Redispatch 2.0

FAQ's zum Thema Redispatch 2.0

• Welche Erzeugungs- und Speicheranlagen fallen unter das Redispatch 2.0?

  Es betrifft 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. Aktuell werden jedoch nur Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW in das Redispatch-Verfahren einbezogen.

• Welche Aufgaben habe ich als Anlagenbetreiber im Redispatch 2.0 zu erfüllen?

  Bereitstellung von Stammdaten und Bewegungsdaten:
  Hierzu die Festlegungen über die Informationsbereitstellung durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) in BK6-20-061.

  Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall):
  Erläuterungen sowie Voraussetzungen für die Modelle bzw. Verfahren finden Sie in Anlage 1 der BK6-20-059 der Bundesnetzagentur.

  Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell):
  Prozesse zu Bilanzierung und Abrechnung sind in Anlage 2 und Anlage 3 der BK6-20-059 der Bundesnetzagentur sowie in den Anwendungshilfen des BDEW getroffen.

  Link zu Beschlüssen und Anlagen der BNetzA:

  • https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-059/BK6-20-059_Beschluss.html
  • https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-061/BK6-20-061_beschluss.html
• 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. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Zu den Aufgaben im Redispatchprozess können auch die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit gehören.

• Einsatzverantwortlicher (EIV)

  Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) verantwortlich. Für den Netzbetreiber erforderliche Daten der Anlage, muss er aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) übermitteln (insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage). Der Datenaustausch wird über die Austauschplattform Connect+ (Rolle des Data Providers) abgewickelt. Eine weitere wesentliche Aufgabe ist die Umsetzung des Abrufs im Falle einer Redispatchmaßnahme (z.B. Abregeln der Anlage).

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

  Eine technische Ressource (TR) ist ein technisches Objekt, das Strom verbraucht oder erzeugt.

  Eine steuerbare Ressource (SR) setzt sich aus einzelnen technischen Ressourcen zusammen.

  • Eine steuerbare Ressource wird entweder über den Duldungsfall oder den Aufforderungsfall abgerufen.
  • Jede steuerbare Ressource ist genau einem EIV zugeordnet.

  Weiter Infos hierzu können Sie der BDEW-Branchenlösung entnehmen:  https://www.bdew.de/service/anwendungshilfen/bdew-branchenloesung-redispatch-20/

  Die Codes für die technische Ressource und steuerbare Ressource werden von uns die Anlagenbetreiber übermittelt. Sollten Sie weitere Rückfragen zum Thema haben, wenden Sie sich an redispatch@sw-sb.de

• Abrufart?

  Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei weiterhin über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen.

  Im Redispatch 2.0 wird jedoch unterschieden, wer die Redispatch-Maßnahme umsetzt. Es wird der Aufforderungsfall und der 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) wird über die Austauschplattform Connect+ durch den EIV an den Netzbetreiber übermittelt. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.

• Bewegungsdaten

  Um mögliche Engpasssituationen zu erkennen bzw. anderen Netzbetreibern Redispatch-Potenzial aufzuzeigen sind Bewegungsdaten notwendig. Zu den Bewegungsdaten gehören auch die Einspeiseleistung einer Anlage und die daraus resultierende Möglichkeit des Hoch- und Herunterfahrens. Bewegungsdaten sind regelmäßig zu erheben und auszutauschen. Einen wesentlichen Einfluss auf den Umfang und die Art der zu meldenden Bewegungsdaten hat das gewählte Bilanzierungsmodell.

• Zwei Arten der Bilanzierungsmodelle. Was ist Planwert oder Prognosemodell?

  Neben dem Bilanzkreis für eingespeiste Mengen wird es nun ebenfalls einen Bilanzkreis für abgeregelte Energiemengen (Ausfallmengen) geben. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden die zwei oben genannten Modelle angeboten. Sie 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 Voraussetzungen des „Kriterienkatalog Planwertmodell“ (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur) erfüllen. Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.

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

• Welches Abrechnungsmodell muss ich wählen?

  Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird. Es wird zwischen Pauschalverfahren, Spitzabrechnungsverfahren und dem vereinfachten Spitzabrechnungsverfahren unterschieden:

  • Pauschalabrechnung:
    Bei der Pauschalabrechnung wird der letzte Messwert der letzten Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme fortgeschrieben.
     
  • Spitzabrechnung:
    In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt.
     
  • Spitzabrechnung im vereinfachten Verfahren (Spitz light):
    Liegen keine anlagenscharfen Wetterdaten vor, können im Spitz-Light-Verfahren auch die Daten von Dritten verwendet werden (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber). Der Anlagenbetreiber entscheidet sich für eine der Methoden. Weitere Informationen finden Sie in der BDEW-Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059. 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. Mittels der Marktpartner-ID, kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Für jede Marktrolle (BTR und EIV) wird eine Marktpartner-ID benötigt, auch wenn der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt. Wird ein Dritter mit den Marktrollen beauftragt, muss der Beauftragte die Marktpartner-ID beantragen. Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden.

  Auf der Website des BDEW sind alle verfügbaren BTRs und EIVs veröffentlicht.

• Anbindung an Connect+

  Connect+ bietet mit der Softwarelösung RAIDA ein kostenloses Werkzeug für die Übertragung von Stamm- und Planungsdaten sowie Nichtverfügbarkeiten an.

  Die Registrierung für das RAIDA Produktivsystem ist seit 28.06.2021 für alle Marktrollen auf RAIDA Webservice freigeschaltet. Die Anbindung an das RAIDA System ist kostenlos, eine Bestätigungsmail über die Registrierung wird an Ihrem beim BDEW hinterlegte Mailadresse gesendet. Zuvor sollten Sie also beim BDEW die Marktpartner-ID für die entsprechende Marktrolle beantragt haben. Link zur BDEW Seite.

  Seit dem 01.07. ist der Stammdatenaustausch der Redispatch 2.0 Prozessdaten über RAIDA möglich.

  Wichtige Infos zur Anbindung finden Sie im Benutzerhandbuch im Downloadbereich unter https://netz-connectplus.de/. Der Base-Client steht erst nach der Anmeldung bei RAIDA und dem Ausfüllen des Steckbriefes zum angestrebten Kommunikationsweg (E-Mail, REST, sftp) zum Download zur Verfügung.

  Zur sicheren Kommunikation der Stamm- und Bewegungsdaten benötigen sie ein S/MIME Zertifikat und ein TLS Zertifikat. Dies muss dann im Steckbrief der Anmeldung angegeben werden. Außerdem werden im Steckbrief die SR-ID bzw. TR-ID der Anlagen abgefragt, diese stellt der Anschlussnetzbetreiber zur Verfügung.

  Weitere nützliche Informationen finden Sie in den Implementation Guidelines auf der Connect+ Website im Downloadbereich.