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Redispatch 2.0 - Engpassmanagement der Stromnetze

Unter Redispatch werden Änderungen der Erzeugungsleistung von Kraftwerken verstanden, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt. (Quelle: BNetzA)

Auch die N-ERGIE Netz GmbH führt in diesem Kontext Engpassmanagement durch, um Netzüberlastungen zu vermeiden und um die Netzstabilität zu gewährleisten. Ab Oktober 2021 betrifft das auch Erzeugungsanlagen im Netzgebiet ab einer Leistung von 100 kW.

Durch die Regelungen des Redispatch 2.0 ergeben sich bereits ab 07/2021 neue Datenlieferverpflichtungen für Sie als Betreiber einer Stromerzeugungsanlage mit einer Leistung ab 100 kW.

Die Bundesnetzagentur hat zu den Datenlieferverpflichtungen und zu den Redispatchprozessen mehrere Festlegungen getroffen, welche durch alle Beteiligten verbindlich einzuhalten sind.

Aktuelle Informationen

1. Initiale Stammdatenmeldung ab sofort möglich

EIV‘s können ab sofort die initialien Stammdaten über raida (connect+) an die N-ERGIE Netz GmbH als ihren Anschlussnetzbetreiber senden. Bereits gemeldete EIV’s wurden entsprechend von uns informiert und erhielten weitere Informationen.

Für die korrekte Adressierung der Stammdaten benötigt der EIV folgende Marktpartner-Identifikationsnummern:

MP-ID des Anschlussnetzbetreibers (N-ERGIE Netz GmbH): 9900479000006

MP-ID des Data Providers (connect+): 9979425000005

2. Marktpartnerrolle „Betreiber technische Ressource“ (BTR) und „Einsatzverantwortlicher“ (EIV):

Die Marktrollen BTR und EIV zu besetzen, stellt insbesondere Betreiber von Anlagen in der EEG-Vergütung, d.h. ohne Direktvermarktung vor eine größere Herausforderung.

Erste Erfahrungen haben gezeigt, dass die Beauftragung eines Dritten in vielen Fällen sinnvoll erscheint.

Den BDEW haben viele Anfragen hinsichtlich potentieller Anbieter der o.g. Dienstleistung erreicht.

Um die Suche der Anlagenbetreiber nach einem geeigneten Dienst-leister zu unterstützen, hat der BDEW eine Liste mit Unternehmen veröffentlicht, die die entsprechende Dienstleistung (Übernahme der Marktrollen EIV und/oder BTR) anbieten.

Sie sind noch auf der Suche nach einem EIV & BTR für ihre Anlage(n), dann können Sie sich gerne - auf folgender Internetseite des BDEW informieren:

Anbieterliste Dienstleister Redispatch 2.0

3. Biomasseanlagen: TR-ID’s auf Generatorebene

Sofern Sie eine Biomasseanlage mit mehreren Generatoren betreiben, ist es notwendig, dass Sie je Generator eine TR-ID von uns erhalten.

Aktuell befinden wir uns im Rahmen der Einführung des Redispatch 2.0 dafür noch in einer notwendigen Systemumstellung. Wir planen damit, dass die Umstellung bis spätestens 15.09.2021 erfolgt ist.

Sobald wir die erforderlichen TR-IDs für Sie vergeben haben, werden wir Sie als Anlagenbetreiber über ein weiteres Anschreiben informieren und Ihnen die TR-IDs mitteilen.

Leiten Sie die TR-IDs nach Erhalt umgehend an Ihren EIV weiter.

Bis zum Erhalt der TR-IDs auf Generatorebene können Sie bereits die Informationen, die der EIV von Ihnen für die initiale Stammdatenüber-mittlung benötigt, mit ihrem Einsatzverantwortlichen abstimmen.

4. Übergangslösung Planwertmodell

Eine vorübergehende Lösung sieht vor, dass für Steuerbare Ressourcen im Prognosemodell übergangsweise (voraussichtlich bis zum 01. Oktober 2022) auch Planungsdaten vom EIV übermittelt werden können.

Weitere Informationen finden Sie unter folgenden Link: News des BDEW.

Wichtig zu wissen

Bitte informieren Sie sich rechtzeitig über die für Sie und Ihre Stromerzeugungsanlagen geltenden Anforderungen und Verpflichtungen und treffen Sie rechtzeitig alle notwendigen Vorbereitungen.

Die Benennung eines Einsatzverantwortlichen und weiterer Stammdaten, ist ab sofort ausschließlich über connect+ (raida) möglich.

Das Thema Redispatch 2.0 befindet sich noch in der Entwicklung. Deswegen können wir Ihnen nur einen grundlegenden Überblick zu den wichtigsten Fragen geben. Besuchen Sie uns gerne erneut. Wir werden ggf. über Neuigkeiten und notwendige Besonderheiten informieren.

Auf Basis eingegangener Kundenrückfragen haben wir für Sie häufig gestellte Fragen im Dokument FAQ – welches Sie nachfolgend finden - beantwortet.

FAQ V1-0.pdf

Im Oktober 2021 starten die neuen Marktanforderungen des Netzausbau-beschleunigungsgesetzes (NABEG) für das zukünftige Engpassmanagement (Redispatch 2.0). Netzbetreiber greifen auf Erzeugungsanlagen ab 100 kW Leistung zurück, um Engpässe im Stromnetz zu vermeiden.

Das zum 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) enthält neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen, die von den Netzbe-treibern umzusetzen sind. Gelten werden die neuen Vorgaben für die Bewirtschaftung von Netzengpässen (bisheriges Einspeisemanagement) ab dem 01. Oktober 2021.

Insbesondere wird im Rahmen des Redispatch 2.0 nicht nur der momentane Belastungszustand des Stromnetzes zur Regelung der Einspeiseanlagen berücksichtigt. Darüber hinaus werden auch zukünftige Einspeisemengen von Stromerzeugungsanlagen durch Verteilnetzbetreiber (VNB) prognostiziert und berücksichtigt, um Netzengpässe möglichst kostengünstig und effizient zu vermeiden.

Um dies zu ermöglichen wird es zukünftig auch u.a. einen Datenaustausch zwischen dem Anlagenbetreiber und den Netzbetreibern geben.

Für den Redispatch 2.0 wird es einen Datenaustausch zwischen dem Anlagenbetreiber und den Netzbetreibern geben. Nähere Informationen zur aktuellen Entwicklung finden Sie auf den Seiten von Connect+. www.netz-connectplus.de

Voraussichtlich müssen Anlagenbetreiber hierzu folgende Aufgaben erfüllen:

  • Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV)
  • Bereitstellung von Stammdaten
  • Angabe von diversen ID‘s (z.B. Marktpartner-ID über BDEW)
  • Bereitstellung von Informationen über Nichtverfügbarkeiten der Anlage (z.B. Wartung)
  • Bereitstellung von Einspeiseprognosen
  • Bereitstellung von marktbedingten Nichteinspeisungen (bspw. auf Grund negativer Strompreise etc.)
  • Festlegung der Abrufart (Aufforderungsfall oder Duldungsfall für die Leistungsanpassung)
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)

Besprechen Sie diese Themen mit Ihren Marktpartnern wie z.B. Direktvermarkter und/oder Betriebsführer.

Gut zu wissen: Datenlieferverpflichtungen für Stammdaten treten – nach jetzigem Kenntnisstand - bereits vorzeitig zum 01.07.2021 in Kraft! Für Planungsdaten beginnt die Datenlieferverpflichtung zum 01.10.2021. Die N-ERGIE Netz GmbH beabsichtigt, den Datenaustausch mit Einsatzverantwortlichen (Anlagenbetreibern) für Stamm- und Planungsdaten über den Data-Provider Connect+ abzuwickeln.

Die Regelungen des Redispatch 2.0 gelten für Erzeugungsanlagen (Erneuerbare Energien-Anlagen sowie auch für Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen) ≥ 100 kW.

Maßgeblich für die Leistungsgrenze von 100 kW sind die gesetzlichen Begriffsdefinitionen in den einschlägigen Gesetzen wie EEG und KWKG.

Erzeugungsanlagen < 100 kW sind in die Prozesse des Redispatch 2.0 noch nicht bzw. nur nachrangig einzubeziehen.

Offizielle Informationen/Beschlüsse

www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK06/BK6_84_Sys_Dienst/844_redispatch/redispatch_node.html

Bundesanzeiger Verlag (Gesetz zur Beschleunigung des? Energieleitungsausbaues)

Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0)

Grundlegende Informationen / Branchenlösung

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

www.bdew.de/energie/redispatch-20/

Wir empfehlen Ihnen auf den Seiten des BDEW folgende Dokumente für den Einstieg:

Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0

Implementierungshilfe für Anlagenbetreiber

Erläuterung: Marktrollen, Verantwortlichkeiten und Datenformate

ausführliche FAQ-Liste (angekündigte Veröffentlichung demnächst)

Informationen zur Datenübermittlungsplattform Connect+

Connect+ (Data Provider) www.netz-connectplus.de

Hintergrund ist das am 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaube-schleunigungsgesetz (NABEG 2.0). 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.

Stromnetzbetreiber sind nach dem EnWG verpflichtet, für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung in ihrem Netz zu sorgen. Für die Sicherheit der Netzstabilität und zur Vermeidung von Netzengpässen werden Redispatch-Maßnahmen durchgeführt.

Ziel des neuen Redispatch 2.0 ist die Optimierung des Netzengpassmanagements und Reduzierung der volkswirtschaftlichen Kosten angesichts einer signifikant steigenden Anzahl an neuen dezentralen und fluktuierenden Stromerzeugungseinheiten.

Gemäß §12, Absatz 4 EnWG wiederum sind unter anderem Betreiber von Erzeugungsanlagen, von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Großhändler oder Lieferanten von Energie dazu verpflichtet, den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitzustellen, die unter anderem notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben werden können.?(Quelle: BDEW)

Technische Ressource (TR):

Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie.

Steuerbare Ressource (SR):

Gruppe von einer oder mehrerer Technischer Ressourcen. Die steuerbare Ressource bündelt alle Anlagen eines Energieträgers am selben Verknüpfungspunkt.

Betreiber der technischen Ressource (BTR):

Der Betreiber einer technischen Ressource ist für den Betrieb einer technischen Ressource verantwortlich.

Zusatzinformation:

Dies kann im Prozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen.

Einsatzverantwortlicher (EIV):

Der EIV plant und führt den Einsatz einer SR zugeordneten TR durch und ist verantwortlich für die Übermittlung der Fahrpläne der SR.

Diese Marktrolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt.

Data Provider:

Der Data Provider ist verantwortlich für den Empfang und die Übermittlung von Informationen.

Connect+:

Die gesetzlichen Anforderung werden durch eine einheitliche Lösung – Data Provider - für den Austausch der Energiedaten erfüllt, um einen deutschlandweiten Kommunikationsweg bereitzustellen.

Das Netzbetreiberprojekt Connect+ definiert zum einen die Datenwege zwischen Anlagenbetreibern und Netzbetreibern, die zur Umsetzung des NABEG erforderlich sind.

Zum anderen werden Prozesse und Formate für den Koordinationsprozess zwischen den Netzbetreibern ausgestaltet.