Redispatch 2.0
Redispatch 2.0 - Die Energiewende startet durch
Im Zuge der Energiewende werden vermehrt Anlagen zu Erzeugung von Erneuerbarer Energie beispielsweise durch Photovoltaik und Wind … errichtet und konventionelle Kraftwerke wie Braunkohle-, Steinkohle- und Atomkraftwerke werden abgeschaltet und zurückgebaut. Um Ihre Energieversorgung und damit die gesamtdeutsche Versorgungssicherheit auf dem gleichen Niveau wie bisher gewährleisten zu können, wurde bisher der Prozess „Einspeisemanagement“ durchgeführt. Im Einspeisemanagement wurden Erzeugungsanlagen bisher „spontan“ bei Eintritt eines Engpasses abgeregelt. Um nun dem voranschreitenden Ausbau der Erneuerbaren Energien weiter Rechnung tragen zu können, wurde dieser Prozess durch die Bundesnetzagentur, BDEW, … angepasst und erweitert. Hierdurch entstand Redispatch 2.0. Dieser Prozess betrifft alle Erzeugungsanlagen, die unter das NABEG 2.0 fallen.
Aus Einspeisemanagement wird Redispatch 2.0
Was ist Redispatch 2.0?
Durch Redispatch 2.0 werden die betroffenen Erzeugungsanlagen (Alle Anlagen > 100 kW Erzeugungsleistung und durch VNB fernsteuerbaren Anlagen) nicht mehr „spontan“ kurz vor Entstehung eines Engpasses abgeregelt, sondern frühzeitig Maßnahmen geplant, um Engpässe von vornherein zu vermeiden. Hierzu werden kontinuierlich zu erwartende Einspeiseprognosen der Anlagen erstellt. Diese Einspeiseprognosen werden mit den zu erwartenden Energiebedarfen abgeglichen. Darauf basierend werden frühzeitig Maßnahmen entwickelt, um Engpässe gar nicht entstehen zu lassen.
Umsetzungsphasen Redispatch 2.0
Ab dem 01.10.2021 sind alle betroffenen Anlagen gemäß Redispatch 2.0 zu behandeln. Damit dies gelingt sind einige Schritte seitens EIV, DV, AB, BKV, VNB und ÜNB zu unternehmen. Der zeitliche Ablauf wurde seitens BDEW festgelegt. Dieser ist unter nachfolgend aufgeführten Link einzusehen: BDEW Einführungsszenario Redispatch 2.0.
Was sind die nächsten Schritte
- Stammdatenerhebung Anschlussnetzbetreiber: Für die Umsetzung des Redispatch 2.0 werden vom Anschlussnetzbetreiber entsprechende Stammdaten einer Anlage erhoben. Diese gehen in der Regel über die Daten hinaus, die bereits beim Anschlussnetzbetreiber vorliegen. Neu erhoben werden beispielsweise der Neigungswinkel von PV-Anlagen oder die Nabenhöhe einer Windkraftanlage. Diese Stammdaten werden durch den Anlagenbetreiber – außerhalb von connect+ – an den Netzbetreiber übermittelt. Hier gibt der Anlagenbetreiber außerdem das Abrechnungsmodell für den Redispatch 2.0 an.
- Im weiteren Schritt ist die Klärung zweier neuer Marktrollen wesentlich, die zunächst dem Anlagenbetreiber zugeordnet sind. Der Anlagenbetreiber erklärt gegenüber dem Anschlussnetzbetreiber, ob er diese Rollen selbst wahrnimmt oder an einen Dritten überträgt. Überträgt der Anlagenbetreiber die Aufgabe an keinen Dritten, bleiben diese Rollen ihm zugeordnet. Für jede der Rollen muss eine eigene Marktpartner-ID angegeben werden. Eine Marktpartner-ID kann umgekehrt jeweils für eine Marktrolle für mehrere Anlagen genutzt werden.
Die neuen Marktrollen sind:
Einsatzverantwortlicher (EIV):
Der EIV ist zuständig für Einsatzplanung und Steuerung der Anlagen, insbesondere auch für die Kommunikation mit dem Netzbetreiber über die neue Datenaustauschplattform connect+. Der EIV muss sich zunächst gegenüber dem Netzbetreiber mit seiner Marktpartner-ID für diese Rolle identifizieren. Die ID muss über den BDEW kostenpflichtig beantragt werden.
Aufgaben des EIV:
Der EIV muss zuerst die vom Anschlussnetzbetreiber vorgenommene Zuordnung der technischen Ressource (TR) zur steuerbaren Ressource (SR) prüfen.
Erläuterung:
Neben den neuen Marktrollen werden im Redispatch 2.0 auch die Begriffe technische Ressource (TR) und steuerbare Ressource (SR) eingeführt. Dabei bezeichnet eine TR die kleinste Erzeugungseinheit, wie beispielsweise ein einzelnes Windrad eines Windparks. Stammdatenangaben beziehen sich auf die TR oder SR. Eine SR besteht aus einer oder mehreren TR unter einem Netzanschluss mit gleichem Energieträger und einer technischen Steuereinrichtung. Eine SR verfügt über einen EIV. Für den Redispatch 2.0 benötigt jede TR und jede SR eine eindeutige Identifikation. Über die IDs wird jede TR einer SR zugeordnet. Der EIV meldet sich mit seiner Marktpartner-ID sowie der TR und SR bei der Redispatch-Plattform connect+ an. Der EIV sendet initial Stammdaten der TR bzw. der SR unter Verwendung der vorgegebenen Formate an connect+. Auf diesem Weg werden später auch mögliche Änderungen der Stammdaten übermittelt.
In connect+ muss der EIV je nach Bilanzierungsmodell verschiedene Aufgaben hinsichtlich der Erzeugungsprognose erfüllen:
- Im Prognosemodell kündigt der EIV Nichtverfügbarkeiten der Anlage an. Die Einspeisung prognostiziert der zuständige Netzbetreiber. Insofern die Anlage derzeit keine Planungsdaten an den Netzbetreiber übermittelt, ist die Anlage zu Beginn des Redispatch-2.0-Prozesses dem Prognosemodell zugeordnet.
- Im Planwertmodell prognostiziert der EIV den Erzeugungsfahrplan der Anlage und stellt diese dem Netzbetreiber über connect+ zur Verfügung.
- Bei Anlagen mit fluktuierender Erzeugung ist der Wechsel vom Prognosemodell ins Planwertmodell nur nach Nachweis der erforderlichen Voraussetzungen gegenüber dem Anschlussnetzbetreiber möglich.
Bei der Abrufart wird zunächst die im aktuellen Einspeisemanagement bestehende Abrufart fortgeführt. In der Regel ist das der „Duldungsfall“. Eine Änderung kann in Abstimmung mit dem Netzbetreiber über connect+ durchgeführt werden. - Im Duldungsfall – dem Standard – regelt der Netzbetreiber über die technische Steuereinrichtung bei Bedarf die Anlage. Der EIV erhält über connect+ eine Information zu der Anweisung an die Anlage.
Im Aufforderungsfall muss der EIV die Anlage selbst regeln – der Netzbetreiber übermittelt die entsprechende Anweisung über connect+. - Der EIV meldet über connect+ außerdem das Abrechnungsmodell (Pauschalabrechnung über Fortschreibung von Viertelstundenwerten, Spitzabrechnung mit gemessenen Wetterdaten an der Anlage oder vereinfachte Spitzabrechnung mit Referenzmesswerten oder Wetterdaten für den Standort).
Betreiber technische Ressource (BTR):
Die zweite neue Marktrolle ist die des Betreibers der technischen Ressource (BTR). Auch diese Marktrolle identifiziert sich gegenüber dem Netzbetreiber mit der entsprechenden Marktpartner-ID. Auch sie kann an einen Dritten übergeben werden. Sofern sich die Anlage in der Direktvermarktung befindet, kann dies beispielsweise der Direktvermarkter sein.
Aufgaben des BTR:
Der BTR ist in der Redispatch-Systematik vor allem für die Bereitstellung von benötigten Messwerten (u. a. meteorologische Daten) der Anlage an den Netzbetreiber für den finanziellen Ausgleich verantwortlich. Beim Abrechnungsmodell „Spitzabrechnung“ übermittelt der BTR außerdem die Wetterdaten an den Netzbetreiber.