Ziel der Redispatch-Maßnahmen ist die Aufrechterhaltung der Stabilität des deutschen Stromnetzes. Dabei wird in die Erzeugungsleistung der Anlagen eingegriffen, um eine Überlastung der Stromnetze zu vermeiden.

Der Ausbau fluktuierender Stromerzeuger und die damit einhergehende Dezentralisierung ließen jedoch die Anzahl und die Kosten erforderlicher Redispatch-Maßnahmen zuletzt stark ansteigen. Dem soll die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetztes (NABEG) vom 13. Mai 2019 entgegenwirken. Mit der Novelle gehen Anpassungen weiterer Gesetze unter anderem des EnWG, des EEG und des KWKG einher.

Durch das neue System „Redispatch 2.0“ sollen die erforderlichen Redispatch-Mengen und somit die entstehenden Gesamtkosten reduziert werden. Dies gewährleistet eine sichere und kosteneffiziente Versorgung mit Strom und ist ein wichtiger Schritt in Richtung Energiewende.

Die Regelungen gelten für sämtliche Erzeugungsanlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW. Maßgeblich für die Leistungsgrenze von 100 kW sind die gesetzlichen Begriffsdefinitionen in den einschlägigen Vorschriften (z.B. EEG und KWKG). Netzersatzanlagen, die ausschließlich für die Eigenversorgung vorgesehen sind, müssen nach aktueller Leseart der Festlegungen nicht am laufenden Prozess teilnehmen. Auch für diese gilt jedoch die Verpflichtung zur Stammdatenlieferung. Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW sind derzeit noch nicht standardmäßig zur Teilnahme verpflichtet. Netzbetreiber können diese bei Bedarf jedoch ebenfalls einbeziehen.

Zunächst einmal sind Sie als Anlagenbetreiber für die Erfüllung sämtlicher regulatorischer Anforderungen im Kontext Redispatch 2.0 verantwortlich, die sich auf Erzeugungsanlagen beziehen. Es steht Ihnen jedoch frei, für die operativen Aufgaben an einen sogenannten Einsatzverantwortlichen (EIV) zu beauftragen. Für den Betrieb einer technischen Ressource (beispielsweise die Abstimmung von Ausfallarbeiten im Fall von Abregelungen) kann außerdem ein Betreiber (BTR) benannt werden.

Sie sollten von uns bereits ein Schreiben zum Thema Redispatch 2.0 erhalten haben, in dem Sie aufgefordert wurden, uns die Kontaktdaten Ihres EIV und BTR mitzuteilen. Sollte Sie das Anschreiben nicht erreicht haben, kontaktieren Sie uns bitte!

Zurzeit sind noch einige Fragen zur Umsetzung des Redispatch 2.0 in Klärung, die u.a. Auswirkungen auf die Anforderungen an die Fernwirkankopplung inkl. Datenbereitstellung und Regelung haben, sodass derzeit keine endgültigen Aussagen getroffen werden kann. Mit konkreten Anforderungen kommen wir nach Festlegung aller relevanten Rahmenbedingungen auf Sie zu.

Mit dem im Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) werden die Vorgaben zum Einspeisemanagement nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Dies ist ab dem 01. Oktober 2021 umzusetzen und betrifft nach aktuellem Stand alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW oder jederzeit fernsteuerbare Erzeugungs- und Speicheranlagen. Daraus ergeben sich neue Anforderungen für alle Marktpartner.

Ziel ist es, deutschlandweit ein präventives Engpassmanagement in der Elektrizitätsversorgung aufzubauen. Im zukünftigen Prozess wird der Netzzustand durch die Energieversorger deshalb für einen Planungshorizont von ca. 36 Stunden im Voraus bestimmt und bei Bedarf optimiert. Dafür sind Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Werden Engpässe erkannt, sind diese durch die Netzbetreiber mithilfe kostenoptimaler Maßnahmen zu beheben. Dazu muss der Netzbetreiber auf sämtliche Erzeugungsanlagen und Speicher mit einer Leistung von mehr als 100 kW zurückgreifen. Neu ist im zukünftigen Prozess auch, dass die Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind, sodass dem Anlagenbetreiber durch Steuerungseingriffe keine Nachteile entstehen.

Der Anlagenbetreiber ist eine natürliche oder juristische Person oder Personengesellschaft, die eine Anlage betreibt (derjenige, der die technische und wirtschaftliche Verantwortung für die Anlage trägt). Er ist verantwortlich für die Erfüllung sämtlicher regulatorischer Anforderungen im Kontext Redispatch 2.0, die sich auf Erzeugungsanlagen beziehen. Es ist möglich für die operativen Aufgaben einen sogenannten Einsatzverantwortlichen (EIV) zu beauftragen. Für den Betrieb einer technischen Ressource (beispielsweise die Abstimmung von Ausfallarbeiten im Fall von Abregelungen) kann außerdem ein Betreiber (BTR) benannt werden.

Der Betreiber einer technischen Ressource ist verantwortlich für den Einbau, den Betrieb und die Wartung von technischen Ressourcen. Diese Marktrolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt.

• Angabe der Marktpartner-ID als Einsatzverantwortlichen (BDEW-Codes)
• Mitteilung der Abrufart (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
• Mitteilung des Bilanzierungsmodells (Planwert- oder Prognosemodell)
• Mitteilung des Abrechnungsmodell (Spitz, Spitz light, Pauschal)
• Bereitstellung der Anlagenstammdaten, Planungsdaten (Planwertmodell), Nichtbeanspruchbarkeiten und ggf. Echtzeitdaten nach BK6-20-061

Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird je Marktrolle eine Marktpartner ID benötigt, welche dann als Marktteilnehmer mit der dazugehörigen Rolle identifiziert werden kann.

Weitere Infos: Hinweis für Anlagenbetreiber zur Marktpartner-ID im Redispatch 2.0 | BDEW

Die Ermittlung der Ausfallarbeit sollte in Abhängigkeit der Erzeugungsart (Wind, PV, Bio, usw.), der Größe der Technischen Ressource bzw. Steuerbaren Ressource und vorhandener Messwerte für Windgeschwindigkeiten und Solarstrahlung erfolgen.

Dafür gibt es 3 Varianten:

• Spitzabrechnung: Gemessene Wetterdaten an der Anlage
• Spitzabrechnung light: Anlagen-/ standortspezifische Referenzmesswerte oder Wetterdaten
• Pauschalabrechnung: Letzter ¼-h-Wert vor der Maßnahme

Im Planwertmodel liefert der Anlagenbetreiber oder Einsatzverantwortliche seinem Netzbetreiber die Prognosen für eine Anlage, die so genannten Planungsdaten. Im Prognosemodell hingegen erstellt der Netzbetreiber die Prognose für die jeweilige Anlage selbst.

Es existieren zwei Arten für einen Redispatch-Abruf. Im Duldungsfall steuert der anweisende Netzbetreiber die Anlage und schickt das Steuersignal direkt zur Anlage.

Im Aufforderungsfall schickt der auffordernde Netzbetreiber ein Signal an den Einsatzverantwortlichen und dieser steuert die Anlage anschließenden selbst. Je nach Abrufarten werden unterschiedliche Daten vom EIV benötigt.

Eine technische Ressource (TR) ist ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt. Eine steuerbare Ressource (SR) wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt und ist steuerbar. Jede TR und SR erhält eine ID zur eindeutigen Identifikation.

elektronisches Formular zur Rückmeldung der Anlagenstammdaten

Hier finden Sie eine Auflistung der Stammdaten, welche auf dieser Webseite zurückgemeldet werden können.

Zur Übermittlung der Stammdaten bietet die Netzgesellschaft Lübbecke mbH ein Stammdaten-Formular für die Daten der Anlagen. Darüber hinaus wird das Netzbetreiberprojekt connect+ zukünftig einen Datenaustausch ermöglichen.

Connect+ ist ein deutschlandweiter Zusammenschluss von Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern. Unser Ziel ist es, den flächendeckenden und einheitlichen Datenaustausch zwischen Netzen und Betreibern von Stromerzeugungsanlagen – zur Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben zur Minimierung von Netzengpässen – sicherzustellen.

Alles zum Netzbetreiberprojekt ist hier zu finden: Connect+ Ein Netzbetreiber (netz-connectplus.de

Die Registrierung für das Produktivsystem ist ab dem 28.06.2021 für alle Marktrollen freigeschaltet. Ab dem 01.07.2021 ist dann der Stammdatenaustausch über RAIDA möglich.

Hier können Sie sich registrieren: RAIDA Service Client