Häufig gestellte Fragen

Question 1

Wie ist die Struktur einer UTILMD-Nachricht für Gerätewechsel?

Accepted Answer

### **UTILMD für Gerätewechsel – Kurzfassung**

Die **UTILMD-Nachricht** (EDIFACT D.16B) ist das zentrale Format für **Stammdatenänderungen bei Gerätewechseln** (Zähler-/MSB-Wechsel) in der deutschen Energiewirtschaft. Sie muss **5 Werktage vor dem Wechsel** (WiM Strom) an NB, LF und MSB versendet werden.

#### **Wichtigste Segmente (Pflicht):**
- **BGM+385** (Stammdatenänderung)
- **MS+Z01** (Zählpunkt, z. B. `DE00012345678901234567890123456789`)
- **IC+Z01** (Wechseldatum, z. B. `20240601`)
- **IDE+Z01** (Zählernummer, z. B. `987654321`)
- **STS+3** (Status: Gerät installiert)
- **DTM+324** (Gültigkeitsdatum)

#### **Prozessablauf:**
1. **Auslöser** (MSB-Wechsel, Zählerdefekt, Modernisierung).
2. **UTILMD vorbereiten** (Zählpunkt, Wechseldatum, Zählernummer prüfen).
3. **Versand** (5 Werktage vor Wechsel, Empfänger: NB, LF, MSB).
4. **Bestätigung** (CONTRL-Nachricht prüfen, Fehler korrigieren).
5. **Folgemeldungen** (MSCONS für Messwerte, MaBiS für Abrechnung).

#### **Typische Fehler & Lösungen:**
- **Falsches Wechseldatum** → Mit physischem Wechsel abstimmen.
- **Fehlende Zählernummer** → IDE-Segment korrekt füllen.
- **Inkonsistente Statusangaben** → Nur einen Status pro Gerät senden (STS+3/4).

**Fristen:**
- **MSB-Wechsel:** 3 Monate Vorlauf (§ 5 MsbG).
- **Gerätewechsel:** 5 Werktage vor Wechsel (WiM Strom).

**Tools:** EDIFACT-Validator (BNetzA), Testumgebungen (EDI@Energy), Monitoring (SAP IS-U, enersis).

Question 2

Was ist der Unterschied zwischen APERAK und CONTRL?

Accepted Answer

### **APERAK vs. CONTRL – Kurzübersicht für die Energiewirtschaft**

**CONTRL** prüft die **technische Syntax** einer EDIFACT-Nachricht (z. B. UTILMD, MSCONS):
✔ **Zweck:** Bestätigt Empfang und korrekte EDIFACT-Struktur (Segmente, Pflichtfelder).
✔ **Frist:** **24 Stunden** (Strom & Gas).
✔ **Fehlerauswirkung:** Nachricht wird **nicht verarbeitet** (z. B. bei fehlendem Segment).
✔ **Typische Fehler:** Falsche Trennzeichen, fehlende Pflichtfelder (ERC-Codes A1–A7).

**APERAK** prüft die **inhaltliche Verarbeitbarkeit**:
✔ **Zweck:** Meldet fachliche Fehler (z. B. unbekannter Zählpunkt, ungültige Messwerte).
✔ **Frist:** **2 Werktage** (nur bei Fehlern, optional bei Erfolg).
✔ **Fehlerauswirkung:** Betroffene **Geschäftsvorfälle werden nicht verarbeitet** (z. B. Z01: Zählpunkt unbekannt).
✔ **Typische Fehler:** Plausibilitätsfehler, Prozessverstöße (ERC-Codes Z01, M01).

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### **Praktische Handlungsempfehlungen**
1. **Absender:**
   - **CONTRL abwarten** (24 h) → Bei Fehlern: Korrigieren & innerhalb **2 Werktagen** neu senden.
   - **APERAK abwarten** (2 Werktage) → Bei Fehlern: Fachliche Klärung (z. B. Zählpunkt prüfen).
   - **Keine Rückmeldung?** → Empfänger kontaktieren (außerhalb EDIFACT).

2. **Empfänger:**
   - **CONTRL fristgerecht** (24 h) senden – automatisiert via EDI-System.
   - **APERAK nur bei Fehlern** (2 Werktage) mit präziser Fehlerbeschreibung (ERC + FTX).

3. **Eskalation:**
   - Unklare Fehler → **Marktpartner direkt kontaktieren** (E-Mail/Telefon).

**Wichtig:**
- **Keine CONTRL = Keine Verarbeitung!**
- **Keine APERAK = Erfolgreiche Verarbeitung!**
- **Fristen einhalten**, um Prozessverzögerungen zu vermeiden.

*Kurz: CONTRL = Technik-Check, APERAK = Fach-Check.* 🚀

Question 3

Welche Pflichtfelder enthält das MSCONS-Format?

Accepted Answer

Entschuldigung, ich konnte dazu gerade keine Antwort generieren. Bitte versuche es in Kürze erneut.

Question 4

Wie wird ein Lieferantenwechsel mit gleichzeitigem Einzug abgewickelt?

Accepted Answer

### **Lieferantenwechsel mit gleichzeitigem Einzug – Kurzfassung**

Ein **Lieferantenwechsel bei Einzug** ist ein kombinierter Prozess aus **Anmeldung (neue Wohnung)** und **Abmeldung (alte Wohnung)**. Er folgt **nicht dem klassischen Lieferantenwechsel**, sondern den **GPKE-Prozessen für Einzug (Kap. 3.2) und Auszug (Kap. 3.3)**.

#### **Wichtige Schritte & Fristen**
1. **Kunde schließt Vertrag mit neuem Lieferanten (LFN)** und teilt **MaLo-ID, Zählernummer und Einzugsdatum** mit.
2. **LFN meldet Kunden beim Netzbetreiber (NB) an** via **`UTILMD-Z36` (Transaktionsgrund `Z02` = "Anmeldung bei Einzug")** – **Frist: 3 Werktage vor Einzug**.
3. **NB bestätigt Anmeldung** (`UTILMD-Z36 E01`) oder lehnt ab (`E02`) – **Frist: 2 Werktage**.
4. **Altlieferant (LFA) wird über Auszug informiert** (`UTILMD-Z38`, Transaktionsgrund `Z03`).
5. **Zählerstand wird erfasst** (via `MSCONS`) und an LFN übermittelt – **am Einzugstag**.
6. **LFN beginnt Belieferung**, LFA erstellt Schlussrechnung.

#### **Besonderheiten**
- **Kein neuer Lieferant?** → **Grundversorgung (§ 36 EnWG)** greift automatisch.
- **Zählerstand fehlt?** → **Schätzung (§ 12 StromNZV)** möglich.
- **Einzug vor Anmeldung?** → **Ersatzversorgung (§ 38 EnWG, max. 3 Monate)**.

#### **Praxistipps**
✔ **MaLo-ID & Zählerstand früh klären** (Vermeidung von Ersatzversorgung).
✔ **Anmeldung rechtzeitig (3 WT vor Einzug) einreichen**.
✔ **Zählerstand am Einzugstag sicherstellen** (Vermeidung von Schätzungen).

Der Prozess verläuft reibungslos, wenn **Fristen und Meldungen** eingehalten werden.

Question 5

Welche CONTRL-Codes signalisieren syntaktische Fehler?

Accepted Answer

### **CONTRL-Codes für syntaktische Fehler (EDI@Energy / GPKE/WiM)** Syntaktische Fehler in EDIFACT-Nachrichten (z. B. **UTILMD, MSCONS**) werden durch **CONTRL** signalisiert. Die Prüfung erfolgt **hierarchisch** (UNA/UNB/UNZ → UNH/UNT → Segmente). Bei Fehlern wird die gesamte Datei abgelehnt. #### **Wichtigste CONTRL-Codes für Syntaxfehler** | **Code** | **Bedeutung** | **Häufige Ursache** | **Lösung** | |-----------|----------------------------------------|-----------------------------------------|-------------------------------------| | **UCI+7** | Fehler in **UNA/UNB/UNZ** (Trennzeichen, Zeichensatz) | Falsche Kodierung (UTF-8 statt ISO-8859-1) | UNA prüfen (`UNA:+.? '`), Zeichensatz anpassen | | **UCI+8** | Fehler in **UNH/UNT** (fehlende Pflichtsegmente) | Fehlendes UNH oder falsche Nachrichtenreferenz | UNH/UNT prüfen (`UNH+1+UTILMD:D:01B:UN`) | | **UCI+9** | Fehler in **Segmenten** (falsche Reihenfolge, ungültige Felder) | Falsche Segmentreihenfolge (z. B. `BGM` nach `DTM`) | AHB prüfen, Segmentreihenfolge korrigieren | | **UCI+11**| **Ungültige Datenelemente** (falsches Format, ungültige Codes) | Falsches Datumsformat (`20240101` statt `240101`) | Datenelemente prüfen (z. B. `DTM+137:240101:102`) | | **UCI+12**| **Fehlende Pflichtsegmente** (z. B. `NAD+MS`) | Unvollständige Nachricht | AHB prüfen, fehlende Segmente ergänzen | | **UCI+13**| **Überlange Felder** (z. B. `FTX` > 70 Zeichen) | Zu lange Textfelder | Text kürzen oder auf mehrere `FTX`-Segmente aufteilen | | **UCI+14**| **Zu viele Segmentwiederholungen** (z. B. > 999 `LIN` in MSCONS) | Zu viele Datensätze | Nachricht aufteilen oder Segmentanzahl reduzieren…

Question 6

Was bedeutet der UTILMD-Transaktionsgrund E01?

Accepted Answer

### **UTILMD-Transaktionsgrund E01 – Kurzfassung**

**Bedeutung:**
E01 („Anmeldung einer neuen Lieferstelle“) wird genutzt, wenn ein **neuer Zählpunkt (Marktlokation)** erstmals im Markt registriert wird – z. B. bei Neubau, Erstanschluss oder Aktivierung einer inaktiven Lieferstelle. Der Prozess ist **verpflichtend** für die Stammdateninitialisierung und Voraussetzung für weitere Marktkommunikation (z. B. MSCONS, Bilanzierung).

**Rechtliche Grundlagen:**
- **EnWG (§ 20, § 40)** – Netznutzungspflicht.
- **GPKE/GeLi Gas** – Prozessdefinition (Kap. 3.1).
- **EDI@Energy (UTILMD)** – Technische Spezifikation (Segment **BGM+E01**).
- **MaBiS/WiM** – Bilanzkreiszuordnung und Smart-Meter-Integration.

**Prozessablauf:**
1. **Lieferant (LF)** sendet **UTILMD E01** an den Netzbetreiber (NB) mit:
   - Zählpunkt-ID (LOC+172),
   - Gültigkeitsbeginn (DTM+137),
   - Lieferanten- und Netzbetreiber-ID (NAD+MS/MR).
2. **NB prüft** die Daten (Dubletten, Netzgebiet) und antwortet innerhalb **2 Werktagen** mit:
   - **E02** („Bestätigung“) inkl. vollständiger Stammdaten **oder**
   - **E04** („Ablehnung“) bei Fehlern (z. B. falsche Zählpunkt-ID).
3. **Weiterverarbeitung:**
   - LF übernimmt Stammdaten für MSCONS/Bilanzierung.
   - Bei Smart Metern: Parallel **WiM-Prozess** (MSB-Daten).

**Fristen:**
- **E01-Anmeldung:** Spätestens **2 Werktage vor Lieferbeginn**.
- **E02-Antwort:** Innerhalb **2 Werktagen** (GPKE § 3.1.3).

**Praktische Hinweise:**
- **Vorher E02-Abfrage** durchführen, um Dubletten zu vermeiden.
- **Automatisierung** nutzen (EDI-Gateways, Monitoring-Tools).
- **Fehlercodes prüfen** (z. B. „Zählpunkt nicht gefunden“ → ID korrigieren).

**Dokumente:**
- [UTILMD-Anwendungshandbuch (EDI@Energy)](https://www.edi-energy.de/)
- [GPKE/GeLi Gas (BDEW)](https://www.bdew.de/)

**Ziel:** Reibungslose Marktkommunikation durch fristgerechte, fehlerfreie Anmeldung.

Question 7

Wie werden OBIS-Kennzahlen in MSCONS verwendet?

Accepted Answer

### **OBIS-Kennzahlen in MSCONS – Kurzfassung für die Praxis**

**OBIS-Kennzahlen** (z. B. `1-1:1.8.0.255` für Strom-Wirkarbeit) identifizieren in **MSCONS-Nachrichten** Messwerte eindeutig. Sie sind **verpflichtend** für Abrechnung, Bilanzierung und Redispatch 2.0.

#### **Wichtigste OBIS-Codes**
| Messgröße          | Strom (OBIS)       | Gas (OBIS)         |
|---------------------|--------------------|--------------------|
| **Wirkarbeit Bezug** | `1-1:1.8.0.255`    | `7-0:1.8.0.255`    |
| **Einspeisung**     | `1-1:2.8.0.255`    | `7-0:2.8.0.255`    |
| **Lastgang (RLM)**  | `1-1:1.8.0.255`*   | `7-0:1.8.0.255`*   |
| **Brennwert (Gas)** | –                  | `7-0:5.8.0.255`    |

*mit Zeitstempel (DTM+203)

#### **Praktische Umsetzung**
- **Zählerstände (SLP):** Bis **5. Werktag** des Folgemonats (MaBiS).
- **Lastgänge (RLM):** Täglich bis **10:00 Uhr** (MaBiS).
- **Korrekturen:** Innerhalb **6 Monate** mit Stornierung (`QTY+21:0:KWH+S7`).
- **Gasbeschaffenheit:** Brennwert (`7-0:5.8.0.255`) und Zustandszahl (`7-0:6.8.0.255`) **monatlich** übermitteln.

#### **Häufige Fehler & Lösungen**
❌ **Falsche OBIS-Kennzahl** → Prüfen nach **DIN EN 62056-61** (z. B. `1-1:1.8.0` = Strom, `7-0:1.8.0` = Gas).
❌ **Fehlende Zeitstempel** → Jeder Lastgangwert benötigt **DTM+203**.
❌ **Mehrtarifzähler falsch** → HT (`1-1:1.8.1`) und NT (`1-1:1.8.2`) **getrennt** melden.

#### **Tools & Referenzen**
- **BDEW MSCONS Handbuch (V3.1f)** – [Download](https://www.bdew.de)
- **EDIFACT-Validator** – [edi-energy.de](https://www.edi-energy.de)
- **MaBiS-Testumgebung** – [mabis.de](https://www.mabis.de)

**Fazit:** OBIS-Codes **immer nach BDEW-Vorgaben** prüfen, **Fristen einhalten** und **Wertberichtigungen korrekt stornieren**. Bei Unsicherheiten: **EDIFACT-Validator nutzen!**

Question 8

Was ist der Fehlercode Z29 in APERAK?

Accepted Answer

### **Fehlercode Z29 in APERAK – Kurzfassung für die Praxis**

**Z29** ist ein **AHB-Fehlercode** in **APERAK-Nachrichten**, der anzeigt, dass in einer **EDIFACT-Nachricht (UTILMD, MSCONS, INVOIC)** ein **Pflichtfeld fehlt** – z. B. Zählpunkt (Z17), Marktpartner-ID (Z18) oder OBIS-Kennzahl (Z20). Der Fehler tritt auf, wenn die Nachricht nicht den **BNetzA-Vorgaben (GPKE, WiM, MaBiS, EnWG §47)** entspricht.

#### **Häufige Ursachen & Lösungen**
| **Fehler**               | **Beispiel**                          | **Lösung**                          |
|--------------------------|---------------------------------------|-------------------------------------|
| **Fehlender Zählpunkt**  | UTILMD ohne "DE000123456789..."       | Zählpunkt ergänzen & neu senden     |
| **Falsche OBIS-Kennzahl**| MSCONS ohne "1-1:1.8.0" (Wirkarbeit)  | OBIS-Code gemäß DIN EN 62056-61 prüfen |
| **Fehlende Marktpartner-ID** | Falsche Lieferanten-ID (Z18)      | Stammdaten aktualisieren            |

#### **Prozessablauf bei Z29**
1. **APERAK prüfen** (ERC+Z29 + FTX-Fehlermeldung).
2. **Fehlendes Feld identifizieren** (z. B. Z17, Z20).
3. **Korrektur durchführen** (Daten ergänzen, EDIFACT neu generieren).
4. **Innerhalb von 2 Werktagen neu senden** (GPKE/WiM-Fristen beachten).

#### **Praktische Tipps zur Vermeidung**
✅ **Automatisierte Plausibilitätsprüfung** (z. B. EDI-Validator).
✅ **Stammdaten regelmäßig aktualisieren** (Zählpunkte, Marktpartner-IDs).
✅ **Testumgebung nutzen** (GPKE/WiM-Sandbox).
✅ **Schulungen für Mitarbeiter** (EDIFACT-Grundlagen, Fehlercodes).

**Fristen:**
- **UTILMD (Anmeldung E01):** 3 Werktage vor Lieferbeginn.
- **MSCONS:** Tägliche Übermittlung bis 12:00 Uhr Folgetag.

**Bei wiederholten Fehlern:** BNetzA oder Marktpartner kontaktieren (z. B. über **edi@energy.de**).

Question 9

Welche EDIFACT-Nachricht wird für die Anmeldung zum Netzzugang verwendet?

Accepted Answer

### **Kurzanleitung: UTILMD (A11) – Anmeldung zum Netzzugang**

Die **Anmeldung zum Netzzugang** (z. B. Lieferantenwechsel) erfolgt über die **EDIFACT-Nachricht `UTILMD` mit Typ `A11`**, geregelt durch **EnWG, StromNEV, GPKE/WiM und BNetzA-Festlegungen**.

#### **Wichtige Segmente**
- **`UNH`**: Nachrichtenkopf (`UTILMD:D:16B:UN`).
- **`BGM`**: Nachrichtenfunktion (`A11` = Anmeldung).
- **`DTM`**: Datum (Anmeldung, Lieferbeginn).
- **`NAD`**: Marktpartner (Neuer Lieferant `MS`, Netzbetreiber `MR`).
- **`LOC`**: Zählpunkt (18-stellig, z. B. `DE000562374812345678`).
- **`RFF`**: Vertragsnummer.

#### **Prozess & Fristen**
1. **Neuer Lieferant (NLF)** sendet **`UTILMD (A11)`** an Netzbetreiber (NB).
   - **Frist**: Spätestens **6 Wochen vor Lieferbeginn** (GPKE § 4.1).
2. **Netzbetreiber (NB)** prüft und sendet:
   - **`UTILMD (A13)`** (Eingangsbestätigung) oder
   - **`UTILMD (A99)`** (Ablehnung) innerhalb von **3 Werktagen**.
3. **Endgültige Bestätigung (`UTILMD A15`)** erfolgt **1 Werktag vor Lieferbeginn**.

#### **Praktische Hinweise**
- **Stammdaten prüfen**: Zählpunkt, Vertragsnummer, Adresse.
- **Testnachrichten** vor Produktivsetzung (BDEW-Testumgebung).
- **Fehler vermeiden**: Korrekte Syntax (`+` als Segmenttrenner, `:` als Datenelementtrenner).
- **Monitoring**: Eingangsbestätigungen und Ablehnungen überwachen.

Die **UTILMD (A11)** ist der Standard für die Netzzugangsanmeldung und muss fristgerecht sowie fehlerfrei übermittelt werden. Bei Ablehnungen (A99) sind Stammdaten zu korrigieren und erneut zu senden.

Question 10

Was ist der Prüfidentifikator 11012 in MaKo 2025?

Accepted Answer

### **Prüfidentifikator 11012 – Kurzfassung für die Praxis**

**Zweck:**
Der **Prüfidentifikator 11012** prüft, ob eine **Anmeldung eines neuen Lieferanten (NN, 11002)** mit einer **bestehenden Grund- oder Ersatzversorgung (GV/EV, 11013)** kollidiert. Er entscheidet, ob der Lieferantenwechsel durchgeführt oder die GV/EV fortgesetzt wird.

**Auslöser:**
- Ein neuer Lieferant meldet einen Kunden an (UTILMD A11, 11002).
- Gleichzeitig besteht eine GV/EV (11013) für dieselbe Marktlokation.

**Prozess:**
1. **Netzbetreiber prüft** (11012), ob die Anmeldung NN Vorrang hat.
2. **Entscheidung:**
   - **NN hat Vorrang** → GV/EV wird beendet, NN übernimmt.
   - **GV/EV bleibt aktiv** → NN-Anmeldung wird abgelehnt.
3. **Fristen:**
   - Netzbetreiber: **3 Werktage** zur Prüfung.
   - Lieferant: **3 Werktage** zur Bestätigung.

**Rechtliche Grundlage:**
- **EnWG § 20a** (Grundversorgungspflicht)
- **GPKE/GeLi Gas** (Prozessvorgaben)
- **UTILMD-Nachrichten** (EDIFACT-Kommunikation)

**Praktische Hinweise:**
- **Netzbetreiber:** Automatisierte Prüfung, klare Kommunikation mit Grundversorger.
- **Lieferanten:** Vorab prüfen, ob GV/EV aktiv ist, schnell reagieren.
- **Grundversorger:** GV/EV-Zustände überwachen, Kunden informieren.

**Typische Fehler:**
- Doppelbelieferung (Synchronisationsfehler)
- Fristüberschreitungen
- Kapazitätsengpässe (Gas)

**Lösung:**
- Automatisierte Prozesse
- Klare Dokumentation
- Enge Abstimmung zwischen Marktpartnern

Der **11012** ist entscheidend für reibungslose Lieferantenwechsel und vermeidet Konflikte zwischen GV/EV und neuen Lieferverträgen.

Question 11

Welche Fristen gelten beim Lieferantenwechsel ohne Einzug?

Accepted Answer

### **Fristen beim Lieferantenwechsel ohne Einzug – Kurzübersicht**

**Rechtliche Grundlagen:**
- **EnWG § 20a**, **GPKE (Strom)**, **GeLi Gas (Gas)**, **BNetzA-Festlegungen (BK6-06-009 / BK7-16-142)**
- **UTILMD** für Stammdatenkommunikation

**Wichtigste Frist:**
- **7 Werktage (WT) Vorlauf** für An- und Abmeldung vor dem Wechseltermin.
  - *Beispiel:* Wechsel am **15.06.** → Anmeldung/Abmeldung bis **07.06.** (7 WT vorher).
  - *Hinweis:* Wochenenden/Feiertage zählen nicht.

**Prozessablauf:**
1. **LF neu** meldet an (UTILMD, Z01) → **7 WT Frist**.
2. **LF alt** meldet ab (UTILMD, Z02) → **7 WT Frist**.
3. **NB prüft** und bestätigt (Status Z15) oder lehnt ab (Z16).
4. Bei **Fristverstoß** korrigiert der NB das Abmeldedatum auf den **Vortag der Anmeldung**.

**Praktische Hinweise:**
- **LF alt muss aktiv abmelden** – sonst scheitert der Wechsel.
- **Kundenkommunikation** sicherstellen (Kunde muss ggf. beim LF alt kündigen).
- **Gas vs. Strom:** Prozesse ähnlich, aber **GeLi Gas hat strengere Datenschutzregeln**.

**Typische Fehler:**
- Zu spät gesendete Abmeldung → **automatische Korrektur durch NB**.
- Falsche Marktlokation → **Ablehnung durch NB**.

**Empfehlung:**
- **Automatisierte Fristenüberwachung** einrichten.
- **Testumgebung** für UTILMD-Nachrichten nutzen.

Question 12

Was passiert bei konkurrierenden Lieferantenanmeldungen?

Accepted Answer

### **Konkurrierende Lieferantenanmeldungen – Kurzfassung**

**Auslöser:**
- Mehrere Lieferanten melden dieselbe Marktlokation an (z. B. wegen fehlender Abmeldung des Altlieferanten, Doppelanmeldungen oder Fristverstößen).

**Prozessablauf (GPKE/BNetzA):**
1. **Netzbetreiber (NB) erkennt Konkurrenz** bei Anmeldung des Neulieferanten (LFN).
2. **NB fordert Altlieferanten (LFA) zur Abmeldung auf** (Frist: **4 Werktage nach LFN-Anmeldung**).
3. **LFA muss innerhalb 3 Werktage antworten** (Bestätigung, Ablehnung oder Schweigen = Ablehnung).
   - **Bei Bestätigung:** NB bestätigt LFN-Anmeldung (Lieferbeginn frühestens **2 Werktage später**).
   - **Bei Ablehnung/Schweigen:** NB lehnt LFN-Anmeldung ab („Lieferantenkonkurrenz“).
4. **Belieferungslücke?** → Grundversorger (GV) übernimmt automatisch (Frist: **5 Werktage**).

**Wichtige Fristen:**
- LFA-Antwort: **3 Werktage**
- NB-Entscheidung: **1 Werktag nach LFA-Antwort**
- GV-Anmeldung bei Lücke: **5 Werktage**

**Praktische Hinweise:**
- **LFN:** Vor Anmeldung prüfen, ob LFA bereits abgemeldet ist (WiM-Abfrage).
- **LFA:** Abmeldungsanfragen **innerhalb 3 Werktage** beantworten.
- **NB:** Bei Schweigen des LFA **Anmeldung ablehnen**.
- **GV:** Bei Lücke **innerhalb 5 Werktage** anmelden.

**Rechtliche Grundlage:** GPKE (Kapitel 3.3), EnWG (§ 41), BNetzA-Beschluss BK6-22-128.

Question 13

Was ist eine Ersatzversorgung und wann greift sie?

Accepted Answer

### **Ersatzversorgung – Kurzfassung für die Praxis**

Die **Ersatzversorgung (§ 38 EnWG)** sichert die Strom- oder Gasversorgung, wenn ein Kunde **ohne gültigen Liefervertrag** Energie aus dem Netz bezieht – z. B. nach **Insolvenz des Lieferanten, Kündigung ohne Folgelieferant oder Umzug ohne Vertragsabschluss**.

**Wesentliche Merkmale:**
- **Dauer:** Maximal **3 Monate** (automatischer Übergang in Grundversorgung, falls kein neuer Vertrag).
- **Zuständiger Lieferant:** Immer der **örtliche Grundversorger (GV)**.
- **Preis:** Oft höher als Grundversorgung (Risikoaufschlag, aber an Börsenpreise gekoppelt).
- **Vertrag:** Entsteht **automatisch durch Energieentnahme** (konkludentes Handeln), keine Kündigung nötig.

**Prozessablauf:**
1. **Netzbetreiber (NB)** erkennt fehlenden Liefervertrag → meldet MaLo via **UTILMD Z36** an GV.
2. **GV bestätigt** (UTILMD Z40) und informiert Kunden **innerhalb von 2 Wochen** über Konditionen.
3. **Nach 3 Monaten** → automatischer Wechsel in **Grundversorgung**, falls kein neuer Lieferant.
4. **GV kann vorzeitig abmelden** (UTILMD Z38), z. B. bei Zahlungsausfall.

**Praktische Hinweise:**
- **NB:** Tägliche Prüfung auf Lieferantenwechsel, keine manuelle Befristung der Ersatzversorgung (endet automatisch).
- **GV:** Automatisierte Kundeninformation, Fristenmanagement für 3-Monats-Übergang.
- **LF:** Schnelle Reaktion bei Insolvenzen von Mitbewerbern, um Kunden zu übernehmen.

**Rechtliche Grundlage:** § 38 EnWG, StromGVV/GasGVV, GPKE/GeLi Gas (UTILMD/MSCONS).

Question 14

Wie funktioniert die Grundversorgung nach EnWG?

Accepted Answer

### **Grundversorgung nach EnWG – Kurzfassung**

Die **Grundversorgung (§ 36 EnWG)** sichert Haushaltskunden Strom- und Gasversorgung zu allgemeinen Bedingungen, wenn kein individueller Liefervertrag besteht.

#### **Wesentliche Punkte:**
✅ **Grundversorger** ist das EVU mit den meisten Haushaltskunden im Netzgebiet – alle **3 Jahre neu festgelegt** (Frist: 30.09. Meldung, 31.12. Entscheidung, 01.07. Übernahme).
✅ **Pflichten des Grundversorgers**:
- Belieferung **jedes Haushaltskunden** im Netzgebiet.
- **Transparente Preise** (6-Wochen-Frist bei Änderungen).
- **Keine Mindestvertragslaufzeit**, Kündigung jederzeit möglich.
✅ **Ersatzversorgung (§ 38 EnWG)**:
- Temporäre Lösung (max. **3 Monate**), wenn kein Liefervertrag besteht (z. B. nach Umzug oder Lieferanteninsolvenz).
- Höhere Preise möglich, aber **transparent begründet**.

#### **Prozesse & Marktkommunikation:**
🔹 **Feststellung des Grundversorgers** (UTILMD-Meldung an Regulierungsbehörde).
🔹 **Kundenwechsel in Grundversorgung** (UTILMD/GPKE, z. B. bei Umzug oder Lieferantenwechsel).
🔹 **Abrechnung** (SLP: Standardlastprofile, RLM: MSCONS-Messdaten).

#### **Praktische Herausforderungen:**
⚠ **Datenqualität** (korrekte Zählpunktzuordnung).
⚠ **Preistransparenz** (6-Wochen-Frist einhalten).
⚠ **Automatisierung** (EDIFACT-Nachrichten UTILMD/MSCONS).

**Fazit:** Die Grundversorgung ist ein **gesetzlich verankertes Sicherheitsnetz** mit klaren Prozessen. Netzbetreiber und Grundversorger müssen **Fristen, Datenqualität und Marktkommunikation** strikt einhalten.

Question 15

Wie wird ein Auszug mit Lieferantenwechsel abgewickelt?

Accepted Answer

### **Auszug mit Lieferantenwechsel – Kurzfassung**

Ein **Auszug mit Lieferantenwechsel** kombiniert die **Abmeldung der alten Marktlokation** mit der **Anmeldung bei einem neuen Lieferanten** an einer anderen Adresse.

#### **Ablauf in Kürze:**
1. **Kunde kündigt** beim alten Lieferanten (mind. **6 Wochen vor Auszug**).
2. **Alter Lieferant meldet ab** (`UTILMD Z38`) beim Netzbetreiber (**3 Werktage Frist**).
3. **Netzbetreiber bestätigt Abmeldung** (`UTILMD Z39`, **2 Werktage Frist**).
4. **Kunde schließt neuen Vertrag** und der **neue Lieferant meldet an** (`UTILMD Z36`, **6 Wochen vor Lieferbeginn**).
5. **Neuer Netzbetreiber bestätigt Anmeldung** (`UTILMD Z37`, **2 Werktage Frist**).
6. **Zählerstände werden übermittelt** (`MSCONS`, **6 Wochen nach Auszug**).

#### **Wichtige Fristen:**
- **Abmeldung:** 3 Werktage nach Kündigung
- **Anmeldung:** 6 Wochen vor Lieferbeginn (mind. 3 Werktage)
- **Zählerstand:** 6 Wochen nach Auszug

#### **Besonderheiten:**
- **Ohne neuen Lieferanten** → **Ersatzversorgung** (max. 3 Monate)
- **Zählerwechsel** → MSB informieren
- **Streitfälle** → Kontrollablesung oder BNetzA-Schlichtung

**Praktischer Tipp:** Kunden sollten **Zählerstände dokumentieren** und Fristen einhalten, um Probleme zu vermeiden.

Question 16

Welche Rolle hat der Netzbetreiber beim Lieferantenwechsel?

Accepted Answer

### **Rolle des Netzbetreibers beim Lieferantenwechsel – Kurzfassung** Der **Netzbetreiber (NB)** ist zentraler Koordinator beim Lieferantenwechsel (Lfw) und sorgt für einen **reibungslosen, fristgerechten und regelkonformen** Wechsel gemäß **EnWG § 41, GPKE und WiM**. #### **Hauptaufgaben des Netzbetreibers:** 1. **Anmeldung prüfen (UTILMD 11005):** - **Frist:** Spätestens **6 Wochen vor Wechsel** (GPKE). - **Prüfung:** Technische Machbarkeit (Netzkapazität, Zählpunkt), Bilanzkreiszuordnung, Haushaltskunden-Status (§ 3 Nr. 22 EnWG). - **Ablehnung bei Fehlern** (UTILMD 11009). 2. **Abmeldung beim alten Lieferanten (aLF) (UTILMD 11006):** - **Frist:** **Unverzüglich** nach Anmeldung (§ 41 Abs. 2 EnWG). - **Inhalt:** MaLo-ID, Wechseltermin, Grund der Abmeldung. 3. **Bestätigung an neuen Lieferanten (nLF) (UTILMD 11007):** - **Frist:** **Spätestens 3 Werktage** nach Anmeldung (GPKE). 4. **Wechselvollzug & Bilanzkreiszuordnung:** - **Physikalische Umstellung** (keine Unterbrechung der Versorgung). - **Bilanzielle Zuordnung** zum Bilanzkreis des nLF. - **Messwertübermittlung (MSCONS)** an aLF (Schlussrechnung) und nLF (Neubelieferung). 5. **Abschlussmeldung (UTILMD 11008):** - **Frist:** **Spätestens 10 Werktage** nach Wechsel (GPKE). #### **Besondere Fälle:** - **Haushaltskunden (§ 3 Nr. 22 EnWG):** Erweiterte Informationspflichten (Grundversorgungshinweis). - **Scheitern des Wechsels:** Ersatzversorgung (§ 38 EnWG) einleiten. - **Netzbetreiberwechsel parallel:** Koordination zwischen altem und neuem NB. #### **Praktische Hinweise:** - **Automatisierung:** EDIFACT-Schnittstellen (UTILMD, MSCONS) optimieren. - **Fehlervermeidung:** Vorabprüfung der MaLo-ID (BIS), Bilanzkreisermächtigung. - **Dokumentation:** Alle EDIFACT-Nachrichten…

Question 17

Welche Daten werden bei der Bilanzkreisabrechnung ausgetauscht?

Accepted Answer

### **Daten bei der Bilanzkreisabrechnung (BKA) – Kurzfassung**

Die **Bilanzkreisabrechnung (BKA)** gleicht Differenzen zwischen geplanten (Fahrpläne) und tatsächlichen (Messwerte) Energiemengen aus. Sie erfolgt nach **MaBiS (Strom)** und **GeLi Gas** mit **EDIFACT-Nachrichten (MSCONS, UTILMD, INVOIC)**.

#### **1. Wichtige Daten & Fristen**
| **Datenkategorie** | **Inhalt** | **Format** | **Fristen** |
|-------------------|-----------|------------|------------|
| **Stammdaten** | Bilanzkreis-ID, MaLo-ID, Zuordnung, Bilanzierungsmethode (RLM/SLP) | UTILMD | 1 WT vor Gültigkeit |
| **Fahrpläne** | Geplante 15-Minuten-Werte (Strom) / Tagesband (Gas) | MSCONS | 14:30 Uhr Vortag |
| **Messwerte** | Gemessene Lastgänge (RLM) / SLP-Prognosen | MSCONS | 12:00 Uhr (Strom) / 14:00 Uhr (Gas) Folgetag |
| **Abrechnung** | Differenzmengen, Ausgleichsenergiepreise, Mehr-/Mindermengen | INVOIC | 15. WT Folgemonat |

#### **2. Prozessablauf**
1. **Stammdatenpflege** (UTILMD) – BKV meldet Bilanzkreiszuordnungen.
2. **Fahrplanmeldung** (MSCONS) – BKV übermittelt geplante Mengen.
3. **Messwertübermittlung** (MSCONS) – NB liefert tatsächliche Lastgänge.
4. **Abrechnung** (INVOIC) – ÜNB/MGV berechnet Differenzen und Ausgleichsenergie.

#### **3. Praxistipps**
✅ **Stammdaten prüfen** – Fehler führen zu teuren Abrechnungsdifferenzen.
✅ **Fahrpläne optimieren** – Abweichungen verursachen hohe Ausgleichsenergiekosten.
✅ **Messwerte pünktlich liefern** – Verspätungen führen zu Schätzungen durch den ÜNB.
✅ **Abrechnungen schnell prüfen** – Reklamationsfrist: **5 Werktage**.

**Automatisierung (z. B. SAP IS-U, enersis) reduziert Fehler und spart Kosten.**

Question 18

Was ist der Mehr-Mindermengenausgleich?

Accepted Answer

### **Mehr-/Mindermengenausgleich (MMA) – Kurzfassung**

Der **Mehr-/Mindermengenausgleich (MMA)** gleicht im deutschen Strommarkt **Abweichungen zwischen prognostizierten und tatsächlichen Verbrauchsmengen** bei **SLP- und RLM-Kunden** aus. Er dient der **finanziellen Abrechnung** zwischen **Netzbetreibern (NB), Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) und Lieferanten**.

#### **Rechtliche Grundlagen**
- **§ 12 StromNZV**: NB muss SLP-Kunden bilanzieren und MMA abrechnen.
- **§ 13 EnWG**: BKV haftet für Bilanzkreisabweichungen.
- **MaBiS (Kap. 8.4)**: Regelt Jahresmehr-/Jahresmindermengen.
- **GPKE/WiM**: Definieren Prozesse für Stammdaten (UTILMD) und Messdaten (MSCONS).

#### **Ablauf & Fristen**
1. **Prognose (BKV/Lieferant)** → Meldung an NB (bis **10. Werktag vor Liefermonat**).
2. **Messung (NB/MSB)** → Zählerstände bis **15. Werktag danach**.
3. **Berechnung (NB)** → MMA-Abrechnung bis **25. Werktag danach** (UTILMD/MSCONS).
4. **Jahresabrechnung (SLP)** → Bis **30. Juni Folgejahr**.

#### **Steuerliche Behandlung**
- Seit 01.07.2018 **umsatzsteuerpflichtig (19%)** als Lieferung.
- Altfälle (vor 2018) können als „sonstige Leistung“ behandelt werden.

#### **Praktische Hinweise**
✅ **Automatisierung** (EDI-Software, MaBiS-Hub) reduziert Fehler.
✅ **Datenqualität** (Stammdaten, Zählerstände) prüfen.
✅ **Fristen strikt einhalten** (Kalender, Erinnerungen).
✅ **Vertragliche Klarheit** zur steuerlichen Behandlung.

**Fazit**: Der MMA ist ein **komplexer, aber unverzichtbarer Prozess** – Automatisierung und Compliance sind entscheidend.

Question 19

Wie wird ein Gerätetausch beim Netzbetreiber angemeldet?

Accepted Answer

### **Kurzanleitung: Gerätetausch im deutschen Energiemarkt** #### **1. Prozessablauf (Schritt für Schritt)** 1. **Anmeldung (MSB → NB)** - Der **Messstellenbetreiber (MSB)** meldet den Gerätewechsel via **EDIFACT (IFTSTA/REQOTE)** oder manuell an. - **Pflichtangaben:** MeLo-ID, Zählpunkt, Gerätedaten (alt/neu), geplantes Tauschdatum, Grund (z. B. Eichfristablauf). 2. **Prüfung & Bestätigung (NB)** - Der **Netzbetreiber (NB)** prüft die Daten (Stammdaten, technische Machbarkeit, Fristen). - **Rückmeldung:** Bestätigung oder Ablehnung (mit Begründung) innerhalb von **3 Werktagen**. 3. **Physischer Tausch** - MSB oder Dienstleister tauscht das Gerät, liest den **Schlusszählerstand** ab und dokumentiert den **Anfangszählerstand** des neuen Geräts. - Bei **iMSys** muss das **Smart-Meter-Gateway (SMGW)** korrekt angebunden werden. 4. **Zählerstandsübermittlung (MSB → NB → LF)** - Der MSB sendet die Zählerstände via **MSCONS** an den NB. - Der NB aktualisiert die **Stammdaten (UTILMD)** und informiert den Lieferanten (LF). 5. **Abschluss** - Der NB bestätigt den erfolgreichen Tausch via **IFTSTA**. #### **2. Wichtige Fristen (WiM-konform)** | Schritt | Frist | Verantwortlich | |---------|-------|----------------| | Anmeldung | **10 Werktage vor Tausch** | MSB | | Prüfung | **3 Werktage** | NB | | Zählerstandsübermittlung | **Unverzüglich nach Tausch** | MSB | | Stammdatenaktualisierung | **1 Werktag nach Tausch** | NB | #### **3. Praktische Hinweise** ✅ **Stammdaten vorab prüfen** (MeLo-ID,…

Question 20

Was ist bei einer Kündigung durch den Netzbetreiber zu beachten?

Accepted Answer

### **Kündigung durch den Netzbetreiber (NB) – Kurzfassung**

Eine Kündigung durch den Netzbetreiber (NB) ist nur bei **wichtigen Gründen** zulässig, z. B. **Stilllegung, Zahlungsverzug oder Vertragsverletzungen** (§ 20, 24 EnWG). Haushaltskunden genießen besonderen Schutz (§ 41 EnWG): Vor einer Sperrung muss eine **4-Wochen-Frist** eingehalten und über Hilfsangebote informiert werden.

#### **Prozessablauf (GPKE/GeLi Gas)**
1. **Abmeldung an den Lieferanten (LF)** via **UTILMD Z38** (mit korrektem Bilanzierungsende).
2. **LF bestätigt oder lehnt ab** (Frist: 3 Werktage).
3. **Technische Umsetzung** (Sperrung der Entnahmestelle).
4. **Information an den Kunden** (bei Haushaltskunden schriftlich).

#### **Besonderheiten**
- **Ersatzversorgung** endet automatisch nach 3 Monaten (§ 38 EnWG) – keine Kündigung nötig.
- **Stilllegung**: NB meldet alle betroffenen LF ab und setzt die Marktlokation auf „stillgelegt“.
- **Zahlungsverzug**: NB muss den LF zunächst **abmahnen** (§ 25 StromNEV/GasNEV).

#### **Praktische Hinweise**
- **Bilanzierungsende-Datum** darf vom LF nicht geändert werden.
- **Dokumentation** aller Schritte ist entscheidend.
- Bei Ablehnung der Abmeldung: **Nachbessern und neu senden**.

**Fazit:** Eine Kündigung durch den NB erfordert **rechtssicheres Handeln, korrekte Marktkommunikation und technische Umsetzung**. Bei Unsicherheiten empfiehlt sich eine Rücksprache mit der **BNetzA oder dem BDEW**.

Question 21

Was regelt die StromNZV zu Netzentgelten?

Accepted Answer

**Kurzzusammenfassung: Netzentgelte nach StromNZV**

Die **StromNZV** regelt die **Grundsätze für Netzentgelte** in Deutschland – ergänzt durch **StromNEV (Berechnung)** und **EnWG (Rahmen)**. Sie legt fest:

✅ **Diskriminierungsfreiheit & Transparenz** (§ 21 Abs. 1):
- Gleiche Entgelte für alle Netznutzer (keine Konzernprivilegien).
- Veröffentlichungspflicht (Website, BNetzA-Prüfung).

✅ **Kostenorientierung & Effizienz** (§ 21 Abs. 2):
- Entgelte basieren auf **effizienten Kosten** (keine Übergewinne).
- **Anreizregulierung (ARegV)** steuert Erlösobergrenzen (EOG) mit Benchmarking.
- Netzbetreiber müssen Kosten jährlich rechtfertigen.

✅ **Praktische Verfahren**:
- **Genehmigung durch BNetzA/Landesbehörden** (Einreichung bis **30.09.**, vorläufige Entgelte ab **01.01.**).
- **Veröffentlichung bis 15.11.** (Entgelttabellen, Kalkulationsmethoden).
- **Sonderregelungen**:
  - *Vermiedene Netzentgelte* (§ 18 StromNEV) für dezentrale Erzeuger (PV, BHKW).
  - *Individuelle Netzentgelte* (§ 19 StromNEV) für Großverbraucher mit atypischer Netznutzung.
  - *Zeitvariable Tarife* (z. B. höhere Entgelte zu Spitzenlastzeiten).

**Wichtig für die Praxis**:
- Netzbetreiber: **Kostenkontrolle, Effizienzvergleiche, transparente Veröffentlichung**.
- Lieferanten/BKV: **Netzentgeltoptimierung (Lastmanagement, zeitvariable Tarife)**.
- Industriekunden: **Individuelle Entgelte prüfen (§ 19 StromNEV)**.

**Fristen**:
- Einreichung Netzentgelte: **30.09.** (Vorjahr).
- Veröffentlichung: **15.11.** (Vorjahr).
- Genehmigung: **31.03.** (laufendes Jahr).

Die StromNZV sichert **faire, transparente und effiziente Netzentgelte** – entscheidend für Netzbetreiber, Lieferanten und Verbraucher.

Question 22

Welche BNetzA-Festlegungen regeln AS4?

Accepted Answer

### **AS4 in der deutschen Energiewirtschaft – Kurzübersicht** Die **Bundesnetzagentur (BNetzA)** führt **AS4 (Applicability Statement 4)** als neuen Standard für die elektronische Marktkommunikation (EMK) ein. AS4 ersetzt schrittweise **EDIFACT über E-Mail/FTP** und nutzt die **SM-PKI des BSI** für sichere, verschlüsselte Übertragungen. #### **Relevante Festlegungen & Fristen** | **Festlegung** | **Inhalt** | **Frist** | |----------------------|-------------------------------------|-------------------------| | **BK6-20-059** | Einführung AS4 als Standard | Ab **01.10.2024** für neue Marktteilnehmer | | **BK6-22-060** | BDEW AS4-Profil (technische Details)| **01.04.2025** schrittweise Migration | | **BK6-23-061** | Pflicht-Testphase | **Bis 30.09.2024** | | **BK7-21-060** | SM-PKI-Zertifikate | **Ab 01.10.2024** verpflichtend | | **BK6-24-XXX** | Vollständige Umstellung | **01.04.2026** | #### **Praktische Umsetzung** 1. **Vorbereitung (bis 30.09.2024):** - **SM-PKI-Zertifikate** beim BSI beantragen. - **AS4-Software** auswählen (kommerziell/Open-Source). - **Testumgebung** einrichten (BNetzA-Testplattform nutzen). 2. **Testphase (bis 30.09.2024):** - **Pflicht für alle Marktteilnehmer!** - Testnachrichten (UTILMD, MSCONS) über AS4 versenden. - Fehlerbehandlung & Performance prüfen. 3. **Produktivbetrieb (ab 01.10.2024):** - Neue Marktteilnehmer **müssen AS4 nutzen**. - Bestehende Teilnehmer migrieren bis **01.04.2026**. #### **Wichtige Hinweise** - **EDIFACT-Nachrichten bleiben unverändert**, nur der **Transportweg** ändert sich. - **Kein Produktivbetrieb ohne erfolgreiche Testphase!** - **Parallelbetrieb** (AS4 + alte Wege) bis zur vollständigen Umstellung. **Handlungsempfehlung:** - **Jetzt mit der Vorbereitung beginnen** (Zertifikate, Software, Tests).…

Question 23

Was besagt §14a EnWG zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen?

Accepted Answer

### **§14a EnWG – Kurzfassung für die Praxis**

**Zweck:** §14a EnWG ermöglicht die **netzdienliche Steuerung** von Verbrauchseinrichtungen (z. B. Wärmepumpen, Wallboxen, Stromspeicher >4,2 kW) in der Niederspannung, um Netzengpässe zu vermeiden. Betreiber erhalten im Gegenzug **reduzierte Netzentgelte**.

**Betroffene Anlagen (ab 1.1.2024):**
- **Wärmepumpen** (ab 4,2 kW)
- **Wallboxen** (unabhängig von Leistung)
- **Stromspeicher & Klimageräte** (ab 4,2 kW)
- **Nachtspeicherheizungen** (Bestandsschutz bis Außerbetriebnahme)

**Pflichten für Netzbetreiber:**
- **Steuerbarkeit technisch ermöglichen** (z. B. via Smart Meter Gateway oder Rundsteuertechnik).
- **Drei Netzentgelt-Module anbieten** (pauschal, prozentual, zeitvariabel).
- **Stammdatenmeldung (UTILMD)** und Abrechnung (MSCONS) anpassen.

**Pflichten für Anlagenbetreiber:**
- **Neuanlagen ab 2024** müssen steuerbar sein.
- **Bestandsanlagen** bis 31.12.2028 nachrüsten.
- **Anmeldung beim Netzbetreiber** und Wahl eines Netzentgelt-Moduls.

**Fristen:**
- **1.1.2024:** Neue Anlagen müssen steuerbar sein.
- **31.12.2028:** Bestandsanlagen nachgerüstet.
- **31.3.2024:** Erste Meldung an BNetzA.

**Praktische Hinweise:**
- **Technik:** Smart Meter Gateway (SMGW) oder Rundsteuertechnik nutzen.
- **Prozesse:** UTILMD/MSCONS für Stammdaten und Abrechnung anpassen.
- **Kundenkommunikation:** Wahlmöglichkeiten der Netzentgelt-Module transparent darstellen.

**Ziel:** Netzstabilität sichern und gleichzeitig Kostenvorteile für Betreiber schaffen.

Question 24

Welche Meldepflichten hat ein VNB gegenüber der BNetzA?

Accepted Answer

Entschuldigung, ich konnte dazu gerade keine Antwort generieren. Bitte versuche es in Kürze erneut.

Question 25

Welche Anforderungen stellt das MsbG an Messstellenbetreiber?

Accepted Answer

### **Kernanforderungen des MsbG an Messstellenbetreiber (MSB) – Kurzfassung**

Das **Messstellenbetriebsgesetz (MsbG)** verpflichtet MSB zur Digitalisierung der Messinfrastruktur durch den **Rollout moderner Messeinrichtungen (mME)** und **intelligenter Messsysteme (iMSys)**.

#### **1. Rollen & Pflichten**
- **Grundzuständiger MSB** (meist Netzbetreiber): Verantwortlich für den **verpflichtenden Einbau** von iMSys bei:
  - Letztverbrauchern > **6.000 kWh/a** (Fristen: 2024–2030)
  - EEG-/KWK-Anlagen > **7 kW** (bis 2024)
  - Steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG)
- **Wettbewerbliche MSB** benötigen eine **BNetzA-Genehmigung (§ 4 MsbG)** und müssen technische Standards (z. B. **BSI-zertifizierte SMGW**) erfüllen.

#### **2. Technische Vorgaben**
- **iMSys** müssen **tägliche Messwertübertragung** (MSCONS) und **Datenschutz (DSGVO, BSI TR-03109)** gewährleisten.
- **Kostenobergrenzen (§ 32 MsbG)**: 20–100 €/Jahr (je nach Verbrauch).

#### **3. Fristen & Prozesse**
- **Jährliche Meldung an BNetzA** (§ 74 MsbG) über Installationsfortschritt.
- **Marktkommunikation**: UTILMD (Stammdaten), MSCONS (Messwerte) via EDIFACT.
- **SMGW-Administration**: Zertifizierung, Firmware-Updates, sichere Datenübertragung.

#### **4. Praxistipps**
- **Priorisierung** nach Verbrauchskategorien.
- **IT-Infrastruktur** für SMGW-Anbindung und Marktkommunikation.
- **Kundenkommunikation** (Einwilligungen, Transparenz über Kosten).

**Fazit**: MSB müssen **technische, rechtliche und wirtschaftliche Anforderungen** erfüllen – von der Installation bis zur Datenweitergabe. Eine **frühzeitige Planung** und **digitale Prozesse** sind entscheidend.

Question 26

Welche Vorgaben macht die DSGVO für Messdaten?

Accepted Answer

### **DSGVO für Messdaten – Kurzfassung** **Wann gilt die DSGVO?** Messdaten (z. B. Lastgänge, Zählerstände) sind **personenbezogen**, wenn sie einer natürlichen Person zugeordnet werden können (z. B. Haushaltsverbrauch). Dann unterliegen sie der DSGVO. **Anonymisierte Daten** (z. B. aggregierte Netzlast) fallen nicht darunter. **Rechtsgrundlagen für die Verarbeitung:** - **Vertragserfüllung** (Art. 6 Abs. 1 lit. b DSGVO): Abrechnung, Netznutzung (z. B. Lastgangdaten für Stromrechnung). - **Rechtliche Pflicht** (Art. 6 Abs. 1 lit. c DSGVO): MsbG, EnWG, StromNEV (z. B. Bilanzierung, Netzbetrieb). - **Einwilligung** (Art. 6 Abs. 1 lit. a DSGVO): Für Mehrwertdienste (z. B. dynamische Tarife, Energieberatung). - **Berechtigtes Interesse** (Art. 6 Abs. 1 lit. f DSGVO): Betrugsprävention, Netzoptimierung (mit Interessenabwägung). **Pflichten für Energieversorger & MSB:** ✅ **Informationspflicht** (Art. 13 DSGVO): Kunden über Datenverarbeitung aufklären (Zweck, Speicherdauer, Rechte). ✅ **Datenminimierung & Speicherbegrenzung** (Art. 5 DSGVO): Nur notwendige Daten erheben, Löschfristen einhalten (z. B. Lastgänge nach 3 Jahren). ✅ **Technische & organisatorische Maßnahmen (TOM)** (Art. 32 DSGVO): Verschlüsselung, Zugriffskontrollen, Backups. ✅ **Betroffenenrechte** (Art. 15–22 DSGVO): Auskunft, Löschung, Widerspruch – **innerhalb 1 Monat** bearbeiten. ✅ **Datenschutz-Folgenabschätzung (DSFA)** (Art. 35 DSGVO): Bei hohem Risiko (z. B. KI-Analysen). ✅ **Meldung von Datenschutzverletzungen** (Art. 33 DSGVO): **Innerhalb 72 Stunden** an Aufsichtsbehörde. **Praktische Umsetzung:** - **Einwilligungen** für Mehrwertdienste…

Question 27

Welche Pflichten hat ein MSB nach BSI TR-03109?

Accepted Answer

### **Kernpflichten des MSB nach BSI TR-03109 (kurz & praxisnah)**

Als **Messstellenbetreiber (MSB)** müssen Sie folgende Pflichten nach **BSI TR-03109** erfüllen:

#### **1. Einbau & Inbetriebnahme**
- **Zertifizierte Komponenten** verwenden:
  - **SMGW** (BSI-CC-PP-0073 zertifiziert)
  - **Kompatible Zähler** (BKE-I/II für Strom, mME für Gas)
- **Rollout-Pflichten** nach **MsbG § 29** umsetzen (z. B. ≥6.000 kWh/a bis 2025).
- **Prozessablauf**:
  - Kundeninfo (3 Monate vor Einbau)
  - UTILMD-Meldung (99012) nach Einbau
  - Initialisierung des SMGW (PKI-Registrierung)

#### **2. Betrieb & Wartung**
- **Gateway-Administration (GWA)**:
  - Nur **zertifizierte GWA** einsetzen (TR-03109-4).
  - **Firmware-Updates** innerhalb **30 Tage** nach Release.
  - **Schlüsselmanagement** (Zertifikatsrotation alle 5 Jahre).
- **Datenkommunikation**:
  - **Verschlüsselung** (TLS 1.2/1.3, BSI-PKI-Zertifikate).
  - **MSCONS/UTILMD** fristgerecht versenden (Tageswerte bis 12:00 Uhr Folgetag).
- **Störungsmanagement**:
  - **SMGW-Ausfall**: Reparatur innerhalb **24–72 h**.
  - **Sicherheitsvorfälle**: Unverzüglich an **BSI** melden.

#### **3. Compliance & Dokumentation**
- **Zertifizierungen** nachweisen (SMGW, GWA).
- **Dokumentation** (Einbauprotokolle **10 Jahre**, Audit-Logs **1 Jahr**).
- **Prüfungen** durch **BSI** und **Netzbetreiber** (Bußgelder bis **100.000 €** möglich).

#### **Praktische Tipps**
✅ **Automatisierung** (PKI, MSCONS-Meldungen).
✅ **Schulungen** für Mitarbeiter (BSI-Grundschutz, TR-03109).
✅ **Kooperation mit Netzbetreibern** für reibungslose Datenweiterleitung.

**Fazit**: Halten Sie **zertifizierte Technik**, **fristgerechte Prozesse** und **lückenlose Dokumentation** ein – dann sind Sie compliant! 🚀

Question 28

Welche Aufbewahrungsfristen gelten für Messdaten?

Accepted Answer

### **Aufbewahrungsfristen für Messdaten – Kurzfassung**

**Rechtsgrundlagen:**
- **MsbG (§ 66/67):** 1–3 Jahre (je nach Zweck)
- **EnWG/StromNZV/GasNZV:** Marktkommunikation (GPKE, WiM)
- **DSGVO/HGB/AO:** Datenschutz (Löschpflicht) & steuerliche Pflichten (10 Jahre)

**Wichtigste Fristen:**
| **Zweck**               | **Frist**                     | **Verantwortlich**          |
|-------------------------|-------------------------------|-----------------------------|
| Abrechnung (Strom/Gas)  | 3 Jahre (§ 67 Abs. 3 MsbG)    | MSB, Lieferant              |
| Regelleistung/Netzbetrieb | 1 Jahr (§ 67 Abs. 3 MsbG)   | MSB, Netzbetreiber          |
| Steuerliche Daten       | 10 Jahre (HGB/AO)             | Lieferant                   |
| DSGVO (personenbezogen) | Löschung nach Zweckfortfall   | MSB, Lieferant              |

**Praktische Umsetzung:**
1. **Klassifizieren:** Messdaten nach Zweck (Abrechnung, Netzbetrieb, Steuer) trennen.
2. **Automatisieren:** Löschfristen im MDM-System hinterlegen (z. B. 3 Jahre für Abrechnungsdaten).
3. **Dokumentieren:** Löschungen protokollieren (DSGVO-konform).
4. **Prüfen:** Jährliche Audits zur Fristeneinhaltung.

**Wichtig:** Steuerliche Daten (Rechnungen, Verträge) **immer 10 Jahre** speichern! DSGVO erfordert Löschung nach Zweckfortfall, aber MsbG/HGB gehen vor. Bei Konflikten: Längere Frist gilt.

Question 29

Was regelt die Anreizregulierungsverordnung (ARegV)?

Accepted Answer

### **ARegV kompakt: Praxisrelevanz für Netzbetreiber**

Die **Anreizregulierungsverordnung (ARegV)** regelt die **kosteneffiziente Netzentgeltbildung** für Strom- und Gasnetzbetreiber und gilt bis **31.12.2028**. Sie setzt **Effizienz-, Qualitäts- und Investitionsanreize** durch:

1. **Erlösobergrenzen (EOG, § 4–10a)**
   - **Jährliche Festlegung** der maximalen Netzeinnahmen pro Regulierungsperiode (5 Jahre).
   - **Berechnung** basiert auf:
     - **Ausgangskosten** (geprüfte Netzkosten des Basisjahres, z. B. 2021 für 2024–2028).
     - **Produktivitätsfaktor** (jährliche Kostensenkung, z. B. 1,25 % für Strom).
     - **Qualitätselement** (Bonus/Malus bei SAIDI/SAIFI-Abweichungen).
     - **Investitionsanreize** (z. B. Kapitalkostenaufschlag für Netzausbau).

2. **Effizienzvergleich (§ 12–16)**
   - **Benchmarking** der Netzbetreiber (DEA/SFA-Methoden).
   - **Fristen**:
     - **Datenlieferung (MSCONS/UTILMD) bis 30.04.** des Folgejahres.
     - **EOG-Antrag bis 30.09.** des Vorjahres.

3. **Qualitätsregulierung (§ 18–20)**
   - **SAIDI/SAIFI-Ziele** mit finanziellen Anreizen (Bonus bei Unterschreitung, Malus bei Überschreitung).

4. **Praktische Pflichten**
   - **Jährliche Meldungen** (Kosten, Qualität, Investitionen) an die BNetzA.
   - **Regulierungskonto** (Ausgleich von Mehr-/Mindereinnahmen innerhalb 3 Jahren).
   - **Netzausbauplanung** (Genehmigung von Investitionen für EOG-Anpassung).

**Handlungsempfehlungen**:
- **Datenqualität** sicherstellen (EDIFACT/XML-Meldungen prüfen).
- **Effizienzpotenziale** identifizieren (Benchmarking-Tools nutzen).
- **Investitionen frühzeitig** mit der BNetzA abstimmen.

Die ARegV erfordert **proaktives Regulierungsmanagement**, um Kostensenkungen, Qualitätsziele und Netzausbau zu vereinen. Bei Fragen helfen **BDEW/VKU** oder Regulierungsberater.

Question 30

Was ist die Bilanzkreisverantwortung nach StromNZV?

Accepted Answer

### **Bilanzkreisverantwortung nach StromNZV – Kurzfassung**

Die **Bilanzkreisverantwortung (BKV)** nach **§ 4 StromNZV** verpflichtet Marktteilnehmer, für den **Ausgleich von Einspeisung und Entnahme** in ihrem Bilanzkreis zu sorgen. Der **Bilanzkreisverantwortliche (BKV)** – z. B. Stromhändler, Lieferanten oder Industriekunden – muss **Fahrpläne** (Prognosen) an den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) melden und Abweichungen durch **Ausgleichsenergie** ausgleichen.

#### **Wichtigste Pflichten & Fristen**
✅ **Fahrplanmeldung (Day-Ahead)** – Bis **14:30 Uhr** des Vortags (§ 5 StromNZV).
✅ **Intraday-Änderungen** – Bis **45 Minuten vor Lieferung**.
✅ **Messwertübermittlung (MSCONS)** – Bis **6 Werktage nach Liefermonat** (MaBiS).
✅ **Bilanzkreisabrechnung** – ÜNB rechnet monatlich ab (§ 8 StromNZV).

#### **Praktische Herausforderungen**
⚠ **Prognosegenauigkeit** – Schlechte Vorhersagen führen zu **teurer Ausgleichsenergie**.
⚠ **Datenqualität** – Falsche Meldungen verursachen **Korrekturabrechnungen**.
⚠ **Regulatorische Änderungen** – MaBiS 2.0, Redispatch 2.0 etc. erfordern Anpassungen.

#### **Sanktionen bei Verstößen**
🔴 **Wiederholte Abweichungen** → Höhere Ausgleichsenergiekosten.
🔴 **Verspätete Meldungen** → Ablehnung des Fahrplans.
🔴 **Dauerhafte Ungleichgewichte** → Kündigung des Bilanzkreisvertrags (§ 26 StromNZV).

**Fazit:** BKV müssen **Fristen einhalten, Prognosen optimieren und Datenqualität sicherstellen**, um Kosten zu minimieren. Professionelle Software (z. B. SAP, Kisters) und enge Zusammenarbeit mit dem ÜNB sind entscheidend.

Question 31

Wie läuft der Wechsel des Messstellenbetreibers (MSB) bei einem iMSys ab?

Accepted Answer

**Wechsel des Messstellenbetreibers (MSB) bei einem intelligenten Messsystem (iMSys):**

1. **Initiierung:**
   Der Kunde schließt einen Vertrag mit dem neuen MSB (MSBN). Dieser meldet den Wechsel via **EDIFACT-Nachricht (IFTSTA, UTILMD)** an den Netzbetreiber (NB) und den bisherigen MSB (MSBA).

2. **Gerätewechsel & Datenübergabe:**
   Der MSBN plant den **Gerätewechsel** (ggf. Austausch des Smart Meter Gateways/SMGW). Der MSBA übergibt gemäß **§ 43 MsbG** alle relevanten Daten (Zählerstände, SMGW-Konfiguration, Kommunikationsparameter) an den MSBN.

3. **Stammdatenänderung & Zuordnung:**
   Der NB bestätigt den Wechsel und aktualisiert die **Marktlokation** im **WiM-Prozess** (Schritt 7–9). Der MSBN übernimmt die **Messlokation** zum Stichtag (0:00 Uhr).

4. **Kommunikation & Abrechnung:**
   Der MSBN informiert den Lieferanten (LF) und Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) über die **Stammdatenänderung** (z. B. via **MSCONS**). Lastgänge und Zählerstände werden ab Wechseldatum an den neuen MSB übermittelt.

**Fristen:**
- Der NB muss den Wechsel **unverzüglich, spätestens bis zum 10. Werktag** nach Bestätigung durchführen ([Quelle 8]).
- Der MSBN übernimmt den Betrieb ab dem **mitgeteilten Zuordnungstermin**.

*Hinweis:* Bei Scheitern bleibt der MSBA zuständig ([Quelle 8]).

Question 32

Welche EDIFACT-Nachrichten sind für die Marktkommunikation mit Smart Metern relevant?

Accepted Answer

In der deutschen Energiewirtschaft sind folgende **EDIFACT-Nachrichten** für die Marktkommunikation mit **Smart Metern** relevant, insbesondere im Rahmen der **Wechselprozesse im Messwesen (WiM)** und der **GPKE/GeLi Gas**:

1. **UTILMD (Utility Master Data)**
   - **Zweck**: Stammdatenabgleich (z. B. Zählerstände, Geräteverwaltung).
   - **Anwendung**: Übermittlung von Smart-Meter-Daten (z. B. Zählerstände, Gerätearten) zwischen **Messstellenbetreiber (MSB)**, **Netzbetreiber (NB)** und **Lieferant (LF)**.

2. **MSCONS (Metered Services Consumption Report)**
   - **Zweck**: Zeitreihenübertragung (z. B. viertelstündliche Lastgänge).
   - **Anwendung**: Automatisierte Übermittlung von Verbrauchs-/Einspeisedaten an **Bilanzkreisverantwortliche (BKV)** und LF.

3. **IFTSTA (Instruction for Status)**
   - **Zweck**: Steuerung und Statusmeldungen (z. B. Schaltbefehle, Tarifumstellungen).
   - **Anwendung**: Dynamische Tarifanpassungen oder Lastmanagement durch NB/MSB.

4. **CONTRL/APERAK**
   - **Zweck**: Technische Quittungen und Fehlermeldungen.
   - **Anwendung**: Sicherstellung der Datenintegrität.

**Praktische Relevanz**:
- **WiM-Prozesse** nutzen UTILMD/MSCONS für den **Lieferantenwechsel** (§ 40 EnWG).
- **Smart-Meter-Gateways (SMGW)** senden Daten via MSCONS an Marktteilnehmer (z. B. für **Bilanzkreisabrechnung**).
- IFTSTA ermöglicht **Fernsteuerung** (z. B. für § 14a EnWG-Anwendungen).

*Kernstandard: BDEW/DVGW-AHB (z. B. WiM, GPKE).*

Question 33

Wie werden Bilanzkreise bei der Umstellung auf Smart Meter beeinflusst?

Accepted Answer

Die Umstellung auf **Smart Meter** beeinflusst **Bilanzkreise** maßgeblich durch präzisere und zeitnahe Daten:

1. **Viertelstundenscharfe Bilanzierung**:
   Smart Meter ermöglichen eine **viertelstündliche Erfassung** von Verbrauch und Einspeisung (vs. bisherige Standardlastprofile). Dies führt zu einer **exakteren Bilanzkreisabrechnung** (§ 67 MsbG) und reduziert Abweichungen, die sonst über Ausgleichsenergie ausgeglichen werden müssten.

2. **Datenfluss und Marktkommunikation**:
   Der **Messstellenbetreiber (MSB)** übermittelt die Daten gemäß § 69 Abs. 2 Nr. 3 MsbG an den **Bilanzkreisverantwortlichen (BKV)**. Dies erfolgt über **EDIFACT-Nachrichten** (z. B. *MSCONS* für Zeitreihen), die in die Bilanzkreisbewirtschaftung (§ 68 MsbG) einfließen.

3. **Praktische Auswirkungen**:
   - **Lieferantenwechsel**: Schnellere und genauere Abgrenzung von Verbrauchszeiträumen.
   - **Flexibilitätsmärkte**: Dynamische Tarife und Lastmanagement (§ 14a EnWG) werden durch Echtzeitdaten ermöglicht.
   - **Netzentgelte**: Zeitvariable Netzentgelte (ToU/CPP) setzen Smart-Meter-Daten voraus.

**Herausforderung**: BKV müssen ihre IT-Systeme an die höhere Datengranularität anpassen, um die Vorteile (z. B. reduzierte Ausgleichsenergiekosten) zu nutzen.

*Quellen: §§ 67–69 MsbG, [Quelle 3, 5, 15]*

Question 34

Was passiert bei einem Lieferantenwechsel mit den Lastgangdaten im iMSys?

Accepted Answer

Bei einem **Lieferantenwechsel** mit einem **intelligenten Messsystem (iMSys)** müssen die **Lastgangdaten** gemäß **§ 69 MsbG** und den **Marktkommunikationsprozessen (WiM, GPKE)** an den neuen Lieferanten übermittelt werden.

1. **Datenübermittlung**:
   Der **abgebende Lieferant** stellt dem **aufnehmenden Lieferanten** die **historischen Lastgänge** (15-Minuten-Werte) sowie den **aktuellen Zählerstand** zum Wechselstichtag bereit. Dies erfolgt typischerweise via **EDIFACT-Nachrichten (UTILMD, MSCONS)**.

2. **Bilanzkreisrelevanz**:
   Die Daten dienen der **Bilanzkreisabrechnung** und müssen lückenlos sein, um **Mehr-/Mindermengen** korrekt zuzuordnen. Bei **RLM-Kunden** (Jahresverbrauch > 10.000 kWh) sind tägliche Lastgänge verpflichtend.

3. **Praktische Umsetzung**:
   - Der **Netzbetreiber** bestätigt den Wechsel und leitet die Daten weiter.
   - Der **neue Lieferant** nutzt die Lastgänge für **Prognosen** und **Abrechnung**.
   - Bei **Verzögerungen** drohen **Schadensersatzansprüche** oder **Regulierungsmaßnahmen** (BNetzA).

**Quelle**: § 69 MsbG, WiM-Prozesse (BDEW), [Quelle 1, 5].

Question 35

Welche regulatorischen Anforderungen gelten für die Gateway-Administration?

Accepted Answer

Die **Gateway-Administration (GWA)** unterliegt strengen regulatorischen Vorgaben nach **MsbG (Messstellenbetriebsgesetz)** und **BSI-Richtlinien**, da sie die zentrale Schnittstelle für **intelligente Messsysteme (iMSys)** bildet. Kernanforderungen:

1. **Zertifizierungspflicht**:
   Nur vom **BSI zertifizierte Gateway-Administratoren** dürfen die GWA durchführen (§ 25 MsbG). Aktuell sind **45 Unternehmen** zertifiziert (Stand: Juli 2022, Quelle 1).

2. **Technische Sicherheit**:
   Das **Smart-Meter-Gateway (SMGW)** muss BSI-TR-03109 entsprechen, inkl. **PKI-Infrastruktur** für verschlüsselte Kommunikation (z. B. mit **Bilanzkreisverantwortlichen, Lieferanten, Netzbetreibern**).

3. **Datenkommunikation**:
   - **EDIFACT-Nachrichten** (z. B. **MSCONS** für Zählerstände) müssen über das SMGW sicher übertragen werden.
   - **Marktprozesse** (z. B. **GPKE, WiM**) erfordern eine Anbindung an die GWA für **Lieferantenwechsel, Bilanzkreisabrechnung** oder **§14a EnWG-Steuerung**.

4. **Betriebliche Pflichten**:
   - **Fernwartung, Störungsmanagement** und **Firmware-Updates** sind durch den GWA sicherzustellen.
   - **Datenhoheit** liegt beim **Messstellenbetreiber (MSB)**, der die GWA beauftragen kann (Quelle 1).

**Praktische Relevanz**:
Die GWA ist essenziell für **Marktkommunikation** und **Netzstabilität**, z. B. bei **Lastmanagement** oder **EEG-Anlagen**. Dienstleister übernehmen oft die GWA, da die Anforderungen komplex sind.

Question 36

Kann ein Kunde zwischen mME und iMSys frei wählen oder gibt es Vorgaben?

Accepted Answer

**Antwort:**
Die Wahl zwischen **moderner Messeinrichtung (mME)** und **intelligentem Messsystem (iMSys)** ist nicht frei, sondern unterliegt gesetzlichen Vorgaben (§ 29 MsbG):

1. **Verpflichtender Einbau von iMSys** gilt für:
   - Letztverbraucher mit **Jahresverbrauch > 6.000 kWh**,
   - Erzeugungsanlagen (z. B. PV) ab **7 kW installierter Leistung**,
   - steuerbare Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG, z. B. Wärmepumpen, Ladepunkte).

2. **mME** wird eingebaut, wenn:
   - Keine iMSys-Pflicht besteht **und** ein Zählertausch erforderlich ist (z. B. wegen Eichfristablauf).
   - Der Kunde **kein iMSys wünscht** (bei freiwilligem Einbau, z. B. unter 6.000 kWh).

**Praktische Umsetzung:**
- Der **grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB)** prüft die Einbaupflicht anhand der Verbrauchs-/Anlagendaten.
- Bei iMSys-Pflicht **muss** das System eingebaut werden – ein Verzicht ist nicht möglich.
- Freiwilliger iMSys-Einbau (z. B. für dynamische Tarife) ist **kostenpflichtig** und erfordert einen separaten Vertrag.
- **Marktkommunikation:** Der Wechsel zwischen mME/iMSys löst Prozesse nach **WiM** (z. B. UTILMD-Nachrichten) aus, um Stammdaten (z. B. Zählpunkt-ID) und Bilanzkreiszuordnung anzupassen.

*Quelle: § 29 MsbG, BK6-24-125 (BNetzA-Festlegung).*

Question 37

Wie werden steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG in die Abrechnung integriert?

Accepted Answer

Nach §14a EnWG werden steuerbare Verbrauchseinrichtungen (SVE) wie folgt in die Abrechnung integriert:

1. **Separate Messung & Bilanzierung**:
   Der Verbrauch der SVE wird entweder über einen **gemeinsamen Zählpunkt** (mit Haushaltsstrom) oder einen **separaten Zählpunkt** erfasst. Bei separater Messung erfolgt die Bilanzierung im **Bilanzkreis des Lieferanten** als eigenständige Marktlokation (gemäß StromNZV).

2. **Netzentgeltmodul & Steuerungsvereinbarung**:
   Der Netzbetreiber bietet reduzierte Netzentgelte an (z. B. **Modul 1: pauschale Reduktion**, Modul 2: dynamische Steuerung). Die Auswahl wird im **Anmeldeprozess** (via UTILMD/GPKE) dokumentiert und im **EDIFACT-Nachrichtenformat** (z. B. MSCONS für Verbrauchsdaten) übermittelt.

3. **Abrechnung & Umlagen**:
   - **Netznutzungsabrechnung**: Der Netzbetreiber rechnet die reduzierten Entgelte gemäß StromNEV ab (z. B. über **ORDERS/INVOIC**).
   - **Konzessionsabgabe**: Bei Sonderverträgen gilt die **Sondervertragskunden-KA** (§2 Abs. 7 KAV), bei Grundversorgung die Tarifkunden-KA.
   - **Umlagen (EEG, KWKG)**: Werden auf den gemessenen Verbrauch der SVE erhoben.

4. **Lieferantenwechsel & Marktkommunikation**:
   Bei einem **Lieferantenwechsel** (WiM-Prozess) wird die SVE als eigenständige Marktlokation behandelt. Die Steuerungsparameter (z. B. Mindestleistung) werden im **UTILMD-Datensatz** aktualisiert.

*Quellen: §14a EnWG, BNetzA-Festlegung BK6-22-300, BDEW-Leitfaden (2024).*

Question 38

Welche EDIFACT-Nachrichten sind für die Fernauslesung von Smart Metern notwendig?

Accepted Answer

Für die **Fernauslesung von Smart Metern** im deutschen Energiemarkt sind folgende **EDIFACT-Nachrichten** gemäß **WiM (Wechselprozesse im Messwesen)** und **GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität)** essenziell:

1. **MSCONS (Metered Services Consumption Report)**
   - **Zweck**: Übermittlung von **Zählerständen, Lastgängen und Zeitreihen** (z. B. 15-Minuten-Werte) vom **Messstellenbetreiber (MSB)** an **Lieferant (LF)** und **Netzbetreiber (NB)**.
   - **Relevanz**: Grundlage für **Abrechnung, Bilanzkreisbewirtschaftung** und **Prognosen**.
   - **Quelle**: [MSCONS_MIG_2.4c](Quelle_8).

2. **UTILMD (Utility Master Data)**
   - **Zweck**: Stammdatenabgleich (z. B. **Zählpunkt, Geräteart, Smart-Meter-Gateway (SMGW)**) zwischen MSB, NB und LF.
   - **Anwendung**: Enthält **Gerätezuordnungen** (z. B. `Z75` für SMGW) und **Zählwerkkonfigurationen**.
   - **Quelle**: [cs-handbuch-ref-teil2.pdf](Quelle_1).

3. **APERAK (Application Error and Acknowledgement)**
   - **Zweck**: **Fehlerrückmeldung** bei fehlerhaften MSCONS/UTILMD-Nachrichten (z. B. falsche Zählerstände).
   - **Quelle**: [CONTRL_APERAK_AHB_2.4a](Quelle_11).

**Praktische Umsetzung**:
- **MSCONS** wird **täglich/monatlich** für **Standardlastprofilkunden (SLP)** oder **registrierende Leistungsmessung (RLM)** versendet.
- **UTILMD** aktualisiert **Stammdaten** bei Gerätewechsel oder -konfiguration (z. B. SMGW-Einbau).
- **APERAK** sichert die **Datenqualität** durch automatisierte Fehlerbehandlung.

**Regulatorische Basis**: § 60 **MsbG**, **StromNZV**, **WiM-Beschluss (BNetzA)**.

Question 39

Wie wirkt sich der Smart Meter Rollout auf die Bilanzkreisabrechnung aus?

Accepted Answer

Der **Smart Meter Rollout** wirkt sich maßgeblich auf die **Bilanzkreisabrechnung** aus, indem er **viertelstundenscharfe Messdaten** (RLM-äquivalent) für bisher standardlastprofilierte (SLP) Kunden bereitstellt. Dies hat folgende praktische Auswirkungen:

1. **Präzisere Bilanzierung**:
   Durch Echtzeitdaten entfällt die **SLP-Hochrechnung** (§ 12 StromNZV). Stattdessen erfolgt eine **viertelstundengenaue Abrechnung** (EDIFACT: *UTILMD* für Stammdaten, *MSCONS* für Verbrauchsdaten), was die **Bilanzkreisabweichungen** reduziert und **Ausgleichsenergiekosten** senkt.

2. **Dynamische Tarife & Flexibilität**:
   Smart Meter ermöglichen **zeitvariable Netzentgelte** (§ 14a EnWG) und **dynamische Stromtarife**. Lieferanten können so **Lastmanagement** (z. B. für Wärmepumpen oder E-Auto-Ladung) anbieten, was die **Bilanzkreisstabilität** verbessert.

3. **Prozessanpassungen**:
   - **GPKE/WiM**: Automatisierte Datenübermittlung (EDIFACT: *APERAK* für Bestätigungen) beschleunigt **Lieferantenwechsel** und **Zählerstandsübermittlung**.
   - **Bilanzkreisverantwortliche (BKV)** müssen ihre IT-Systeme an **viertelstundenscharfe MSCONS-Nachrichten** anpassen.

4. **Regulatorische Vorgaben**:
   Die BNetzA fordert im **NEST-Prozess** (RAMEN/StromNEF) eine **konsistente Datenqualität**, um die **Netzentgeltreform** umzusetzen.

**Quellen**: [Quelle 5] (viertelstundenscharfe Abgrenzung), [Quelle 15] (§ 14a EnWG), [Quelle 19] (EDIFACT-Prozesse).

Question 40

Welche Rolle spielt der Gateway-Administrator bei einem Lieferantenwechsel?

Accepted Answer

Der **Gateway-Administrator (GWA)** spielt beim **Lieferantenwechsel** eine zentrale, aber indirekte Rolle in der Marktkommunikation. Seine Hauptaufgabe ist die **technische Verwaltung und Sicherstellung der Datenübertragung** zwischen den Marktpartnern (Lieferanten, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber) über das **Smart Meter Gateway (SMGW)**.

**Praktische Funktionen im Lieferantenwechsel-Prozess:**
1. **Datenbereitstellung für Zählerstände:**
   Der GWA übermittelt **EDIFACT-Nachrichten (z. B. MSCONS)** mit aktuellen Zählerständen an den neuen Lieferanten und Netzbetreiber, die für die **Bilanzkreisabrechnung** und die korrekte Abgrenzung der Lieferverhältnisse (alt/neu) essenziell sind.

2. **Sicherer Kommunikationskanal:**
   Er gewährleistet die **verschlüsselte Übertragung** von Wechselmeldungen (z. B. **UTILMD-Nachrichten** gemäß GPKE) zwischen den Beteiligten, insbesondere bei **intelligenten Messsystemen (iMSys)**.

3. **Stammdatenpflege:**
   Der GWA aktualisiert die **Marktlokationsdaten** (z. B. Zuordnung zum neuen Lieferanten) im SMGW und stellt sicher, dass der **Messstellenbetreiber (MSB)** und Netzbetreiber (NB) konsistente Informationen erhalten.

**Rechtliche Grundlage:**
Gemäß **MsbG** und **GPKE** ist der GWA für die **technische Umsetzung** der Marktprozesse verantwortlich, nicht jedoch für die inhaltliche Prüfung der Wechselmeldungen (dies obliegt dem NB/Lieferanten).

*Quelle: Rollenmodell MaKo (BDEW, 2023), MsbG § 25.*

Question 41

Wie lange dauert ein typischer Lieferantenwechsel im Strommarkt?

Accepted Answer

Ein **typischer Lieferantenwechsel** im deutschen Strommarkt dauert gemäß **GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität)** und **§ 20a EnWG** standardmäßig **drei Werktage** ab Eingang der vollständigen Anmeldung beim Netzbetreiber.

### Ablauf und Fristen:
1. **Kündigung durch den Kunden** (oder neuen Lieferanten) beim alten Lieferanten (LF alt).
2. **Anmeldung durch den neuen Lieferanten (LF neu)** beim Netzbetreiber (NB) via **UTILMD (EDIFACT-Nachricht Z38)** mit Bilanzkreiszuordnung.
3. **Prüfung durch den NB** (Vollständigkeit, MaLo-ID, Bilanzkreis) – **1 Werktag** bei Vorliegen der MaLo-ID, sonst **3 Werktage**.
4. **Bestätigung des Wechsels** via **UTILMD (Z39)** an LF neu und LF alt.
5. **Bilanzkreisabrechnung**: Der NB meldet die Marktlokation (MaLo) zum Wechseltermin im Bilanzkreis des LF neu an.

### Sonderfälle:
- **24-Stunden-Wechsel** (BDEW-Anwendungshilfe): Möglich bei vorab validierten Stammdaten und digitaler Kommunikation, aber nicht flächendeckend umgesetzt.
- **Ersatzversorgung (§ 38 EnWG)**: Endet automatisch nach **3 Monaten**, falls kein neuer Vertrag zustande kommt.

**Quellen**: GPKE, EnWG, BDEW-Anwendungshilfe (24h-Wechsel), Monitoringberichte BNetzA.

Question 42

Welche EDIFACT-Nachricht wird für einen Lieferantenwechsel verwendet?

Accepted Answer

Für einen **Lieferantenwechsel** im deutschen Energiemarkt wird die **EDIFACT-Nachricht `UTILMD`** (Utility Master Data) verwendet. Diese Nachricht ist zentral für die **Marktkommunikation nach GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität)** und **GeLi Gas** (Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas).

### Praktische Anwendung:
- **UTILMD (A11)**: Der **neue Lieferant (NLF)** meldet den Wechsel beim **Netzbetreiber (NB)** an.
- **UTILMD (A13)**: Der NB bestätigt den Eingang der Anmeldung.
- **UTILMD (A15)**: Der NB bestätigt den **Lieferbeginn** (inkl. Bilanzkreiszuordnung).
- **UTILMD (A12/A14/A16)**: Parallel erfolgt die **Abmeldung beim alten Lieferanten (ALF)** und Bestätigung des Lieferendes.

Die Nachricht enthält **Stammdaten** (z. B. Zählpunkt, Bilanzkreis, Vertragskontonummer) und steuert den **prozessualen Ablauf** gemäß § 40 EnWG. **MSCONS** (für Zählerstände) ergänzt den Wechsel, ist aber nicht direkt Teil des Lieferantenwechsel-Prozesses.

*Quellen: [Quelle 14], GPKE/GeLi Gas (BNetzA-Beschlüsse).*

Question 43

Was passiert, wenn eine EDIFACT-Nachricht nicht rechtzeitig versendet wird?

Accepted Answer

Wenn eine EDIFACT-Nachricht (z. B. **UTILMD** für Lieferantenwechsel, **MSCONS** für Zählerstände oder **INVOIC** für Rechnungen) nicht fristgerecht versendet wird, hat dies konkrete Folgen:

1. **Prozessverzögerungen**:
   - Bei **Lieferantenwechsel (GPKE/WiM)** führt eine verspätete **UTILMD** zu Verzögerungen in der Marktkommunikation, z. B. bei der Anmeldung oder Abmeldung von Kunden. Der Wechsel kann nicht termingerecht vollzogen werden (§ 14 StromNZV/GasNZV).
   - Bei **Bilanzkreisabrechnung** verzögert eine verspätete **MSCONS** die korrekte Zuordnung von Energiemengen, was zu Ungleichgewichten und Ausgleichsenergiekosten führt.

2. **Regulatorische Konsequenzen**:
   - Die **BNetzA** überwacht die Einhaltung der Fristen (z. B. 6 Wochen Vorlauf für Lieferantenwechsel). Bei wiederholten Verstößen drohen **Bußgelder** (§ 95 EnWG).
   - Netzbetreiber oder Bilanzkreisverantwortliche (BKV) können **Vertragsstrafen** geltend machen, wenn Fristen (z. B. für Zählerstandsübermittlung) nicht eingehalten werden.

3. **Technische Folgen**:
   - Fehlende **CONTRL**-Bestätigungen oder **APERAK**-Fehlermeldungen blockieren den weiteren Prozess. Der Absender muss die Ursache klären (z. B. Syntaxfehler, falsche Empfänger-ID) und die Nachricht **neu übermitteln** (Quelle 6, 16).
   - Im **Gasbereich** gilt eine Nachricht ohne **Empfangsbestätigung** als nicht verarbeitet – der Absender muss aktiv nachfassen (Quelle 4).

**Praktische Lösung**:
- Automatisierte **Fristenüberwachung** (z. B. via EDI-System) und **Wiederholungsmechanismen** für fehlgeschlagene Übertragungen.
- Bei kritischen Nachrichten (z. B. **Stornierungen**) sofortige manuelle Eskalation an den Empfänger.

Question 44

Wie werden Bilanzkreise im Gasmarkt im Vergleich zum Strommarkt verwaltet?

Accepted Answer

Im deutschen Energiemarkt werden **Bilanzkreise (BK)** für Gas und Strom ähnlich verwaltet, unterscheiden sich jedoch in einigen praktischen Aspekten:

1. **Grundprinzip**:
   In beiden Sparten dient der BK der **Saldierung von Ein- und Ausspeisemengen** (Strom: Energie; Gas: Volumen) und der Abwicklung von Handelstransaktionen. Die Verwaltung erfolgt über **EDIFACT-Nachrichten** (z. B. *UTILMD* für Stammdaten, *MSCONS* für Messwerte).

2. **Gasmarkt-Spezifika**:
   - **Netzkonten**: Gas-BK sind an *Netzkonten* gekoppelt, die Einspeisungen und Ausspeisungen *pro Gasqualität* (z. B. H-Gas, L-Gas) gegenüberstellen (§ 20a EnWG).
   - **Mengenumbewertung**: Bei Gas wird das Volumen temperatur- und druckbereinigt (*Mengenumbewertung*), was zusätzliche Datenkommunikation (z. B. *WiM*-Prozesse) erfordert.
   - **Netzkopplungspunkte (NKP)**: Physikalische Übergänge zwischen Netzgebieten werden separat bilanziert (MaBiS).

3. **Strommarkt-Spezifika**:
   - **Marktgebiete**: Strom-BK sind direkt einem *Marktgebiet* (z. B. Deutschland/Österreich) zugeordnet, ohne Qualitätsunterschiede.
   - **Echtzeit-Bilanzierung**: Die Ausgleichsenergie wird über den *Regelenergiemarkt* (Sekundärregelleistung, Minutenreserve) ausgeglichen, während Gas auf *Tagesbilanzierung* setzt.

**Praktische Umsetzung**:
- **Lieferantenwechsel** (*GPKE*): In beiden Sparten werden BK-Wechsel via *UTILMD* (Nachrichtentyp *55019*) gemeldet.
- **Messdaten**: Strom nutzt *MaBiS* (Marktregeln für die Bilanzkreisabrechnung Strom), Gas *GaBi Gas* (Gasbilanzierung).
- **Regulatorik**: Die BNetzA überwacht die Prozesse, wobei Gas zusätzliche Vorgaben zur *Gasqualität* (DVGW-Regelwerke) berücksichtigt.

*Quelle: BDEW-Rollenmodell MaKo (2023), EnWG, MaBiS/GaBi Gas.*

Question 45

Kann ein Kunde den Messstellenbetreiber selbst wählen?

Accepted Answer

Ja, ein Kunde (Anschlussnutzer) kann gemäß **§ 5 Abs. 1 MsbG** seinen **Messstellenbetreiber (MSB)** frei wählen. Dies gilt für Strom- und Gaszähler, sofern der alternative MSB die technischen und regulatorischen Anforderungen erfüllt (z. B. Einhaltung der **TAB**, Datenschutz nach **MsbG/DSGVO**).

**Praktische Umsetzung:**
1. **Kunde wählt MSB** (z. B. unabhängigen Anbieter oder Lieferanten mit Bündelangebot).
2. **Wechselprozess** startet via **EDIFACT-Nachrichten** (z. B. **UTILMD** für Messstellenvertrag, **WiM** für Gerätewechsel).
3. **Neuer MSB** übernimmt Einbau, Betrieb und Datenverteilung (z. B. **MSCONS** für Messwerte an Lieferanten/Bilanzkreisverantwortliche).
4. **Netzbetreiber (NB)** wird über den Wechsel informiert (z. B. via **GPKE**).

**Ausnahmen:**
- Bei **Liegenschaften** (§ 6 Abs. 6 MsbG) kann der Anschlussnehmer für alle Zähler den MSB bestimmen (z. B. bei Mieterstrommodellen).
- Der **grundzuständige MSB** (meist NB) bleibt zuständig, wenn kein Wechsel erfolgt.

**Quellen:** § 5 MsbG, BDEW-Rollenmodell (MSB), GPKE/WiM-Prozesse.

Question 46

Welche Fristen gelten für die Stammdatenaktualisierung?

Accepted Answer

In der deutschen Energiewirtschaft gelten für die **Stammdatenaktualisierung** folgende zentrale Fristen gemäß **GPKE (Strom) und GeLi Gas** sowie **MaBiS/WiM**:

1. **Lieferantenwechsel (An-/Abmeldung)**
   - **Anmeldung (UTILMD/ORDERS):** Spätestens **7 Werktage (WT)** vor Lieferbeginn (GPKE § 4.1).
   - **Abmeldung:** Unverzüglich nach Vorliegen des Grundes (z. B. Stilllegung), Antwort des Lieferanten innerhalb **3 WT** (GeLi Gas, UC „Lieferende“).

2. **Stammdatenänderungen (z. B. Zählerwechsel, Bilanzierungsverfahren)**
   - **Meldung an Netzbetreiber (NB):** Unverzüglich, spätestens **10 WT** nach Änderung (z. B. bei Gerätewechsel, *CS-Handbuch Teil 1*).
   - **Weiterleitung an Lieferant (LF):** Durch NB innerhalb **3 WT** nach Eingang der geprüften Daten.

3. **Bilanzkreisrelevante Daten (MaBiS)**
   - **Deltazeitreihen (DZÜ):** Korrekturen bis **8. WT des 8. Monats** nach Liefermonat (KBKA-Frist, *MaBiS_A009*).

4. **Ersatzversorgung**
   - **Automatische Zuordnung:** Keine Frist, aber **sofortige Meldung** an Grundversorger (EnWG § 38).

**Praktische Anwendung:**
- **EDIFACT-Nachrichten (UTILMD, MSCONS)** nutzen, um Fristen einzuhalten.
- Bei Fristüberschreitung drohen **Prüfmitteilungen (PM)** oder finanzielle Ausgleiche (z. B. bei MaBiS).
- **Quellen:** GPKE/GeLi Gas (BNetzA), *CS-Handbuch Teil 1*, *Umsetzungsfragen V1.25* (BDEW).

*Kürze: 199 Wörter.*

Question 47

Wie werden Messdaten bei Smart Metern im Vergleich zu herkömmlichen Zählern übermittelt?

Accepted Answer

Smart Meter übermitteln Messdaten **automatisiert und digital** im Gegensatz zu herkömmlichen Ferraris-Zählern, die manuell abgelesen werden.

**Ablauf bei Smart Metern:**
1. **Erfassung:** Der digitale Zähler (mME/eHZ) misst Verbrauchsdaten viertelstündlich (Lastgang) oder als Zählerstandsgang.
2. **Übertragung:** Das **Smart Meter Gateway (SMGW)** verschlüsselt die Daten und sendet sie über sichere Kommunikationswege (z. B. Mobilfunk, PLC) an den **Messstellenbetreiber (MSB)**.
3. **Weiterleitung:** Der MSB leitet die Daten via **EDIFACT-Nachrichten** (z. B. *MSCONS* für Lastgänge) an **Netzbetreiber, Lieferanten und Bilanzkreisverantwortliche** weiter – standardisiert nach **GPKE/WiM-Prozessen**.
4. **Nutzung:** Die Daten dienen der **Abrechnung** (UTILMD), **Netzsteuerung** (§ 66 MsbG) und **Bilanzkreisbewirtschaftung**.

**Vorteile gegenüber herkömmlichen Zählern:**
- **Echtzeitfähig:** Keine manuelle Ablesung nötig, beschleunigt z. B. **Lieferantenwechsel** (GeLi Gas/Strom).
- **Detailliert:** Viertelstündliche Lastgänge ermöglichen dynamische Tarife und Netzengpassmanagement.
- **Sicher:** Verschlüsselung und Pseudonymisierung (§ 52 MsbG) schützen personenbezogene Daten.

*Quellen: MsbG (§§ 55, 66), [Quelle 5] (UTILMD-Prozesse), [Quelle 7] (Datenkommunikation).*

Question 48

Welche Rolle spielt der Netzbetreiber bei der Marktkommunikation?

Accepted Answer

Der **Netzbetreiber (NB)** ist eine zentrale Rolle in der **Marktkommunikation (MaKo)** der deutschen Energiewirtschaft und übernimmt folgende Aufgaben gemäß **BDEW-Rollenmodell (Version 2.1)** und regulatorischen Vorgaben (z. B. **EnWG, StromNZV**):

1. **Datenmanagement & Objektverwaltung**:
   Der NB verwaltet **Messlokationen (MeLo)**, **Marktlokationen (MaLo)** und **Technische Ressourcen (TR)** in seinem Netzgebiet. Er ordnet Marktpartner (z. B. Lieferanten, Bilanzkreisverantwortliche) diesen Objekten zu und stellt Stammdaten via **UTILMD** (EDIFACT) bereit.

2. **Wertaufbereitung & -verteilung**:
   Im **Strom** aggregiert er Energiemengen von MaLos mit **NB-Aggregationsverantwortung** (z. B. für Bilanzkreisabrechnung). Im **Gas** bereitet er Messwerte, Ersatz- oder vorläufige Werte auf und verteilt sie an Marktpartner (z. B. via **MSCONS**).

3. **Prozesssteuerung**:
   Der NB ist Schnittstelle bei **Lieferantenwechseln (GPKE)** oder **Anlagenanmeldungen (WiM)**. Er validiert Daten, leitet sie weiter (z. B. an ÜNB oder Registerbetreiber) und sichert die **Netzsicherheit**.

4. **Bilanzierung & Kommunikation**:
   Er unterstützt die **Bilanzkreisabrechnung** durch Datenlieferungen an Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und übermittelt z. B. **Lastgänge** oder **Zählerstände** für die Abrechnung.

**Praktische Relevanz**: Ohne NB-Funktionen kämen Prozesse wie **Lieferantenwechsel, EEG-Einspeisung oder Bilanzkreisabwicklung** zum Erliegen. Die Rolle ist damit **grundlegend für die operative Marktkommunikation**.

*Quelle: BDEW-Rollenmodell MaKo V2.1 (2023), § 20 EnWG.*

Question 49

Was sind die Hauptunterschiede zwischen GPKE und GeLi Gas?

Accepted Answer

**Hauptunterschiede zwischen GPKE (Strom) und GeLi Gas:**

1. **Sparte:**
   GPKE regelt **Strom**-Marktprozesse (z. B. Lieferantenwechsel, Stammdaten), GeLi Gas die **Gas**-Sparte. Technische und bilanzielle Besonderheiten (z. B. Druckstufen, Brennwert) erfordern unterschiedliche EDIFACT-Nachrichten (z. B. `UTILMD` für Stammdaten, `MSCONS` für Messwerte).

2. **Fristen:**
   - **GPKE:** Lieferantenwechsel max. **3 Wochen** (§ 20a EnWG).
   - **GeLi Gas:** Oft längere Fristen (z. B. 6 Wochen bei Einzug), da Gasnetze komplexer sind (z. B. Netzkopplungspunkte).

3. **Bilanzierung:**
   - **Strom:** Bilanzkreisabrechnung über **MaBiS** (Marktregeln für die Bilanzkreisabrechnung Strom).
   - **Gas:** Bilanzierung über **GABi Gas** (Gasbilanzierung), mit spezifischen Regelungen zu **RLM/SLP** (registrierende Leistungsmessung/Standardlastprofil).

4. **Prozessdetails:**
   - **GPKE:** Strikte Synchronisation von An-/Abmeldung (z. B. bei Umzügen).
   - **GeLi Gas:** Flexiblere Handhabung (z. B. Ersatzversorgung endet automatisch, § 38 EnWG).

5. **EDIFACT-Nachrichten:**
   Beide nutzen `UTILMD`/`MSCONS`, aber Gas-spezifische Felder (z. B. **Z-Zählerstände** für Gasvolumen).

**Quellen:** GPKE (BK6-22-128), GeLi Gas (BK7-16-142), EnWG, AHB EDIFACT.

Question 50

Wie wird die Einhaltung der regulatorischen Vorgaben überwacht?

Accepted Answer

Die Einhaltung regulatorischer Vorgaben in der deutschen Energiewirtschaft wird primär durch die **Bundesnetzagentur (BNetzA)** und die **Landesregulierungsbehörden** überwacht. Die Kontrolle erfolgt auf mehreren Ebenen:

1. **Marktkommunikation (EDIFACT, GPKE, WiM):**
   - Die BNetzA prüft die korrekte Umsetzung der Prozesse (z. B. Lieferantenwechsel, Bilanzkreisabrechnung) anhand von **UTILMD**- oder **MSCONS**-Nachrichten. Bei Verstößen (z. B. fehlerhafte Abmeldungen) drohen Bußgelder (§ 95 EnWG).

2. **Netzbetrieb & Anreizregulierung:**
   - Netzbetreiber müssen Effizienzvorgaben (ARegV) und technische Anschlussbedingungen (TAB) einhalten. Die BNetzA überwacht dies via **Monitoringberichten** (z. B. jährliche Erhebungen zu Netzengpässen oder Messwesen).

3. **Bilanzkreisverantwortung:**
   - Bilanzkreisverantwortliche (BKV) müssen ihre Fahrpläne und Ausgleichsenergieabrechnungen fristgerecht vorlegen. Die **Marktgebietsverantwortlichen (MGV)** prüfen die Daten auf Plausibilität.

4. **Beschwerdemanagement:**
   - Verbraucherbeschwerden (z. B. zu Lieferantenwechseln) werden von der BNetzA untersucht (§ 53 EnWG).

**Quellen:** §§ 35, 53 EnWG; ARegV; Monitoringberichte der BNetzA (z. B. [Quelle 3, 7]).

Question 51

Wie funktioniert die Bilanzierung von Speichern bei der Einspeisung ins Netz?

Accepted Answer

Die Bilanzierung von Speichern bei Einspeisung ins Netz erfolgt gemäß **§ 21 Energiefinanzierungsgesetz (EnFG)** und **StromNZV** auf Basis von **Viertelstundenwerten**. Hier die praktische Umsetzung:

1. **Messung & Saldierung**:
   - Die Einspeisung des Speichers wird über **geeichte Zähler (Z1, Z2)** erfasst.
   - Die **saldierte Arbeitsmenge** (kleinster Wert aus jährlichem Netzbezug und -einspeisung, abzgl. Speicherverluste) wird von Entgelten/Umlagen befreit (§ 21 EnFG).

2. **Bilanzkreiszuordnung**:
   - **Bezug aus dem Netz**: Wird dem **Lieferantenbilanzkreis** (Z1_B) zugeordnet (§ 12 Abs. 5 StromNZV).
   - **Einspeisung ins Netz**:
     - **Graustrom** (nicht EEG-gefördert): Bilanzkreis des **Direktvermarkters** (sonstige Vermarktung nach EnWG).
     - **EEG-Strom** (z. B. aus PV-Anlage): **EEG-Direktvermarktungsbilanzkreis** (Marktprämie).

3. **Marktkommunikation**:
   - Die Mengen werden via **UTILMD** (Anmeldung) und **MSCONS** (Abrechnung) an den **Bilanzkreisverantwortlichen (BKV)** und **Netzbetreiber** übermittelt.
   - Bei **Lieferantenwechsel** oder **Anlagenänderung** erfolgt die Aktualisierung über **GPKE/WiM**.

**Quelle**: VDE FNN Hinweis „Anschluss und Betrieb von Speichern“ (2024), § 21 EnFG.

Question 52

Welche EDIFACT-Nachrichten sind für die Marktkommunikation von Ladepunkten relevant?

Accepted Answer

Für die Marktkommunikation von Ladepunkten (E-Mobilität) sind folgende **EDIFACT-Nachrichten** im deutschen Energiemarkt relevant:

1. **UTILMD (Utilites Master Data)**
   - **Zweck**: Stammdatenübermittlung (z. B. Ladepunkt-ID, technische Daten, Betreiberwechsel).
   - **Anwendung**: Registrierung/Änderung von Ladepunkten im Marktstammdatenregister (MaStR) und zwischen Netzbetreibern, Lieferanten und Messstellenbetreibern.
   - *Quelle: [Codeliste_Artikelnummern, 2023]*.

2. **MSCONS (Metered Services Consumption Report)**
   - **Zweck**: Übermittlung von **Abrechnungsdaten** (z. B. Ladevorgänge, Verbräuche).
   - **Anwendung**: Bilanzkreisabrechnung, Lieferantenwechsel, Netznutzungsabrechnung.
   - *Quelle: [MSCONS_MIG_2.4c, 2023]*.

3. **ORDERS/ORDRSP (Bestellung/Bestätigung)**
   - **Zweck**: Steuerung von **Ladevorgängen** (z. B. dynamische Tarife, Lastmanagement).
   - **Anwendung**: Kommunikation zwischen Ladepunktbetreibern, Lieferanten und Netzbetreibern.

4. **INVOIC (Rechnung)**
   - **Zweck**: Abrechnung von **Netznutzung, Stromlieferung oder Dienstleistungen** (z. B. Roaming-Gebühren).
   - *Quelle: [INVOIC_MIG_2.8d, 2024]*.

**Praktische Relevanz**:
- **UTILMD** und **MSCONS** sind **Pflichtnachrichten** für die Marktintegration von Ladepunkten (gemäß § 14a EnWG, StromNZV).
- **Bilanzkreisverantwortliche** nutzen MSCONS für die **Bilanzkreisabrechnung** von Ladevorgängen.
- **Netzbetreiber** setzen UTILMD für die **technische Anmeldung** von Ladepunkten ein.

*Hinweis*: Die Nachrichten folgen den **BDEW/DVGW-Standards** (EDI@Energy) und sind in den **Anwendungshandbüchern (AHB)** detailliert beschrieben.

Question 53

Wie erfolgt die Zuordnung von Wallboxen zu Bilanzkreisen bei bidirektionalem Laden?

Accepted Answer

Die Zuordnung von **Wallboxen** (private Ladepunkte ohne separaten Zähler) zu **Bilanzkreisen** bei **bidirektionalem Laden** erfolgt im Rahmen der **Marktkommunikation (MaKo)** nach den Vorgaben der **GPKE** und **WiM**:

1. **Grundsatz**:
   Da Wallboxen typischerweise **keinen eigenen Zähler** besitzen (vgl. [Quelle 1, 9]), wird die geladene Energiemenge über den **Haushaltszähler** erfasst und dem **Bilanzkreis des Lieferanten** des Anschlussnutzers zugeordnet.

2. **Bidirektionales Laden**:
   Bei Rückspeisung (z. B. aus E-Fahrzeug-Batterie) wird die eingespeiste Energie wie eine **Erzeugungsanlage** behandelt. Die Zuordnung erfolgt:
   - **Per UTILMD-Meldung** (Anmeldung/Änderung der Marktlokation) an den **Netzbetreiber**.
   - Der **Anlagenbetreiber** (z. B. Fahrzeugbesitzer) muss die Wallbox als **technische Ressource** mit **Bilanzkreis** (z. B. für "sonstige Direktvermarktung") anmelden ([Quelle 10, 11, 17]).
   - Der **Netzbetreiber** prüft die Zuordnung und informiert den **Lieferanten** (z. B. via **Z26-Meldung** bei Lieferantenwechsel).

3. **Praktische Umsetzung**:
   - **Keine separate Bilanzierung** der Wallbox, sondern Integration in den **Haushalts-Bilanzkreis** oder einen **dedizierten Bilanzkreis für Erzeugung**.
   - Bei **Lieferantenwechsel** wird die Zuordnung analog zu Standardprozessen (GPKE) aktualisiert ([Quelle 2]).

**Quellen**: [1], [2], [10], [11], [17].

Question 54

Welche technischen Voraussetzungen müssen Wallboxen erfüllen, um § 14a EnWG-konform zu sein?

Accepted Answer

Wallboxen müssen gemäß **§ 14a EnWG** folgende technische Voraussetzungen für die netzdienliche Steuerbarkeit erfüllen:

1. **Fernsteuerbarkeit**:
   - Integration in ein **Steuerungssystem** des Netzbetreibers (z. B. via **SMGW** oder **IoT-Gateway**).
   - Unterstützung standardisierter **Kommunikationsprotokolle** (z. B. **OCPP 1.6/2.0**, **EEBus**, **Modbus**).

2. **Leistungsbegrenzung**:
   - Dynamische Anpassung der Ladeleistung (z. B. **0–11 kW**) auf Steuerbefehle des Netzbetreibers.
   - Optional: **Phasenweise Steuerung** (bei 3-phasigen Wallboxen).

3. **Datenkommunikation**:
   - Übermittlung von **Statusdaten** (Ladeleistung, Betriebszustand) an den Netzbetreiber (z. B. via **UTILMD/MSCONS** in der Marktkommunikation).
   - **Zählerstandserfassung** (ggf. via **intelligenten Messsystemen** nach MsbG).

4. **Sicherheit & Compliance**:
   - **Authentifizierung** (z. B. TLS-Verschlüsselung) und **Manipulationsschutz**.
   - Konformität mit **TAB** (Technische Anschlussbedingungen) und **VDE-AR-N 4100/4110**.

**Praktische Umsetzung**:
- **Anmeldung** beim Netzbetreiber (via **GPKE/WiM-Prozess**).
- **Dokumentation** der Steuerbarkeit im **Anlageregister** (§ 19 NAV).

*Quellen: § 14a EnWG, BDEW-Leitfaden (2025), BK6-22-300 (BNetzA).*

Question 55

Wie wird die Steuerung von Speichern durch Netzbetreiber in der Praxis umgesetzt?

Accepted Answer

Die Steuerung von Speichern durch Netzbetreiber erfolgt in der Praxis über **standardisierte Schnittstellen** und **technische Einrichtungen** gemäß regulatorischer Vorgaben (z. B. § 14a EnWG, VDE-AR-N 4100/4105). Hier die Umsetzung im Detail:

1. **Steuerungseinrichtung**:
   - Anbindung an die **HAN/CLS-Schnittstelle** des **Smart-Meter-Gateways (SMGW)** oder über eine **FNN-Steuerbox** (analog/digital nach VDE-AR-E 2829-6-1).
   - Alternativ: Direkte Integration in das SMGW (zukünftig).

2. **Kommunikation**:
   - Der Netzbetreiber sendet **Steuerbefehle** (z. B. Wirkleistungsbegrenzung) an den Speicher, basierend auf Netzauslastung oder Engpässen.
   - Bei **steuerbaren Verbrauchseinrichtungen** (> 4,2 kW) erfolgt die Ansteuerung entweder **direkt** (Modul 1: pauschale Entgeltreduzierung) oder **über ein Energiemanagementsystem (EMS)** (Modul 2: prozentuale Reduzierung des Arbeitspreises).

3. **Praktische Anforderungen**:
   - **Energieflussrichtungssensor (EnFluRi-Sensor)**: Erfassung der Einspeisung/Entnahme zur bilanziellen Trennung (z. B. EEG-Strom).
   - **NA-Schutz**: Auslegung gemäß VDE-AR-N 4105 (z. B. zentrale Schutzeinrichtung bei > 30 kVA).
   - **Marktkommunikation**: Meldung an das **Marktstammdatenregister (MaStR)** und Bilanzkreisverantwortliche (BKV) für Abrechnung und Prognose.

4. **Netzdienliche Fahrweise**:
   - Speicher werden z. B. zur **Spitzenlastglättung** oder **Frequenzhaltung** eingesetzt, wobei der Netzbetreiber Prioritäten setzt (z. B. Netzstabilität vor Marktoptimierung).

**Quellen**: VDE-FNN-Hinweis (2024), § 14a EnWG, VDE-AR-N 4105.

Question 56

Welche Auswirkungen haben variable Netzentgelte auf die Wirtschaftlichkeit von Speichern?

Accepted Answer

Variable Netzentgelte beeinflussen die Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern maßgeblich, indem sie **Preissignale für netzdienliches Verhalten** setzen:

1. **Kostenoptimierung durch Lastverschiebung**:
   Speicher können günstige Niedriglastzeiten (z. B. nachts) zum Laden nutzen und in Hochlastzeiten (z. B. mittags) einspeisen, um **Netzentgeltkosten zu senken** ([Quelle 1](#quelle-1)). Dies steigert die Arbitrage-Erlöse (z. B. am Spotmarkt) und verbessert die Amortisation.

2. **Netzdienliche Fahrweise**:
   Variable Entgelte fördern den **netzentlastenden Betrieb** (z. B. Vermeidung von Rückspeisung in Engpasszeiten), was **Netzausbaukosten reduziert** und die Systemstabilität erhöht ([Quelle 7](#quelle-7), [Quelle 15](#quelle-15)). Allerdings müssen Speicherbetreiber **Marktpreise (MSCONS, UTILMD)** und Netzengpässe (Redispatch) in Echtzeit berücksichtigen.

3. **Herausforderungen**:
   - **Komplexität**: Dynamische Entgelte erfordern intelligente Steuerung (z. B. über **Bilanzkreisverantwortliche** oder Aggregatoren).
   - **Regulatorische Unsicherheit**: Aktuelle Befreiungen (§ 118 Abs. 6 EnWG) laufen aus; langfristige Perspektiven fehlen ([Quelle 20](#quelle-20)).
   - **Wirtschaftlichkeit**: Bei starren Umlagen (EEG, StromNEV) können variable Entgelte allein die Investitionskosten nicht decken ([Quelle 14](#quelle-14)).

**Fazit**: Variable Netzentgelte steigern die Effizienz von Speichern, setzen aber **klare regulatorische Rahmenbedingungen** und **technische Anpassungen** (z. B. EDIFACT-Kommunikation) voraus.

Question 57

Wie erfolgt der Lieferantenwechsel bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen?

Accepted Answer

**Lieferantenwechsel bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (z. B. Wärmepumpen, Wallboxen)** folgt den GPKE-Prozessen (Strom) bzw. GeLi Gas und erfordert zusätzliche Schritte zur Sicherstellung der Netzstabilität (§ 14a EnWG, StromNZV).

### **Ablauf (Strom):**
1. **Anmeldung durch den neuen Lieferanten (LF):**
   - Der LF sendet eine UTILMD-Anmeldung (`703`) an den Netzbetreiber (NB) mit Steuerungsparametern (z. B. Lastprofil).
   - Der NB prüft die technische Machbarkeit und bestätigt oder lehnt ab (`704`).

2. **Bilanzkreiszuordnung:**
   - Der LF ordnet die Marktlokation seinem Bilanzkreis zu (MSCONS-Nachricht).
   - Bei RLM-Kunden erfolgt eine separate Parametrierung (z. B. über WiM-Prozesse).

3. **Stammdatenaustausch:**
   - Der NB übermittelt Steuerungsvorgaben an den Messstellenbetreiber (MSB), der die Steuerbox konfiguriert.

4. **Lieferbeginn:**
   - Nach NB-Bestätigung startet die Belieferung. Der alte LF erhält eine Abmeldung (`705`).

### **Besonderheiten:**
- **Fristen:** Anmeldung spätestens 6 Wochen vor Lieferbeginn (GPKE).
- **Datenformate:** EDIFACT (UTILMD, MSCONS) oder COMDIS.
- **Regulatorik:** § 14a EnWG verpflichtet NB zur netzdienlichen Steuerung.

*Quellen: GPKE (BDEW), § 14a EnWG, WiM-Strom (BNetzA).*

Question 58

Welche regulatorischen Vorgaben gelten für die Marktintegration von Speichern?

Accepted Answer

**Regulatorische Vorgaben für Stromspeicher in Deutschland:**

1. **Bilanzkreisverantwortung (StromNZV § 4):**
   Speicher müssen einem Bilanzkreis zugeordnet werden, wobei Einspeisung und Bezug bilanziell getrennt werden (z. B. über EDIFACT-Nachrichten wie UTILMD).

2. **Marktkommunikation (GPKE, WiM):**
   - UTILMD für Stammdaten (Zählpunkt, Speicherparameter).
   - MSCONS für Abrechnung und Bilanzkreisabgleich.
   - ORDERS/INVOIC für Lieferantenwechsel oder Flexibilitätsmärkte.

3. **EEG-Umlage (EEG 2023 § 61l):**
   Netzdienliche Speicher (z. B. Regelenergie) sind umlagebefreit; reine Eigenverbrauchslösungen unterliegen ggf. Teilumlagen.

4. **Netzentgelte (StromNEV § 19):**
   - Volle Entgelte bei Bezug als Letztverbraucher.
   - Reduzierte Entgelte für netzdienliche Speicher (z. B. Redispatch 2.0).

5. **Technische Anschlussbedingungen (VDE-AR-N 4100/4110):**
   - Netzstabilität durch netzbildende Eigenschaften oder Frequenzstützung.
   - Separate Messung von Bezug/Einspeisung (ggf. Smart Meter Gateway).

6. **MiSpeL-Festlegung (BNetzA BK6-24-001):**
   Geplante Regelungen für markt- und netzdienliche Integration, inkl. Multi-Use-Anwendungen (z. B. Regelenergie + Eigenverbrauch).

**Praktische Umsetzung:**
- Bilanzkreisverträge mit ÜNB/VNB abschließen.
- EDIFACT-Nachrichten für Marktprozesse nutzen.
- Technische Zertifizierung nach VDE-AR-N 4110.

*Quellen: EEG 2023, StromNZV, VDE-AR-N 4110, BNetzA MiSpeL.*

Question 59

Wie wird die Kommunikation zwischen Smart Meter Gateway und Steuerbox technisch realisiert?

Accepted Answer

Die Kommunikation zwischen **Smart Meter Gateway (SMGW)** und **Steuerbox** erfolgt technisch über eine **sichere, standardisierte Schnittstelle** gemäß **Messstellenbetriebsgesetz (MsbG)** und **BSI-TR-03109**.

1. **Anbindung & Protokolle**:
   - Das SMGW fungiert als **zentraler Kommunikationsknoten** und bindet die Steuerbox über **lokale Schnittstellen** (z. B. **EEBus, Modbus oder PLC**) an.
   - Externe Steuerbefehle (z. B. nach **§ 14a EnWG**) werden über **WAN** (z. B. **LTE, Powerline**) vom Netzbetreiber an das SMGW gesendet und von dort an die Steuerbox weitergeleitet.

2. **Datenübertragung**:
   - **Steuersignale** (z. B. Lastabwurf) und **Messdaten** (z. B. 15-Minuten-Werte) werden **verschlüsselt** (TLS) übertragen.
   - Die Steuerbox reagiert auf Befehle (z. B. **Bilanzkreisoptimierung, Lieferantenwechsel**) und meldet Status zurück.

3. **Praktische Umsetzung**:
   - **UTILMD/EDIFACT**: Stammdaten (z. B. **Steuerboxnummer, SMGW-Referenz**) werden im **Marktkommunikationsprozess** (z. B. **GPKE, WiM**) übermittelt.
   - **Zertifizierung**: Beide Komponenten müssen **BSI-konform** sein (z. B. **SMGW nach TR-03109**).

**Quellen**: MsbG (§ 22, § 5), BSI-TR-03109, [Quelle 3, 16].

Question 60

Welche Herausforderungen gibt es bei der Bilanzierung von Speichern in Multi-Use-Fahrweise?

Accepted Answer

Bei der **Bilanzierung von Speichern in Multi-Use-Fahrweise** (z. B. Eigenverbrauch + Regelleistung + Spotmarkt) ergeben sich folgende zentrale Herausforderungen:

1. **Mess- und Abgrenzungskomplexität**:
   Strommengen müssen viertelstundenscharf nach **Nutzungszweck** (z. B. Graustrom vs. EEG-Strom) und **Bilanzkreis** getrennt erfasst werden (§ 21 EnFG). Dies erfordert zusätzliche Zähler (z. B. **ABK W3** nach VDE FNN) und IT-Systeme für die **Saldierung** von Doppelbelastungen (z. B. Netzentgelte, Umlagen).

2. **Prozessuale Hürden**:
   - **Marktkommunikation**: UTILMD/ORDERS-Nachrichten müssen Mehrfachnutzungen abbilden, was die **GPKE**-Prozesse (z. B. Lieferantenwechsel) verkompliziert.
   - **Bilanzkreisverantwortung**: Speicherbetreiber müssen Stromflüsse zwischen **Lieferantenbilanzkreis** (Bezug) und **Direktvermarktungsbilanzkreis** (Einspeisung) korrekt zuordnen – bei Fehlern drohen Ausgleichsenergiekosten.

3. **Regulatorische Unsicherheit**:
   - **Graustrom-Problematik**: Rückspeisung aus bidirektionalen Speichern (z. B. E-Autos) gilt als Graustrom, was die **EEG-Vergütung** ausschließt.
   - **§ 14a EnWG**: Speicher als steuerbare Verbrauchseinrichtungen erfordern dynamische Leistungsbegrenzungen, was die Multi-Use-Flexibilität einschränkt.

4. **Wirtschaftliche Risiken**:
   - **Doppelte Umlagenbelastung** trotz § 21 EnFG (z. B. bei Regelleistung).
   - **Netzentgeltoptimierung** scheitert oft an statischen Tarifen, die dynamische Fahrweisen nicht honorieren.

**Lösungsansätze**: Standardisierte Messkonzepte (VDE FNN), automatisierte **EDIFACT**-Prozesse und klare **BNetzA-Festlegungen** zur Saldierung sind essenziell.
*(Quellen: VDE FNN Hinweis 2024, § 21 EnFG, dena-Netzflexstudie 2021)*

EDIFACT & Market Communication

Top Questions: MaKo/EDIFACT

FAQ - EDIFACT & Market Communication

Supplier Switch (Lieferantenwechsel)

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Regulatorische Compliance

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Smart Metering

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Integration Erneuerbarer Energien

FAQ - Renewable Energy Integration