Energieversorger und Stadtwerke

Lastgang- und Fahrplanprognose für den Bilanzkreis

Prozess

Bilanzkreisbewirtschaftung im Vertrieb: Der Bilanzkreisverantwortliche stellt je Viertelstunde einen Fahrplan für Beschaffung und Absatz auf, meldet ihn bis zum Gate Closure und steuert Intraday nach. Grundlage sind RLM-Lastgänge, SLP-Analyseverfahren für Haushaltskunden und die dezentrale Einspeisung im eigenen Netzgebiet. Jede Abweichung zwischen Fahrplan und Ist wird als Ausgleichsenergie über den reBAP abgerechnet.

Nutzenhebel

Der Hebel sitzt direkt an der Prognosegüte. Beim Albwerk senkte ein Modell des Fraunhofer IOSB den Day-Ahead-Prognosefehler um rund 40 Prozent, gemessen am mittleren absoluten Fehler; das Institut berichtet daraus sowohl eine geringere absolute Ausgleichsenergiemenge als auch gesunkene Ausgleichsenergiekosten. Das Modell rechnet lokale Außentemperatur und Solarstrahlung mit, weil im Netzgebiet viel PV steht. Der Euro-Effekt skaliert mit Bilanzkreisvolumen und reBAP-Spreizung und ist deshalb nur aus der eigenen Bilanzkreisabrechnung ableitbar, nicht aus einem Branchenwert.

Aufwandstreiber

Die Datenbasis für Haushaltskunden entsteht erst: Zum Stichtag 31.12.2025 waren 5,5 Prozent aller rund 56,5 Mio. Messstellen mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet, rund 3,1 Mio. Geräte, bei den Pflichteinbaufällen 23,3 Prozent (Bundesnetzagentur). Für den Großteil der Kunden prognostiziert das Modell also gegen SLP-Ersatzwerte statt gegen echte Viertelstundenwerte. Dazu kommt die Fristigkeit: Wetter-, Markt- und Anlagendaten müssen bis zum Gate Closure verlässlich vorliegen. Fällt das Modell aus, entsteht daraus binnen einer Viertelstunde eine offene Position am Markt.

Beleg: ZFK, „40 Prozent bessere Prognosen für den Bilanzkreis“ (Albwerk / Fraunhofer IOSB); Rollout-Quoten: Bundesnetzagentur, zitiert bei energiezukunft · Stand: 01.08.2024, Rollout-Zahlen Stichtag 31.12.2025

Einspeiseprognose für Redispatch 2.0 und Engpassmanagement

Prozess

Als Verteilnetzbetreiber anlagenscharfe Erzeugungsprognosen für Anlagen ab 100 kW sowie Netzgebietsprognosen liefern, Engpässe im eigenen Netz vorausschauend erkennen, Maßnahmen im Duldungs- oder Aufforderungsfall abrufen, Planwert- beziehungsweise Prognosemodell bedienen und den Datenaustausch mit dem vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber fahren.

Nutzenhebel

Die Kostenstelle ist groß und wandert ins Verteilnetz. Im 3. Quartal 2025 lag das Maßnahmenvolumen im Netzengpassmanagement bei 5.650 GWh gegenüber 5.266 GWh im Vorjahresquartal, mit vorläufig rund 667 Mio. Euro Kosten gegenüber 608 Mio. Euro. Für Stadtwerke ist die entscheidende Zahl eine andere: 41 Prozent der EE-Redispatch-Maßnahmen gingen auf Engpässe in Verteilnetzen zurück, ein Jahr zuvor waren es 36 Prozent; die PV-Abregelung hat sich auf 1.157 GWh nahezu verdoppelt. Bessere Prognose heißt weniger vorsorgliche Abregelung und weniger Entschädigung. Werkzeugseitig ist der Fall belegt: Das ZSW-Tool GridSage prognostiziert die EE-Einspeisung im Verteilnetz 36 Stunden voraus, unter anderem bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall.

Aufwandstreiber

Die Prognose muss anlagenscharf sein, nicht aggregiert. Dafür müssen Anlagenstammdaten aus Marktstammdatenregister, GIS und Netzmodell zusammenpassen, was in gewachsenen VNB-Landschaften selten der Fall ist. Fehlprognosen sind nicht kosmetisch: Sie führen zu Abregelung mit Entschädigungsanspruch oder zu einem nicht beherrschten Engpass. Und die Lieferungen an den Übertragungsnetzbetreiber sind fristgebunden, das Modell hat kein Zeitfenster für Nacharbeit.

Beleg: SMARD / Bundesnetzagentur, „Netzengpassmanagement in Q3/2025 — Volumen und Kosten gestiegen“; Werkzeug: ZSW-Pressemitteilung zu GridSage (14.05.2021) · Stand: 16.01.2026

Netzanschlussbegehren und Netzverträglichkeitsprüfung

Prozess

Anschlussanfrage für PV, Batteriespeicher, Wärmepumpe oder Wallbox aufnehmen, auf Vollständigkeit und Plausibilität prüfen, Anschlusspunkt bestimmen, Netzberechnung fahren (Spannungsband, Betriebsmittelauslastung, Netzrückwirkungen), Zusage oder Auflagen erteilen, Steuerbarkeit nach § 14a EnWG festlegen, Inbetriebsetzung und Eintrag im Marktstammdatenregister nachziehen.

Nutzenhebel

Der Hebel ist die Menge mal die Durchlaufzeit. Bayernwerk berichtet von rund 10.000 Anfragen in Mittel- und Niederspannung, die über die automatisierte Anschlusspunkt-Bestimmung laufen. EG.D nennt über 80.000 Nutzungen des Online-Anschlusschecks seit Jahresbeginn und einen doppelt so schnellen Prozess, ENERVIE Vernetzt deutlich reduzierte Bearbeitungszeiten. Standardfälle laufen vollautomatisch durch, Ausnahmen gehen an die Netzplanung. Die Zahlen stammen aus Kundenstimmen des Plattformanbieters und sind nicht unabhängig geprüft.

Aufwandstreiber

Die Prüfung setzt ein gepflegtes, digitales Niederspannungs-Netzmodell voraus, und genau das fehlt vielen Verteilnetzbetreibern. Ohne Messwerte aus der Netzebene 7 wird mit Gleichzeitigkeitsannahmen statt gemessener Last gerechnet. Jede Zusage ist rechtsverbindlich und fristgebunden: Ein zu großzügiger Automatikbescheid erzeugt später einen Engpass, ein zu strenger einen Beschwerdefall bei der Bundesnetzagentur. Zusätzlich verschiebt § 14a EnWG die Rechenlogik laufend — Pflicht für neue steuerbare Verbrauchseinrichtungen über 4,2 kW seit 01.01.2024, Netzentgeltmodul 3 mit zeitvariablem Netzentgelt ab April 2025.

Beleg: envelio (Intelligent Grid Platform), Kundenstimmen Bayernwerk, EG.D und ENERVIE Vernetzt (Herstellerangaben); Rechtsrahmen: Bundesnetzagentur, § 14a EnWG (BK6-22-300) und Netzentgeltmodule (BK8) · Stand: abgerufen 08/2026

Wärmelastprognose und Erzeugerfahrplan im Wärmenetz

Prozess

24-Stunden-Wärmelastprognose je Netz erstellen, daraus den Einsatz der Erzeuger planen — KWK, Spitzenlastkessel, Großwärmepumpe, Speicher —, die Vorlauftemperatur-Fahrweise festlegen und den KWK-Strom am Spotmarkt vermarkten.

Nutzenhebel

Im dena-Projekt „KI in Fernwärme“ senkte eine KI-basierte Wärmelastprognose auf LSTM-Basis bei den Stadtwerken Norderstedt den durchschnittlichen Prognosefehler gegenüber herkömmlichen Verfahren teilweise um bis zu 25 Prozent. Der Euro-Hebel lässt sich daraus rechnen: Bei rund 100 TWh Fernwärmebedarf in Deutschland entspricht ein Prozentpunkt Prognoseverbesserung einem Marktwert von über 50 Mio. Euro — für ein Stadtwerk mit 1 TWh Wärmeabgabe rund 500.000 Euro pro Jahr je gewonnenem Prozentpunkt Genauigkeit. Das Fraunhofer IOSB-AST hat das Verfahren im Auftrag der TEAG Thüringer Energie umgesetzt.

Aufwandstreiber

Auf der Abnahmeseite wird kaum gemessen. Die dena nennt als Haupthürden ausdrücklich zu wenige erhobene Daten an den Hausübergabestationen, fehlende fernauslesbare Messtechnik, uneinheitliche Datenschnittstellen und -formate sowie fehlendes Wissen über den Netzzustand. Die Trägheit des Netzes, also Laufzeiten und Speicherverhalten, muss zusätzlich datenbasiert approximiert werden, weil hydraulische Modelle oft nicht gepflegt sind. Wirtschaftlich attraktiv und datenseitig am schlechtesten vorbereitet — dieser Fall zeigt den Aufwand-Nutzen-Konflikt der Branche am deutlichsten.

Beleg: dena Future Energy Lab, Projekt „KI in Fernwärme“ (Stadtwerke Norderstedt, RAUSCH Technology, BMWK); Euro-Äquivalent: Fraunhofer IOSB-AST (21.01.2025) und stadt+werk (08.07.2026) · Stand: abgerufen 08/2026

Klärfälle in der Marktkommunikation (GPKE und WiM)

Prozess

EDIFACT-Nachrichten wie UTILMD, MSCONS, APERAK und INVOIC gegen die geltenden MIG- und AHB-Vorgaben von EDI@Energy prüfen, An- und Abmeldungen sowie Stammdatenänderungen fristgerecht bestätigen, APERAK-Fehlercodes klassifizieren, den Klärfall formatkonform korrigieren und die GPKE-Fristen überwachen, bevor sie reißen.

Nutzenhebel

Die Fallzahl ist hoch und die Frist ist neu. 2024 wechselten rund 7,1 Mio. Stromkunden den Lieferanten, 18 Prozent mehr als im Vorjahr; zusammen mit Vertragsanpassungen waren es über 10 Mio. Vorgänge, im Gas über 3 Mio. Seit dem 06.06.2025 muss der technische Lieferantenwechsel Strom binnen 24 Stunden und an jedem Werktag abgewickelt werden (Festlegung BK6-22-024 zu § 20a EnWG). Ein manuell gedrehter Klärfall passt in dieses Zeitfenster nicht mehr. Dunkelverarbeitung der Standardfälle und automatische Korrekturvorschläge für die Ausnahmen sind damit kein Komfort, sondern Fristeneinhaltung.

Aufwandstreiber

Die Gegenstellen sind zahlreich und heterogen: 1.313 Stromlieferanten und über 850 Netzbetreiber am Markt, jeder mit eigener Systemauslegung. Formatstände wechseln zu festen Umstellungsterminen, und eine nicht formatkonforme Korrektur erzeugt sofort die nächste APERAK. Die Logik hängt an Bestandssystemen wie SAP IS-U, Schleupen, powercloud oder kVASy, die nicht dafür gebaut sind, dass ein Modell frei hineinschreibt. KI muss als Layer darüber liegen, mit Freigabeschritt.

Beleg: Bundesnetzagentur, Monitoring 2025 (Wechselzahlen) und Festlegung BK6-22-024 zum 24-Stunden-Lieferantenwechsel; Marktzahlen und Klärfallpraxis: Pexon Consulting · Stand: 14.07.2025

Eingangsklassifikation und Antwortentwurf im Kundenservice

Prozess

Posteingang aus E-Mail, Kontaktformular und Brief klassifizieren — Zählerstandsmeldung, Abschlagsänderung, Umzug, Widerspruch gegen die Preisanpassung, Reklamation der Jahresverbrauchsabrechnung, Kündigung —, den Vorgang im Abrechnungssystem anlegen, einen Antwortentwurf erzeugen und durch die Sachbearbeitung freigeben lassen.

Nutzenhebel

Der Hebel ist Durchlaufzeit mal Volumen, und die Spitzen sind kalendarisch planbar: Preisanpassungsrunde, Jahresverbrauchsabrechnung, Netzentgeltveröffentlichung. Anbieterfallstudien für Energieversorger nennen 60 Prozent kürzere Durchlaufzeiten bei Kundenanfragen und 95 Prozent Erkennungsrate, in einem Fall eine Senkung der Durchlaufzeit von 59 auf 31 Stunden über zwei Jahre bei über 1,2 Mio. E-Mail-Anfragen pro Jahr; ein weiterer Anbieter berichtet von 7 auf unter 3 Minuten je Nachricht und über 20.000 eingesparten Arbeitsstunden im Jahr. Das sind Herstellerangaben, nicht unabhängig geprüft — als Bandbreite für die Nutzenschätzung brauchbar, nicht als Zusage.

Aufwandstreiber

Die Antwort ist in weiten Teilen rechtlich determiniert, nicht stilistisch: Grundversorgungsverordnung, Preisanpassung nach § 41 EnWG, Sperrandrohung. Eine falsche Auskunft ist kein Schreibfehler, sondern ein Rechts- und Reputationsrisiko. 2024 stiegen die Stromsperren laut Bundesnetzagentur-Monitoring um rund 20 Prozent auf 245.000 Fälle — das ist der sensibelste Vorgangstyp im Postkorb. Deshalb funktioniert hier nur Teilautomatisierung mit Vier-Augen- oder Stichprobenfreigabe, und genau das begrenzt den Nutzen nach oben.

Beleg: Sematell, Lösung für Energieversorger (Herstellerangaben, nicht unabhängig geprüft); Stromsperren: Bundesnetzagentur, Monitoring 2025 (14.07.2025) · Stand: abgerufen 08/2026

Freileitungs- und Anlageninspektion per Bildauswertung

Prozess

Turnusmäßige Kontrolle von Freileitungen, Masten und Ortsnetzstationen per Drohne, Luftfahrzeug und LiDAR; Befundaufnahme zu Korrosion, Isolatorschäden, Fremdkörpern wie Vogelnestern und zu geringem Vegetationsabstand; Priorisierung der Befunde; Auslösen des Instandhaltungsauftrags.

Nutzenhebel

Netze BW wertet im Projekt NETZinspect 2.0 Drohnenbilder automatisch per KI auf Schäden aus und nutzt LiDAR für die Vegetationsabstände; Zahlen zu inspizierter Netzlänge, Trefferquote oder Zeitersparnis veröffentlicht das Unternehmen dazu nicht, die Aussage bleibt also qualitativ. Gemessen würde der Nutzen ohnehin in Versorgungsqualität: 2024 lag die durchschnittliche Nichtverfügbarkeit je Letztverbraucher bei 11,7 Minuten gegenüber 12,8 Minuten in 2023, gemeldet wurden 164.645 Versorgungsunterbrechungen von 830 Netzbetreibern (Bundesnetzagentur, 09.10.2025). SAIDI wirkt über den Qualitätsfaktor in die Erlösobergrenze — eine vermiedene Unterbrechung zahlt damit zweimal ein.

Aufwandstreiber

Befundklassen sind unternehmensspezifisch und historisch kaum sauber gelabelt; für seltene Schadensbilder fehlen schlicht Trainingsdaten. Ein übersehener Befund endet nicht in der Fehlerstatistik des Modells, sondern in der Haftungsfrage nach dem Schadensfall. Dazu kommen luftrechtliche Auflagen für den Drohnenbetrieb und die Notwendigkeit, Bilder langfristig zentral verfügbar zu halten, weil Netzbetrieb, Netzplanung und Netzbau darauf zugreifen. Die Endbewertung bleibt Fachentscheidung: KI liefert Vorsortierung, nicht Freigabe.

Beleg: Netze BW, Projekt NETZinspect 2.0 (Drohnen, automatische KI-Bildauswertung, LiDAR); die SAIDI-Werte im Text sind gesondert belegt unter „Kennzahlen“ (Bundesnetzagentur, Versorgungsunterbrechungen Strom 2024, 09.10.2025) · Stand: abgerufen 28.08.2026

Der AI Act trennt das Portfolio mitten durch

Anhang III Nr. 2 des EU AI Act stuft KI-Systeme als hochriskant ein, die als Sicherheitskomponenten bei der Verwaltung und dem Betrieb kritischer digitaler Infrastrukturen, im Straßenverkehr oder bei der Versorgung mit Wasser, Gas, Wärme oder Strom eingesetzt werden sollen. Ein KI-Regler in der Netzführung oder eine automatisierte Schutz- oder Abregelentscheidung fällt darunter, mit Risikomanagementsystem, technischer Dokumentation und menschlicher Aufsicht. Ein Klärfall-Assistent im Backoffice fällt nicht darunter. Die Grenze verläuft mitten durch das Use-Case-Portfolio eines Stadtwerks — ein Aufwandskriterium, das keine andere Branche in dieser Form hat.

Beleg: EU AI Act, Anhang III Nr. 2 · Stand: abgerufen 08/2026

IT-Sicherheitskatalog: jedes Netzsystem im ISMS-Geltungsbereich

Netzbetreiber müssen nach § 11 Abs. 1a und 1b EnWG ein ISMS nach ISO 27001 in Verbindung mit ISO 27019 betreiben und die Umsetzung der Bundesnetzagentur per Zertifikat einer akkreditierten Stelle nachweisen. Jedes System mit Zugriff auf Netzführungs- oder Anlagendaten fällt in diesen Geltungsbereich. Externe LLM-Dienste sind damit begründungs- und nachweispflichtig und nicht einfach eingekauft.

Beleg: Bundesnetzagentur, IT-Sicherheit für Anlagen- und Netzbetreiber · Stand: abgerufen 08/2026

KRITIS und NIS2 reichen bis in die Lieferkette

Die NIS2-Umsetzung trat Ende 2025 in Kraft, das KRITIS-Dachgesetz folgte im Frühjahr 2026. Für Strom-Übertragungs- und -Verteilnetze liegt der KRITIS-Schwellenwert bei 3.700 GWh entnommener beziehungsweise durchgeleiteter Arbeit pro Jahr. Dazu kommen Registrierung bei BSI und Bundesnetzagentur, Meldepflichten, Angriffserkennung und Anforderungen an die Lieferkette — die auch den KI-Zulieferer treffen.

Beleg: OpenKRITIS, Sektor Energie · Stand: abgerufen 08/2026

Anreizregulierung entscheidet, wem die Einsparung gehört

Die Erlösobergrenze wird vor der Regulierungsperiode auf Basis der Kosten des Basisjahres festgelegt. Senkt der Netzbetreiber seine Kosten darunter, bleibt der Zusatzgewinn bei ihm — aber nur bis zur nächsten Kostenprüfung, danach wird das gesenkte Niveau zur neuen Basis. Ein KI-Business-Case im Netz muss deshalb den Zeitpunkt innerhalb der Regulierungsperiode mitrechnen, sonst ist der ausgewiesene ROI schlicht falsch.

Beleg: Bundesnetzagentur, Anreizregulierung — wesentliche Elemente · Stand: abgerufen 08/2026

Die Viertelstundenwerte für Haushalte gibt es noch nicht

Stichtag 31.12.2025: 23,3 Prozent der Pflichteinbaufälle waren mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet, aber nur 5,5 Prozent aller rund 56,5 Mio. Messstellen, etwa 3,1 Mio. Geräte. Kleine Messstellenbetreiber unter 30.000 Messpunkten kamen auf 14,6 Prozent, die 19 größten auf 27,1 Prozent; die Bundesnetzagentur leitete 77 Verfahren gegen Nachzügler ein. Wer heute KI auf Haushaltslastgängen bauen will, arbeitet überwiegend mit SLP-Ersatzwerten.

Beleg: Bundesnetzagentur, Rollout-Zahlen intelligenter Messsysteme, zitiert bei energiezukunft · Stand: Stichtag 31.12.2025

§ 14a EnWG ist ein bewegliches Ziel

Für neue steuerbare Verbrauchseinrichtungen über 4,2 kW Netzanschlussleistung in der Niederspannung gilt die Pflicht zur netzorientierten Steuerung seit 01.01.2024 (Festlegung BK6-22-300). Dazu kommen die Netzentgeltmodule 1 und 2 sowie Modul 3, das zeitvariable Netzentgelt, mit Umsetzungstermin April 2025. Prognose- und Steuerungsmodelle laufen einer Regulatorik hinterher, die sich schneller ändert, als ein Modell validiert und abgenommen ist.

Beleg: Bundesnetzagentur, steuerbare Verbrauchseinrichtungen (BK6-22-300); Netzentgeltmodule: BK8-22/010-A · Stand: abgerufen 08/2026

Fristgetriebene Marktprozesse mit vielen fremden Gegenstellen

Seit 06.06.2025 muss der technische Lieferantenwechsel Strom binnen 24 Stunden an jedem Werktag laufen (BK6-22-024 zu § 20a EnWG) — bei 1.313 Stromlieferanten und über 850 Netzbetreibern als Marktpartnern und bei Formatständen nach MIG und AHB von EDI@Energy, die zu festen Terminen wechseln. Eine Automatisierung, die zum Umstellungstermin nicht mitzieht, produziert Klärfälle, statt sie zu lösen.

Beleg: Bundesnetzagentur, Lieferantenwechsel in 24 Stunden (BK6-22-024); Marktzahlen: Pexon Consulting · Stand: wirksam 06.06.2025

Unbundling verbietet den Data Lake

Abrechnung und Marktkommunikation hängen an SAP IS-U, Schleupen, powercloud oder kVASy, daneben stehen GIS, Netzberechnung, Leitsystem und MSB-System. Durch das Unbundling nach EnWG dürfen Netz- und Vertriebsdaten nicht frei zusammenfließen. Ein Ansatz nach dem Muster „wir bauen erst einen Data Lake“ scheitert hier nicht an der Technik, sondern am informatorischen Entflechtungsgebot. KI muss als Layer über die Bestandssysteme gelegt werden.

Beleg: Pexon Consulting, Marktkommunikation und EDIFACT automatisieren · Stand: abgerufen 08/2026

Fernwärme hat systematisch zu wenig Messtechnik

Die dena nennt als Haupthürden für KI in Wärmenetzen ausdrücklich, dass auf der Wärmeabnahmeseite vergleichsweise wenige Daten erhoben werden, dass fernauslesbare Messtechnik fehlt, dass standardisierte Datenschnittstellen und Formate fehlen und dass das Wissen über den Netzzustand begrenzt ist. Der Use Case ist wirtschaftlich attraktiv und datenseitig am schlechtesten vorbereitet — genau der Aufwand-Nutzen-Konflikt, den eine Priorisierung sichtbar machen muss.

Beleg: dena Future Energy Lab, Projekt „KI in Fernwärme“ · Stand: abgerufen 08/2026

Wer mitbestimmt, hängt an der Rechtsform der jeweiligen Gesellschaft

Betroffen ist hier vor allem ein Fall: die Klassifikation und Zuordnung im Kundenservice-Postkorb, weil sie die Durchlaufzeit je Vorgang und damit je Sachbearbeiter erfasst. Das ist eine technische Einrichtung im Sinne von § 87 Abs. 1 Nr. 6 BetrVG — bestimmt dazu, Verhalten oder Leistung der Arbeitnehmer zu überwachen — und damit erzwingbar mitbestimmt. Die Besonderheit dieser Branche ist der Verhandlungspartner: Das Betriebsverfassungsgesetz gilt nach § 130 BetrVG nicht für Verwaltungen und Betriebe der Gemeinden, dort greift das Personalvertretungsrecht des jeweiligen Landes und damit der Personalrat. Ein Stadtwerk, dessen Netz und Vertrieb als GmbH ausgegliedert sind, während der Rest im Eigenbetrieb liegt, verhandelt dieselbe Anwendung deshalb zweimal nach zwei Regelwerken. Für den Fahrplan bedeutet das zwei Verhandlungsstränge mit eigenen Terminen, nicht eine Betriebsvereinbarung.

Beleg: § 87 Abs. 1 Nr. 6 BetrVG (Mitbestimmungsrecht) und § 130 BetrVG (Geltung für den öffentlichen Dienst) · Stand: abgerufen 28.08.2026

Sektorenvergabe verlängert den Weg zum Piloten

Stadtwerke und Netzbetreiber sind in aller Regel Sektorenauftraggeber nach § 100 GWB, also öffentliche Auftraggeber mit Sektorentätigkeit oder Unternehmen unter beherrschendem Einfluss beziehungsweise mit besonderen oder ausschließlichen Rechten. Eine KI-Beschaffung oberhalb der Schwellenwerte läuft damit über ein förmliches Vergabeverfahren nach SektVO. Das gehört ins Aufwandskriterium und dort auch beziffert.

Beleg: § 100 GWB · Stand: abgerufen 08/2026

Fehlende Standardlösungen erzwingen Eigenbau

Das IW weist die Branchengruppe Energie- und Wasserversorgung sowie Entsorgung als diejenige mit dem höchsten Anteil eigenentwickelter KI-Verfahren aus, 7,3 Prozent, und begründet das damit, dass hochgradig spezialisierte Lösungen gebraucht werden, die oft nicht als Standardlösung verfügbar sind. Eigenentwicklung heißt aber: eigenes Team, eigener Betrieb, eigene Wartung — ein Aufwandstreiber, der in generischen KI-Nutzenrechnungen fehlt.

Beleg: IW-Report „Wettbewerbsfaktor Künstliche Intelligenz“, S. 11 · Stand: 04.07.2025

Reifegrad-Falle: größter Nutzen, höchster Aufwand

Die Auswertung von m3 und Fraunhofer IPK über mehr als 300 Stadtwerke-Prozesse kommt zu dem Befund, dass die höchsten Potenziale in Netz und Erzeugung liegen, dort aber einen hohen organisatorischen Reifegrad erfordern, während vor allem Prozesse in Kundenservice und Vertrieb auch ohne tiefe technologische Kenntnisse und veränderte organisatorische Strukturen erfolgreich umgesetzt werden können. Genau dieser Widerspruch ist der Grund, warum eine Priorisierungsmatrix in dieser Branche mehr leistet als eine Ideenliste.

Beleg: Fraunhofer IPK, „Stadtwerke können mit Künstlicher Intelligenz ihre Kosten senken“ · Stand: 30.10.2025