MaKo 1.0 ab 2025: Neue Standards für Marktakteure

Information zur Umstellung auf die Marktkommunikationsstandards Version 1.0 ab 2025 Herausgegeben vom Bundesamt für Energie (BfE) – Referat Marktprozesse und Digitalisierung

1. Auswirkungen auf die Geschäftslogik zwischen Marktakteuren

Die Einführung der Marktkommunikationsstandards Version 1.0 (MaKo 1.0) ab 2025 führt zu strukturellen Anpassungen in den Rollen und Verantwortlichkeiten von Netzbetreibern (NB), Lieferanten (LF) und Messstellenbetreibern (MSB). Die Neuerungen zielen auf eine vollständige Digitalisierung, Standardisierung und Automatisierung der Prozesse ab, um Effizienzgewinne und eine höhere Datenqualität zu erreichen. Die zentralen Veränderungen betreffen folgende Bereiche:

1.1 Netzbetreiber (NB)

• Erweiterte Datenhoheit und Schnittstellenverantwortung: Netzbetreiber werden zur zentralen Instanz für die technische und prozessuale Koordination der Marktkommunikation. Sie müssen sicherstellen, dass alle angeschlossenen Systeme (z. B. Messstellen, Lieferantenportale) die neuen EDIFACT-Nachrichtenformate (z. B. UTILMD, MSCONS) in der Version 1.0 unterstützen. Dies erfordert eine Anpassung der IT-Infrastruktur, insbesondere bei der Validierung und Weiterleitung von Stamm- und Bewegungsdaten.
• Neue Pflichten bei der Messwertübermittlung: Die Synchronisation von Zählerstands- und Lastgangdaten zwischen MSB und NB wird stärker automatisiert. Netzbetreiber müssen künftig tägliche oder stündliche Datenlieferungen (je nach Vertragsart) in Echtzeit verarbeiten und an Lieferanten weiterleiten. Dies erhöht die Anforderungen an die Datenintegrität und -verfügbarkeit.
• Prozessuale Entflechtung: Durch die Trennung von technischer (NB) und kommerzieller (LF) Abwicklung werden Netzbetreiber stärker in die operative Steuerung der Marktprozesse eingebunden. Beispiel: Die Bilanzkreisabrechnung wird durch präzisere Messdaten und standardisierte Schnittstellen beschleunigt.

1.2 Lieferanten (LF)

• Automatisierte Datenverarbeitung: Lieferanten müssen ihre Abrechnungssysteme an die neuen Nachrichtenformate anpassen, um Stammdatenänderungen (z. B. Lieferantenwechsel) und Verbrauchsdaten ohne manuelle Eingriffe verarbeiten zu können. Dies reduziert Fehlerquellen, erfordert aber Investitionen in EDI-Konverter oder Cloud-Lösungen.
• Echtzeit-Datenzugriff und Prognosefähigkeit: Durch die tägliche Übermittlung von Lastgangdaten (bei intelligenten Messsystemen) können Lieferanten ihre Bilanzkreisprognosen präziser erstellen. Dies ermöglicht eine bessere Risikosteuerung im Stromhandel, setzt jedoch voraus, dass die IT-Systeme skalierbar und fehlertolerant sind.
• Neue Meldepflichten: Lieferanten sind künftig verpflichtet, Änderungen im Lieferverhältnis (z. B. Kündigungen, Umzüge) innerhalb von 24 Stunden an den Netzbetreiber zu melden. Dies erfordert eine enge Kopplung der CRM- und Abrechnungssysteme mit den Marktkommunikationsprozessen.

1.3 Messstellenbetreiber (MSB)

• Standardisierte Datenlieferung: MSB müssen sicherstellen, dass Zählerstände und Lastgänge in den neuen Formaten (z. B. MSCONS 1.0) an NB und LF übermittelt werden. Die zeitliche Synchronisation (z. B. tägliche Übermittlung bis 6:00 Uhr) wird verbindlich, um die Bilanzkreisabrechnung zu beschleunigen.
• Interoperabilität mit intelligenten Messsystemen (iMSys): Bei der Einführung von Smart Metern müssen MSB die Kommunikationswege (z. B. über das Smart Meter Gateway) an die neuen Standards anpassen. Dies betrifft insbesondere die Datenverschlüsselung und die Authentifizierung gegenüber dem NB.
• Prozessuale Abhängigkeiten: MSB sind auf die rechtzeitige Bereitstellung von Stammdaten durch den NB angewiesen, um Zählerwechsel oder Tarifanpassungen korrekt abzubilden. Verzögerungen führen zu Abrechnungsfehlern und möglichen Rückforderungen.

2. Prozessuale Abhängigkeiten durch zeitliche Synchronisation

Die Umstellung auf MaKo 1.0 erfordert eine koordinierte Migration aller Marktakteure, da die Prozesse stark voneinander abhängig sind. Die zeitliche Synchronisation ist kritisch, um Datenverluste, Abrechnungsfehler oder Systemausfälle zu vermeiden. Folgende Abhängigkeiten sind zu beachten:

2.1 Zeitplan und Meilensteine

2.2 Kritische Prozessketten und Risiken

1. Stammdatenmanagement

   • Abhängigkeit: Lieferanten und MSB benötigen aktuelle Stammdaten (z. B. Zählpunktbezeichnungen, Vertragsdaten) vom Netzbetreiber, um korrekte Abrechnungen zu erstellen.
   • Risiko: Verzögerte oder fehlerhafte Stammdaten führen zu falschen Rechnungen und Rückforderungen.
   • Lösung: Automatisierte Stammdaten-Synchronisation (z. B. über UTILMD 1.0) mit täglichen Updates.

2. Messwertübermittlung

   • Abhängigkeit: MSB müssen Zählerstände täglich bis 6:00 Uhr an den NB liefern, der diese an den Lieferanten weiterleitet.
   • Risiko: Ausfälle im Smart Meter Gateway oder bei der Datenübertragung führen zu Bilanzkreisabweichungen.
   • Lösung: Redundante Kommunikationswege (z. B. Backup über Mobilfunk) und automatische Fehlerbenachrichtigung.

3. Lieferantenwechsel

   • Abhängigkeit: Der neue Lieferant muss innerhalb von 24 Stunden nach Vertragsabschluss die Übernahme des Zählpunkts beim NB melden.
   • Risiko: Bei Verzögerungen kommt es zu Doppellieferungen oder Abrechnungslücken.
   • Lösung: Echtzeit-Validierung der Meldungen durch den NB und automatische Bestätigungen.

4. Bilanzkreisabrechnung

   • Abhängigkeit: Die tägliche Übermittlung von Lastgangdaten ermöglicht eine monatliche Bilanzkreisabrechnung (statt quartalsweise).
   • Risiko: Fehlende oder falsche Daten führen zu Nachberechnungen und Strafzahlungen.
   • Lösung: Plausibilitätsprüfungen durch den NB und automatisierte Korrekturmechanismen.

3. Handlungsempfehlungen für Marktakteure

1. IT-Anpassungen

   • Netzbetreiber: Einführung von EDI-Gateways mit Validierungslogik für MaKo 1.0.
   • Lieferanten: Migration auf cloudbasierte Abrechnungssysteme mit Echtzeit-Datenverarbeitung.
   • MSB: Integration von Smart Meter Gateways in die Marktkommunikation.

2. Prozessoptimierung

   • Automatisierung von Stammdatenupdates und Fehlerbenachrichtigungen.
   • Schulungen für Mitarbeiter zu den neuen Nachrichtenformaten und Fristen.

3. Notfallplanung

   • Manuelle Fallback-Prozesse für den Fall von Systemausfällen (z. B. Excel-basierte Datenübermittlung).
   • Testläufe mit simulierten Massenprozessen (z. B. 10.000 Lieferantenwechsel).

4. Koordination mit Behörden

   • Regelmäßige Abstimmung mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) und dem Bundesamt für Energie (BfE) zu Umsetzungsfortschritten.
   • Teilnahme an Arbeitsgruppen zur Klärung offener Fragen (z. B. zu Übergangsregelungen).

4. Fazit

Die Umstellung auf MaKo 1.0 ab 2025 führt zu einer grundlegenden Neuordnung der Marktkommunikation im Energiesektor. Während die Digitalisierung und Standardisierung langfristig Effizienzgewinne versprechen, entstehen kurzfristig erhebliche prozessuale Abhängigkeiten, die eine koordinierte Migration aller Akteure erfordern. Netzbetreiber, Lieferanten und Messstellenbetreiber müssen ihre IT-Systeme, Prozesse und Notfallpläne frühzeitig anpassen, um Datenverluste und Abrechnungsfehler zu vermeiden. Die zeitliche Synchronisation ist dabei der kritischste Faktor – Verzögerungen bei einem Akteur können kettenreaktionsartige Störungen im gesamten Markt auslösen.

Weitere Informationen:

• Bundesnetzagentur: Leitfaden Marktkommunikation 1.0
• BDEW: Technische Richtlinien für EDIFACT-Nachrichten
• Bundesamt für Energie: Umsetzungsfahrplan 2024–2025

Stand: 15. Oktober 2023