Häufige Fragen zur Neuregelung des Netzengpassmanagement

Unter Redispatch versteht man das Netzengpassmanagement durch die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber. Es soll Überlastungen von Leistungsabschnitten des Stromnetzes durch Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken verhindern. 

Bereits bestehende Regelungen zum Einspeisemanagement von Erneuerbare-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen im EEG und KWKG werden durch ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ersetzt. Die Vorgaben für das Management von Netzengpässen müssen laut Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) bis zum 1. Oktober 2021 umgesetzt werden.

Von der Neuregelung des Redispatch 2.0 sind alle Anlagen ab 100 kW betroffen. Dazu zählen Anlagen aller Energieträger, auch Anlagen, die bisher nicht von Einspeisemanagement-Maßnahmen betroffen waren und Anlagen, die nicht in der Direktvermarktung sind.

Beim Redispatch wird künftig die Entwicklung von Last und Einspeisung prognostiziert und Maßnahmen gegen zu erwartende Überlastung bereits im Vorfeld eingeleitet. Beim Einspeisemanagement erfolgen die Maßnahmen in Echtzeit. Es gibt zwei neue Marktrollen, den Einsatzverantwortlichen und den Betreiber der technischen Ressource.

Im Redispatch 2.0 wird anders als bisher auch die „nicht erzeugte“ Strommenge kompensiert, ergänzend zu dem finanziellen Ausgleich. Damit erhält der Betreiber seine zu kompensierende Marktprämie weiterhin vom Netzbetreiber, den Marktwert aber von seinem jeweiligen Direktvermarkter erstattet.  

Auf die Anlagenbetreiber kommen im Zuge der Neuregelung einige Aufgaben zu. Neben der Festlegung der Rollenverteilung Einsatzverantwortlicher und Betreiber der technischen Ressource muss vor allem sichergestellt werden, dass die vom Netzbetreiber benötigten Daten fristgemäß ausgetauscht werden können. Dazu zählen unter anderem Stammdaten, Planungsdaten und Nichtverfügbarkeitsmeldungen.

Um alle Anforderungen des Redispatch 2.0. umzusetzen, müssen Betreiber folgende Punkte klären:

• Festlegung der Rolle des Einsatzverantwortlichen und des Betreibers der Technischen Ressource 
• Vertragliche Neuregelung der Umsetzung von Redispatch 2.0 mit Direktvermarkter 
• Zuordnung zu einem Bilanzierungsmodell (z.B. Prognosemodell)
• Wahl der Abrechnungsvariante für die Ausfallarbeit (z. B. Spitzabrechnung)
• Festlegung der Abrufvariante (z.B. Duldung)
• Sicherstellung der Datenverfügbarkeit

In der Energiewirtschaft ist ein Rollenkonzept zur Abwicklung von Prozessen der Energielieferung eingerichtet worden. Die festgelegten Rollen übernehmen bestimmte Tätigkeiten und Verantwortungen, Meldungen und erfordern entsprechende technische Fähigkeiten zur Kommunikation. Auszuführende Rollen können auch an einen Dienstleister übertragen werden und müssen beim BDEW registriert werden (Marktpartner-ID). Im Rahmen der Einführung des Redispatch 2.0 werden zwei neue Marktrollen hinzukommen: Der Einsatzverantwortliche (EIV) und der Betreiber der technischen Ressource (BTR).

Einsatzverantwortlicher (EIV)

Der EIV wird mit den Neuregelungen durch Redispatch 2.0. zur zentralen Rolle für die Übermittlung der erforderlichen Daten zwischen Betreiber, Direktvermarkter und Verteilnetzbetreiber. Er ist verantwortlich für den Einsatz der Anlage, d.h. er plant und führt den Einsatz einer steuerbaren Ressource (SR) zugeordneten technischen Ressource (TR) durch und übermittelt die zugehörigen Fahrpläne. 

Seine Aufgaben umfassen:

• Übermittlung von initialen Stammdaten sowie -änderungen
• Nichtbeanspruchbarkeiten (Nichtverfügbarkeiten)
• Marktbedingte Anpassungen
• Abruf im Duldungsfall u. Aufforderungsfall
• Wechsel des Bilanzierungsmodells, Abrechnungsmodell
• Planungsdaten im Planwertmodell
• Standardisierte Kommunikation (XML-Format)
• Kontinuierliche Meldung der Daten

Betreiber der Technischer Ressource (BTR)

Der BTR kümmert sich um die Abstimmung und Ermittlung der Ausfallarbeit mit dem Netzbetreiber. Daher ist diese Rolle insbesondere für Anlagen von Bedeutung, die in der Vergangenheit von Einspeisemaßnahmen betroffen waren. Der BTR ist für den Betrieb einer technischen Ressource verantwortlich. Seine Aufgaben umfassen:

• Übermittlung meteorologischer Daten im Spitzabrechnungsverfahren (ex post)
• Ermittlung und Abstimmung Ausfallarbeit mit NB
• Übermittlung Echtzeitdaten
• Standardisierte Kommunikation (MSCONS, ACK)
• Tägliche / monatliche Meldung der Daten

Dem Anlagenbetreiber ist zunächst die Rolle des EIV zugeteilt. Er kann diese aber an einen Dienstleister (Dritten) übergeben und seine Pflichten übertragen. Da die Anforderungen an die Datenübermittlung sehr komplex sind, empfehlen wir Anlagenbetreibern, die Rolle an den Direktvermarkter abzugeben. Da wir als BayWa r.e. über die entsprechende Erfahrung in den Prozessen der Marktkommunikation verfügen, übernehmen wir die Rolle des EIV gern für alle Anlagen, die bei uns in der Direktvermarktung unter Vertrag sind.

Optional übernehmen wir auch die Rolle des BTR. Anlagen, die derzeit über EEG vergütet werden, müssen zunächst in die Direktvermarktung wechseln, damit wir die Rolle des EIV für diese Anlagen übernehmen können. Wir übernehmen die Rolle EIV nicht für Betreiber, deren Anlagen nicht bei uns in der Vermarktung sind.

Das Bilanzierungsmodell legt fest, wer für die Prognosen verantwortlich ist und in welcher Form der Ausfall durch Maßnahmen ausgeglichen wird. Jede steuerbare Ressource muss einem Bilanzierungsmodell zugeordnet sein. Der Betreiber kann das Bilanzierungsmodell wählen; dabei ist eine Rücksprache mit dem Direktvermarkter sinnvoll, da dieser Bilanzkreisverantwortlicher ist.

Zwei Modelle stehen zur Auswahl:

Planwertmodell

• Planungsdatenübermittlung erfolgt durch den EIV an den Netzbetreiber
• Prognoseerstellung liegt beim EIV
• Zusätzlicher Datenlieferaufwand
• Zusätzlicher Abrechnungsaufwand

Prognosemodell

Netzbetreiber prognostiziert Erzeugungsmengen, wie bisher bei EinsMan
Geringere Datenlieferungen nötig

Wir sehen aktuell kein Modell als wirtschaftlich vorteilhafter an. Standardmäßig werden wir alle Anlagen ins Prognosemodell nehmen, außer bei Verpflichtung zum Planwertmodell (z.B. Biomasseanlagen und Anlagen, die direkt ans Übertragungsnetz angeschlossen sind). Mit dem Planwertmodell ist auch immer die Abrechnung im Spitzverfahren verbunden.

Das Abrufmodell gibt vor, wie uns als Direktvermarkter und von wem das Steuersignal bei RD 2.0 – Maßnahmen an der Anlage übermittelt wird. Es wird zwischen zwei Abrufmodellen unterschieden: dem Duldungsfall und dem Aufforderungsfall.

Duldungsfall

• Der anweisende Netzbetreiber sendet das Steuersignal und führt Steuerung durch
• Das Verfahren funktioniert wie bei EinsMan
• Die Umsetzungsverantwortung liegt beim Netzbetreiber und dessen Technik

Aufforderungsfall

• Der anweisende Netzbetreiber schickt das Steuersignal an EIV und fordert diesen auf Steuerung durchzuführen 
• Die Verantwortung zur technischen Umsetzung liegt beim EIV und dessen verfügbarer Steuerungstechnik

Der Duldungsfall wird als Standard-Abrufmodell zur Anwendung kommen. Der Aufforderungsfall kann umgesetzt werden, wenn dies technisch notwendig ist.

Das Abrechnungsmodell bestimmt die Berechnungsart der Ausfallarbeit und damit maßgeblich die zu erwartende Kompensation. Der Betreiber muss die Berechnungsvariante für seine Ausfallarbeit bis zum 30. Juni 2021 festlegen und dem Netzbetreiber mitteilen. Das Modell kann initial frei gewählt werden, danach wird die Wahlfreiheit eingeschränkt, ein Wechsel kann nur einmal im Kalenderjahr durchgeführt werden (nur von Pauschalabrechnung zu Spitzabrechnung). Ausnahmen ergeben sich lediglich bei einem Wechsel des EIV oder Veränderungen der Technik.

Liegen meteorologische Daten für die Anlage vor die automatisiert übermittelt werden können, sollte in der Regel die Spitzabrechnung gewählt werden. Diese Abrechnung bietet die beste Annäherung an die tatsächliche Ausfallmenge und bringt regional deutliche Vorteile. Sie setzt allerdings eine Verpflichtung zu einer täglichen Lieferung meteorologischer Daten voraus.

Verfügt eine Anlage über keine eigenen Wetterdaten, können die Daten einer Referenzanlage als Grundlage verwendet werden. Dann kommt das neu eingeführte Spitz Light – Modell zum Einsatz. 

Anlagen, die über keine Wetterdaten verfügen, werden nach der Pauschalabrechnungsmethode abgerechnet, bei der die letzten 15 Minuten vor einer Redispatch-Maßnahme fortgeschrieben werden. Diese Abrechnungsvariante ist nur im Prognosemodell zulässig.

Der Anlagenbetreiber muss dem EIV folgende Daten zur Verfügung stellen:

• Stammdaten, -änderungen
• Nichtverfügbarkeiten (Nichtbeanspruchbarkeiten)
• Wechsel des Abrechnungsmodells
  Im Planwertmodell: Planungsdaten

Die Umsetzung der Neuregelungen des Redispatch 2.0. stellen für alle Marktakteure eine große Herausforderung dar, insbesondere mit Hinblick auf die Komplexität der Implementierung und dem kurzen Zeitraum zwischen Festlegung aller Rahmenbedingungen und Umsetzung. Anlagenbetreiber sollten daher schnellstmöglich mit der Umsetzung starten. Wir werden auf alle Betreiber zukommen, um die vertragliche Regelung des Redispatch 2.0 in den Direktvermarktungsverträgen zu fixieren.

Die Rolle des EIV muss im Rahmen der initialen Stammdatenmeldung ab dem 1. Juli 2021 an den Netzbetreiber kommuniziert werden. Die Umsetzung der gesetzlichen Regelungen muss dann bis zum 1. Oktober 2021 gewährleistet werden.