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Redis­patch 2.0 - Was Anlagen­be­trei­bende jetzt wissen müssen

Lesezeit: 12 Minuten
Zum 1. Oktober 2021 kommt im Zuge der zweiten Auflage des Netzausbau-Beschleu­ni­gungs­ge­setzes (NABEG 2.0) der Redis­patch 2.0 und stellt insbe­son­dere Verteil­netz­be­treiber (VNB), aber auch weitere Energie­ak­teure vor große Verän­de­rungen. VNB sind dann mit Einfüh­rung des Redis­patch 2.0 durch die Bundes­netz­agentur dazu verpflichtet, sich an der Engpass-Behebung der Netze zu betei­ligen und damit einen wesent­li­chen Beitrag zur System­sta­bi­lität zu leisten. Der Vorrang von Erneu­er­bare-Energien-Anlagen bei der Strom­ein­spei­sung wird mit den neuen Regelungen erstmals relati­viert, indem die vorran­gige Einspei­sung an Bedin­gungen geknüpft wird. In diesem Blogbei­trag zeigen wir Ihnen die Gründe für die Novel­lie­rung des Redis­patch auf und gehen auf die Änderungen für Verteil­netz­be­treiber und Anlagen­be­trei­bende ein. 

Was bedeutet Redispatch?

Unter Redis­patch versteht man die Änderung des Dispatches, also der Kraft­werks­ein­satz­pla­nung. Kraft­werks­be­trei­bende melden täglich ihre Einsatz­pla­nung für den Folgetag an den Übertra­gungs­netz­be­treiber (ÜNB). Diese Meldung erfolgt mittels „Fahrplänen“, welche für jede Viertel­stunde des Folge­tages die geplante Energie­pro­duk­tion beinhalten. Durch diese Infor­ma­tionen wird aufge­zeigt, welches Kraft­werk zu welchem Zeitpunkt wie viel Leistung ins Netz einspeisen wird. Auf Basis dessen werden Netzzu­stands­ana­lysen getätigt, die Engpässe oder kurzfristig bevor­ste­hende Überlas­tungen des Netzes aufzeigen. In einem solchen Fall ordnet der ÜBN eine Änderung des „Fahrplans” der Kraft­werke gemäß dem Energie­wirt­schafts­ge­setz (ENWG) an. An dieser Stelle spricht man dann von der Festle­gung des sogenannten Redis­patch, in dessen Zuge also Eingriffe zur Anpas­sung der Wirkleis­tungs­ein­spei­sung von Kraft­werken getätigt werden. Regio­nale Überlas­tungen bzw. Netzeng­pässe einzelner Leistungs­ab­schnitte im Übertra­gungs­netz können mit Hilfe dieses Vorgangs verhin­dert oder besei­tigt werden.

Entschei­dend ist, dass Angebot und Nachfrage inner­halb des Strom­netzes ausge­gli­chen sind - diese Synchro­ni­sa­ti­ons­auf­gabe gestaltet sich für alle betei­ligten Akteure jedoch immer mehr als Heraus­for­de­rung. Das liegt unter anderem an der Integra­tion europäi­scher Strom­märkte, Verzö­ge­rungen im Netzausbau, dem Atomaus­stieg sowie an dem Ausbau der Erneu­er­baren Energien, wodurch es zu Verän­de­rungen der Lastflüsse im Netz kommt. Netzbe­treiber müssen deshalb immer häufiger Redis­patch-Maßnahmen vornehmen. Tendenz (weiterhin) steigend: In den kommenden Jahren kann also von einer weiteren Zunahme des Redis­patch-Bedarfs ausge­gangen werden.

Das überge­ord­nete Ziel ist dabei die Erhal­tung der Netz- und System­sta­bi­lität sowie die Vermei­dung von Netzun­ter­bre­chungen, um so die Versor­gungs­si­cher­heit der Verbrau­cher gewähr­leisten zu können. Dabei ist es enorm wichtig, dass nicht zu viel Kraft­werks­leis­tung ins Netz einge­speist wird - ansonsten droht dieses an die Grenzen seiner techni­schen Leistungs­fä­hig­keit zu gelangen. In so einem Fall schalten sich die Leitungs­ab­schnitte selbst vorsorg­lich automa­tisch ab, sodass gravie­rende Schäden verhin­dert werden können. Zeitgleich erhöht sich dabei die Belas­tung auf den alter­na­tiven “Ausweich-Leitungen”. Bildlich gespro­chen kann das mit einem Stau im Straßen­ver­kehr vergli­chen werden: Wenn die Umlei­tungs-Strecke von allen befahren wird, kommt es hier ebenfalls über kurz oder lang zu einer Überlas­tung. Das führt schließ­lich wiederum dazu, dass neue Umlei­tungs-Strecken benötigt werden.

Was ist Redis­patch 2.0?

Unter Redis­patch versteht man Eingriffe in die Erzeu­gungs­leis­tung von konven­tio­nellen Kraft­werken (bisher mit einer instal­lierten Leistung größer 10 MW), um Leitungs­ab­schnitte oder Trafos vor einer Überlas­tung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraft­werke angewiesen, ihre Einspei­sung zu drosseln oder zu erhöhen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Redis­patch 2.0 steht für die neuen Regelungen zum Umgang mit Engpässen im Stromnetz​. Durch das Netzaus­bau­be­schleu­ni­gungs-gesetz (NABEG 2.0) verschmelzen das bishe­rige Redis­patch und Einspei­se­ma­nage­ment zum Redis­patch 2.0. Hiernach sind ab dem 1. Oktober 2021 alle konven­tio­nellen Anlagen und Anlagen der Erneu­er­baren Energien ab 100 kW instal­lierter Leistung sowie alle Verteil­netz­be­treiber (VNB) verpflichtet, am Redis­patch teilzunehmen.

Mit Redis­patch 2.0 sollen die Gesamt­kosten aus dem konven­tio­nellen Redis­patch und dem Einspeise-manage­ment optimiert und damit die Netzent­gelte gesenkt werden.

Welche Redis­patch Maßnahmen gibt es? 

Bezeich­nend für den Redis­patch ist, dass dieser mithilfe eines sogenannten Kraft­werk­pär­chens durch­ge­führt wird. Während ein Kraft­werk, das vor dem prognos­ti­zierten Engpass liegt, die Anwei­sung erhält weniger ins Strom­netz einzu­speisen, wird das andere Kraft­werk, welches sich hinter dem geplanten Engpass befindet, im Gegen­satz dazu aufge­for­dert mehr elektri­sche Energie bereit zu stellen. So ändert sich also nicht insge­samt die Menge an Strom, die ins öffent­liche Netz einge­speist wird, sondern ledig­lich der Standort der Produk­tion bzw. Einspei­sung. Generell sind diese Redis­patch Maßnahmen dabei nicht auf eine bestimmte Regel­zone begrenzt: Sie können zum einen inner­halb einer Regel­zone, zum anderen aber auch im bundes­weiten Verbund­netz vollzogen werden.

Die Anzahl an Redis­patch-Maßnahmen ist inner­halb der letzten Jahre immer mehr gestiegen, da nicht bei allen Übertra­gungs­netzen in Deutsch­land in sämtli­chen Regionen leistungs­starke Leitungen vorhanden sind.
Beson­ders beansprucht werden die Übertra­gungs­lei­tungen beispiels­weise während der Winter­mo­nate: Die Windräder speisen dann im Norden aufgrund der kalten und stürmi­schen Wetter­lage deutlich mehr Strom ein und zeitgleich steigt an den indus­tri­ellen Knoten­punkten in Süddeutsch­land der Energie­be­darf. Um das automa­ti­sche Abschalten der Leitungen zu verhin­dern, ist es dementspre­chend wichtig, dass durch den Redis­patch die zwei charak­te­ris­ti­schen Handlungs­schritte durch­ge­führt werden: Einer­seits müssen die Anlagen im Norden dann ihre Einspei­sung reduzieren, während die Anlagen im Süden anderer­seits hochge­fahren werden müssen. Diese Situa­tion wird dadurch verschärft, dass in Norddeutsch­land immer mehr Windparks ins Netz einspeisen und im Süden immer mehr konven­tio­nelle Kraft­werke abgeschaltet werden. Umso wichtiger ist also, dass der Ausbau der Nord-Süd-Strecken im Übertra­gungs­netz weiter voran­ge­trieben wird.

Welche Kosten entstehen für Redis­patch Maßnahmen? 

Der geplante Ausstieg aus der Atomenergie, der Ausbau der Windenergie in Norddeutsch­land und der nur schlep­pend fortschrei­tende Ausbau der Übertra­gungs­netze führen dazu, dass die Anzahl der Redis­patch-Maßnahmen inner­halb der letzten Jahre immens gestiegen ist.

Die entste­henden Kosten werden im Zuge dessen auf die Netznut­zungs­ent­gelte umgelegt. In Summe bilden sie sich durch die Erstat­tung der Brenn­stoff­kosten, den Anfahrts­kosten der Anlage und aus der Entschä­di­gung des Bilanz­kreises des durch die Redis­patch-Maßnahme betrof­fenen Anlagenbetreibers.

Die Entwick­lung der Summe der Redis­patch-Maßnahmen und der jährli­chen Kosten, die dem Monito­ring­be­richt 2019 der Bundes­netz­agentur entnommen wurden, werden in der folgenden Abbil­dung aufgezeigt:

Summe der Redispatch-Maßnahmen in GWh

Warum braucht es einen Redis­patch 2.0?

Als oberstes Ziel gilt jeder­zeit die Erhal­tung der Netz- und System­sta­bi­lität. Auch Netzun­ter­bre­chungen müssen vermieden werden, um eine sichere Versor­gung der Verbraucher*innen mit Strom zu gewähr­leisten. Wird zur gleichen Zeit zu viel Kraft­werks­leis­tung in das Netz einge­speist, droht das Netz an die Grenzen seiner techni­schen Leistungs­fä­hig­keit zu kommen. Die Synchro­ni­sa­tion von Angebot und Nachfrage im Strom­netz wird jedoch zuneh­mend zur Heraus­for­de­rung. Gründe dafür sind:

  • die Integra­tion europäi­scher Strommärkte
  • Verzö­ge­rungen im Netzausbau
  • der Ausstieg aus der Kernenergie
  • verän­derte Lastflüsse durch den Ausbau erneu­er­barer Energien sowie
  • die verschär­fende Situa­tion des Windparkaus­baus im Norden und dem Abschalten von konven­tio­nellen Kraft­werken im Süden.

Was daraus folgt sind immer häufiger vorzu­neh­mende Redis­patch-Maßnahmen, sodass in den kommenden Jahren weiterhin mit erhöhtem Redis­patch-Bedarf zu rechnen ist. Gleich­zeitig haben Übertra­gungs­netz­be­treiber immer weniger Spiel­raum, um die Redis­patch-Maßnahmen umzusetzen. Der Redis­patch 2.0 soll nun durch neue Regelungen zur Bewirt­schaf­tung von Netzeng­pässen Abhilfe schaffen.

Was ist das Ziel des Redis­patch 2.0?

Das überge­ord­nete Ziel des Redis­patch 2.0 fokus­siert sich auf die kosten­güns­ti­gere und diskri­mi­nie­rungs­freie Besei­ti­gung von planbaren und nicht planbaren Netzeng­pässen im lokalen und regio­nalen Raum. Die Netzfüh­rung soll folglich optimiert und Kosten für die Behebung von Netzeng­pässen reduziert werden. 

Welche Änderungen bringt der Redis­patch 2.0?

Die Einfüh­rung des Redis­patch 2.0 wird dazu führen, dass mehr Akteure eine Verschie­bung ihrer geplanten Strom­pro­duk­tion zur Vermei­dung von Netzeng­pässen vornehmen werden (müssen) als heute. Momentan sind es nur konven­tio­nelle Kraft­werke, die eine solche Verschie­bung auf Basis von Anfor­de­rungen der ÜNB umsetzen. Zukünftig müssen seitens der Netzbe­treiber auch Anlagen der Erneu­er­baren Energien und KWK-Anlagen im Redis­patch-Prozess berück­sich­tigt werden.
Eine weitere zentrale Änderung, die der Redis­patch 2.0 mit sich bringt und die Anzahl der betrof­fenen Anlagen zusätz­lich erhöhen wird, ist, dass mit dem Redis­patch 2.0 alle Anlagen ab 100 kW mitein­be­zogen werden. Zuvor waren nur Anlagen > 10 MW von den Maßnahmen betroffen.
Verteil­netz­be­treiber werden eine gänzlich neue Rolle im Redis­patch erhalten.

Die neuen Aufgaben der VNB sind demnach:

  • tägliche Einspei­se­pro­gnosen
  • netztech­ni­sche Wirksam­keit sicherstellen
  • Flexi­bi­li­täts­be­schrän­kungen an Knoten­punkten berechnen

Zudem müssen Bilan­zie­rung, Bewirt­schaf­tung und Abrech­nung auf die neuen Anfor­de­rungen umgestellt werden.
Die Regelungen zum Einspei­se­ma­nage­ment von Erneu­er­bare-Energien- und KWK-Anlagen werden mit dem Redis­patch 2.0 aufge­hoben. Das System des Einspei­se­ma­nage­ments, wie wir es heute kennen, wird also zum 1. Oktober in den Redis­patch 2.0 überführt.

Auch Anlagen­be­trei­bende bleiben vom Redis­patch 2.0 nicht unver­schont. Eine wesent­liche Aufgabe ist die Mittei­lung der Stamm­daten, Stamm­da­ten­än­de­rungen und Nicht­ver­füg­bar­keiten der Anlage an den Netzbe­treiber. Mit Hilfe dieser Daten ist es möglich, die optimale Abschalt­rei­hen­folge der betrof­fenen Anlagen festzu­legen. Seitens des Gesetz­ge­bers stehen noch nicht alle Einzel­heiten bezüg­lich der Redis­patch 2.0-bezogenen Aufgaben für Anlager­be­trei­bende fest. Sicher ist jedoch, dass Anlagen­be­trei­bende zum Träger zahlrei­cher neuer Pflichten werden und damit deutlich mehr Verant­wor­tung erhalten. Diese Verant­wor­tung kann jedoch auf einen Einsatz­ver­ant­wort­li­chen, z.B. das Virtu­elle Kraft­werk als Direkt­ver­markter, übertragen werden. Anlagen­be­trei­bende, die ab dem 1. Oktober nicht selbst in der Pflicht stehen möchten, müssen dann einen Einsatz­ver­ant­wort­li­chen benennen, der diese Pflichten für sie übernimmt.

Ablauf Redispatch 2.0

Welche Anlagen werden zum Redis­patch 2.0 herangezogen?

Ledig­lich konven­tio­nelle Kraft­werke werden bislang beim Redis­patch vonseiten der ÜBN in die Verant­wor­tung genommen. Erneu­er­bare Energien hingegen spielen beim derzei­tigen Netzeng­pass­ma­nage­ment nur dann eine Rolle, wenn sie im Zuge des Einspei­se­ma­nage­ments (EinsMan) abgere­gelt werden. Konkret bedeutet das: Anlagen der Erneu­er­baren Energien dürfen erst dann über das Einspei­se­ma­nage­ment abgere­gelt werden, wenn alle konven­tio­nellen Möglich­keiten vollends über das Redis­patch erschöpft sind.
Durch den Redis­patch 2.0 sollen jedoch die Kosten im Gesamt­system sinken, indem man die im Rahmen des Netzeng­passes geregelten Mengen auf ein Minimum reduziert. Hier kommen die Erneu­er­baren Energien ins Spiel, schließ­lich können diese deutlich effizi­enter bei der Abrege­lung einge­setzt und die steigenden Kosten der Redis­patch-Maßnahmen somit wieder gesenkt werden.

Warum ist das so? Dezen­trale Erneu­er­bare-Energien-Anlagen liegen durch ihren indivi­du­ellen Standort oftmals näher am Netzeng­pass und sind deshalb poten­ziell besser dafür geeignet diesen zu besei­tigen. Im Zuge des Redis­patch 2.0 werden also auch Erneu­er­bare-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen sowie Anlagen, die jeder­zeit durch einen Verteil­netz­be­treiber fernsteu­erbar sind, in den Prozess involviert.

Ist die Teilnahme am Redis­patch 2.0 für Erneu­er­bare-Energien-Anlagen verpflichtend?

Folgende Anlagen sind verpflichtet, am Redis­patch 2.0 teilzunehmen:

  • Erneu­er­bare-Energien-Anlagen mit instal­lierter Leistung > 100 kW
  • KWK-Anlagen mit instal­lierter Leistung > 100 kW
  • Anlagen < 100 kW, sofern diese bereits durch einen Netzbe­treiber gesteuert werden können

Konven­tio­nelle Erzeu­gungs­an­lagen sollen auch in Zukunft primär heran­ge­zogen, d.h. zur Vermei­dung von Netzeng­pässen abgere­gelt, werden. Auf Erneu­er­bare-Energien-Anlagen wird dann zurück­ge­griffen, wenn ihre Regelung um den Faktor 10 günstiger ist als die Regelung konven­tio­neller Anlagen. Auf KWK-Anlagen wird zurück­ge­griffen, wenn ihre Regelung um den Faktor 5 günstiger ist als die Regelung einer konven­tio­nellen Anlage. Der indivi­du­elle Standort der dezen­tralen Anlagen bekommt dadurch zuneh­mende Bedeu­tung. Zudem ist davon auszu­gehen, dass auch Photo­vol­taik- und Biogas­an­lagen zukünftig vermehrt vom Manage­ment der Netzeng­pässe betroffen sein werden.

Wie werden Erneu­er­bare-Energien-Anlagen entschä­digt, wenn sie im Rahmen des Redis­patch 2.0 abgere­gelt werden? 

Im Falle der Redis­patch-Aktivie­rung einer Erneu­er­bare-Energien-Anlage wird diese entspre­chend vergütet. Anlagen­be­trei­bende erhalten dann für den Einsatz ihrer Anlage zur Netzeng­pass­be­wirt­schaf­tung eine Entschä­di­gung, die etwa der Höhe des Vergü­tungs­ver­lustes entspre­chen soll. Damit bringen die Regelungen keine finan­zi­ellen Nachteile für Anlagen­be­trei­bende. Direkt­ver­mark­tern bzw. Bilanz­kreis­ver­ant­wort­liche sind hingegen durch steigende Aufwände bei der Abrech­nung und Bilan­zie­rung der Anlagen auch finan­ziell vom Redis­patch betroffen. 

Wie verläuft die Steue­rung einer Anlage im Falle eines Abrufs im Redis­patch 2.0?

Bei konven­tio­nellen Kraft­werken ist die Sache klar. Die ÜNB weisen die Kraft­werks­be­treiber an, welche daraufhin ihr Kraft­werk hoch- oder runter­re­geln. Bei Erneu­er­bare-Energien- und KWK-Anlagen gibt es hingegen zwei Modelle zu beachten:

Im „Duldungs­fall“ schickt der anwei­sende VNB das Anfor­de­rungs­si­gnal an die Anlage und steuert die Anlage selbst. Die Anlage wird also durch den VNB hoch- oder runtergeregelt.

Beim „Auffor­de­rungs­fall“ übergibt der VNB eine Sollwert-Anwei­sung als Signal an den Einsatz­ver­ant­wort­li­chen, z.B. ein virtu­elles Kraft­werk, und dieser übernimmt anschlie­ßend die Hoch- oder Runter­re­ge­lung der Anlage entlang des Signals. Das Virtu­elle Kraft­werk (Direkt­ver­markter) agiert in diesem Fall als Dienst­leister für die Anlagenbetreibenden.

Wie funktio­niert der Redis­patch 2.0 beim Virtu­ellen Kraft­werk der EnBW?

Redis­patch 2.0: Webinare

Redis­patch 2.0: Downloads

Redis­patch 2.0: FAQ

Ein Engpass im Strom­netz tritt ein, wenn mehr Strom übertragen werden ​müsste als technisch möglich ist. Denn: Strom muss nicht nur zur richtigen Zeit, sondern auch am richtigen Ort zur Verfü­gung stehen. Netzeng­pässe können vielfäl­tige Gründe haben. Neben dem Ausstieg aus der Kern- und Kohle­en­ergie wirken sich auch die vermehrten Einspei­sungen aus erneu­er­baren Energien auf die Lastflüsse im Strom­netz aus. So haben wir beispiels­weise sehr viele dezen­trale Strom­ein­spei­sungen im Norden Deutsch­lands (z.B. große Offshore-Windparks), denen ein hoher Bedarf in den verbrauchs­starken Regionen im Süden gegen­über­stehen. Dieses „Nord-Süd-Ungleich­ge­wicht“ kann zu Engpässen im Strom­netz führen. Zudem werden immer mehr Kunden vom klassi­schen Strom­ver­brau­cher zum Prosumer, indem sie selbst Strom erzeugen und den Überschuss in das Strom­netz einspeisen. Der tradi­tio­nelle physi­ka­li­sche Strom­fluss verän­dert sich und stellt die Netze vor neue Herausforderungen. 
Nein, Sie brauchen keine zusätz­li­chen Zerti­fi­kate. Jedoch ist es wichtig, dass Sie bis zum 01.10.2021 einen fachkun­digen Dienst­leister bestimmt haben, welcher für Sie die neuen Redis­patch 2.0-Pflichten übernimmt, sofern Sie dies nicht selbst übernehmen wollen bzw. können. 
Anlagen­be­trei­bende erhalten im Zuge des „Redis­patch 2.0“ eine Reihe neuer, zusätz­li­cher Daten-Liefer­pflichten aufer­legt. Betroffen sind Betreiber von Anlagen ab einer elektri­schen Erzeu­gungs­leis­tung von 100 kW.Ab dem 01.07.2021 sind Anlagen­be­trei­bende verpflichtet, relevante Anlagen-Stamm­daten an den Anschluss­netz­be­treiber (ggf. über den Direkt­ver­markter in der Rolle EIV) zu übermit­teln. Welche Stamm­daten zu übermit­teln sind hängt von der instal­lierten Leistung und dem Anlagentyp ab, z.B.:
  • Fahrbare Mindes­ter­zeu­gungs­wirk­leis­tung in MW
  • Wirkungs­grad des Speichers in Prozent (im Falle eines Batteriespeichers)
  • Mindest­be­triebs­zeit einer Strom-Erzeu­gungs­ein­heit (SEE), die mit thermi­schen Prozessen betrieben wird
Ab dem 01.10.2021 sind Anlagen­be­treiber zudem verpflichtet, sogenannte Nicht­be­an­spruch­bar­keiten an den Anschluss­netz­be­treiber (ggf. über den Direkt­ver­markter in der Rolle EIV) zu übermit­teln. Dabei handelt es sich um Leistungs­ein­schrän­kungen an der techni­schen Ressource (Anlage) durch techni­sche Gründe (z. B. Wartung) und/oder Außen­ein­flüsse (z. B. Umwelt­auf­lagen), sowie Selbst­ver­sor­gung mit EE- und KWK-Strom (sog. Eigen­ver­brauch). Als Partner an Ihrer Seite unter­stützen wir Sie bei der Erfül­lung dieser gesetz­li­chen Verpflich­tungen.Da die Übernahme der EIV- und BTR-Rolle bedingt, dass eine eigene GLN-Nummer beantragt wird und die energie­wirt­schaft­li­chen Markt­kom­mu­ni­ka­ti­ons­pro­zesse bedient werden, empfiehlt der BDEW den Anlagen­be­trei­bern, diese Verant­wort­lich­keiten an den Direkt­ver­markter als Dienst­leister zu übertragen. Dieser ist mit den Formaten und sonstigen Vorgaben an den Nachrich­ten­aus­tausch vertraut. Für unsere Kunden und Partner übernehmen wir diese beiden Rollen und stehen Ihnen mit Ratschlägen und energie­wirt­schaft­li­cher Exper­tise zur Verfü­gung, um eventu­elle Fragen zu beantworten.

Als zuver­läs­siger Partner in der Direkt­ver­mark­tung übernehmen wir für unsere bestehenden Kunden die Rollen als Einsatz­ver­ant­wort­li­cher (EIV) und Betreiber der techni­schen Ressource (BTR). 

Wenn auch Ihr Netzbe­treiber Sie kontak­tiert hat, dann setzen Sie diesen gerne darüber in Kenntnis, dass wir als Direkt­ver­markter die Rollen EIV und BTR für Ihre Anlage übernehmen und übermit­teln die folgenden Codes: 

Global Location Number (GLN) – EIV:  9979483000005
Global Location Number (GLN) – BTR: 9979619000001 

Sie sind noch kein Kunde bei uns, möchten aber unsere Redis­patch-Dienst­leis­tung in Anspruch nehmen? Das ist kein Problem. Holen Sie sich jetzt direkt ein Angebot und wechseln Sie einfach zu uns in die Direkt­ver­mark­tung: https://www.interconnector.de/direktvermarktung-strom/direktvermarktungsangebot-anfordern/
Den komplexen energie­wirt­schaft­li­chen Part von Redsi­patch 2.0 übernehmen wir gerne für Sie.

Gerne übernehmen wir für Sie kostenlos die Rollen des EIV und BTR. Als zustän­diger EIV übermit­teln wir die relevanten Daten an den DataPro­vider Connect+. Zusätz­lich übernehmen wir als BTR für Sie die Ermitt­lung und Abstim­mung abrech­nungs­re­le­vante Ausfall­ar­beit mit dem Netzbetreiber.

Damit diese Prozesse korrekt umgesetzt werden können, wird es erfor­der­lich sein, dass wir verschie­dene Daten wie Änderungen der Stamm­daten oder Störungen/Wartungen der Anlage recht­zeitig von Ihnen mitge­teilt bekommen. Hierfür bieten wir Ihnen eine komfor­table Möglich­keit, mit der Sie uns die Daten mitteilen und zugleich Ihre Melde­pflichten erfüllen können. Zum konkreten Vorgehen werden wir Sie recht­zeitig informieren.

Auch Ihr zustän­diger Anschluss­netz­be­treiber wird Sie in der kommenden Zeit zum Redis­patch 2.0 infor­mieren. Als unser Kunde teilen Sie diesem bitte mit, dass wir die Rollen des EIV und BTR in Ihrem Fall übernehmen. Unter­stützen Sie Ihren Netzbe­treiber dabei, die Fristen einzu­halten, indem Sie die notwen­digen Daten zeitnah an ihn übermitteln.

Der Data Provider ist eine neu geschaf­fene Markt­rolle, die durch die Netzbe­trei­ber­ko­ope­ra­tion namens Connect+ wahrge­nommen wird. Die Aufgaben des Data Provi­ders sind:

  • Daten­wei­ter­lei­tung und Verteilung
  • Daten­aus­tausch an der Schnitt­stelle zwischen Markt und Netzbetreiber
  • Daten­aus­tausch zwischen Netzbetreibern

Als zentrale Infor­ma­ti­ons­ver­tei­lungs­stelle bietet Connect+ somit eine deutsch­land­weit einheit­liche Schnitt­stelle für den Austausch von Redispatch2.0-Daten.

Wenn Sie bereits Kunde in der Direkt­ver­mark­tung sind, muss Ihr bestehender Vertrag bezüg­lich der bevor­ste­henden Änderungen zum Redis­patch 2.0 angepasst werden. Hierzu werden wir Ihnen in den kommenden Wochen eine entspre­chende Zusatz­ver­ein­ba­rung anbieten, die dann zum 1. Oktober 2021 gültig wird. Für neue Kunden werden wir in den kommenden Wochen eine entspre­chende Änderung der AGBs durch­führen, indem die Dienst­leis­tung zur Übernahme der EIV- und BTR-Rolle in den DV-Vertrag zum 1. Oktober 2021 aufge­nommen wird.

Alle gesetz­li­chen Vorgaben zum Redis­patch 2.0 befinden sich im Netzaus­bau­be­schleu­ni­gungs­ge­setz (NABEG) https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg/ und auf der Seite der Bundes­netz­agentur (BNetzA) https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK06/BK6_84_Sys_Dienst/844_redispatch/redispatch_node.html.

Das gesetz­liche Regel­werk zum Redis­patch 2.0 ist jedoch sehr umfang­reich, komplex und setzt energie­wirt­schafts­spe­zi­fi­sches Fachwissen voraus.

Wenn Sie als Anlagen­be­treiber die Markt­rollen als EIV und BTR nicht selbst wahrnehmen möchten, müssen Sie

  • bis zum 14.05.2021 gegen­über Ihrem Netzbe­treiber einen EIV benennen und
  • bis zum 01.07.2021 gegen­über Ihrem Netzbe­treiber einen BTR benennen.

Zum 01.07.2021 startet der Aufbau der Kommu­ni­ka­tions-Schnitt­stellen für die Übermitt­lung der Stamm­daten. Die Frist für die Liefe­rung von initialen Stamm­daten endet am 17.08.2021.

Nicht­be­an­spruch­bar­keiten müssen bis zum 27.09.2021 und Planungs­daten bis zum 29.09.2021 gelie­fert werden. Zum 01.10.2021 tritt der Redis­patch 2.0 dann schließ­lich in Kraft.

Für jede Erzeu­gungs­an­lage wird beim Redis­patch 2.0 im Vorfeld ein Bilan­zie­rungs­mo­dell, eine Abruf­va­ri­ante und eine Abrech­nungs­va­ri­ante festge­legt. Beim Virtu­ellen Kraft­werk wählen wir für den Großteil der Anlagen

  • das Progno­se­mo­dell als Bilan­zie­rungs­mo­dell: Hier übernimmt der Netzbe­treiber die Einspei­se­pro­gnose. Als EIV übermit­teln und aktua­li­sieren wir in diesem Fall keine Planungsdaten.
  • den Duldungs­fall als Abruf­va­ri­ante: Der Netzbe­treiber setzt hier die Steuer­si­gnale im Falle eines Redis­patch-Abrufs. Der zustän­dige EIV „duldet“ diesen Abruf und wird nicht selbst aktiv.
  • das Pauschal­ver­fahren als Abrech­nungs­ver­fahren: Im Falle eines Abrufs wird die Einspei­se­leis­tung der letzten Viertel­stunde vor der Redis­patch-Maßnahme für die Dauer des Abrufs fortge­schrieben (z.B bei KWK-Anlagen oder Wind-Anlagen) bzw. mit einem mathe­ma­ti­schen Faktor berechnet (bei PV-Anlagen).

Als Abwick­lungs­ge­sell­schaft agiert hier die Inter­con­nector GmbH.

Stamm­daten müssen dem Netzbe­treiber zur Verfü­gung gestellt werden, damit er planen kann, wie die Anlage für Redis­patch-Maßnahmen technisch einge­plant werden kann. Nicht­be­an­spruch­bar­keiten (dazu zählt auch Eigen­ver­brauch) muss man ihm ebenfalls melden, da zu diesen Zeiten die Leistung der Anlage nicht oder nur teilweise für Redis­patch-Maßnahmen zur Verfü­gung steht. Das Melden einer Nicht­be­an­spruch­bar­keit führt dazu, dass die Anlage zu Redis­patch-Maßnahmen nicht oder nur einge­schränkt heran­ge­zogen werden kann. 
Redis­patch-Maßnahmen sind (in der Regel am Vortag) geplante Maßnahmen. Notfall­maß­nahmen kann es darüber hinaus geben, wenn die Netzsta­bi­lität gefährdet ist. Eine Redis­patch-Maßnahme muss nicht zur vollstän­digen Abschal­tung einer Anlage führen, sondern ggf. nur zu einer Herun­ter­re­ge­lung der erzeugten Leistung.
In einigen Schreiben von Netzbe­trei­bern steht, dass für Kunden eine Regis­trie­rung bei connect+ notwendig sei. Regis­trieren muss sich dort aller­dings nur der EIV. Da das Virtu­elle Kraft­werk die EIV-Rolle für alle Kunden übernimmt, müssen Sie sich als Kunde dort NICHT selbst regis­trieren. Das Virtu­elle Kraft­werk ist bereits bei connect+ regis­triert. Zudem erfolgt die Regis­trie­rung einmalig und nicht pro Anlage. Die Stamm­da­ten­über­mitt­lung, die das Virtu­elle Kraft­werk dann für die Kunden übernimmt, erfolgt hingegen für jede Anlage.

Wenn Sie als Kunde eine Zuord­nungs­liste (= ID der Techni­schen Ressource zu einer steuer­baren Ressource) erhalten oder aufge­for­dert werden, diese herun­ter­zu­laden, senden Sie diese bitte an service@interconnector.de.

Sie haben Fragen zum Redis­patch 2.0 und suchen Lösungen?
Pierre Fees, Head of Sales

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