Direktvermarktung mit Redispatch 2.0
Unter Redispatch 2.0 wird das Netzengpassmanagement durch die Übertragungs-, sowie Verteilnetzbetreiber verstanden. Durch Eingriffe in die Erzeugungsleistung ollen Überlastungen von Leistungsabschnitten des Stromnetzes verhindert werden.
Von der Regelung sind alle Erneuerbare-Energien-Anlagen (Wind, Solar, KWK und Speicher) betroffen, die eine installierte Leistung von 100 kW aufweisen.
Aber bei aller Komplexität, die im „Redispatch 2.0“ steckt, ist dieser Schritt ein richtiger und wichtiger auf dem Weg zur Vollendung der Energiewende.
- Wir lotsen Sie zuverlässig durch die Komplexitäten des Redispatch 2.0.
- In Kombination mit der Direktvermarktung übernehmen wir die Rollen EIV (Einsatzverantwortlicher) und BTR (Betreiber) als Full-Service für Sie
- Wir sorgen mit etablierten Marktpartnerprozessen und einem geschulten Team für Sicherheit auf unbekanntem Terrain.
- Wir halten alle Energiethemen rund um Ihre erneuerbare Erzeugungsanlage in einer Hand: Redispatch 2.0, Direktvermarktung und auf Wunsch auch eine grüne Reststrombelieferung.
- Und das Ganze mit maximal transparentem Pricing.
Die Zahl dezentraler Erzeugungsanlagen, Speicher und flexibler Verbraucher wächst schneller als der Netzausbau vorankommt. Die Zahl der Eingriffe in das Stromnetz hat sich in den vergangenen 10 Jahren mehr als verzehnfacht.
Künftig liegt die Verantwortung für effizientes und rechtzeitiges Engpassmanagement bei Anlagen- und Verteilnetzbetreibern gemeinsam. Die Idee: Neue Marktprozesse und mehr am Einspeisemanagement beteiligte Anlagen ermöglichen dann eine bessere Einschätzung der aktuellen und zukünftigen Netzsituation. Nach der Prämisse „Planen statt korrigieren“ können dann Engpässe bereits im Vorfeld identifiziert und verhindert werden.
Seit Oktober 2021 müssen alle Erneuerbare-Energien-Anlagen >100 kW technisch in der Lage sein, im Fall eines Netzengpasses, durch den Netzbetreiber abgeregelt bzw. ferngesteuert zu werden. Dazu muss die Fernsteuerbarkeit für den Netzbetreiber gegeben sein. Gemäß § 12 Abs. 2b Satz 4 EnWG sind Netzbetreiber verpflichtet einmal im Jahr die Fernsteuerbarkeit zu prüfen.
Beim Redispatch 2.0 gibt es zwei neue Marktrollen: den Einsatzverantwortlichen (EIV) und den Betreiber der technischen Ressource (BTR). In Kombination mit der Direktvermarktung übernehmen wir als verlässlicher und kompetenter Partner alle anstehenden Aufgaben und Pflichten für diese Marktrollen.
Fragen, Antworten und Begrifflichkeiten rund um Redispatch 2.0
Der Einsatzverantwortliche im Redispatch 2.0, kurz: EIV, übernimmt dem Netzbetreiber gegenüber die Verantwortung für den Einsatz des Kraftwerks im Engpassmanagement mit allen erforderlichen Rechten und Pflichten. Falls EIV und Direktvermarkter nicht dieselbe juristische Person sind, muss eine Einigung über die Steuerung erfolgen.
- Bereitstellung der BDEW Codenummer für die Rolle EIV
- Übernahme Kommunikation mit VNB über connect+
- Einhaltung der Marktkommunikationsformate sowie -fristen
- Übernahme Clearingprozesse EIV-Bilanzierung
Die zweite Rolle, die dem Netzbetreiber benannt werden muss, ist die des Betreibers der Anlage (BTR). (Hiermit ist nur der Betrieb im Rahmen des Redispatch 2.0 gemeint – die klassische Betriebsführung bleibt davon unberührt!) Der BTR ist im Rahmen des Redispatch 2.0 dafür verantwortlich, mit dem Netzbetreiber die tatsächlich abgeregelte Strommenge final abzustimmen. Maßgeblich hierfür ist die dokumentierte abgeregelte Strommenge bzw. Ausfallarbeit.
- Bereitstellung der BDEW Codenummer für die Rolle BTR
- Übernahme Kommunikation mit VNB über connect+
- Einhaltung der Marktkommunikationsformate sowie -fristen
- Abstimmung Ausfallarbeit mit VNB (Clearing)
Individuelle Formen der Unterstützung bei der Erfüllung der Redispatch 2.0 Pflichten sind selbstverständlich möglich. Gern finden wir mit Ihnen gemeinsam eine praktikable Lösung, mit denen die Marktkommunikations- und Bilanzierungspflichten im Rahmen der Direktvermarktung sowie des Redispatch 2.0 ohne Reibungsverluste zwischen den Partnern abgestimmt werden können.
Bitte beachten Sie, dass Sie bzw. Ihre Partner in dem Fall eigene BDEW-Codenummern beantragen müssen.
PROGNOSEMODELL
Auf Basis seiner Netzdaten, der Einspeise- und Verbrauchsprognosen sowie von Wetterdaten erstellt der Netzbetreiber eine Einspeiseprognose und ermittelt im Redispatchfall entsprechend die ausgefallene Arbeit. Das Bilanzierungsverfahren ist für Anlagen sinnvoll, die keine tägliche Fahrplanmeldung vornehmen können bzw. wollen.
PLANWERTMODELL
Für Anlagen die direkt am ÜNB angeschlossen sind und einen echten Fahrplan in Form dauerhafter Viertelstundenwerte liefern, ist die Einhaltung der Prognosegüte zwingend. Die Bilanzierung nach dem Planwertmodell ist daher für Anlagen mit jederzeitiger Meldung der Fahrplanänderungen sinnvoll (Höchstspannungsebene/Offshore).
EMS wird Ihre Anlage immer im PROGNOSEMODELL melden.
Beide Fälle beschreiben das Zustandekommen der Redispatch-Maßnahme, also des Regelungsfalls.
DULDUNGSFALL
Hier drosselt der Verteilnetzbetreiber VNB die jeweilige Anlage via Fernsteuerung und informiert den Betreiber BTR und den Einsatzverantwortlichen EIV. Dieses Verfahren ist sinnvoll für Kleinstanlagen und Eigenbedarfsanlagen.
AUFFORDERUNGSFALL
In diesem Fall gibt der VNB eine konkrete Aufforderung zur Abregelung an den Einsatzverantwortlichen EIV. Somit wird ein Fahrplan-Geschäft zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter generiert. Dieser Fall ist sinnvoll für große Wind- und Solarparks in Volleinspeisung.
EMS wird Ihre Anlage immer in den DULDUNGSFALL melden.
Zur Abrechnung von Redispatch Maßnahmen stehen drei Modelle zur Auswahl. Die Auswahl erfolgt anfänglich und kann dann einmal im Jahr zum 01.01. geändert werde.
SPITZABRECHNUNG
Hierzu müssen dem Netzbetreiber Wetterdaten direkt und unmittelbar aus der betroffenen Anlage zur Verfügung gestellt werden.
SPITZ LIGHT VERFAHREN
Dieses Verfahren wird auch vereinfachtes Spitzverfahren bezeichnet. Hier werden zur Abrechnung Wetterdaten aus einer Referenzanlage des Standorts (Nachbar- oder Referenzanlage) genutzt.
PAUSCHALVERFAHREN
Bei diesem Abrechnungsverfahren schreibt der Netzbetreiber die Erzeugung auf Basis der vorherigen 15 min weiter und ermittelt so die Ausfallkosten.
Das EMS Standard-Abrechnungsmodell für
PV-Anlagen: SPITZ light
KWK/BHKW: Pauschalverfahren
Die TR-ID sowie die SR-ID dienen der Identifikation der Anlage im Redispatch 2.0.
Die TR-ID dient der Identifikation der Technischen Ressource, also der Erzeugungsanlage. Jede Anlage erhält eine eigene TR-ID. In zusammengeschalteten Anlagen erhält jede Einzelanlage eine eigene TR-ID.
Die SR-ID dient der Identifikation der verbauten Steuer-Ressource (Steuereinheit). In zusammengeschalteten Anlagen kann es eine SR-ID geben, es kann aber auch jede Einzelanlage eine eigene Steuer-Ressource bekommen. Die SR-ID wird je nach gewählter Ausführung der Abregelung an den VNB oder den Direktvermarkter gegeben (Aufforderungsfall: VNB, Duldungsfall: Direktvermarkter).
Klares Ja. Jeder Netzbetreiber muss jederzeit in der Lage sein, Anpassungen an den Anlagen vorzunehmen, die an seinem Netz sind, und die jeweilige Ist-Einspeisung abzurufen (§ 12 Absatz 2a EnWG). Dies betrifft Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 kW sowie Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie.
Um die jederzeitige Funktionsfähigkeit sicherzustellen, müssen die Netzbetreiber mit den Anlagenbetreibern jährlich Tests durchführen (§ 12 Abs. 2a-h EnWG, sog. „Steuerbarkeitscheck“).
Sofern Anlagen betrieben werden, die auf die Steuersignale nicht wie vorgesehen reagieren, ist die gesetzliche Sanktion, dass der Netzbetreiber diese Anlagen vom Netz trennt (§ 52a EEG).
Die Prämisse für die Festlegung der Abschaltreihenfolge sind die „voraussichtlich geringsten Kosten“, d.h. die am stärksten wirksame und kosteneffizienteste Maßnahme bei grundsätzlichem Erhalt des Einspeisevorrangs für erneuerbare Energien. Da diese eine hohe Priorität für die Energiewende haben, hat ihnen der Gesetzgeber sogenannte Mindestfaktoren zugeordnet. Bei einem Mindestfaktor von 10 (bei PV, Wind, Biogas) muss die Anlage zehnmal so effizient für die Lösung des vorliegenden Engpasses sein wie eine konventionelle Anlage. So wird sichergestellt, dass erneuerbare Energien erst vergleichsweise spät für den Redispatch herangezogen werden.
- Mindestfaktor Photovoltaik-Anlagen: 10
- Mindestfaktor Biogas-Anlagen: 10
- Mindestfaktor Windkraftanlagen: 10
- Mindestfaktor BHKW/KWK-Anlagen (Normalfall): 5
Seit Oktober 2021 geht die Verantwortung für Redispatch-Maßnahmen von den Übertragungsnetzbetreibern auf die Verteilnetzbetreiber über. Sie müssen dann „Heute für morgen“ Engpässe vorhersagen und die entsprechenden Maßnahmen und Anlagen festlegen, die zur Beseitigung des möglichen Engpasses geregelt werden müssen.
Dazu sammeln sie Plan-, Netz- und Wetterdaten, werten diese aus und verbinden diese Informationen zu einer Redispatch-Planung für den kommenden Tag. Sie informieren die betroffenen Anlagenbetreiber, regeln und rechnen ab. Dies geschieht mithilfe der gemeinsamen Datenplattform Connect+.
Connect+ ist die gemeinsame Plattform der Netzbetreiber, mit der der einheitliche Energiedatenaustausch zwischen allen Beteiligten im Redispatch 2.0 ermöglicht wird. Hier werden Stamm- und Erzeugungsdaten gesammelt und hier erfolgt die Kommunikation mit den Marktpartnern. Sie ist damit zentrales Tool zur Umsetzung der gesetzlichen Verpflichtung zur Koordination effizienter Engpassmanagement-Maßnahmen. zur Connect+
- VNB identifiziert Netzengpass in der Region Ihrer Anlage
- VNB errechnet, dass der Einsatz Ihrer Anlage am effizientesten ist
- VNB meldet EIV die vorgesehene Maßnahme am Vortag (via Connect+)
- die Anlage wurde im Duldungsfall gemeldet – ergo:
- Abregelung erfolgt durch VNB über entsprechende Steuerressource
- Anlage wird über Steuerressource wieder angefahren
- VNB schickt monatliche Übersicht der Maßnahmen an BTR
- BTR übernimmt Abgleich der Daten, Plausibilisierung und Clearing
- Für Redispatch-Maßnahmen ab dem 23.12.2025 erhalten Anlagenbetreiber den finanziellen Ausgleich (Ausfallarbeit) per Gutschrift vom Netzbetreiber.
Durch die EnWG-Novelle, vom 23.12.2025, verändert sich der finanzielle Ausgleich bei Redispatch-Maßnahmen. Während der grundsätzliche Ablauf einer Redispatch-Maßnahme gleich bleibt, ergeben sich für Sie als Anlagenbetreiber, für Ihren Netzbetreiber sowie für den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) Ihres Direktvermarkters/Lieferanten einige Anpassungen in der Abrechnung.
Mit § 14 Abs. 1b EnWG wird dieses Verfahren ab dem 23.12.2025 verändert: Der gesetzliche Anspruch auf einen angemessenen Aufwendungsersatz für die Durchführung des bilanziellen Ausgleichs durch den BKV liegt nun direkt bei Ihnen als Anlagenbetreiber. Das bedeutet, dass der Netzbetreiber den Aufwand, der durch den bilanziellen Ausgleich entsteht, künftig unmittelbar an Sie erstatten wird. Der BKV Ihres Direktvermarkter führt den bilanziellen Ausgleich weiterhin durch, ist aber nicht mehr in die finanzielle Abwicklung mit dem Netzbetreiber eingebunden.
Redispatch 2.0 ist ein verpflichtendes Verfahren in Deutschland. Alle betroffenen Anlagen mit einer Nennleistung ab 100 kW sowie Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie müssen technisch in der Lage sein, im Fall eines Netzengpasses, abgeregelt bzw. ferngesteuert werden zu können.
Das Energiewendetempo ist hoch: Der Anteil dezentraler Erzeugung steigt zügig und wird weiter zunehmen.
Damit wird es im Netz enger und es steigt die Wahrscheinlichkeit, dass auch die kleinen Anlagen für den Redispatch 2.0 gezogen werden. Unabhängig von Wahrscheinlichkeiten hat der Gesetzgeber die Verpflichtung festgeschrieben und sieht die entsprechenden Sanktionsmöglichkeiten im EnWG auch heute schon vor.
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