Redispatch 2.0 einfach umgesetzt

Für die Sicherheit der Netzstabilität und zur Vermeidung von Netzengpässen werden Eingriffe in den marktbasierten Einsatz von Erzeugungsanlagen – sogenannte Redispatch-Maßnahmen – vom Übertragungsnetzbetreiber angeordnet. Bisher wurde Redispatch nur mit konventionellen Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt. Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und den resultierenden Gesetzesanpassungen im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) wird der Redispatchingprozess erweitert. Ab dem 1.Oktober 2021 wird das Einspeisemanagement im Rahmen des EEG eingestellt und in den Redispatch-Prozess nach dem EnWG überführt.

In den Redispatch einbezogen werden EE-Anlagen, KWK-Anlagen und Speicheranlagen ab 100 kW sowie jederzeit fernsteuerbare Anlagen < 100 kW. Neben Anlagen in der Direktvermarktung zählen dazu auch Anlagen, die bisher nicht vom Einspeisemanagement betroffen waren oder die derzeit mit einer festen EEG-Einspeisevergütung vermarktet werden. 

Ja, insofern die Anlagen über 100 kW installierte Leistung besitzen und mit dem Stromnetz verbunden sind. Anlagenbetreiber haben hier die Möglichkeit, bei der Stammdatenabfrage – im Planwertmodell oder Prognosemodell möglich – ihren Eigenversorgungsanteil anzugeben, sodass der Netzbetreiber diese Information bei der Durchführung der Redispatch-Maßnahme berücksichtigen kann.

Auch Anlagen mit Wärmeverpflichtungen sind vom Redispatch 2.0 betroffen, sofern diese die vorgegebenen Voraussetzungen erfüllen. Die Verpflichtungen können jedoch mit den Stammdaten übermittelt werden, sodass der Netzbetreiber diese Informationen bei den Redispatch-Maßnahmen berücksichtigen kann.

• Festlegung der Abruf-Art für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
• Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)
• Festlegung des Abrechnungsmodells (Spitzabrechnung, vereinfachte Spitzabrechnung, Pauschalverfahren)
• Bereitstellung von Daten je nach Bilanzierungsmodell und Abrufvariante (Stammdaten, Echtzeitdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten)
• Festlegung eines Einsatzverantwortlichen und Betreibers der technischen Ressource, sofern Sie diese Rollen nicht selbst wahrnehmen

Folgenden Marktrollen wurden zur Umsetzung von Redispatch 2.0 bestimmte Verantwortlichkeiten und Aufgaben zugeordnet, wobei natürliche oder juristische Personen mehrere Rollen einnehmen können. Dem Anlagenbetreiber als solchem werden im Redispatch 2.0-Prozess initial die Marktollen Einsatzverantwortlicher und Betreiber der technischen Ressource zugewiesen.

Anlagenbetreiber

Anlagenbetreiber ist die natürliche oder juristische Person oder Personengesellschaft,
die eine Anlage betreibt. Er ist gleichzeitig Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR), insofern er diese Aufgaben nicht an Dritte überträgt.

Betreiber der technischen Ressource (BTR)

Der BTR ist für den Betrieb einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung von Echtzeiten und meteorologischer Daten zur Berechnung der Ausfallarbeit verantwortlich.

Einsatzverantwortlicher (EIV)

Der Einsatzverantwortliche steuert die Energieerzeugung einer technischen Ressource primär auf Basis von Fahrplänen. Er ist zuständig für die Übermittlung von Stammdaten, Fahrplänen und Nichtbeanspruchbarkeiten an den Netzbetreiber.

Data-Provider

Der Data-Provider ist als Datenaustausch an der Schnittstelle zwischen Markt und Netzbetreibern für den Empfang und die Übermittlung von Informationen verantwortlich.

Technische Ressourcen (TR) und steuerbare Ressourcen (SR) dienen im Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Bezifferung von technischen Objekten bzw. Anlagen. Eine TR ist ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR setzt sich aus mindestens einer TR zusammen, wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet. Gebildet werden die SRs durch den Einsatzverantwortlichen. Die Identifikation der TRs und SRs erfolgt anhand einer 11-stelligen Identifikationsnummer, welche vom Netzbetreiber vergeben wird.

Die bei Engpässen im Stromnetz vom Netzbetreiber geforderte Leistungsreduzierung erfolgt über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage). Im Redispatch 2.0 wird unterschieden, wer die Anlagen bei einer Redispatch-Maßnahme regelt:

1. Im Aufforderungsfall muss der Anlagenbetreiber bzw. der von ihm beauftragte Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen.
2. Der Duldungsfall bezeichnet die Situation, in der der Netzbetreiber den Einsatzverantwortlichen über die Arbeitspunktveränderung seiner steuerbaren Ressource informiert, die Steuerung im Falle eines Redispatch-Abrufs jedoch selbst durchführt. Der Anlagenbetreiber bzw. Einsatzverantwortliche wird selbst nicht aktiv und „duldet“ den Abruf.

Anders als im Einspeisemanagement wird im Redispatch 2.0 neben der eingespeisten auch die abgeregelte Energiemenge im Abruffall (sog. Ausfallarbeit) einem Bilanzkreis zugeordnet und bilanziell ausgeglichen. Dabei kann der Anlagenbetreiber zwischen den zwei Bilanzierungsmodellen Prognose- und Planwertmodell wählen. Der Unterschied beider Modelle liegt vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose.

Bilanzierungsmodelle:

Im Prognosemodell wird die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber erstellt. Der Anlagenbetreiber bzw. Einsatzverantwortliche muss keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber übermitteln. Der Netzbetreiber ist verantwortlich für den Erstaufschlag für die Bestimmung der Ausfallarbeit einer Redispatch-Maßnahme. Betreiber einer technischen Ressource (BTR) müssen diese bestätigen oder einen Gegenvorschlag verschicken.

Im Planwertmodell werden die Erzeugungsprognosen durch den Anlagenbetreiber bzw. Einsatzverantwortlichen erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt. Die Bilanzierung erfolgt auf Basis der ausgetauschten Fahrpläne.

Die Ausfallarbeit beschreibt die zu vergütende energetische Menge, welche durch eine Redispatch-Maßnahme entstanden ist. Anlagenbetreiber erhalten die Entschädigung für die ermittelte Ausfallarbeit vom Verteilnetzbetreiber. In Abhängigkeit vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung stehen folgende Abrechnungsmodelle zur Berechnung der Ausfallarbeit zur Verfügung:

Pauschalverfahren

Beim Pauschalverfahren ist die Berechnungsgrundlage der letzte vollständig gemessene Leistungsmittelwert vor dem Zeitraum der Redispatch-Maßnahme.

Spitzabrechnung

Im Spitzverfahren wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten vor Ort dynamisch je Viertelstunde ermittelt.

Vereinfachte Spitzabrechnung

Falls keine eigenen Messungen der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden sind, können bei der vereinfachten Spitzabrechnung („Spitz Light“) Wettermodelle oder Wetterdaten von Referenzanlagen (z.B. von einem Wetterdienstleister) als Basis zur Berechnung der Ausfallarbeit genutzt werden.

Zum 1. Oktober 2021 tritt Redispatch 2.0 in Kraft und wird für Anlagenbetreiber verpflichtend. Die Nichteinhaltung/Nichtbeteiligung am Redispatchprozess stellt einen Verstoß gegen die BNetzA-Festlegungen dar und kann schlimmstenfalls mit Geldbußen der BNetzA geahndet werden. Anlagenbetreiber, die von Redisptach 2.0 betroffen sind, werden in der Regel jedoch rechtzeitig vom Netzbetreiber kontaktiert.