AUS EINSPEISEMANAGEMENT WIRD REDISPATCH 2.0
Im Zuge der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) werden die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement aufgehoben und zum 1. Oktober 2021 in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) der Übertragungs- sowie der Verteilnetzbetreiber überführt.
Bis zum 30. September 2021 gibt es Redispatch nur im Übertragungsnetz. Im Redispatch 2.0 werden diese Regelungen mit den Maßnahmen des Einspeisemanagement zusammengeführt. Somit liegt ab dem 1. Oktober 2021 die Abwicklung nicht mehr nur bei den Übertragungsnetzbetreibern, sondern auch bei wesernetz und allen anderen Verteilnetzbetreibern, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Für die Abwicklung des Redispatch sind neue Marktrollen und Prozesse erforderlich, um prognosebasiert und in Echtzeit auf etwaige Engpässe reagieren zu können. Im Folgenden finden Sie weitere Hintergrundinformationen, um Ihre Rolle im Redispatch-Prozess zu verstehen und um sich aktiv am Erfolg dieser neuen Regelung zu beteiligen.
Bis zum 30. September 2021 gibt es Redispatch nur im Übertragungsnetz. Im Redispatch 2.0 werden diese Regelungen mit den Maßnahmen des Einspeisemanagement zusammengeführt. Somit liegt ab dem 1. Oktober 2021 die Abwicklung nicht mehr nur bei den Übertragungsnetzbetreibern, sondern auch bei wesernetz und allen anderen Verteilnetzbetreibern, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Für die Abwicklung des Redispatch sind neue Marktrollen und Prozesse erforderlich, um prognosebasiert und in Echtzeit auf etwaige Engpässe reagieren zu können. Im Folgenden finden Sie weitere Hintergrundinformationen, um Ihre Rolle im Redispatch-Prozess zu verstehen und um sich aktiv am Erfolg dieser neuen Regelung zu beteiligen.
Wer muss sich am Redispatch 2.0 beteiligen?
Anlagenbetreiber (AB):
Alle Erzeugungsanlagen und Stromspeicher ab einer Leistung von 100 kW müssen am Redispatch teilnehmen – auch solche Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien oder mit Hilfe der Kraft-Wärme-Kopplung produzieren. Nachgelagert werden auch alle Anlagen kleiner 100 kW, die durch den Netzbetreiber steuerbar sind verpflichtet am Redispatch-Prozess teilzunehmen.
Einsatzverantwortlicher (EIV)/Betreiber technischer Ressourcen (BTR):
Die neue Marktrolle des Einsatzverantwortlichen ist verantwortlich für den Einsatz einer technischen Ressource und die Übermittlung ihrer Fahrpläne. Der EIV bildet aus den technischen Ressourcen (TR) die steuerbaren Ressourcen (SR) und kommuniziert diese über connect+ an wesernetz. Der BTR liefert dem Netzbetreiber die Daten rund um die Ermittlung der Ausfallarbeit.
Alle Erzeugungsanlagen und Stromspeicher ab einer Leistung von 100 kW müssen am Redispatch teilnehmen – auch solche Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien oder mit Hilfe der Kraft-Wärme-Kopplung produzieren. Nachgelagert werden auch alle Anlagen kleiner 100 kW, die durch den Netzbetreiber steuerbar sind verpflichtet am Redispatch-Prozess teilzunehmen.
Einsatzverantwortlicher (EIV)/Betreiber technischer Ressourcen (BTR):
Die neue Marktrolle des Einsatzverantwortlichen ist verantwortlich für den Einsatz einer technischen Ressource und die Übermittlung ihrer Fahrpläne. Der EIV bildet aus den technischen Ressourcen (TR) die steuerbaren Ressourcen (SR) und kommuniziert diese über connect+ an wesernetz. Der BTR liefert dem Netzbetreiber die Daten rund um die Ermittlung der Ausfallarbeit.
Weiterführende externe Links
FAQs zu Redispatch 2.0
Allgemeines
Wir haben für Sie die wichtigsten Fragen und Antworten hier zusammengefasst. Sollten Sie weitere Informationen benötigen, dann können Sie uns gerne via Mail kontaktieren.
Was ist Redispatch?
Redispatch bezeichnet die Anpassung der eingespeisten Wirkleistung einer Stromerzeugungsanlage durch den Netzbetreiber mit dem Ziel, Netzengpässe zu reduzieren. Redispatch erfolgt auf Weisung des Netzbetreibers und wird von dem Betreiber der jeweiligen Erzeugungsanlage umgesetzt. Dazu prognostiziert der Netzbetreiber die zukünftige Netzsituation und sendet Steuerungssignale, an die Einspeisung, wenn diese eine Gefahr für die Netzsicherheit darstellen würde. Derzeit müssen nur Stromerzeugungsanlagen größer 10 MW am Redispatch teilnehmen. Daher nutzen nur die 4 Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) TenneT, 50hertz, Amprion und TransnetBW Redispatch zur Engpassbehebung.
Warum ist Redispatch überhaupt notwendig?
Der Netzausbau, insbesondere im Übertragungsnetz, hält nicht Schritt mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien. Bis zur Fertigstellung der Stromtrassen nutzen die Übertragungsnetzbetreiber Redispatch, um Engpässe im Übertragungsnetz aufzulösen. Die ÜNBs fordern daher Verteilnetzbetreiber wie EWE NETZ und wesernetz typischerweise auf, die Einspeisung der Erzeugungsanlagen im jeweiligen Verteilnetzgebiet zu reduzieren. Auf diese Weise wird die maximal mögliche Integration der erneuerbaren Energien in die Netze sichergestellt.
Was ist Redispatch 2.0?
Ab dem 1. Oktober 2021 müssen nicht nur die Übertragungsnetzbetreiber, sondern auch alle Verteilnetzbetreiber in der Lage sein, Redispatch zur Beseitigung von Netzengpässen zu nutzen. Der Grund dafür: Ab diesem Datum müssen auch Erzeugungsanlagen und Stromspeicher ab einer Leistung von 100 kW am Redispatch teilnehmen – auch solche Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien oder mit Hilfe der Kraft-Wärme-Kopplung produzieren.
Das ist gesetzlich im EnWG so festgeschrieben und wird Redispatch 2.0 genannt. Spannend vor allem: Während die Übertragungsnetzbetreiber eine überschaubare Anzahl von planbaren Großkraftwerken im Redispatch ansprechen, müssen die Verteilnetzbetreiber Tausende kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen (im Nordwesten vor allem Wind- und Photovoltaikanlagen) in den Redispatch-Prozess integrieren. Diese speisen je nach Wind- oder Sonnensituation unterschiedlich stark ein – um die Einspeisung und die Auswirkungen auf das Netz vorhersagen zu können, müssen Netzbetreiber Einspeiseprognosen und komplexe Netzzustandsrechnungen erstellen.
Das ist gesetzlich im EnWG so festgeschrieben und wird Redispatch 2.0 genannt. Spannend vor allem: Während die Übertragungsnetzbetreiber eine überschaubare Anzahl von planbaren Großkraftwerken im Redispatch ansprechen, müssen die Verteilnetzbetreiber Tausende kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen (im Nordwesten vor allem Wind- und Photovoltaikanlagen) in den Redispatch-Prozess integrieren. Diese speisen je nach Wind- oder Sonnensituation unterschiedlich stark ein – um die Einspeisung und die Auswirkungen auf das Netz vorhersagen zu können, müssen Netzbetreiber Einspeiseprognosen und komplexe Netzzustandsrechnungen erstellen.
Welche Erzeugungsanlagen fallen unter die Regelungen des Redispatch 2.0?
Unter die Regelungen fallen alle Anlagen ab einer Leistung von 100 kW und Anlagen die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.
Ändert sich etwas an der Einspeisevergütung?
Nein, der Redispatch 2.0 ändert nichts an Ihren Vergütungssätzen.
Was ist der Unterschied zwischen Redispatch 2.0 und Einspeisemanagement?
Der zentrale Unterschied ist, dass im Redispatch 2.0 der Eingriff in die Erzeugungsleistung ihrer Anlage auf Basis von Prognosen erfolgt und deshalb zwischen den Netzbetreibern vorab abgestimmt werden kann. Im Einspeisemanagement ging es nur um die kurzfristige Behebung von Netzengpässen. Darüber hinaus wird im Redispatch fortan auch der energetische und bilanzielle Ausgleich durch den Netzbetreiber sichergestellt.
Wo kann ich die für Redispatch relevanten Festlegungen BK6-20-059 und BK6-20-061 einsehen?
Den aktuellen Stand mit allen Anhängen finden Sie am einfachsten auf der Webseite der Bundesnetzagentur.
Warum sollte ich am Redispatch 2.0 teilnehmen?
Sie erfüllen so die Vorgaben der Behörde aus den Festlegungen BK6-20-059 und BK6-20-061. Die Teilnahme am Redispatch 2.0 ist verpflichtend für Anlagen größer 100 kW und nachrangig auch für steuerbare Anlagen kleiner 100 kW.
Was genau sind Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber einer technischen Ressource (BTR)?
Bei EIV und BTR handelt es sich um so genannte Marktrollen, die für den Prozess neu geschaffen worden. Um den Redispatch 2.0 abwickeln zu können, muss für jede Erzeugungsanlage ein EIV und ein BTR die Verantwortung dafür übernehmen, dass die jeweiligen Daten frist- und formgerecht geliefert werden. Diese Marktrollen können direkt vom Anlagenbetreiber oder von einem sachkundigen Dienstleister wahrgenommen werden.
Warum wurden gleich zwei neue Marktrollen EIV und BTR geschaffen? Gibt es Unterschiede?
Idee war, dass der EIV sich um die Datenlieferungen vor dem Einsatz und der BTR um die Lieferung der Abrechnungsdaten nach dem Einsatz kümmert. Das ermöglicht dem Anlagenbetreiber für diese beiden Aufgaben auch unterschiedliche Dienstleister zu beauftragen. Denkbar ist z. B. dass der Anlagenbetreiber seinen Direktvermarkter zum EIV ernennen und seinen Abrechnungsdienstleister der BTR wird. Im Regelfall werden EIV und BTR an einer Anlage durch das gleiche Unternehmen abgewickelt – wenn der Anlagenbetreiber es wünscht, geht es aber natürlich auch anders.
Was ist Connect+ und wofür ist es gut?
Connect+ ist die deutschlandweite Datendrehscheibe für bestimmte Redispatch-Daten. Die Daten des EIV müssen mehrere Netzbetreiber erreichen, damit diese koordiniert die Redispatch-Einsätze planen können. Um den EIV zu entlasten, wurde Connect+ gegründet: Der EIV muss die Daten nur einmal bei Connect+ abgeben. Connect+ übernimmt dann die automatische Verteilung an die jeweils betroffenen Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber.