Ab dem 1. Oktober 2021 sind neue Vorgaben zum Einspeisemanagement umzusetzen - sie betreffen alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW oder Anlagen, die jederzeit fernsteuerbar sind.
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Redispatch

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 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 1. 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.

Prozess Redispatch 2.0

Redispatch 2.0 beschreibt neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen. Im zukünftigen Prozess wird bereits in einem Planungshorizont von ca. 2 Tagen im Voraus der Netzzustand ermittelt. Dafür sind Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Wird ein netzbedingter Engpass erkannt, werden durch den Netzbetreiber Maßnahmen ermittelt, um den Eintritt des Engpasses zu verhindern. Diese Maßnahmen sind zukünftig zu den voraussichtlich geringsten Kosten auszuwählen. EE-, bestimmte KWK-Anlagen sowie Netzreserve-Anlagen werden dabei mit einem kalkulatorischen Preis bewertet. Dieser dient lediglich der Anlagenauswahl sowie der Abbildung des Einspeisevorrangs und entspricht nicht dem individuellen Vergütungssatz. Neu ist im zukünftigen Prozess auch, dass die Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind.

Weiterhin bleibt die Möglichkeit bestehen, dass der Netzbetreiber im Rahmen von Bau- und Notfallmaßnahmen Erzeugungs- und Speicheranlagen reduzieren wird.

Umsetzung Redispatch 2.0

Um die gesetzlichen Anforderungen für Redispatch 2.0 umsetzen zu können, ist eine branchenweite enge Zusammenarbeit der beteiligten Akteure unerlässlich. Im BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. wurden branchenweit die zukünftigen Prozesse erarbeitet und in einer Branchenlösung dokumentiert. Diese sowie weitere Informationen und ein Einführungsszenario finden Sie auf der Internetseite des BDEW.

Diese Branchenlösung ist die Grundlage für Festlegungsentwürfe der Bundesnetzagentur, die im Sommer 2020 konsultiert und festgelegt wurden. Diese betreffen folgende Bereiche:

Konkrete Festlegungen für betroffene Anlagenbetreiber

Im Rahmen der Branchenlösung und der Festlegungen der Bundesnetzagentur werden auch Bilanzierungs- und Abrechnungsmodelle eingeführt.

  • Durch das Bilanzierungsmodell wird im Wesentlichen unterschieden, ob Plandaten durch den Einsatzverantwortlichen zur Verfügung gestellt werden oder der Netzbetreiber eine Prognose erstellt. Dafür stehen das Planwert- oder das Prognosemodell zur Verfügung.
  • Für die Abrechnung kann zwischen dem Pauschalverfahren, dem vereinfachten Spitzverfahren und dem Spitzverfahren gewählt werden.
  • Erläuterungen sowie Voraussetzungen für die Modelle bzw. Verfahren finden Sie in Anlage 1 der BK6-20-059. Prozesse zu Bilanzierung und Abrechnung sind in Anlage 2 und 3 der BK6-20-059 sowie in den Anwendungshilfen des BDEW.

Außerdem werden die Rollen des Betreibers einer technischen Ressource (BTR) und des Einsatzverantwortlichen (EIV) einer steuerbaren Ressource eingeführt, die verschiedene Pflichten in diesem Prozess erfüllen müssen.

Für die Umsetzung eines Abrufes durch einen Netzbetreiber steht das Verfahren der Steuerung durch den Einsatzverantwortlichen einer steuerbaren Ressource anhand vorgegebener Fahrpläne (Aufforderungsfall) oder Nutzung der technischen Einrichtung zur Steuerung durch den Anschlussnetzbetreiber (Duldungsfall) zur Verfügung.

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Häufig gefragt

  • Welche gesetzlichen Grundlagen und Pflichten bestehen?

    Aus dem Musteranschreiben des BDEW:

    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 (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 sind Betreiber von Erzeugungsanlagen, von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie 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 unter anderem notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben werden können.

    Mit Blick auf den Redispatch 2.0 sind die Regelungen des am 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) 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 dies, dass ab diesem Zeitpunkt alle EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden müssen. Weitere Konkretisierungen ergeben sich durch bestehende Festlegungen der Bundesnetzagentur beziehungsweise durch zeitnah erwartete Veröffentlichungen weiterer Festlegungen der Behörde.

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  • Wie funktioniert Redispatch derzeit?

    Durch das Redispatch sollen Engpässe bei der Übertragung von Strom im Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber vermieden werden. Falls eine Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnung Netzengpässe prognostiziert, wird die Stromerzeugung durch Reduzierung oder Erhöhung vorübergehend angepasst: Aktuell erfolgt Redispatch durch die Regelung konventioneller Kraftwerke mit einer Leistung ab 10 MW.

    In diesem Video erklärt die Bundesnetzagentur das Thema.

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  • Wie wird eine Redispatch-Maßnahme an meiner Anlage genau ausgelöst?

    Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden:

    • Im Aufforderungsfall erhalten Sie (oder Ihr Dienstleister) von uns eine Aufforderung zur Durchführung einer Maßnahme. Das Steuerungssignal wird dann durch Sie (oder durch Ihren Dienstleister) an die Anlage gesendet.
    • Im Duldungsfall werden wir als Anschlussnetzbetreiber das Steuerungssignal direkt an die Anlage senden und diese abrufen.

    Die Zuordnung der einzelnen Anlagen zu einem dieser Fälle ist insbesondere von den technischen Gegebenheiten vor Ort abhängig.

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  • Wie hoch ist die Wahrscheinlichkeit, dass meine Anlage zum Gegenstand von Redispatch-Maßnahmen gemacht wird und erhalte ich dafür eine Entschädigung?

    Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen sowohl im Netz des Anschlussnetzbetreibers als auch in den vorgelagerten Netzen und im Übertragungsnetz ab. Abhängig u. a. von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen, kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.

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  • Was ändert sich im Vergleich zur bisherigen Rechtslage, insbesondere zum bisherigen Einspeisemanagement?

    Nach bisheriger Rechtslage standen Netzbetreibern u.a. Abregelungsbefugnisse für folgende Fälle zu: Zum einen für große Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 10 MW (sog. Redispatch 1.0) und zum anderen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen (sog. Einspeisemanagement). Mit dem Redispatch 2.0 werden beide „Abregelungsregime“ zusammengeführt und insbesondere das Einspeisemanagement in seiner bisherigen Form aufgehoben.

    In diesem Zusammenhang gibt es verglichen mit dem Einspeisemanagement vor allem drei wesentliche Änderungen:

    • Während beim Einspeisemanagement Anlagen bislang auf Basis von Ist-Werten, also akut, abgeregelt wurden, sollen die Maßnahmen mit dem Redispatch 2.0 auf Basis von Plan-Werten durchgeführt werden. Plan-Werte sind voraussichtliche Werte, beispielsweise bezogen auf die Stromeinspeisung einer Anlage. Zu diesem Zweck benötigt der Netzbetreiber – anders als früher – anlagenbezogene Informationen vom Anlagenbetreiber. Demgemäß entstehen neue Pflichten zur Datenmitteilung für Anlagenbetreiber.
    • Während beim Einspeisemanagement bislang ein absoluter Einspeisevorrang von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen galt, wird dieser Einspeisevorrang mit dem Redispatch 2.0 abgeschwächt.
    • Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter erhalten einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die Bilanzkreisabweichungen, die infolge der Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers entstehen. Die Entschädigungspflicht zugunsten der Anlagenbetreiber bei Redispatch-Maßnahmen, wie sie im Einspeisemanagement bestanden, bleibt daneben auch im Redispatch 2.0 erhalten.

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  • Was ist eine TR-ID? Was ist eine SR-ID?

    Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts Anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Als TR-ID kann daher die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angegeben werden. Diese Nummer gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation der Anlage ist somit sichergestellt.

    Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden.

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  • Warum wird das Redispatch 2.0 eingeführt?

    Insbesondere durch den sukzessiven Ausstieg aus der Kernenergie und durch die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien ergeben sich veränderte Lastflüsse im Netz. Sie führen dazu, dass Netzbetreiber immer häufiger Abregelungsmaßnahmen vornehmen mussten. Dadurch entstehen sehr hohe Kosten, die von allen Netznutzern getragen werden müssen. Mit dem Redispatch 2.0, das planwertbasiert ablaufen soll, sollen die Maßnahmen zur Netzstabilität effizienter werden und damit die Kosten gesenkt werden.

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