Neues Herausforderungen zusammen meistern: Redispatch 2.0

Unter Redispatch versteht man den aktiven Eingriff in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Stromnetz-Abschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Das Szenario ist einfach erklärt: Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke vor dem Engpass angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während die Anlagen dahinter ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt. Am sogenannten Redispatch 1.0 waren bislang nur konventionelle Großkraftwerke ab 10 MW Nennleistung beteiligt, von denen es knapp 700 in Deutschland gab.
 

Aber der schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie und die zunehmende Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien führen dazu, dass Netzbetreiber häufiger als bisher Redispatch-Maßnahmen vornehmen müssen. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) führt daher zum 1. Oktober 2021 ein einheitliches Redispatch-Regime ein, das sogenannte Redispatch 2.0., von dem ab dann alle Einspeiseanlagen ab 100 kW betroffen sind. Das heißt, zukünftig werden über 100.000 weitere Anlagen in den Prozess eingebunden.

Zu diesem Datum wird dann das Einspeisemanagement, das bisher die Reduzierung von EE- und KWK-Strom eigenständig regelte (siehe dazu auch unsere Anschlussbedingungen), in das neue System integriert. Heißt: Redispatch 2.0 umfasst dann nicht mehr nur die Anpassung von Großanlagen konventioneller Erzeugung, sondern bezieht außerdem die Kapazitäten der EE- und KWK-Stromerzeugung mit ein. Denn das Gesamtziel von Redispatch 2.0 ist ein gesamt-volkswirtschaftlicher Effizienzgewinn. Teure Einspeisemanagement-Maßnahmen sollen reduziert werden, in dem die kostengünstigste Lösung zur Engpassvermeidung gewählt wird. Dabei findet die (Re)Aktion nicht erst zum Engpass statt, sondern prognosebasiert bereits vor dem Engpass.


Der Strom aus Erneuerbaren Energien (EE-Strom) und wärmegekoppelte Stromerzeugung aus hoch-effizienten KWK-Anlagen (KWK-Strom) haben nach den deutschen und europäischen Vorgaben dann, so die BNetzA, immer „Vorfahrt“, wenn es eng wird im Netz: „Die EE-Anlagen sollen bei einem Netzengpass grundsätzlich ungehindert Strom erzeugen, solange die Netzbetreiber das Problem durch die Reduzierung von konventioneller Erzeugung oder von KWK-Strom beheben können. Das Gleiche gilt grundsätzlich zugunsten von KWK-Strom gegenüber sonstiger konventioneller Erzeugung ohne Wärmekopplung.“
Nachfolgend finden Sie häufig gestellte Fragen zum Thema Redispatch 2.0, für weitere Informationen siehe auch beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW):

Durch die Energiewende werden zunehmend große Kraftwerke, wie z. B. Kern- und Kohlekraftwerke, abgeschaltet. Diese dienten bislang der Netzstabilität, in dem sie gezielt herauf- und heruntergeregelt werden konnten. Der Wegfall dieser Kraftwerke muss ausgeglichen werden: Redispatch 2.0 soll dabei helfen. Um deren Lücke zu füllen, werden vor allem dezentrale Einspeiseanlagen ab 100 kW herangezogen. Ziel ist es, mit diesem Ansatz auch zukünftig die Netzsicherheit bei einer zunehmenden Anzahl dezentraler Anlagen aufrechtzuerhalten.

Starttermin ist der 1. Oktober 2021. Vor diesem Termin gibt es allerdings bereits Informations- und Datenlieferverpflichtungen:
Die Rückmeldung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) an den Netzbetreiber durch den Anlagenbetreiber muss bis zum 30. Juli 2021 erfolgt sein. Eine Stammdatenmeldung über das deutschlandweite Portal Connect+ ist ab dem 16. August 2021 möglich. Sofern Sie einen EIV (z.B. Ihren Direktvermarkter) ausgewählt und gemeldet haben, ist dieser für die Stammdatenmeldung verantwortlich. Der Anlagenbetreiber muss sämtliche Anlagendaten an seinen dienstleistenden Einsatzverantwortlichen melden.

Alle Einspeiseanlagen ab 100 kW installierter Leistung müssen ab dem 1. Oktober 2021 in den Redispatch-Prozess eingebunden werden (Anwendungsbereich des § 13a Abs. 1 EnWG). Die Bundesnetzagentur hat in der Festlegung BK6-20-061 auch nochmals explizit darauf hingewiesen, dass sie keinen Grund sieht, Anlagen ab 100 kW vom Anwendungsbereich der Festlegung auszunehmen bzw. die Festlegung erst schrittweise in Kraft zu setzen (vgl. Abschnitt 3.1.2 BNetzA-Festlegung BK6-20-061).
Dementsprechend gilt für alle Anlagen ab 100 kW installierter Nennleistung: Ab dem 1.Oktober 2021 sind jederzeit Abrufe von Anlagen möglich, folglich müssen die dafür notwendigen Informations- und Datenlieferverpflichtungen gewährleistet werden.

Die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) umfasst die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource und die Übermittlung der Fahrpläne. Seine Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit keine dritte Person mit der Wahrnehmung beauftragt ist.
Sollten Sie die Rolle des EIV selbst wahrnehmen, benötigen Sie hierzu sogenannte Marktpartner-Codes. Diese beiden Codes können Sie beim BDEW unter folgenden Link beantragen: https://bdew-codes.de/.
Falls Sie keinen EIV benennen, verstoßen Sie gegen Ihre Mitwirkungspflicht am Redispatch 2.0. Ohne Ihre Mitwirkung kann auch keine Entschädigung einer Redispatch-Maßnahme erfolgen.

Für Redispatch 2.0 sind die Regelungen des am 13. Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) maßgeblich. Danach werden mit Wirkung zum 1. Oktober 2021 die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement (§ 13 Abs. 2 EnWG i. V. m. §§ 14, 15 EEG, für KWK-Anlagen i. V. m. § 3 Abs. 1 S.3 KWKG) von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt.
Konkret bedeutet das, dass ab diesem Zeitpunkt alle EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch 2.0 einbezogen werden müssen.
Stromnetzbetreiber sind nach dem EnWG verpflichtet, für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung in ihrem Netz zu sorgen. Gemäß § 12 Absatz 4 EnWG sind Betreibende von

  • Erzeugungsanlagen,
  • Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie,
  • Großhändler oder
  • Lieferanten von Energie  

gesetzlich dazu verpflichtet, den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen – einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse – bereitzustellen. Die sind unter anderem notwendig, um die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig zu betreiben.

Während die Auswahl der Anlagen für die Umsetzung von Einspeisemanagement-Maßnahmen in der Vergangenheit in manchen Fällen von Außenstehenden nicht nachvollzogen werden konnte, steckt hinter dem Auswahlprozess des Redispatch-Systems eine neue Methode.
Entscheidend für die Abschaltreihenfolge sind nun die Umsetzungsfähigkeit der Anlage zur Beseitigung des Engpasses und die Gesamtkosten der Redispatch-Maßnahme. Die Gesamtkosten werden anhand eines kalkulatorischen Preises durch den Übertragungsnetzbetreiber ermittelt und jährlich bis zum 1. September veröffentlicht (erstmalig bis zum 1. Oktober 2021).
Da Anlagen für Erneuerbare Energien gemäß dem Vorrangprinzip dann nur nachrangig abgeregelt werden dürfen, wird die Wirksamkeit über einen Mindestfaktor (für EE-Anlagen: 10) herabgestuft, der in die Berechnung des kalkulatorischen Preises mit einfließt.
Es kann sein, dass sich die Abregelungshäufigkeit Ihrer Anlage in Zukunft ändert – und zwar in beide Richtungen. Anlagen, die noch nie vom Einspeisemanagement betroffen waren, können nun häufiger für Einsätze herangezogen werden, während Anlagen, die bisher häufiger abgeregelt wurden, nun nicht mehr angesteuert werden. Langfristig gesehen sollen die neuen Kommunikationsprozesse dazu beitragen, Netzengpässe frühzeitig zu erkennen und bestenfalls zu vermeiden.

Bisher wurden die Abregelungen ausschließlich vom Netzbetreiber umgesetzt. Im Redispatch-System wird diese Art der Umsetzung einer Abregelung weiterhin vorranging bestehen bleiben. Diese Variante wird als Duldung bezeichnet und als Standard festgelegt: Der Netzbetreiber setzt das Signal für eine Abregelung selbst um.

Alternativ zur Duldung gibt es die Aufforderung, mit der der Netzbetreiber den Einsatzverantwortlichen (EIV) anweist, die Abregelung durchzuführen. In diesem Fall ist es der EIV, der das Signal umsetzt.
Diese Abrufvariante wird nur in Ausnahmefällen festgelegt (z. B. bei komplexen Umspannwerken, bei denen die steuerbare Ressource aus Sicht des Netzbetreibers mehr als einem Einsatzverantwortlichen zugeordnet wird). Im Aufforderungsfall ist der EIV für die korrekte Umsetzung der Anlage verantwortlich.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) hat für die Umsetzung der vielen Prozesse ein Einführungsszenario erarbeitet. Dieses sah vor, dass zunächst einmal alle Anlagenbetreiber ihrem zuständigen Anschlussnetzbetreiber bis spätestens zum 14. Mai 2021 den EIV und BTR benennen sollten. Anschließend erfolgte eine erste Kontaktaufnahme durch den Netzbetreiber bezüglich des Datenabgleichs.
Im Juli 2021 soll mit dem Versand von Stammdaten begonnen werden. Bis zum Umsetzungstermin 1. Oktober 2021 werden dann weitere Testphasen stattfinden, in denen die Marktakteure ihre Systeme aufeinander abstimmen und den Nachrichtenaustausch testen.

Die Wahl der Abrufvariante stellt weder einen Vorteil noch einen Nachteil für den Betreiber dar. Im Standardfall wird die Duldung als Abrufvariante herangezogen.
Die Festlegung der Abrufvariante sollte in Abstimmung mit dem Einsatzverantwortlichen erfolgen und muss im Rahmen der initialen Stammdatenmeldung kommuniziert werden.

Es gibt zwei Bilanzierungsmodelle:

  • Im Prognosemodell übernimmt der Netzbetreiber die Einspeiseprognose der Anlage. Der Anlagenbetreiber bzw. EIV hat in diesem Fall keine Planungsdaten zu übermitteln und zu aktualisieren. Die Weiterleitung der Nichtbeanspruchbarkeiten obliegt aber weiterhin dem Anlagenbetreiber.
  • Im sogenannten Planwertmodell hat der Anlagenbetreiber bzw. der zuständige EIV die Planungsdaten für die Anlage zu übermitteln und zu aktualisieren. Bei den Planungsdaten handelt es sich um 15-min-Fahrpläne, die bei Abweichungen > 10 % der installierten Leistung bis in Echtzeit fortlaufend zu aktualisieren sind.

Grundsätzlich haben alle Anlagenbetreiber im Redispatch-2.0-System erheblich mehr Verpflichtungen und Verantwortung.
Insbesondere müssen sie eine Vielzahl von unterschiedlichen Daten generieren und diese innerhalb von vorgegebenen Fristen und unter Einhaltung von bestimmten Prozessen über die festgelegte Datenaustauschplattform oder andere Systeme zur Verfügung stellen. Neben der Datenübermittlung müssen sie Redispatch-Maßnahmen in einigen Fällen mit den Netzbetreibern abstimmen, vorbereiten und selbst durchführen.
Neben den Datenaustauschprozessen ändert sich auch die Kompensation der Ausfallarbeit. Anlagenbetreiber, deren Anlagen schon heute durch den Netzbetreiber abgeregelt werden, müssen beachten, dass der Marktwert der Ausfallarbeit nun von ihrem Direktvermarkter kompensiert wird. Der Marktprämienanteil der Ausfallarbeit wird nach wie vor vom Netzbetreiber „bezahlt“. Insgesamt sind diese finanziell weiterhin so gestellt, als ob keine Redispatch-Maßnahme stattgefunden hätte.

Das Portal Connect+ ist eine neu geschaffene Marktrolle für die Umsetzung der Redispatch-2.0-Prozesse und nimmt als zentrale Stelle eine besondere Bedeutung ein.
Als deutschlandweiter „Single-Point-of-Contact“ soll der DataProvider sicherstellen, dass sämtliche Daten rechtzeitig an alle betroffenen Marktakteure weitergeleitet werden. Dies erfordert jedoch auch, dass alle Marktakteure einen Kommunikationskanal zum DataProvider einrichten.
Die Rolle des DataProviders wird durch eine Netzbetreiberkooperation namens Connect+ realisiert.

Während Connect+ ein deutschlandweites Projekt ist, wurde „DA/RE – Die Netzsicherheitsinitiative BW“ von TransnetBW und Netze BW für Netz- und Anlagenbetreiber in Baden-Württemberg initiiert.
Auch diese digitale Plattform koordiniert Maßnahmen zur Netzstabilisierung und Engpassbeseitigung durch dezentrale Flexibilitäten über alle Netzebenen hinweg. Mit Hilfe der DA/RE-Plattform konnten Netzbetreiber schon bisher einen wesentlichen Teil der neuen Anforderungen des Redispatch 2.0 erfüllen. Des Weiteren übernimmt die DA/RE-Plattform die Berechnung zur Anlagenauswahl. Von dort gibt es nun eine Schnittstelle zu Connect+.