TAF 7 statt neuer Prozesskomplexität
Ein Standpunkt von Max Hülser, Head of Sales Development & Consulting, metiundo GmbH
Die Energiewende wird häufig als technologische Herausforderung beschrieben. Aus unserer Sicht liegt die eigentliche Schwierigkeit inzwischen an einer anderen Stelle. Die Daten sind längst da. Die Digitalisierung der Messinfrastruktur schreitet voran, und mit jedem intelligenten Messsystem wächst die verfügbare Datenbasis. Trotzdem entstehen bei nahezu jedem neuen Anwendungsfall neue Prozesse, neue Sonderfälle und neue Verwaltungsaufwände. Eigentlich müsste es genau andersherum sein.
Je mehr Daten standardisiert vorliegen, desto einfacher sollten Marktprozesse werden. Stattdessen versuchen wir häufig, neue Anforderungen in bestehende Systemlandschaften einzupassen. Das ist nachvollziehbar, weil vorhandene ERP-Systeme und eingespielte Marktprozesse genutzt werden können. Gleichzeitig besteht aber die Gefahr, dass wir damit Komplexität weiter fortschreiben, anstatt sie zu reduzieren.
Modul 3: TAF 2 als De-facto-Vorgabe
Ein anschauliches Beispiel dafür ist die aktuelle Umsetzung von §14a EnWG Modul 3.
Viele Verteilnetzbetreiber fordern für die Abrechnung derzeit Messdaten nach Tarifanwendungsfall (TAF) 2. Aus Sicht der bestehenden Systemlandschaften ist das verständlich, denn die HT/NT/ST-Logik ist dort bereits abgebildet. Aus Sicht eines Messstellenbetreibers zeigt sich eine andere Realität. Zeitfenster und Netzentgelttarife werden kalenderjährlich festgelegt und gelten jeweils für ein Netzgebiet. Das bedeutet, dass die Zählregister im Smart-Meter-Gateway je Netzgebiet individuell parametriert und zu Beginn jedes Jahres auf Änderungen hin überprüft werden müssen. Hinzu kommt, dass Netzbetreiber die Abrechnung der drei Tarifstufen auf mindestens zwei, nicht notwendigerweise zusammenhängende Quartale beschränken können. Mit jedem weiteren Netzgebiet wächst damit nicht nur der Verwaltungsaufwand, sondern die Zahl der dauerhaft parallel vorzuhaltenden Zeitmodelle. Nicht weil die Messung kompliziert wäre, sondern weil die Prozesslogik immer weiter fragmentiert.
TAF 7 setzt auf Daten, die ohnehin vorliegen
Dabei liegen die entscheidenden Daten längst vor. Viertelstundenwerte werden heute schon erfasst. Genau deshalb halten wir TAF 7 für den konsequenteren Weg. Nicht weil TAF 2 technisch falsch wäre, sondern weil TAF 7 auf einer Datenbasis aufsetzt, die für künftige Anwendungen ohnehin benötigt wird. Die im Juli 2026 aktualisierte BDEW-Anwendungshilfe zu Modul 3 hält beide Tarifanwendungsfälle für geeignet. Zugleich stellt sie klar, dass es für den Netzbetreiber als Empfänger nicht relevant ist, ob die von ihm definierten Zeitfenster über TAF 2 direkt im Smart-Meter-Gateway oder über TAF 7 im Backend umgesetzt werden. Die Wahl liegt damit beim Messstellenbetreiber. In unserer Praxis begegnet uns dennoch regelmäßig, dass TAF 2 als Voraussetzung gesetzt wird. Wo das geschieht, lohnt die Rückfrage, welches Ziel damit konkret verfolgt wird. Denn auch bei TAF 7 obliegt es dem Messstellenbetreiber, die Zählerstandsgänge entsprechend den Zeitfenstern des Netzbetreibers in tarifstufenscharfe Werte umzuwandeln, und die eichrechtlichen Anforderungen sind dabei besonders sorgfältig zu beachten. Der Unterschied liegt darin, wo dieser Aufwand anfällt: einmal zentral im Backend statt vielfach in der Parametrierung einzelner Gateways im Feld.
Wer sollte die Zuordnung eigentlich vornehmen?
Es stellt sich jedoch eine noch grundlegendere Frage: Warum sollte diese Zuordnung überhaupt beim Messstellenbetreiber liegen? Die Tarifzeitfenster werden vom jeweiligen Netzbetreiber definiert und verwaltet. Es erscheint daher naheliegend, dass der Netzbetreiber die von TAF 7 gelieferten Viertelstundenwerte selbst seinen Tarifzeitfenstern zuordnet. Dadurch müsste der Messstellenbetreiber nicht parallel die Tariflogiken Hunderter Netzbetreiber vorhalten und pflegen. Das würde Verantwortlichkeiten klarer trennen, Komplexität reduzieren und die Skalierbarkeit der Marktprozesse weiter erhöhen.
Der Blick nach vorn: Flexibilität in der Niederspannung
Und genau hier wird die Diskussion interessant. Heute sprechen wir über Modul 3. Morgen folgen dynamische Netzentgelte, Flexibilitätsmärkte und weitere digitale Geschäftsmodelle. Sie alle greifen auf dieselben Viertelstundenwerte zurück. Wie nah das bereits ist, zeigen die MiSpeL- und AgNes-Prozesse. Die MiSpeL-Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten soll bereits zum 1. Oktober 2026 wirksam werden und bestimmt die förderfähigen Strommengen in der Abgrenzungsoption über die rechnerische Zuordnung viertelstündlich erfasster Werte. Die Bundesnetzagentur hat Ende Mai 2026 ihr Gesamtkonzept für die Netzentgelte ab 2029 vorgestellt. Die Bonner Behörde kündigt darin an, die Flexibilitätspotenziale in der Niederspannung weiter zu erschließen, das zeitvariable Netzentgelt für Heimspeicher und Elektroautos weiterzuentwickeln und Verbraucher in der Niederspannung über ein Opt-in einzubeziehen, sobald das technisch möglich ist. Was heute als Sonderfall für steuerbare Verbrauchseinrichtungen gilt, wird damit perspektivisch zum Regelfall für einen deutlich größeren Kundenkreis.
Damit entscheidet die heute gewählte Prozesslogik mit darüber, wie schnell „technisch möglich“ tatsächlich eintritt. Ein Verfahren, das je Netzgebiet einzelne Gateways parametriert, skaliert anders als eines, das zentral auf Viertelstundenwerten aufsetzt.
Fazit
Die eigentliche Frage lautet deshalb nicht, welcher Tarifanwendungsfall heute am besten zu bestehenden Systemen passt, sondern welche Prozesse wir aufbauen wollen, wenn diese Anwendungsfälle in wenigen Jahren zum Alltag gehören.
Ich halte es für richtig, Marktprozesse stärker an der verfügbaren Datenbasis auszurichten als an historisch gewachsenen Prozessstrukturen. Wenn für jeden neuen Anwendungsfall eine eigene Prozesswelt entsteht, wächst die Komplexität schneller als der Nutzen. Die Datenbasis für einen gemeinsamen Standard liegt vor. Die Entscheidung, ob wir sie nutzen, fällt heute – und nicht dann, wenn das zeitvariable Netzentgelt zum Regelfall wird.
Über metiundo:
Die metiundo GmbH ist ein wettbewerblicher Messstellenbetreiber (wMSB) mit Sitz in Berlin und Heidelberg. Das Unternehmen betreibt intelligente Messsysteme spartenübergreifend für Strom, Gas, Wärme und Wasser. Und zwar für Wohnungsunternehmen und Immobilienbestandshalter ebenso wie als Dienstleister für Stadtwerke. Auf Basis eigener Technologie erfasst metiundo Verbrauchsdaten kontinuierlich und stellt sie für Mieterstrom-Abrechnung, Energiemanagement und die energetische Steuerung von Gebäudeportfolios bereit. Weitere Informationen: www.metiundo.io
