Mit § 14a EnWG hat der Gesetzgeber einen wichtigen Baustein geschaffen, um steuerbare Verbrauchseinrichtungen netzdienlich zu betreiben. Insbesondere Modul 3 soll Verbraucherinnen und Verbraucher dazu motivieren, Strom dann zu beziehen, wenn das Netz entlastet wird.
Die grundsätzliche Richtung stimmt und wird mit fortschreitender Elektrifizierung durch Wärmepumpen, Wallboxen und Heimspeicher weiter an Bedeutung gewinnen. In der praktischen Umsetzung zeigt sich jedoch, dass die Herausforderungen weniger in der Regulierung selbst liegen als in den dahinterliegenden Marktprozessen.
TAF 2 als De-facto-Standard und seine Grenzen
Viele Verteilnetzbetreiber fordern für die Abrechnung von Modul 3 derzeit den Tarifanwendungsfall 2 (TAF 2). Das ist historisch erklärbar: Bestehende ERP- und Abrechnungssysteme können die Tarif-Logik (HT/NT/ST) bereits verarbeiten, und bewährte Prozesse werden naturgemäß bevorzugt. Aus Sicht einzelner Netzbetreiber ist dieser Weg nachvollziehbar. Die Herausforderung entsteht bei der Skalierung.
Jeder Netzbetreiber definiert eigene Tarifzeitfenster (Hochlast, Niedriglast, Standardlast), die sich jährlich ändern und kontinuierlich gepflegt, überwacht und systemseitig abgebildet werden müssen. Für Messstellenbetreiber bedeutet das: Die Parametrierung der Zählregister im SMGW muss je Netzgebiet individuell erfolgen und zu Beginn jedes Jahres auf mögliche Änderungen hin überprüft werden. Hinzu kommt, dass Netzbetreiber die Pflicht zur Abrechnung der drei Tarifstufen auf mindestens zwei frei wählbare Quartale beschränken können, was die Verwaltungslogik weiter fragmentiert.
Im Extremfall bedeutet das für überregional tätige Marktteilnehmer, hunderte unterschiedliche Zeitmodelle dauerhaft vorzuhalten und kontinuierlich auf die SMGW aufzuspielen. Die eigentliche Herausforderung liegt dabei nicht in der Messung: Die Viertelstundenwerte liegen ohnehin vor. Die Herausforderung liegt in der Verwaltung einer wachsenden Vielfalt unterschiedlicher Tariflogiken.
TAF 7 als konsequentere Lösung
Daher sollte TAF 7 nicht als Alternative, sondern als Standard für die Umsetzung von Modul 3 betrachtet werden. Weil die erforderlichen Viertelstundenwerte sowieso vorliegen, lassen sich die relevanten Energiemengen den Zeitfenstern zuordnen.
Zusätzliche Tariflogiken und individuelle Zeitfenster könnten damit einfacher vom Netzbetreiber verwaltet und angewendet werden. Bemerkenswert ist, dass auch die BDEW-Anwendungshilfe die Umsetzung von Modul 3 auf Basis von TAF 7 vorsieht. Die prozessuale Praxis vieler Netzbetreiber weicht damit nicht nur von einer technisch einfacheren Lösung ab, sondern auch von der fachlichen Empfehlung des Branchenverbands.
Der Blick nach vorn: Dynamische Netzentgelte
Die Frage, welcher Tarifanwendungsfall für Modul 3 zum Einsatz kommt, ist damit keine Detailentscheidung, weil sie die Grundlagen künftiger Netzentgeltmodelle berührt. Die Bundesnetzagentur arbeitet bereits an der Weiterentwicklung dynamischer Netzentgelte. Wenn diese perspektivisch zum Standard werden, führt an einer Verarbeitung auf Basis von Viertelstundenwerten kein Weg vorbei.
Die Frage ist daher, ob es sinnvoll ist, heute noch zusätzliche Tariflogiken zu etablieren, die morgen möglicherweise wieder abgelöst werden müssen. Modul 3 ist damit weit mehr als eine neue Netzentgeltregelung, nämlich ein erster Praxistest dafür, wie die Energiewende organisatorisch bewältigt werden kann. Eine Energiewende, die aus vorhandenen Daten kontinuierlich neue Prozessvarianten, Sonderfälle und Verwaltungsaufwände erzeugt, wird ganz sicher nicht an fehlenden Daten scheitern, sondern an der selbst erzeugten Komplexität.
Fazit
Die Diskussion um TAF 2 oder TAF 7 ist damit keine rein technische, sondern eine strategische: Wollen wir bestehende Strukturen möglichst lange fortführen oder die Möglichkeiten der Digitalisierung nutzen, um Komplexität konsequent zu reduzieren? Die Datenbasis für eine einfachere und skalierbare Lösung ist bereits vorhanden. Es wäre an der Zeit, sie auch konsequent zu nutzen.
