Redis­patch 2.0

    Ihre Pflichten - Unsere Lösungen

    Seit dem 01. Oktober 2021 ist Redis­patch 2.0 in Kraft und sorgt noch immer für Unruhe.Betrei­bende Erneu­er­barer Energien Anlagen über 100 kWp müssen neuen Pflichten nachkommen. Anlagen, die noch nicht in der Direkt­ver­mark­tung sind, trifft es beson­ders hart. Das Virtu­elle Kraft­werk übernimmt für Sie die Rolle als Einsatz­ver­ant­wort­li­cher (EIV) und Betreiber der techni­schen Ressource (BTR) und damit auch den Großteil der komplexen Aufgaben, die auf Anlagen­be­trei­bende zukommen.Erfahren Sie mehr zu den Voraus­set­zungen und Vorteilen für Redis­patch 2.0 mit dem Virtu­ellen Kraftwerk. 

    Inhalt

    Ihre Vorteile auf einen Blick:

    • Sorgen­frei durch den Redis­patch 2.0
    • Wir übernehmen die Rolle EIV und BTR für Sie
    • Stamm­daten schnell und einfach im übersicht­li­chen Tool melden
    • Sie erhalten Mehrerlöse für Ihren Strom in der Direktvermarktung
    • Keine bösen Überra­schungen: Wir halten Sie up-to-date
    • Trans­pa­rent und unkom­pli­ziert: Wir stehen Ihnen bei allen Fragen als zuver­läs­siger Partner zur Seite

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    Das sind die Voraus­set­zungen für Redis­patch 2.0:

    • check_iconCreated with Sketch. Nur wenn ein Direkt­ver­mark­tungs­ver­trag mit dem Virtu­ellen Kraft­werk besteht oder abgeschlossen wird, kann die Redis­patch 2.0 Dienst­leis­tung in Anspruch genommen werden
    • check_iconCreated with Sketch. Für Redis­patch 2.0 ist die Herstel­lung der Fernsteu­er­bar­keit durch den Anlagen­be­trei­benden Voraus­set­zung für die erfolg­reiche Direkt­ver­mark­tung und Übernahme der Redis­patch 2.0 Pflichten. Dabei können einma­lige Kosten auf Sie zukommen. Gerne vermit­teln wir Sie hier an unsere kompe­tenten Partner.
    • check_iconCreated with Sketch. Es wird eine Fernsteu­er­bar­keit mit Schnitt­stelle zum Direkt­ver­markter benötigt. Bitte berück­sich­tigen Sie, dass die Fernsteu­er­bar­keit durch den Netzbe­treiber nicht für den Zugriff durch den Direkt­ver­markter geeignet ist.

    Weitere Infor­ma­tionen & Veranstaltungen

    White­paper
    Redis­patch 2.0

    Welche Regelungen & Pflichten auf Anlagen­be­sitzer zukommen 

    Zum Download 

    Webinar Redis­patch 2.0: Was bedeutet das für Anlagenbesitzer?

    Als Download verfügbar 
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    Webinar: Redis­patch 2.0 - Was Sie bis zum 1.10.2021 erledigen müssen

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    Ausführ­li­ches Wissen zum Redis­patch 2.0

    Was Anlagen­be­trei­bende
    jetzt wissen müssen

    Zum Blogbeitrag 

    White­paper
    Direktver­marktung

    Was Direkt­ver­mark­tung ist und welche Varianten es gibt

    Zum Download 

    Redis­patch 2.0 kurz erklärt

    Die Synchro­ni­sa­tion von Angebot und Nachfrage im Strom­netz wird zuneh­mend zur Heraus­for­de­rung. Verän­derte Lastflüsse durch den Ausbau erneu­er­barer Energien, der Ausstieg aus der Kernenergie und die Integra­tion europäi­scher Strom­märkte sind nur einige der Gründe, warum zuneh­mend mehr für die Erhal­tung der Netz- und System­sta­bi­lität getan werden muss. Der Redis­patch 2.0 soll hier Abhilfe schaffen. 

    Mit der Einfüh­rung müssen auch Betrei­bende von Anlagen der erneu­er­baren Energien eine Verschie­bung ihrer geplanten Strom­pro­duk­tion zur Vermei­dung von Netzeng­pässen vornehmen. Konkret bedeutet das, dass auch Erneu­er­bare-Energien-Anlagen künftig im Falle eines drohenden Netzeng­passes abgere­gelt werden können. Ziel ist es somit, die Netzfüh­rung zu optimieren und Kosten für die Behebung von Netzeng­pässen zu reduzieren.

    Ablauf Redispatch 2.0

    Mit der Direkt­ver­mark­tung
    durch den Redis­patch 2.0

    Neue Aufgaben für Anlagenbetreibende

    Anlagen­be­trei­bende bleiben vom Redis­patch 2.0 nicht unver­schont. Eine wesent­liche Aufgabe wird die Mittei­lung der Stamm­daten, Stamm­da­ten­än­de­rungen und Nicht­ver­füg­bar­keiten Ihrer Anlage an den Netzbe­treiber sein. Auch Progno­se­fahr­pläne ihrer Strom­erzeu­gung sowie das zugehö­rige Redis­patch-Poten­zial müssen in Zukunft an den Übertra­gungs­netz­be­treiber gemeldet werden. 

    Wir kümmern uns für Sie um den Redis­patch 2.0

    Ihre neuen Aufgaben erfor­dern fachkun­diges Wissen. Bei Fehlern oder Missach­tung Ihrer neuen Pflichten können sonst schnell hohe Strafen auf Sie zukommen. Ihre neue Verant­wor­tung hinsicht­lich der komplexen, energie­wirt­schaft­li­chen Aufgaben können Sie durch einen Wechsel in die Direkt­ver­mark­tung ganz einfach auf uns als Einsatz­ver­ant­wort­li­chen (EIV) und Betreiber der techni­schen Ressource (BTR) übertragen. Nachdem Sie einmalig Ihre Stamm­daten in unserem übersicht­li­chen Tool gemeldet haben, müssen Sie zukünftig ledig­lich Ihre Nicht­ver­füg­bar­keiten an uns melden. 

    Ihr Einstieg in die Direktvermarktung

    Die Direkt­ver­mark­tung ist für Betrei­bende von Anlagen > 100 kWp, die nach dem 01.01.2016 in Betrieb genommen wurden, verpflich­tend. Für Bestands­an­lagen, d.h. Anlagen, die sich noch im EEG-Vergü­tungs­zeit­raum befinden, jedoch vor dem 01.01.2016 in Betrieb genommen wurden, lohnt sich der freiwil­lige Wechsel in die Direkt­ver­mark­tung nun zusätzlich. 

    Weniger Sorgen - Mehr Erlöse

    Alle Sorgen um die kompli­zierte Umset­zung im Rahmen des Redis­patch 2.0 sind passé. Als Ihr Direkt­ver­markter übernehmen wir für Sie die Rolle des EIV und BTR.
    Zudem erwarten Sie in der freiwil­ligen Direkt­ver­mark­tung weitere Mehrerlöse im Vergleich zur EEG-Einspei­se­ver­gü­tung. Mit jeder einge­speisten Kilowatt­stunde erhalten Sie zusätz­lich die sogenannte Manage­ment­prämie in Höhe von 0,4 Cent. Bei einer Nennleis­tung Ihrer Anlage von bspw. 200 kWp bringt Ihnen das Mehrerlöse in Höhe von 800 Euro pro Jahr – und das völlig risikofrei.

    Angebot anfor­dern

    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?
    Jetzt Kontakt aufnehmen!

    Pierre Fees, Head of Sales im Virtu­ellen Kraft­werk der EnBW