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Redis­patch 2.0 - Was Anlagen­be­trei­bende jetzt wissen müssen

Lesezeit: 13 Minuten

Inhalts­ver­zeichnis

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?

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Redis­patch 2.0: FAQ

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 Netzaus­bau­be­schleu­ni­gungs­ge­setz (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 Einspei­se­ma­nage­ment optimiert und damit die Netzent­gelte gesenkt werden.

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.

Viele Anlagen­be­trei­bende bekommen derzeit von ihren Netzbe­trei­bern die Infor­ma­tion, dass deren initialen Stamm­daten noch nicht übermit­telt worden sind. Aktuell gibt es zwei Fälle, weshalb Ihre uns gemel­deten Stamm­daten noch nicht verschickt worden sind. 

Fall 1:
Es fehlen noch Stamm­daten im Hinter­grund, die automa­tisch befüllt werden. Unsere Entwickler arbeiten mit Hochtouren daran. 

Fall 2: 
Falls Ihnen zu einer SR-ID mehre TR-IDs zugeordnet worden sind, brauchen Sie noch etwas Geduld. Seit Neuestem sind die Anfor­de­rungen für die Übermitt­lung der Stamm­daten geändert worden. Anstatt pro TR-ID eine Stamm­da­ten­mel­dung zu machen, ist jetzt vorge­sehen alle TR-IDs gebün­delt pro SR-ID zu melden. Auch hier arbeiten unsere Entwickler mit Hochtouren an einer Lösung.
Für jede Erzeu­gungs­an­lage wird beim Redis­patch 2.0 im Vorfeld ein Bilan­zie­rungs­mo­dell, eine Abruf­va­ri­ante und eine Abrech­nungs­va­ri­ante festge­legt. Beim Virtu­ellen Kraft­werk wählen wir für alle Anlagen zunächst: 
  • Das Progno­se­mo­dell als Bilan­zie­rungs­mo­dell: Hier übernimmt der Netzbe­treiber die Einspei­se­pro­gnose als Grund­lage für die Entschei­dung über eventu­elle Redis­patch 2.0 Maßnahmen.
  • 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.

Auf Anfrage des Netzbe­trei­bers teilen Sie diesem mit, dass wir als Virtu­elles Kraft­werk für Sie die Rollen
des EIV und BTR übernehmen.

Falls der Netzbe­treiber daraufhin nach weiteren Daten fragt, verweisen Sie auf das Virtu­elle Kraft­werk lim Falle der Übermitt­lung ungeeig­neter Daten, kann das Virtu­elle Kraft­werk die Redis­patch 2.0-Dienstleistung nicht übernehmen).

Im Juli erfolgt eine Anpas­sung der Direkt­ver­mark­tungs-AGBs, um die durch den Redis­patch 2.0 benötigten Änderungen zu berück­sich­tigen. In diesem Zuge werden Sie aufge­for­dert, eventuell noch benötigte Stamm­daten über das Kunden­portal an das Virtu­elle Kraft­werk mitzu­teilen. Dies ist wichtig, damit wir Ihre Pflichten übernehmen können, die mit der ElV-Rolle verbunden sind.

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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Virtuelles Kraftwerk der EnBW

Virtuelles Kraftwerk der EnBW

Das Virtuelle Kraftwerk der EnBW verbindet Erzeuger und Verbraucher von erneuerbarer Energie mit Märkten und Möglichkeiten der Digitalisierung. Hierfür stellen wir als digitale Plattform Lösungen für eine dezentrale, digitale und sektorübergreifende Energiewelt zur Verfügung. Ziel ist es, den Energiebedarf und die Energieerzeugung optimal aufeinander abzustimmen und je nach Stromangebot und -nachfrage flexibel zu steuern.
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