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Wenn der Netzbetreiber die Einspeisung von EEG- und KWK-Anlagen reduziert, spricht man von Einspeisemanagement. Dies ist nötig, da mit der steigenden Anzahl dieser Anlagen auch die Menge an eingespeister Energie wächst. Bei windstarkem oder sonnenreichem Wetter sowie gewissen technischen Umständen stößt das Elektrizitätsnetz verstärkt an seine Kapazitätsgrenze. Der erzeugte Strom kann somit zu bestimmten Zeiträumen nicht mehr abgenommen und die Anlagen müssen, für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit, geregelt werden.

Betroffene Anlagen

Anlagenbetreiber aller EEG- und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von ≥ 100 kW sind verpflichtet, diese technisch so auszustatten, dass der Netzbetreiber die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren und die jeweilige Ist-Einspeisung abrufen kann.

Photovoltaikanlagen ≥ 30 kWp und < 100 kWp:

  • Inbetriebnahme bis 31.12.2008: –
  • Inbetriebnahme ab 01.01.2009: ferngesteuerte Reduzierung

Photovoltaikanlagen < 30 kWp:

  • Inbetriebnahme bis 31.12.2011: –
  • Inbetriebnahme ab 01.01.2012: Wahlrecht des Anlagenbetreibers
    • ferngesteuerte Reduzierung - oder -
    • Wirkleistungseinspeisung dauerhaft auf 70 % der installierten Leistung begrenzen 

 

Redispatch 2.0

Mit dem im Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) werden die Vorgaben zum Einspeisemanagement nach dem EEG und dem KWKG in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Dies ist ab dem 1. Oktober 2021 umzusetzen und betrifft alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW sowie jederzeit fernsteuerbare Erzeugungsanlagen. Daraus ergeben sich neue Anforderungen für alle Marktpartner.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat zu den genauen Datenlieferverpflichtungen und zu den Redispatch-Prozessen mehrere Festlegungen veröffentlicht, die durch alle Marktakteure verbindlich einzuhalten sind. Im BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. wurden branchenweit die zukünftigen Prozesse erarbeitet und in einer Branchenlösung dokumentiert. Diese und weitere Informationen zum Redispatch 2.0 finden Sie auf der Internetseite des BDEW unter www.bdew.de/energie/redispatch-20 sowie auf www.bundesnetzagentur.de.

Die grundlegenden neuen Anforderungen an betroffene Anlagenbetreiber sind:

  • Ausübung der Marktrolle Betreiber der technischen Ressource (BTR) oder alternativ Beauftragung eines Dritten
  • Ausübung der Marktrolle Einsatzverantwortlicher (EIV) oder alternativ Beauftragung eines Dritten
  • Wahl des Abrufverfahrens (Duldungsfall oder Aufforderungsfall)
  • Wahl des Bilanzierungsmodells (Planwert- oder Prognosemodell)
  • Wahl des Abrechnungsmodells (Pauschal-, vereinfachtes Spitz- oder Spitzverfahren)
  • Erfüllung der Datenlieferungspflichten gemäß Festlegungen der BNetzA

 

FAQ – häufige Fragen und Antworten zum Redispatch 2.0

Eine technische Aufrüstung oder Ertüchtigung im Zuge von Redispatch 2.0 ist nach aktuellem Stand nicht vorgeschrieben. Die Steuerung der Anlagen erfolgt über die bereits verbaute Steuertechnik. Diese unterliegt den regulären netztechnischen Wartungsintervallen.

Technische Ressourcen (TR) und Steuerbare Ressourcen (SR) sind neue Identifikatoren (ID) gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten. Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet.

Die Identifikatoren für TR und SR werden entsprechend der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer. Der Netzbetreiber muss die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen an den Anlagenbetreiber übermitteln. Der Anlagenbetreiber übermittelt diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV). Stimmt der EIV der TR/SR-Zuordnung nicht zu, erfolgt eine bilaterale Abstimmung mit dem Netzbetreiber.
Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des BTR nicht übernehmen.
Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. So muss er die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage.

Der Datenaustausch wird über die Austauschplattform Connect+ (Rolle des Data Providers) abgewickelt. Des Weiteren hat der EIV Aufforderungen zur Anpassung des Anlageneinsatzes zur Unterstützung des Netzbetriebes umzusetzen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des EIV nicht übernehmen.
Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt gemäß den Festlegungen der EDI@Energy. Mittels der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt. Wenn der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt, muss dieser zwei Marktpartner-ID beschaffen.

Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. Beauftragt der Anlagenbetreiber einen Dritten mit der Wahrnehmung der Rollen des BTR und des EIV, ist keine Beantragung der Marktpartner-ID durch den Anlagenbetreiber erforderlich. Dies muss dann der Beauftragte tun, sofern nicht bereits erfolgt.
Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei weiterhin über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen.

Im Redispatch 2.0 wird jedoch unterschieden, wer die Redispatch-Maßnahme umsetzt. Es werden der Aufforderungsfall und der Duldungsfall unterschieden. Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Anlagenbetreiber wird vom Netzbetreiber zur Regelung aufgefordert.“). Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber muss die Regelung des Netzbetreibers dulden.“).

Der Duldungsfall entspricht dem heutigen Einspeisemanagement „EinsMan“. Die Wahl der Abrufart (Aufforderungsfall/Duldungsfall) wird über die Austauschplattform Connect+ durch den EIV an den Netzbetreiber übermittelt. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.
Entgegen dem jetzigen Einspeisemanagement „EinsMan“ wird im Redispatch 2.0 nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und werden zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem Einsatzverantwortlichen (EIV) für jede Steuerbare Ressource (SR) abgestimmt.

Im Planwertmodell muss der EIV Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben. Um am Planwertmodell teilnehmen zu können, muss der EIV die Voraussetzungen des „Kriterienkatalog Planwertmodell“ (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur) erfüllen. Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.

Im Prognosemodell wird die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber durchgeführt. Es müssen somit keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber übermittelt werden. Dem Prognosemodell werden alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.
Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird. Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme.

In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt. Im Redispatch 2.0 besteht zudem die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“) zu nutzen, falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen von Dritten (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber). Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt Ihnen als Anlagenbetreiber.

Weitere Informationen finden Sie in der BDEW-Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059. Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung (Photovoltaik, Wind)

Bilanzierungsmodell

Planwertmodell

Prognosemodell

Abrechnungsvarianten

 

Pauschal

vereinfachte Spitzabrechnung (Spitz Light)

vereinfachte Spitzabrechnung (Spitz Light)

Spitzabrechnung

Spitzabrechnung


Anlagen mit wetterunabhängiger Erzeugung (KWK, Biomasse u. Ä.)

Bilanzierungsmodell

Planwertmodell

Prognosemodell

Abrechnungsvarianten

Spitzabrechnung

Pauschal

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