Einspeisung

Was ist Redispatch 2.0?

Unter Redispatch versteht man Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Das zum 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) enthält neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen, die zum 1. Oktober 2021 umgesetzt sein müssen.

Konkret bedeutet dies, dass zukünftig auch EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden.

Die Regelungen zum Einspeisemanagement von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) werden zu diesem Zeitpunkt aufgehoben und ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingeführt.

Welche Erzeugungsanlagen fallen unter die neue Regelung?

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.

Welche Aufgaben müssen Anlagenbetreiber erfüllen?

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

Dabei ist zu beachten, dass alle Prozesse, einschließlich der Lieferung von Plandaten und Nichtbeanspruchbarkeiten rund um die Uhr an allen Tagen des Jahres bedient werden müssen.

Was bedeuten die Marktrollen?

Anlagenbetreiber
Die natürliche oder juristische Person die eine EEG-, KWK- oder Speicher-Anlage betreibt, er kann mehrere Rollen einnehmen. Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber der technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV)

Betreiber der Technischen Ressource (BTR)
Der BTR ist der verantwortlich Betreiber der Technischen Ressource (TR). Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung beauftragt. Die Rolle kann die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen.

Einsatzverantwortliche (EIV)
Die Rolle des Einsatzverantwortlichen umfasst die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource und die Übermittlung der Fahrpläne. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt.

Was sind Technische und Steuerbare Ressourcen (TRs/SRs)?

Technische Ressourcen und Steuerbare Ressourcen sind neue eindeutige Bezeichnungen für die Marktkommunikation im Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als Identifikation von technischen Objekten.

Technische Ressource (TR)
Eine TR ist ein technisches Objekt, zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie gemäß § 13a Abs. 1 S. 1 EnWG ab einer elektrischen Nennleistung von 100 kW. Ausgenommen sind Anlagen mit Anschluss nur an das 16,7 Hz-Bahnstromnetz. Für jede TR ist die Zuordnung zu einer Steuerbare Ressource und einer Marktlokation (Ausnahme: Eine TR ist zwei Marktlokationen zugeordnet, wenn sie sowohl einspeisen als auch entnehmen kann.) notwendig.

Steuerbare Ressource (SR)
Eine Steuerbare Ressource setzt sich aus einzelnen TR zusammen. Einer Steuerbare Ressource ist mindestens eine Marktlokation (MaLo) zugeordnet. Jede TR ist genau einer Steuerbare Ressource zugeordnet. Eine Steuerbare Ressource kann auch nur eine einzelne TR enthalten.

Was ist das Abrufverfahren (Duldungsfall oder Aufforderungsfall)?

Auch beim Redispatch 2.0 ist der Netzbetreiber weiterhin berechtigt, die Erzeugungsleistung von Anlage in ihrem Netz anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

Beim Redispatch 2.0 wird jedoch zwischen zwei Abrufarten unterschieden, dem Aufforderungsfall und dem Duldungsfall. Im Duldungsfall regelt der Netzbetreiber die Anlagen, dies entspricht dem heutigen Einspeisemanagement. Beim Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.

Was ist das Bilanzierungsmodell (Planwert- oder Prognosemodell)?

Im Redispatch 2.0 wird 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 wird zwischen zwei Modelle, dem Prognosemodell und dem Planwertmodell, unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich 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.

Im Prognosemodell wird die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber durchgeführt. Es müssen somit keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber übermittelt werden. Dem Prognosemodell werden alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.

Was ist das Abrechnungsmodell (Pauschal, vereinfachtes Spitz- oder Spitzverfahren)?

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). Die Wahl der Abrechnungsmethode wird vom Anlagenbetreiber festgelegt. Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Was ist die Marktpartner-ID?

Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt gemäß den Festlegungen der EDI@Energy. Mittels der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt. Wenn der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt, muss dieser zwei Marktpartner-IDs beschaffen. Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. https://bdew-codes.de/Codenumbers/BDEWCodes/CodeOverview