Redispatch 2.0
Ab dem 01. Oktober 2021 gelten neue Vorgaben für die Bewirtschaftung von Netzengpässen. Das betrifft nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die Anlagenbetreiber. Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren.
Mit dem im Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) werden die Vorgaben zum Einspeisemanagement nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Dies ist ab dem 01. Oktober 2021 umzusetzen und betrifft nach aktuellem Stand alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW oder jederzeit fernsteuerbare Erzeugungs- und Speicheranlagen.
Ziel dieser Neuorganisation ist, in der Elektrizitätsversorgung ein deutschlandweites präventives Engpassmanagement aufzubauen. Zukünftig wird der Netzzustand durch die Energieversorger für einen Planungshorizont von 36 Stunden im Voraus bestimmt und bei Bedarf optimiert. Dies macht Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Erkannte Engpässe werden durch die Netzbetreiber mithilfe kostenoptimierter Maßnahmen behoben. Um die Netzengpässe auszugleichen, muss der Netzbetreiber auf sämtliche Erzeugungsanlagen und Speicher mit einer Leistung von mehr als 100 kW zurückgreifen. Diese Maßnahmen werden bilanziell und energetisch ausgeglichen, damit dem Anlagenbetreiber durch die Steuerungseingriffe keine Nachteile entstehen.
Um diese Anforderungen umsetzen zu können, ist zukünftig eine branchenweite Zusammenarbeit notwendig. Die Rahmenbedingungen für den Redispatch 2.0 Prozess, sowie die Verpflichtungen, welche die Anlagenbetreiber und Netzbetreiber zu
erfüllen haben, werden durch die Bundesnetzagentur definiert. Im Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) werden begleitende Informationen, wie Leitfäden und Einführungsszenarien, erarbeitet.
Die Bundesnetzagentur sieht vor, dass sich die Anlagenbetreiber umfassend am Redispatch 2.0 Prozess beteiligen, gibt Ihnen jedoch die Möglichkeit einen Großteil der Verantwortlichkeiten an sogenannte Einsatzverantwortliche (EIV) und Betreiber (BTR) auszulagern.
Alle wichtigen Fragen zum Thema Redispatch 2.0 haben wir in unserem FAQ zusammengefasst.
Für weitere Fragen wenden Sie sich bitte an unsere Mailadresse: netzwirtschaft@alliander.de.
Andreas Wirtz
Tel.: 0800 15 44 800
Boos-Fremery-Str. 70
52525 Heinsberg
E-Mail: netzwirtschaft(at)alliander.de
FAQ zu Redispatch 2.0
Unter die Regelungen fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.
- 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)
Der Einsatzverantwortliche übernimmt für Sie zukünftig die für den Redispatchprozess benötigten Datenmeldungen an den Stromnetzbetreiber. Dies beinhaltet die initiale Anmeldung Ihrer Anlage bis zum 17.08.2021 und die kontinuierliche Lieferung von Planungsdaten, Selbstverbrauchsmengen und Nichtverfügbarkeiten Ihrer Anlage ab dem 28.09.2021.
Fragen Sie bei Ihrem Direktvermarkter oder Lieferanten an, ob dieser die Aufgaben des Einsatzverantwortlichen übernehmen kann. Der Direktvermarkter verfügt üblicherweise über die wesentlichen Daten, die ein Einsatzverantwortlicher benötigt.
Alternativ können Sie in der Liste der BDEW-Codenummern mit dem Suchbegriff „Einsatzverantwortlicher“ eine Auswahl an möglichen Unternehmen und Ansprechpartnern finden.
Wenn vom Einsatzverantwortlichen keine Daten zu Ihrer Erzeugungsanlage gemeldet werden, wird der Netzbetreiber Annahmen für diese treffen. Die Auswahl, welche Erzeugungsanlagen im Falle einer Netzüberlastung geregelt werden, kann möglicherweise falsch sein. Hierdurch kann Ihre Anlage geregelt werden, ohne dass eine Notwendigkeit besteht. Bei einer Anlage, die der Eigenversorgung des Anlagenbetreibers dient, erfolgt durch den Einsatzverantwortlichen eine Meldung der selbst verbrauchten Energiemengen, damit diese nicht abgeregelt werden. Bei einer fehlenden Meldung durch den Einsatzverantwortlichen kann die Selbstverbrauchsmenge nicht berücksichtigt werden und die vollständige Stromerzeugung der Anlage kann abgeregelt werden. Die hierdurch entstehenden Kosten können wir leider nicht erstatten, da diese durch eine Datenmeldung des Einsatzverantwortlichen vermieden werden können.
Wenn für Ihre Anlage keine Meldung durch einen Einsatzverantwortlichen erfolgt, sind wir überdies verpflichtet Ihre Anlage an die BNetzA zu melden. Die BNetzA kann aufgrund des Verstoßes gegen den Beschluss BK6-20-059 ein Ordnungsgeld verhängen.
Gemeinsam mit Ihrem Einsatzverantwortlichen entscheiden Sie, ob Ihre Erzeugungsanlagen in das Planwert- oder das Prognosemodell gemeldet werden sollen. Hiervon ist abhängig, welche Daten benötigt werden. Da dies Ihre unternehmerische Entscheidung ist, können wir Ihnen leider keine Entscheidungsempfehlung bereitstellen. Bitte besprechen Sie dies mit Ihrem Einsatzverantwortlichen.
Damit der Einsatzverantwortliche Ihre Erzeugungsanlage melden kann, benötigt er die Technische Ressourcen-ID ihrer Erzeugungsanlage. Wir teilen Ihnen die Technische Ressource in einem separaten Schreiben mit.
Beauftragung eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR) bis zum 01.07.2021
Der BTR übernimmt für Sie die Abwicklung von Teilen der Marktkommunikationsprozesse. Im Falle einer Regelung Ihrer Anlage stimmt der BTR die durch die Regelung entstandene Ausfallarbeit mit uns ab. Wenn für eine Photovoltaikanlage oder eine Windkraftanlage das Abrechnungsmodell “Spitz”, “Vereinfachtes Spitzverfahren mit Wetterdienstleister vom Anlagenbetreiber” oder “Vereinfachtes Spitzverfahren aus einer Referenzanlage” ausgewählt wurde, meldet der BTR die Wetterdaten an die Alliander Netz Heinsberg GmbH.
Die Rolle des BTR kann Ihr Direktvermarkter übernehmen, alternativ können Sie aber auch einen professionellen Betriebsführer von Erzeugungsanlagen mit dem Betrieb ihrer Technischen Ressource beauftragen.
Im Falle einer Regelung bei einer Anlage im Planwertmodell erstellt der Betreiber der Technischen Ressource den Vorschlag für die entstandene Ausfallarbeit. Wir (die Alliander Netz Heinsberg GmbH) stimmen diesem Vorschlag zu oder einigen uns mit dem BTR auf eine Ausfallarbeit. Ohne einen BTR kann bei einer Anlage im Planwertmodell keine Ausfallarbeit bestimmt werden, so dass die durch die Regelung entstandenen Kosten auch nicht erstattet werden können. Im Fall einer Regelung bei einer Anlage im Prognosemodell erstellt die Alliander Netz Heinsberg GmbH einen Vorschlag für die entstandene Ausfallarbeit. Der BTR stimmt diesem Vorschlag zu oder einigt sich mit der Alliander Netz Heinsberg GmbH auf eine Ausfallarbeit. Ohne einen BTR wird die von der Alliander Netz Heinsberg GmbH ermittelte Ausfallarbeit ungeprüft für die Erstattung der durch die Regelung entstandenen Kosten verwendet. Hierdurch kann Ihnen ein finanzieller Nachteil entstehen.
Im Aufforderungsfall regelt der Anlagenbetreiber bzw. ein von ihm beauftragter Einsatzverantwortlicher (z.B. VK Energie) und im Duldungsfall der Netzbetreiber.
Der Anlagenbetreiber kann zwischen dem Planwert- oder nach dem Prognosemodell wählen. Im Planwertmodel erhält der Netzbetreiber die Prognose für die Anlage vom Betreiber oder vom Direktvermarkter. Im Prognosemodell erstellt der Netzbetreiber die Prognose für die jeweilige Anlage selbst.
Für die Umsetzung von Redispatch 2.0 sind weitere Daten von Ihrer Erzeugungsanlage erforderlich. Diese waren bisher weder für den Anschlussprozess noch für die Abrechnung notwendig und liegen uns somit nicht vor. Ein Teil der fehlenden Daten für Redispatch 2.0 wird von Ihnen bzw. dem Einsatzverantwortlichen Ihrer Erzeugungsanlage über connect+ an uns gemeldet. Die darüber hinaus erforderlichen Daten sind von Ihnen direkt an uns zu übermitteln.
Betroffene Anlagenbetreiber bzw. deren Bilanzkreisverantwortliche (BKV) haben ein Recht auf bilanziellen Ausgleich. Damit wird im Ergebnis das Risiko von Ausgleichsenergiekosten infolge von Redispatch-Maßnahmen auf den Netzbetreiber übertragen, der die Maßnahme auslöst. Daher ist es Aufgabe der Netzbetreiber, den bilanziellen Ausgleich sicherzustellen.
Connect+ wurde von vier Übertragungsnetzbetreibern und 17 Verteilnetzbetreibern aufgesetzt und gewährleistet einen sicheren und effizienten Datenaustausch im Rahmen des Redispatch 2.0. Die Plattform Connect+ stellt eine Art Postverteilzentrum für die Weiterleitung von Informationen zwischen den Akteuren aus dem Redispatch-Prozess dar. Die 21 Netzbetreiber haben für sich beschlossen, den Austausch von Informationen zwischen Anlagenbetreibern, Direktvermarktern und Netzbetreibern über diese Plattform abzubilden.
Connect+ bietet für alle Akteure im „Redispatch 2.0“-Prozess einen sogenannten Single Point of Contact (SPoC). Damit erfolgt die Übergabe der benötigten Daten an einer zentralen Stelle. Dadurch werden kostenintensive und fehlerintensive Schnittstellen in alle Richtungen der beteiligten Akteure eingespart. Somit ist lediglich eine Schnittstelle zwischen Connect+ und dem vom jeweiligen Akteur genutzten System erforderlich. Das bietet den Vorteil, dass Datenpakete an mehrere Akteure gleichzeitig verschickt werden können. Dadurch wird die Handhabbarkeit des „Redispatch 2.0“-Prozesses deutlich vereinfacht.
Weitere Informationen zum Thema Redispatch 2.0 finden Sie auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur, des BDEW oder von Connect+.
Hier finden Sie nützliche Informationen zum 3. Anschreiben Redispatch 2.0:
