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.
Damit das Engpassmanagement gemäß den neuen Anforderungen fristgerecht umgesetzt werden kann, empfiehlt der BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft allen darin einbezogenen Anlagenbetreibern, rechtzeitig die notwendigen Vorbereitungen zu treffen sowie frühzeitig den Austausch mit den Netzbetreibern zu suchen.
Weitere Informationen finden Sie unter BDEW-Branchenlösung Redispatch 2.0 im Downloadbereich.
Redispatch-Maßnahmen sind Prozesse, die von den Netzbetreibern mit Hilfe der Kraftwerksbetreiber durchgeführt werden, um Netzengpässe zu vermeiden. Um die erneuerbaren Energien und die Verteilnetzbetreiber in die präventiven Prozesse einzubinden, tritt ab dem 01.10.2021 der Redispatch 2.0 in Kraft, in den alle Kraftwerke mit einer installierten Leistung >100 kW eingebunden werden sollen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.
Weitere Informationen finden Sie auf der Seite der Bundesnetzagentur.
Welche gesetzlichen Grundlagen und Pflichten gibt es
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 einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse 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 sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden müssen. Weitere Konkretisierungen ergeben sich durch bestehende Festlegungen der Bundesnetzagentur beziehungsweise durch zeitnah erwartete Veröffentlichungen weiterer Festlegungen der Behörde (siehe unten).
BDEW Branchenlösung
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).
Ergänzende Festlegung:
Im Rahmen der Festlegung der BNetzA zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen (BK6-20-059) wurden am 6. November 2020 die Bilanzierungsmodalitäten gemäß § 13a Abs. 1a S. 1 und 2 (i. V. m. § 14 Abs. 1) EnWG für den Redispatch 2.0 näher bestimmt. Für den finanziellen Ausgleich sind die Vorgaben der Anlage 1 „Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der Ausfallarbeit“, Kapitel 2.1.3, zu beachten. Die Prozesse für die Kommunikation im Zusammenhang mit dem Austausch von Stamm-, Plan- und Echtzeitdaten sowie prozessual nachgelagerten Informationsbereitstellungen im Zusammenhang mit der Vorbereitung, der Durchführung und dem bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen finden sich in Anlage 2 der Festlegung. Die MaBiS wird gemäß der Anlage 3 „Änderungen MaBiS – Ergänzung um Prozesse für den bilanziellen Ausgleich“ derselben Festlegung geändert. Die auszutauschenden Daten umfassen beispielsweise anlagenspezifische Stammdaten, die Entscheidung hinsichtlich der Redispatch-2.0-Abrufart und die Wahl eines Bilanzierungsmodells, inklusive einer jeweiligen Lieferung von zusätzlichen:
- Bewegungsdaten im Prognosemodell (Information zu marktbedingten Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten), um dem Netzbetreiber die Erzeugungsprognose zu ermöglichen oder
- vom Anlagenbetreiber selbst erstellte Prognose- und Plandaten der Erzeugung im Planwertmodell.
Gibt es einen Standard für die Kommunikation zwischen Netz- und Anlagenbetreiber?
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.
Welche Anlagenfunktionalitäten sind notwendig?
Ein wichtiger Aspekt für die erfolgreiche operative Umsetzung von Redispatch-2.0-Maßnahmen ist die Ausstattung von Anlagen mit entsprechender Steuerungstechnik. Um bei Redispatch-2.0-Abrufen einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb zu gewährleisten, müssen Anlagen zwar keine Umrüstung auf eine bestimmte Technologie durchlaufen, doch definierte technische Vorgaben erfüllen.
Betreiber von Stromerzeugungseinheiten müssen nach der Vorgabe des § 13a EnWG in der Lage sein, auf Aufforderung des Netzbetreibers die Wirk- oder Blindleitungserzeugung anzupassen oder eine Anpassung zu dulden. Auch bezüglich dieser bestimmten technischen Vorgaben kommen wir in Kürze erneut auf Sie zu.
Wie geht es weiter?
Damit betroffene Anlagen in das neue Regime überführt werden können, werden Netzbetreiber deutschlandweit in den kommenden Wochen die ersten konkreten Implementierungsschritte verwirklichen. Dies beinhaltet einen geplanten Redispatch-2.0-Testbetrieb ab Sommer 2021.
Falls Ihre Anlage an das Hoch- oder Mittelspannungsnetz angeschlossen ist und eine installierte Leistung >100kW aufweist, bitten wir Sie vor dem Hintergrund, da auch Sie bald Teil des neuen Redispatch-Prozesses sein werden, sich ebenfalls zeitnah mit dem Thema zu befassen und die nötigen Vorbereitungen für eine erfolgreiche Umsetzung zu treffen.
Sollten Sie Fragen an uns haben, stehen wir Ihnen gerne unter der E-Mail-Adresse redispatch@netze-magdeburg.de als Ansprechpartner zur Verfügung.
Informationen zur Marktpartner-ID im Redispatch 2.0
Im Zuge des Redispatch 2.0 sind neue Datenaustauschverpflichtungen hinzugekommen. Hierzu erhält jede Marktrolle eine eindeutige BDEW-Codenummer / Marktpartner-ID um eine standardisierte, maschinelle und verschlüsselte Kommunikation zwischen den einzelnen Marktakteuren zu ermöglichen. Die Teilnahme am Redispatch 2.0 Prozess ist mit einem gesteigerten Kommunikations-, Umsetzungs- und Kostenaufwand verbunden. Dementsprechend müssen die Anlagenbetreiber entscheiden, ob Sie eine oder mehrere Marktrollen, welche in der PDF Marktpartner-ID´s im Downloadbereich beschrieben werden, selbst wahrnehmen wollen oder einen Dienstleister hierfür beauftragen.
Für jede selbst übernommen Marktrolle muss eine BDEW-Codenummer / Marktpartner-ID beantragt werden. Andernfalls erfolgt die Kommunikation über die Marktpartner-ID des Dienstleisters.
Die BDEW-Codenummer(n) / Marktpartner-ID(s) werden unten auf der Seite der Energie Codes und Services GmbH unter dem Punkt „Beantragung“ bestellt.
Weitere Informationen zum Thema Marktpartner ID finden Sie auf der Seite des BDEW.
Das wichtigste kurz im Überblick
Welche Erzeugungsanlagen umfasst der Redispatch 2.0?
Falls Ihre Anlage an das Hoch- oder Mittelspannungsnetz angeschlossen ist und eine installierte Leistung >100kW aufweist ist Sie in den Redispatch 2.0 Prozess miteingeschlossen.
Welche Dokumente müssen ausgefüllt werden?
Wir benötigen, zur Abschätzung der Redispatchleistung, die Stammdaten Ihrer Anlage und zur standardisierten Kommunikation Ihre Marktpartner-ID(s). Außerdem können Sie sich entscheiden welche Variante der Datenübermittlung Sie bevorzugen.
Füllen Sie dazu die Datei „Stammdaten“ aus. Senden Sie uns diese zusammen mit Ihren Marktpartner-ID(s) und Ihrer Wahl zwischen Prognose und Planwertmodell an redispatch@netze-magdeburg.de.
Die Datei steht Ihnen im Downloadbereich zur Verfügung.
Wo bekomme ich die Marktpartner-ID(s)?
Die Marktpartner-ID(s) werden bei der Energie Codes und Services GmbH beantragt.
Welche Varianten der Datenübermittlung gibt es?
Sie können sich bei der Datenermittlung zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell entscheiden. Teilen Sie uns Ihre Entscheidung über redispatch@netze-magdeburg.de mit.
Im Planwertmodell werden die Erzeugungsprognosen durch den Anlagenbetreiber/ Einsatzverantworlichen erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt, sodass entsprechende vorab Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind. Die Bilanzierung erfolgt auf Basis der ausgetauschten Fahrpläne.
Im Prognosemodell werden die Erzeugungsprognosen durch den Netzbetreiber erstellt. Es werden dementsprechend keine Einspeisungs-Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) durch den Anlagenbetreiber / Einsatzverantwortlichen geliefert. Steuerbare Anlagen werden nachträglich auf Basis der berechneten Ausfallarbeit im Rahme der Bilanzkreisabrechnung ausgeglichen.
Wo finde ich weitere Informationen zum Redispatch 2.0 ?
Weitere Informationen finden Sie auch auf der Seite der Bundesnetzagentur oder im Downloadbereich
