Redispatch 2.0

Redispatch ist ein Begriff aus der Kraftwerkssteuerung. Gemeint ist die Anpassung der Wirkleistung einer Stromerzeugungsanlage durch den Netzbetreiber mit dem Ziel, Netzengpässe zu reduzieren. Derzeit passiert das nur im Übertragungsnetz, also in den oberen Spannungsebenen. Ab dem 1. Oktober 2021 müssen auch wir als Verteilnetzbetreiber dies umsetzen – deswegen „Redispatch 2.0“.

Bislang prognostizieren nur Übertragungsnetzbetreiber die Netzsituation und sorgt bei einem Engpass dafür, dass Kraftwerksbetreiber von Anlagen mit einer Einspeiseleistung von über 10 MW ihre geplante Stromproduktion verändern. Zukünftig wird für Anlagen, die am Redispatch-Prozess teilnehmen müssen, die Grenze der Einspeiseleistung auf 100 kW abgesenkt. Dadurch müssen sich auch die Verteilnetzbetreiber der unteren Spannungsebenen und Anlagenbetreiber der genannten Anlagengröße am Prozess beteiligen.

Die Regelungen gelten für sämtliche Erzeugungsanlagen oder Speicheranlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW. Maßgeblich für die Leistungsgrenze von 100 kW sind die gesetzlichen Begriffsdefinitionen in den einschlägigen Vorschriften (z.B. EEG und KWKG).

Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW sind derzeit noch nicht standardmäßig zur Teilnahme verpflichtet. Netzbetreiber können diese bei Bedarf jedoch ebenfalls einbeziehen, sofern eine Vorrichtung zur Fernsteuerung verbaut ist. Die Netze ODR sieht aktuell keinen Bedarf auch kleinere Anlagen mit einzubeziehen.

Ja, es handelt sich um eine gesetzliche Vorgabe für alle betroffenen Marktrollen. Sie steht in § 13a EnWG und § 14 EnWG in der Version des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes vom 13. Mai 2019. Weitere Details dazu finden Sie in den untenstehenden Verweisen auf weitere Informationsquellen.

Auszug aus dem Musteranschreiben des BDEW:

Stromnetzbetreiber sind nach dem EnWG verpflichtet, für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung in ihrem Netz zu sorgen. Für die Sicherheit der Netzstabilität und zur Vermeidung von Netzengpässen werden Redispatch-Maßnahmen durchgeführt. Ziel des neuen Redispatch (Redispatch 2.0) ist die Optimierung des Netzengpassmanagements und Reduzierung der volkswirtschaftlichen Kosten angesichts einer signifikant steigenden Anzahl an neuen dezentralen und fluktuierenden Stromerzeugungseinheiten. Gemäß § 12 Absatz 4 EnWG sind Betreiber von Erzeugungsanlagen, von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Großhändler oder Lieferanten von Energie gesetzlich dazu verpflichtet, den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitzustellen, die unter anderem notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben werden können.

Mit Blick auf den Redispatch 2.0 sind die Regelungen des am 13. Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NAGEB 2.0) maßgeblich. Danach werden mit Wirkung zum 1. Oktober 2021 die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement (§ 13 Abs. 2 EnWG i. V. m. §§ 14, 15 EEG, für KWK-Anlagen i. V. m. § 3 Abs. 1 S.3 KWKG) von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Konkret bedeutet dies, dass ab diesem Zeitpunkt alle EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden müssen. Weitere Konkretisierungen ergeben sich durch bestehende Festlegungen der Bundesnetzagentur beziehungsweise durch zeitnah erwartete Veröffentlichungen weiterer Festlegungen der Behörde. 

Der zentrale Unterschied ist, dass im Redispatch 2.0 der Eingriff in die Erzeugungsleistung ihrer Anlage auf Basis von Prognosen erfolgt. Im Einspeisemanagement ging es nur um die kurzfristige Behebung von Netzengpässen, die quasi in Echtzeit auftreten. Darüber hinaus wird beim Redispatch 2.0 auch der energetische und bilanzielle Ausgleich sichergestellt. Gleich bleibt, dass bei Abrufen der finanzielle Ausgleich geschaffen wird.

Zum Austausch von Informationen zwischen Einsatzverantwortlichen und Netzbetreibern wurde im Rahmen eines Kooperationsprojektes aus diversen deutschen Netzbetreibern eine Plattform entwickelt, welche die Kommunikationsprozesse als Single-Point-Of-Contact abwickeln soll. Es handelt sich hierbei um die RAIDA-Plattform, die durch Connect+ entwickelt und betrieben wird. Die Plattform ist in zwei Bereiche geteilt. Zum einen das Postverteilkonzept (PVK) und zum anderen das Netzbetreiberkoordinationskonzept (NKK).

Das PVK dient zum Informationsaustausch zwischen EIV und Netzbetreibern. Entsprechend ist es erforderlich, dass Sie (sollten Sie die Funktion des EIV übernehmen), oder ihr Einsatzverantwortlicher, eine Anbindung aufbauen.

Die Identifikatoren für den Datenaustausch müssen den jeweiligen Marktrollen eindeutig zugeordnet werden. Hierfür ist eine Beantragung unter https://bdew-codes.de/ notwendig. Informieren Sie sich vorab und entscheiden Sie welche Marktrolle(n) Sie selbst und welche Sie an Dritte vergeben möchten.

Nähere Informationen zur RAIDA-Plattform entnehmen Sie bitte der entsprechenden Website:
www.netz-connectplus.de

Außerdem finden Sie weiterführende Informationen am Ende dieser Seite.

Das sind zwei neue Marktrollen, die mit dem Anschlussnetzbetreiber zusammen den Redispatch 2.0 managen.

Einsatzverantwortlicher (EIV)

Der EIV kümmert sich um die Daten vor einer Redispatch-Maßnahme. Er übermittelt dem Netzbetreiber zum Beispiel die Stammdaten sowie die Prognosen Ihrer Anlage.

Betreiber der technischen Ressource (BTR)

Der BTR sendet die Abrechnungsdaten nach der Redispatch-Maßnahme. Damit kann der Netzbetreiber den Ausfall der Anlage abrechnen.

Die Bundesnetzagentur hat die Rollen getrennt, damit Sie diese auch an Experten für Energiedaten abgeben können. So kann zum Beispiel Ihr Direktvermarkter der EIV und Ihr Abrechnungsdienstleister der BTR werden.

Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei ist der finanzielle Ausgleich angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. Darüber hinaus gibt es einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Bilanzkreisverantwortliche/Direktvermarkter, auf deren Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt.

Folgende Aufgaben müssen Sie oder Ihre Dienstleister für den Redispatch 2.0 erfüllen:

• Stammdaten der Erzeugungseinheiten liefern
• Prognosen für die Erzeugungseinheiten liefern (Planwertmodell)
• Informationen über Beschränkungen mitteilen
• Echtzeitdaten bereitstellen
• Abrechnungsdaten bereitstellen
   

Für den Austausch dieser Daten müssen die Vorschriften des Postverteilkonzepts (PVK) berücksichtigt werden. Detailinformationen zu diesen Pflichten finden Sie in den Festlegungen BK6-20-059 und BK6-20-061 der Bundesnetzagentur. Links zu den Festlegungen finden Sie am Ende dieser Seite.

Sie erfüllen so die Vorgaben der Bundesnetzagentur aus den Festlegungen BK6-20-059 und BK6-20-061. Die Teilnahme am Redispatch 2.0 ist verpflichtend für Betreiber von Erzeugungsanlagen oder Speicheranlagen größer 100 kW.

Für Redispatch 2.0 gibt es aus Ihrer Sicht künftig zwei neue „Marktrollen“ – Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber einer technischen Ressource (BTR). Diese beiden Aufgaben können entweder Sie selbst oder ein sachkundiger Dienstleister übernehmen. Wir empfehlen Ihnen, die Aufgabe des EIV in die Hände eines Experten für Energiedaten zu geben. So kann zum Beispiel Ihr Direktvermarkter die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernehmen. Über die Rolle des BTR können Sie dann zusammen mit Ihrem EIV entscheiden.

Sie sollten von uns bereits ein Schreiben zum Thema Redispatch 2.0 erhalten haben, indem Sie aufgefordert wurden, uns die Kontaktdaten ihres EIV mitzuteilen. Sollte Sie dieses Schreiben nicht erreicht haben, kontaktieren Sie uns bitte unter: redispatch@netze-odr.de

Selbstverständlich dürfen Sie eine oder auch beide Marktrollen selbst erledigen. Wir raten Ihnen aber davon ab. Gerade der EIV muss eine Reihe von automatisierten Datenaustauschprozessen innerhalb kurzer zeitlicher Fristen beherrschen, was entsprechende Software, Hardware und die notwendigen IT-Zertifikate erfordert. Sie müssen die Use-Cases sowie die Datenlieferpflichten nach den BNetzA Festlegungen BK6-20-059 und BK6-20-061 kennen und abwickeln können – zum Teil 24 Stunden am Tag. Bitte beachten Sie auch die Vorgaben/Prozessleitfäden des BDEW.

Auf der Homepage für die zuzuteilenden BDEW Codes können Sie nach den Marktrollen „Einsatzverantwortlicher“ bzw. „Betreiber einer technischen Ressource“ suchen. Hier sehen Sie eine Auflistung der bereits registrierten Einsatzverantworlichen. 

Weiterhin hat der BDEW eine Liste potentieller Dienstleister veröffentlicht, die die Übernahme der Rollen EIV und BTR teilweise auch als reine Dienstleistung übernehmen. Weitere Informationen finden Sie unter: www.bdew.de/energie/anbieterliste-dienstleister-redispatch-20/

Wir als Netze ODR können die Rolle nicht übernehmen!

Bitte nutzen Sie für die Benennung Ihres Einsatzverantwortlichen unkompliziert das beigefügte Rücksendeformular unseres Anschreibens, das Sie von uns erhalten haben. Dieses können Sie per Post oder als E-Mail an redispatch@netze-odr.de senden. Falls Sie kein Anschreiben erhalten haben, finden Sie das Rücksendeformular unter "Downloads".

Erhalten wir keine fristgerecht Rückmeldung werden Sie als Anlagenbetreiber initial für beide Marktrollen eingetragen.

Anfang Juli 2021 startet der Testbetrieb für den Redispatch 2.0. Das hat die Bundesnetzagentur so vorgegeben. Für diesen Testbetrieb bauen wir mit Ihrem Dienstleister eine Datenverbindung über Connect+ auf – ein komplexer und zeitintensiver Prozess. Außerdem benötigt der EIV auch etwas Zeit, Ihre Anlage in den Prozess zu integrieren.

Ja, die Details dazu regelt der Vertrag mit Ihrem Dienstleister.

Üblicherweise nicht. Die schon für das Einspeisemanagement verbaute Steuerungstechnik nutzen wir im Regelfall einfach weiter (Bei Änderungen kommen wir nochmals auf Sie zu). Nur wenn Sie in den Aufforderungsfall nach der BNetzA-Festlegung BK6-20-059 wechseln möchten, müssen wir uns die Technik zusammen mit Ihrem EIV anschauen und ggf. Veränderungen vornehmen.

Sie entscheiden zusammen mit Ihrem EIV, wer die Prognose Ihrer Anlage für Zwecke des Redispatch erstellt. Das kann entweder Ihr EIV für Sie machen (Planwertmodell) oder der Netzbetreiber im sogenannten Prognosemodell. Sollten Sie für Ihre Anlage bereits Fahrpläne erstellen, empfehlen wir Ihnen das Planwertmodell. Mit dem Planwertmodell ist immer auch automatisch eine Abrechnung nach den Verfahren Spitz oder Spitz light verbunden. Beim Prognosemodell übernimmt der Anschlussnetzbetreiber vieles für Sie.

Sie entscheiden zusammen mit Ihrem EIV, wer die Steuerung an Ihrer Anlage durchführt. Im sogenannten Duldungsfall steuert der Netzbetreiber mit seiner verbauten Steuerungstechnik – wie heute im Einspeisemanagement. Im so genannten Aufforderungsfall senden wir Ihrem EIV Steuerungssignale und dieser setzt diese um. Dafür muss er eigene Steuerungstechnik verbauen und die Mindestreaktionszeiten des Netzbetreibers einhalten.