Interaktive Übersicht aller Marktrollen gemäß EnWG, MsbG und den Festlegungen der Bundesnetzagentur – von ÜNB bis Prosumer.
Überblick – Struktur des deutschen Energiemarkts
Der deutsche Energiemarkt ist durch eine klare Trennung von Netz 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. Der Kerngedanke: Die Trennung von Monopolbereichen (Netzbetrieb) und Wettbewerbsbereichen (Erzeugung, Handel, Vertrieb).
1998:
Erstes Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) – Beginn der Marktöffnung
2005:
Zweites EnWG – Einführung der Regulierungsbehörde (BNetzA)
2011:
Energiewende nach Fukushima – verstärkte Einspeisung erneuerbarer Energien
2016:
Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) – Smart Meter Rollout
Netzebene:
Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), Verteilnetzbetreiber (VNB) und Anschlussnetzbetreiber (ANB) stellen die physische Infrastruktur. 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 Energieserviceanbieter (ESA) erfassen und verarbeiten Messdaten. Seit dem MsbG besteht auch hier Wettbewerb zwischen grundzuständigen und wettbewerblichen MSB.
Kundenebene:
Letztverbraucher, Anlagenbetreiber und Prosumer als Endnutzer 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:
Gesellschaftsrechtliches Unbundling:
Netzbetrieb muss in eigenständiger Gesellschaft erfolgen (ab 100.000 Kunden)
Operationelles Unbundling:
Unabhängige Entscheidungsbefugnisse des Netzbetriebs
Dazu kommen die Festlegungen der BNetzA (BK6/BK7) wie GPKE, MaBiS, WiM, MPES, die technisch-operative Details regeln.
Kommunikation zwischen Marktteilnehmern
Die Marktkommunikation erfolgt ausschließlich über standardisierte Formate und Prozesse:
EDIFACT:
Elektronisches Datenformat nach UN/EDIFACT – standardisiert durch edi@energy (BDEW/DVGW)
AS4:
Sichere Kommunikationsplattform für den Datenaustausch (ersetzt zunehmend Email-EDIFACT)
Marktpartnerkennungen:
Eindeutige IDs (BDEW-Codenummer, EIC) zur Identifikation aller Teilnehmer
Fristen:
Festgelegte Antwortzeiten (z.B. 5 WT 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 überregionalen Stromtransport.
Kernaufgaben
Betrieb und Wartung des Übertragungsnetzes
Systemführung und Frequenzhaltung
Regelenergiebeschaffung und -einsatz
Engpassmanagement und Redispatch
Bilanzkreiskoordination (BIKO-Rolle)
Relevante Prozesse
MaBiS
Redispatch 2.0
Fahrplanmanagement
Kommuniziert mit
VNB
BKV
BIKO
Kraftwerksbetreiber
Beispiele
TenneT, 50Hertz, Amprion, TransnetBW
Rechtsbasis:
EnWG §§ 12-14
VNB
Verteilnetzbetreiber
Netzebene
Betreibt das Mittel- und Niederspannungsnetz und stellt die Verbindung zwischen Übertragungsnetz und Endverbrauchern her.
Kernaufgaben
Betrieb des Verteilnetzes
Netzanschluss und Netzzugang
Zählerdatenmanagement
Netznutzungsabrechnung
Stammdatenpflege für Marktlokationen
Relevante Prozesse
GPKE
WiM
MaBiS
Redispatch 2.0
Kommuniziert mit
ÜNB
MSB
LF
Endkunden
Beispiele
E.ON Netz, EnBW, Stadtwerke, Regionalversorger
Rechtsbasis:
EnWG §§ 17-21
ANB
Anschlussnetzbetreiber
Netzebene
Der Netzbetreiber, an dessen Netz eine Marktlokation physisch angeschlossen ist. Oft identisch mit dem VNB.
Kernaufgaben
Bereitstellung des Netzanschlusses
Technische Abwicklung am Netzanschlusspunkt
Stammdatenmeldung für Erzeugungsanlagen
Koordination bei Redispatch-Maßnahmen
Relevante Prozesse
MPES
Redispatch 2.0
GPKE
Kommuniziert mit
VNB
MSB
AB
EIV
Beispiele
Identisch mit VNB oder spezialisierte Unternehmen
Rechtsbasis:
EnWG § 17
Marktebene
Die Marktebene organisiert den Handel und die bilanzielle Abwicklung von Energie. Hier agieren Lieferanten, Bilanzkreisverantwortliche und Direktvermarkter.
LF
Lieferant
Marktebene
Versorgt Endkunden mit Strom oder Gas und ist vertraglich für die Energielieferung verantwortlich.
Kernaufgaben
Abschluss von Lieferverträgen mit Endkunden
Energiebeschaffung und Portfoliomanagement
Bilanzkreiszuordnung der Kunden
Energieabrechnung gegenüber Endkunden
Wechselprozesse und Kundenservice
Relevante Prozesse
GPKE
GeLi Gas
WiM
Kommuniziert mit
VNB
MSB
BKV
Endkunden
Beispiele
E.ON, Vattenfall, EnBW, Stadtwerke
Rechtsbasis:
EnWG § 38-41
BKV
Bilanzkreisverantwortlicher
Marktebene
Verantwortlich für die ausgeglichene Bilanz zwischen Einspeisung und Entnahme in einem Bilanzkreis.
Kernaufgaben
Führung des Bilanzkreises
Fahrplananmeldung beim ÜNB
Prognose und Beschaffung
Ausgleich von Bilanzkreisabweichungen
Abrechnung der Ausgleichsenergie
Relevante Prozesse
MaBiS
Fahrplanmanagement
Kommuniziert mit
BIKO
ÜNB
LF
Händler
Beispiele
Große Versorger, Energiehändler, Industrieunternehmen
Rechtsbasis:
StromNZV § 4
BIKO
Bilanzkreiskoordinator
Marktebene
Rolle des ÜNB zur Koordination und Abrechnung aller Bilanzkreise in einer Regelzone.
Kernaufgaben
Aggregation aller Bilanzkreisdaten
Berechnung der Ausgleichsenergie
Bilanzkreisabrechnung
Clearing zwischen Bilanzkreisen
Veröffentlichung der Ausgleichsenergiepreise
Relevante Prozesse
MaBiS
Kommuniziert mit
BKV
VNB
ÜNB
Beispiele
TenneT (als BIKO), 50Hertz (als BIKO)
Rechtsbasis:
BK6-07-002
DV
Direktvermarkter
Marktebene
Vermarktet Strom aus erneuerbaren Energien direkt am Spotmarkt im Auftrag der Anlagenbetreiber.
Kernaufgaben
Direktvermarktung von EE-Strom
Börsenhandel und Portfoliomanagement
Prognoseerstellung für EE-Anlagen
Abrechnung mit Anlagenbetreibern
Fernsteuerung von Erzeugungsanlagen
Relevante Prozesse
MPES
MaBiS
Redispatch 2.0
Kommuniziert mit
AB
BKV
VNB
Strombörse
Beispiele
Next Kraftwerke, Statkraft, EnBW
Rechtsbasis:
EEG §§ 20-21
EIV
Einsatzverantwortlicher
Marktebene
Verantwortlich für den Einsatz einer Technischen Ressource im Rahmen von Redispatch 2.0.
Kernaufgaben
Steuerung von Erzeugungsanlagen
Umsetzung von Redispatch-Abrufen
Datenmeldung an Netzbetreiber
Bilanzielle Abwicklung von Ausfallarbeit
Relevante Prozesse
Redispatch 2.0
MPES
Kommuniziert mit
ANB
BKV
AB
DV
Beispiele
Direktvermarkter, Anlagenbetreiber, Aggregatoren
Rechtsbasis:
BK6-20-059
Messebene
Die Messebene umfasst alle Akteure, die für Erfassung, Übertragung und Verarbeitung von Messdaten verantwortlich sind.
gMSB
Grundzuständiger Messstellenbetreiber
Messebene
Der automatisch zuständige Messstellenbetreiber für ein Netzgebiet, meist der örtliche Netzbetreiber.
Kernaufgaben
Installation von Messeinrichtungen
Betrieb und Wartung der Messstellen
Ablesung und Datenübermittlung
Smart-Meter-Rollout
Einhaltung der Preisobergrenzen
Relevante Prozesse
WiM
GPKE
Kommuniziert mit
VNB
LF
Endkunden
wMSB
Beispiele
Netzbetreiber-Tochtergesellschaften, Stadtwerke
Rechtsbasis:
MsbG §§ 2-4
wMSB
Wettbewerblicher Messstellenbetreiber
Messebene
Unabhängiger Anbieter für Messstellenbetrieb, frei wählbar durch den Anschlussnutzer.
Kernaufgaben
Alternative Messlösungen anbieten
Erweiterte Visualisierung und Analytics
Integration in Energiemanagementsysteme
Flexible Tarifmodelle
Speziallösungen für Gewerbe/Industrie
Relevante Prozesse
WiM
GPKE
Kommuniziert mit
gMSB
VNB
LF
Endkunden
Beispiele
EHA, Discovergy, Commetering
Rechtsbasis:
MsbG § 9
ESA
Energieserviceanbieter
Messebene
Bietet energienahe Dienstleistungen auf Basis von Messdaten an.
Die Kundenebene umfasst die Endnutzer von Energie – sowohl reine Verbraucher als auch dezentrale Erzeuger und Prosumer.
LV
Letztverbraucher / Endkunde
Kundenebene
Der finale Abnehmer von Energie für den Eigenverbrauch.
Kernaufgaben
Abschluss von Lieferverträgen
Bezahlung der Energierechnung
Wahl des Lieferanten und MSB
Bereitstellung von Zählerständen
Duldung des Smart-Meter-Rollouts
Relevante Prozesse
Lieferantenwechsel (GPKE)
Ein-/Auszug
Kommuniziert mit
LF
MSB
VNB
Beispiele
Haushalte, Gewerbe, Industrie
Rechtsbasis:
EnWG § 3 Nr. 25
AB
Anlagenbetreiber
Kundenebene
Betreiber einer Stromerzeugungsanlage (z.B. PV, Wind, KWK).
Kernaufgaben
Betrieb der Erzeugungsanlage
Meldung an Marktstammdatenregister
Wahl des Vermarktungsmodells
Einhaltung technischer Vorgaben
Duldung von Redispatch-Maßnahmen
Relevante Prozesse
MPES
Redispatch 2.0
EEG-Meldungen
Kommuniziert mit
DV
VNB
MSB
ANB
Beispiele
PV-Betreiber, Windparkbetreiber, BHKW-Betreiber
Rechtsbasis:
EEG, EnWG
PRO
Prosumer
Kundenebene
Kombination aus Producer und Consumer – erzeugt und verbraucht Energie.
Kernaufgaben
Eigenstromnutzung optimieren
Überschusseinspeisung
Speichermanagement
Teilnahme an Flexibilitätsmärkten
Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen
Relevante Prozesse
§14a EnWG
MPES
GPKE
Kommuniziert mit
LF
VNB
MSB
DV
Beispiele
Eigenheimbesitzer mit PV, Gewerbebetriebe mit BHKW
Rechtsbasis:
EEG, MsbG, EnWG §14a
Marktkommunikationsprozesse
Die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt ist vollständig standardisiert. Die Bundesnetzagentur hat über ihre Beschlusskammern (BK6 für Strom, BK7 für Gas) verbindliche Prozessbeschreibungen festgelegt, die alle Marktteilnehmer einhalten müssen. Diese Prozesse definieren exakte Abläufe, Fristen und Nachrichtenformate.
Grundprinzipien der Marktkommunikation
Vollautomatisierung:
Alle Prozesse laufen elektronisch über EDIFACT-Nachrichten ab – keine manuellen Schritte
Ein typischer Lieferantenwechsel nach GPKE läuft wie folgt ab:
Tag 0:
Kunde schließt Vertrag mit neuem Lieferant (LF-neu) ab. Kunde bevollmächtigt LF-neu zur Kündigung und Anmeldung.
Tag 1:
LF-neu sendet Kündigung an LF-alt (optional, wenn Kunde bevollmächtigt hat)
Tag 1:
LF-neu sendet Anmeldung (UTILMD) an VNB mit gewünschtem Lieferbeginn
Tag 1-5:
VNB prüft Anmeldung (MaLo existiert? Daten korrekt? Kein doppelter Wechsel?)
Tag 6:
VNB bestätigt Anmeldung (UTILMD-Antwort) oder lehnt ab mit Begründung
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 Schlussrechnung
Mindestfrist:
Lieferantenwechsel muss mindestens 3 Wochen vor gewünschtem Lieferbeginn angemeldet werden. Innerhalb eines Kalendermonats darf nur ein Wechsel stattfinden.
EDIFACT-Nachrichtentypen
Die Marktkommunikation nutzt standardisierte EDIFACT-Formate nach 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 den BDEW und DVGW spezifiziert wurde.
Aufbau einer EDIFACT-Nachricht
Jede EDIFACT-Nachricht folgt einem standardisierten Aufbau:
UNA:
Service String Advice – definiert Trennzeichen
Zahlungsavis
– Information über erfolgte oder geplante Zahlungen
INSRPT
Störungsmeldung
– Technische Störungen an Messeinrichtungen
CONTRL
Empfangsbestätigung
– Syntaktische Prüfung und Empfangsquittung
APERAK
Anwendungsfehler
– Semantische Fehlermeldungen und Ablehnungen
REQOTE
Angebotsanfrage
– Preisanfragen für Netzanschlüsse
QUOTES
Angebot
– Kostenangebot für Netzanschluss oder -erweiterung
Versionierung und Updates
EDIFACT-Formate werden regelmäßig aktualisiert:
edi@energy:
Gemeinsame Plattform von BDEW und DVGW für die Formatpflege
Formatversionen:
Aktuell z.B. UTILMD 5.2g, MSCONS 2.4b
Stichtage:
Neue Formatversionen werden zu festen Terminen (01.04. / 01.10.) eingeführt
Parallelphase:
Alte und neue Version werden übergangsweise parallel akzeptiert
Prüftools:
edi@energy stellt kostenlose Prüftools zur Validierung bereit
Zentrale Identifikatoren
Im deutschen Energiemarkt werden zahlreiche standardisierte Identifikatoren verwendet, um Lokationen, Geräte und Marktpartner eindeutig zu identifizieren. Diese IDs sind die Grundlage für die automatisierte Marktkommunikation.
Lokations-Identifikatoren
Seit der Einführung des Markt-/Messlokationsmodells 2017 werden Verbrauchs- 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 Länderkennung (DE). Eine MaLo kann mehrere MeLos haben (z.B. bei Zweirichtungsmessung). Vergabe durch den VNB.
TRuDi-ID
Technische Ressource
Technische Ressource ID
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. Wird vom BDEW vergeben und ist Pflicht für alle Marktteilnehmer.
EIC
11XTENNET-----N
Energy Identification Code
16-stelliger europäischer Code
für Marktteilnehmer, Bilanzierungsgebiete 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 teilweise parallel zur BDEW-Codenummer verwendet.
MaStR-Nr.
SEE912345678901
Marktstammdatenregister-Nr.
Registrierungsnummer im Marktstammdatenregister der BNetzA. Pflicht für alle Erzeugungsanlagen und Speicher. Format: 3 Buchstaben + 12 Ziffern.
Bilanzierungs-Identifikatoren
Bilanzkreis-ID:
16-stellige Kennung für Bilanzkreise, Format ähnlich EIC. Wird vom BIKO/ÜNB vergeben.
Regelzonen-ID:
Kennung der vier deutschen Regelzonen (TenneT, 50Hertz, Amprion, TransnetBW)
Netzgebiet-ID:
Eindeutige Kennung für jedes Netzgebiet eines VNB
Der
Verteilnetzbetreiber (VNB)
betreibt das gesamte Verteilnetz in einem Gebiet. Der
Anschlussnetzbetreiber (ANB)
ist der konkrete Netzbetreiber, an dessen Netz eine bestimmte Marktlokation physisch angeschlossen ist.
In den meisten Fällen sind VNB und ANB identisch
Bei Netzgebieten mehrerer Betreiber kann der ANB abweichen
Der ANB ist besonders relevant für Redispatch 2.0 und MPES
Der
grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB)
ist gemäß MsbG für den Rollout von intelligenten Messsystemen verantwortlich.
Der gMSB ist meist der lokale Netzbetreiber oder dessen Tochtergesellschaft
Pflichteinbau ab bestimmten Verbrauchsgrenzen (> 6.000 kWh/Jahr)
Endkunden können alternativ einen wMSB beauftragen
Preisobergrenzen nach MsbG müssen eingehalten werden
Die
GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität)
ist eine Festlegung der Bundesnetzagentur, die alle Prozesse zwischen Marktpartnern standardisiert.
Lieferantenwechsel:
Kompletter Ablauf vom Vertragswechsel bis zur Belieferung
Umzugsprozesse:
Ein- und Auszug von Verbrauchern
Stammdatenaustausch:
Synchronisation von Kundendaten
Messwertübermittlung:
Standardisierte Übertragung von Verbrauchsdaten
Ein
Bilanzkreis
ist ein virtuelles Konto, in dem Einspeisungen und Entnahmen von Strom bilanziert werden.
Jede Marktlokation muss einem Bilanzkreis zugeordnet sein
Der
BKV
ist für den Ausgleich verantwortlich
Abweichungen werden über
Ausgleichsenergie
ausgeglichen
Die Abrechnung erfolgt über den
BIKO
(Bilanzkreiskoordinator)
Redispatch 2.0
ist das seit Oktober 2021 geltende Verfahren zum Engpassmanagement, das erstmals auch EE- und KWK-Anlagen ab 100 kW einbezieht.
Netzbetreiber können Erzeugungsanlagen anweisen, ihre Einspeisung zu reduzieren
Anlagenbetreiber erhalten Entschädigung für entgangene Einnahmen
Neue Rolle des
Einsatzverantwortlichen (EIV)
zur Steuerung
Komplexer Datenaustausch zwischen ANB, EIV und BKV
Die
Marktlokation (MaLo)
und
Messlokation (MeLo)
sind unterschiedliche Konzepte im deutschen Energiemarkt.
MaLo:
Bilanzierungspunkt für Energiemengen (kaufmännisch) – identifiziert durch 11-stellige numerische ID
MeLo:
Ort der physischen Messung (technisch) – identifiziert durch 33-stellige alphanumerische ID
Eine MaLo kann mehrere MeLos haben (z.B. Zweirichtungszähler mit separater Einspeisung/Bezug)
Eine MeLo kann auch mehreren MaLos zugeordnet sein (virtuelle Aufteilung)
Die Zuordnung und Vergabe erfolgt durch den VNB
Die Unterscheidung bezieht sich auf die Art der Lastprofilermittlung:
SLP (Standardlastprofil):
Für kleinere Verbraucher (typisch < 100.000 kWh/Jahr). Der Verbrauch wird anhand standardisierter Profile geschätzt und später durch Zählerablesung korrigiert.
RLM (Registrierende Leistungsmessung):
Für größere Verbraucher. Der Verbrauch wird in 15-Minuten-Intervallen gemessen und zeitnah übermittelt.
RLM-Kunden haben höhere Anforderungen an die Messtechnik, ermöglichen aber exaktere Bilanzierung
Die Grenze wird vom Netzbetreiber festgelegt (meist 100.000 kWh/Jahr)
Bei der
Direktvermarktung
wird Strom aus erneuerbaren Energien direkt am Spotmarkt verkauft statt eine feste Einspeisevergütung zu erhalten:
Marktprämienmodell:
Anlagenbetreiber erhält Börsenpreis + Marktprämie (Differenz zur EEG-Vergütung)
Direktvermarkter (DV):
Übernimmt Vermarktung, Prognose und Portfoliomanagement
Verpflichtend:
Für Neuanlagen ab 100 kW installierter Leistung
Fernsteuerbarkeit:
Anlagen müssen vom DV ferngesteuert werden können
Wechsel:
Monatlicher Wechsel zwischen Direktvermarktung und Einspeisevergütung möglich
EDIFACT (Electronic Data Interchange for Administration, Commerce and Transport)
ist der UN-Standard für elektronischen Datenaustausch:
Standardisierung:
Alle Marktteilnehmer nutzen identische Formate – keine Schnittstellenprobleme
Automatisierung:
Vollständig maschinell verarbeitbar ohne manuelle Eingriffe
Verbindlich:
Die BNetzA schreibt EDIFACT für die Marktkommunikation vor
edi@energy:
BDEW/DVGW definieren die energiespezifischen Ausprägungen (Message Implementation Guides)