Redispatch 2.0.

Netzstabilität mit gezieltem Einspeisemanagement sichern.

Als Redispatch bezeichnet man den Eingriff und die Steuerung der Einspeiseleistung von Erzeugungsanlagen in das Stromnetz mit dem Ziel, die Netzstabilität jederzeit sicherzustellen. Um eine Balance zwischen Stromerzeugung und –nachfrage zu erreichen, ermitteln die Verteil- oder Anschlussnetzbetreiber anhand von Prognose-Modellen den zukünftig zu erwartenden Stromverbrauch. Dabei wird kalkuliert, ob in den nächsten 36 Stunden mit Engpässen oder Überproduktionen im Netz zu rechnen sind. Ist dies der Fall, werden Kraftwerke oder andere Erzeugungsanlagen aufgefordert, ihre Stromproduktion entsprechend zu reduzieren oder ggf. zu erhöhen.

Datenaustausch über die Plattform Connect+.

Die voranschreitende Energiewende mit immer mehr dezentralen und kleineren Stromerzeugungsanlagen stellt die Netzbetreiber bei der Netzregulierung zunehmend vor Herausforderungen. Während früher nur größere Stromerzeuger oder Kraftwerke Eingriffe in ihre geplante Stromproduktion vornehmen bzw. erdulden mussten, werden seit Oktober 2021 auch kleinere Erzeugungsanlagen ab einschließlich 100 kW(p) Leistung für die Sicherung der Systemstabilität mit einbezogen. Mittlerweile sind täglich viele Eingriffe notwendig, um regionale Überlastungen oder Netzengpässe einzelner Leitungsabschnitte im Übertragungsnetz auszugleichen – Tendenz weiter ansteigend. Für eine gezielte Ab- und Zuschaltung von Anlagen-Kapazitäten ist daher ein permanenter Datenaustausch zwischen Netz- und Anlagenbetreibern unverzichtbar geworden. Zu diesem Zweck wurde auch die Datenplattform „Connect+ eingerichtet und die Regelungen des vorherigen Einspeisemanagements von EEG- und KWKG-Anlagen aufgehoben und in den Redispatch 2.0 überführt.

Folgende Erzeugungsanlagen sind vom Redispatch 2.0 betroffen:

  • EEG-Anlagen mit installierter Leistung ab einschl. 100 kW(p)
  • KWK-Anlagen mit installierter Leistung ab einschl. 100 kW
  • Anlagen < 100 kW, wenn diese durch den Verteilnetzbetreiber gesteuert werden können

Aufgaben und Pflichten des Anlagenbetreibers beim Redispatch 2.0.

Auch Anlagenbetreiber sind beim Redispatch 2.0 involviert. Wesentliche Aufgaben sind z. B.: 

  • Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
  • Bereitstellung von Stammdaten
  • Bereitstellung von Bewegungsdaten
  • Bereitstellung von Nichtverfügbarkeitsdaten
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells: Planwertmodell oder Prognosemodell
  • Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung: Aufforderungsfall oder Duldungsfall

Wichtig für Anlagenbetreiber: Alle Prozesse – einschließlich der Lieferung von Plandaten und Nichtbeanspruchbarkeiten – müssen rund um die Uhr an allen Tagen des Jahres bedient werden. Für den Datenaustausch sind dabei bestimmte Formate vorgegeben, die über die Datenplattform „Connect+“ übermittelt werden können. Bitte informieren Sie sich zu diesem Thema und sprechen Sie ggf. mit Ihrem Direktvermarkter, ob er in diesem Zusammenhang die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt. Weitere Infos erhalten Sie auch auf der Website des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unter: Redispatch 2.0

Redispatch 2.0: Unterschied zwischen Planwertmodell und Prognosemodell.

  • Planwertmodell

    Beim „Planwertmodell“ übermittelt der Einsatzverantwortliche täglich einen Prognosefahrplan an den Verteilnetzbetreiber. Dieser Plan enthält die geplante Einspeisung im Viertelstundentakt und bildet die Basis für die Netzstabilitätsberechnungen und die Durchführung energetisch notwendiger Netzausgleiche.

  • Prognosemodell

    Wird das „Prognosemodell“ angewandt, erstellt der Verteilnetzbetreiber täglich den Prognosefahrplan unter Einbeziehung von Wetter- und Anlagendaten und führt die energetischen Ausgleiche zur Netzstabilität durch.

Welches Modell zum Einsatz kommt, liegt in der Entscheidung des Einsatzverantwortlichen. Liegt keine explizite Entscheidung vor oder befindet sich die Anlage in der normalen EEG-Vergütung (ohne Direktvermarktung), wird für die Anlage automatisch das Prognosemodell angewendet.

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

Für den Abruf sind beim Redispatch 2.0 zwei Fälle vorgesehen:

  • Duldungsfall

    Bei einem Duldungsfall steuert der anweisende Netzbetreiber die Anlage direkt.

  • Aufforderungsfall

  • Bei einem Aufforderungsfall wird der Einsatzverantwortliche (EIV) aufgefordert, die Anlage auf den Wert zu steuern, der vom Netzbetreiber vorgegeben wird. Die Anweisung wird dabei über die Datenplattform „Connect+“ an den EIV gesendet.

Wenn keine explizite Entscheidung für einen der beiden Fälle vorliegt, wird eine Anlage automatisch als „Duldungsfall“ behandelt. Soll der Aufforderungsfall zur Anwendung kommen, muss dies der Einsatzverantwortliche mit uns abstimmen, damit die Anlagensteuerung ggf. vorab getestet werden kann.

Redispatch 2.0 FAQ.

Welche Stromerzeugungsanlagen sind von Redispatch 2.0 betroffen?

Es sind alle Anlagen mit einer Leistung größer gleich 100 kW betroffen, die nicht am Netz der Deutschen Bundesbahn angeschlossen sind und nicht durch den Netzbetreiber gesteuert werden können.

Wo ist der Redispatch 2.0 gesetzlich geregelt?

Der Redispatch 2.0 ist im § 13 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) geregelt.

Muss für den Redispatch 2.0 an der Steuerung meiner Anlage etwas verändert werden?

Wenn bei Ihnen eine sogenannte „Fernwirkanlage“ installiert ist, besteht kein Handlungsbedarf. Sollte bei Ihnen ein „Rundsteuerempfänger“ verbaut sein, kommen wir auf Sie zu, um ggf. einen Austausch gegen eine Fernwirkanlage abzustimmen.

Wer trägt die Kosten für Umrüstungen an der Erzeugungsanlage?

Die Kosten für eine Umrüstung der Anlage sind vom Anlagenbetreiber zu übernehmen.

Ab wann steht mir beim Redispatch 2.0 ein Ausgleich bzw. eine Entschädigung zu und wie wird diese ermittelt?

Wenn Ihre Anlage durch einen Abrufungsfall keinen Strom oder nur reduzierte Mengen ins Netz einspeisen darf, haben Sie einen Anspruch auf einen bilanziellen sowie finanziellen Ausgleich. Die Entschädigungen werden dabei nach den Vorgaben der Bundesnetzagentur ermittelt. Weitere Infos hierzu sowie passende Ansprechpartner für Rückfragen finden Sie auf unserer Website unter: Vergütung

Was ist eine Marktpartner-ID und wo erhalte ich diese?

Bei der Martkpartner-ID handelt es sich um eine BDEW-Codenummer, die eine eindeutige Zuordnung der jeweiligen Marktrolle am deutschen Strommarkt ermöglicht. Mit dieser Nummer kann jeder Marktteilnehmer eindeutig identifiziert werden. Für den Redispatch 2.0 wird für jede Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt.

Eine Marktpartner-ID kann über die Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. Eine Liste mit Unternehmen, die Dienstleistungen für Anlagenbetreiber im Rahmen des Redispatch-Regimes erbringen, finden Sie ebenfalls beim BDEW unter Anbieterliste Redispatch 2.0.