Die GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität) ist eine BNetzA-Festlegung, die alle Geschäftsprozesse rund um die Strombelieferung von Endkunden standardisiert. Dazu gehören Lieferantenwechsel (Lieferbeginn, Lieferende), Netznutzungsabrechnung, Stammdatenänderungen und Zählerstandsübermittlung. Beteiligte Marktrollen sind VNB, Lieferant, gMSB und Letztverbraucher. Die Kommunikation erfolgt über EDIFACT-Nachrichten (UTILMD, MSCONS, INVOIC).

Marktrollen im Deutschen Energiemarkt: ÜNB, VNB, MSB & mehr

Q: Was ist der Unterschied zwischen VNB und ANB?

Der VNB (Verteilnetzbetreiber) ist für den sicheren Betrieb des Verteilnetzes in Mittel- und Niederspannung verantwortlich und übernimmt eine zentrale Rolle in der Marktkommunikation (GPKE, MaBiS, WiM). Der ANB (Anschlussnetzbetreiber) ist der Netzbetreiber, an dessen Netz die Entnahmestelle physisch angeschlossen ist – das ist häufig, aber nicht immer, der VNB. Der ANB ist insbesondere für Stammdaten, Netzanschluss und die Koordination im Redispatch 2.0 zuständig.

Q: Wer ist für den Smart-Meter-Rollout verantwortlich?

Der grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB) ist nach MsbG §§2-4 für den Smart-Meter-Rollout verantwortlich. Typischerweise ist dies der örtliche Verteilnetzbetreiber. Der gMSB muss intelligente Messsysteme (iMSys) für Verbraucher ab 6.000 kWh/a und für EE-/KWK-Anlagen ab 1 kW installierter Leistung einbauen. Dabei gelten gesetzliche Preisobergrenzen. Alternativ kann der Anschlussnutzer einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) beauftragen.

Q: Was ist ein Bilanzkreis?

Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Energiemengenkonto, in dem Einspeisungen und Entnahmen bilanziert werden. Jeder Bilanzkreis wird von einem Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) geführt, der gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber für den Ausgleich zwischen prognostizierter und tatsächlicher Energiemenge verantwortlich ist. Abweichungen werden über Ausgleichsenergie abgerechnet. Die Prozesse sind in der MaBiS (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) geregelt.

Q: Was ist Redispatch 2.0?

Redispatch 2.0 ist das seit Oktober 2021 geltende Verfahren zum Engpassmanagement im Stromnetz. Dabei werden auch Anlagen unter 10 MW und EE-Anlagen einbezogen. Der Einspeisevorrangberechtigte (EIV) steuert die Anlagen im Auftrag der Netzbetreiber. Die Koordination erfolgt zwischen ÜNB, VNB, ANB und EIV über standardisierte Prozesse und EDIFACT-Nachrichten (UTILMD, UTILTS). Abgerufene Ausfallarbeit wird finanziell entschädigt.

Q: Was ist der Unterschied zwischen MaLo und MeLo?

Die MaLo-ID (Marktlokations-ID) ist eine 11-stellige Kennung für den kaufmännischen Bilanzierungspunkt – also den Ort, an dem Energie einem Bilanzkreis zugeordnet wird. Sie wird vom VNB vergeben. Die MeLo-ID (Messlokations-ID) ist eine 33-stellige Kennung, die mit 'DE' beginnt und den technischen Messpunkt identifiziert – also den physischen Ort, an dem gemessen wird. Eine Marktlokation kann mehreren Messlokationen zugeordnet sein (z. B. Zweirichtungszähler oder Wandlermessung).

Struktur des Energiemarkts

Der deutsche Energiemarkt ist durch eine klare Trennung von Netzbetrieb und Vertrieb (Unbundling) gekennzeichnet. Die verschiedenen Marktrollen sind in vier Ebenen organisiert und kommunizieren über standardisierte Prozesse (GPKE, MaBiS, WiM) und Datenformate (EDIFACT). Diese Struktur gewährleistet einen diskriminierungsfreien Netzzugang für alle Marktteilnehmer und fördert den Wettbewerb im Energiemarkt.

Liberalisierung und Unbundling

Die Liberalisierung des deutschen Strommarkts begann 1998 mit der Umsetzung der ersten EU-Binnenmarktrichtlinie. Das Kernprinzip: Trennung von Monopolbereichen (Netzbetrieb) und wettbewerblichen Bereichen (Erzeugung, Handel, Vertrieb).

1998: Erstes Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) -- Beginn der Marktliberalisierung
2005: Zweites EnWG -- Einrichtung der Regulierungsbehörde (BNetzA)
2011: Energiewende nach Fukushima -- verstärkte Einspeisung erneuerbarer Energien
2016: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) -- Smart-Meter-Rollout
2021: Redispatch 2.0 -- Integration dezentraler Erzeugungsanlagen

Die vier Marktebenen

Netzebene: Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), Verteilnetzbetreiber (VNB) und Anschlussnetzbetreiber (ANB) stellen die physische Infrastruktur bereit. Sie sind regulierte Monopole und unterliegen der Entgeltregulierung durch die BNetzA.
Marktebene: Lieferanten (LF), Bilanzkreisverantwortliche (BKV), Direktvermarkter (DV) und weitere Akteure organisieren den Energiehandel. Hier herrscht Wettbewerb -- jeder Kunde kann seinen Lieferanten frei wählen.
Messebene: Messstellenbetreiber (MSB), Gateway-Administratoren (GWA) und externe Systemanbieter (ESA) erfassen und verarbeiten Messdaten. Seit dem MsbG herrscht auch hier Wettbewerb zwischen gMSB und wMSB.
Kundenebene: Letztverbraucher, Anlagenbetreiber und Prosumer als Endverbraucher und dezentrale Erzeuger. Sie sind die wirtschaftlichen Treiber des Systems und zunehmend aktive Marktteilnehmer.

Unbundling-Anforderungen

Das Unbundling (Entflechtung) soll Diskriminierung verhindern und Wettbewerb ermöglichen:

Rechtliches Unbundling: Der Netzbetrieb muss in einer eigenen Rechtsform geführt werden (ab 100.000 Kunden)
Operationelles Unbundling: Eigenständige Entscheidungsbefugnis für den Netzbetrieb
Informationelles Unbundling: Vertrauliche Behandlung wirtschaftlich sensibler Daten
Buchhalterisches Unbundling: Getrennte Rechnungslegung für Netz- und Vertriebsaktivitäten (alle Unternehmen)

Für ÜNB gelten noch strengere Anforderungen: eigentumsrechtliches Unbundling (OU) oder das Modell des Unabhängigen Transportnetzbetreibers (ITO).

Gesetzliche Grundlagen

Marktrollen und ihre Pflichten werden durch einen komplexen Regulierungsrahmen definiert:

EnWG -- Energiewirtschaftsgesetz: Zentrale Rechtsgrundlage für den Ordnungsrahmen des Energiemarkts, Netzzugang, Unbundling und Regulierung
MsbG -- Messstellenbetriebsgesetz: Regelt den Smart-Meter-Rollout und die Rechte/Pflichten der Messstellenbetreiber
StromNZV -- Stromnetzzugangsverordnung: Detailliert den Netzzugang, Bilanzkreissystem und Fahrplanmanagement
StromNEV -- Stromnetzentgeltverordnung: Berechnung der Netznutzungsentgelte
EEG -- Erneuerbare-Energien-Gesetz: Förderung und Einspeisung erneuerbarer Energien
KWKG -- Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz: Förderung hocheffizienter KWK-Anlagen

Darüber hinaus konkretisieren BNetzA-Festlegungen (BK6/BK7) wie GPKE, MaBiS, WiM, MPES die technischen und operativen Details.

Kommunikation zwischen Marktteilnehmern

Die Marktkommunikation erfolgt ausschließlich über standardisierte Formate und Prozesse:

EDIFACT: Elektronisches Datenformat basierend auf UN/EDIFACT -- standardisiert durch edi@energy (BDEW/DVGW)
AS4: Sichere Kommunikationsplattform für den Datenaustausch (ersetzt zunehmend den E-Mail-basierten EDIFACT-Versand)
Marktpartner-IDs: Eindeutige Kennungen (BDEW-Codenummer, EIC) zur Identifikation aller Teilnehmer
Fristen: Feste Antwortzeiten (z. B. 5 Werktage für Lieferantenwechsel-Bestätigung)

Netzebene

Die Netzebene umfasst alle Akteure, die für den physischen Transport von Strom verantwortlich sind -- vom Höchstspannungsnetz bis zum Hausanschluss.

ÜNB

Übertragungsnetzbetreiber

Netzebene

Betreibt das Höchstspannungsnetz (220-380 kV) und ist verantwortlich für Systemstabilität, Regelenergie und den überregionalen Stromtransport.

Kernaufgaben

Systemstabilität und Frequenzhaltung (50 Hz)
Regelenergiebeschaffung und -einsatz
Bilanzkreismanagement als BIKO
Redispatch und Engpassmanagement
Netzausbauplanung (Netzentwicklungsplan)

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

TenneT, 50Hertz, Amprion, TransnetBW

Rechtsgrundlage: EnWG §§12-14

VNB

Verteilnetzbetreiber

Netzebene

Betreibt das Mittel- und Niederspannungsnetz und stellt die Verbindung zwischen Übertragungsnetz und Endverbrauchern her.

Kernaufgaben

Betrieb und Instandhaltung des Verteilnetzes
Netzanschluss und Netzzugang gewähren
Vergabe von MaLo-IDs und Stammdatenpflege
Netznutzungsabrechnung
Zählerdatenmanagement und -weiterleitung

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Schleswig-Holstein Netz, Westnetz, Stromnetz Berlin

Rechtsgrundlage: EnWG §§17-21

ANB

Anschlussnetzbetreiber

Netzebene

Der Netzbetreiber, an dessen Netz eine Marktlokation physisch angeschlossen ist. Häufig identisch mit dem VNB.

Kernaufgaben

Physischer Netzanschluss und Stammdatenverwaltung
Zuordnung der Marktlokation zum Netzgebiet
Koordination im Redispatch 2.0
Bereitstellung von Netzzustandsdaten

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Identisch mit VNB oder spezialisierte Unternehmen

Rechtsgrundlage: EnWG §17

Marktebene

Die Marktebene umfasst alle Rollen, die am Handel, der Bilanzierung und der Vermarktung von Energie beteiligt sind. Hier findet der Wettbewerb statt -- getrennt vom regulierten Netzbetrieb.

LF

Lieferant

Marktebene

Beliefert Endkunden mit Strom oder Gas und ist vertraglich für die Energielieferung verantwortlich.

Kernaufgaben

Abschluss von Lieferverträgen mit Endkunden
Energiebeschaffung (Börse, OTC, Eigenproduktion)
Lieferantenwechselprozesse (An-/Abmeldung)
Kundenabrechnung
Wechselprozesse und Kundenservice

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

E.ON, Vattenfall, EnBW, Stadtwerke

Rechtsgrundlage: EnWG §§38-41

BKV

Bilanzkreisverantwortlicher

Marktebene

Verantwortlich für den Ausgleich von Einspeisungen und Entnahmen innerhalb eines Bilanzkreises.

Kernaufgaben

Führung eines oder mehrerer Bilanzkreise
Fahrplananmeldung beim ÜNB
Ausgleich von Einspeisungen und Entnahmen
Abrechnung der Ausgleichsenergie
Prognose und Beschaffung

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Große Versorger, Energiehändler, Industrieunternehmen

Rechtsgrundlage: StromNZV §4

BIKO

Bilanzkoordinator

Marktebene

Rolle des ÜNB für die Koordination und Abrechnung aller Bilanzkreise innerhalb einer Regelzone.

Kernaufgaben

Aggregation der Bilanzkreisdaten je Regelzone
Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise
Clearing und Abrechnung gegenüber BKV
Überwachung der Bilanzkreistreue
Veröffentlichung der Ausgleichsenergiepreise

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

TenneT (als BIKO), 50Hertz (als BIKO)

Rechtsgrundlage: BK6-07-002

DV

Direktvermarkter

Marktebene

Vermarktet Strom aus erneuerbaren Energiequellen direkt am Spotmarkt im Auftrag von Anlagenbetreibern.

Kernaufgaben

Vermarktung von EE-Strom an der Börse
Fernsteuerung der Erzeugungsanlagen
Prognoseerstellung und Fahrplanmanagement
Abrechnung der Marktprämie
Portfoliomanagement

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Next Kraftwerke, Statkraft, EnBW

Rechtsgrundlage: EEG §§20-21

EIV

Einspeisevorrangberechtigter

Marktebene

Verantwortlich für die Steuerung einer technischen Ressource im Rahmen des Redispatch 2.0.

Kernaufgaben

Steuerung von Anlagen im Redispatch 2.0
Umsetzung von Abregelungssignalen
Ermittlung und Abrechnung der Ausfallarbeit
Meldung an den ANB/VNB

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Direktvermarkter, Anlagenbetreiber, Aggregatoren

Rechtsgrundlage: BK6-20-059

Messebene

Die Messebene umfasst alle Rollen rund um die Erfassung, Verarbeitung und Übermittlung von Energiemessdaten. Mit dem Smart-Meter-Rollout gewinnt diese Ebene zunehmend an Bedeutung.

gMSB

grundzuständiger Messstellenbetreiber

Messebene

Der automatisch zuständige Messstellenbetreiber für ein Netzgebiet, typischerweise der örtliche Netzbetreiber.

Kernaufgaben

Smart-Meter-Rollout (iMSys) für Pflichteinbaufälle
Einbau, Betrieb und Wartung von Messeinrichtungen
Messdatenerhebung und -übermittlung
Einhaltung der gesetzlichen Preisobergrenzen

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Netzbetreiber-Töchter, Stadtwerke

Rechtsgrundlage: MsbG §§2-4

wMSB

wettbewerblicher Messstellenbetreiber

Messebene

Unabhängiger Anbieter für den Messstellenbetrieb, frei wählbar durch den Anschlussnutzer.

Kernaufgaben

Wettbewerblicher Messstellenbetrieb auf Kundenwunsch
Erweiterte Analysefunktionen und Mehrwertdienste
Speziallösungen für Gewerbe- und Industriekunden
Übernahme der Messstelle vom gMSB
Flexible Tarifmodelle

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

EHA, Discovergy, Commetering

Rechtsgrundlage: MsbG §9

ESA

Externer Systemanbieter

Messebene

Bietet energiebezogene Dienste auf Basis von Messdaten an.

Kernaufgaben

Bereitstellung von Energiedaten-Analysediensten
Demand-Response-Anwendungen
Smart-Home-Integration und Visualisierung
Anbindung an das Smart Meter Gateway
Abrechnungsdienste

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Energieberater, Smart-Home-Anbieter, Abrechnungsdienstleister

Rechtsgrundlage: MsbG §35

GWA

Gateway-Administrator

Messebene

Administriert Smart Meter Gateways und steuert die sichere Datenkommunikation.

Kernaufgaben

Administration der Smart Meter Gateways
Verwaltung der SM-PKI (Public Key Infrastructure)
Konfiguration der Kommunikationsprofile
Sicherstellung der IT-Sicherheit nach BSI-Standards
Fernwartung und Updates

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

MSB-interne Funktion, spezialisierte IT-Dienstleister

Rechtsgrundlage: MsbG, BSI TR-03109

Kundenebene

Die Kundenebene umfasst alle Marktteilnehmer, die Energie verbrauchen, erzeugen oder beides tun. Ihre Rechte und Pflichten sind in EnWG, EEG und MsbG definiert.

LV

Letztverbraucher

Kundenebene

Der Endempfänger von Energie zum Eigenverbrauch.

Kernaufgaben

Freie Wahl des Energielieferanten
Anspruch auf Netzanschluss und Grundversorgung
Duldungspflicht für Smart-Meter-Einbau
Recht auf transparente Abrechnung
Recht auf monatliche Verbrauchsinformation (bei iMSys)

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Haushalte, Gewerbebetriebe, Industriekunden

Rechtsgrundlage: EnWG §3 Nr. 25

AB

Anlagenbetreiber

Kundenebene

Betreiber einer Stromerzeugungsanlage (z. B. PV, Wind, KWK).

Kernaufgaben

Betrieb von EE- oder KWK-Anlagen
Registrierung im Marktstammdatenregister (MaStR)
Wahl der Vermarktungsform (Einspeisevergütung, Direktvermarktung, sonstige)
Einhaltung der technischen Anschlussregeln
Duldung von Redispatch-Maßnahmen

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

PV-Anlagenbetreiber, Windparkbetreiber, KWK-Betreiber

Rechtsgrundlage: EEG, EnWG

PRO

Prosumer

Kundenebene

Kombination aus Produzent und Konsument -- erzeugt und verbraucht Energie.

Kernaufgaben

Eigenverbrauch des selbst erzeugten Stroms
Überschusseinspeisung ins öffentliche Netz
Teilnahme an Flexibilitätsmärkten (perspektivisch)
Nutzung von Speichersystemen
Steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG

Relevante Prozesse

Kommuniziert mit

Beispiele

Eigenheimbesitzer mit PV, Gewerbegebäude mit KWK

Rechtsgrundlage: EEG, MsbG, EnWG §14a

Marktkommunikationsprozesse

Die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt ist vollständig standardisiert. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat über ihre Beschlusskammern (BK6 für Strom, BK7 für Gas) verbindliche Prozessbeschreibungen festgelegt, an die sich alle Marktteilnehmer halten müssen. Diese Prozesse definieren exakte Abläufe, Fristen und Nachrichtenformate.

Kernprinzipien der Marktkommunikation

Vollautomatisierung: Alle Prozesse laufen elektronisch über EDIFACT-Nachrichten -- keine manuellen Schritte
Fristengebunden: Jeder Prozessschritt hat definierte Antwortfristen (z. B. 5 Werktage, 10 Werktage)
Bilaterale Kommunikation: Direkter Nachrichtenaustausch zwischen den beteiligten Parteien
Clearingstellen: Streitbeilegungsmechanismen bestehen (z. B. BDEW Clearing)
Formatvalidierung: Syntaktische und semantische Prüfung aller Nachrichten vor der Verarbeitung

GPKE

Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität

Regelt alle Prozesse rund um die Strombelieferung von Endkunden: Lieferantenwechsel, Ein-/Auszug, Netznutzungsabrechnung und Stammdatenaustausch.

Lieferantenwechsel: Anmeldung durch neuen LF > Bestätigung/Ablehnung durch VNB (5 WT) > Abmeldung an alten LF
Einzug: Kunde meldet Einzug beim Lieferanten > LF meldet beim VNB an
Auszug: Kunde kündigt oder LF meldet Auszug
Vorlaufzeit: Mind. 3 Wochen vor Lieferbeginn

VNB Lieferant gMSB Letztverbraucher

Nachrichten: UTILMD (Stammdaten), MSCONS (Zählerstände), INVOIC (Rechnungen)

MaBiS

Marktregeln für die Bilanzkreisabrechnung Strom

Definiert den Datenaustausch für das Bilanzkreismanagement und die Abrechnung zwischen allen relevanten Parteien.

Aggregierte Zeitreihen: VNB meldet aggregierte Werte je Bilanzkreis
Bilanzkreissummierung: BIKO erstellt Gesamtbilanz je Bilanzkreis
Ausgleichsenergie: Berechnung der Abweichungen zwischen Fahrplan und Ist
Monatliche Abrechnung: Ausgleichsenergiekosten an BKV

BKV BIKO VNB ÜNB

Nachrichten: MSCONS (Zeitreihen), UTILTS (Fahrpläne), INVOIC (Abrechnung)

WiM

Wechselprozesse im Messwesen

Regelt alle Prozesse rund um den Messstellenbetrieb: MSB-Wechsel, Gerätewechsel, Messdatenübermittlung.

MSB-Wechsel: Anschlussnutzer beauftragt wMSB > Anfrage an gMSB > Zählertausch
Gerätewechsel: Zählerausbau/-einbau mit Protokoll und Datenübermittlung
Messdatenübermittlung: MSB liefert Ablesungen an berechtigte Empfänger (VNB, LF)
Fristen: MSB-Wechsel erfordert mind. 2 Monate Vorlaufzeit

gMSB wMSB VNB Lieferant

Nachrichten: UTILMD (Gerätestammdaten), MSCONS (Zählerstände), ORDERS/ORDRSP

MPES

Marktprozesse für Erzeugungsanlagen Strom

Standardisiert die Kommunikation für dezentrale Erzeugungsanlagen (EEG, KWK, sonstige).

Anlagenstammdaten: Meldung technischer Daten an VNB/ANB
Vermarktungswechsel: Wechsel zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktung
Zuordnung: Zuordnung der Anlage zu Bilanzkreis/Direktvermarkter
Entschädigung: Prozesse für abgeregelte Energie und Kompensation

AB DV VNB ANB

Nachrichten: UTILMD (Anlagendaten), MSCONS (Einspeisewerte), INVOIC (EEG-Vergütung)

GeLi Gas

Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas

Pendant zur GPKE für den Gasmarkt mit gasspezifischen Anpassungen.

SLP-Kunden: Standardlastprofilkunden mit geschätztem Verbrauch
RLM-Kunden: Registrierende Leistungsmessung für Großkunden
Brennwertübermittlung: Zusätzliche gasspezifische Messparameter
Allokation: Zuordnung von Gasmengen zu Bilanzkreisen

VNB Lieferant gMSB

Nachrichten: UTILMD, MSCONS, INVOIC (analog zur GPKE)

Redispatch 2.0

Engpassmanagement mit EE-/KWK-Anlagen

Seit 01. Oktober 2021: Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW (und steuerbare Verbrauchseinrichtungen) werden in das Engpassmanagement einbezogen.

Stammdatenaustausch: Technische Ressourcen werden detailliert gemeldet (Leistung, Standort, Steuerbarkeit)
Planwerte: EIV meldet tägliche Planwerte für Erzeugung/Verbrauch
Abruf: Netzbetreiber kann Abregelung/Erhöhung anfordern
Bilanzielle Kompensation: BKV rechnet Abweichungen ab
Entschädigung: Anlagenbetreiber erhält Kompensation für Abregelung

ÜNB VNB ANB EIV AB BKV

Nachrichten: UTILMD (Stammdaten TR/SR/LR), UTILTS (Planwerte), spezielle Abrufformate

Beispiel: Lieferantenwechselprozess

Ein typischer Lieferantenwechsel nach GPKE läuft wie folgt ab:

Tag 0: Kunde schließt Vertrag mit neuem Lieferanten (LF-neu). Kunde erteilt LF-neu Vollmacht zur Kündigung und Anmeldung.
Tag 1: LF-neu sendet Kündigung an LF-alt (optional, bei Bevollmächtigung)
Tag 1: LF-neu sendet Anmeldung (UTILMD) an VNB mit gewünschtem Lieferbeginn
Tag 1-5: VNB prüft Anmeldung (MaLo vorhanden? Daten korrekt? Kein Doppelwechsel?)
Tag 6: VNB bestätigt Anmeldung (UTILMD-Antwort) oder lehnt mit Begründung ab
Tag 6: VNB sendet Abmeldung an LF-alt
Tag 6-10: LF-alt bestätigt Abmeldung oder widerspricht
Lieferbeginn: Ab vereinbartem Datum beliefert LF-neu; VNB ordnet MaLo dem Bilanzkreis von LF-neu zu
Nach Wechsel: MSB übermittelt Zählerstand zum Wechselzeitpunkt für Endabrechnung

Mindestvorlaufzeit: Lieferantenwechsel muss mindestens 3 Wochen vor gewünschtem Lieferbeginn angemeldet werden. Pro Marktlokation ist nur ein Wechsel pro Kalendermonat zulässig.

EDIFACT-Nachrichtentypen

Die Marktkommunikation nutzt standardisierte EDIFACT-Formate gemäß edi@energy für den Datenaustausch zwischen Marktteilnehmern. EDIFACT (Electronic Data Interchange for Administration, Commerce and Transport) ist ein internationaler UN-Standard, der für die deutsche Energiewirtschaft durch BDEW und DVGW spezifiziert wird.

Aufbau einer EDIFACT-Nachricht

Jede EDIFACT-Nachricht folgt einer standardisierten Struktur:

UNA: Trennzeichen-Festlegung -- definiert Begrenzungszeichen
UNB: Übertragungskopf -- Sender, Empfänger, Zeitstempel
UNH: Nachrichtenkopf -- Nachrichtentyp und Version
Segmente: Inhaltsdaten gemäß Anwendungshandbuch (AHB)
UNT: Nachrichtenende -- Segmentanzahl
UNZ: Übertragungsende -- Nachrichtenanzahl

Die genaue Struktur wird in den MIGs (Message Implementation Guides) definiert, die edi@energy regelmäßig aktualisiert.

Zentrale Nachrichtenformate

UTILMD

Stammdaten -- Kunden, Verträge, Zähler, Anlagen. Verwendet für An-/Abmeldungen, Gerätewechsel, Stammdatenaktualisierungen

MSCONS

Messdaten -- Zählerstände, Energiemengen, Lastgänge. Das Rückgrat der Messdatenübermittlung

UTILTS

Zeitreihen -- Fahrpläne, Prognosen, Berechnungswerte. Wichtig für Bilanzierung und Redispatch

ORDERS

Bestellungen -- Anfragen für Gerätewechsel, Ablesung, Sperrung/Entsperrung

ORDRSP

Bestellantwort -- Bestätigung oder Ablehnung von ORDERS-Anfragen

INVOIC

Rechnungen -- Netznutzung, Messtellenbetrieb, EEG-Umlage, Bilanzkreisabrechnung

REMADV

Zahlungsavis -- Informationen über erfolgte oder geplante Zahlungen

INSRPT

Prüfbericht -- Ergebnisse technischer Prüfungen (Zähler, Anlagen)

CONTRL

Syntaxprüfung -- Technische Empfangsbestätigung auf Syntaxebene

APERAK

Anwendungsbestätigung -- Fachliche Prüfung und Rückmeldung (Annahme/Ablehnung)

REQOTE

Angebotsanfrage -- Preisanfragen für Netzanschlüsse

QUOTES

Angebot -- Kostenvoranschlag für Netzanschluss oder -erweiterung

Versionierung und Updates

EDIFACT-Formate werden regelmäßig aktualisiert:

edi@energy: Gemeinsame Plattform von BDEW und DVGW für die Formatpflege
Formatversionen: Derzeit z. B. UTILMD 5.2g, MSCONS 2.4b
Einführungstermine: Neue Formatversionen werden zu festen Terminen eingeführt (01. April / 01. Oktober)
Übergangsphase: Alte und neue Versionen werden im Übergang parallel akzeptiert
Validierungstools: edi@energy stellt kostenlose Validierungswerkzeuge bereit

Zentrale Identifikatoren

Der deutsche Energiemarkt verwendet zahlreiche standardisierte Identifikatoren, um Lokationen, Geräte und Marktpartner eindeutig zu identifizieren. Diese IDs sind die Grundlage der automatisierten Marktkommunikation.

Lokationsidentifikatoren

Seit der Einführung des Markt-/Messlokationsmodells 2017 werden Entnahme- und Einspeisepunkte über zwei getrennte ID-Systeme identifiziert:

MaLo-ID 12345678901

Marktlokations-ID

11-stellige numerische ID für jeden kaufmännischen Entnahme-/Einspeisepunkt. Die MaLo ist der Bilanzierungspunkt und wird einem Bilanzkreis zugeordnet. Vergabe durch den VNB.

MeLo-ID DE00123456789012...

Messlokations-ID

33-stellige alphanumerische ID für technische Messpunkte. Beginnt mit Ländercode (DE). Eine MaLo kann mehrere MeLos haben (z. B. Zweirichtungszähler). Vergabe durch den VNB.

TRuDi-ID Technische Ressource

ID der Technischen Ressource

Eindeutige ID für steuerbare Erzeugungsanlagen im Kontext von Redispatch 2.0. Identifiziert die physische Anlage unabhängig von der MaLo-Zuordnung.

Geräte-ID 1EMH0012345678

Zähler-/Gerätenummer

Herstellerspezifische Seriennummer des Zählers oder Messgeräts. Bei Smart Metern auch die Gateway-ID für die Kommunikation.

Marktpartner-Identifikatoren

Jeder Marktteilnehmer benötigt eindeutige Kennungen für die Kommunikation:

BDEW-Nr. 9900123456789

BDEW-Codenummer

13-stellige Nummer zur eindeutigen Identifikation von Marktpartnern in der EDIFACT-Kommunikation. Vergabe durch den BDEW, Pflicht für alle Marktteilnehmer.

EIC 11XTENNET-----N

Energy Identification Code

16-stelliger europäischer Code für Marktpartner, Bilanzgebiete und Regelzonen. Relevant für grenzüberschreitenden Handel und Fahrplanmanagement. Vergabe durch ENTSO-E.

GLN 4012345000001

Global Location Number

13-stellige GS1-Nummer zur internationalen Standortidentifikation. Wird in einigen Fällen parallel zur BDEW-Codenummer verwendet.

MaStR-Nr. SEE912345678901

Marktstammdatenregister-Nummer

Registrierungsnummer im BNetzA-Marktstammdatenregister. Pflicht für alle Erzeugungsanlagen und Speicher. Format: 3 Buchstaben + 12 Ziffern.

Bilanzierungs-Identifikatoren

Bilanzkreis-ID: 16-stellige Kennung für Bilanzkreise, Format ähnlich wie EIC. Vergabe durch BIKO/ÜNB.
Regelzonen-ID: Kennung für die vier deutschen Regelzonen (TenneT, 50Hertz, Amprion, TransnetBW)
Netzgebiet-ID: Eindeutige Kennung für das Netzgebiet jedes VNB

Weiterführende Informationen

BNetzA Festlegungen BK6 edi@energy EDIFACT-Formate BDEW Standardisierung BSI Smart Meter Gateway Marktstammdatenregister EnWG (gesetze-im-internet.de) MsbG (gesetze-im-internet.de) innobu Regulatorik-Matrix

Häufige Fragen zu Marktrollen im Energiemarkt

Was ist der Unterschied zwischen VNB und ANB? +

Wer ist für den Smart-Meter-Rollout verantwortlich? +

Was regelt die GPKE? +

Was ist ein Bilanzkreis? +

Was ist Redispatch 2.0? +

Was ist der Unterschied zwischen MaLo und MeLo? +