Direktvermarktung mit Redispatch 2.0
Die Redispatch-Neuregelung sieht vor, dass ab Oktober 2021 auch Stromerzeugungsanlagen ab einer Leistung von 100 kW (elektrisch) in das Engpassmanagement einbezogen werden. Damit stellt der Gesetzgeber Erzeuger, Vermarkter und Netzbetreiber vor eine echte Herausforderung.
Aber bei aller Komplexität, die im „Redispatch 2.0“ steckt, ist dieser Schritt ein richtiger und wichtiger auf dem Weg zur Vollendung der Energiewende. Er zeigt einmal mehr, dass erneuerbare Energien schon heute auf Augenhöhe mit „herkömmlichen“ Erzeugern angekommen sowie bereit und in der Lage sind, volle Systemverantwortung zu übernehmen, wenn es drauf ankommt.
- 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 basierend auf der Leistung Ihrer Anlage (kW).
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. Ab dem 01. Oktober 2021 sind alle Neu- und Bestandsanlagen >100 kW verpflichtet, am Redispatch 2.0 teilzunehmen. 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.
Ab Oktober 2021 sammeln alle Verteilnetzbetreiber Plan-, Netz- und Wetterdaten, werten diese aus und verbinden die Informationen zu einer Redispatch-Planung für den kommenden Tag. Um das zu gewährleisten, müssen alle Anlagen technisch in der Lage sein, im Fall eines Netzengpasses, abgeregelt bzw. ferngesteuert zu werden. Dazu muss die Fernsteuerbarkeit für den Direktvermarkter wie auch für den VNB gegeben sein. Dies gilt für alle Anlagen nach dem KWKG, Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung und nach dem EEG. Neu geschaffene Rollen, Informationspflichten und Kommunikationsformate sowie der netzbetreibereigene Datenhub Connect+ sorgen dafür, dass die definierten Aufgaben im Rahmen des Redispatch 2.0 effektiv und effizient ausgeführt werden können.
Für Anlagenbetreiber sind kurzfristig einige Entscheidungen zu fällen: Wer vertritt Sie im Redispatch 2.0 als Einsatzverantwortlicher (EIV) und in der Rolle des Betreibers der Anlage (BTR)? Welches Bilanzierungsverfahren soll gewählt werden? Und wie soll die Abrechnung erfolgen? Wie in der Direktvermarktung kommt es hier auf einen verlässlichen und kompetenten Partner an, der Ihnen bei den anstehenden Entscheidungen zu Seite steht. Sind diese Entscheidung einmal gefällt und die Registrierung Ihrer Anlage für das Redispatch 2.0 erfolgt, können Sie sich voll auf uns verlassen und sich beruhigt wieder neuen Themen zuwenden.
Fragen, Antworten und Begrifflichkeiten rund um Redispatch 2.0
Welche Aufgaben hat der EIV im 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
Welche Aufgaben hat der BTR im Redispatch 2.0?
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)
Kann ich auch selber EIV und BTR sein?
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 oder Planwertmodell?
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.
Duldungsfall oder Aufforderungsfall?
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.
Welches Modell für die Abrechnung?
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
Wozu erhalte ich TR-ID und SR-ID?
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).
Muss meine Anlage fernsteuerbar sein?
Klares Ja. Jede Anlage, die für das Redispatch 2.0 in Frage kommt, muss für den Direktvermarkter wie auch für den Netzbetreiber steuerbar sein. Auch für BHKW- und KWK-Anlagen, die von der entsprechenden Gesetzgebung aktuell nicht erfasst sind, erwarten wir, dass der Gesetzgeber kurzfristig nachziehen und die Steuerbarkeit nach §10b EEG fordern wird. Bevor wir die Daten Ihrer Anlage an den VNB geben, prüfen wir gemeinsam die vorhandene Steuerressource, um zu vermeiden, dass die ungenügende Fernsteuerbarkeit zu Schadensersatzansprüchen führt.
Abschaltreihenfolge: Warum Mindestfaktoren?
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
Welche Aufgaben hat der Netzbetreiber?
Am 01. 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+.
Wozu dient die Plattform 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.
Wie läuft eine RD 2.0 Maßnahme ab?
- 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
- VNB und BTR Maßnahmen rechnen gegenüber Anlagenbetreiber ab
- BTR (ggfs. und Direktvermarkter) sowie VNB überweisen Ausfallvergütung und Direktvermarktungs-Entgelt an Anlagenbetreiber
Die Einspeisemanagement-Rechnung entfällt zukünftig
Ist die Teilnahme verpflichtend?
Mit dem 01.10.2021 ergibt sich für Betreiber von Erzeugungsanlagen >100 kW die Pflicht zur Teilnahme am Redispatch-Verfahren. Alle betroffenen Anlagen müssen technisch in der Lage sein, im Fall eines Netzengpasses, abgeregelt bzw. ferngesteuert werden zu können. Dies gilt für alle Neu- und Bestandsanlagen nach dem KWKG, Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung und nach dem EEG. Die gesetzliche Grundlage hat der Gesetzgeber mit dem NABEG 2.0 und dem EEG 2021 / §10b geschaffen.
Wird meine Anlage wirklich gezogen?
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.
Grenzfälle: Wird auch eine 99 kW Anlage gezogen?
Entscheidend ist, welche Art der Steuerung vorliegt. Ist die Steuerbarkeit der Anlage durch den Netzbetreiber möglich, müssen auch Anlagen unterhalb der 100 kW Grenze am Redispatch teilnehmen.
Bitte halten Sie in solchen Grenzfällen mit Ihrem Netzbetreiber Rücksprache.
Ihre PV-Anlage in der Direktvermarktung mit EMS
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