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 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 getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 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 (bisher: größer 10 MW) in den Redispatch 2.0 einbezogen werden müssen.
Nachstehend werden die relevanten Rollen im Redispatch 2.0 dargestellt.
| Rolle | Abkürzung | Erläuterung |
|---|---|---|
| Anlagenbetreiber | AB | Kann mehrere Rollen haben (z.B. EIV und/oder BTR) |
| Betreiber einer technischen Ressource | BTR | Verantwortlich für den Betrieb einer technischen Ressource |
| Einsatzverantwortliche | EIV | Für jede Erzeugungseinheit, für die Daten zu melden sind, ist genau ein Verantwortlicher gegenüber dem ÜNB zu benennen, unabhängig von den Eigentumsverhältnissen oder von Nutzungsanteilen unterschiedlicher Anteilseigner |
| Lieferant (u. a. Direktvermarkter) | LF | - Verantwortlich für die Belieferung von Marktlokationen, die Energie verbrauchen und die Abnahme von Energie von Marktlokationen, die Energie erzeugen - Finanziell verantwortlich für den Ausgleich zwischen den bilanzierten und gemessenen Energiemengen von den nach Standardlastprofil bilanzierten Marktlokationen |
| Data Provider | DP | Verantwortlich für den Empfang und die Übermittlung von Informationen. |
| Netzbetreiber | NB | Energie- und Wasserversorgung Hamm GmbH (Netzgebiet Hamm) |
| Technische Ressource (Anlage) | TR | Granular kleinste Einheit |
| Steuerbare Ressource | SR | Zusammenfassung von (mehreren) TR zu SR (vom Netzbetreiber zu bilden) |
| Cluster | CL | Zusammenfassung von (mehreren) SR zu CL (vom Netzbetreiber zu bilden) |
| Abrufmodell | Erläuterung |
|---|---|
| Duldungsfall (Standard) |
|
| Aufforderungsfall |
|
| Bilanzierungsmodell | Erläuterung |
|---|---|
| Prognosemodell (Standard) | Im Prognosemodell werden keine Erzeugungsprognosen durch den Anlagen-betreiber erstellt und an den betroffenen Netzbetreiber übermittelt, so dass dementsprechend keine ex-ante-Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind. Das Prognosemodell stellt im Redispatch 2.0 den Standardfall dar. |
| Planwertmodell | Im Planwertmodell werden die Erzeugungsprognosen durch den Anlagenbetreiber erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt, so dass entsprechende ex ante-Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind. Die Bilanzierung erfolgt auf Basis der ausgetauschten Fahrpläne. Voraussetzungen für die Teil-nahme am Planwertmodell richten sich an die Datenlieferung vom Anlagen-betreiber an den Netzbetreiber sowie die Prognosegüte der übermittelten Planungsdaten. Die Zuordnung zum Planwertmodell sieht außerdem vorgelagert das Durchlaufen einer Evaluierungsphase und anschließend einen beidseitigen Prozessaufbau zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber vor. |
| Abrechnungsmodell | Erläuterung |
|---|---|
| Pauschal-Abrechnung (Standard) | Ermittlung Ausfallarbeit & Abrechnung auf Basis des letzten gemessenen ¼-h-Werts vor Durchführung der Maßnahme. |
| Spitzabrechnung | Ermittlung Ausfallarbeit & Abrechnung auf Basis gemessene Wetterdaten an der Anlage. |
| Spitzabrechnung light | Ermittlung Ausfallarbeit & Abrechnung auf Basis Anlagen- / standort-spezifischer Referenzmesswerte oder Wetterdaten. |
Das NABEG 2.0 bringt somit neue Anforderungen und Verantwortlichkeiten für viele Marktrollen mit sich. Der BDEW hat in Zusammenarbeit von Netz- und Anlagenbetreibern Vorschläge für die Datenaustauschprozesse im Rahmen einer Branchenlösung zum Redispatch 2.0 entwickelt und der Bundesnetzagentur (BNetzA) unterbreitet. Diese wurden in weiten Teilen übernommen.
Für Anlagenbetreiber und Direktvermarkter bieten die BDEW-Vorschläge diverse Wahlmöglichkeiten hinsichtlich der zur Verfügung zu stellenden Daten sowie der Bilanzierungs- und Abrechnungsmodalitäten. Für den Austausch von Stamm- und Bewegungsdaten zwischen Netzbetreibern und Einsatzverantwortlichen ist ein deutschlandweiter „Single-Point-of-Contact“ vorgesehen, der durch die Netzbetreiberkooperation Connect+ realisiert werden soll (siehe unten).
Um den Redispatch-2.0-Prozessteilnehmern in der Marktrolle des Einsatzverantwortlichen und des Lieferanten eine effiziente Erfüllung ihrer Datenliefer- und Datenempfangsverpflichtungen für Redispatch-2.0-Basisdaten an den Anschlussnetzbetreiber zu ermöglichen, wird durch das Netzbetreiberprojekt „Connect+“ eine deutschlandweit einheitliche Kommunikationsschnittstelle als Single-Point-of-Contact zur Verfügung gestellt. Das von Connect+ bereitgestellte IT-System „RAIDA“ kann die Funktion der neuen Marktrolle des „Data-Providers“ für Redispatch 2.0 deutschlandweit einnehmen und Stamm- und Bewegungsdaten automatisiert vom EIV an die betroffenen Netzbetreiber weiterleiten, sowie Abrufinformationen und Abrufaufforderungen vom Netzbetreiber an den EIV und Lieferanten übermitteln.
Der Versand und Empfang von Abrechnungs-, Bilanzierungs- und Echtzeitdaten sowie von Steuerbefehlen erfolgt nicht über Connect+, sondern weiterhin über die bestehenden Datenwege. Zur Wahrung der Systemsicherheit bleiben die bestehenden Datenwege des bisherigen „RD 1.0“ zwischen ÜNB und „konventionellen“ EIV zur Redispatch-2.0-Einführung bestehen.
Zur Erleichterung der Prozessteilnahme wird von Connect+ zusätzlich eine Client-Software bereitgestellt. Diese ermöglicht die Nutzung der gesicherten REST-Schnittstelle nach dem Drop-box-Prinzip. Ergänzt wird dies durch einen Konverter zur Generierung der erforderlichen xml-Datenformate auf Basis eines Excel-Makros.
RAIDA wird den Nutzern zur Erfüllung der Datenlieferverpflichtungen planmäßig bereits im Rahmen des Redispatch-2.0-Einführungsszenarios ab dem 01.07.2021 zur Verfügung stehen. Für frühzeitige Tests wird eine Testumgebung schrittweise bereits ab Februar 2021 freigeschaltet. Weitere Informationen zu technischen Anforderungen, der Teilnahme an der Testphase und anstehenden Informationsveranstaltungen können der Website www.netz-connectplus.de entnommen werden.
Technische Ressource (TR)
Bei einer technischen Ressource handelt es sich um ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt. Es stellt im Kontext der Ressourcen die kleinstmögliche Einheit dar. Somit kann es sich um jede Art von Verbrauchern oder Erzeugern handeln. Ob eine Fernsteuerbarkeit der technischen Ressource gegeben sein muss, ist in diesem Kontext irrelevant.
Steuerbare Ressource (SR)
Eine steuerbare Ressource stellt quasi eine Erweiterung einer technischen Ressource dar. Entsprechend der Bezeichnung ist die Erzeugung oder der Verbrauch der Anlage(n) aus der Ferne steuerbar und wirkt somit auf mindestens einen Netzanschlusspunkt. Eine SR setzt sich daher aus einer einzelnen oder mehreren TR zusammen, wobei die SR mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet ist. Jede TR ist in diesem Zusammenhang genau einer SR zugeordnet.
Alle Informationen in einer Übersicht und zum Download finden Sie hier:
Zusammenfassung Infomaterial (PDF zum Download)
Eine Liste der Unternehmen die Dienstleistungen für Anlagenbetreiber im Rahmen des Redispatch 2.0 erbringen finden Sie hier:
Anbieterliste Dienstleister Redispatch 2.0 | BDEW
FAQ
Viele Anfragen wiederholen sich regelmäßig, so dass wir die Wichtigsten für Sie zusammengestellt und beantwortet haben.
Allgemeine Fragen
Redispatch ist ein Begriff aus der Kraftwerkssteuerung. Gemeint ist die Anpassung der Wirkleistung einer Stromerzeugungsanlage durch den Netzbetreiber mit dem Ziel, Netzengpässe kostengünstig und optimal zu reduzieren. Derzeit findet Redispatch nur im Übertragungsnetz (Redispatch 1.0) statt. Durch die vielen neuen Einspeiser in niedrigeren Spannungsebenen sind ab dem 1. Oktober 2021 jedoch auch wir als Verteilnetzbetreiber dazu aufgefordert, Redispatch umzusetzen – deswegen Redispatch 2.0 (RD 2.0).
In diesem Video erklärt die Bundesnetzagentur das Thema:
https://www.youtube.com/watch?v=HIaIjwfoWWQ
Der Übertragungsnetzbetreiber prognostiziert die Netzsituation und sorgt bei einem Engpass dafür, dass Kraftwerksbetreiber ihre geplante Stromproduktion verändern. Beim Redispatch 1.0 gilt das nur für Anlagen mit einer Leistung von über 10 MW. Zukünftig prognostizieren Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber alle Anlagen größer 100 kW und kleiner 10 MW. (Anlagen von über 10 MW verbleiben im Redispatch 1.0).
Ab dem 1. Oktober 2021 nehmen alle Erzeugungsanlagen und Stromspeicher mit einer Leistung ab 100 kW an der Veränderung der geplanten Stromproduktion teil. Damit sind künftig nicht nur Übertragungsnetzbetreiber allein für den Redispatch verantwortlich, sondern alle Netzbetreiber.
Neben allen Anlagen (Speicher und alle Einspeiser) ab einer Leistung von 100 kW können auch Anlagen, die bereits durch uns als Netzbetreiber steuerbar sind, für den Redispatch 2.0 herangezogen werden. Grundsätzlich betrifft dies auch die Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien oder mit Kraft-Wärme-Kopplung produzieren.
Ja, es ist eine gesetzliche Vorgabe, sie steht in § 13a EnWG und § 14 EnWG in der Version des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes vom 13. Mai 2019. Weitere Details dazu finden Sie bei der Bundesnetzagentur unter den Festlegungen zum Redispatch 2.0 BK6-20-059 und BK6-20-061.
Sie erfüllen so die gesetzlichen Vorgaben aus dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz und die Festlegungen der Bundesnetzagentur BK6-20-059, BK6-20-060 und BK6-20-061. Die Teilnahme am Redispatch 2.0 ist verpflichtend für Betreiber von allen Speichern und einspeisenden Anlagen größer 100 kW oder, wenn es der Netzbetreiber wünscht, auch alle einspeisenden Anlagen unter 100 kW, wenn diese jederzeit fernsteuerbar sind.
Den aktuellen Stand mit allen Anhängen finden Sie auf der Webseite der Bundesnetzagentur www.bnetza.de.
Der zentrale Unterschied ist, dass im Redispatch 2.0 der Eingriff in die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage auf Basis von Prognosen erfolgt und deshalb zwischen den Netzbetreibern vorab abgestimmt werden kann. Im Einspeise-management ging es nur um die kurzfristige Behebung von Netzengpässen. Darüber hinaus stellen wir im Redispatch 2.0 auch den energetischen und bilanziellen Ausgleich sicher. Im RD 2.0 werden Anlagen so entschädigt, als hätte es die Maßnahme nicht gegeben. Dies erfolgt unabhängig davon, ob Ihre Anlage in der Direktvermarkter ist oder nicht.
Aufgaben und Pflichten Anlagenbetreibende, Einsatzverantwortliche und Betreiber technischer Ressourcen
Mitunter müssen Sie oder Ihre Dienstleister folgende Aufgaben für den Redispatch 2.0 erfüllen:
- Stammdaten der Erzeugungseinheiten liefern
- Prognosen für die Erzeugungseinheiten liefern
- Informationen über Beschränkungen mitteilen
- Echtzeitdaten bereitstellen
- Abrechnungsdaten bereitstellen
Detailinformationen zu diesen Pflichten finden Sie in den Festlegungen BK6-20-059 und BK6-20-061 der Bundesnetzagentur (siehe Allgemeine Fragen) sowie auf der Webseite des „Bundesverbandes der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (bdew)".
Dies sind zwei neue Marktrollen, die mit uns zusammen den Redispatch 2.0 managen.
- Einsatzverantwortlicher
Der EIV kümmert sich um die Daten vor einer Redispatch-Maßnahme. Er übermittelt zum Beispiel die Stammdaten sowie die Prognosen Ihrer Anlage. - Betreiber der technischen Ressource
Der BTR übersendet uns die Abrechnungsdaten nach der Redispatch-Maßnahme. Damit können wir 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.
Selbstverständlich dürfen Sie eine oder auch beide Marktrollen selbst erledigen. EIV und BTR haben eine Reihe von automatisierten Datenaustauschprozessen innerhalb kurzer zeitlicher Fristen zu beherrschen, was entsprechen-de Software, Hardware und die notwendigen IT-Zertifikate erfordert. Sie müssen die Use-Cases sowie die Datenlieferpflichten nach den BNetzA-Festlegungen kennen und abwickeln können – zum Teil 24 Stunden am Tag. Bitte beachten Sie auch die Vorgaben/Prozessleitfäden des BDEW und melden sich bei Bedarf mit den jeweiligen Marktrollen an.
EIV und BTR haben eine Reihe von automatisierten Datenaustauschprozessen innerhalb kurzer zeitlicher Fristen zu beherrschen, was entsprechende Software, Hardware und die notwendigen IT-Zertifikate erfordert. Sie müssen die Use-Cases sowie die Datenlieferpflichten nach den BNetzA-Festlegungen kennen und abwickeln können – zum Teil 24 Stunden am Tag. Bitte beachten Sie auch die Vorgaben/Prozessleitfäden des BDEW und melden sich bei Be-darf mit den jeweiligen Marktrollen an. Es empfiehlt sich daher oftmals einen Dienstleister zu suchen, der diese Aufgaben fristgerecht und vollumfänglich abdecken kann. Können Sie die mit den Marktrollen verbundenen Verantwortlichkeiten selbstständig abdecken, sind Sie nicht verpflichtet einen Dienstleister damit zu beauftragen.
Der Anschlussnetzbetreibende kann die Dienstleistung des EIV oder BTR leider nicht anbieten, da diese laut BDEW diese Marktrollen als Netzbetreiber nicht einnehmen dürfen. Als Netzbetreiber sollen und wollen wir uns voll auf unsere Kernaufgaben und damit auf die Rolle des Anschlussnetzbetreibers und den sicheren Stromnetzbetrieb konzentrieren.
Hinweis: Für die Suche nach einem passenden Dienstleister kann ein bzw. Ihr Direktvermarkter hilfreich sein. Sollten Sie keinen haben, können Sie die Marktrolle des Direktvermarkters bzw. Einsatzverantwortlichen oder Betreibers einer technischen Ressource direkt auf der Homepage des BDEW einsehen. Die dort eingetragenen EIV und BTR können Sie kontaktieren und dort auch erfragen, ob sie diese Rollen für Sie als Dienstleistung übernehmen können.
Ja. Details regelt Ihr Vertrag mit Ihrem Dienstleister.
Connect+/RAIDA und Data Provider
Connect+/RAIDA ist eine deutschlandweite Drehscheibe für Redispatch 2.0-Daten. Die Daten des EIV müssen mehrere Netzbetreiber erreichen, damit diese koordiniert die Einsätze planen können. Um den EIV zu entlasten, wurde Connect+ gegründet. So übermittelt der EIV seine Daten nur einmal – die weitere Verteilung erledigt Connect+/RAIDA. Hierzu muss sich der EIV bei Connect+ oder einem anderen Dada Provider (DP) anmelden.
Die Rolle Einsatzverantwortlicher
Für Jede Marktrolle müssen Sie sich eine eigene ID (EIV-ID und BTR-ID) bei BDEW-Codes beschaffen.
Ein Übergangsprozess ist nicht definiert und vorgesehen. Die notwendigen Datenbedarfe müssen fristgerecht durch die EIVs beim DataProvider eingehen. Sollte die SR durch den EIV bis zum 1.Oktober 2021 nicht vollständig bedient werden können, droht die Bundesnetzagentur für einen solchen Fall mit einem „Verwaltungszwang“. Das kann Bußgelder für Sie bedeuten.
Die DP-ID wird dem EIV, bzw. stellvertretend dem Analgenbetreiber, durch Ihren verantwortlichen (Anschluss-) Netzbetreiber mitgeteilt.
Vergütung, Entschädigung und Abrechnung
Selbstverständlich erstatten wir Ihnen durch RD 2.0-Abrufe entgangene Vergütungen. Ist Ihre Anlage in der Direktvermarktung, kommt die Vergütung für die Ausfallarbeit vom Direktvermarkter und wird genauso behandelt wie eine normale Einspeisemenge. Wenn Sie zusätzlich eine Marktprämie erhalten, vergüten wir Ihnen diese. Bei Anlagen im EEG ohne Direktvermarkter erhalten Sie die Entschädigung für die Ausfallarbeit komplett von uns.
Nein. Der Redispatch 2.0 ändert nichts an Ihren Vergütungssätzen.
Das macht Ihr BTR mit uns auf elektronischem Weg. Wie genau, hängt von dem Abrechnungsmodell ab, das Ihr EIV mit Ihnen abstimmt.
Ob Pauschal, Spitz oder Spitz light für Sie sinnvoll ist, können wir nicht beantworten – diskutieren Sie dies am besten mit Ihrem EIV und BTR. Allgemein gilt: Je exakter die Ausfallarbeit ermittelt werden soll, desto genauere Abrechnungsdaten muss Ihr BTR uns elektronisch liefern.
Ja, das ändert sich. Ihr Direktvermarkter erhält in Zukunft von uns einen Ausgleich dafür, dass durch den Redispatch-Einsatz weniger Strom an ihn geliefert wurde als geplant. Details finden Sie bzw. Ihr Direktvermarkter in der Anlage 3 der BNetzA-Festlegung BK6-20-059.
Prognosen
Sie entscheiden zusammen mit Ihrem EIV, wer die Prognose Ihrer Anlage für Zwecke des Redispatch 2.0 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.
Formlos per gewähltem Medium und Frist Ihres Verteilnetzbetreibers bzw. Anschreiben und zusätzlich über den DataProvider (u.a. connect+/RAIDA), wenn über den EIV die Anmeldung dort etabliert ist und diese Datenverbindung bespielt wird.
Sonderfälle
EE-Strom und KWK-Strom, der nicht in das Netz eingespeist wird, also „vor“ dem Netz verbraucht wird, darf dann nicht Gegenstand von negativen Redispatch-Maßnahmen gemacht werden, wenn der jeweilige Anlagenbetreiber diesen Strom als Nichtbeanspruchbarkeit beim Netzbetreiber gemeldet hat. Dieser Strom ist also gewissermaßen vor Redispatch-Maßnahmen „geschützt“. Wovor die Angabe als Nichtbeanspruchbarkeit allerdings nicht schützt, ist dass der Strom Gegenstand einer Notfall-Maßnahme gemacht wird. Ob die Angabe des Anlagenbetreibers, seine Anlage sei nichtbeanspruchbar, glaubhaft ist oder nicht, muss der Anschlussnetzbetreiber entscheiden.
Die in RD 2.0 geforderten Datenmeldung zu RD 2.0 z.B. zu Nichtbeanspruchbarkeiten oder die initialen Stammdaten sind dennoch seitens des AB bzw. EIV über die bekannten Datenmeldewege zu handhaben.
Weitere Infos und Fristen
Die Bundesnetzagentur hat für einen solchen Fall schon mit „Verwaltungszwang“ gedroht. Das bedeutet Bußgelder für Sie. Wir denken: Das muss nicht sein und informieren Sie daher rechtzeitig über die nötigen Handlungen Ihrerseits.