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Redispatch 2.0 

Welche Änderungen erwarten uns? 

Aktuell werden durch Redispatch Überlastungen während der Stromübertragung im Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber vermieden und somit die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems gewährleistet.

Die Regelungen zum erweiterten Redispatch-Prozess (Redispatch 2.0) wurden im Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABeG 2.0, Inkrafttreten am 17. Mai 2019) aufgenommen und sind ab dem 1. Oktober 2021 von allen Marktpartnern, wie z.B. Anlagenbetreibern, Direktvermarktern oder Netzbetreibern, umzusetzen.

Derzeitig nehmen am Redispatch der Übertragungsnetzbetreiber nur konventionelle Erzeugungsanlagen mit mehr als 10 Megawatt (MW) installierter Nennleistung zur Vermeidung von Netzengpässen teil. Zukünftig werden alle Erzeugungsanlagen ab 100 Kilowatt (kW) und nachrangig auch alle steuerbaren Erzeugungsanlagen kleiner gleich 100 kW in Redispatch-Maßnahmen einbezogen. Dazu gehören dann neben Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) sowie Speicheranlagen.

Windpark Hollich
Fragen & Antworten

Infos zu Redispatch 2.0 ab dem 01.10.2021

Beauftragung des Einsatzverantwortlichen (EIV) bis zum 14.05.2021

Wofür benötige ich einen Einsatzverantwortlichen?
Der Einsatzverantwortliche übernimmt für Sie zukünftig die für den Redispatchprozess benötigten Datenmeldungen an den Stromnetzbetreiber. Dies beinhaltet die initiale Anmeldung Ihrer Anlage bis zum 17.08.2021 und die kontinuierliche Lieferung von Planungsdaten, Selbstverbrauchsmengen und Nichtverfügbarkeiten Ihrer Anlage ab dem 28.09.2021.

Wie finde ich einen Einsatzverantwortlichen für meine Anlage?
Fragen Sie bei Ihrem Direktvermarkter oder Lieferanten an, ob dieser die Aufgaben des Einsatzverantwortlichen übernehmen kann. Der Direktvermarkter verfügt üblicherweise über die wesentlichen Daten, die ein Einsatzverantwortlicher benötigt. Alternativ können Sie in der Liste der BDEW-Codenummern mit dem Suchbegriff „Einsatzverantwortlicher“ eine Auswahl an möglichen Unternehmen und Ansprechpartnern finden.

Was passiert, wenn ich keinen Einsatzverantwortlichen beauftrage?
Wenn vom Einsatzverantwortlichen keine Daten zu Ihrer Erzeugungsanlage gemeldet werden, wird der Netzbetreiber Annahmen für diese treffen. Die Auswahl, welche Erzeugungsanlagen im Falle einer Netzüberlastung geregelt wird, kann möglicherweise falsch sein. Hierdurch kann Ihre Anlage geregelt werden, ohne dass eine Notwendigkeit besteht. Bei einer Anlage, die der Eigenversorgung des Anlagenbetreibers dient, erfolgt durch den Einsatzverantwortlichen eine Meldung der selbstverbrauchten Energiemengen, damit diese nicht abgeregelt werden. Bei einer fehlenden Meldung durch den Einsatzverantwortlichen kann die Selbstverbrauchsmenge nicht berücksichtigt werden und die vollständige Stromerzeugung der Anlage kann abgeregelt werden. Die hierdurch entstehenden Kosten können wir leider nicht erstatten, da diese durch eine Datenmeldung des Einsatzverantwortlichen vermieden werden können.

Welche Daten muss ich meinem Einsatzverantwortlichen bereitstellen?
Gemeinsam mit Ihrem Einsatzverantwortlichen entscheiden Sie, ob Ihre Erzeugungsanlagen in das Planwert- oder das Prognosemodell gemeldet werden sollen. Hiervon ist abhängig, welche Daten benötigt werden. Da dies Ihre unternehmerische Entscheidung ist, können wir Ihnen leider keine Entscheidungsempfehlung bereitstellen. Bitte besprechen Sie dies mit Ihrem Einsatzverantwortlichen.

Damit der Einsatzverantwortliche Ihre Erzeugungsanlage melden kann, benötigt er die Technische Ressourcen-ID ihrer Erzeugungsanlage. Wir veröffentlichen diese bis Juni 2021 auf unserer Homepage oder teilen Sie Ihnen in einem separaten Schreiben mit.  


Beauftragung eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR) bis zum 01.07.2021

Wofür benötige ich einen BTR?
Der BTR übernimmt für Sie die Abwicklung von Teilen der Marktkommunikationsprozesse. Im Falle einer Regelung Ihrer Anlage stimmt der BTR die durch die Regelung entstandene Ausfallarbeit mit uns ab. Wenn für eine Photovoltaikanlage oder eine Windkraftanlage das Abrechnungsmodell “Spitz”, “Vereinfachtes Spitzverfahren mit Wetterdienstleister vom Anlagenbetreiber” oder “Vereinfachtes Spitzverfahren aus einer Referenzanlage” ausgewählt wurde, meldet der BTR die Wetterdaten an die Stadtwerke Steinfurt GmbH.

Wie finde ich einen Betreiber der Technischen Ressource für meine Anlage?
Die Rolle des BTR kann Ihr Direktvermarkter übernehmen, alternativ können Sie aber auch einen professionellen Betriebsführer von Erzeugungsanlagen mit dem Betrieb ihrer Technischen Ressource beauftragen. 

Was passiert, wenn ich keinen Betreiber einer Technischen Ressource beauftrage?
Im Falle einer Regelung bei einer Anlage im Planwertmodell erstellt der Betreiber der Technischen Ressource den Vorschlag für die entstandene Ausfallarbeit. Die Stadtwerke Steinfurt GmbH stimmt diesem Vorschlag zu oder einigt sich mit dem BTR auf eine Ausfallarbeit. Ohne einen BTR kann bei einer Anlage im Planwertmodell keine Ausfallarbeit bestimmt werden, so dass die durch die Regelung entstandenen Kosten auch nicht erstattet werden können. Im Fall einer Regelung bei einer Anlage im Prognosemodell erstellt die Stadtwerke Steinfurt GmbH einen Vorschlag für die entstandene Ausfallarbeit. Der BTR stimmt diesem Vorschlag zu oder einigt sich mit der Stadtwerke Steinfurt GmbH auf eine Ausfallarbeit. Ohne einen BTR wird die von der Stadtwerke Steinfurt GmbH ermittelte Ausfallarbeit ungeprüft für die Erstattung der durch die Regelung entstandenen Kosten verwendet. Hierdurch kann Ihnen ein finanzieller Nachteil entstehen.

Wenn für Ihre Anlage keine Meldung durch einen Einsatzverantwortlichen erfolgt, sind wir verpflichtet Ihre Anlage an die BNetzA zu melden.
Die BNetzA kann aufgrund des Verstoßes gegen den Beschluss BK6-20-059 ein Ordnungsgeld verhängen.

Unter die Regelungen Redispatch 2.0 fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen, die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.

Welche wesentlichen Aufgaben müssen Sie im Redispatch 2.0 erfüllen?

  • Bereitstellung von Stammdaten
  • Bereitstellung von Bewegungsdaten
  • Wahl der Abrechnungsmethode (Gutschrift oder Rechnungslegung)
  • Angabe der Anlagenbetreiber-ID (BDEW)
  • Festlegung der Abrufart für Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)

Detail-Informationen zum Redispatch 2.0 finden Sie auf der Internetseite des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).

Übrigens: Alle Prozesse, einschließlich der Lieferung von Stamm- und Fahrplandaten sowie die Beschaffung der Ausgleichsenergie, müssen rund um die Uhr an allen Tagen des Jahres bedient werden.

Die Regelungen des Netzausbaubeschleunigungsgesetz 2.0 zum Redispatch sind für uns als Netzbetreiber relevant, da EE- und KWK-Anlagen, konventionelle Energieanlagen und Speicher mit einer Leistung von mehr als 100 kW an unser Netz angeschlossen sind. Darüber hinaus sind ebenso Anlagen kleiner gleich 100 kW in den Gesamtprozess einzubeziehen, sofern eine Möglichkeit der Steuerbarkeit durch uns als Netzbetreiber besteht.

Als Netzbetreiber haben wir folgende Aufgaben:

  • Zyklische Lieferung von planwertbasierten Netzzuständen
  • Informationsaustausch über steuerbare Ressourcen
  • Abstimmung über Cluster und die Wirksamkeit auf Netzknoten der vorgelagerten Netze
  • Informationen über Flex-Beschränkungen

Detail-Informationen zum Redispatch 2.0 finden Sie auf der Internetseite des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).

Durch Redispatch werden Engpässe bei der Übertragung von Strom im Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber ausgeglichen. Dazu wird die Stromerzeugung vorübergehend angepasst: Auf der einen Seite wird die Stromeinspeisung reduziert und auf der anderen Seite erhöht. Mit dieser Vorgehensweise wird gleichzeitig der Energiebedarf gedeckt und die Versorgungssicherheit aufrechterhalten. Derzeitig erfolgt Redispatch durch Regelung konventioneller Kraftwerke mit einer Leistung über 10 MW.

Sie möchten mehr wissen? Dann ist das Video der Bundesnetzagentur genau das richtige für Sie. 

Mit dem weiterentwickelten Redispatch 2.0-Prozess führt der Gesetzgeber die Prozesse des konventionellen Redispatch und des Einspeisemanagements- mit dem Ziel einer Vereinheitlichung und Optimierung zusammen. Dies soll zu einer höheren Prozesseffizienz, geringeren Kosten und damit auch einer Senkung des Beitrags der Engpassbehebung zu den Netzentgelten bei gleichbleibender Netzsicherheit führen.

Wesentliche Unterschiede zwischen Einspeisemanagement und Redispatch sind die Engpassvorausschau sowie der energetische und bilanzielle Ausgleich von Maßnahmen.

Bislang reagiert das heutige Einspeisemanagement in Echtzeit auf zu erwartende Überlastungen im Netz. Zukünftig werden beim Redispatch die Entwicklung von Last und Einspeisung prognostiziert und Maßnahmen gegen zu erwartende Überlastungen von Betriebsmitteln schon im Vorfeld eingeleitet. Dies führt zu einem Ausgleichsmechanismus durch den Netzbetreiber, ohne dass die Energiebilanz (im Gegensatz zum Einspeisemanagement) verändert wird. Regelungen von Anlagen können „neu“ anhand von vorgegebenen Fahrplänen durch den Anlagenbetreiber umgesetzt werden oder wie bisher über technische Einrichtungen durch den Anschlussnetzbetreiber erfolgen. Dabei werden im Redispatch 2.0 konventionelle, EE- und KWK-Anlagen und Speicher ab einer installierten Leistung von 100 kW einbezogen. Auf Verlangen des Netzbetreibers können auch steuerbare Photovoltaikanlagen kleiner oder gleich 100 kW zur Leistungsreduzierung aufgefordert werden.

Zukünftig hat auch der Bilanzkreisverantwortliche einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die abgeregelten Strommengen. Der bilanzielle Ausgleich der angemeldeten Fahrpläne des Bilanzkreisverantwortlichen, zum Beispiel des Direktvermarkters oder Anschlussnetzbetreibers, erfolgt durch den Übertragungsnetzbetreiber oder den Anschlussnetzbetreiber. Dabei wird der Bilanzkreis des Bilanzkreisverantwortlichen so gestellt, als hätte die Maßnahme nicht stattgefunden.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) unterstützt die Vorbereitung und Umsetzung des Redispatch 2.0 mit der "Branchenlösung Redispatch 2.0" sowie Anwendungshilfen zu den Themen Daten, Bilanzierung und Abrechnung. Weitere Informationen finden Sie auf der Internetseite des BDEW

Aufbauend auf den Ausarbeitungen des BDEW arbeitet die BNetzA derzeit an verbindlichen Festlegungen zum Redispatch 2.0.

Darüber hinaus wird der Leitfaden zum Einspeisemanagement (Version 3.0) von der BNetzA nach den Maßgaben des Redispatch 2.0 überarbeitet.

Im Netzbetreiberprojekt Connect+ erarbeiten die Netzbetreiber gemeinsam einheitliche Lösungen zum Datenaustausch. Bei den Netzbetreibern, Bilanzkreisverantwortlichen und Einsatzverantwortlichen sowie Einspeiseanlagen müssen IT-Systeme angepasst werden und Schnittstellen zwischen den Marktteilnehmern aufgebaut oder erweitert werden.

Die betroffenen Anlagenbetreiber werden zum gegebenen Zeitpunkt über die Lieferung von Stammdaten und Fahrplänen informiert.

Connect+ wurde von vier Übertragungsnetzbetreibern und 17 Verteilnetzbetreibern aufgesetzt und gewährleistet einen sicheren und effizienten Datenaustausch im Rahmen des Redispatch 2.0. Die Plattform Connect+ stellt eine Art Postverteilzentrum für die Weiterleitung von Informationen zwischen den Akteuren aus dem Redispatch-Prozess dar. Die 21 Netzbetreiber haben für sich beschlossen, den Austausch von Informationen zwischen Anlagenbetreibern und Netzbetreibern über diese Plattform abzubilden. Auch für den Austausch von Informationen zwischen allen Anlagen- und Netzbetreibern kann sie genutzt werden.

Connect+ ist ein gemeinschaftliches Netzbetreiberprojekt. Die erarbeiteten Lösungen aus dem Projekt Connect+ werden anschließend für alle Netzbetreiber nutzbar gemacht und ihre Interessen adäquat berücksichtigt. Das Projekt schafft Möglichkeiten für einen reibungslosen Datenaustausch zwischen uns und Anlagenbetreibern sowie zwischen uns und anderen Netzbetreibern.

Für Anlagenbetreiber besteht ein Vorteil in dem sogenannten „Single Point of Contact (SPOC)“ sodass eine Übergabe der benötigten Daten nur noch an einer zentralen Stelle erfolgen muss. Dadurch können kostenintensive und fehlerintensive Schnittstellen eingespart werden, die speziell auf die vom Anlagenbetreiber genutzten Systeme angepasst werden müssen. Für Netzbetreiber bietet sich der Vorteil, dass Datenpakete an mehrere Akteure gleichzeitig verschickt werden können. Zudem muss sich nur einmal angeschlossen werden und der Kontakt kann fortan für alle Akteure (rund 800 NB und 80.000 Anlagen) bestehen, sofern sich diese dem Projekt anschließen. Dadurch wird die Handhabbarkeit des Redispatch 2.0 Prozesses deutlich vereinfacht.

PV-Anlage.jpg

Unter die Regelungen fallen alle Anlagen alle Anlagen zwischen 100 kW und 10 MW und Anlagen, die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.

§ 13a Abs.1 EnWG, geändert durch das NABEG, macht keine Unterscheidung bei den Erzeugungsanlagen, so dass grundsätzlich auch solche KWK-Anlagen bei der Maßnahmendimensionierung mit betrachtet werden müssen. Dementsprechend sind auch hierzu zwischen Anlagenbetreiber/Einsatzverantwortlichem und Anschlussnetzbetreiber Daten auszutauschen.

Die Auswahl der Art der Ansteuerung erfolgt über den EIV oder den VNB. Die Technologie zur Anlagensteuerung ist in den BDEW-Dokumenten nicht festgeschrieben. Daher ist eine zukünftige Anlagensteuerung über ein iMSys in Kombination mit einer Steuerbox nicht ausgeschlossen.

Ja, alle Prozesse, einschließlich der Beschaffung des energetischen Ausgleichs, müssen rund um die Uhr bedient werden.

Das Risiko von Mehraufwändungen durch Prognoseabweichungen trägt derjenige Netzbetreiber, der die Bestimmung des Redispatcheinsatzes verantwortet. Agiert ein Anschlussnetzbetreiber nur als Erfüllungsgehilfe für einen anlagescharfen Aufruf eines überlagerten Netzbetreibers, werden die Risiken durch den anfordernden Netzbetreiber getragen. Bietet er seinem überlagerten Netzbetreiber hingegen eine Zusammenfassung von Anlagen als Cluster zur Steuerung an und wählt selbstständig die darin enthaltenen Anlagen zum Abruf aus, so muss er auch die daraus resultierenden Risiken tragen.

AP Einspeiser

Abdulla Ahmad

AP Einspeiser 2

Christian Langer

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