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Projekt Redispatch 2.0

Redispatch 2.0:

Netzengpässe vorhersagen und kompensieren

Der äußerst schwankend zur Verfügung stehende Strom aus erneuerbaren Energien stellt die Netzbetreiber vor große Herausforderungen. Den daraus entstehenden Netzengpässen bzw. Netzüberlastungen soll künftig besser vorgebeugt werden. Dafür macht das novellierte Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) auch neue Vorgaben zum Einspeisemanagement.

Damit diese neuen Vorgaben fristgerecht umgesetzt werden können, haben die Stadtwerke Jena Netze ein entsprechendes Projekt gestartet. Wir empfehlen auch allen Anlagenbetreibern rechtzeitig die notwendigen Vorbereitungen zu treffen.

Auf dieser Seite stellen wir Ihnen Informationen zu den gesetzlichen Pflichten und zum aktuellen Umsetzungsstand bereit.

Anlagen und Speicher ab 100 kW betroffen

Das neue Einspeisemanagementverfahren Redispatch 2.0 startet zum 1. Oktober 2021. Bereits zum 1. Juli 2021 sind erste Stammdaten bereitzustellen. Nach aktuellem Stand sind alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW betroffen. Dies gilt unabhängig davon, ob es sich um erneuerbare oder konventionelle Erzeugung handelt. Nachrangig sind alle Erzeugungsanlagen, die jederzeit von einem Netzbetreiber fernsteuerbar sind, von der Neuregelung umfasst. Am derzeitigen Redispatch-Prozess nehmen nur konventionelle Erzeugungsanlagen mit mehr als 10 MW installierter Leistung teil.

Redispatch 2.0: Neue Anforderungen für alle Marktpartner

Künftig sollen Netzengpässe früher erkannt und rechtzeitig die wirksamsten Maßnahmen zur Vermeidung geplant sowie zwischen den Netzbetreibern abgestimmt werden. Unter Einbeziehung von Stamm- und Planungsdaten der Anlagenbetreiber prognostizieren die Netzbetreiber dazu ca. zwei Tage im voraus die Last- und Erzeugungssituation. Über Netzsicherheitsberechnungen wird ermittelt, ob sich daraus Netzengpässe ergeben. Sollte dies der Fall sein, legt der Netzbetreiber geeignete Gegenmaßnahmen fest, beispielsweise die Reduzierung der Einspeiseleistung von Erzeugungsanlagen. Neu ist im zukünftigen Prozess, dass diese Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind.

Häufige Fragen

Worum geht es bei Redispatch 2.0? 

Bei Redispatch 2.0 handelt es sich um eine grundlegende Novellierung des Einspeisemanagements. Nach dem novellierten Netzausbaubeschleunigungsgesetz NABEG 2.0 und dem Energiewirtschaftsgesetz EnWG sind Verteilnetzbetreiber wie die Stadtwerke Jena Netze verpflichtet, sich an der Vermeidung bzw. Behebung von Netzengpässen zu beteiligen. Bisher waren dafür die Betreiber der vorgelagerten Verteilnetze bzw. Übertragungsnetze allein zuständig. Sie bezogen in ihre Redispatch-Maßnahmen allein konventionelle Anlagen mit einer Leistung über 10 MW ein.  

 

Was ist eigentlich eine Redispatch-Maßnahme? 

In der Energiewirtschaft meint dispatch die Einsatzplanung für eine Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage, redispatch meint die kurzfristige Änderung dieser Planung. Eine Redispatch-Maßnahme ist demnach die Anpassung der Wirkleistungserzeugung / des Wirkleistungsbezugs oder die Aufforderung zu deren Anpassung. Redispatch-Maßnahmen nach §13a Abs. 1 (i. V. m. §14 Abs. 1) EnWG richten sich an Anlagen zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie. Sie werden durch den Netzbetreiber veranlasst. 

 

Welche Anlagen sind von Redispatch 2.0 betroffen?

Die Neuregelung umfasst alle Erzeugungsanlagen und Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie ab einer Leistung von 100 kW und Anlagen, die jederzeit durch den Netzbetreiber fernsteuerbar sind. Diese Regelung betrifft auch Anlagen in Industrienetzen. Dazu zählen konventionelle Anlagen, Erneuerbare-Energien-Anlagen, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und Speicheranlagen. 

 

Wie läuft die Redispatch-2.0-Einführung? Welche Fristen gelten?

Im April haben wir von den Stadtwerken Jena Netze alle uns bekannten Anlagenbetreiber angeschrieben. Gemeinsam mit Ihnen wollen wir prüfen, ob Sie und Ihre Anlage von der Neuregelung betroffen sind. Sollte dies der Fall sein, sind Sie verpflichtet, uns bestimmte Daten zu Ihrer Anlage zu übermitteln und konkrete Ansprechpartner zu den verschiedenen Marktrollen zu benennen. Auch können Sie sich für ein Bilanzierungs- und Abrechnungsmodell entscheiden.  

Die initiale Auswahl des Bilanzierungs- und Abrechnungsmodells wird die Stadtwerke Jena Netze als Anschlussnetzbetreiber vornehmen. Als Anlagenbetreiber können Sie uns bis spätestens 30. Juni 2021 mitteilen, für welches Modell Sie sich entscheiden. Die Übermittlung der Stammdaten an das Netzbetreiberprojekt connect+ startet am 1. Juli 2021, 0:00 Uhr.  

Der Redispatch-Prozess startet am 1. Oktober 2021. Somit müssen am 29. September 2021 um 14:30 Uhr die Planungsdaten der Anlagenbetreiber/Einsatzverantwortlichen bei den Netzbetreibern vorliegen, um den ersten Berechnungszyklus auf Netzbetreiberseite zu starten.

 

Welche Rolle spielt das Marktstammdatenregister?

Ein Teil der Stammdaten wird über das Marktstammdatenregister abgerufen. Bitte prüfen Sie Ihre Angaben im Marktstammdatenregister auf Korrektheit und Vollständigkeit. Alle Stammdaten, die dort nicht erfasst sind, müssen durch die Anlagenbetreiber/Einsatzverantwortlichen über die Kommunikationsplattform connect+ bereitgestellt werden. Welche Informationen über die Angaben im Marktstammdatenregister hinaus benötigt werden, können im Beschluss BK6-20-061 der Bundesnetzagentur nachgelesen werden. Sollte(n) Ihre Anlage(n) bisher nicht im Marktstammdatenregister erfasst sein, so sind alle Informationen über connect+ zur Verfügung zu stellen. 

 

Welche Marktrollen gibt es und wer füllt diese aus?

Für folgende Marktrollen müssen Sie uns Ansprechpartner benennen. Die Rollen Anlagenbetreiber, Einsatzverantwortlicher und Betreiber der Technischen Ressource können aber auch von einer Person gleichzeitig wahrgenommen werden. 

  • Betreiber einer technischen Ressource (BTR): Ist für den Betrieb einer technischen Ressource verantwortlich, stellt Echtzeitdaten bereit und stellt diese dem Netzbetreiber zur Verfügung; ermittelt einen möglichen Gegenvorschlag der Ausfallarbeit. Diese Rolle wird vom Anlagenbetreiber ausgefüllt, sofern er keinen Dritten damit beauftragt. 

  • Anlagenbetreiber (AB): Eine natürliche oder juristische Person oder Personengesellschaft, die eine Anlage betreibt bzw. Betreiber einer technischen Ressource ist. 

  • Einsatzverantwortlicher (EIV): Plant und steuert den Einsatz einer oder mehrerer technischen Ressourcen und übermittelt entsprechende Fahrpläne an den Netzbetreiber. Diese Rolle wird vom Anlagenbetreiber ausgefüllt, sofern er keinen Dritten damit beauftragt. 

 

Was ist eine technische Ressource?

Technische Ressourcen sind Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie gemäß §13a Abs. 1 S. 1 EnWG. Für jede technische Ressource ist die Zuordnung zu einer steuerbaren Ressource notwendig sowie zu mindestens einer Marktlokation. In Ausnahmefällen kann es für eine technische Ressource auch zwei Marktlokationen geben, z.B. wenn die Anlage sowohl Strom einspeisen als auch entnehmen kann. 

 

Was ist eine steuerbare Ressource?

Eine steuerbare Ressource setzt sich aus mindestens einer oder mehreren technischen Ressourcen zusammen. Sie muss mindestens einer, kann aber auch mehreren Marktlokationen zugeordnet werden. Für sie muss genau ein Einsatzverantwortlicher benannt werden (siehe Frage zu den Marktrollen). Eine steuerbare Ressource wird entweder über den Duldungsfall oder den Aufforderungsfall abgerufen (siehe unten).  

 

Was sind Aufforderungsfall und Duldungsfall? 

Im Aufforderungsfall fordert der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber auf, den Arbeitspunkt seiner steuerbaren Ressource zu verändern. 

Im Duldungsfall informiert der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber, dass er den Arbeitspunkt von dessen steuerbarer Ressource verändern wird. Die entsprechende Steuerung führt der Netzbetreiber aber selbst durch, er sendet das Steuersignal. Wichtig: Verfügen mehrere technische Ressourcen über eine gemeinsame Steuerung, werden diese zu einer steuerbaren Ressource zusammengefasst. 

 

Können aktuell verwendete Steuerungsanlagen weiterhin genutzt werden? 

Ja. Die aktuell bestehenden Anlagen zur Beeinflussung durch den Anschlussnetzbetreiber können weiterhin genutzt werden.  

 

Was ist mit der Bearbeitungszeit durch den Einsatzverantwortlichen gemeint?

Im Aufforderungsfall meint dieser Begriff die Zeit vom Eingang einer Aufforderung zur Umsetzung einer Redispatch-Maßnahme bis zur Initiierung der Umsetzung in der steuerbaren Ressource. 

 

Was ist positiver und negativer Redispatch? 

Negativer Redispatch bedeutet, die Erzeugungsanlage wird abgeregelt, also ihre Einspeisung oder Erzeugung reduziert. Auf Speicher bezogen wäre dies eine Reduzierung des Entladens bzw. ein Aufladen des Speichers.  

Der positive Redispatch beschreibt den Fall, dass eine Erzeugungsanlage ihre Einspeisung bzw. Erzeugung erhöht. Für Speicher bedeutet dies die Reduzierung des Ladevorganges bzw. das Entladen des Speichers. 

 

Was ist Ausfallarbeit? 

Ausfallarbeit ist – arbeitsbezogen – die Differenz zwischen der theoretischen Einspeisung und dem Wert durch die Leistungslimitierung.  

 

Welche Bilanzierungsmodelle sind bei Redispatch 2.0 möglich?

Im Prognosemodell müssen die Einsatzverantwortlichen keine Erzeugungsprognosen erstellen und an den Netzbetreiber übermitteln. Da demnach keine ex ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind, erfolgt die Bilanzierung nachträglich (ex post) auf Basis der berechneten Ausfallarbeit im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung. 

Im Planwertmodell erstellen die Einsatzverantwortlichen Erzeugungsprognosen für ihre Anlagen und übermitteln diese an die betroffenen Netzbetreiber. Auf Grundlage der ex ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) erfolgt die Bilanzierung. 

Bis spätestens 30. Juni 2021 können Sie uns mitteilen, für welches Bilanzierungsmodell Sie sich entscheiden. Ansonsten gilt die durch die Stadtwerke Jena Netze festgelegte Bilanzierungsvariante. 

 

Welche Abrechnungsvarianten sind bei Redispatch 2.0 möglich?

Bei Redispatch 2.0 sind drei Abrechnungsmodelle möglich. Welches für Sie infrage kommt, richtet sich nach der Art Ihrer Anlage und dem gewählten Bilanzierungsmodell. 

Spitzabrechnung:  

  • für Anlagen mit fluktuierender Erzeugung: Entschädigung für Ausfälle anhand eines hypothetischen Einspeiseverlaufs, der mit Hilfe von direkt an der Anlage gemessenen Wetterdaten und der Anlagen-Kennlinie errechnet wurde 

  • für Anlagen mit nicht-fluktuierender Erzeugung: ist die Basis der ex-ante Fahrplan 

  • für Anlagen mit fluktuierender Erzeugung (Windkraft an Land und auf See, Solaranlagen) im Planwert- und im Prognosemodell nutzbar 

  • für Anlagen mit nicht-fluktuierender Erzeugung (alle anderen Anlagen) nur im Planwertmodell nutzbar 

vereinfachte Spitzabrechnung: 

  • Entschädigung für Ausfälle anhand eines hypothetischen Einspeiseverlaufs, der über anlagen- oder standortspezifischen Referenzmesswerte errechnet wurde 

  • für Anlagen mit fluktuierender Erzeugung (Windkraft an Land und auf See, Solaranlagen) im Planwert- und im Prognosemodell nutzbar 

  • für Anlagen mit nicht-fluktuierender Erzeugung (alle anderen Anlagen) nicht nutzbar 

Pauschalabrechnung: 

  • Entschädigung für Ausfälle anhand der Anlagenleistung der letzten Viertelstunde; diese wird pauschal für die Zeit der Maßnahme fortgeschrieben 

  • für Anlagen mit fluktuierender Erzeugung (Windkraft an Land und auf See, Solaranlagen) im Prognosemodell nutzbar 

  • für Anlagen mit nicht-fluktuierender Erzeugung (alle anderen Anlagen) nur im Prognosemodell nutzbar 

 

Bis spätestens 30. Juni 2021 können Sie uns mitteilen, für welche Abrechnungsvariante Sie sich entscheiden. Ansonsten gilt die durch die Stadtwerke Jena Netze festgelegte Abrechnungsvariante. 

 

Was ist mit dem Postverteilzentrum/-konzept (PVZ/PVK) gemeint?

Über das Postverteilzentrum (auch Postverteilkonzept) wird ein deutschlandweit einheitlicher Datenaustausch zwischen Netzbetreibern, Einsatzverantwortlichen, Anlagenbetreibern,  Bilanzkreisverantwortlichen und Lieferanten ermöglicht. Als Postverteilzentrum ist die Kommunikationsplattform connect+ zu nutzen (siehe unten). 

 

Was ist connect+? Was ist Raida? 

Connect+ ist eine Netzbetreiberinitiative zur einheitlichen Umsetzung des Datenaustausches im Zusammenhang mit Redispatch 2.0 Sie übernimmt die Marktrolle des Data Providers (DP). Connect+ ist kostenfrei. Raida ist die im Rahmen dieses Postverteilkonzeptes eingesetzte Softwareplattform, das genutzte Datenaustauschsystem. Mehr Informationen dazu unter: https://netz-connectplus.de 

 

Weiterführende Links zum Thema

Der BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. hat für die Zusammenarbeit der Marktteilnehmer in den neuen Prozessen eine Branchenlösung erarbeitet. Diese sowie weitere Informationen finden Sie auf der Internetseite des BDEW.

Diese Branchenlösung ist Grundlage für Festlegungen der Bundesnetzagentur zu folgenden Themenbereichen:

  • Bilanzierungsmodellen, Bestimmung der Ausfallarbeit, Anpassungen der MaBiS (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) und den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059),
  • Informationsbereitstellung (BK6-20-061) und
  • Netzbetreiberkoordinierung (BK6-20-060).

Seit Ende März stehen alle 3 Beschlüsse der Bundesnetzagentur zu den genannten Festlegungen fest.

Außerdem wurde das Netzbetreiberprojekt connect+ initiiert. Aufbauend auf den von der Bundesnetzagentur festgelegten Datenaustauschprozessen und -formaten dient diese Plattform dem künftigen Informationsaustausch für Redispatch 2.0. Nähere Infos dazu finden Sie hier.