Redispatch 2.0

Redispatch 2.0 ist ein gesetzlich vorgeschriebenes Verfahren, mit dem Stromnetze vor Überlastung geschützt werden. Wenn zu viel Strom auf einmal durch eine Leitung fließt, kann es zu Engpässen kommen. In solchen Fällen greift der Netzbetreiber ein und steuert Erzeugungsanlagen gezielt, damit es nicht zu Schäden am Netz kommt.
Seit dem 1. Oktober 2021 gilt Redispatch 2.0 nicht mehr nur für große Kraftwerke im Übertragungsnetz, sondern auch für Anlagen im Verteilnetz. Das bedeutet: Auch Wind-, Solar- oder KWK-Anlagen können davon betroffen sein.

Für Sie als Anlagenbetreiber heißt das konkret:
Der Netzbetreiber kann Ihre Anlage vorübergehend anweisen, weniger oder mehr Strom zu erzeugen. Diese Eingriffe dienen ausschließlich der Netzsicherheit und sind zeitlich begrenzt.

Wichtig für Sie:
Wenn Ihre Anlage durch Redispatch 2.0 geregelt wird, entsteht Ihnen kein finanzieller Nachteil. Die entgangene Strommenge wird Ihnen ausgeglichen.

Kurz gesagt:
Redispatch 2.0 sorgt dafür, dass das Stromnetz stabil bleibt – auch bei immer mehr erneuerbaren Energien. Ihre Anlage wird dabei nur dann gesteuert, wenn es wirklich notwendig ist, und Sie erhalten dafür einen Ausgleich.

Auch Anlagenbetreiber sind beim Redispatch 2.0 involviert. 

Wesentliche Aufgaben sind z. B.:

• Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
• Bereitstellung von Stammdaten
• Bereitstellung von Bewegungsdaten
• Bereitstellung von Nichtverfügbarkeitsdaten
• Festlegung des Bilanzierungsmodells: Planwertmodell oder Prognosemodell
• Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung: Aufforderungsfall oder Duldungsfall
• Wichtig für Anlagenbetreiber: Alle Prozesse – einschließlich der Lieferung von Plandaten und Nichtbeanspruchbarkeiten – müssen rund um die Uhr an allen Tagen des Jahres bedient werden. Für den Datenaustausch sind dabei bestimmte Formate vorgegeben, die über die Datenplattform Connect+ übermittelt werden können. Bitte informieren Sie sich zu diesem Thema und sprechen Sie ggf. mit Ihrem Direktvermarkter, ob er in diesem Zusammenhang die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt. Weitere Infos erhalten Sie auch auf der Website des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unter: Redispatch 2.0

Im Redispatch 2.0 spielen die Stammdaten der Einspeiseanlagen eine entscheidende Rolle. Alle Anlagenbetreiber einer technischen Ressource, die unter das neue Regime fällt, werden gesetzlich zur Datenlieferung verpflichtet. Die erforderlichen Stammdaten reichen von Identifikatoren zur genauen Zuordnung im Prozess bis hin zu detaillierten Anlagenparametern und sind wichtig für die Qualität der Redispatch-Maßnahme. So kann ein Netzbetreiber bei einem prognostizierten Engpass nur dann geeignete Maßnahmen ergreifen, wenn er weiß, wie sich die Anlage verhält. Ein Beispiel wäre die Anfahrtszeit der Anlage, die maßgeblich den planerischen Vorlauf bestimmt. Eine Liste mit den vom Anlagenbetreiber zu übermittelnden Daten finden Sie in der Anlage zum Beschluss zur Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen der Bundesnetzagentur.

Die Bewegungsdaten einer Anlage werden über einen Identifikator eindeutig den Stammdaten einer Anlage zugeordnet. Bewegungsdaten sind notwendig, um ein exaktes Abbild der Netzsituation zu schaffen. So lassen sich mögliche Engpasssituationen erkennen oder aber anderen Netzbetreibern sogenanntes Redispatch-Potenzial zur Verfügung stellen. Bewegungsdaten beinhalten unter anderem die Einspeiseleistung einer Anlage und die daraus resultierende Möglichkeit des Hoch- und Herunterfahrens. Da sich die Bewegungsdaten häufig ändern können, sind diese regelmäßig zu erheben und auszutauschen. Ganz entscheidend dafür, welche Datenlieferungen vorgenommen werden müssen, ist die Einordnung in ein Redispatch-Modell.

Werden Wirkleistungseinspeisungen von Erzeugungsanlagen angepasst, hat der Betreiber einen Anspruch auf bilanziellen und finanziellen Ausgleich. Welcher bilanzielle Ausgleich im Redispatch 2.0 angewendet wird, bestimmt die Einordnung in eines von zwei Redispatch-Modellen: das Planwertmodell oder das Prognosemodell.

Planwertmodell:

Das Planwertmodell gilt für Anlagen, die verbindliche Planungsdaten liefern können. In diesem Modell werden Erzeugungsprognosen, die für eine erfolgreiche Umsetzung des Redispatch 2.0 notwendig sind, durch den Einsatzverantwortlichen erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt. So entstehen im Voraus vorhandene Fahrpläne. Dem Planwertmodell können nur Anlagen zugeordnet werden, die erfolgreich eine Evaluierungsphase durchlaufen haben. Welche Kriterien dabei zur Anwendung kommen, ist in einem Katalog des BDEW festgehalten (Kriterienkatalog „Planwertmodell“). Ob das Modell dem Prognosemodell vorzuziehen ist, muss jeder Anlagenbetreiber individuell entscheiden.

Prognosemodell:

Anlagen, die nicht dem Planwertmodell zugeordnet werden können, sind automatisch dem Prognosemodell zugeordnet. In diesem Modell werden keine Erzeugungsprognosen durch den Einsatzverantwortlichen erstellt. Ein Wechsel vom Prognose- in das Planwertmodell ist möglich, jedoch mit einer Evaluierungsphase verbunden.

Hinweis: Aufgrund der Komplexität im Zusammenspiel mit den beteiligten Rollen werden nicht direktvermarktete EEG-Anlangen automatisch dem Prognosemodell zugeordnet.

Stellt der Netzbetreiber durch Berechnungen einen Engpass fest oder wird von einem anderen Netzbetreiber zur Mithilfe angewiesen, greift er in die Erzeugungsleistung der Anlagen in seinem Netzgebiet ein. Die Möglichkeiten zum „Abruf“ sind in den Aufforderungs- und Duldungsfall unterteilt. Die Steuerung an der zu regelnden Anlage übernimmt dabei entweder der Anlagenbetreiber bzw. Einsatzverantwortliche selbst (Aufforderungsfall) oder aber der Netzbetreiber (Duldungsfall).

Duldungsfall:

Der anweisende Netzbetreiber, in der Regel der Anschlussnetzbetreiber, informiert den Einsatzverantwortlichen über die Arbeitspunktveränderung seiner steuerbaren Ressource. Die eigentliche Steuerung erfolgt ebenfalls durch den Anschlussnetzbetreiber – er sendet das Steuersignal, zum Beispiel über einen Rundsteuerempfänger.

Um den Anforderungen des bisherigen Einspeisemanagements gerecht zu werden, wurden für planbare und dargebotsabhängige Anlagen kleiner 1 MW häufig Rundsteuerempfänger verbaut. In vielen Fällen werden mehrere Anlagen über ein Signal gesteuert. Damit diese Steuerung vor Ort nicht geändert werden muss, fallen diese Anlagen standardmäßig in den Duldungsfall. Ein Wechsel in den Aufforderungsfall ist nur mit Zustimmung des Anschlussnetzbetreibers möglich oder wenn alle Anlagen gemeinsam wechseln. Planbare Anlagen größer 1 MW, die einen direkten Messwert übertragen, können problemlos in den Aufforderungsfall wechseln. Auch sie starten aber zunächst im Duldungsfall.

Aufforderungsfall:

Im Aufforderungsfall sendet der anweisende Netzbetreiber eine Aufforderung zur Steuerung an den Einsatzverantwortlichen. Dieser steuert daraufhin seine Anlage selbst. In diesem Zusammenhang ist die Bearbeitungszeit beim Einsatzverantwortlichen entscheidend. Diese wird im Voraus in den Stammdaten mit dem Netzbetreiber abgestimmt. Sollte eine Maßnahme nicht innerhalb dieser Bearbeitungszeit umgesetzt werden, greift das Vorgehen des Duldungsfalles und der Netzbetreiber nimmt die Steuerung selbst vor.