Redispatch 2.0

Kaufmännisches
Consulting
MELDEPFLICHTEN

Anlagenbetreiber können entscheiden,
ob Sie die Informationspflichten selbstständig wahrnehmen
oder an Dritte übertragen.

Mit dem durch die Energiewende bedingten Strukturwechsel von einem zentral organisierten Energieversorgungssystem (Kohle- und Kernkraftwerke) hin zu einem Konstrukt aus dezentralen Konsumenten, Einspeisern und Prosumenten, verändert sich auch das bisher statische Energiesystem. Dafür muss die Einsatzplanung von Kraftwerken („Dispatch“) im Hinblick auf eine nicht mehr monodirektionale Verteilerstruktur abgestimmt werden.

Die Anforderungen an eine stabile und ausfallsichere Systemführung, die durch die Netzbetreiber (Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber) sichergestellt wird, erhöhen sich. Denn die schwankende Einspeisung aus erneuerbaren Energien (Wind und Solar) sowie die regionale Disparität (Nord-Süd-Gefälle) von Einspeisung und Entnahme, verändert die energetische Bilanz. Für den Ausgleich sind in der Folge Eingriffe notwendig, um Netzengpässe, die sich durch Abweichungen zwischen Stromeinspeisung und -entnahme ergeben, zu minimieren.

Praktisch heißt das: Sind erforderliche Netzkapazitäten in bestimmten Regelzonen nicht ausreichend vorhanden, werden Maßnahmen durch den Übertragungsnetzbetreiber, wie der spannungsbedingte „Redispatch“ beziehungsweise die „Kraftwerkeinsatzplanung“, zur Systemstützung ergriffen und eine Veränderung der Lastflüsse herbeigeführt. Die Summe der eingespeisten Strommenge bleibt jedoch gleich. In der Konsequenz werden Änderungen (Einspeiseerhöhung/-reduzierung) an der geplanten Stromerzeugung vorgenommen. Im bestehenden Redispatch-Regime „1.0“ werden Anpassungen – bedingt durch den Einspeisevorrang erneuerbarer Energien und technischer Anforderungen – bisher ausschließlich bei konventionellen Kraftwerken vorgenommen.

In der Folge erhöhen sich durch die vorgenommenen Redispatch-Maßnahmen die Kosten der Stromerzeugung, da Kraftwerke abgerufen werden, die wegen höherer Grenzkosten in der Einsatzplanung ursprünglich nicht vorgesehen waren.

Was ändert sich mit dem Redispatch 2.0?

Mit dem zum 13. Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) sind zukünftig auch kleinere Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ab einer installierten Nennleistung von
> 100 kW (zuvor > 10 MW) in den Stabilisierungsprozess einzubeziehen. Dazu kommen die jederzeit für den Netzbetreiber fernsteuerbaren Anlagen. Der Abschaltvorrang bleibt aber weiterhin bei den konventionellen Kraftwerken.

Für die Teilnahme am Redispatch 2.0 ist es dabei unerheblich, ob die EE- beziehungsweise KWK-Anlagen
zur Eigenverbrauchsdeckung oder der Netzeinspeisung dienen, sofern diese an das öffentliche Verteiler-
netz angeschlossen sind. Laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) sind ca. 100.000 Anlagen von der Regelung betroffen.

Neue Marktrollen und Informationspflichten

Im Kern sind Anlagenbetreiber als so genannte Einsatzverantwortliche (EIV) dazu angehalten, dem jeweiligen Netzbetreiber Stammdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln.

Den Anlagenbetreibern bleibt es jedoch selbst überlassen, ob Sie die Informationspflichten selbstständig wahrnehmen oder an Dritte (u.a. Direktvermarkter oder qualifizierte Dienstleister) übertragen:

Einsatzverantwortlicher (EIV):
Planung und Einsatzführung der Erzeugungsanlage sowie Übermittlung der Fahrpläne (prognostizierter Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeit),
Betreiber der technischen Ressourcen (BTR):
Betrieb der Anlage, Übermittlung der Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten zur Ermittlung der Energiemengen bzw. der Ausfallarbeit.
Sofern die technischen Voraussetzungen zur Erfüllung der Marktrollen (EIV und BTR) und der daraus resultierenden Pflichten seitens des Anlagenbetreibers nicht erfüllt werden können, empfiehlt es sich, diese an Dritte zu übertragen.

Abruf und Bilanzierung
der Anlage

Für Anlagenbetreiber bleibt die Wahl zwischen zwei Regelungsmodellen. Diese unterscheiden sich darin, durch wen die Maßnahmen zum Redispatch umgesetzt werden:

Aufforderungsfall: Veränderung der Wirkleistungserzeugung bzw. -abnahme durch den EIV nach Aufforderung durch den Netzbetreiber, sowie dem
Duldungsfall: Maßnahmen zur Leistungsänderung werden, sofern die Anlage mit Fernwirktechnik ausgestattet wurde, direkt durch den Netzbetreiber vorgenommen.

Der bilanzielle Ausgleich erfolgt entweder nach dem Pro-gnose- oder dem Planwertmodell. Beim Prognosemodell
wird die Prognose zur Erzeugung nicht durch den EIV,
sondern durch den Netzbetreiber erstellt. Das Planwert-
modell sieht hingegen eine Erstellung der Erzeugungs-prognosen bzw. Fahrpläne durch den EIV vor, die anschließend an den Netzbetreiber übermittelt werden. Der Aufwand des EIV zur Bereitstellung der Daten ist im Planwertmodell aber deutlich größer.

Sind Sie Betreiber einer EE- oder KWK-Anlage mit einer Nennleistung > 100 kW und haben eine schriftliche Mitteilung seitens Ihres Netzbetreibers zur Übernahme von Marktrollen im Rahmen des Redispatch 2.0 erhalten?

Dann unterstützen wir Sie gerne bei der Vermittlung an geeignete Dienstleister, die die anfallenden Pflichten und Verantwortlichkeiten übernehmen können.

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