Redispatch 2.0

Aus Einspeisemanagement wird Redispatch 2.0, unterschiedliche Begriffe, Abläufe, Zuständigkeiten und ein gemeinsames Ziel. Ob Redispatch bei konventionellen Kraftwerken oder Einspeisemanagement bei EEG/KWKG-Anlagen: Beides dient dazu, Netzengpässen im Stromversorgungsnetz zu beheben.

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.
 

Allgemeines

Die Gesetzesänderung stellt auch in den Bereichen Marktprozesse, Kommunikation, Datenbedarfe und Datenaustausch neue Herausforderungen dar. Zukünftig sind auch Verteilnetzbetreiber betroffen, die bisher das Einspeisemanagement nicht als Instrument genutzt haben. Zur Vermeidung von Netzengpässen nehmen derzeitig nur konventionelle Erzeugungsanlagen mit mehr als 10 Megawatt (MW) installierter Nennleistung am Redispatch der Übertragungsnetzbetreiber teil.  Zukünftig werden alle Erzeugungsanlagen ab 100 Kilowatt (kW) und nachrangig auch alle steuerbaren Erzeugungsanlagen kleiner gleich 100 kW in Redispatch-Maßnahmen einbezogen. Dazu gehören dann neben Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) sowie Speicheranlagen.

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.

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 stellen wir im Redispatch 2.0 auch den energetischen und bilanziellen Ausgleich sicher. So kann Ihnen Ihr Direktvermarkter einen Teil des Ausfalls erstatten – natürlich nur, wenn Sie auch in der Direktvermarktung sind.

Pflichten des Anlagenbetreibers

Die Regelungen des Redispatch 2.0 gelten für alle durch den Netzbetreiber steuerbaren Stromerzeugungsanlagen, wie Erneuerbare-Energien- oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, sowie Stromspeicheranlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW. Anlagen mit einer installierten Leistung unter 100 kW werden nur hinzugezogen, wenn sie bereits heute durch den Netzbetreiber gesteuert werden können.

Ja, es ist eine gesetzliche Vorgabe, sie steht in § 13a EnWG und § 14 EnWG in der Version des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes vom 13. Mai 2019. Wenn für Ihre Anlage keine Meldung durch einen Einsatzverantwortlichen erfolgt, sind wir verpflichtet Ihre Anlage an die BNetzA zu melden. Die BNetzA kann aufgrund des Verstoßes gegen den Beschluss BK6-20-059 ein Ordnungsgeld verhängen.

Bereitstellung von Stammdaten und Bewegungsdaten:
 

  • Festlegungen über die Informationsbereitstellung wird durch die Bundesnetzagentur in BK6-20-061 getroffen.
  • Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall):
  • Erläuterungen sowie Voraussetzungen für die Modelle bzw. Verfahren finden Sie in Anlage 1 der BK6-20-059 der Bundesnetzagentur.
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell):
  • Prozesse zu Bilanzierung und Abrechnung sind in Anlage 2 und Anlage 3 der BK6-20-059 der Bundesnetzagentur sowie in den Anwendungshilfen des BDEW getroffen.

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, dass sie auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des Verwaltungszwangs reagieren kann, z. B. also durch Festsetzung eines Zwangsgeldes. Außerdem drohen u.a. ggf. Schadensersatzansprüche des Netzbetreibers oder anderer Anlagenbetreiber, wenn durch die unterbliebene oder fehlerhafte Datenmitteilung Schäden entstehen.

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen aktualisiert werden.

Abrechnung und Vergütung

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.

Ob Pauschal, Spitz oder Spitz light für Sie sinnvoll ist, können wir nicht beantworten – diskutieren Sie dies am besten mit Ihrem EIV und BTR. Allgemein gilt: Je exakter die Ausfallarbeit ermittelt werden soll, desto genauere Abrechnungsdaten muss Ihr BTR uns elektronisch liefern.

Selbstverständlich erstatten wir Ihnen durch Abrufe entgangene Vergütungen auch weiterhin: Ist Ihre Anlage in der Direktvermarktung, kommt die Vergütung für die Ausfallarbeit vom Direktvermarkter und wird genauso behandelt wie eine normale Einspeisemenge. Wenn Sie zusätzlich Marktprämie erhalten, vergüten wir Ihnen diese. Bei Anlagen im EEG ohne Direktvermarkter erhalten Sie die Entschädigung für die Ausfallarbeit komplett von uns.

Nein. Der Redispatch 2.0 ändert nichts an Ihren Vergütungssätzen.

Hauptbestandteil der Entschädigung ist die elektrische Arbeit, die aufgrund des Einspeisemanagements nicht eingespeist werden konnte. Für die Ermittlung der Ausfallarbeit werden zwei Verfahren je Energieträger im Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement der Bundesnetzagentur beschrieben. Sie können eines der beiden Verfahren wählen:

  1. Das Pauschalverfahren und
  2. Das Spitzabrechnungsverfahren

Möchten Sie das gewählte Verfahren ändern? Dies ist einmal im Kalenderjahr möglich.

Hinweis: Für alle Anlagen mit Inbetriebnahme ab 01.01.2012 besteht nur ein Anspruch auf 95 Prozent der entgangenen Einnahmen (§15 Abs. 1 EEG). Erst ab dem Zeitpunkt, an dem die entgangenen Einnahmen in einem Jahr ein Prozent der Gesamteinnahmen (EEG-Vergütung + Direktvermarktung) dieses Jahres übersteigen, besteht ein Anspruch auf 100 Prozent. Die Nachberechnung kann erst im Folgejahr erfolgen.

Bei einem Redispatch-Abruf erfolgt eine Anpassung oder Aufforderung zur Anpassung der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs einer Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlage durch den Netzbetreiber.

Technische Begriffe

Das sind zwei neue Marktrollen, die mit uns zusammen den Redispatch 2.0 managen.

Einsatzverantwortlicher (EIV)
Der EIV kümmert sich um die Daten vor einer Redispatch-Maßnahme. Er übermittelt uns zum Beispiel die Stammdaten sowie die Prognosen Ihrer Anlage.

Betreiber der technischen Ressource (BTR)
Der BTR sendet uns die Abrechnungsdaten nach der Redispatch-Maßnahme. Damit können wir den Ausfall der Anlage abrechnen. Die Bundesnetzagentur hat die Rollen getrennt, damit Sie diese auch an Experten für Energiedaten abgeben können. So kann zum Beispiel Ihr Direktvermarkter der EIV und Ihr Abrechnungsdienstleister der BTR werden.

Ja. Details regelt Ihr Vertrag mit Ihrem Dienstleister.

Der erste Ansprechpartner für eine solche Dienstleistung ist Ihr Direktvermarkter. Sie sind nicht in der Direktvermarktung? Vielleicht ist das eine gute Gelegenheit sich mit dem Thema zu beschäftigen. Ansonsten helfen Ihnen die gängigen Internet-Suchmaschinen weiter, einen EIV zu finden, der nicht gleichzeitig Ihr Direktvermarkter ist.

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.

Datenaustausch und Datenschutz

Das ist eine deutschlandweite Drehscheibe für Redispatch-Daten. Die Daten des Einsatzverantwortlichen müssen mehrere Netzbetreiber erreichen, damit diese koordiniert die Einsätze planen können. Um den Einsatzverantwortlichen zu entlasten, wurde Connect+ gegründet. So übermittelt der Einsatzverantwortliche seine Daten nur einmal – die weitere Verteilung erledigt Connect+.

Im Rahmen des Redispatchprozesses gibt es verschiedene Kategorien von Anlagendaten, die zwischen Anlagenbetreibern, Einsatzverantwortlichen und Netzbetreibern ausgetauscht werden. Dazu gehören Stammdaten, die in der Regel einmalig und dann bei Änderungen ausgetauscht werden müssen sowie Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten, die stetig ausgetauscht werden. Die einzelnen Datenfelder können Sie der Festlegung zur Informationsbereitstellung der BNetzA (BK6-20-061) entnehmen.

Ihre Kundendaten werden entsprechend den gesetzlichen Datenschutzbestimmungen der Bundesrepublik Deutschland gespeichert und verarbeitet.