Kalender 2026: Strategie wird zur IT-Pflicht

Kollegen, 2026 wird kein Spaziergang. Wir sprechen hier nicht über theoretische Strategiepapiere, sondern über kritische Termine, die direkt in die Eingeweide unserer IT-Systeme einschlagen. Wer jetzt nicht anfängt, die Prozesse scharfzustellen, wird ab dem 1. April im Gas-MaKo-Chaos versinken oder ab Juni die Energy-Sharing-Abrechnung nicht hinbekommen.

Als Praktiker aus dem Maschinenraum sage ich Ihnen: Es gibt drei Hauptbaustellen, die Sie sofort auf die Agenda setzen müssen. Es geht um GeLi Gas 2.0, Energy Sharing und die Rollout-Falle beim Smart Meter.

1. Hauptbaustelle: Der MaKo-Schock – GeLi Gas 2.0 (Stichtag 01.04.2026)

Der Wechsel auf GeLi Gas 2.0 ist der größte Marktdatenkommunikations-Cut seit Jahren. Es sind nicht nur ein paar Feldanpassungen, sondern zahlreiche zentrale EDIFACT-Formate und zugehörige AHBs/MIGs, die sich ändern. Das betrifft jeden Gas-Lieferanten und jeden Gas-Netzbetreiber. Der Stichtag 01.04.2026 steht, wie die BNetzA in ihrer Festlegung (BK7-22-024) und der aktuelle „BDEW-Fahrplan zur Marktkommunikation Gas“ bestätigen.

Was muss ich im System konkret tun?

Der Fokus liegt auf den Wechselprozessen (via UTILMD) und der Zählerdatenübermittlung (via MSCONS). Die finalen Spezifikationen der edi@energy sehen hier grundlegende Änderungen vor.

1. System-Update und Mapping: Ihr System (SAP IS-U, Schleupen CS) muss die neuen EDIFACT-Versionen verarbeiten können. Wenn Sie SAP IS-U nutzen, müssen Sie sicherstellen, dass die BAPIs und IDoc-Schnittstellen die neuen Felder und Logiken korrekt interpretieren. Das erfordert in der Regel ein Service-Pack-Update oder spezifische OSS-Hinweise.
2. Customizing der MaKo-Profile: Im Customizing (z.B. Transaktion SPRO in SAP) müssen die neuen Kommunikationsprofile für Gas hinterlegt und aktiviert werden. Achten Sie darauf, dass die Logik für die neuen ORDERS/ORDRSP-Formate fehlerfrei implementiert wird, da diese die Gaswechselprozesse fundamental neu regeln.
3. Testkonzept: Setzen Sie den Fokus auf den echten Markttest. Die Theorie der edi@energy-Dokumente ist das eine, die Praxis mit Ihren Hauptmarktpartnern das andere. Planen Sie mindestens 8 Wochen für die Testphase ein, um die betroffenen Formate im End-to-End-Prozess zu prüfen.

⚠️ Martin Macher warnt: Die größte Falle ist die Integration. Wenn Ihr EDM-System (z.B. CURSOR EVI) die neuen MSCONS-Formate nicht korrekt an die Abrechnung (IS-U) weitergibt, entstehen sofort Mehr-/Mindermengen, die Sie manuell klären müssen. Testen Sie die Netznutzungsabrechnung nach dem Wechsel des Bilanzierungsverfahrens. Die Notwendigkeit einer Zwischenabrechnung zum Verfahrenswechsel ist in den aktuellen Prozessdokumenten der edi@energy bestätigt.

2. Hauptbaustelle: Energy Sharing (Start vsl. 01.06.2026)

Energy Sharing ist eine Abrechnungs- und Stammdatenherausforderung. Die gesetzliche Grundlage wurde mit dem § 42c EnWG im Rahmen des „Gesetzes zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) geschaffen. Verteilnetzbetreiber müssen die Abwicklung ermöglichen. Der genaue Starttermin der Marktprozesse hängt noch von BNetzA-Festlegungen ab, wird aber fest für Mitte 2026 erwartet. Laut Branchenberichten ist der 1. Juni 2026 der offizielle Starttermin (Quelle: futurefox-greendeal.de, 'Energy Sharing 2026: Solarstrom mit Nachbarn teilen'). Ab dann müssen wir in der Lage sein, die Strommengen, die innerhalb einer VNB-Zone von einer Erzeugungsanlage an mehrere Verbraucher abgegeben werden, korrekt zu bilanzieren und abzurechnen.

Was muss ich im System konkret tun?

Dies erfordert eine neue logische Gruppierung von Marktlokationen, die über die klassische GP-Zuordnung hinausgeht.

1. Stammdatenstruktur: Im SAP IS-U oder Schleupen CS benötigen Sie eine neue Entität, um die „Sharing-Gruppe“ zu definieren. Im SAP könnte dies über eine Erweiterung der Geschäftspartner-Stammdaten (Transaktion BP) oder über eine spezifische Vertragskonto-Erweiterung gelöst werden. Wichtig: Diese Gruppe muss die Erzeuger-MaLo und alle zugehörigen Verbraucher-MaLos logisch verknüpfen.
2. Abrechnungslogik: Die Verteilung der erzeugten Menge auf die Teilnehmer muss im Abrechnungswerk (Customizing: EA10) hinterlegt werden. Hier müssen wir die Priorisierung der Verrechnung definieren, bevor die Netzentgelte und Steuern fällig werden. Das ist technisch anspruchsvoller als reiner Eigenverbrauch.
3. Prozess-Check: Die BNetzA-Festlegung zu den Marktprozessen wird sehnlichst erwartet. Warten Sie nicht auf die finale Festlegung, sondern beginnen Sie jetzt mit der Modellierung der Stammdatenstrukturen, um auf die Zuordnung von Erzeugung, Speicherung und Ladepunkten vorbereitet zu sein.

3. Hauptbaustelle: Der Rollout-Druck (Frist 31.12.2026)

Das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) setzt eine harte Frist: Bis Ende 2026 müssen 90 % der neuen PV-Anlagen mit einer Leistung zwischen 7 und 100 kW mit einem intelligenten Messsystem (iMSys) ausgestattet sein (Quelle: damm-solar.de, 'Solarspitzen-Gesetz 2025'). Die eigentliche Falle ist, zu glauben, der Rollout sei mit dem Einbau des Zählers erledigt. Ohne den Nachweis der funktionierenden Steuerbarkeit über die gesamte Prozesskette ist die Quote wertlos.

Was muss ich im System konkret tun?

Der gMSB und der VNB müssen die Prozesse zur Installation der Steuerbox und den Nachweis der Funktionalität eng verzahnen.

1. MsbG-Prozesskette: Stellen Sie sicher, dass Ihre MsbG-Prozesssoftware (z.B. CURSOR EVI oder die SAP EDM-Module) die Vorgaben für die Steuerungstests abbilden kann. Gemäß § 14a EnWG muss der VNB die Steuerbarkeit der Anlagen sicherstellen und testen, was eine enge Koordination mit dem gMSB als technischem Umsetzer erfordert (Quelle: netztransparenz.de, „LEITLINIEN ZUM STEUERBARKEITSCHECK GEMÄß § 12 ABS. 2 BUNDESBEDARFSPLANGESETZ UND § 14A ENWG“).
2. Bestandsdatenpflege: Die Anlagen, die unter die Rollout-Pflicht fallen, müssen sauber in Ihrem GIS-System und IS-U identifiziert sein, um den Rollout zu priorisieren.
3. Preisobergrenzen im Blick: Die im MsbG festgelegten jährlichen Preisobergrenzen sind eng und wurden teils angehoben – bei PV-Anlagen zwischen 15 und 25 kWp beispielsweise auf 110 Euro (Quelle: energie-experten.org, 'Solarspitzen-Gesetz: Smart Meter und Steuerbox werden Pflicht'). Entscheidend ist: Die Kosten für die Steuerung über das iMSys sind zukünftig im Messentgelt enthalten (Quelle: Anpassungen § 30, § 35 MsbG). Die Wirtschaftlichkeit des Rollouts hängt davon ab, wie effizient Sie die Installationen bündeln können. Die Härtefallregelung für nicht-steuerbare SteuVE läuft Ende 2026 aus – das ist die letzte Frist für Übergangslösungen.

Macher-Checkliste: Ihre IT-Prioritäten für H1/2026

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