MaKo – Informationen zur Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt

Die Digitalisierung der Energiewirtschaft umfasst und beeinflusst viele Unternehmens- und Anwendungsbereiche. Eine der Hauptinitiativen ist ein sicherer und reibungsloser Datenaustausch zwischen allen Akteuren des Strom- und Gasmarktes. Standardisierte Prozesse sorgen hierbei für eine effiziente und kostengünstige Abwicklung aller Geschäfte. Die Marktkommunikation ist dabei ein wesentlicher Bestandteil aller möglichen Standardisierungsinitiativen der Energiewirtschaft. Die Liste der Prozesse in der Marktkommunikation ist lang, die Umsetzung komplex und involviert viele Akteure. Gleiches gilt für die Marktrollen und Marktteilnehmer, die untereinander eindeutig zu identifizieren sind und wechselseitig kommunizieren müssen.

Verschaffen Sie sich mit diesem Leitfaden einen umfassenden Überblick über alle Themen rund um die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt

Einen Überblick zu den Vorteilen unseres MaKo Cloud Service und seinen Funktionalitäten finden Sie in unserer Broschüre kompakt für Sie zusammengestellt.

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1. Was ist Marktkommunikation und warum wird diese benötigt?

Unter dem Begriff Marktkommunikation, kurz MaKo, wird der elektronische Austausch von Dateien zwischen den Marktteilnehmern am deutschen Energiemarkt verstanden.

Die Prozesse, die zum vermehrten Austausch von Informationen zwischen den Akteuren am Energiemarkt geführt haben, sind in der Liberalisierung des Energiemarktes begründet.

In mehreren Stufen wurden einheitliche Prozesse, Formate und Übertragungsregeln für eine automatisierte und effiziente Kommunikation unter den Energielieferanten eingeführt.

Gestartet wurde 2006 mit den Geschäftsprozessen zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE). Diesen folgten weitere Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung im Gasmarkt (GeLi), weitere Prozesse wie GABi Gas und MaBiS (Regeln zur Bilanzierung im Gas- bzw. Strombereich) sowie WiM (Geschäftsprozesse im Messwesen) und zuletzt Redispatch (Ausgleichsmechanismen zur Sicherstellung der Netzstabilität).

Die Prozesse, Formate und Regelungen zum Übertragungsweg werden kontinuierlich weiterentwickelt und den Bedürfnissen des Energiemarktes angepasst.

Ohne die Marktkommunikation ist ein funktionierender liberalisierter Energiemarkt bei gleichzeitiger Versorgungssicherheit nicht abzubilden.

Mittlerweile kann auf über 15 Jahre Marktkommunikation zurückgeblickt werden, die bereits eng von der verbändeübergreifenden Arbeitsgruppe edi@energy begleitet wurden.

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2. Die Historie der MaKo

Damit der deutsche Strommarkt liberalisiert werden konnte, wurde die EU-Richtlinie 96/92/EG 1998 in nationales Recht umgesetzt. Dies war der Beginn für die Marktkommunikation der Energieversorger. Nur fünf Jahre später, im Jahre 2003, folgte bereits die Liberalisierung des Gasmarktes durch die Umsetzung der EU-Richtlinie 98/30/EG. Somit waren die Monopole der lokalen Stadtwerke aufgebrochen und private Haushalte hatten nun die freie Wahl unter den Energieversorgern. Der Markt unterliegt seitdem den Regeln des Wettbewerbs. Weitere zwei Jahre später erfolgte 2005 das sogenannte „Unbundling“. Es bedeutet, dass Netzbetrieb und Lieferantentätigkeiten von Energieversorgungsunternehmen mit mehr als 100.000 Kunden wirtschaftlich getrennt wurden. Gesetzlich geregelt wurde dieser Schritt durch eine erneute Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und zwar die Richtlinien 2003/54/EG und 2003/55/EG.

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3. Regulierung

In der Energiewirtschaft sind die Strom und Gasnetze quasi natürliche Monopole. Ähnlich wie in der Telekommunikation einige Jahre früher, bedurfte es mit der Liberalisierung der Energiemärkte 1998 einer Überwachung und Regulierung für den diskriminierungsfreien Zugang zu den Netzen, sowohl im lokalen Verteilsystem als auch in der Überlandübertragung.

Regulierungs-Rahmen

Regulierungs-Rahmen

Grundlage der Regulierung im liberalisierten Energiemarkt ist das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Teil 3 „Regulierung des Netzbetriebs“. Im Abschnitt 4 sind die Befugnisse der Regulierungsbehörde und deren Sanktionsinstrumente benannt. In den zugehörigen Richtlinien und Verordnungen sind weitergehende Regelungen zu den Befugnissen der Regulierungsbehörde genannt.

Wer reguliert?

Wer reguliert

Die Aufgabe der Regulierung wurde am 13.07.2005 an die Bundesnetzagentur (BNetzA) übertragen. Durch ihre Regulierungstätigkeit in der Telekommunikation verfügte sie bereits über entsprechende Expertise, um diese Aufgabe auch für den deutschen Energiemarkt zu übernehmen.

Traditionelle Aufgaben der Bundesnetzagentur im Energiemarkt sind die Ausgestaltung der Bedingungen, zu denen Strom- und Gasanbieter die Netze zur Belieferung ihrer Kunden nutzen können und die Regelung der Entgelte, die hierfür verlangt werden dürfen. Hierbei legt die Bundesnetzagentur ein besonderes Augenmerk darauf, dass die Netzbetreiber die großen Aufgaben der Energiewende meistern können, ohne dabei Verbraucher finanziell übermäßig zu belasten.

Wie wird reguliert?

Wie wird reguliert

Die Regulierung erfolgt durch das Instrument der Ausgestaltung von Bedingungen, zu denen Strom- und Gasanbieter die Netze zur Belieferung von Kunden nutzen können. Dazu gehören

  • Genehmigung von Netzentgelten
  • Festlegung und Genehmigung von Bedingungen und Methoden, z. B. von Geschäftsprozessen und Datenaustauschformaten
  • Einleitung von Missbrauchsverfahren
  • Monitoring

Bei der Definition der Geschäftsprozesse und Datenaustauschformaten wird die BNetzA u. a. von den Verbänden BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) und DVGW (Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V.) aktiv unterstützt. Unter anderem durch die verbändeübergreifende Expertengruppe EDI@Energy unter der Führung des BDEW.

Wann tritt was in Kraft?

Wann tritt was in Kraft

Die Liberalisierung am deutschen Energiemarkt erfolgte in mehreren Schritten. Dementsprechend wurden die Prozesse nach und nach definiert und veröffentlicht. Eine Übersicht zu den Meilensteinen finden Sie auf der Seite der BNetzA.

 

Einige wichtige Meilensteine dazu im Auszug:

Regulierungs-Rahmen
Regulierungs-Rahmen

Grundlage der Regulierung im liberalisierten Energiemarkt ist das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Teil 3 „Regulierung des Netzbetriebs“. Im Abschnitt 4 sind die Befugnisse der Regulierungsbehörde und deren Sanktionsinstrumente benannt. In den zugehörigen Richtlinien und Verordnungen sind weitergehende Regelungen zu den Befugnissen der Regulierungsbehörde genannt.

Wer reguliert
Wer reguliert

Die Aufgabe der Regulierung wurde am 13.07.2005 an die Bundesnetzagentur (BNetzA) übertragen. Durch ihre Regulierungstätigkeit in der Telekommunikation verfügte sie bereits über entsprechende Expertise, um diese Aufgabe auch für den deutschen Energiemarkt zu übernehmen.

Traditionelle Aufgaben der Bundesnetzagentur im Energiemarkt sind die Ausgestaltung der Bedingungen, zu denen Strom- und Gasanbieter die Netze zur Belieferung ihrer Kunden nutzen können und die Regelung der Entgelte, die hierfür verlangt werden dürfen. Hierbei legt die Bundesnetzagentur ein besonderes Augenmerk darauf, dass die Netzbetreiber die großen Aufgaben der Energiewende meistern können, ohne dabei Verbraucher finanziell übermäßig zu belasten.

Wie wird reguliert

Wie wird reguliert

Die Regulierung erfolgt durch das Instrument der Ausgestaltung von Bedingungen, zu denen Strom- und Gasanbieter die Netze zur Belieferung von Kunden nutzen können. Dazu gehören

  • Genehmigung von Netzentgelten
  • Festlegung und Genehmigung von Bedingungen und Methoden, z. B. von Geschäftsprozessen und Datenaustauschformaten
  • Einleitung von Missbrauchsverfahren
  • Monitoring

Bei der Definition der Geschäftsprozesse und Datenaustauschformaten wird die BNetzA u. a. von den Verbänden BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) und DVGW (Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V.) aktiv unterstützt. Unter anderem durch die verbändeübergreifende Expertengruppe EDI@Energy unter der Führung des BDEW.

Wann tritt was in Kraft

Wann tritt was in Kraft

Die Liberalisierung am deutschen Energiemarkt erfolgte in mehreren Schritten. Dementsprechend wurden die Prozesse nach und nach definiert und veröffentlicht. Eine Übersicht zu den Meilensteinen finden Sie auf der Seite der BNetzA.

 

Einige wichtige Meilensteine dazu im Auszug:

Durch Änderungen in der Gesetzgebung, den weiteren Ausbau des Regulierungsrahmens und damit verbundenen neuen Festlegungsverfahren, entwickelt sich der liberalisierte Energiemarkt kontinuierlich weiter.

Festlegungsverfahren / Konsultationsverfahren

Zu den wichtigsten Instrumentarien der Bundesnetzagentur zählen die Festlegungs- und Konsultationsverfahren. Diese dienen zur Festlegung der Bedingungen und Methoden, mit denen der Zugang zum deregulierten Energiemarkt erfolgt. Mit der Einleitung eines Festlegungs- und Konsultationsverfahrens werden für alle Marktteilnehmer verbindliche Regelungen am Markt etabliert.

Die getroffenen Festlegungen, z. B. für die Geschäftsprozesse zum Lieferantenwechsel Strom, werden von der Bundesnetzagentur (BNetzA) unter Einbeziehung der Interessenvertreter seitens der Marktakteure vorbereitet und in einem Konsultationsverfahren veröffentlicht. In dem zeitlich begrenzten, öffentlichen Konsultationsverfahren kann jeder zu den Festlegungsdokumenten Stellung nehmen. Die Eingaben im Rahmen des Konsultationsverfahrens werden von der BNetzA bewertet und können zu Anpassungen in der Festlegung führen. Damit soll sichergestellt werden, dass neben den Erfordernissen zur Regulierung des Energiemarktes auch die berechtigten Interessen der Marktbeteiligten Eingang in die Festlegung finden. Dies ist eine wichtige Grundlage für einen funktionierenden Markt und funktionierende Prozesse.

Übersicht über die Akteure in der Regulierung (Wer ist BMWI/ BNetzA/ BDEW/ DVGW/ Edi@Energy)

Zur besseren Übersicht erhalten Sie hier eine kurze Übersicht der wesentlichen Akteure bei der Festlegung der Prozesse im deutschen liberalisierten Energiemarkt und der Marktkommunikation:

AkteurAbkürzungRolleBeschreibung
Bundesministerium für WirtschaftBMWIGesetzgeberZuständiges Ministerium, wesentlicher Akteur in der Gesetzgebung.
BundesnetzagenturBNetzABundesbehördeAusgestaltung der Bedingungen, zu denen Strom- und Gasanbieter die Netze zur Belieferung ihrer Kunden nutzen können sowie Regelung der Entgelte in den Beschlusskammern 6 (Strom) und 7 (Gas)
Bundesverband der Energie- und WasserwirtschaftBDEWLobby- und Interessenverband der deutschen Strom- und EnergiebrancheNimmt Einfluss auf Gesetzgebungsverfahren in der Energiewirtschaft und ist aktiver Partner bei der Ausgestaltung der Bedingungen und Methoden für den Netzzugang, die die BNetzA definiert.
Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.DVGWBranchenverband der deutschen Gas- und WasserwirtschaftDie Hauptaufgabe des DVGW ist die Erstellung des technischen Regelwerkes, mit dem die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Gas- und Wasserversorgung in Deutschland gewährleistet wird. Im Bereich der Gasversorgung ist der DVGW ebenfalls Partner bei der Ausgestaltung der Bedingungen und Methoden für den Netzzugang, die die BNetzA definiert.
BDEW Forum Datenformateedi@energyEDI@Energy ist die verbändeübergreifende Expertengruppe unter Federführung des BDEW, die die Datenformate für die Marktprozesse entwickelt.

4. Marktrollen / Marktteilnehmer

Damit die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt hinsichtlich gesetzlicher, regulatorischer und technischer Vorgaben funktioniert, hat der BDEW ein Rollenmodell entwickelt. Das Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt umfasst neben der Definition von Marktrollen auch die Definitionen für Gebiete und Objekte. Dadurch können Verantwortungen und Aufgaben den Prozessen der Marktkommunikation eindeutig zugeordnet und beschrieben werden.

In den nachfolgenden Abschnitten finden Sie die wichtigsten Marktrollen, Gebiete und Objekte aufgeführt. Details können aus der Anwendungshilfe des BDEW1 entnommen werden.

1 Quelle: Anwendungshilfe „Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt“ Arbeitsgrundlagen Marktkommunikation Version 2.0 vom 25. März 2021 des BDEW e. V., Seite 10 https://www.bdew.de/media/documents/2021-03-25-AWH-Rollenmodell_Marktkommunikation_Version_2.0_p5Bik6C.pdf

Marktrollen

Nachfolgend eine Auflistung der wichtigsten Marktrollen:

Bilanzkreiskoordinator (BIKO)

  • ist verantwortlich für die Bilanzkreisabrechnung in der Sparte Strom
  • stellt den finanziellen Ausgleich zwischen den Bilanzkreisverantwortlichen sicher

Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)

  • ist verantwortlich für Energie- und Finanzausgleich von Bilanzkreisen (vgl. Objekte) in den Sparten Strom und Gas

Einsatzverantwortlicher (EIV)

  • ist verantwortlich für den Einsatz von steuerbaren Ressourcen

Lieferant (LF)

  • ist verantwortlich für die Belieferung und Abnahme von Energie von Marktlokationen (vgl. Objekte)

Marktgebietsverantwortlicher (MGV)

  • ist verantwortlich für die Bilanzkreisabrechnung in der Sparte Gas
  • betreibt virtuelle Handelspunkte
  • beschafft und steuert die Regelenergie

Messstellenbetreiber (MSB)

  • ist verantwortlich für Einbau und Betrieb von Geräten
  • ist verantwortlich für die Ermittlung (ggf. Aufbereitung) von Werten und für die Weitergabe bzw. Verteilung der ermittelten Werte an die Marktpartner

Netzbetreiber (NB)

  • ist verantwortlich für Durchleitung und Verteilung (oft als VNB abgekürzt) von Energie (Strom und Gas)
  • ist verantwortlich für die Sicherheit und Stabilität des Netzes (bedarfsgerechter Aufbau, Instandhaltung und Wartung)
  • wird i.d.R. mit dem Verteilnetzbetreiber (VNB) in der regionalen Durchleitung und Verteilung gleichgesetzt

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

  • ist Betreiber des sog. Übertragungsnetzes – Verbindung von Regelzonen (vgl. Gebiete)
  • ist verantwortlich für die Systemsicherheit
  • ist verantwortlich für den Ausbau und Betrieb der überregionalen Übertragungsnetze

Gebiete

Nachfolgend sind die wichtigsten Gebietsdefinitionen aufgelistet, welche von den zuvor beschriebenen Marktrollen verwaltet werden.

Bilanzierungsgebiet (BG)

  • ist ein stromspezifischer Begriff
  • besteht aus 1 – n Netzgebieten
  • befindet sich in einer Regelzone

Marktgebiet (MG)

  • ist ein gasspezifischer Begriff
  • fasst gleich- und nachgelagerte Netze zusammen

Netzgebiet (NG)

  • ist ein abgegrenztes Gebiet innerhalb eines Bilanzierungs- oder Marktgebietes

Regelzone (RZ)

  • ist ein stromspezifischer Begriff
  • ist ein abgegrenztes Gebiet mit 1 – n Netzgebieten
  • gleicht in einer Regelzone die Ein- und Ausspeisung aus
  • stellt die Systemsicherheit (Spannung und Frequenz) des Netzes sicher

Objekte

Nachfolgend sind die wichtigsten Objekte aufgelistet, die von den zuvor beschriebenen Marktrollen verantwortet werden.

Bilanzkreis (BK)

  • dient der Saldierung von Einspeise- und Ausspeisemengen von Energie (Strom und Gas)

Gateway

  • auch Smart-Meter-Gateway genannt
  • Kommunikationseinrichtung, die im Zusammenschluss mehrerer Messeinrichtungen zu einem intelligenten System zur sicheren (verschlüsselten) Übermittlung von Messwertinformationen und Empfang und Weiterleitung von Informationen dient

Marktlokation (MaLo)

  • Ort, an dem Energie (Strom oder Gas) erzeugt oder verbraucht wird
  • ist mit dem Netz verbunden
  • kann 1 – n Messlokationen haben

Messlokation (MeLo)

  • Ort, an dem Energie gemessen wird (Strom oder Gas)
  • hält alle notwendigen Messeinrichtungen vor, um Messwerte ermitteln und ggf. übermitteln (vgl. Gateway) zu können.
  • kann 1 – n Marktlokationen zugeordnet sein

Zähler/Messeinrichtung

  • Teil der Messlokation, um Messwerte ermitteln zu können
  • Grundlegend kann dabei unterschieden werden zwischen
    • konventionellen Messeinrichtungen (kME), wie z. B. die allgemein bekannten und seit Jahrzehnten verbauten Ferrariszähler. Ist ein konventioneller Zähler in ein Kommunikationsnetz eingebunden, z. B. bei einer registrierenden Lastgangmessung (RLM), dann nennt man dieses ein konventionelles Messsystem.
    • modernen Messeinrichtungen (mME). Dies sind digitale Stromzähler, die neben dem aktuellen Zählerstand weitere Verbrauchsdaten, wie z. B. Tages-, Wochen-, Monats- oder auch Jahresverbrauchsdaten anzeigen, und damit dem Verbraucher eine stets aktuelle Verbrauchsanalyse ermöglichen. Zusammen mit dem Smart-Meter-Gateway bildet diese ein intelligentes Messsystem (iMS).

Wie wird ein Marktteilnehmer identifiziert?

Für eine eindeutige Erkennung der zuvor beschriebenen Rollen werden sog. Identifikatoren vergeben. Für den Strommarkt ist die BDEW Tochter „Energie Codes und Services GmbH“ verantwortlich. Diese ist über folgende Internetadresse erreichbar.

Internetseite: www.bdew-codes.de
 

Für den Gasmarkt ist die „DVGW Services und Consult GmbH“ verantwortlich. Sie ist über folgende Internetadresse erreichbar.

Internetseite: https://codevergabe.dvgw-sc.de/
 

Marktlokations-Identifikationsnummern werden spartenunabhängig durch die „Energie Codes und Services GmbH“ sowie durch die „DVGW Services und Consult GmbH“ vergeben.

5. Prozesse in der Marktkommunikation

Zur Funktion des liberalisierten Energiemarktes sind abgestimmte, funktionierende Prozesse für die am Marktgeschehen beteiligten essenziell. Durch die BNetzA wurden in Zusammenarbeit mit den Verbänden die erforderlichen Prozesse definiert, zu benennen sind hier vor allem der BDEW, DVGW und die verbändeübergreifende Arbeitsgruppe der edi@energy. Die Prozesse werden laufend ergänzt und den Anforderungen und Erkenntnissen angepasst.

Die Prozesse werden unterschiedlichen Gruppen zugeordnet, die jeweils für bestimmte Aufgabenbereiche und damit Adressatengruppen stehen. Bei den Prozessbeschreibungen werden auch spezifische Anforderungen der beiden Sparten Strom und Gas berücksichtigt. Folgende Prozessbeschreibungen gibt es:

AbkürzungStromErläuterung
Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit ElektrizitätGPKEStromProzesse für den Netzzugang für Lieferanten und die Belieferung von Endkunden mit Strom.
Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel GasGeLiGasProzesse für den Netzzugang für Lieferanten und die Belieferung von Endkunden mit Gas.
Wechselprozesse im MesswesenWiMStrom, GasProzesse im Zusammenhang mit dem Messstellenbetrieb, u. a. Wechsel MSB, sowie Gerätewechsel und Messdatenerfassung. Einige Prozesse werden in der GPKE beschrieben, in der WiM wird dann auf diese nur verwiesen.
Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung StromMaBiSStromProzesse im Zusammenhang mit der Bilanzkreisabrechnung zwischen BIKO, NB und BKV sowie ÜNB
Bilanzierung GasGaBi GasGasProzesse im Zusammenhang mit den Ausgleichs- und Bilanzierungsregeln im Gasmarkt
Marktprozesse für erzeugende Marktlokationen StromMPESStromProzesse im Zusammenhang mit der Zuordnung der Erzeugungsanlagen zu den aufnehmenden Lieferanten in der Direktvermarktung
HerkunftsnachweisregisterHKNRStromKommunikation der Netzbetreiber mit dem beim Bundesumweltamt liegenden Herkunftsnachweisregister für die Daten zur Stromerzeugung
Redispatch 2.0Redispatch 2.0StromProzesse im Rahmen der Sicherung der Netzstabilität. Unter anderem die Abänderung des vorgesehenen Kraftwerkseinsatzes zur Vermeidung von Netzengpässen. Redispatch-Maßnahmen sind die Vorgänge, die ergriffen werden, um Netzengpässen vorzubeugen.

Überwiegend wird für die Marktkommunikation das Datenformat EDIFACT verwendet. Mit der Einführung der Redispatch 2.0 im Jahr 2021 sind auch XML-Formate für spezifische Redispatch-Prozesse hinzugekommen. Die XML-Strukturen basieren auf den Definitionen der ENTSO-E.

Die im Rahmen der genannten Prozesse genutzten Nachrichtentypen werden von der edi@energy veröffentlicht. Spezifische Datenformate für die Sparte Gas (GaBi Gas) werden von der 100 % Tochter des DVGW, der DVGW Service & Consult GmbH veröffentlicht.

GPKE / GELI

Die „Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität“ (GPKE) und „Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas“ (GeLi Gas) beschreiben die zentralen Prozesse und den zugehörigen elektronischen Datenaustausch für den Lieferantenwechsel. 

Wesentliche beteiligte Marktrollen in den Geschäftsprozessen GPKE und GeLi Gas sind:

  • Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
  • Lieferant (LF)
  • Netzbetreiber (NB)
  • Messstellenbetreiber (MSB)
  • Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

In Kürze gehören dazu folgende Geschäftsprozesse: Kündigung (Kündigung des Liefervertrags beim alten Lieferanten durch den neuen Lieferanten im Auftrag des Kunden)

  • Lieferende (Beendigung der Lieferung im Rahmen eines Lieferantenwechsels oder eines generellen Endes der Belieferung)
  • Lieferbeginn (Beginn der Lieferung im Rahmen eines Lieferantenwechsels oder eines generellen Startes der Belieferung, z. B. bei einem Neubau)
  • Ersatzversorgung (Energielieferung im Fall, dass kein Lieferant bekannt ist, um zu vermeiden, dass wegen fehlendem Lieferant eine Abnahmestelle nicht versorgt wird – Grund und Ersatzversorgung gemäß §38 des EnWG)
  • Zählerstand- und Zählwertübermittlung/Messwertübermittlung (Übermittlung von Zählerständen und Messwerten zur Verbrauchsermittlung)
  • Netznutzungsabrechnung (Abrechnung der Netznutzungsgebühren gegenüber dem Netznutzer)
  • Stammdatenänderung (Übermittlung von Änderungen an den Stammdaten)
  • Geschäftsdatenanfrage (Anfrage von Stammdaten oder Messwerten zu Markt- oder Messlokationen)

MaBiS / GaBi

Die Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) und Bilanzierung Gas (GaBi Gas) dienen der Abwicklung des Bilanzkreismanagements, Bilanzierungsregeln und der Bilanzkreisabrechnung.

Folgende Marktakteure sind beteiligt:

  • Bilanzkoordinator (BIKO) / Marktgebietsverantwortlicher (MGV)
  • Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
  • Lieferant (LF)
  • Netzbetreiber (NB)
  • Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) / Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)

Folgende Geschäftsprozesse sind Bestandteil der MaBiS:

  • Austauschprozesse zu den Bilanzierungsgebieten (An-/Abmeldung Bilanzierungsgebiet, Bilanzkreiszuordnung)
  • Austauschprozesse zur Netzgangzeitreihe und Netzzeitreihe (Aktivierung/Deaktivierung MaBiS Zählpunkte, Abstimmung und Übermittlung Netzzeitreihen, Übermittlung der Netzgangzeitreihe)
  • Austauschprozesse zwischen NB und LF bzw. ÜNB (Austausch und Übermittlung normierter Profile und Profilschare, Profildefinitionen)
  • Austauschprozess zwischen ÜNB und LF zur Lieferantensummenzeitreihe und Clearingliste
  • Austauschprozesse zur Bilanzierungssummenzeitreihe
  • Austauschprozesse zum Deltazeitreihenübertrag
  • Austauschprozesse zu Abrechnungssummenzeitreihe
  • Austausch von Ausgleichenergiepreisen
  • Austauschprozesse zur täglichen Bilanzierungsgebietssummenzeitreihe
  • Austauschprozesse zur täglichen Bilanzkreissummenzeitreihe
  • Austauschprozesse für den bilanziellen Ausgleich im Rahmen des REDISPATCH

Für GaBi Gas sind folgende wesentliche Geschäftsprozesse zu benennen:

  • Mengenanmeldung
  • Normierung
  • Kapazitätsänderung
  • Deklarationslisten
  • Mehr-/Mindermengenmitteilung

WiM

Die „Wechselprozesse im Messwesen“ (WiM) beschreiben die zentralen Prozesse und den zugehörigen elektronischen Datenaustausch für die Durchführung des Messstellenbetriebs, sofern diese nicht in der GPKE beschrieben sind. Dies sind im Wesentlichen der Wechsel des Messstellenbetreibers sowie der Wechsel der Messeinrichtungen. Zwischen den Sparten Strom und Gas sind dabei Prozessunterschiede zu beachten.

Wesentliche beteiligte Marktrollen in den Geschäftsprozessen WiM sind:

  • Messstellenbetreiber (MSB), grundzuständiger Messstellenbetreiber (gMSB)
  • Netzbetreiber (NB)
  • Lieferant (LF)
  • Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)
  • Energieserviceanbieter des Anschlussnutzers (ESA)

Folgende Geschäftsprozesse sind Bestandteil der WiM

  • Kündigung Messstellenbetrieb
  • Beginn Messstellenbetrieb
  • Ende Messstellenbetrieb
  • Verpflichtung gMSB
  • Ergänzungsprozesse zum Übergang Messstellenbetrieb:
    • Gerätewechsel und
    • Geräteübername
  • Messlokationsänderung bei konventionellen Messeinrichtungen (kME), modernen Messeinrichtungen (mME) inkl. intelligenten Messsystemen (iMS) -Einbau, Erweiterung und Parametrierung
  • Ersteinbau einer mME in eine bestehende Messlokation
  • Ersteinbau eines iMS in eine bestehende Messlokation
  • Abrechnung des Messstellenbetriebes
    • Austauschprozesse Preisblattkatalog für mME und iMS
    • Abrechnung Messstellenbetrieb für iMS und mME
  • Übergreifende Prozesse
    • Störungsbehebung in der Messlokation

MPES

Die „Marktprozesse für erzeugende Marktlokationen Strom“ beschreiben die Prozesse im Zusammenhang mit der Direktvermarktung. Die Prozesse finden Anwendung auf alle Erzeugungsanlagen in der Sparte Strom, bei denen die erzeugten Energiemengen ganz oder anteilig direkt vermarktet werden können, sprich ein Wechsel des Lieferanten möglich ist. Diese gelten sowohl für EEG-Anlagen als KWK-Anlagen. Es wird dabei zwischen Anlagen unterschieden, für die eine Pflicht zur Direktvermarktung besteht und solchen, bei denen hierfür keine Pflicht besteht.

Soweit keine gesonderten Regelungen in den MPES getroffen werden, gelten die Regeln der GPKE und der WiM, wobei die Begriffe wie folgt zu ersetzen sind:

  • Belieferung durch Erzeugung
  • „Energie verbrauchen“ durch „Energie erzeugen“
  • Letztverbraucher durch Erzeuger

Betroffenen Rollen:

  • Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
  • Lieferant (LF)
  • Netzbetreiber (NB)
  • Messstellenbetreiber (MSB)
  • Übertagungsnetzbetreiber (ÜNB)
  • Erzeuger (EZ)

Prozesse

  • Anmeldung Direktvermarktung ab Inbetriebnahme
  • Kündigung
  • Lieferbeginn
  • Lieferende
  • Überprüfung einer EEG Marktlokation mit 100 % DV-Plicht auf 100 % LF-Zuordnung

HKNR

Bei den Prozessen zum Herkunftsnachweisregister handelt es sich um die EDIFACT-Kommunikation mit dem Umweltbundesamt (UBA).

Betroffene Rollen

  • Netzbetreiber
  • Umweltbundesamt (UBA)

Prozesse

  • Anforderung von Stammdaten bzw. Messwerten durch das UBA
  • Übermittlung von Stammdaten vom NB an das UBA
  • Versand von Messwerten zu Erzeugungsanlagen
  • Beenden des Abos zur Stammdaten bzw. Messwertübermittlung

Redispatch 2.0

Betroffene Rollen

  • Einsatzverantwortlicher (EIV)
  • Data Provider (DP)
  • ANB
  • Netzbetreiber (NB)
  • Lieferant (LF)
  • Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
  • Betreiber einer technischen Ressource (BTR)
  • Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)
  • Bilanzkoordinator (BIKO)

Wesentliche Prozesse

  • Austausch von Stammdaten, Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten (EIV-NB)
  • Übermittlung und Weiterleitung meteorologischer Daten
  • Ermittlung und Abstimmung der abrechnungsrelevanten Ausfallarbeit
  • Wechsel des Bilanzierungsmodells oder des Abrechnungsmodells
  • Austauschprozesse für den bilanziellen Ausgleich im Rahmen des Redispatch

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6. Datenformate

In der Marktkommunikation wird, abgesehen von dem in 2021 eingeführten Prozess zum Redispatch 2.0, EDIFACT als Syntax verwendet.  Die Spezifikationen zu den Datenformaten werden wesentlich durch die edi@energy erstellt und auf deren Webseite veröffentlicht. Hierzu zählen folgende EDIFACT Formate:

  • UTILMD (utilities master data message) – Stammdatentausch zu Kunden, Verträgen und Zählpunkten
  • UTILTS (utilities time series message) – Übermittlung der Berechnungsformel
  • MSCONS (metered services consumption report message) – Zählerstände, Ableseergebnisse, Energiemengen
  • ORDERS (purchase order message) – Bestellung
  • ORDRSP (purchase order response message) - Bestellantwort
  • QUOTES (offer production) – Angebot
  • REQOTE (request for quote) – Anfrage
  • INVOIC (invoice message) – Leistungsabrechnungen für Netz- und Energiedienstleistung
  • REMADV (remittance advice) – Zahlungsavis
  • COMDIS (commercial dispute message) – Handelsunstimmigkeit, dient zur Klärung bei Ablehnung der Rechnung
  • PRICAT (price catalogue message) – Preisliste/Katalog, Übermittlung des Preisblattes für Ausgleichsenergie, Messstellenbetrieb
  • IFTSTA (status of transport) – Statusnachricht
  • INSRPT (inspection report) – Prüfbericht, Verwendung für Meldungen zur Störungsbehebung in der Messlokation und Informationsmeldungen des MSB
  • APERAK (application error and acknowledgement message) – Bestätigungsmeldungen und Anwendungsfehlermeldungen
  • CONTRL – Syntax- und Übertragungskontrollnachricht

Dazu kommen spezifische Formate für den Gasmarkt, die durch die DVGW Service & Consult GmbH erstellt werden. Diese sind u.a. folgende Formate:

  • ALOCAT (basierend auf der ORDRSP) Information über in Anspruch genommene Mengen
  • IMBNOT (basierend auf der ORDRSP) – Inbalance/Saldo Meldung an BiKo oder Netzbetreiber
  • SLPASP (basierend auf der ORDCHG) – Bereitstellung Parameter für Berechnung der Allokation
  • SSQNOT (basierend auf der ORDRSP) – Mengenmeldung im Rahmen der Mehr-/Mindermengen
  • TSIMSG (basierend auf der UTILMD) – Deklarationsliste im Bilanzkreismanagement Gas

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7. Kommunikation

Für die Kommunikation der Marktteilnehmer wird in den „Regelungen zum Übertragungsweg“ sowie unter „Allgemeine Festlegungen“, die auf der Seite der edi@energy veröffentlicht sind, bestimmt, wie die technische Kommunikation zwischen den Teilnehmenden zu erfolgen hat.

In dem Dokument werden die Sicherheits- und Schutzmechanismen, die im Rahmen des elektronischen Datenaustauschs für regulierte Prozesse zwischen den Marktpartnern der deutschen Energiewirtschaft erforderlich sind, festgelegt.

Es sind die Übertragungswege AS2, E-Mail via SMTP, SFTP und REST. Wobei unter „Übertragungsweg“ verstanden wird, was auch als „Kommunikationskanal“, „Kommunikationsweg“, „Transportprotokoll“ oder „Übertragungsprotokoll“ bezeichnet wird. Die Prozesse in der Marktkommunikation erlauben die Verwendung von AS2 oder E-Mail via SMTP. SFTP und REST sind ausschließlich für Kommunikation im Rahmen der Redispatch-Prozesse erlaubt. Grundsätzlich erfolgt eine verschlüsselte und signierte Übertragung.

Die Kommunikation erfolgt dabei immer im Sinne einer 1:1-Kommunikation. Das bedeutet, dass für eine Marktpartner-ID nur eine Kommunikationsadresse verwendet wird. So kann z. B. ein Netzbetreiber in der Sparte Strom nur eine E-Mail-Adresse für die Kommunikation angeben.

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8. Formatwechsel

Die Prozesse, Formate und Übertagungswege sind nicht statisch, sondern werden regelmäßig den Anforderungen angepasst. Diese Änderungen treten an den sogenannten „Formatwechselterminen“ in Kraft. Darunter fallen die Einführung von Prozesserweiterungen und die damit verbundene Anpassung der verwendeten Formate sowie der umgebenden Regelungen, z. B. für den Übertragungsweg.

Änderungen gelten für alle Marktteilnehmer gleichermaßen. Damit nicht mehrere Versionen parallel gehalten werden müssen und ein einheitliches Verständnis zu den gültigen Regelungen, Prozessen und Formaten herrscht, wurden feste Termine eingeführt, zu denen die Änderungen gelten.

Ausgenommen von gesondert festgelegten Terminen gelten der 01.04. und der 01.10. eines jeden Jahres als Formatwechseltermine, ab denen die dann gültigen Prozesse, Formate, Regelungen zum Übertragungsweg Gültigkeit haben. Es ist nicht erlaubt, z. B. alte Formate über den Zeitraum der Gültigkeit hinaus zu verwenden. Alle Markteilnehmer müssen zum Stichtag die geänderten Formate und Prozesse bedienen.

Die Änderungen werden durch die BNetzA bzw. die durch diese beauftragte edi@energy veröffentlicht. Der Veröffentlichung geht immer eine Konsultationsphase vorweg. In dieser können die Teilnehmer Stellung beziehen.

9. Unterschied technischer und fachlicher MaKo

In der Marktkommunikation kann man zwischen der fachlichen MaKo und der technischen MaKo unterscheiden.

Fachliche MaKo

Der fachlichen MaKo können die fachlichen Prozesse, wie sie z. B. in der GPKE beschrieben sind, zugeordnet werden. Diese Prozesse werden durch die Fachabteilungen bearbeitet und i. d. R. in den ERP Systemen abgebildet. Aus den fachlichen Prozessen entstammen ferner die Daten, die in den Formaten übertragen werden. Die Dokumente in denen die fachlichen Prozesse beschrieben werden, können für die Sparte Strom und spartenübergreifende Prozesse bei der BNetzA Beschlusskammer 6 eingesehen werden, für die Sparte Gas in der Beschlusskammer 7.
   

Technische MaKo

Unter technischer MaKo wird vor allem die technische Kommunikation (Übertagungswege) und die Erstellung der eigentlichen Formate (EDIFACT, XML) verstanden.  Die Regelungen für die technische MaKo sind auf der Seite der edi@energy zu finden. In der technischen MaKo finden auch Compliance-Prüfungen statt. Diese Compliance-Prüfungen umfassen die CONTRL-Prüfung auf Syntax und Verarbeitbarkeit sowie in der Regel die Prüfungen zur Einhaltung der Regeln aus den Anwenderhandbüchern. In den Anwenderhandbüchern sind in Abhängigkeit von den Prozessen Regelungen zu den erwarteten Inhalten und Qualifiern festgelegt.

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