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Redispatch 2.0

Allgemein - Redispatch 2.0
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.

Was ändert sich?
Ab dem 1. Oktober 2021 gelten neue Vorgaben für die Bewirtschaftung von Netzengpässen. Das betrifft nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die Aufgaben der Anlagenbetreiber. Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren.

Die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) werden zum 01. Oktober 2021 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.

Welche wesentlichen Aufgaben müssen Anlagenbetreiber im Redispatch 2.0 erfüllen?
  • Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
  • Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)
Je nachdem ob der Anlagenbetreiber die Rolle des EIV und/oder des BTR selbst wahrnimmt, sind weitere Aufgaben zu erfüllen:
  • Bereitstellung von Stammdaten
  • Bereitstellung von Bewegungsdaten (Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten, Echtzeitdaten)
Die Aufgaben, die im Rahmen des Redispatch 2.0 auf die Anlagenbetreiber zukommen, haben wir in der nachfolgenden Checkliste skizziert:
Je nach Erzeugungsanlage, Energieträger und gewähltem Bilanzierungs-/ Abrechnungsmodell fallen die mitzuteilenden Daten unterschiedlich aus. Einzelheiten hierzu können der Festlegung zur Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen der Bundesnetzagentur vom 23.03.2021 (Az.: BK6-020-061) entnommen werden, abrufbar unter:
www.bundesnetzagentur.de

Welchen Meldeweg und welches Format muss ich einhalten?
Der Datenaustausch erfolgt im Redispatch 2.0 über einen sogenannten Data-Provider („Datendrehscheibe“). Die Rolle des Data-Providers wird in der Regel durch das Tool Connect+ eingenommen werden. Somit hat der Datenaustausch grundsätzlich über die Connect+-Plattform im XML-Format zu erfolgen. Allerdings können nicht alle Daten über die Connect+-Plattform gemeldet werden. Zur Nutzung der Connect+ Plattform benötigen Anlagenbetreiber eine MP-ID für die Rolle Einsatzverantwortlicher. Sollten Sie einen EIV beauftragt haben, stimmen Sie sich bitte eigenständig über die Durchführung des Datenaustausch über Connect+ mit Ihrem EIV ab. Sollten Sie keinen EIV beauftragt haben müssen Sie als Anlagenbetreiber eine MP-ID für die Rolle EIV beantragen.

Marktrollen im Redispatch 2.0

Was ist eine Marktpartner-ID
Für die Kommunikation zwischen den Marktrollen ist eine eindeutige Identifikation mit spezifischen BDEW-Codenummern, sogenannten Martpartner-ID(s) erforderlich. Im Redispatch 2.0 benötigt jede Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID.
Sofern der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt, muss dieser zwei Marktpartner-IDs beschaffen und an den Netzbetreiber kommunizieren. Die Martkpartner-ID ist bei der Energie Codes und Services GmbH auf der Website des BDEW zu beantragen.
Hat der Anlagenbetreiber einen Dienstleister damit beauftragt die Rollen des BTR und EIV für ihn wahrzunehmen, ist keine Beantragung von Marktpartner-IDs durch den Anlagenbetreiber notwendig.

Anlagenbetreiber
Natürliche oder juristische Person oder Personengesellschaft, die eine Anlage betreibt (derjenige der die technische und wirtschaftliche Verantwortung für die Anlage trägt). Er hat rechtliche Verpflichtungen und Ansprüche, die mit dem Anschlussnetzbetreiber vertraglich geregelt sind (bspw. für den Netzanschluss oder die Vergütung von eingespeistem Strom).
Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV), wenn er diese Rollen nicht an Dritte abtritt.

Einsatzverantwortlicher (EIV)
Die Rolle des Einsatzverantwortlichen umfasst die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource und die Übermittlung der Fahrpläne.
Der EIV muss für den Netzbetreiber erforderliche Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt.

Betreiber der technischen Ressource (BTR)
Anlagenbetreiber oder eine von diesem beauftragte natürliche oder juristische Person. Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen.

Definition: Technische und Steuerbare Ressource
Gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt wurden die neuen Identifikatoren der Technischen Ressource (TR) und Steuerbaren Ressource (SR) eingeführt. Sie dienen für die eindeutige Benennung von technischen Objekten im Rahmen der Marktkommunikation der Marktpartner im Redispatch 2.0.
  • Eine TR ist ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt.
  • Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt und ist steuerbar. Eine SR setzt sich aus einzelnen TR zusammen. Hierbei gilt:
    • Einer SR ist mindestens eine MaLo zugeordnet
    • Jede SR ist genau einem EIV zugeordnet
    • Jede TR ist genau einer SR zugeordnet
    • Jeder SR ist mindestens eine TR zugeordnet
Bei der TR-ID und der SR-ID handelt es sich um eine alphanummerische, 11-stellige Identifikationsnummer (bspw. C1077825012 (SR) und D1273421322 (TR)).
Die TR-ID und SR-ID sowie deren Zuordnung zu der jeweiligen Erzeugungsanlage werden dem Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber übermittelt.

Was passiert, wenn ich keinen Einsatzverantwortlichen beauftrage?
Sollten Sie keinen Einsatzverantwortlichen beauftragen, nehmen Sie als Anlagenbetreiber auch die Rolle des Einsatzverantwortlichen wahr. Werden dem Anschlussnetzbetreiber keinen Daten zu den jeweiligen Anlagen vom EIV gemeldet, werden Annahmen getroffen. Dadurch kann sich eine falsche Auswahl von Erzeugungsanlagen zur Abregelung und Verhinderung von Netzengpässen ergeben. Des Weiteren können, ohne Datenmeldungen keine Eigenverbrauchsmengen berücksichtigt werden und im Falle einer Abregelung der betreffenden Anlage die dadurch entstehenden Kosten nicht erstattet werden.

Wie wird meine Anlage im Redispatch 2.0 geregelt? (Abrufart)
Die Leistungsreduzierung kann weiterhin über ein Fernwirkgerät (z.B. Funkrundsteuerempfänger) erfolgen, bei dem die Reduzierung über dessen umsetzbare Stufen erfolgt.
Mit Einführung des Redispatch 2.0 wird jedoch unterschieden, durch wen die Redispatch-Maßnahme umgesetzt wird.

Duldungsfall:
Der Duldungsfall bezeichnet die Situation, in der der anweisende Netzbetreiber den Einsatzverantwortlichen über die Arbeitspunktveränderung seiner Steuerbaren Ressource informiert, die Steuerung der steuerbaren Ressource aber selbst durchführt.
Sofern TR über eine gemeinsame technische Steuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber steuerbar sind, müssen diese TR zu einer SR zusammengefasst werden.

Aufforderungsfall:
Der Aufforderungsfall bezeichnet die Situation, in der der anweisende Netzbetreiber den Einsatzverantwortlichen auffordert, den Arbeitspunkt seiner steuerbaren Ressource zu verändern. Dieser Prozess muss 24/7 gewährleistet sein.
Sofern TR am selben Netzanschlusspunkt einspeisen oder der Netzbetreiber die netzanschlusspunktübergreifende Aggregation freigegeben hat und diese TR die gleichen (kalkulatorischen) Kosten haben und diese TR denselben verantwortlichen EIV haben, können TR zu einer SR zusammengefasst werden.

Bilanzierungsmodell
Der bilanzielle Ausgleich nach § 13a Abs. 1a S. 1 und 2 (i. V. m. § 14 Abs. 1) EnWG erfolgt für jede Viertelstunde des Ausgleichszeitraums einer Redispatch-Maßnahme nach einem der beiden im Folgenden beschriebenen Bilanzierungsmodelle. Jede steuerbare Ressource muss genau einem Bilanzierungsmodell zugeordnet sein

Planwertmodell:
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. Im Planwertmodell werden die Erzeugungsprognosen durch den EIV erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt, so dass entsprechende ex ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind. Die Bilanzierung erfolgt auf Basis der aus-getauschten Fahrpläne.

Prognosemodell:
Im Prognosemodell werden keine Erzeugungsprognosen durch den EIV erstellt und an die betroffenen NB übermittelt. Die Erzeugungsprognose wird durch den Netzbetreiber durchgeführt.
Das Prognosemodell stellt im Redispatch 2.0 den Standardfall dar. Dem Prognosemodell werden alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.

Abrechnungsmodell
Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird.
Die Festlegung auf eine Abrechnungsvariante erfolgt durch den Anlagenbetreiber für jede Anlage bis zum 30.11. eines Jahres für das folgende Kalenderjahr. Die initiale Zuordnung zum 01.10.2021 zu einer Abrechnungsvariante bei Bestandsanlagen erfolgt durch den Anschlussnetzbetreiber, wenn nicht der Anlagenbetreiber bis zum 30.06.2021 eine Festlegung vornimmt.
Das Abrechnungsmodell ist abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung. Hierbei gilt:

Mögliche Abrechnung im Planwertmodell Mögliche Abrechnung im Prognosemodell
 - Pauschal
Spitzabrechnung Spitzabrechnung
Vereinfachte Spitzabrechnung
(Spitz Light)
Vereinfachte Spitzabrechnung
(Spitz Light)
Pauschal:
Die Ausfallarbeit wird mittels Fortschreibung der letzten Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme ermittelt.

Spitzabrechnung:
Ausfallarbeit wird auf Basis von gemessene Wetterdaten der Anlage ermittelt.

Vereinfachte Spitzabrechnung (Spitz Light):
Ausfallarbeit wird auf Basis von Referenzmesswerten oder Wetterdaten für den Standort ermittelt. Diese Möglichkeit kann verwendet werden, sofern keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten stammen in diesem Fall von Dritten (z.B. Wetterdienstleister, Netzbetreiber).

Einzelheiten hierzu können der Festlegung zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen der Bundesnetzagentur vom 25.11.2020 (Az.: BK6-020-059) entnommen werden, abrufbar unter:
www.bundesnetzagentur.de

Weiterführende Informationen zum Thema Redispatch 2.0
Weiterführende Informationen zum Thema Redispatch 2.0 finden Sie auf den Seiten des BDEW und der Bundesnetzagentur.