Tarifanwendungsfälle im Detail: TAF 1 bis TAF 16

Kurzantwort

Die aktuelle BSI TR-03109-1 in der Version 2.0 vom 13. Dezember 2024 kennt acht Tarifanwendungsfälle (TAF) als Mindestumfang des Smart-Meter-Gateways (SMGW). Fünf dienen der Abrechnung: TAF 1 (datensparsamer Tarif), TAF 2 (zeitvariabler Tarif), TAF 7 (Zählerstandsgang), TAF 8 (Lastgang mit Maximum) und TAF 15 (Werte aus einer registrierenden Messeinrichtung). Drei liefern nicht abrechnungsrelevante Momentanwerte: TAF 9 (Ist-Einspeisung), TAF 10 (Netzzustandsdaten) und TAF 14 (hochfrequente Werte für Mehrwertdienste).

TAF 1, 2, 7, 9, 10 und 14 sind heute Pflicht. TAF 8 und TAF 15 sind als „MUSS+“ gekennzeichnet und damit spätestens ab dem 1. Januar 2027 normativ. Die ereignisbasierten TAF 5 und TAF 16 beschreibt das BSI seit dem 16. September 2025 in einem Implementierungshinweis, der ausdrücklich nicht zur Umsetzung verpflichtet. TAF 6, der „Abruf im Bedarfsfall“, ist kein eigener TAF mehr, sondern eine allgemeine Gateway-Funktion. Die Nummern 3, 4, 11, 12 und 13 stammen aus der ersten TR-Fassung von 2013 und sind seit Version 1.1 entfallen.

Einordnung: wozu ein Katalog

Wie ein TAF grundsätzlich arbeitet, erklärt der Überblicksartikel Tarifanwendungsfälle im Smart Meter Gateway: Auswertungsprofil, Regelwerk, registrierte und abgeleitete Wertelisten, interne und externe Tarifierung. Dieser Artikel setzt das voraus. Er geht jeden einzelnen TAF durch und beantwortet vier praktische Fragen:

• Was genau rechnet oder erfasst das Gateway, und in welcher Liste liegt das Ergebnis?
• Welche Parameter stellt der Gateway-Administrator (GWA) im Auswertungsprofil ein?
• Wer bekommt die Werte, und wofür werden sie verwendet: Abrechnung, Bilanzierung, Netzbetrieb, § 14a EnWG, dynamischer Tarif oder Einspeisung?
• Welchen Status hat der TAF in der TR 2.0, und ist er im Feld tatsächlich verfügbar?

Die TR ordnet die Anwendungsfälle zwei Fachanwendungskategorien zu. FAKAT.ValProcBilling umfasst die TAF, deren Werte nach Mess- und Eichrecht (MessEG, MessEV) für eine Abrechnung verwendbar sind. FAKAT.ValProcNonBilling umfasst die TAF, deren Werte ausdrücklich nicht für die Abrechnung vorgesehen sind. Diese Trennung ist der wichtigste Schlüssel zum Katalog. Sie entscheidet über Zeitstempelung, Plausibilitätsprüfung, Signatur und darüber, ob ein Wert in einer Rechnung auftauchen darf.

Alle TAF auf einen Blick

Die Tabelle fasst den Katalog zusammen. Die Spalte „Liste“ nennt, wo das Gateway das Ergebnis ablegt: in der registrierten Werteliste (RWL), der abgeleiteten Werteliste (AWL) oder der Liste nicht validierter Werte (NWL). Die Spalte „typische Empfänger“ beschreibt die fachliche Nutzung. Technisch geht ein abrechnungsrelevanter Versand heute meist zunächst an das Backend des Messstellenbetreibers (MSB), das die Werte aufbereitet und per Marktkommunikation verteilt.

Die Nummern sind nicht fortlaufend belegt. Die TR erlaubt Bezeichner von TAF1 bis TAF99 und verweist für die Bedeutung auf die TR selbst oder einen Implementierungshinweis. Weitere TAF darf ein Hersteller umsetzen, wenn ein ergänzendes BSI-Dokument sie beschreibt. Er muss sie in seiner Konformitätserklärung (Implementation Conformance Statement, ICS) auflisten.

Abrechnungs-TAF mit Registrierung im Gateway

Die TAF 1, 2 und 7 teilen denselben technischen Unterbau. Das Gateway fragt die Messeinrichtung zu festen Sollregistrierzeitpunkten ab oder empfängt deren Werte, stempelt sie mit seiner Systemzeit und registriert sie in der RWL. Ein Sollregistrierzeitpunkt liegt immer auf einem Vielfachen der Registrierperiode ab 00:00:00 Uhr, bei 15 Minuten also auf :00, :15, :30 und :45. Ein Messwert zählt nur, wenn er im Akzeptanzzeitfenster von ±1 Prozent der Registrierperiode eintrifft, abzüglich der Übertragungslatenz. Die TR nennt ein Beispiel: Bei 900 Sekunden Registrierperiode und 2 Sekunden Latenz beginnt das Fenster für 0 Uhr sieben Sekunden vorher und endet neun Sekunden danach.

Für elektrische Energie darf die Registrierperiode bei TAF 1, 2 und 7 nicht länger als eine Viertelstunde sein. Das gilt auch für den datensparsamen TAF 1: Intern registriert das Gateway fein, nach außen versendet es wenig.

TAF 1: Datensparsamer Tarif

Zweck. TAF 1 liefert Zählerstände, die für eine Verbrauchsabrechnung genügen, ohne Rückschlüsse auf das Verbrauchsverhalten zu erlauben. Die TR 2.0 formuliert das Ziel ausdrücklich: Aus den versandten Werten sollen keine Auswertungen über das Verbrauchsverhalten des Anschlussnutzers möglich sein. Es gibt nur eine Tarifstufe.

Was das Gateway tut. Es registriert Zählerstände in der RWL, bildet aber keine abgeleiteten Werte. Versendet wird je parametrierter Messgröße ein Wert zu Beginn der Gültigkeit (Erstauslesung), monatlich und zum Ende der Gültigkeit (Endablesung). Einen Abrechnungsturnus stellt der GWA nicht ein. Die TR geht von einem monatlichen Turnus aus; aus den Monatswerten lässt sich auch eine Jahresabrechnung erstellen.

Medien. Seit der TR 2.0 ist TAF 1 nicht mehr auf Strom beschränkt. Zulässig sind Zählerstände für elektrische Energie, Gasvolumen und Umwerterstände, thermische Energie und Wasservolumen. Im Auswertungsprofil muss genau eine OBIS-Kennzahl stehen.

Wer nutzt ihn wofür. Der datensparsame Tarif hat eine direkte gesetzliche Grundlage: § 41a Abs. 1 Satz 3 EnWG verpflichtet Stromlieferanten, Haushaltskunden mindestens einen Tarif anzubieten, bei dem die Datenaufzeichnung und -übermittlung auf die innerhalb eines Zeitraums verbrauchte Gesamtmenge begrenzt bleibt. TAF 1 ist die technische Antwort darauf. Für die Bilanzierung reicht er bei einem iMSys-Kunden allerdings nicht, dazu unten mehr.

Anschlussnutzer. An der HAN-Schnittstelle sieht der Kunde trotzdem aktuelle Zählerstände, die registrierten Werte und die Tageswerte. Datensparsamkeit betrifft den Versand ins Weitverkehrsnetz (WAN), nicht die lokale Transparenz.

TAF 2: Zeitvariabler Tarif

Zweck. TAF 2 verteilt Energiemengen nach Tageszeit oder Tag auf verschiedene Tarifstufenregister. Jeder Stufe kann der Lieferant oder Netzbetreiber einen eigenen Preis zuordnen. Das Gateway tarifiert also selbst („interne Tarifierung“).

Was das Gateway tut. Es bildet zu jedem Sollregistrierzeitpunkt die Differenz zweier Zählerstände aus der RWL und addiert sie in das gerade aktive Register der AWL. Zu jedem Zeitpunkt ist genau ein Register aktiv. Zusätzlich führt das Gateway zwei Sonderregister:

• Register 0 ist das Gesamtregister über alle Stufen.
• Register 63 ist das Fehlerregister. Hier landen Mengen, die nicht eindeutig einer Stufe zugeordnet werden können.

Die Tarifstufen tragen die Nummern 1 bis 62. Nach dem OBIS-Schema der TR bildet sich die Kennzahl des abgeleiteten Registers als 1-0:C.9.E, wobei E die Tarifstufe ist; die ältere Form 1-0:C.8.E ist als veraltet markiert.

Parameter. Die Registrierperiode kann 5, 15 oder 60 Minuten betragen, für Strom höchstens 15 Minuten. Der Abrechnungsturnus ist monatlich, quartalsweise oder jährlich. Die Umschaltzeitpunkte legt der GWA auf zwei Arten fest:

• Zählzeitdefinition (timeOfUseDefinition): eine Liste aus bis zu 100.000 Paaren von Zeitpunkt und Tarifstufe. Jeder Zeitpunkt muss auf einem Sollregistrierzeitpunkt liegen. Die TR sagt ausdrücklich, dass diese Definition der Zählzeitdefinition im Universalbestellprozess der Marktkommunikation entspricht.
• Umschaltzeitplan (switchTimetable): Saison-, Wochen- und Tagespläne. Das BSI empfiehlt die Zählzeitdefinition. Zeitpläne sollen in einer künftigen Version entfallen und werden bei der Konformitätsprüfung nicht bewertet.

Neu in der TR 2.0 ist der optionale Parameter cost: Der GWA kann je Tarifstufe Preisbestandteile in Cent hinterlegen. Das Gateway wertet sie nicht aus, stellt sie aber dem Anschlussnutzer bereit, etwa für ein Energiemanagementsystem (EMS).

Wer nutzt ihn wofür. Klassisch für Hoch- und Niedertarif (HT/NT) im Liefervertrag. Seit April 2025 kommt Modul 3 der § 14a-Festlegung BK8-22/010-A hinzu, das zeitvariable Netzentgelt für steuerbare Verbrauchseinrichtungen mit drei Stufen. Die BDEW-Anwendungshilfe zu Modul 3 hält fest, dass TAF 2 und TAF 7 beide als Tarifanwendungsfälle infrage kommen. Die Zeitfenster selbst beschreibt der Artikel Zählzeitdefinitionen verstehen.

Anschlussnutzer. Über die HAN-Schnittstelle erhält der Kunde den aktuellen Zählerstand, RWL und AWL, die aktuelle Tarifstufe und im Anschlussnutzer-Log die historischen Umschaltzeitpunkte.

TAF 7: Zählerstandsgangmessung

Zweck. TAF 7 erfasst und versendet einen Zählerstandsgang: eine Reihe von Zählerständen in festem Takt. Die Tarifierung übernimmt der Empfänger in seinem eigenen System („externe“ oder „zentrale“ Tarifierung). Die TR weist ausdrücklich darauf hin, dass dabei die eichrechtlichen Anforderungen nach MessEG und MessEV zu beachten sind.

Was das Gateway tut. Es registriert zu jedem Sollregistrierzeitpunkt den Zählerstand in der RWL und bildet keine abgeleiteten Werte. Der Energieverbrauch einer Viertelstunde ergibt sich beim Empfänger als Differenz zweier aufeinanderfolgender Stände. TAF 7 funktioniert für Bezug und Einspeisung gleichermaßen; bei Einspeisung liefert der Zähler die Einspeise-Kennzahl.

Parameter. Die Beschreibung der TR nennt eine Registrierperiode von 15 oder 60 Minuten; die Parametertabelle kennt zusätzlich 5 Minuten. Für Strom gilt die Obergrenze von 15 Minuten, für Gas schreibt die Plausibilitätsprüfung 60 Minuten vor. Eine 5-Minuten-Registrierung setzt voraus, dass der Hersteller sie für den TAF im ICS erklärt hat. Der Abrechnungsturnus ist täglich oder monatlich und legt fest, welcher Zeitraum in einem Versand zusammengefasst wird. Ein Versandzeitpunkt ist Pflicht. Zulässig sind neben Strom auch Gas (inklusive Temperatur und Druck als Momentanwerte), Wärme und Wasser.

Wer nutzt ihn wofür. TAF 7 ist der Arbeitspferd-TAF des Rollouts:

• Bilanzierung: Nach § 55 Abs. 1 Nr. 2 MsbG wird bei Letztverbrauchern bis 100.000 kWh, sobald sie ein iMSys haben, per Zählerstandsgang gemessen. § 60 Abs. 3 MsbG regelt, dass Netzbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkoordinator diese Gänge täglich für den Vortag erhalten.
• Dynamische Tarife: Seit dem 1. Januar 2025 müssen alle Stromlieferanten Kunden mit iMSys einen dynamischen Tarif anbieten (§ 41a Abs. 2 EnWG). Der Viertelstundenpreis braucht Viertelstundenmengen, also einen Zählerstandsgang. Mehr dazu im Artikel Dynamische Stromtarife und Messwerte.
• § 14a EnWG: Für steuerbare Verbrauchseinrichtungen schreibt § 55 Abs. 1 Nr. 3 MsbG ebenfalls die Zählerstandsgangmessung vor; Modul 3 kann über TAF 7 abgerechnet werden.
• Einspeisung: EEG- und KWK-Anlagen bis 100 kW mit iMSys werden nach § 55 Abs. 4 MsbG per Zählerstandsgang gemessen.

Den Begriff selbst vertieft Zählerstandsgänge verstehen.

Lastgang-TAF: TAF 8 und TAF 15

Beide TAF sind mit der TR 2.0 neu hinzugekommen. Sie schließen eine Lücke zum klassischen Messwesen: Kunden mit registrierender Leistungsmessung (RLM) brauchen Leistungsmittelwerte und Maximalwerte, nicht nur Zählerstände.

TAF 8: Lastgangmessung mit Maximumbestimmung

Zweck. TAF 8 berechnet aus den im Gateway registrierten Zählerständen einen Lastgang, also eine Reihe mittlerer Leistungen, und bestimmt je Abrechnungsturnus die Maximalleistung. Laut Changelog der TR 2.0 ermöglicht das dem MSB eine wirtschaftliche registrierende Lastgangmessung im Gateway mit einem nicht registrierenden Haushaltszähler.

Was das Gateway tut. Die mittlere Leistung einer Periode ist die Energiedifferenz mal 3600, geteilt durch die Periodendauer in Sekunden. Bei 15 Minuten entspricht das der Energiemenge der Viertelstunde mal 4. Das Maximumregister Pmax setzt das Gateway zu Beginn jedes Turnus auf null und überschreibt es, sobald eine Periode einen höheren Mittelwert liefert. Zusätzlich merkt es sich den Zeitpunkt tmax. Fehlt zu Beginn oder Ende einer Periode ein gültiger Zählerstand, speichert es für diese Periode die Leistung 0 mit Fehlerstatus und lässt das Maximum unverändert. Der Empfänger soll daraus einen Ersatzwert bilden.

Parameter. Registrierperiode 5, 15 oder 60 Minuten; für Strom höchstens 15 Minuten. Die Lastgangperiode entspricht immer der Registrierperiode. Der Turnus für das Maximum ist täglich oder monatlich. Bereitgestellt werden der Zählerstand (1-0:C.8.0), der Lastgang (1-0:C.29.0) und das Maximum (1-0:C.6.0). Für Zweirichtungs- oder Vierquadrantenzähler braucht jede Messgröße ein eigenes TAF-8-Auswertungsprofil.

Wer nutzt ihn wofür. Netzbetreiber und Lieferanten bei Kunden, für die § 55 MsbG eine viertelstündige registrierende Lastgangmessung oder eine Leistungspreisabrechnung verlangt. Ob und ab wann der Markt TAF 8 flächendeckend statt klassischer RLM-Zähler nutzt, hängt an den Zertifizierungen und an den Prozessen der Marktkommunikation. Dazu liegen keine veröffentlichten Einsatzzahlen vor.

TAF 15: Verarbeitung von in Messeinrichtungen registrierten Messwerten

Zweck. TAF 15 bindet eine registrierende Messeinrichtung an das Gateway an. Hier registriert der Zähler selbst, nicht das Gateway.

Was das Gateway tut. Es übernimmt die vom Zähler gebildeten Werte, prüft Integrität und Authentizität und stellt sie in einer RWL bereit, registriert sie aber nicht erneut. Registrierperiode und Registrierzeitpunkt liegen in der Verantwortung der Messeinrichtung; das Gateway versorgt den Zähler periodisch mit seiner gesetzlich synchronisierten Systemzeit. Über die OBIS-Kennzahl im Auswertungsprofil legt der GWA fest, ob Zählerstandsgänge (bei Strom 1-0:C.8.0) oder Lastgänge (1-0:C.29.0) übernommen werden. GWA, MSB und Empfänger stimmen die Kennzahlen miteinander ab. Momentanwerte gehen unverzüglich an die HAN-Schnittstelle.

Wer nutzt ihn wofür. Großkunden und Erzeugungsanlagen, bei denen ohnehin ein RLM-Zähler verbaut ist und die Kommunikation künftig über das Gateway laufen soll. TAF 8 ist die Alternative, wenn nur ein einfacher Zähler vorhanden ist. Wird der Lastgang oder das Maximum im Zähler gebildet, schreibt die TR TAF 15 vor.

Netz- und Einspeise-TAF: 9, 10 und 14

Diese drei TAF gehören zu FAKAT.ValProcNonBilling. Sie arbeiten grundlegend anders als die Abrechnungs-TAF:

• Die Werte landen in der NWL. Ihr Zeitstempel hat keinen Bezug zu Registrierzeitpunkten, die Werte steigen nicht monoton an und werden nicht auf Zeit- oder Wertegrenzen geprüft.
• Die exportierten Werte werden nicht signiert: Das Auswertungsprofil muss für TAF 9, 10 und 14 den Signaturmodus „NONE“ haben.
• Die Erfassungsperiode capPeriod stellt der GWA in Sekunden ein, zulässig sind 1 bis 86.400. Wie klein sie tatsächlich sein darf, erklärt der Hersteller im ICS; der Wert muss zwischen 1 und 60 Sekunden liegen.
• Versand periodisch, auf Anforderung über den GWA oder bei Über- und Unterschreiten von bis zu zehn Schwellwerten. Schwellwerte sind nur bei diesen drei TAF erlaubt.
• Das Gateway soll je Messeinrichtung 1440 Messwertsätze für bis zu 16 Messgrößen puffern können. Die NWL ist als Ringspeicher gedacht.

Die Werte dürfen nicht zur Abrechnung nach MessEV und MessEG verwendet werden. Die Codeliste der Konfigurationen beschreibt die Wertequalität der entsprechenden Messprodukte als Rohdatenstand ohne Plausibilisierung und Ersatzwertbildung.

TAF 9: Bereitstellung der Ist-Einspeisung einer Erzeugungsanlage

Zweck. TAF 9 erfasst die momentane Ist-Einspeiseleistung von Anlagen nach EEG und KWKG und stellt sie berechtigten Empfängern bereit.

Messgrößen. Zulässig ist nur die Momentan-Wirkleistung (1-0:C.7.0 mit C = 16 für die Summe sowie 36, 56, 76 für die drei Phasen).

Datenschutzfunktionen. Zwei optionale Vorverarbeitungen sind in der TR 2.0 neu. SIGN_INVERT dreht das Vorzeichen um, wenn ein Einspeisezähler die Richtung anders liefert als die OBIS-Konvention „negativ gleich Einspeisung“. CONSUMPTION_CAP setzt bei Zweirichtungszählern positive Werte, also Verbrauch, auf null. So erhält der Empfänger nur die Einspeisung und keine personenbeziehbaren Verbrauchsinformationen. Der Hersteller erklärt im ICS, welche der beiden Funktionen er umsetzt.

Wer nutzt ihn wofür. Netzbetreiber für Netzbetrieb und Einspeisemanagement, Direktvermarkter für die Vermarktung und Fahrplanüberwachung. In der Codeliste der Konfigurationen (Version 1.1) sind die Messprodukte „Ist-Einspeisung“ mit 1 Minute, 15 Minuten, einmalig und schwellwertbasiert für Netzbetreiber und Lieferanten bestellbar. Die dortige Konfigurationspriorität „Prio 2: vertragliche Grundlage mit Anschlussnutzer oder Anschlussnehmer“ zeigt, dass TAF 9 keine gesetzliche Standardleistung ist, sondern vereinbart werden muss.

TAF 10: Abruf von Netzzustandsdaten

Zweck. TAF 10 liefert dem Netzbetreiber Netzzustandsdaten aus dem Gateway.

Messgrößen. Momentanwerte von Wirkleistung (Summe und Phasen), Spannung und Strom je Phase, Frequenz und Phasenwinkel. Weitere Kennzahlen darf der Hersteller im ICS ergänzen.

Pseudonymisierung. Ist im Auswertungsprofil ein Pseudonym parametriert, ersetzt das Gateway beim Versand die Kennung der Messeinrichtung. Der GWA wählt das Pseudonym so, dass der Empfänger keinen Bezug zur Messlokation herstellen kann. In diesem Fall entfällt auch die Gateway-Kennung in der Exportstruktur. Pseudonymisierte Werte laufen verschlüsselt über den GWA.

Rechtlicher Rahmen. § 56 MsbG erlaubt die Erhebung nur im Auftrag des Netzbetreibers und in begründeten Fällen, unter anderem an EEG- und KWK-Anlagen, an steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG und an Zählpunkten mit iMSys. § 34 Abs. 1 Nr. 4 MsbG macht die Erhebung viertelstundengenauer Netzzustandsdaten mit täglicher Übermittlung zur Standardleistung. Eine minütliche Übermittlung an bis zu 25 Prozent der mit iMSys ausgestatteten Netzanschlüsse eines Netzgebiets ist nach § 34 Abs. 2 Nr. 6 MsbG eine Zusatzleistung. Die Codeliste der Konfigurationen bildet das mit Messprodukten für 1, 10 und 15 Minuten, einmalige Übermittlung, Schwellwert und „1 Minute erfasst, täglich übermittelt“ ab. Mehr im Artikel Netzzustandsdaten verstehen.

TAF 14: Hochfrequente Messwertbereitstellung für Mehrwertdienste

Zweck. TAF 14 liefert Messwerte in kurzen Abständen als Grundlage für Mehrwertdienste. Die TR nennt als Beispiel die Visualisierung in einem Internetportal.

Messgrößen. Zählerstände elektrischer Energie (auch phasenweise) und Momentan-Wirkleistung, ergänzt um herstellerspezifische Kennzahlen laut ICS. Die TR 1.1 verlangte ausdrücklich, dass das Gateway Empfangs- und Versandperioden von 60 Sekunden unterstützt; die TR 2.0 regelt die kleinste Erfassungsperiode über das ICS.

Empfänger. Berechtigt sind grundsätzlich alle Marktteilnehmer, etwa Lieferanten, Direktvermarkter und Aggregatoren, die eine Einwilligung des Anschlussnutzers für die jeweilige Datenerhebung haben. Der GWA legt den Empfänger im Auswertungsprofil fest.

Wer nutzt ihn wofür. Anbieter von Energiemanagement- und Optimierungsdiensten, Lieferanten mit Portalen, Aggregatoren für Flexibilität. TAF 14 ist ausdrücklich kein Abrechnungs-TAF. Ein Lieferant mit dynamischem Tarif rechnet deshalb über TAF 7 ab, auch wenn er zusätzlich TAF-14-Werte für eine App bezieht.

Ereignisbasierte TAF 5 und 16

Beide TAF stehen nicht in der TR 2.0 selbst, sondern im BSI-Implementierungshinweis vom 16. September 2025. Das Dokument dient der Erprobung. Es verpflichtet nicht zur Implementierung, empfiehlt aber, sich bei einer Umsetzung an die Spezifikation zu halten; eine spätere Aufnahme in die TR ist geplant. Ein Hersteller, der TAF 5 oder TAF 16 anbietet, erklärt das im ICS.

Gemeinsam ist beiden: Ein Ereignis löst die Erfassung eines Zählerstands aus, kein fester Takt. Das Ereignis kommt entweder über den GWA aus dem WAN, womit ein Marktteilnehmer es über den GWA einspeisen kann, oder von einem lokalen Gerät im Controllable-Local-System-Netz (CLS). Gateway-interne Ereignisse sind konzeptionell vorgesehen, im Rahmen der Mindestinteroperabilität aber noch nicht konfigurierbar. Das Ereignis muss authentisch und mit Kennung des Auslösers eintreffen.

Weil es keine feste Registrierperiode gibt, ersetzt der Parameter minDuration, die Mindestdauer zwischen zwei Ereignissen, die Periodendauer. Ohne Angabe gilt ein Wert von 100 Sekunden. Das Akzeptanzfenster beträgt ±1 Prozent davon, also eine Sekunde vor und nach dem Ereigniszeitpunkt. Trifft in diesem Fenster kein Wert ein, speichert das Gateway den zuletzt empfangenen Zählerstand mit dem Status „SMGW_NoValue“. Ereignismessungen dürfen die periodische Registrierung anderer TAF nicht stören.

TAF 5: Ereignisbasierte Akkumulation von Energiemengen mit Tarifstufen

Zweck. TAF 5 ist das ereignisgesteuerte Gegenstück zu TAF 2. Statt einer Zählzeitdefinition bestimmt die Ereignisnachricht die aktive Tarifstufe.

Was das Gateway tut. Zum Ereigniszeitpunkt erfasst es einen Zählerstand in der RWL. Die Energiemenge seit dem letzten Ereignis kumuliert es in das Register der zuvor geltenden Stufe. Nach dem Import des Auswertungsprofils ist die erste konfigurierte Tarifstufe aktiv. Die aktualisierten Register stellt es innerhalb von fünf Sekunden lokal für Anschlussnutzer oder CLS bereit.

Wer nutzt ihn wofür. Ereignisvariable Tarife, bei denen ein Preissignal oder ein Steuerereignis die Tarifstufe wechselt. Beispiele und konkrete Marktprodukte nennt das BSI nicht; welche Tarife den Weg in die Praxis finden, ist offen.

TAF 16: Ereignisbasierte Zählerstandserfassung

Zweck. TAF 16 erfasst Zählerstände für Verbrauch oder Einspeisung elektrischer Energie zu Ereigniszeitpunkten, ohne selbst zu tarifieren.

Wer nutzt ihn wofür. Das BSI nennt zwei Zwecke: eine zentrale Tarifierung beim Empfänger und die Dokumentation, ob Anforderungen an die Leistungsaufnahme oder -abgabe umgesetzt wurden. Naheliegend ist damit etwa der Nachweis rund um einen Steuerungseingriff. Diese Zuordnung ist eine Einordnung dieses Artikels; das BSI-Dokument nennt keinen konkreten Paragrafen.

Weggefallene und historische Nummern

TAF 6. In der TR 1.1 war der „Abruf von Messwerten im Bedarfsfall“ noch ein normativer, abrechnungsrelevanter TAF. Die TR 2.0 führt TAF 6 nur noch als Überschrift mit Verweis. Die Funktion heißt jetzt FA.DoOnDemandDelivery und ist für jedes Gateway Pflicht. Sie liefert für TAF 1, 7, 8 und 15 einen tagesgenauen Zählerstand zu einem Stichtag und für TAF 2 den tagesgenauen Stand der Tarifstufenregister. Dazu muss das Gateway tagesgenaue Mess- und Registerwerte für sechs Wochen vorhalten. Für TAF 9, 10 und 14 löst dieselbe Funktion einen einmaligen, sofortigen Versand aktueller Werte aus; einen Stichtag lehnt das Gateway hier ab. Ergänzend gibt es eine Funktion, mit der der GWA fehlende historische Werte erneut versenden lassen kann.

TAF 3, 4, 11, 12 und 13. Die erste Fassung der TR vom 18. März 2013 enthielt zusätzliche, optionale Anwendungsfälle. Der Changelog der TR 1.1 hält fest: TAF 1, 2, 6, 7, 9, 10 und 14 sind normativ, die optionalen TAF wurden entfernt und sollen künftig bei Bedarf mit der Branche spezifiziert werden. Sekundärquellen ordnen den alten Nummern lastvariable (TAF 3) und verbrauchsvariable Tarife (TAF 4), die Steuerung unterbrechbarer Verbrauchseinrichtungen und Erzeugungsanlagen (TAF 11) sowie Prepaid-Tarife (TAF 12) zu. Den Originaltext der Fassung 1.0 hat dieser Artikel nicht geprüft; die Bedeutung von TAF 13 ist hier nicht belegt.

Wiederverwendete Nummern. TAF 5 und TAF 8 existierten schon 2013 unter ähnlichen Namen (ereignisvariable Tarife, Erfassung von Leistungs-Extremwerten). Die heutigen Definitionen sind neu geschrieben. Wer ältere Unterlagen liest, sollte deshalb immer die TR-Version prüfen, auf die sie sich beziehen.

Welcher TAF für welchen Anwendungsfall?

Die Kaskade beginnt mit der wichtigsten Frage: Wird der Wert abgerechnet oder bilanziert? Erst danach folgt die Frage, wer tarifiert und in welcher Form die Werte gebraucht werden. Steuerung ist kein Messzweck und deshalb kein TAF.

Die folgende Tabelle ordnet typische Aufgaben den TAF zu. Sie beschreibt die fachlich naheliegende Lösung; welche Konfiguration ein MSB tatsächlich anbietet, hängt von seinem Gateway-Bestand und von den Messprodukten der Marktkommunikation ab.

Vereinfachtes Beispiel 1: TAF 2 mit zwei Tarifstufen

Ein Haushalt hat einen Liefervertrag mit Hochtarif (Tarifstufe 1) und Niedertarif (Tarifstufe 2). Die Zählzeitdefinition im Auswertungsprofil lautet vereinfacht: ab 06:00 Uhr Stufe 1, ab 22:00 Uhr Stufe 2. Die Registrierperiode beträgt 15 Minuten, der Abrechnungsturnus einen Monat. Alle Zahlen sind ein vereinfachtes Lernmodell mit synthetischen Werten.

Normalfall. Das Gateway registriert folgende Zählerstände für Bezug (1-0:1.8.0) und ordnet jede Viertelstundendifferenz dem Register zu, das im Intervall aktiv ist:

Das Intervall von 21:45 bis 22:00 gehört noch zum HT, weil die Umschaltung genau zum Sollregistrierzeitpunkt 22:00 wirksam wird. Nach diesen vier Viertelstunden stehen 0,80 kWh im HT-Register, 0,60 kWh im NT-Register und 1,40 kWh im Gesamtregister 0. Nach dem OBIS-Schema der TR heißen die Register 1-0:1.9.1 und 1-0:1.9.2. Am Monatsende fixiert das Gateway die Stände in der AWL und versendet sie mit dem Zählerstand.

Fehlerfall. Angenommen, der Zählerstand um 22:00 Uhr fehlt, weil die Kommunikation im Akzeptanzfenster gestört war. Um 22:15 Uhr trifft wieder ein gültiger Stand von 10.001,10 kWh ein. Die Differenz zum letzten gültigen Stand (21:45 Uhr, 10.000,40 kWh) beträgt 0,70 kWh. In der Lücke liegt der Umschaltzeitpunkt 22:00 Uhr. Das Gateway kann nicht wissen, welcher Teil der 0,70 kWh vor und welcher nach 22:00 Uhr verbraucht wurde. Nach Tabelle 3.8 der TR kumuliert es die Menge deshalb in das Fehlerregister 63 und in das Gesamtregister. Läge keine Umschaltung in der Lücke, dürfte das Gateway die Menge dem aktiven Register zuschlagen.

Für die Abrechnung heißt das: Das Gesamtregister bleibt vollständig, aber 0,70 kWh sind keiner Preisstufe zugeordnet. Wie der Lieferant diese Menge bepreist, ist eine Frage des Vertrags und der Klärung mit dem MSB, nicht des Gateways.

Vereinfachtes Beispiel 2: TAF 7 für einen dynamischen Tarif

Ein Kunde hat einen dynamischen Tarif nach § 41a Abs. 2 EnWG. Das Gateway registriert per TAF 7 viertelstündlich. Die Preise sind synthetische Werte inklusive aller Bestandteile, nur zur Rechnung.

Der mengengewichtete Durchschnittspreis dieser Stunde beträgt 67,80 ct geteilt durch 1,800 kWh, also rund 37,67 ct/kWh. Ein einfacher Mittelwert der vier Preise ergäbe 36,88 ct/kWh und wäre falsch. Das Gateway kennt keinen dieser Preise. Es liefert nur die Zählerstände; Mengenbildung und Bepreisung passieren im System des Lieferanten.

Dieselben Werte als TAF 8. Würde das Gateway statt TAF 7 einen TAF 8 mit 15 Minuten ausführen, berechnete es die mittlere Leistung als Menge mal 3600 geteilt durch 900 Sekunden, also Menge mal 4: 1,8 kW, 2,4 kW, 1,8 kW und 1,2 kW. Das Maximumregister stünde nach dieser Stunde auf 2,4 kW mit tmax 18:30 Uhr, dem Ende der Periode mit dem höchsten Mittelwert.

Vom Messprodukt zum Auswertungsprofil

Ein TAF ist Gateway-Technik. In der Marktkommunikation bestellt niemand einen „TAF 7“. Bestellt werden Messprodukte und Konfigurationsprodukte, die der MSB in Auswertungsprofile übersetzt. Diese Übersetzung ist die eigentliche Praxisaufgabe.

Werte nach Typ 1 und Typ 2. Die Codeliste der Konfigurationen von BDEW und EDI@Energy trennt zwei Welten. Standard-Messprodukte für Werte nach Typ 1 sind die abrechnungs- und bilanzierungsrelevanten Werte, die per MSCONS in Wertequalität, Übermittlungsintervall und Frist nach den WiM-Regeln fließen: Zählerstände, Arbeitsmengen und Lastgänge an Markt- und Messlokation. Messprodukte für Werte nach Typ 2 kommen direkt aus dem Gateway, zum Beispiel Netzzustandsdaten, Ist-Einspeisung und Mehrwertdienste. In der Version 1.1 vom 31. März 2023 tragen sie etwa die Codes 9991 00000 083 8 (Netzzustandsdaten, 15 Minuten), 9991 00000 089 6 (Ist-Einspeisung, 15 Minuten) und 9991 00000 092 9 (Mehrwertdienste, 1 Minute). Die Codeliste nennt selbst keine TAF-Nummern. Die fachliche Zuordnung Netzzustandsdaten zu TAF 10, Ist-Einspeisung zu TAF 9 und Mehrwertdienste zu TAF 14 ergibt sich aus der TR. Codes und Versionen ändern sich; vor einer Umsetzung gilt die jeweils aktuelle Codeliste.

Zählzeitdefinition und TAF 2. Der Universalbestellprozess, in der Codeliste über die Bestellung einer Konfiguration nach GPKE eingebunden, tauscht unter anderem Zählzeitdefinitionen aus. Die TR 2.0 hat den TAF 2 bewusst so gebaut, dass timeOfUseDefinition genau diese Definition aufnimmt. Laut Changelog sollen so Clearing-Probleme des MSB durch kalendarische Tarifstufenkonfigurationen vermieden werden. Der Weg lautet also: Netzbetreiber oder Lieferant veröffentlicht oder übermittelt eine Zählzeitdefinition, der MSB übernimmt sie in das TAF-2-Auswertungsprofil, das Gateway schaltet die Register exakt zu diesen Zeitpunkten. Grundlagen im Artikel Stammdaten und Konfigurationen und zur Änderung am Messort unter Messlokationsänderung und Konfiguration.

Aufbereitung beim MSB. § 60 Abs. 2 MsbG sieht im Zielbild vor, dass Plausibilisierung, Ersatzwertbildung und Versand im Gateway und direkt an die berechtigten Stellen erfolgen. Bis die Bundesnetzagentur das auf Basis einer BSI-Bewertung festlegt, dürfen Aufbereitung und Übermittlung ganz oder teilweise außerhalb des Gateways stattfinden. In der Praxis empfängt deshalb meist das Backend des MSB die TAF-1-, TAF-2- und TAF-7-Daten, plausibilisiert sie und versendet sie per MSCONS.

SAP-Sicht. Im SAP-System eines MSB, Netzbetreibers oder Lieferanten taucht der TAF nicht als eigenes Objekt auf. Er steckt in der Konfiguration, die zum Messprodukt gehört, und bestimmt, welche Register oder Zeitreihen am Gerät und an der Messlokation erwartet werden. Wie SAP diese Zuordnung über die Messinstanz abbildet, beschreibt der Artikel Messinstanz und Messprodukt. Der Grundsatz für jedes System lautet: Das bestellte Messprodukt, das Auswertungsprofil im Gateway und die erwarteten Register im Abrechnungssystem müssen dasselbe beschreiben.

Folgen und Fehlerfälle

Falscher TAF für den Zweck. Wird für einen dynamischen Tarif nur TAF 1 konfiguriert, erhält der Lieferant einen Stand pro Monat und kann keine Viertelstundenpreise anwenden. Umgekehrt verletzt ein TAF 7 für einen Kunden, der ausdrücklich den datensparsamen Tarif nach § 41a Abs. 1 EnWG gewählt hat, die Erwartung an diesen Tarif gegenüber dem Lieferanten. Die Messung für die Bilanzierung bleibt davon unberührt, weil sie sich nach § 55 MsbG richtet.

Zählzeitdefinition und Registrierperiode passen nicht. Die TR verlangt, dass jeder Umschaltzeitpunkt auf einen Sollregistrierzeitpunkt fällt. Eine Umschaltung um 22:10 Uhr bei 15 Minuten Registrierperiode verstößt dagegen. Solche Parameterfehler soll das Gateway beim Import erkennen und das Auswertungsprofil ablehnen; dann entsteht gar keine Datenreihe, und der Fehler fällt erst beim ausbleibenden Versand auf. Die Plausibilitätsprüfungen der TR sind als „SOLL“ formuliert, das genaue Verhalten eines Geräts steht im ICS des Herstellers.

Lücken um Umschaltzeitpunkte. Wie im Beispiel oben landet die Menge im Fehlerregister 63. Ein wachsender Anteil in Register 63 ist ein Frühwarnsignal für Kommunikationsprobleme im lokalen metrologischen Netz (LMN).

Leistung 0 im TAF-8-Lastgang. Eine Null ist nicht automatisch „kein Verbrauch“. Mit Fehlerstatus bedeutet sie „nicht berechenbar“. Wer den Status ignoriert, unterschätzt Mengen und verpasst eventuell das Maximum.

Momentanwerte in der Abrechnung. Werte aus TAF 9, 10 oder 14 sind weder eichrechtlich registriert noch signiert. Eine Rechnung, die sich auf TAF-14-Werte einer App stützt, ist angreifbar. Abrechnen darf man nur mit Werten aus FAKAT.ValProcBilling.

Gerät kann den TAF nicht. Ein Gateway nach TR 1.1 kennt weder TAF 8 noch TAF 15 noch die neuen TAF-9-Vorverarbeitungen. Bestellungen, die solche Funktionen voraussetzen, müssen vom MSB abgelehnt oder über ein Firmware-Update ermöglicht werden. Die BSI-Übergangsregelung erlaubt die Migration von Bestandsgateways per Softwareupdate.

Stichtagswert fehlt. Weil FA.DoOnDemandDelivery nur sechs Wochen tagesgenaue Werte vorhalten muss, wird ein nachträglicher Stichtagsabruf bei einem spät gemeldeten Wechsel oder Auszug unmöglich, wenn er länger zurückliegt. Dann bleiben nur registrierte Gänge im Backend oder Ersatzwerte.

Typische Missverständnisse

„Es gibt 16 TAF.“ Nein. Die Nummern reichen bis 16, aber die TR 2.0 beschreibt acht als Mindestumfang. TAF 5 und 16 sind freiwillig, TAF 6 ist in eine allgemeine Funktion aufgegangen, und mehrere Nummern sind seit 2021 unbesetzt.

„TAF 8 und TAF 15 sind optional.“ Nicht mehr lange. Beide sind „MUSS+“, also spätestens ab dem 1. Januar 2027 normativ. Bis dahin muss der Hersteller im ICS erklären, ob er sie umsetzt.

„TAF 11 steuert die Wärmepumpe nach § 14a.“ Nein. Den TAF 11 gibt es seit der TR 1.1 nicht mehr. Steuerung nach § 14a EnWG läuft über die Steuerungseinrichtung und den CLS-Kanal des Gateways. Tarifanwendungsfälle beschreiben Messwertverarbeitung, keine Schaltbefehle. Siehe Steuerung und § 14a EnWG.

„Dynamische Tarife brauchen TAF 14, weil sie Echtzeitwerte brauchen.“ Nein. Abgerechnet wird auf Viertelstundenbasis über TAF 7. TAF 14 kann eine Anwendung ergänzen, ist aber nicht abrechnungsrelevant.

„TAF 1 heißt, das Gateway misst nur einmal im Monat.“ Nein. Bei Strom registriert das Gateway auch für TAF 1 mindestens viertelstündlich; nur der Versand ins WAN ist auf einen Wert pro Monat begrenzt.

„Netzzustandsdaten sind personenbezogen und daher tabu.“ Zu pauschal. § 56 MsbG erlaubt sie in begründeten Fällen im Auftrag des Netzbetreibers. TAF 10 kann pseudonymisiert versenden, und TAF 9 kann Verbrauchsanteile nullen.

„TAF 2 kennt die Preise.“ Nur informativ. Der optionale Parameter cost gibt Preisbestandteile an die HAN-Schnittstelle weiter. Das Gateway rechnet damit nicht.

„Die TR 1.1 ist abgelöst.“ Noch nicht vollständig. Sie bleibt bis zum Ablauf des 31. Dezember 2027 gültig; bis dahin dürfen Gateways nach TR 1.1 eingebaut werden. Im Feld stehen deshalb 2026 Geräte beider Stände nebeneinander.

Quellen und Pflegehinweis

Die Steckbriefe beruhen auf dem Volltext der BSI TR-03109-1 Version 2.0 vom 13. Dezember 2024, insbesondere den Abschnitten 3.2 bis 3.4, den Parametertabellen des Auswertungsprofils, Tabelle 3.43 zu den zulässigen Messgrößen und dem Changelog in Anhang E. Die historische Einordnung stützt sich auf Kapitel 4 und den Changelog der TR 1.1 vom 17. September 2021. TAF 5 und TAF 16 folgen dem BSI-Implementierungshinweis vom 16. September 2025, die Fristen der BSI-Übergangsregelung. Rechtlich wurden §§ 34, 55, 56, 60 und 66 MsbG sowie § 41a EnWG im Wortlaut vom 28. September 2026 geprüft. Für § 14a Modul 3 wurde die BDEW-Anwendungshilfe Version 1.1 herangezogen, für die Messprodukte die Codeliste der Konfigurationen Version 1.1. Stand der Prüfung: 28. September 2026.

Nicht geprüft wurden der Originaltext der TR-Fassung 1.0 von 2013 und damit die genaue Bedeutung der entfallenen Nummern TAF 3, 4, 11, 12 und 13. Die Aussagen dazu stammen aus Sekundärquellen und sind entsprechend gekennzeichnet. Zur tatsächlichen Verbreitung einzelner TAF im Feld gibt es keine veröffentlichte Gesamtstatistik.

Bei einer Überarbeitung erneut prüfen:

• ob eine neue Fassung der TR-03109-1 oder ein Errata-Dokument TAF 5 und TAF 16 übernommen oder weitere TAF ergänzt hat,
• ob die Umschaltzeitpläne bei TAF 2 wie angekündigt entfallen sind,
• den Übergang zum 1. Januar 2027 (MUSS+) und das Ende der TR 1.1 zum 31. Dezember 2027,
• eine BNetzA-Festlegung nach § 60 Abs. 2 und § 75 MsbG zur Aufbereitung im Gateway,
• die aktuelle Version der Codeliste der Konfigurationen und die gültigen Messprodukt-Codes,
• Änderungen an §§ 34, 55, 56 und 60 MsbG sowie an § 41a EnWG und an der § 14a-Festlegung.