Die Tarifanwendungsfälle: TAF 1 bis 16 und die Fassung 2.0

Was ein Tarifanwendungsfall ist

„Gateway mit TAF 1, 2, 6, 7, 9, 10 und 14.“ So oder ähnlich beschreiben Hersteller ihre Geräte¹, und was das Gerät dann misst, steht nicht in der Zeile. Muss es auch nicht. Die Nummern sagen es, jedenfalls jedem, der die Richtlinie kennt.

Älter als der Rollout ist der Begriff allemal. Schon die erste Fassung der Richtlinie vom 18. März 2013 führte die Liste, TAF 1 bis 10 als Pflicht und TAF 11 bis 14 als Option³; gedacht war ein Gerät, das alles kann.

Am 16. Januar 2019 schob das BSI eine Anlage VII nach. Ihr Geräteprofil „Basis“ machte nur noch TAF 1, 2, 6 und 7 verpflichtend, alle anderen optional³. Mit genau diesem Profil startete 2020 der Pflichtrollout, und genau dieses Profil hielt das Oberverwaltungsgericht Nordrhein-Westfalen ein Jahr später für rechtswidrig³ (die Geschichte erzählt Kapitel 1).

Für die Praxis folgt daraus etwas Unbequemes. Ein TAF ist eine zertifizierte Softwarefunktion. Ins Feld kommt er per Firmware-Update, die Hardware allein sagt darüber wenig, und was ein bestimmtes Gateway heute beherrscht, hängt an der Fassung der Richtlinie, gegen die es zuletzt zertifiziert wurde.

Alle Tarifanwendungsfälle auf einen Blick

Die Tabelle zeigt den Katalog so, wie Herstellerangaben ihn führen, und daneben, was die Fassung 2.0 vom 13. Dezember 2024 daraus gemacht hat⁵. Hinter „Pflicht ab 2027“ steht die Stufe MUSS+. Gateways, die ab dem 1. Januar 2027 nach der neuen Fassung zertifiziert werden, müssen die Funktion beherrschen⁶; ob sie im Feld dann auch läuft, ist eine andere Frage, und um die geht es im letzten Abschnitt.

Die Beschreibungen stützen sich auf beide Fassungen der Richtlinie und auf Herstellerangaben^5,7,1. Ältere Übersichten ordnen manche Nummern anders zu; die FfE etwa führte 2019 TAF 9 unter steuerbaren Anlagen⁸.

Und was die Richtlinie nicht selbst beschreibt? Dafür lässt die Fassung 2.0 eine Tür offen: Weitere Tarifanwendungsfälle darf ein Gateway umsetzen, wenn ergänzende Dokumente des BSI sie beschreiben⁵. Der Hinweis zu TAF 5 und 16 ist genau so ein Dokument.

Abrechnung: die Arbeitspferde und der Prepaid-Fall

Vier Funktionen tragen die Abrechnung, und es sind genau die vier, die 2019 im Profil „Basis“ Pflicht wurden.

TAF 1 ist der sparsamste Fall. Das Gateway verschickt nur einzelne Zählerstände, in der Fassung 2.0 einmal im Monat sowie zu Beginn und Ende der Laufzeit, für Strom ebenso wie für Gas, Wasser und Wärme⁵; mehr Daten verlassen es nicht. So war das Gateway für den Haushalt einmal gedacht. Seit dem GNDEW wird an Messstellen mit intelligentem Messsystem bis 100.000 Kilowattstunden aber per Zählerstandsgang gemessen oder, wo vorhanden, per viertelstündiger registrierender Lastgangmessung¹⁰. Im Gateway ist das in der Regel TAF 7 (Kapitel 6 und 7).

TAF 2 bringt feste Zeitfenster dazu, Hochtarif am Tag, Niedertarif in der Nacht: im Grunde der alte Doppeltarifzähler in digital. Einem dynamischen Stromtarif genügt das nicht, weil dort der Preis der Börse folgt und die Börse sich nach keiner Uhr richtet.

TAF 6 holt Werte auf Anforderung, typischerweise bei Umzug oder Lieferantenwechsel.

Das eigentliche Arbeitspferd ist TAF 7. Er liefert Zählerstände für Verbrauch und Erzeugung im Viertelstundenraster (die Richtlinie erlaubt auch 60 Minuten), und zwar jeden Tag. Daran hängt die viertelstundengenaue Bilanzierung, und auch dynamische Tarife nach §41a EnWG werden in der Regel über diesen Zählerstandsgang abgerechnet. Beim zeitvariablen Netzentgelt nach Modul 3 ist TAF 7 dagegen nur einer von zwei Wegen; der andere führt über TAF 2, warum, erklärt Kapitel 5. Ein intelligentes Messsystem ohne TAF 7? Wäre ein teurer digitaler Zähler.

TAF 3, 4 und 8 bildeten Tarife nach Lastschwelle, Verbrauchsmenge und Leistungsspitze. Seit der Fassung 1.1 von 2021 fehlen sie in der Richtlinie⁷, und die Fassung 2.0 vergibt die Nummer 8 neu, an die Lastgangbildung mit Maximalwerten, Pflicht ab 2027⁵.

Bleibt TAF 12, der Prepaid-Tarif: Eine vorausbezahlte Energiemenge wird heruntergezählt, und an einer Schwelle geht ein Signal raus¹. Mit Einspeisemanagement oder Redispatch hat er nichts zu tun. Die aktuelle Einspeisung liefert TAF 9, und Redispatch ist gar kein Tarifanwendungsfall; das ist ein Prozess nach §13a EnWG, der über eigene Wege läuft.

Den Prepaid-Fall gibt es in der Richtlinie seit der Fassung 1.1 von 2021 nicht mehr⁷. Die Fassung 2.0 holt ihn nicht zurück⁵.

Netz: TAF 9 und TAF 10

Messwerte aus der Niederspannung hatte ein Verteilnetzbetreiber bisher nicht. Mit TAF 9 und TAF 10 bekommt er sie.

TAF 9 meldet, was eine Erzeugungsanlage gerade einspeist, eine PV-Anlage etwa. Für die Abrechnung spielt der Wert keine Rolle, er ist für die Netzführung da.

Ohne Daten wie diese sieht ein Netzbetreiber nicht, in welchem Strang die Spannung gerade an die Grenze läuft. TAF 10 liefert sie am Netzanschluss, nämlich Spannung, Strom, Wirkleistung, Phasenwinkel und Frequenz⁵, und ein Hersteller bezeichnet das Gateway mit TAF 10 als wichtigsten Sensor im Netz¹¹.

Wie oft die Daten kommen, entscheidet das Messstellenbetriebsgesetz.

Für Planung und Auswertung taugen Viertelstundenwerte, die einmal am Tag eintreffen, durchaus. Auf einen Engpass reagieren, während er entsteht, lässt sich mit ihnen nicht; dafür gibt es die minütlichen Werte, und die kosten extra und sind auf ein Viertel der ausgestatteten Anschlüsse gedeckelt.

Jeder Netzbetreiber muss also auswählen, welche Stränge er minütlich sehen will. Flächendeckend mit minütlichem TAF 10 zu planen, sieht das Gesetz schlicht nicht vor.

Dazu kommt §14a. Netzorientiert steuern darf ein Netzbetreiber grundsätzlich nur auf Grundlage einer Netzzustandsermittlung, übergangsweise bis längstens Ende 2028 auch präventiv nach Netzplanung¹³. Wie eng Messung und Steuerung damit zusammenhängen, zeigt Kapitel 5.

Steuerung: warum TAF 11 nicht der Weg ist

„Steuerung von unterbrechbaren Verbrauchseinrichtungen und Erzeugungsanlagen“: So steht TAF 11 im Katalog¹, und es läge nahe, eine Wärmepumpe nach §14a darüber zu dimmen. Genau das passiert nicht.

Schon 2021 hat das Oberverwaltungsgericht Nordrhein-Westfalen den Zustand nüchtern festgehalten. TAF 11 sei bereits in der Stammrichtlinie nur optional, im Geräteprofil „Basis“ nicht enthalten „und auch von keinem der am Markt verfügbaren Smart-Meter-Gateways implementiert“. Für die Fernsteuerung komme nach Einschätzung des BSI „nur der CLS-Proxy-Kanal in Betracht“³.

Daran hat sich im Kern nichts geändert, nur ist TAF 11 inzwischen ganz verschwunden: Seit der Fassung 1.1 vom September 2021 steht er nicht mehr in der Richtlinie, und auch die Fassung 2.0 nennt ihn nicht^7,5. Die Befehle laufen über den CLS-Kanal, einen gesicherten Kanal, den das Gateway zwischen einem aktiven externen Marktteilnehmer im WAN und einem steuerbaren Gerät im Heimnetz vermittelt¹⁴. Im Heimnetz hängt am Ende eine Steuerbox. Sie reicht den Befehl an die Anlage oder an ein Energiemanagementsystem weiter.

Das Gesetz sieht es genauso. §34 Absatz 1 Nummer 6 MsbG spricht von Datenkommunikation „über das Smart-Meter-Gateway und eine daran angebundene Steuerungseinrichtung“¹², ein Tarifanwendungsfall kommt in der Vorschrift nicht vor.

Steuern im Gateway oder in der Box: zwei Positionen

Seit dem 13. Dezember 2024 steht eine Tür offen. Version 2.0 des Schutzprofils für das Gateway, BSI-CC-PP-0073, bringt das Funktionspaket „Power Limitation“ mit, für den Fall, dass das Gateway steuerbare Geräte selbst ansteuert¹⁴. Die Steuerbox wäre dann überflüssig. Ob sie das sein soll, darüber streiten BSI und BDEW.

Im August 2024 legte das BSI ein Impulspapier zur Steuerung direkt über das Gateway vor. Die integrierte Steuerung sollte für Hersteller freiwillig sein, der klassische Weg über die Steuerbox bliebe erhalten; bei der integrierten Lösung müsste allerdings die Kundenanlage nach TR-03109-5 zertifiziert werden, weil die Box als geprüfte Gegenstelle wegfällt¹⁵.

Der BDEW hielt in der Konsultation im September 2024 dagegen und berichtete am 4. Oktober darüber. Beide Lösungswege sollten eine identische Schnittstelle zur Kundenanlage haben, und Messstellenbetreiber dürften nicht doppelt belastet werden. Die TR-03109-5-Pflicht für die integrierte Lösung solle entfallen, denn mit ihr werde die Lösung im Markt wegen des hohen Aufwands „faktisch nicht umgesetzt“, und ohne sie werde das Sicherheitsniveau nicht beeinträchtigt¹⁵. Viele Messstellenbetreiber bauten zudem gerade ein CLS-Management auf, schreibt der Verband, und für Submetering und Bestandsanlagen bleibe dieser Weg ohnehin nötig.

Aus dem Impulspapier ist inzwischen ein Implementierungshinweis geworden. Am 16. September 2025, am selben Tag wie der Hinweis zu TAF 5 und 16, hat das BSI „Steuerung mit Nachweisführung im SMGW“ veröffentlicht. Darin übernimmt das Gateway über EEBUS die Begrenzung von Bezug und Einspeisung steuerbarer Anlagen und protokolliert jede Anweisung samt Quittung. Verpflichtend ist der Hinweis nicht, er soll später in die TR-03109-1 übergehen. Zur Streitfrage steht dort nur: „Der TLS-Proxy ist im zu steuernden Produkt eine optionale Funktion. Ein Produkt mit implementiertem TLS-Proxy unterliegt dem Anwendungsbereich der [TR-03109-5].“ Eine Zertifizierungspflicht für Anlagen ohne TLS-Proxy nennt der Hinweis nicht¹⁶.

Dass die Technik im Versuch funktioniert, hat ein Netzbetreiber gezeigt. Bayernwerk und Power Plus Communications haben im September und Oktober 2025 rund 1.100 Steuerbefehle direkt aus dem Gateway an Erzeugungsanlagen, Speicher und Verbrauchsanlagen geschickt, ohne Steuerbox, per EEBUS, und die Erfolgsquote lag bei 99,63 Prozent¹⁷. Das Bayernwerk erwartete damals, dass die Zertifizierung bei den Herstellern Anfang 2026 beginnt und die Steuerung aus dem Gateway ab Mitte 2026 breit nutzbar ist¹⁷.

Das BSI will im Heimnetz keine ungeprüfte Gegenstelle, der BDEW für dasselbe Ziel keinen zweiten Zertifizierungsweg. Technisch hat das BSI den Weg im Gateway inzwischen beschrieben, verbindlich ist er nicht, und ein dafür zertifiziertes Gateway gibt es bis Mitte Oktober 2026 nicht. Entschieden ist der Streit damit nicht.

Ein Messstellenbetreiber plant deshalb vernünftigerweise mit der Box und baut die Architektur so, dass sie eines Tages rausfliegen kann.

Wie neue Funktionen ins Gerät kommen

Bis ein neuer Tarifanwendungsfall beim Kunden ankommt, muss erst die Richtlinie erweitert, dann das Gateway neu zertifiziert und zuletzt die Firmware im Feld aktualisiert werden. Jeder dieser Schritte dauert.

Geprüft wird dabei doppelt. Ein Gateway braucht ein Sicherheitszertifikat nach den Common Criteria gegen das Schutzprofil PP-0073 und ein zweites gegen die TR-03109-1, das die Interoperabilität bestätigt; die BSI-Liste führt beide getrennt¹⁹. Für die eichrechtlich relevanten Funktionen kommt eine Baumusterprüfbescheinigung der PTB hinzu³. Das Verfahren im Detail steht in Kapitel 3.

Am Anfang stand das Profil „Basis“ mit TAF 1, 2, 6 und 7. Für TAF 14 folgte im Dezember 2019 ein Fehlerverzeichnis zur Richtlinie, das das Gericht auf den 12. und die Downloadseite des BSI auf den 16. Dezember datiert^3,21. TAF 9 und 10 standen Anfang 2021 nur im optionalen Profil „Netz“³ und wurden erst mit der Fassung 1.1 vom September 2021 Pflicht⁷; in die Geräte kamen sie per Rezertifizierung, bei Power Plus Communications schon am 30. Oktober 2020²².

Liest man heute, TAF 9 und 10 kämen erst jetzt, ist die Quelle mindestens fünf Jahre alt.

Im Stufenmodell des BSI⁴ gehören zur ersten Stufe unter anderem die Aktualisierung des Messsystems, die Kommunikation mit steuerbaren Geräten über einen aktiven externen Marktteilnehmer und der Zählerstandsgang (TAF 7), zur zweiten zeitvariable Tarife (TAF 2), Netzzustandsdaten (TAF 10), die Ist-Einspeisung (TAF 9) und hochfrequente Messwerte (TAF 14).

Neue Fälle kündigen sich trotzdem an. Der Implementierungshinweis des BSI vom 16. September 2025 beschreibt eine vorgesehene Erweiterung um ereignisbasierte Tarifierung im TAF 5 und ereignisbasierte Registrierung im neuen TAF 16⁹, ausdrücklich als Hinweis, der „keinen verpflichtenden Charakter“ hat⁹.

Und der alte Stand? Gateways nach Schutzprofil 1.3 und Richtlinie 1.1 dürfen noch bis Ende 2027 eingebaut werden, während Zertifizierungen nach den neuen Fassungen ab dem 1. Januar 2027 zusätzliche Pflichtanforderungen nachweisen müssen⁶, darunter TAF 8 und TAF 15⁵.

Was im Feld läuft und was niemand misst

Dass die Gateways TAF 1, 2, 6, 7, 9, 10 und 14 beherrschen, ist mehr als eine Herstellerangabe^22,1. Genau diese sieben Fälle sind seit der Fassung 1.1 normativ⁷, und gegen diese Fassung haben alle fünf Gateways der BSI-Liste ein Konformitätszertifikat²⁴. Ob die Funktionen im Feld auch eingeschaltet sind, ist eine andere Frage, und die beantwortet keine Statistik.

Zwischen Katalog und Wirklichkeit bleibt damit eine Lücke. Der Katalog beschreibt, was ein intelligentes Messsystem können soll; was es in einem bestimmten Netz tatsächlich tut, steht in der Konfiguration des Gateway-Administrators, und die sieht außer ihm niemand.

Im eigenen Haus lässt sich die Lücke mit vier Prüfschritten schließen:

1. Zertifikatsstand der eigenen Gateways klären

   Lassen Sie sich für jedes eingesetzte Gerätemodell zeigen, gegen welche Fassung von Schutzprofil und Richtlinie es zuletzt zertifiziert wurde. Die Tabelle des BSI weist das nicht aus, die Seite zu jedem Zertifikat nennt Schutzprofil und Prüfgrundlage²⁴.

2. TAF-Konfiguration als Bestand erfassen

   Welche Tarifanwendungsfälle laufen an welchen Messstellen, und seit welchem Firmware-Stand? Ohne diese Liste bleibt jede Aussage über Netztransparenz eine Vermutung, auch die eigene.

3. Minütliche Netzzustandsdaten gezielt planen

   Behandeln Sie die 25 Prozent aus §34 MsbG als Budget und setzen Sie es dort ein, wo die Netzberechnung Engpässe erwartet. Wo zuerst Gateways hängen, ist dafür kein Kriterium.

4. Steuerung über CLS spezifizieren

   Kein TAF 11 im Lastenheft.