Redispatch 2.0

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Wissenswertes für Anlagenbetreiber

Ab dem 1. Oktober 2021 gelten neue Vorgaben für die Bewirtschaftung von Netzengpässen im deutschen Stromnetz. Das betrifft nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die Anlagenbetreiber. Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren. Um die gesetzlichen Vorgaben zu erfüllen ist daher eine branchenweite Zusammenarbeit notwendig.

Hintergrund

Im Zuge der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) werden die Regelungen zum Einspeisemanagement von EE- und KWK-Anlagen in EEG und KWKG zum 1. Oktober 2021 aufgehoben und ein einheitliches Redispatchregime (Redispatch 2.0 oder RD 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 EnWG eingeführt.

Redispatch ist notwendig, um Überlastungen im Stromnetz zu vermeiden und somit die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufrecht erhalten zu können. Hierzu wird deutschlandweit ein präventives Engpassmanagement in der Elektrizitätsversorgung aufgebaut. Werden Engpässe im Stromnetz prognostiziert, sind diese durch den betroffenen Netzbetreiber mithilfe kostenoptimaler Maßnahmen zu beheben. Dazu muss der Netzbetreiber zukünftig auf sämtliche Erzeugungsanlagen (auch EE-, KWK- sowie Speicheranlagen) mit einer Leistung von mehr als 100 kW zurückgreifen können. Diese Maßnahmen werden bilanziell und energetisch ausgeglichen, sodass dem Anlagenbetreiber durch Steuerungseingriffe keine Nachteile entstehen.

Bisher waren diese Maßnahmen auf das Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber und konventionelle Erzeugungsanlagen > 10 MW beschränkt. Im Rahmen des NABEG 2.0 werden jedoch ab dem 01.10.2021 sämtliche Stromerzeugungsanlagen (auch EE-, KWK- sowie Speicheranlagen) ab 100 kW in Redispatch-Maßnahmen einbezogen.

Auswirkungen und Aufgaben für Anlagenbetreiber

Betreiber Redispatch 2.0-relevanter Anlage sind grundsätzlich für die Erfüllung sämtlicher regulatorischer Anforderungen im Kontext Redispatch 2.0 verantwortlich, die sich auf ihre Erzeugungsanlagen beziehen. Es steht ihnen jedoch frei, für die operativen Aufgaben einen sogenannten Einsatzverantwortlichen (EIV) zu beauftragen.

Welche wesentlichen Aufgaben habe ich als Anlagenbetreiber zu erfüllen?

  • Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
  • Bereitstellung von Stammdaten
  • Bereitstellung von Bewegungsdaten
  • Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)
  • Festlegung des Abrechnungsmodells (Spitzwert -, Spitzwert-light -; Pauschalverfahren)

Betroffene Anlagenbetreiber im Netzgebiet der Leitungspartner wurden bereits mittels eines Schreibens zum Thema Redispatch 2.0 informiert und dazu aufgefordert, uns den jeweiligen EIV und BTR mitzuteilen. Sollte Sie, als betroffenen Anlagenbetreiber, dieses Schreiben nicht erreicht haben, kontaktieren Sie uns bitte umgehend!

Weitere Informationen:

FAQ zum Redispatch 2.0

Der EIV bestätigt den Zuordnungsvorschlag von TR zu SR des ANB (siehe Anschreiben vom 11.05.2021) oder unterbreitet dem ANB einen Gegenvorschlag.

Der EIV muss mittels elektronischem Datenaustausch diverse Informationen der Anlage bereitstellen. Der Kommunikationsweg findet vorzugsweise über die RAIDA-Plattform statt. Für die Kommunikation über RAIDA ist eine Anmeldung sowie die Beantragung einer ID erforderlich. Daten umfassen z.B. Stamm-, Planungs-, Echtzeitdaten sowie Nichtbeanspruchbarkeiten. Die erforderlichen Stammdaten nach BK6-20-061 sind ab dem 01.07.2021 zu übermitteln

Der EIV legt das Bilanzierungsmodell fest. Bei dem sogenannten Prognosemodell, prognostiziert der ANB auf Grundlage der bereitgestellten Stammdaten und Nichtverfügbarkeiten die Einspeisung und das resultierende Redispatch-Potenzial. Im Falle des Planwertmodells stellt Ihr EIV die geplante Erzeugung als Zeitreihe bereit. Grundsätzlich ordnen wir alle SR dem Prognosemodell zu, bis der EIV uns seine Festlegung mitteilt.

Das Abrechnungsmodell wird durch den EIV festgelegt. Es stehen, abhängig vom Energieträger, folgende Modelle zur Wahl: Pauschalverfahren, Spitzabrechnungsverfahren oder vereinfachtes Spitzabrechnungsverfahren.

Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs) sind neue Identifikatoren (IDs) gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten.

Technische Ressource

Eine technische Ressource entspricht im Wesentlichen der Definition einer Stromerzeugungseinheit bzw. einer Stromspeichereinheit gemäß Marktstammdatenregister. Jeder technischen Ressource ist ein Identifikator zugeordnet. Mehrere Technische Ressourcen können zu einer Steuerbaren Ressource aggregiert werden, wenn die Aggregationsregeln hierzu erfüllt sind. Jede Technische Ressource muss in genau einer Steuerbaren Ressource enthalten sein.

Steuerbare Ressource

Die Steuerbare Ressource ist das abrufbare Objekt für Netzbetreiber (NB) im Redispatchprozess. Im Duldungsfall wird die Steuerbare Ressource vom NB gesteuert und im Aufforderungsfall aufgefordert bzw. angewiesen. In der Kommunikation zwischen NB wird immer nur auf Steuerbare Ressourcen referenziert.

Eine steuerbare Ressource setzt sich aus einzelnen technischen Ressourcen zusammen.

  • Einer steuerbaren Ressource ist mindestens eine Marktlokation zugeordnet.
  • Jede technische Ressource ist genau einer steuerbaren Ressource zugeordnet.
  • Eine steuerbare Ressource kann auch nur eine einzelne technische Ressource enthalten.
  • Eine steuerbare Ressource wird entweder über den Duldungsfall oder den Aufforderungsfall abgerufen.
  • Jede steuerbare Ressource ist genau einem EIV zugeordnet.

Für den Duldungsfall gilt: Sofern technische Ressourcen über eine gemeinsame technische Steuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber steuerbar sind, müssen diese technischen Ressourcen zu einer steuerbaren Ressource zusammengefasst werden.

Für den Aufforderungsfall gilt: Sofern technische Ressourcen am selben Netzanschlusspunkt einspeisen oder der NB die netzanschlusspunktübergreifende Aggregation freigegeben hat und diese technischen Ressourcen die gleichen (kalkulatorischen) Kosten haben und diese technische Ressource denselben verantwortlichen EIV haben, können technische Ressourcen zu einer steuerbaren Ressource zusammengefasst werden.

Quelle: BDEW

Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei weiterhin über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen.

Im Redispatch 2.0 wird jedoch unterschieden, wer die Redispatch-Maßnahme umsetzt. Es wird der Aufforderungsfall und der Duldungsfall unterschieden.

Aufforderungsfall

Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Anlagenbetreiber wird vom Netzbetreiber zur Regelung aufgefordert.“).

Duldungsfall

Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber muss die Regelung des Netzbetreibers dulden.“). Der Duldungsfall entspricht dem heutigen Einspeisemanagement „EinsMan“.

Die Wahl der Abrufart (Aufforderungsfall/Duldungsfall) wird über die Austauschplattform Connect+ durch den EIV an den Netzbetreiber übermittelt. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.

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