroffen: Montage- und Auftragssteuerung, EDM / MDM
• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenPrüft für eigene Gebäude und Contracting-Modelle, wer als Gebäudeeigentümer die Nachrüstung nach HeizkostenV trägt.Typisch betroffen: Montage- und Auftragssteuerung

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

§14a-Steuerung: Zielmarke funktionsfähige Steuerung

Nach der Vier-Stufen-Systematik der Technischen Studie 2.0 soll bis Ende 2026 die funktionsfähige Steuerung mit Kernprozessen für erste Steueranwendungen stehen. Eine Frist im MsbG ist das nicht.

• Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenBaut Prozesse auf, um Steuerbefehle an §14a-Anlagen über den Messstellenbetreiber abzusetzen.Typisch betroffen: Netzleitsystem / SCADA, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberAnwendbarkeit prüfenRichtet Steuerung über Smart-Meter-Gateway und Steuerbox für erste §14a-Anwendungen ein; die Marke ist ein Zielwert, keine gesetzliche Frist.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)

Hängt zusammen mit: Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle seit Februar 2025, MaKo-Formatrelease Mitteilung Nr. 56

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle seit Februar 2025

Grundzuständige Messstellenbetreiber müssen bis Ende 2026 mindestens 90 Prozent der seit dem 25. Februar 2025 neu auszustattenden Messstellen erledigt haben. Die Bundesnetzagentur erhebt den Stand halbjährlich und führt seit März 2026 Aufsichtsverfahren gegen Nachzügler.

• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleStattet bis Jahresende mindestens 90 Prozent der seit 25. Februar 2025 neu auszustattenden Messstellen mit intelligenten Messsystemen aus.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

WPG §32: Dekarbonisierungsfahrplan für Wärmenetze

Betreiber bestehender Wärmenetze legen den Fahrplan vor: 30 Prozent erneuerbar 2030, 80 Prozent 2040.

Anwendbarkeit: Ausgenommen sind Wärmenetze, die bereits vollständig mit erneuerbarer Wärme, unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombination gespeist werden, Netze unter 1 Kilometer Länge und Netze mit gebilligtem BEW-Transformationsplan. Die WPG-Novelle würde nur Betreiber industrieller Wärmenetze bis Ende 2030 entlasten.

• WärmenetzbetreiberPflicht der RolleErstellt für jedes Wärmenetz den Ausbau- und Dekarbonisierungsfahrplan und legt ihn der zuständigen Behörde vor.Typisch betroffen: Netzplanung, GIS, Netzberechnung, Regulierungsmanagement, Controlling

Wärme, Gas & Wasserstoff Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der neuen Erzeugungsleistung bis 100 Kilowatt

Grundzuständige Messstellenbetreiber müssen bis Ende 2026 mindestens 90 Prozent der Erzeugungsleistung bis 100 Kilowatt ausgestattet haben, die zwischen dem 25. Februar 2025 und dem 30. September 2026 neu in Betrieb gegangen ist. Gemessen wird installierte Leistung, nicht die Zahl der Messstellen.

• Netzbetreiber StrombetroffenLiefert Anlagenstammdaten aus Netzanschluss und Marktstammdatenregister, damit der Messstellenbetreiber die Einbaufälle kennt.Typisch betroffen: SAP IS-U / S/4HANA Utilities
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleStattet Erzeugungsanlagen bis 100 Kilowatt so aus, dass 90 Prozent der von Februar 2025 bis September 2026 neu installierten Leistung erfasst sind.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

WACC Gas: Erlass der Festlegung zur Kapitalverzinsung

Die Bundesnetzagentur will die pauschalierte Kapitalverzinsung für Gasnetzbetreiber bis Ende 2026 festlegen. Gasverteilernetzbetreiber kalkulieren danach ihre Erlösobergrenzen der fünften Regulierungsperiode ab 2028 mit dem beschlossenen Satz.

• Netzbetreiber GasbetroffenKalkuliert die Erlösobergrenzen der fünften Regulierungsperiode Gas ab 2028 mit dem festgelegten Zinssatz.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

Hängt zusammen mit: WACC Gas: Ende der Konsultation zur Kapitalverzinsung

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

KWKG: Stichtag für Dauerbetrieb oder Genehmigung von KWK-Anlagen, Wärmenetzen und Wärmespeichern

Ein Zuschlag nach dem KWKG setzt voraus, dass KWK-Anlagen bis zum 31. Dezember 2026 in Dauerbetrieb gehen oder bis dahin eine BImSchG-Genehmigung beziehungsweise verbindliche Bestellung vorliegt und die Anlage binnen vier Jahren danach in Dauerbetrieb geht. Auch die Förderung von Wärmenetzen und Wärmespeichern knüpft an den 31. Dezember 2026 an (Inbetriebnahme oder vorliegende Genehmigungen nach Landesrecht).

Anwendbarkeit: Neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen sowie neue oder ausgebaute Wärmenetze und Wärmespeicher mit KWKG-Förderung.

• Anlagenbetreiber (Erzeugung)betroffenAnlagenbetreiber sichern für KWK-Projekte bis Jahresende Dauerbetrieb, Genehmigung oder verbindliche Bestellung.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling
• WärmenetzbetreiberbetroffenWärmenetzbetreiber prüfen, ob Netz- und Speicherprojekte bis Jahresende in Betrieb gehen oder alle Genehmigungen vorliegen.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling

Erzeugung & Direktvermarktung Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

AFIR: ISO 15118-20 für neue Ladepunkte

Ab 2027 neu errichtete oder instand gesetzte öffentlich zugängliche Ladepunkte sowie private Ladepunkte der Ladebetriebsart 3 und 4 entsprechen mindestens ISO 15118-20. Bidirektionales Laden und Plug and Charge bleiben freiwillig; wer Plug and Charge anbietet, braucht ISO 15118-2 und ISO 15118-20.

Anwendbarkeit: Gilt für neu errichtete oder instand gesetzte Ladepunkte, Bestandsanlagen bleiben ausgenommen. Private Ladepunkte nur in Ladebetriebsart 3 und 4.

• LadepunktbetreiberPflicht der RolleBeschafft ab 2027 nur noch Ladepunkte mit ISO 15118-20 und rüstet Backend und PKI nach, falls Plug and Charge angeboten wird.Typisch betroffen: Ladebackend (OCPP, PKI)

Vertrieb, Portale & E-Mobilität Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Netzpaket: systemdienliche Netzanschlussleistung statt Maximalleistung

Der Anspruch auf Netzanschluss richtet sich nicht mehr auf die maximale Erzeugungsleistung. Netzbetreiber sollen Anschlussvorhaben nach Planungsreife und Netzdienlichkeit priorisieren und verfügbare Kapazitäten monatlich auf Netzkarten zeigen. Das elektronische Auskunftsverfahren ab 135 Kilowatt sieht der Entwurf erst ab 2028 vor.

• Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenBereitet die Priorisierung von Anschlussbegehren nach Planungsreife und Netzdienlichkeit vor; der Gesetzentwurf kann sich im Verfahren noch ändern.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal, Netzplanung, GIS, Netzberechnung

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

EEG 2027 (Regierungsentwurf): keine feste Vergütung für neue PV unter 25 kW

Nach dem Regierungsentwurf, vorbehaltlich des Bundestagsbeschlusses und der EU-Beihilfegenehmigung: Neue PV-Anlagen unter 25 kW erhalten statt der Einspeisevergütung eine befristete Übergangszahlung des Netzbetreibers für höchstens 36 Monate, danach Direktvermarktung mit Bonus von 1,5 ct/kWh für bis zu 48 Monate. Dachanlagen unter 100 kW begrenzen die Einspeisung dauerhaft auf 50 Prozent, der Pflichteinbau intelligenter Messsysteme beginnt bei Erzeugungsanlagen schon über 2 kW. Inbetriebnahmen bis 31.12.2026 bleiben im alten Recht.

Anwendbarkeit: Betrifft nach dem Entwurf nur Neuanlagen mit Inbetriebnahme ab 1. Januar 2027. Bestandsanlagen bleiben im bisherigen Recht, Steckersolargeräte bis 2 kW sind ausgenommen.

• Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenBereitet EEG-Abrechnung für Netzbetreiberabnahme, Übergangszahlung und Bonus vor und prüft die 50-Prozent-Kappung bei Inbetriebnahme; der Gesetzentwurf kann sich im Verfahren noch ändern.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberAnwendbarkeit prüfenPlant das Segment 2 bis 7 kW in den Pflichtrollout mit Steuerungseinrichtung ein, dazu vorzeitige Einbauten für die Direktvermarktung; Stand Regierungsentwurf.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung
• LieferantAnwendbarkeit prüfenPrüft ein Angebot als Direktvermarkter für Kleinanlagen im eigenen Gebiet; Stand Regierungsentwurf.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API), Netznutzungs- und Kundenabrechnung

Marktkommunikation & Marktprozesse Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

BSI TR-03109-6 v2.0 für Gateway-Administratoren

Neu- und Rezertifizierung nach v2.0 mit ISMS- und Pentest-Anforderungen, v1.0 läuft parallel bis Ende 2028.

Anwendbarkeit: Gilt für Messstellenbetreiber, die die Gateway-Administration selbst betreiben; sonst trifft es den beauftragten Dienstleister. Version 1.0 bleibt bis Ende 2028 gültig.

• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleStellt den Betrieb der Gateway-Administration bei der nächsten Neu- oder Rezertifizierung ab 2027 auf Version 2.0 um.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, ISMS und Sicherheitsbetrieb

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Auffangmessstellenbetreiber: Veröffentlichung für 2027

Die Bundesnetzagentur veröffentlicht zu Beginn des Kalenderjahres Namen, Anschrift und Internetseite des je Bundesland zuständigen Auffangmessstellenbetreibers sowie der Messstellenbetreiber, die ihre Bereitschaft angezeigt haben. Grundlage sind die Daten aus dem Monitoring nach § 35 EnWG.

Anwendbarkeit: Die Veröffentlichungspflicht liegt bei der Bundesnetzagentur. Für Stadtwerke ist der Eintrag eine Information, keine eigene Frist.

• Grundzuständiger MessstellenbetreiberbetroffenPrüft die Liste der Bundesnetzagentur, wenn Messstellen abgegeben werden sollen oder Bereitschaft als Auffangmessstellenbetreiber angezeigt wurde.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

AFIR: Kartenzahlung an bestehenden Schnellladepunkten ab 50 kW

Ab dem 1. Januar 2027 müssen öffentlich zugängliche Ladepunkte ab 50 kW entlang des TEN-V-Straßennetzes oder auf sicheren Lkw-Parkplätzen punktuelles Laden mit Kartenleser oder kontaktlosem Kartenlesegerät erlauben, auch wenn sie vor dem 13. April 2024 errichtet wurden.

Anwendbarkeit: Öffentlich zugängliche Ladepunkte ab 50 kW am TEN-V-Straßennetz oder auf sicheren und gesicherten Parkplätzen, sofern das Laden kostenpflichtig ist.

• LadepunktbetreiberPflicht der RolleLadepunktbetreiber rüsten betroffene Bestandsladepunkte mit Kartenleser oder NFC-Terminal nach und binden die Zahlung an Backend und Abrechnung an.Typisch betroffen: Ladebackend (OCPP, PKI), Netznutzungs- und Kundenabrechnung

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VDE-AR-N 4105:2026-03: Ende der Übergangszeit

Ab diesem Tag ist für den Anschluss von Erzeugungsanlagen an das Niederspannungsnetz nur noch die Fassung 2026-03 anzuwenden. Technische Anschlussbedingungen, Anmeldeformulare (F.1.1, F.1.2) und die Anschlussbeurteilung bis 500 kW müssen bis dahin umgestellt sein.

Anwendbarkeit: Gilt für Netzbetreiber, Errichter und Anlagenbetreiber beim Anschluss von Erzeugungsanlagen und Speichern an das Niederspannungsnetz. Bestandsanlagen ohne Änderung sind nicht erfasst, solange ein sicherer und störungsfreier Betrieb gewährleistet ist.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleStellt Technische Anschlussbedingungen, Anmeldeformulare und Prüfprozess auf die Fassung 2026-03 um und dokumentiert bis dahin je Vorgang den angewendeten Regelstand.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal, Netzplanung, GIS, Netzberechnung, Anlagenstammdaten und MaStR
• Wettbewerblicher MessstellenbetreiberbetroffenMeldet Erzeugungsanlagen und Speicher nach den neuen Formularen an und richtet Messkonzepte auf rückspeisefähige Ladeeinrichtungen als Speicher aus.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal, Netznutzungs- und Kundenabrechnung

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Energy Sharing: Praxisstart mit BNetzA-Plattform

Die Netzbetreiber errichten gemeinsam eine bundesweite Internetplattform nach §20b EnWG, über die auch Energy-Sharing-Vereinbarungen registriert werden. Den Termin legt die Bundesnetzagentur fest; bis dahin läuft Energy Sharing über das Dienstleistungsmodell.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleBeteiligt sich an Aufbau und Betrieb der gemeinsamen Plattform nach §20b EnWG; den Termin legt die Bundesnetzagentur fest.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• LieferantAnwendbarkeit prüfenPrüft, ob Energy-Sharing-Angebote über die Plattform registriert werden müssen, sobald sie läuft.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal

Hängt zusammen mit: Energy Sharing nach §42c EnWG

Flexibilität, Speicher & Netzentgelte Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

MaKo-Formatrelease Mitteilung Nr. 58

Zum 1. April 2027 werden das ActivationDocument AWT in Version 1.1g und die Regelungen zum Übertragungsweg in Version 1.11 mit den Anpassungen zur Zertifikatsnutzung bei mTLS verbindlich. Die zuvor konsultierte Ablösung der UTILTS durch API-Webdienste kommt nicht.

Anwendbarkeit: Das ActivationDocument AWT betrifft nur Marktpartner im Redispatch. Die Regelungen zum Übertragungsweg gelten für alle, die Marktkommunikation über AS4 austauschen.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleStellt die Redispatch-Meldungen auf ActivationDocument AWT 1.1g um und zieht den Übertragungsweg auf Fassung 1.11 nach.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API), EDM / MDM
• ÜbertragungsnetzbetreiberPflicht der RolleNimmt Redispatch-Abrufe im Format ActivationDocument AWT 1.1g entgegen und passt die Zertifikatsnutzung für mTLS an.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API), Direktvermarktung und Fernsteuerung
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleZieht den Übertragungsweg auf Fassung 1.11 nach; die geplante API-Ablösung der UTILTS entfällt, der UTILTS-Versand bleibt.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API), EDM / MDM
• LieferantPflicht der RolleBehält die UTILTS-Verarbeitung für Zählzeiten und Berechnungsformeln und passt den Übertragungsweg auf Fassung 1.11 an.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)

Hängt zusammen mit: MaKo-Formatrelease Mitteilung Nr. 56

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VDE-AR-N 4100:2026-04: Ende der Übergangszeit

Projekte, die am Stichtag bereits in Planung oder im Bau waren, dürfen bis zu diesem Tag nach der alten Fassung ausgeführt werden. Danach gilt für Kundenanlagen am Niederspannungsnetz nur noch die Fassung 2026-04, einschließlich Wandleranlagen bis 1.000 A halbindirekter Messung und des Zählerplatzfelds für Kommunikationsmodule und Steuergeräte.

Anwendbarkeit: Gilt für Kundenanlagen am Niederspannungsnetz. Bestandsanlagen ohne Änderung sind nicht erfasst; Auslöser für eine Anpassung sind unter anderem Leistungserhöhung, Einspeisung, steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG und zusätzliche Netzanschlüsse.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleZieht die Technischen Anschlussbedingungen auf die Fassung 2026-04 nach und prüft Zählerplatz, Wandleranlagen und Kurzschlussfestigkeiten gegen die neuen Vorgaben.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal, Anlagenstammdaten und MaStR
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberbetroffenBerücksichtigt das neue Zählerplatzfeld für Kommunikationsmodule und Steuergeräte in Rollout-Planung und Einbauvorgaben.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung

Hängt zusammen mit: VDE-AR-N 4105:2026-03: Ende der Übergangszeit

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

MiSpeL: Ende der Übergangszeit

Bis Ende September 2027 lassen sich Abgrenzungsoption und Pauschaloption nur mit Einverständnis von Netzbetreiber und Messstellenbetreiber nutzen. Netzbetreiber und Messstellenbetreiber richten in dieser Zeit Messung, Datenlieferung und Abrechnung für die beiden Optionen ein.

Anwendbarkeit: Betrifft Standorte mit Speichern oder Ladepunkten in gemischter Nutzung. Welche Schritte im Einzelnen anfallen, ergibt sich aus Tenor und Anlagen der Festlegung.

• Netzbetreiber StrombetroffenRichtet bis zum Ende der Übergangszeit die Abläufe ein, mit denen die beiden MiSpeL-Optionen ohne Zustimmung im Einzelfall laufen.Typisch betroffen: EDM / MDM, Netznutzungs- und Kundenabrechnung
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberbetroffenStellt Messung und Datenlieferung bereit, die die Abgrenzungsoption an Speicher- und Ladepunktstandorten braucht.Typisch betroffen: EDM / MDM, Montage- und Auftragssteuerung
• SpeicherbetreiberAnwendbarkeit prüfenKlärt, ob sich der Wechsel in eine der beiden Optionen schon in der Übergangszeit lohnt oder erst danach.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR

Hängt zusammen mit: MiSpeL: Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten

Flexibilität, Speicher & Netzentgelte Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

REMIT II: neue Meldeformate und erste Positionsmeldung

Ab dem 29. Oktober 2027 gelten die neuen Datenfelder für die laufende Transaktionsmeldung an ACER. Marktteilnehmer mit Positionen ab 600 GWh pro Jahr melden ihre Positionen quartalsweise, erstmals im Oktober 2027; Regelenergie-Transaktionen sind ab dem 29. April 2028 monatlich zu melden.

Anwendbarkeit: Marktteilnehmer im Sinne von REMIT mit Transaktionen in Strom- und Gasgroßhandelsprodukten; Positionsmeldung erst ab 600 GWh pro Jahr, getrennt nach Strom und Gas.

• LieferantPflicht der RolleLieferanten mit Großhandelsgeschäften stellen Meldewege und Datenfelder auf das neue Format um und prüfen die 600-GWh-Schwelle für die Positionsmeldung.Typisch betroffen: Handels- und Beschaffungssystem (ETRM), Regulierungsmanagement, Controlling
• BilanzkreisverantwortlicherbetroffenBilanzkreisverantwortliche liefern Handelsdaten für die neuen Meldefelder zu.Typisch betroffen: Handels- und Beschaffungssystem (ETRM)
• DirektvermarkterPflicht der RolleDirektvermarkter passen Transaktionsmeldungen an und bereiten die monatliche Meldung von Regelenergiegeschäften vor.Typisch betroffen: Handels- und Beschaffungssystem (ETRM), Direktvermarktung und Fernsteuerung
• Anlagenbetreiber (Erzeugung)Anwendbarkeit prüfenAnlagenbetreiber, die selbst handeln oder Regelenergie anbieten, prüfen, ob sie als Marktteilnehmer melden.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling
• SpeicherbetreiberbetroffenSpeicherbetreiber mit Großhandels- oder Regelenergiegeschäften prüfen ihre Meldepflichten nach dem neuen Katalog.Typisch betroffen: Handels- und Beschaffungssystem (ETRM), Regulierungsmanagement, Controlling

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Kapazitätsmarkt (StromVKG): erste technologieoffene Ausschreibung für Kapazitäten

Am 1. Dezember 2027 findet die erste Ausschreibung für Kapazitäten statt, an der Erzeugungsanlagen, Stromspeicher, regelbare Lasten und Anlagenpools teilnehmen können. Vorher ist eine Präqualifizierung beim zuständigen Übertragungsnetzbetreiber nötig, der Antrag ist nur vom siebten bis zum fünften Monat vor dem Gebotstermin möglich.

Anwendbarkeit: Betreiber von Erzeugungsanlagen, Stromspeichern und regelbaren Lasten sowie Aggregatoren, die an der Ausschreibung teilnehmen wollen.

• ÜbertragungsnetzbetreiberPflicht der RolleÜbertragungsnetzbetreiber führen die Präqualifizierung über die gemeinsame Internetplattform durch und veröffentlichen Volumen und Höchstwerte.Typisch betroffen: Kunden- und Netzanschlussportal, Regulierungsmanagement, Controlling
• DirektvermarkterAnwendbarkeit prüfenDirektvermarkter und Aggregatoren prüfen Gebote für Anlagenpools und Kleinanlagenpools.Typisch betroffen: Direktvermarktung und Fernsteuerung
• Anlagenbetreiber (Erzeugung)Anwendbarkeit prüfenAnlagenbetreiber prüfen, welche Kraftwerke oder KWK-Anlagen sie präqualifizieren und anbieten.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling
• SpeicherbetreiberAnwendbarkeit prüfenSpeicherbetreiber prüfen Teilnahme; die anrechenbare Leistung hängt von der Höchsterbringungsdauer ab.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling
• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenUnternehmen mit regelbaren Lasten prüfen, ob sie Leistungsreduktion als Kapazität anbieten.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR

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EU AI Act: Hochrisiko-Anforderungen Anhang III

KI in kritischer Infrastruktur und Netzbetrieb fällt unter Anhang III, die BNetzA wird Marktüberwachung.

• Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenPrüft KI in Netzführung und Leitsystem auf eine Einstufung als Hochrisiko-System nach Anhang III.Typisch betroffen: Netzleitsystem / SCADA, KI-Systeme und Chatbots
• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenPrüft, ob KI-Systeme als Sicherheitsbauteil im Netzbetrieb oder im Personalbereich laufen, und bereitet die Hochrisiko-Pflichten vor.Typisch betroffen: KI-Systeme und Chatbots, ISMS und Sicherheitsbetrieb

Hängt zusammen mit: EU AI Act: Klassifizierungs- und Transparenzpflichten, KI-MIG: Bundesnetzagentur wird Marktüberwachungsbehörde

IT-Architektur, Daten & KI Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

AgNeS: konkretisierende Folgefestlegungen

Nach der Rahmenfestlegung Ende 2026 legt die Bundesnetzagentur 2027 die Details fest, darunter zeitvariable Entgelte und Kapazitätspreise. Verteilnetzbetreiber planen Abrechnung und Systeme gegen diese Folgefestlegungen.

• Netzbetreiber StrombetroffenRichtet Abrechnung und Systeme an den Folgefestlegungen zu zeitvariablen Entgelten und Kapazitätspreisen aus.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities
• LieferantAnwendbarkeit prüfenPrüft, welche neuen Entgeltbestandteile Tarife und Kundenabrechnung verändern.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung

Hängt zusammen mit: AgNeS: Rahmenfestlegung Netzentgelte Strom

Flexibilität, Speicher & Netzentgelte Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

SAP ECC und IS-U: Ende der Mainstream-Wartung

Extended Maintenance bis 2030 gegen Aufpreis. Migrationen auf S/4HANA Utilities dauern 18 bis 36 Monate.

Anwendbarkeit: Betrifft nur Unternehmen, die SAP ECC oder IS-U einsetzen. Die Frist ergibt sich aus der SAP-Wartungsstrategie, nicht aus einem Gesetz.

• Unternehmen gesamt, mehrere RollenbetroffenPlant die Migration von SAP IS-U auf S/4HANA Utilities oder sichert Extended Maintenance bis 2030 vertraglich ab.Typisch betroffen: SAP IS-U / S/4HANA Utilities

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NEST: fünfte Regulierungsperiode Gas

Neue Anreizregulierung nach NEST-Festlegungen vom Dezember 2025, danach Dreijahresperioden.

• Netzbetreiber GasPflicht der RolleWechselt in die fünfte Regulierungsperiode Gas mit neuer Methodik und Dreijahresperioden.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

Hängt zusammen mit: WACC Gas: Erlass der Festlegung zur Kapitalverzinsung

Netz & Niederspannung Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

EU-ETS 2 startet: Emissionshandel für Gebäude und Verkehr löst das BEHG ab

Die Regelphase des EU-ETS 2 beginnt am 1. Januar 2028; die erste Abgabe von Zertifikaten für die Emissionen 2028 ist bis zum 31. Mai 2029 fällig. Bis einschließlich 2027 gelten die Berichts- und Abgabepflichten des BEHG weiter.

Anwendbarkeit: Verantwortliche nach BEHG und TEHG, die Brennstoffe für Gebäude, Straßenverkehr und weitere Sektoren in Verkehr bringen; mittelbar alle Abnehmer.

• LieferantPflicht der RolleGaslieferanten, die als Verantwortliche Brennstoffe in Verkehr bringen, stellen Überwachung, Zertifikatsbeschaffung und Preisweitergabe auf den EU-ETS 2 um.Typisch betroffen: Handels- und Beschaffungssystem (ETRM), Netznutzungs- und Kundenabrechnung, Regulierungsmanagement, Controlling
• WärmenetzbetreiberbetroffenWärmenetzbetreiber, deren Brennstoffe nicht dem EU-ETS 1 unterliegen, kalkulieren den CO2-Preis aus dem EU-ETS 2 in Wärmepreise und Preisgleitklauseln ein.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung
• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenUnternehmen prüfen CO2-Kosten für Fuhrpark und Gebäudewärme ab 2028.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

Beschaffung, Handel & Marktdesign Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

BRÜCKEN: Rückstellungen für Stilllegung und Rückbau von Gasnetzen

Zuführungen zu und Auflösungen von Rückstellungen für die Stilllegung und den unvermeidbaren Rückbau von Gasversorgungsnetzen zählen ab der fünften Regulierungsperiode zu den Kostenanteilen, die nicht dem Effizienzvergleich unterliegen. Betreiber und Verpächter von Gasnetzen brauchen dafür eine nachvollziehbare Herleitung dieser Rückstellungen in der Kostenprüfung.

Anwendbarkeit: Betrifft Betreiber und Verpächter von Gasverteilernetzen in der Anreizregulierung. Die Einordnung greift ab der fünften Regulierungsperiode Gas; wie weit Rückstellungen aus dem Basisjahr einfließen, steht im Beschluss.

• Netzbetreiber GasbetroffenLeitet die Rückstellungen für Stilllegung und unvermeidbaren Rückbau nachvollziehbar her und bringt sie in die Kostenprüfung für die fünfte Regulierungsperiode ein.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

Hängt zusammen mit: NEST: fünfte Regulierungsperiode Gas

Netz & Niederspannung Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Energy Sharing über die Netzgrenze hinweg

Ab dem 1. Juni 2028 muss Energy Sharing auch mit angrenzenden Bilanzierungsgebieten möglich sein. Nach Mitteilung Nr. 73 der Bundesnetzagentur reicht auch hier das Dienstleistungsmodell über Lieferanten, ohne weitere Umsetzung beim Netzbetreiber.

• Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenPrüft den Abstimmungsbedarf mit dem angrenzenden Netzbetreiber; laut Bundesnetzagentur genügt auch hier das Dienstleistungsmodell.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• LieferantAnwendbarkeit prüfenPrüft, ob Energy Sharing über angrenzende Bilanzierungsgebiete als Dienstleistung angeboten wird.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung

Hängt zusammen mit: Energy Sharing nach §42c EnWG

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WPG: Wärmepläne aller Kommunen unter 100.000 Einwohnern

Nach den Großstädten müssen alle übrigen Kommunen ihre Wärmeplanung vorlegen, Stadtwerke liefern die Datengrundlage.

Anwendbarkeit: Die Pflicht zur Wärmeplanung liegt bei Kommunen mit 100.000 oder weniger Einwohnern; Netzbetreiber liefern Daten zu.

• Netzbetreiber GasbetroffenStimmt Gasnetzgebiete und Umstellungspfade mit der kommunalen Wärmeplanung ab.Typisch betroffen: Netzplanung, GIS, Netzberechnung
• WärmenetzbetreiberbetroffenLiefert der Kommune Daten zu Netz, Erzeugung und Ausbauplänen für die Wärmeplanung.Typisch betroffen: Netzplanung, GIS, Netzberechnung

Wärme, Gas & Wasserstoff Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

MaBiS-Hub: Systeme der Marktpartner angepasst

Nach dem Einführungsszenario passen Marktpartner ihre Systeme bis zum 1. Juli 2028 an den MaBiS-Hub an. Ab dem 1. Januar 2029 wird der Hub mit Stamm- und Bewegungsdaten befüllt.

Anwendbarkeit: Termin nach dem Einführungsszenario der Branche; die Bundesnetzagentur hat ihn im Verfahren BK6-24-210 noch nicht festgelegt.

• Netzbetreiber StrombetroffenPasst Bilanzierungs- und Datenaustauschsysteme an die Schnittstellen des MaBiS-Hub an.Typisch betroffen: EDM / MDM, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• LieferantbetroffenStellt Bilanzkreisprozesse und Datenabgleich auf den zentralen MaBiS-Hub um.Typisch betroffen: EDM / MDM, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)

Marktkommunikation & Marktprozesse Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

MsbG § 40: neue Gaszähler mit Leistungsmessung am Smart-Meter-Gateway

Neue Messeinrichtungen für Gas mit registrierender Leistungsmessung sind spätestens ab dem 1. Juli 2028 an vorhandene Smart-Meter-Gateways anzubinden. Übrige neue Gaszähler folgen, sobald die Anbindung technisch möglich ist und keine Mehrkosten entstehen.

Anwendbarkeit: Neu eingebaute Gaszähler mit registrierender Leistungsmessung an Messstellen mit vorhandenem Smart-Meter-Gateway.

• Netzbetreiber GasbetroffenGasnetzbetreiber stellen Empfang und Verarbeitung der Messwerte über die Gateway-Infrastruktur sicher.Typisch betroffen: EDM / MDM, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API), SAP IS-U / S/4HANA Utilities
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleGrundzuständige Messstellenbetreiber Gas planen Zählertypen, Schnittstellen und Gateway-Anbindung für neue RLM-Gaszähler.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, EDM / MDM, Montage- und Auftragssteuerung
• Wettbewerblicher MessstellenbetreiberbetroffenWettbewerbliche Messstellenbetreiber mit Gas-RLM richten die Gateway-Anbindung ebenfalls ein.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, EDM / MDM

Smart Metering, SMGW & §14a Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

BSIG §39: erster Nachweis für kritische Anlagen

Betreiber kritischer Anlagen weisen die Umsetzung ihrer Sicherheitsmaßnahmen durch Audit, Prüfung oder Zertifizierung nach, danach alle drei Jahre. Den Zeitpunkt setzt das BSI, frühestens drei Jahre nach dem Status als kritische Anlage.

Anwendbarkeit: Nur für Betreiber kritischer Anlagen nach BSIG.

• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenBereitet Audit, Prüfung oder Zertifizierung vor, sofern Anlagen als kritisch gelten; den Termin setzt das BSI.Typisch betroffen: ISMS und Sicherheitsbetrieb

Hängt zusammen mit: NIS2-Umsetzungsgesetz in Kraft

Cybersecurity & Resilienz Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

§14a EnWG: Ende der Übergangsfrist

Ab 2029 gilt die netzorientierte Steuerung auf Basis von Netzzustandsdaten, präventive Steuerung endet.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleÜberführt präventiv gesteuerte Bestandsanlagen bis Ende 2028 in die netzorientierte Steuerung auf Basis von Netzzustandsdaten.Typisch betroffen: Netzleitsystem / SCADA
• Grundzuständiger MessstellenbetreiberbetroffenStellt Steuerbox und Gateway-Anbindung bereit, damit die netzorientierte Steuerung ab 2029 läuft.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung

Hängt zusammen mit: §14a-Steuerung: Zielmarke funktionsfähige Steuerung

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle 2027 bis 2028

Grundzuständige Messstellenbetreiber müssen bis Ende 2028 mindestens 90 Prozent der in den Jahren 2027 und 2028 neu auszustattenden Messstellen mit intelligenten Messsystemen versehen haben.

• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleStattet mindestens 90 Prozent der 2027 und 2028 neu auszustattenden Messstellen mit intelligenten Messsystemen aus.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung

Hängt zusammen mit: Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle seit Februar 2025

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

AgNeS: neue Netzentgeltsystematik wirksam

StromNEV läuft zum 31.12.2028 aus, die BNetzA-Festlegungen ersetzen die Verordnung.

• Netzbetreiber StrombetroffenRechnet ab 2029 nach der neuen Entgeltsystematik der Bundesnetzagentur statt nach StromNEV ab.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, Regulierungsmanagement, Controlling
• LieferantbetroffenGibt die neuen Netzentgeltstrukturen ab 2029 in Tarifen und Rechnungen weiter.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung

Hängt zusammen mit: AgNeS: konkretisierende Folgefestlegungen

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NEST: fünfte Regulierungsperiode Strom

Neue Anreizregulierung Strom mit Qualitätselementen zu Digitalisierung und Energiewendekompetenz.

• Netzbetreiber StromPflicht der RolleWechselt in die fünfte Regulierungsperiode Strom mit Qualitätselementen zu Digitalisierung und Energiewende.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

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Kundenanlagen: Übergangsfrist für Bestandsanlagen endet

Für Kundenanlagen nach § 3 Nr. 65 und 66 EnWG, die bis zum 23. Dezember 2025 angeschlossen wurden, gelten Vorgaben der Netzregulierung erst ab dem 1. Januar 2029. Betreiber solcher Anlagen klären bis dahin, ob und welche Regulierungsvorgaben für sie greifen.

Anwendbarkeit: Betreiber von Kundenanlagen und Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung mit Anschluss bis 23.12.2025.

• Netzbetreiber StrombetroffenStromnetzbetreiber rechnen mit Anfragen zu Messkonzepten, Übernahme oder Netzanschluss bisheriger Kundenanlagen.Typisch betroffen: MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API), EDM / MDM, Netzplanung, GIS, Netzberechnung
• LieferantAnwendbarkeit prüfenLieferanten mit Mieterstrom- oder Quartiersmodellen prüfen, ob die genutzten Kundenanlagen ab 2029 als Netz zu behandeln sind.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• Anlagenbetreiber (Erzeugung)Anwendbarkeit prüfenAnlagenbetreiber mit Direktleitungen oder Arealversorgung prüfen die Einordnung ihrer Anlage.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling
• Unternehmen gesamt, mehrere RollenAnwendbarkeit prüfenUnternehmen mit Contracting- oder Arealnetzgeschäft bewerten Umbau, Übergabe oder Regulierung bestehender Kundenanlagen.Typisch betroffen: Regulierungsmanagement, Controlling

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Stromspeicher: Inbetriebnahmefrist für die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG

Stromspeicher, die innerhalb von 18 Jahren ab dem 4. August 2011 in Betrieb gehen, sind für 20 Jahre von den Netzentgelten für den Strombezug zur Speicherung befreit. Die Befreiung gilt nur, soweit der ausgespeicherte Strom zeitversetzt in dasselbe Netz zurückgespeist wird.

Anwendbarkeit: Nach dem 31.12.2008 errichtete Stromspeicher mit Netzbezug, die bis zum Fristende in Betrieb gehen.

• Netzbetreiber StrombetroffenStromnetzbetreiber prüfen die Voraussetzungen der Befreiung und rechnen Speicherbezug entsprechend ab.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, EDM / MDM
• ÜbertragungsnetzbetreiberbetroffenÜbertragungsnetzbetreiber erstatten nachgelagerten Verteilernetzbetreibern die entgangenen Erlöse.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, Regulierungsmanagement, Controlling
• SpeicherbetreiberbetroffenSpeicherbetreiber berücksichtigen den Inbetriebnahmetermin in Projektplanung und Wirtschaftlichkeitsrechnung.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR, Regulierungsmanagement, Controlling

Flexibilität, Speicher & Netzentgelte Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

MaBiS-Hub: Produktivstart

Die zentrale Bilanzkreisabrechnung Strom soll nach dem Einführungsszenario am 1. Oktober 2029 in Betrieb gehen. Block 1 der Festlegung (BK6-24-210-1) war bis zum 17. November 2025 in Konsultation, Block 2 zur Bilanzkreisabrechnung folgt.

• Netzbetreiber StrombetroffenArbeitet ab dem Produktivstart mit der zentralen Bilanzkreisabrechnung im MaBiS-Hub.Typisch betroffen: EDM / MDM, MaKo-Gateway (EDIFACT, AS4, API)
• LieferantbetroffenErhält Bilanzkreisabrechnung und Datenabgleich ab dem Produktivstart aus dem MaBiS-Hub.Typisch betroffen: EDM / MDM

Hängt zusammen mit: MaBiS-Hub: Systeme der Marktpartner angepasst

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Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle 2029 bis 2030

Dritte Zwischenmarke des gesetzlichen Rollouts: mindestens 90 Prozent der in den Jahren 2029 und 2030 neu auszustattenden Messstellen. Zieljahr für den Gesamtbestand ist 2032.

• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleStattet mindestens 90 Prozent der 2029 und 2030 neu auszustattenden Messstellen mit intelligenten Messsystemen aus.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung

Hängt zusammen mit: Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle 2027 bis 2028

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →

Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent aller Pflichtfälle

Endmarke des gesetzlichen Rollouts: bis Ende 2032 brauchen 90 Prozent aller auszustattenden Messstellen ein intelligentes Messsystem. Optionale Einbaufälle zählen seit dem EnWRÄndG vom 18. Dezember 2025 auf die Quote ein.

• Grundzuständiger MessstellenbetreiberPflicht der RolleHat bis Ende 2032 mindestens 90 Prozent aller auszustattenden Messstellen mit intelligenten Messsystemen versehen.Typisch betroffen: GWA- und CLS-Management, Montage- und Auftragssteuerung

Hängt zusammen mit: Smart-Meter-Rollout: 90 Prozent der Einbaufälle 2029 bis 2030

Smart Metering, SMGW & §14a Zum Artikel → Quelle ↗ Umsetzung besprechen →