Redispatch 2.0

Das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) enthält neue Vorgaben für das Management von Netz­engpässen, die unter anderem von Netzbetreibern seit dem 1. Oktober 2021 umgesetzt sein müssen (Redispatch 2.0). Ziel ist es, durch gezielte Steuerung von Erzeugungsanlagen Engpässe im Netz vorausschauend zu vermeiden und somit die Netzsicherheit zu gewährleisten sowie dem Einspeisevorrang von Erneuerbaren-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und KWK-Anlagen Rechnung zu tragen.

Unter die Regelungen fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen, die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind. Anlagenzusammenfassungen nach dem EEG werden entsprechend berücksichtigt (mehrere Anlagen mit einer Gesamt-Leistung >= 100 kW).

• Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
• Bereitstellung von Stammdaten
• Bereitstellung von Bewegungsdaten
• Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
• Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)

Anlagenbetreiber

Der Anlagenbetreiber ist per Gesetz (siehe § 3 Nr. 2 i. V. m. Nr. 1 EEG) die natürliche oder juristische Person, die eine EEG-, KWK- oder Speicher-Anlage betreibt. Er hat rechtliche Verpflichtungen und Ansprüche, die mit dem Anschlussnetzbetreiber vertraglich geregelt sind (bspw. für den Netzanschluss oder die Vergütung von eingespeistem Strom). Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV), wenn er diese Rollen nicht an Dritte abtritt.

Betreiber der Technischen Ressource (BTR)

Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung beauftragt. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des BTR nicht übernehmen.

Einsatzverantwortlicher (EIV)

Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. So muss er die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Der Datenaustausch wird über die Austauschplattform Connect+ (Rolle des Data Providers) abgewickelt. Des Weiteren hat der EIV Aufforderungen zur Anpassung des Anlageneinsatzes zur Unterstützung des Netzbetriebes umzusetzen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Im Allgemeinen bietet sich ein Direktvermarktungsunternehmen für die Übernahme dieser Rolle an.

Auf der Homepage für die zuzuteilenden BDEW Codes können Sie nach den Marktrollen „Einsatzverantwortlicher“ bzw. „Betreiber einer technischen Ressource“ suchen. Hier sehen Sie eine Auflistung der bereits registrierten Einsatzverantwortlichen. Ob die Einsatzverantwortlichen diese Rolle auch als Dienstleistung für Ihre Anlage übernehmen, können wir Ihnen nicht sagen.

Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs)

Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs) sind neue Identifikatoren (IDs) gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten. Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet.

Die Identifikatoren für TRs und SRs werden entsprechend der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer (bspw. C1010123101 (SR), D1019123001 (TR)). Der Netzbetreiber muss die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen und Fernwirkgeräten an den Anlagenbetreiber übermitteln. Der Anlagenbetreiber übermittelt diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV).

Die Leistungsreduzierung kann über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen. Im Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungsfall und Duldungsfall unterschieden. Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Anlagenbetreiber wird vom Netzbetreiber zur Regelung aufgefordert.“).

Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber muss die Regelung des Netzbetreibers dulden.“).

Die Wahl der Abrufart (Aufforderungsfall/Duldungsfall) ist über die Austauschplattform Connect+ im Rahmen der initialen Stammdatenmeldung durch den EIV an den Netzbetreiber zu übermitteln.

Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.

Entgegen dem bisherigen Einspeisemanagement „EinsMan“ wird im Redispatch 2.0 nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und werden zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem Einsatzverantwortlichen (EIV) für jede Steuerbare Ressource (SR) abgestimmt.

Im Planwertmodell muss der EIV Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben. Um am Planwertmodell teilnehmen zu können, muss der EIV die erforderlichen Voraussetzungen erfüllen (Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur). Für Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung ist zusätzlich der „Kriterienkatalog Planwertmodell“ zu berücksichtigen (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur). Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.

Im Prognosemodell muss der EIV keine Fahrpläne zur Verfügung stellen. Hier werden die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber erstellt.

Initial werden alle Anlagen, die derzeit keine Fahrpläne zur Verfügung stellen, dem Prognosemodell zugeordnet.

Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Fall 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. vom Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber).

Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt dem Anlagenbetreiber. Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung (Wind, Photovoltaik)

Anlagen mit wetterunabhängiger Erzeugung (Biomasse, KWK u. ä.)

Die Ermittlung der Ausfallarbeit kann in Abhängigkeit vom Bilanzierungsmodell der Steuerbaren Ressource und der Art der Energieerzeugung mit verschiedenen Abrechnungsmodellen erfolgen. Eine detaillierte Beschreibung der Modelle finden Sie im BNetzA-Beschluss BK6-20-059, Anlage 1. Die Vorgaben zur Ermittlung der Entschädigungsleistung finden Sie hier.

Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Fall einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit bestimmt wird. Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung des 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 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). Übersicht der möglichen Kombinationen zwischen Bilanzierungs- und Abrechnungsmodell:

Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung (Wind, Photovoltaik)

Anlagen mit wetterunabhängiger Erzeugung (Biomasse, KWK u. Ä.)

Der Anlagenbetreiber erhält zwei Abrechnungen.

1. Abrechnung der am Zähler erfassten eingespeisten Menge. Die abgeregelten Mengen werden nicht vom Zähler erfasst und sind deshalb nicht enthalten.
2. Abrechnung der Mengen die über die Abregelungen nicht ins Netz eingespeist werden konnten (Ausfallarbeit).

In der Pauschalabrechnung wird die Differenz zwischen deiner Leistung kurz vor dem Eingriff und deiner tatsächlichen Leistung während des Eingriffs bezahlt, wobei der Netzbetreiber davon ausgeht, dass das An- und Abfahren jeweils genau 15 Minuten dauert.

Hier ein einfaches Beispiel:

Eine Biomasseanlage läuft stabil unter Volllast.

• P0 (Vorher): Die Anlage hat vor dem Eingriff konstant 400 kW geleistet.
• Der Befehl (P red): Der Netzbetreiber drosselt die Leistung auf 100 kW.
• Die Realität (PI ist): Die Anlage regelt runter und leistet in einer bestimmten Viertelstunde tatsächlich genau die geforderten 100 kW.

Die Rechnung für diese Viertelstunde:

1. Werte in die Formel einsetzen: 
2. Differenz berechnen:
   300 kW (das ist die Leistung, die fehlt)
3. In Energie (kWh) umrechnen:
   300 kW x 0,25 h = 75 kWh

Es erfolgt für diese Viertelstunde eine Gutschrift von 75 kWh als Ausfallarbeit.

Die Entschädigung erfolgt in Höhe der Marktprämie (Viertelstundenpreis zu diesem Zeitpunkt).

Wenn durch die Einspeiseleistung eine Überlastung der Versorgungsnetze droht, müssen wir als Notfallmaßnahme nach § 13 EnWG alle notwendigen Maßnahmen ergreifen, damit ein Netzausfall verhindert wird. Dies bedeutet, dass wir als Netzbetreiber auch Erzeugungsanlagen abregeln müssen.

Die rechtliche Grundlage dafür bildet das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), § 13 sowie das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Danach ist der Netzbetreiber verpflichtet, bei drohender Netzüberlastung Maßnahmen zu ergreifen – dazu gehört auch die zeitlich begrenzte Abschaltung oder Reduzierung der Erzeugung von Erzeugungsanlagen wie Photovoltaik (PV).

Diese Regelungen sind nicht zustimmungspflichtig, d. h. Sie können der Abregelung nicht widersprechen.

Ja. Nach § 9 EEG kann eine sogenannte Pönale (Vertragsstrafe) von 10 € pro Kilowatt (kW) installierter Leistung der Anlage und Kalendermonat, in dem ganz oder zeitweise ein Pflichtverstoß vorliegt, fällig werden, wenn die vorgeschriebene technische Ausstattung nicht funktionsfähig ist.

Zusätzlich muss der Netzbetreiber die Anlage unter vorheriger Androhung vom Netz trennen oder deren Einspeisung durch andere Maßnahmen unterbinden, wenn der Anlagenbetreiber hinsichtlich dieser Anlage in einem Zeitraum von zwölf Monaten in insgesamt mindestens sechs Monaten gegen die Anforderungen zur technischen Einrichtung in § 9 Absatz 1 oder § 10b EEG 2023 verstoßen hat (§ 52a EEG 2023).

Netzbetreibern kommt in der Anwendung der Vorschrift kein Ermessens- oder Handlungsspielraum zu; die Einhaltung der gesetzlichen Einbau- und Nachrüstpflichten ist von den Anlagenbetreiberinnen und -betreibern sicherzustellen. (Clearingstelle EEG/KWKG)

Hierzu werden wir Stichproben vornehmen. Zudem erfolgt ein jährlicher Steuerbarkeitscheck im Auftrag der BNetzA, bei dem alle Anlagen testweise geschaltet werden.