Die regulatorische Notwendigkeit: Systemstabilität im dezentralen Netz
Die Energiewende transformiert unser Netz fundamental: Aus zentralen Großkraftwerken wird ein hochgradig dezentrales System, das von Tausenden kleinerer Einspeiser und Speicher gespeist wird. Um die Netzstabilität unter diesen Bedingungen zu gewährleisten, muss der Netzbetreiber (NB) jederzeit wissen, was eingespeist wird, und im Bedarfsfall eingreifen können.
Genau hier setzt das am 25. Februar 2025 in Kraft getretene Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts an, welches den verpflichtenden Steuerbarkeitscheck in § 12 Abs. 2a bis 2h EnWG verankert hat.
Regina Rechts Perspektive: Das Warum
Das Gesetz schafft die Grundlage dafür, dass Netzbetreiber ihre gesetzliche Pflicht zur Gewährleistung der Netzsicherheit (§ 11 Abs. 1 EnWG) auch dann erfüllen können, wenn die Anzahl dezentraler, fluktuierender Erzeugungsanlagen (PV, Wind) und Speicher exponentiell steigt. Der Steuerbarkeitscheck dient der Verifizierung der technischen Ausrüstung. Es geht nicht nur darum, dass die Anlagen theoretisch steuerbar sind, sondern dass die Kommunikationskette zwischen NB, Messstelle und Anlage auch unter Echtzeitbedingungen funktioniert.
Die zwei zentralen Prüfungsziele sind laut § 12 Abs. 2a EnWG:
- Steuerbarkeit: Die Fähigkeit, die Einspeiseleistung der angeschlossenen Anlage ferngesteuert zu reduzieren (Lastreduktion).
- Ist-Einspeisung: Die Fähigkeit, die tatsächliche Einspeisung (Ist-Einspeisung) jederzeit abzurufen.
Der Gesetzgeber hat hierbei ausdrücklich auch Speicher einbezogen, da diese sowohl als Erzeuger (Einspeisung) als auch als Verbraucher (Ladung) das Netz beeinflussen können.
Phase I (2025) abgeschlossen: Ein erster Test
Im Jahr 2025 fand die erste, noch überschaubare Phase des Steuerbarkeitschecks statt. Hier lag der Fokus auf der Validierung der Prozesse und der technischen Machbarkeit. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bewerteten diese erste Pilotierung als zufriedenstellend. Für die Stadtwerke und Verteilnetzbetreiber (VNB) war dies primär eine Prozessübung zur Vorbereitung auf die kommenden, deutlich komplexeren Aufgaben.
Phase II (2026): Die massive Ausweitung des Prüfumfangs
Die eigentliche Herausforderung beginnt im Jahr 2026. Die regulatorischen Vorgaben sehen eine drastische Ausweitung des Prüfkreises vor. Stadtwerke, die als VNB fungieren, müssen sich auf einen deutlichen Anstieg der zu prüfenden Anlagen einstellen, was eine erhebliche administrative und technische Belastung darstellt.
Der neue Prüfperimeter 2026
Grundsätzlich sind in den Check 2026 alle Anlagen einzubeziehen, die bis zum 30. September 2025 in Betrieb genommen wurden und unter eine der folgenden Kategorien fallen:
- Alle Erzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW elektrischer Leistung.
- Sämtliche steuerbaren Anlagen (Erzeugung und Speicher) auch unterhalb der 100-kW-Schwelle.
Diese umfassende Definition stellt sicher, dass nahezu alle relevanten dezentralen Einheiten, die bereits über die notwendigen technischen Einrichtungen zur Fernsteuerung verfügen (oftmals aufgrund früherer EEG-Vorgaben, vgl. § 9 Abs. 2 EEG), erfasst werden.
Für Stadtwerke bedeutet dies, dass die internen Asset-Register und Kommunikationsprotokolle auf Herz und Nieren geprüft werden müssen, um die vollständige Compliance sicherzustellen. Insbesondere die Erfassung der steuerbaren Anlagen unter 100 kW erfordert eine präzise Datenbasis und eine saubere Abgrenzung im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG), da hier oft intelligente Messsysteme und Steuerungseinrichtungen (§ 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG) involviert sind.
Der Fahrplan für VNB: Was bis 2026 operativ zu tun ist
Die Zeitfenster sind eng gesteckt und erfordern proaktives Handeln. Die Umsetzung des Steuerbarkeitschecks 2026 ist ein typischer Fall, bei dem die Regulatorik direkt in die operative Praxis eingreift und hohe Anforderungen an die Marktkommunikation und das technische Asset Management stellt.
1. ÜNB-Leitlinien abwarten (Januar 2026)
Die detaillierten Leitlinien der ÜNB zur Durchführung des Checks werden für den 30. Januar 2026 erwartet. Diese Leitlinien definieren das genaue Verfahren, die Kommunikationspfade und die technischen Anforderungen, die bei der Testung zu erfüllen sind.
Handlungsempfehlung: Bereits jetzt die betroffenen Anlagen identifizieren und die Kommunikationswege (Kontaktinformationen der Anlagenbetreiber) aktualisieren, um sofort nach Veröffentlichung der ÜNB-Vorgaben reagieren zu können.
2. Testdurchführung (Februar bis September 2026)
Der eigentliche Testzeitraum erstreckt sich von Februar bis September 2026. Innerhalb dieses Zeitraums muss jeder VNB die Ansteuerbarkeit und den Ist-Einspeisungsabruf der identifizierten Anlagen erfolgreich testen und dokumentieren.
Da die Tests ferngesteuert erfolgen, muss die technische Schnittstelle (oftmals über den Gateway-Administrator oder direkt über Rundsteuertechnik/Fernwirktechnik) zuverlässig funktionieren. Ein gescheiterter Test muss protokolliert und die Behebung des Mangels beim Anlagenbetreiber eingefordert werden.
3. Dokumentation und Berichtspflichten
Die Ergebnisse des Steuerbarkeitschecks sind lückenlos zu dokumentieren. § 12 Abs. 2f EnWG schreibt vor, dass der Netzbetreiber die Ergebnisse spätestens bis zum 30. September des jeweiligen Jahres den ÜNB mitteilen muss. Die ÜNB wiederum berichten gesammelt an die Bundesnetzagentur (BNetzA).
Warum ist das für Stadtwerke kritisch?
Die Nicht-Einhaltung der Testpflichten oder die fehlende Dokumentation der Testbarkeit stellt einen Verstoß gegen das EnWG dar. Angesichts der BNetzA-Monitoringberichte und der Bedeutung der Netzsicherheit ist hier mit einem hohen Überwachungsdruck zu rechnen. Prozesse müssen so aufgesetzt werden, dass sie prüfbar sind.
Fazit: Compliance als strategische Aufgabe
Der BDEW hat sich zwar für eine schlankere Umsetzung der Vorgaben eingesetzt, konnte aber die gesetzliche Verpflichtung zur umfassenden Prüfung nicht verhindern. Die politische Priorität lag klar auf der Gewährleistung der Netzsicherheit und der schnellen Verifizierung der Steuerbarkeit in der Fläche.
Für Stadtwerke ist der Steuerbarkeitscheck 2026 daher nicht nur eine technische, sondern eine strategische Compliance-Aufgabe. Es geht darum, die Schnittstelle zwischen Bestandskunden, technischen Anlagen (EEG/KWKG) und den regulatorischen Meldepflichten zu beherrschen. Nur wer seine Assets und Kommunikationsprozesse jetzt transparent aufbereitet, kann den Prüfzeitraum 2026 erfolgreich und ohne Sanktionen durchlaufen.