Was ist Redispatch 2.0 und wieso wird es eingeführt?

Bevor Strom von den Anlagen in das Netz fließt, wird dieser gehandelt. Das Ergebnis des Handels legt die Einspeisemenge jeder Anlage zu einem Zeitpunkt fest. Dies nennt man Dispatch. Auf Basis dieses Dispatchs berechnen die Netzbetreiber, wie die Energie durch das Stromnetz fließt und prüfen, ob das Stromnetz physikalisch in der Lage ist, die Energie so zu transportieren, wie sich der Energiefluss anhand des Marktergebnisses bzw. Dispatches einstellen würde. Wenn das Netz dies nicht kann, also an einer Stelle überlastet ist, spricht man von einem Engpass. Zur sicheren Stromversorgung passen Netzbetreiber im Falle von Engpässen im Netz die Einspeisung von Erzeugungsanlagen an, sodass die gleiche Energiemenge geliefert, aber der Engpass behoben wird. Dies nennt man Redispatch (ein neuer Dispatch). Bisher werden dafür vor allem große Kraftwerke auf der höchsten Spannungsebene eingesetzt.

Mit dem Wegfall von Kohle- und Kernenergie müssen künftig auch kleinere Anlage einen Beitrag leisten, damit die Energiewende gelingen kann. Gleichzeitig treten durch die Energiewende auch vermehrt Engpässe in den unteren Spannungsebenen auf. Im neuen Redispatch 2.0 werden nun auch alle Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 100 Kilowatt und nachrangig alle durch den Netzbetreiber fernsteuerbaren Anlagen in den Redispatch-Prozess integriert. Dadurch sollen einerseits die Gesamtkosten aus dem Redispatch 1.0 im Höchstspannungsnetz und dem Einspeisemanagement im Hoch- und Mittelspannungsnetz reduziert werden. Andererseits sollen so auch künftig alle Engpässe sicher behoben werden können.

Der Redispatch 2.0 ist ein planwertbasierter Prozess. Das heißt die Netzbetreiber ermitteln anhand von Prognosen der Einspeisung und Last mögliche Engpässe im Netz für die jeweils nächsten ca. 40 Stunden im Voraus. Dies erfolgt jede Viertelstunde. Folglich werden für jede Anlage für die kommenden ca. 160 Viertelstunden verschiedene Daten ausgetauscht (z.B. Nicht-Verfügbarkeiten, Einspeiseprognosen, uvm.). Da aufgrund der kleineren Leistungsgrenze jetzt ca. 80.000 statt ca. 80 Anlagen für den Redispatch 2.0 herangezogen werden, ist ein intensiver und hochautomatisierter Datenaustausch nötig, welcher insbesondere zwischen den Netzbetreibern, aber auch mit den Anlagenbetreibern erfolgt. Dieser Datenaustausch läuft über einen sogenannten DataProvider. Der DataProvider ist eine eigene Marktrolle und wird in der Regel durch die Plattform RAIDA von Connect+ eingenommen.

In diesem Kontext müssen betroffene Anlagenbetreiber die sog. Marktrollen Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber Technischer Ressource (BTR) übernehmen. Diese Marktrollen sind dafür zuständig, die o.g. automatisierten Datenaustausche jederzeit sicherzustellen.

Ist meine Anlage vom Redispatch 2.0 betroffen?

Alle Anlagen die elektrische Energie erzeugen und eine elektrische Nennleistung von 100 kW oder größer haben sind verpflichtet am Redispatch 2.0 teilzunehmen. Entsprechend müssen diese Anlagenbetreiber bestimmen, wer die sog. „Marktrollen“ Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber Technischer Ressource (BTR) für Ihre Anlage wahrnimmt.

Ausnahmen hat der Gesetzgeber nur für Anlagen im Bahnstromsystem (16,7 Hz) sowie für reine Notstromaggregate vorgesehen. Auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und Anlagen aus Erneuerbaren Energien müssen teilnehmen – selbst wenn Sie Ihre Energie überwiegend oder vollständig zum Eigenverbrauch nutzen.

Was ist der Unterschied zwischen den Abrechnungsmodellen?

Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird. Hier gibt es drei Verfahren, wobei die Wahl des Abrechnungsmodells Ihnen als Anlagenbetreiber obliegt:

• Spitz
• Spitz-Light
• Pauschal

Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme.

In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt. Diese Wetterdaten sind vom BTR zu liefern. Das Spitz-Verfahren stellt also einen großen Aufwand für den BTR dar.

Bei wetterunabhängigen Anlagen im Planwertmodell wird die Differenz zwischen gemeldetem Fahrplan und gemessener Einspeisung für die Berechnung der Ausfallarbeit verwendet. Im Redispatch 2.0 besteht zudem die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung (Spitz-Light) zu nutzen, falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen von Dritten (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber).

Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

• Für wetterabhängige Anlagen (PV, Wind) im Prognosemodell können alle drei Abrechnungsmodelle gewählt werden.
• Wetterabhängige Anlagen im Planwertmodell können nur Spitz-Light und Spitz wählen.
• Wetterunabhängige Anlagen (z.B. Biomasse, KWK) im Planwertmodell sind im Abrechnungsmodell Spitz.
• Wetterunabhängige Anlagen (z.B. Biomasse, KWK) im Prognosemodell sind im Abrechnungsmodell Pauschal.

Weitere Informationen finden Sie in der BDEW-Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059.

Was ist das Bilanzierungsmodell?

Entgegen dem jetzigen Einspeisemanagement „EinsMan“ wird im Redispatch 2.0 nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und werden zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem EIV für jede SR abgestimmt.

Im Planwertmodell muss der EIV Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede TR mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben. Um am Planwertmodell teilnehmen zu können, muss der EIV die Voraussetzungen des „Kriterienkatalog Planwertmodell“ (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur) erfüllen. Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.

Im Prognosemodell wird die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber durchgeführt. Es müssen somit keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber übermittelt werden. Dem Prognosemodell werden alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.

Wie werden Anlagen im Redispatch 2.0 geregelt?

Redispatch 2.0 dient dazu Engpässe im Stromnetz aufzulösen. Hierfür ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt die Leistung aller Anlagen anzupassen. Technisch wird der Abruf wie bisher auch über bestehende Steuerungstechnik, wie z.B. Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlagen, umgesetzt.

Im Redispatch 2.0 wird jedoch zwischen den Verantwortlichen für die Steuerung unterschieden, dem sog. Duldungsfall und Aufforderungsfall.

Im Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlage ab. Dies entspricht dem heutigen Einspeisemanagement. Der EIV wird hierbei über Connect+ über einen bevorstehenden Abruf informiert.

Im Aufforderungsfall ist der EIV der Anlage für die Regelung verantwortlich. Hierfür übermittelt der Anschlussnetzbetreiber über Connect+ eine Aufforderung zur Regelung der Anlagen an den EIV. Diese ist innerhalb einer bestimmten Reaktionszeit umzusetzen.

Der EIV kann zwischen dem Duldungs- und Aufforderungsfall wählen.

Was sind Technische und Steuerbare Ressourcen (TR/SR)?

Die Technische Ressource (TR) und Steuerbare Ressource (SR) sind neue Bezeichnungen von bestimmten Aggregationsstufen von Erzeugungs- und Speicheranlagen. Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, welches Strom verbraucht und/oder erzeugt und stellt hierbei die kleinste Einheit dar. Eine TR kann z.B. ein Windrad eines Windparks oder ein Generator einer KWK-Anlage sein. Eine SR setzt sich aus einer oder mehreren TR zusammen, ist steuerbar und wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt. Außerdem kann es für eine SR auch nur einen EIV geben. Eine SR kann z.B. der gesamte Windpark oder die gesamte KWK-Anlage mit all ihren Generatoren sein.

Um im Redispatch 2.0 die TR und SR eindeutig identifizieren zu können, werden neue IDs vergeben. Im Regelfall werden diese IDs vom Anschlussnetzbetreiber beschafft. Der Anschlussnetzbetreiber wird dem Anlagenbetreiber die TR-ID mitteilen und außerdem einen Vorschlag zur Zuordnung der TR zur SR machen. Diese Zuordnung geschieht über die SR-ID. Wenn der EIV dieser Zuordnung nicht zustimmt, erfolgt eine bilaterale Abstimmung zwischen dem EIV und dem Netzbetreiber.

Wie lautet die BDEW Code-Nummer von easyEIV

Unsere Code-Nummer finden Sie auf der Seite des BDEW

• Für die Marktrolle EIV: 9982174000002
• FÜr die Marktrolle BTR: 9982175000001