Ziel der Maßnahme ist die Erweiterung der Einsatzsteuerung über reine Erzeugungsanlagen hinaus, sodass auch Speicher, steuerbare Lasten im eigenen Betrieb und perspektivisch steuerbare Kundenanlagen in eine koordinierte Optimierung einbezogen werden. Während eine rein erzeugungsseitige Optimierung bereits wirtschaftliche Vorteile bietet, entstehen durch die Einbeziehung zusätzlicher Flexibilitätsbausteine deutlich größere Gestaltungsspielräume: Erzeugung und Verbrauch können zeitlich verschoben werden, sodass Marktchancen besser genutzt und Lastspitzen vermieden werden. Hintergrund ist die zunehmende Verfügbarkeit steuerbarer Verbraucher und Speicher im Umfeld kommunaler Stadtwerke. Eigene Liegenschaften (Verwaltungsgebäude, Bäder, Klärwerke), kommunale Infrastruktur (Pumpwerke, Straßenbeleuchtung), Ladeinfrastruktur für Elektromobilität sowie Power-to-Heat-Anlagen und Batteriespeicher bieten erhebliche Flexibilitätspotenziale, die bisher häufig unkoordiniert betrieben werden. Gleichzeitig schafft die regulatorische Entwicklung – insbesondere §14a EnWG zur Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen – sowohl die Verpflichtung als auch die Möglichkeit, Lasten aktiv in die Netzsteuerung einzubeziehen. Die Maßnahme gliedert sich in drei aufeinander aufbauende Stufen, die jeweils eigenständig realisierbar sind und einen eigenen Nutzen bieten: In der ersten Stufe werden eigene Anlagen und kommunale Infrastruktur in eine koordinierte Steuerung überführt, mit dem primären Ziel der Eigenverbrauchsoptimierung und Lastspitzenkappung (Reduktion von Netzentgelten). In der zweiten Stufe erfolgt die marktliche Vermarktung der gebündelten Flexibilität – etwa über Optimierung der Strombeschaffung am Spot- und Intradaymarkt, Teilnahme an Regelenergiemärkten (aFRR, mFRR) oder die Bereitstellung von Redispatch-Leistungen. Die dritte Stufe umfasst die Einbindung steuerbarer Kundenanlagen (z. B. Wärmepumpen, Gewerbespeicher, Ladeinfrastruktur bei Kunden), die zusätzliche vertragliche Grundlagen und eine belastbare IT-Sicherheitsarchitektur erfordert. Bei der Umsetzung ist die regulatorische Trennung zwischen Netzbetrieb und Vertrieb/Erzeugung (Unbundling) konsequent zu beachten. Die Steuerung von Lasten nach §14a EnWG erfolgt aus Netzbetreiber-Perspektive zum Engpassmanagement, während die marktliche Portfoliooptimierung dem Vertriebs- bzw. Handelsbereich zugeordnet ist. Beide Ebenen erfordern getrennte IT-Systeme, Zugriffsrechte und Entscheidungslogiken. Die Fernsteuerbarkeit von Anlagen setzt zudem ein belastbares IT-Sicherheitskonzept voraus, das den Anforderungen des IT-Sicherheitskatalogs der BNetzA entspricht. Voraussetzungen für die Maßnahme sind eine bereits funktionierende Einsatzplanung des eigenen Erzeugungsportfolios, die steuerungstechnische Anbindung der einzubeziehenden Anlagen (Fernsteuerbarkeit, Echtzeitdaten) sowie Personalkapazitäten mit energiewirtschaftlicher Handelsexpertise. Ein tragfähiger Business Case setzt eine Mindestgröße des steuerbaren Portfolios voraus; Stadtwerke mit geringem Anlagenbestand sollten prüfen, ob eine Kooperation mit anderen Stadtwerken oder der Beitritt zu einer bestehenden Plattform (z. B. virtuelles Kraftwerk eines Dienstleisters) wirtschaftlicher ist als ein Eigenaufbau. Ein zentrales Element ist die sektorübergreifende Betrachtung: Strom, Wärme und Mobilität werden nicht isoliert gesteuert, sondern als verbundenes System optimiert, wobei die Optimierungslogik technische Anlagengrenzen, vertragliche Verpflichtungen, Netzrestriktionen und Marktpreissignale berücksichtigt. Ergebnis ist eine integrierte, sektorübergreifende Portfoliosteuerung, die den wirtschaftlichen Wert der Gesamtflexibilität maximiert, die Abhängigkeit von einzelnen Erlösquellen reduziert und die Grundlage für weiterführende Geschäftsmodelle schafft – etwa die Bündelung und Vermarktung dezentraler Flexibilitäten als virtuelles Kraftwerk oder die Bereitstellung netzdienlicher Leistungen.