Informationen für Betreiber von Erzeugungs- und
Speicheranlagen ab 100 kW

Neue Datenlieferverpflichtung infolge des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0)

Ab dem 1. Oktober 2021 gelten neue Vorgaben für die Bewirtschaftung von Netzengpässen. Das betrifft nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die Aufgaben der Anlagenbetreiber: Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren.

Damit das Engpassmanagement gemäß den neuen Anforderungen fristgerecht umgesetzt werden kann, empfiehlt der BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft allen darin einbezogenen Anlagenbetreibern, rechtzeitig die notwendigen Vorbereitungen zu treffen sowie frühzeitig den Austausch mit den Netzbetreibern zu suchen.

Gesetzliche Grundlagen und Pflichten
Stromnetzbetreiber sind nach dem EnWG verpflichtet, für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung in ihrem Netz zu sorgen. Für die Sicherheit der Netzstabilität und zur Vermeidung von Netzengpässen werden Redispatch-Maßnahmen durchgeführt. Ziel des neuen Redispatch (Redispatch 2.0) ist die Optimierung des Netzengpassmanagements und Reduzierung der volkswirtschaftlichen Kosten angesichts einer signifikant steigenden Anzahl an neuen dezentralen und fluktuierenden Stromerzeugungseinheiten. Gemäß § 12 Absatz 4 EnWG sind Betreiber von Erzeugungsanlagen, von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Großhändler oder Lieferanten von Energie gesetzlich dazu verpflichtet, den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitzustellen, die unter anderem notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben werden können.

Mit Blick auf den Redispatch 2.0 sind die Regelungen des am 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) maßgeblich. Danach werden mit Wirkung zum 1. Oktober 2021 die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement (§ 13 Abs. 2 EnWG i. V. m. §§ 14, 15 EEG, für KWK-Anlagen i. V. m. § 3 Abs. 1 S.3 KWKG) von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Konkret bedeutet dies, dass ab diesem Zeitpunkt alle EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden müssen. Weitere Konkretisierungen ergeben sich durch bestehende Festlegungen der Bundesnetzagentur beziehungsweise durch zeitnah erwartete Veröffentlichungen weiterer Festlegungen der Behörde (siehe unten).

BDEW Branchenlösung
Das NABEG 2.0 bringt somit neue Anforderungen und Verantwortlichkeiten für viele Marktrollen mit sich. Der BDEW hat in Zusammenarbeit von Netz- und Anlagenbetreibern Vorschläge für die Datenaustauschprozesse im Rahmen einer Branchenlösung zum Redispatch 2.0 entwickelt und der Bundesnetzagentur (BNetzA) unterbreitet. Diese wurden in weiten Teilen übernommen.

Für Anlagenbetreiber und Direktvermarkter bieten die BDEW-Vorschläge diverse Wahlmöglichkeiten hinsichtlich der zur Verfügung zu stellenden Daten sowie der Bilanzierungs- und Abrechnungsmodalitäten. Für den Austausch von Stamm- und Bewegungsdaten zwischen Netzbetreibern und Einsatzverantwortlichen ist ein deutschlandweiter „Single-Point-of-Contact“ vorgesehen, der durch die Netzbetreiberkooperation Connect+ realisiert werden soll.

Ergänzende Festlegungen
Im Rahmen der Festlegung der BNetzA zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen (BK6-20-059) wurden am 6. November 2020 die Bilanzierungsmodalitäten gemäß § 13a Abs. 1a S. 1 und 2 (i. V. m. § 14 Abs. 1) EnWG für den Redispatch 2.0 näher bestimmt. Für den finanziellen Ausgleich sind die Vorgaben der Anlage 1 „Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der Ausfallarbeit“, Kapitel 2.1.3, zu beachten. Die Prozesse für die Kommunikation im Zusammenhang mit dem Austausch von Stamm-, Plan- und Echtzeitdaten sowie prozessual nachgelagerten Informationsbereitstellungen im Zusammenhang mit der Vorbereitung, der Durchführung und dem bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen finden sich in Anlage 2 der Festlegung. Die MaBiS wird gemäß der Anlage 3 „Änderungen MaBiS – Ergänzung um Prozesse für den bilanziellen Ausgleich“ derselben Festlegung geändert.

Hinsichtlich des Anwendungsbereichs der seitens der BNetzA festgelegten Basisdatenaustausch- und Abrufprozesse weist der BDEW klarstellend darauf hin, dass für Anlagen, die zur Planungsdatenlieferung gemäß System Operation Guideline (SO GL) verpflichtet sind, die bestehenden Prozesse sowohl zur Datenübermittlung als auch zur Vorbereitung, Abstimmung und Aktivierung der Redispatch-Maßnahmen über den 1. Oktober 2021 hinaus gelten und zu nutzen sind. Die Verfahren für die Durchführung und Verwaltung dieses Datenaustauschs nach Art. 40 Abs. 7 SO GL gehen insoweit den nationalen Regelungen des EnWG vor und sind national in BK6-18-122 – Genehmigung des Vorschlags der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für den Umfang des Datenaustauschs mit Verteilernetzbetreibern (VNB) und signifikanten Netznutzern (SNN) gemäß Artikel 40 Absatz 5 der Verordnung (EU) 2017/1485 (SO-VO) –  durch die BNetzA festgelegt. Eine Angleichung dieser Verfahren an die Redispatch-2.0-Prozesse obliegt den ÜNB, sinnvollerweise in Kooperation mit den betroffenen Marktteilnehmern (siehe auch BK6-18-122 und BK6-20-059 Az. Seite 13 zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen). Die konkreten Datenlieferverpflichtungen für die betroffenen Marktteilnehmer werden seitens der BNetzA im Rahmen einer Festlegung zur Informationsbereitstellung für den Redispatch 2.0 in BK6-20-061 beschrieben.

Die notwendigen Formatanpassungen für den Datenaustausch im Redispatch 2.0 wurden Anfang April veröffentlicht.

Umsetzung zentraler Kommunikationsschnittstelle
Um den Redispatch-2.0-Prozessteilnehmern in der Marktrolle des Einsatzverantwortlichen und des Lieferanten eine effiziente Erfüllung ihrer Datenliefer- und Datenempfangsverpflichtungen für Redispatch-2.0-Basisdaten an den Anschlussnetzbetreiber zu ermöglichen, wird durch das Netzbetreiberprojekt „Connect+“ eine deutschlandweit einheitliche Kommunikationsschnittstelle als Single-Point-of-Contact zur Verfügung gestellt. Das von Connect+ bereitgestellte IT-System „RAIDA“ kann die Funktion der neuen Marktrolle des „Data-Providers“ für Redispatch 2.0 deutschlandweit einnehmen und Stamm- und Bewegungsdaten automatisiert vom EIV an die betroffenen Netzbetreiber weiterleiten, sowie Abrufinformationen und Abrufaufforderungen vom Netzbetreiber an den EIV und Lieferanten übermitteln.

Der Versand und Empfang von Abrechnungs-, Bilanzierungs- und Echtzeitdaten sowie von Steuerbefehlen erfolgt nicht über Connect+, sondern weiterhin über die bestehenden Datenwege. Zur Wahrung der Systemsicherheit bleiben die bestehenden Datenwege des bisherigen „RD 1.0“ zwischen ÜNB und „konventionellen“ EIV zur Redispatch-2.0-Einführung bestehen.

Zur Erleichterung der Prozessteilnahme wird von Connect+ zusätzlich eine Client-Software bereitgestellt. Diese ermöglicht die Nutzung der gesicherten REST-Schnittstelle nach dem Drop-box-Prinzip. Ergänzt wird dies durch einen Konverter zur Generierung der erforderlichen xml-Datenformate auf Basis eines Excel-Makros.

RAIDA wird den Nutzern zur Erfüllung der Datenlieferverpflichtungen planmäßig bereits im Rahmen des Redispatch-2.0-Einführungsszenarios ab dem 01.07.2021 zur Verfügung stehen. Für frühzeitige Tests wird eine Testumgebung schrittweise bereits ab Februar 2021 freigeschaltet. Weitere Informationen zu technischen Anforderungen, der Teilnahme an der Testphase und anstehenden Informationsveranstaltungen können der Website netz-connectplus.de entnommen werden.

Notwendige Anlagenfunktionalitäten
Ein weiterer wichtiger Aspekt für die erfolgreiche operative Umsetzung von Redispatch-2.0-Maßnahmen ist die Ausstattung von Anlagen mit entsprechender Steuerungstechnik. Um bei Redispatch-2.0-Abrufen einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb zu gewährleisten, müssen Anlagen zwar keine Umrüstung auf eine bestimmte Technologie durchlaufen, doch definierte technische Vorgaben erfüllen. Betreiber von Stromerzeugungseinheiten müssen nach der Vorgabe des § 13a EnWG in der Lage sein, auf Aufforderung des Netzbetreibers die Wirk- oder Blindleitungserzeugung anzupassen oder eine Anpassung zu dulden. Auch bezüglich dieser bestimmten technischen Vorgaben kommen wir in Kürze erneut auf Sie zu.

Wie geht es weiter
Damit betroffene Anlagen in das neue Regime überführt werden können, werden Netzbetreiber deutschlandweit in den kommenden Wochen die ersten konkreten Implementierungsschritte verwirklichen. Dies beinhaltet einen geplanten Redispatch-2.0-Testbetrieb ab Sommer 2021.

Da auch Sie ein Teil des neuen Redispatch-Prozesses sein werden, bitten wir Sie vor diesem Hintergrund, sich ebenfalls zeitnah mit dem Thema zu befassen und die nötigen Vorbereitungen für eine erfolgreiche Umsetzung zu treffen. Bitte befassen Sie sich intensiv mit dem Projekt Connect+, über dieses möchten wir mit Ihnen die benötigten Daten austauschen.

Die auszutauschenden Daten umfassen beispielsweise anlagenspezifische Stammdaten, die Entscheidung hinsichtlich der Redispatch-2.0-Abrufart und die Wahl eines Bilanzierungsmodells, inklusive einer jeweiligen Lieferung von zusätzlichen:

  • Bewegungsdaten im Prognosemodell (Information zu marktbedingten Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten), um dem Netzbetreiber die Erzeugungsprognose zu ermöglichen oder
  • vom Anlagenbetreiber selbst erstellte Prognose- und Plandaten der Erzeugung im Planwertmodell.

Zur Klärung dieser Informationsaustausche werden wir uns zeitnah an Sie wenden.

Derzeit können wir Ihnen bei möglichen Fragen noch keinen Support liefern. Nutzen Sie daher Bitte weitere Quellen zum Thema Redispatch 2.0. Diese haben wir weiter unten für Sie zusammengestellt.

Aus der BDEW Anwendungshilfe

Redispatch 2.0 Einführungsszenario und Bildungsvorschrift für Ressourcen-ID. In diesem Dokument werden Ihren Anlagen die wichtigen Daten für die Identifikation zugeordnet. Jeder Anlagenbetreiber erhält seine individuellen Datensätze per Post.

Kontakt


Rückmeldungen zum Thema Redispatch senden Sie bitte an die nachfolgende E-Mail-Adresse.

RD 2.0 FAQ „ANLAGENBETREIBER“

  • Was ist Redispatch?

    Redispatch ist ein Begriff aus der Kraftwerkssteuerung. Gemeint ist die Anpassung der Wirkleistung einer Stromerzeugungsanlage durch den Netzbetreiber mit dem Ziel, Netzengpässe kostengünstig und optimal zu reduzieren. Derzeit findet Redispatch nur im Übertragungsnetz (Redispatch 1.0) statt. Durch die vielen neuen Einspeiser in niedri-geren Spannungsebenen sind ab dem 1. Oktober 2021 jedoch auch wir als Verteilnetzbe-treiber dazu aufgefordert, Redispatch umzusetzen – deswegen Redispatch 2.0 (RD 2.0).

    In diesem Video erklärt die Bundesnetzagentur bspw. das Thema.

  • Wie funktioniert Redispatch?

    Der Übertragungsnetzbetreiber prognostiziert die Netzsituation und sorgt bei einem Engpass dafür, dass Kraftwerksbetreiber ihre geplante Stromproduktion verändern. Beim Redispatch 1.0 gilt das nur für Anlagen mit einer Leistung von über 10 MW. Zukünftig prognostizieren Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber alle Anlagen größer 100 kW und kleiner 10 MW. (Anlagen von über 10 MW verbleiben im Redispatch 1.0).

  • Was ändert sich mit Redispatch 2.0 (RD 2.0)?

    Ab dem 1. Oktober 2021 nehmen alle Erzeugungsanlagen und Stromspeicher mit einer Leistung ab 100 kW an der Veränderung der geplanten Stromproduktion teil. Damit sind künftig nicht nur Übertragungsnetzbetreiber allein für den Redispatch verantwortlich, sondern alle Netzbetreiber.

  • Welche Anlagen nehmen am Redispatch 2.0 teil?

    Neben allen Anlagen (Speicher und alle Einspeiser) ab einer Leistung von 100 kW können auch Anlagen, die bereits durch uns als Netzbetreiber steuerbar sind, für den Redispatch 2.0 herangezogen werden. Grundsätzlich betrifft dies auch die Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien oder mit Kraft-Wärme-Kopplung produzieren.

  • Ist Redispatch 2.0 verpflichtend?

    Ja, es ist eine gesetzliche Vorgabe, sie steht in § 13a EnWG und § 14 EnWG in der Version des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes vom 13. Mai 2019. Weitere Details dazu finden Sie bei der Bundesnetzagentur unter den Festlegungen zum Redispatch 2.0 BK6-20-059 und BK6-20-061.

  • Wie hoch ist die Wahrscheinlichkeit, dass meine Anlage zum Gegenstand von Redispatch 2 Maßnahmen gemacht wird?

    Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen sowohl im Netz des Anschlussnetzbetreibers als auch in den vorgelagerten Netzen und im Übertragungsnetz ab. Abhängig u.a. von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern. 

  • Warum muss ich am Redispatch 2.0 teilnehmen?

    Sie erfüllen so die gesetzlichen Vorgaben aus dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz und die Festlegungen der Bundesnetzagentur BK6-20-059, BK6-20-060 und BK6-20-061. Die Teilnahme am Redispatch 2.0 ist verpflichtend für Betreiber von allen Speichern und einspeisenden Anlagen größer 100 kW oder, wenn es der Netzbetreiber wünscht, auch alle einspeisenden Anlagen unter 100 kW, wenn diese jederzeit fernsteuerbar sind.

  • Wo kann ich die Festlegungen der Bundesnetzagentur einsehen?

    Den aktuellen Stand mit allen Anhängen finden Sie auf der Webseite der Bundesnetzagentur www.bnetza.de.

  • Was ist der Unterschied zwischen Redispatch 2.0 und Einspeisemanagement?

    Der zentrale Unterschied ist, dass im Redispatch 2.0 der Eingriff in die Erzeugungsleis-tung Ihrer Anlage auf Basis von Prognosen erfolgt und deshalb zwischen den Netzbetreibern vorab abgestimmt werden kann. Im Einspeisemanagement ging es nur um die kurzfristige Behebung von Netzengpässen. Darüber hinaus stellen wir im Redispatch 2.0 auch den energetischen und bilanziellen Ausgleich sicher. Im RD 2.0 werden Anlagen so entschädigt, als hätte es die Maßnahme nicht gegeben. Dies erfolgt unabhängig davon, ob Ihre Anlage in der Direktvermarkter ist oder nicht.

  • Was ist eine TR-ID? Was ist eine SR-ID?

    Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Als TR-ID kann daher die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angegeben werden. Diese Nummer gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation der Anlage ist somit sichergestellt.

    Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden.

  • Welche Aufgaben kommen konkret auf mich als Anlagenbetreiber zu?

    Mitunter müssen Sie oder Ihre Dienstleister folgende Aufgaben für den RD 2.0 erfüllen:

    • Stammdaten der Erzeugungseinheiten liefern
    • Prognosen für die Erzeugungseinheiten liefern
    • Informationen über Beschränkungen mitteilen
    • Echtzeitdaten bereitstellen
    • Abrechnungsdaten bereitstellen

    Detailinformationen zu diesen Pflichten finden Sie in den Festlegungen BK6-20-059, und BK6-20-061 der Bundesnetzagentur (siehe Allgemeine Fragen) sowie auf der Webseite des „Bundesverbandes der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (bdew)".

  • Sind Änderungen an der Erzeugungsanlage oder an der Fernwirkankopplung der Erzeugungsanlagen durch mich als Anlagenbetreiber für das Redispatch 2.0 vorzunehmen?

    Neuere Steuerungstechnik ermöglicht die Anlagen optimaler in die RD 2.0 Prozesse zu integrieren. Der Gesetzgeber hat mit Umsetzung des Redispatch 2.0 im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) die Wirkleistungsbegrenzung auf die Erzeugungsanpassung an Stelle der Anpassung der Einspeisung geändert. Für die technische Umsetzung beachten Sie bitte die ergänzenden Netzbetreiber-Anforderungen Ihres zuständigen Anschlussnetzbetreibers. Diese behalten sich vor, Änderungen bzw. andere Verfahren für die Wirkleistungsbegrenzung zu fordern. Nach aktuellem Stand kann auch eine Anpassung der Steuertechnik im Zuge des Rollouts intelligenter Messsysteme inkl. Fernsteuerungstechnik für die IST-Einspeisung und Wirkleistungsbegrenzung vorgesehen sein.

  • Muss ich Daten, die ich einmal mitgeteilt habe, später ändern oder korrigieren?

    Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen über die RD 2.0 vorgegebenen Datenwege aktualisiert werden.

  • Was sind Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR)?

    Das sind zwei neue Marktrollen, die mit uns zusammen den Redispatch 2.0 managen.

    • Einsatzverantwortlicher (EIV)
      Der EIV kümmert sich um die Daten vor einer Redispatch-Maßnahme. Er übermittelt zum Beispiel die Stammdaten sowie die Prognosen Ihrer Anlage.
    • Betreiber der technischen Ressource (BTR)
      Der BTR sendet uns die Abrechnungsdaten nach der Redispatch-Maßnahme. Damit können wir den Ausfall der Anlage abrechnen.

    Die Bundesnetzagentur hat die Rollen getrennt, damit Sie diese auch an Experten für Energiedaten abgeben können. So kann zum Beispiel Ihr Direktvermarkter der EIV und Ihr Abrechnungsdienstleister der BTR werden.

  • Darf ich die Aufgaben eines Einsatzverantwortlichen (EIV) bzw. des Betreibers der technischen Ressource (BTR) selbst wahrnehmen?

    Selbstverständlich dürfen Sie eine oder auch beide Marktrollen selbst erledigen. EIV und BTR haben eine Reihe von automatisierten Datenaustauschprozessen innerhalb kurzer zeitlicher Fristen zu beherrschen, was entsprechende Software, Hardware und die notwendigen IT-Zertifikate erfordert. Sie müssen die Use-Cases sowie die Datenlieferpflichten nach den BNetzA-Festlegungen kennen und abwickeln können – zum Teil 24 Stunden am Tag. Bitte beachten Sie auch die Vorgaben/Prozessleitfäden des BDEW und melden sich bei Bedarf mit den jeweiligen Marktrollen an.

  • Wie erfolgt die Meldung der Rollen des Einsatzverantwortlichen (EIV) und des Betreibers der technischen Ressource (BTR) bei Anlagenaufteilung (z.B. PV-Anlage mit mehrere (Abrechnungs-) Anlagenbetreiber?

    Jeder Anlagenbetreiber sollte zur Meldung des EIV und BTR für seine Anlage durch den Anschlussnetzbetreiber aufgefordert worden sein. Sind mehrere Anlagen nur gemeinsam steuerbar, müssen alle Anlagen den gleichen EIV und BTR benennen.

  • Bin ich als „kleiner“ Anlagenbetreiber (Anlage nicht in der Direktvermarktung) technisch sowie prozessual überhaupt in der Lage die Datenkommunikation der Rollen EIV & BTR selbst umzusetzen? Brauche ich für die Rollen EIV & BTR einen Dienstleister?

    EIV und BTR haben eine Reihe von automatisierten Datenaustauschprozessen innerhalb kurzer zeitlicher Fristen zu beherrschen, was entsprechende Software, Hardware und die notwendigen IT-Zertifikate erfordert. Sie müssen die Use-Cases sowie die Datenlieferpflichten nach den BNetzA-Festlegungen kennen und abwickeln können – zum Teil 24 Stunden am Tag. Bitte beachten Sie auch die Vorgaben/Prozessleitfäden des BDEW und melden sich bei Bedarf mit den jeweiligen Marktrollen an. Es empfiehlt sich daher oftmals einen Dienstleister zu suchen, der diese Aufgaben fristgerecht und vollumfänglich abdecken kann. Können Sie die mit den Marktrollen verbundenen Verantwortlichkeiten selbstständig abdecken, sind Sie nicht verpflichtet einen Dienstleister damit zu beauftragen.

  • Welche Daten muss ich als Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen?

    Die Datenlieferverpflichtungen richten sich nach den gewählten Modellen (Abrechnung, Abruf, …). Im mutmaßlich aufwandsärmsten Fall mit Nutzung des Prognosemodells als Bilanzierungsmodell und ohne Direktvermarktung müssen im Rahmen des Redispatch 2.0 mindestens Stammdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten übermittelt werden. Details zu den erforderlichen Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) entnommen werden. Im Falle eines Abrufes prüft die Rolle „Betreiber einer Technischen Ressource“ (BTR) die ermittelte Ausfallarbeit. Dazu sind je nach Abrechnungsmodell meteorologische Daten zur Verfügung zu stellen.

    In weiteren Fällen (z.B. Planwertmodell als Bilanzierungsmodell oder Steuerung der Anlage durch einen Direktvermarkter) sind zusätzlich Planungsdaten und ggfs. Echtzeitdaten durch den benannten Einsatzverantwortliche (EIV) zu liefern.

  • Ab wann und wie häufig sind die Daten (Stamm-, Planungsdaten und Nichtverfügbarkeiten) mitzuteilen?

    Stammdaten sind auf Aufforderung des Netzbetreibers frühestens ab dem 01.07.2021 und ab dann bei Änderungen mitzuteilen. Planungsdaten sind erstmals am 29.09.2021 um 14:30 Uhr und ab dann bei Änderungen jeweils stündlich mitzuteilen. Nichtbeanspruchbarkeitsdaten sind unverzüglich, spätestens jedoch eine Stunde nach Bekanntwerden mitzuteilen. Echtzeitdaten sind ab dem 01.10.2021 um 0:00 Uhr mitzuteilen. Echtzeitdaten sind innerhalb eines Zeitintervalls von maximal 60 Sekunden zu aktualisieren. Dies erfolgt über die in RD 2.0 festgelegten Datenwege und die jeweiligen Marktrollen, in dem Fall die EIVs.

  • Wie erfolgt die Kommunikation der Wetterdaten bei der Spitzabrechnung?

    Die Kommunikation der Wetterdaten (im Prozess meteorologische Daten) erfolgt in der Rolle „Betreiber einer Technischen Ressource“ (BTR) je Technische Ressource über das EDIFACT Format (MSCONS) im Rahmen der Marktkommunikation. Der Prozess ist in der Festlegung BK6-20-059 Anlage 2 beschrieben. Die aktuellen Formate finden Sie unter Dokumente: BDEW Forum Datenformate (edi-energy.de).

  • Bietet mein Anschlussnetzbetreiber eine Dienstleistung für die Marktrollen „Einsatzverantwortlicher (EIV)“ und „Betreiber einer technischen Ressource (BTR)“ an?

    Der Anschlussnetzbetreibende kann die Dienstleistung des Einsatzverantwortlichen (EIV) oder Betreibers einer technischen Ressource (BTR) leider nicht anbieten, da diese laut BDEW diese Marktrollen als Netzbetreiber nur unter sehr komplizierten Voraussetzungen und mit großem Aufwand umsetzen können. Als Netzbetreiber sollen und wollen wir uns voll auf unsere Kernaufgaben und damit auf die Rolle des Anschlussnetzbetreibers und den sicheren Stromnetzbetrieb konzentrieren.

    Hinweis: Für die Suche nach einem passenden Dienstleister kann ein bzw. Ihr Direktvermarkter hilfreich sein. Sollten Sie keinen haben, können Sie die Marktrolle des Direktvermarkters bzw. Einsatzverantwortlichen oder Betreibers einer technischen Ressource direkt auf der Homepage des BDEW einsehen. Die dort eingetragenen EIV und BTR können Sie kontaktieren und dort auch erfragen, ob sie diese Rollen für Sie als Dienstleistung übernehmen können.

  • Darf ich meinen EIV und BTR später wechseln?

    Ja. Details regelt Ihr Vertrag mit Ihrem Dienstleister.

  • Was ist Connect+ und wofür wird es verwendet?

    Connect+/RAIDA ist eine deutschlandweite Drehscheibe für Redispatch 2.0-Daten. Die Daten des EIV müssen mehrere Netzbetreiber erreichen, damit diese koordiniert die Einsätze planen können. Um den EIV zu entlasten, wurde Connect+ gegründet. So übermittelt der EIV seine Daten nur einmal – die weitere Verteilung erledigt Connect+/RAIDA. Hierzu muss sich der EIV bei Connect+ oder einem anderen Dada Provi-der (DP) anmelden.

  • Wenn ich als AB beide Rollen (EIV und BTR) übernehme, kann ich dann eine "BDEW ID" kommunizieren oder benötigt jede Rolle unbedingt jeweils eine eigene ID (EIV-ID und BTR-ID)?

    Für Jede Marktrolle müssen Sie sich eine eigene ID (EIV-ID und BTR-ID) bei BDEW-Codes beschaffen.

  • Gibt es einen Übergangsprozess bzw. alternative Möglichkeit für mich als EIV zur Datenrückmeldung außerhalb des gewählten DPs (z.B. Connect)?

    Ein Übergangsprozess ist nicht definiert und vorgesehen. Die notwendigen Datenbedarfe müssen fristgerecht durch die EIVs beim DP eingehen. Sollte die SR durch den EIV bis zum 1.Oktober 2021 nicht vollständig bedient werden können, droht die Bundesnetza-gentur für einen solchen Fall mit einem „Verwaltungszwang“. Das kann Bußgelder für Sie bedeuten.

  • Wie erhalte ich als EIV, die für die Registrierung bei Connect + relevante Data Provider ID?

    Die DP-ID wird dem EIV, bzw. stellvertretend dem Anlagenbetreiber, durch Ihren verantwortlichen (Anschluss-) Netzbetreiber mitgeteilt. 

  • Derzeit werden mir Ausfälle, die durch das Einspeisemanagement verursacht werden, vergütet. Ist das im Redispatch 2.0 genauso?

    Betroffene Anlagenbetreiber werden entsprechend den entgangenen Einnahmen, zusätzlichen Aufwendungen und ersparten Aufwendungen entschädigt. Im Fall der Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von EEG- oder KWKG-Anlagen beträgt die Entschädigung 95% der entgangenen Einnahmen zzgl. der zusätzlichen Aufwendungen (§ 13a Abs. 2 EnWG i.d.F vom 01.10.2021). 

  • Gibt es eine Entschädigung, wenn meine Anlage zum Gegenstand von Redispatch 2.0 -Maßnahmen gemacht wird?

    Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei ist der finanzielle Ausgleich angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. Darüber hinaus gibt es einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Bilanzkreisverantwortliche/Direktvermarkter, auf deren Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt. Für die Geltendmachung des Entschädigungsanspruchs muss der Anlagenbetreiber bestimmte Daten zum Beleg des Anspruchs an den Anschlussnetzbetreiber mitteilen.

  • Wie oft kann man zwischen den Abrechnungsverfahren wechseln?

    Die initiale Wahl des Abrechnungsmodells erfolgt im Rahmen der initialen Stammdatenmeldung. Anschließend kann der Wechsel gemäß Anlage 1 BK6-20-059 für jede Anlage bis zum 30.11. eines Jahres für das folgende Kalenderjahr angegeben werden.

  • Gibt es bei Photovoltaik- und Windkraftanlagen einen Unterschied wie das Pauschalverfahren vergütet wird?

    Ja, Details zu den unterschiedlichen Verfahren finden Sie in Anlage 1 der Festlegung BK6-20-059 der Bundesnetzagentur. Hier ist festgelegt, dass Photovoltaikanlagen, die über keine Registrierende Leistungsmessung (RLM) verfügen, das Pauschalverfahren anhand der Anlagefaktoren vorgenommen werden muss.

  • Ändert sich etwas an meiner Einspeisevergütung?

    Nein. Der Redispatch 2.0 ändert nichts an Ihren Vergütungssätzen.

  • Wie wird zukünftig die Ausfallenergie ermittelt?

    Das macht Ihr BTR mit uns auf elektronischem Weg. Wie genau, hängt von dem Abrechnungsmodell ab, das Ihr EIV mit Ihnen abstimmt.

  • Welches Abrechnungsmodell ist für mich sinnvoll?

    Ob Pauschal, Spitz oder Spitz light für Sie sinnvoll ist, können wir nicht beantworten – diskutieren Sie dies am besten mit Ihrem EIV und BTR. Allgemein gilt: Je exakter die Ausfallarbeit ermittelt werden soll, desto genauere Abrechnungsdaten muss Ihr BTR uns elektronisch liefern.

  • In der Vergangenheit gab es immer wieder Diskussionen über die Entschädigung meines Direktvermarkters für den Einsatz. Wird das nun anders?

    Ja, das ändert sich. Ihr Direktvermarkter erhält in Zukunft von uns einen Ausgleich dafür, dass durch den Redispatch-Einsatz weniger Strom an ihn geliefert wurde als geplant. Details finden Sie bzw. Ihr Direktvermarkter in der Anlage 3 der BNetzA-Festlegung BK6-20-059.

  • Worüber entscheide ich bei der Auswahl des Planwert- oder Prognosemodells?

    Sie entscheiden zusammen mit Ihrem EIV, wer die Prognose Ihrer Anlage für Zwecke des Redispatch 2.0 erstellt. Das kann entweder Ihr EIV für Sie machen (Planwertmodell) oder der Netzbetreiber im sogenannten Prognosemodell. Sollten Sie für Ihre Anlage bereits Fahrpläne erstellen, empfehlen wir Ihnen das Planwertmodell. Mit dem Planwertmodell ist immer auch automatisch eine Abrechnung nach den Verfahren Spitz oder Spitz light verbunden.

  • Erfolgt die Übermittlung der Zuordnung zum Bilanzierungs-, Abrechnungs- und Abrufmodell durch den AB/EIV über die initiale Stammdatenmeldung über Connect+/RAIDA (ab dem 01.07.2021) oder formlos per Mail vor dem 01.07.2021?

    Formlos per gewähltem Medium und Frist Ihres Verteilnetzbetreibers bzw. Anschreiben und zusätzlich über den DataProvider (u.a. connect+/RAIDA), wenn über den EIV die Anmeldung dort etabliert ist und diese Datenverbindung bespielt wird.

  • Ist meine 100%-Selbstverbrauch-Anlage auch vom Redispatch 2.0 betroffen?

    EE-Strom und KWK-Strom, der nicht in das Netz eingespeist wird, also „vor“ dem Netz verbraucht wird, darf dann nicht Gegenstand von negativen Redispatch-Maßnahmen gemacht werden, wenn der jeweilige Anlagenbetreiber diesen Strom als Nichtbeanspruchbarkeit beim Netzbetreiber gemeldet hat. Dieser Strom ist also gewissermaßen vor Redispatch-Maßnahmen „geschützt“. Wovor die Angabe als Nichtbeanspruchbarkeit allerdings nicht schützt, ist dass der Strom Gegenstand einer Notfall-Maßnahme gemacht wird. Ob die Angabe des Anlagenbetreibers, seine Anlage sei nichtbeanspruchbar, glaubhaft ist oder nicht, muss der Anschlussnetzbetreiber entscheiden. 

    Die in RD 2.0 geforderten Datenmeldung zu RD 2.0 z.B. zu Nichtbeanspruchbarkeiten oder die initialen Stammdaten sind dennoch seitens des AB bzw. EIV über die bekannten Datenmeldewege zu den geforderten Zeitpunkten einzubringen. 

  • Was passiert, wenn meine Anlage am 1.Oktober 2021 den Redispatch 2.0 nicht vollständig bedienen kann (z.B. weil ich keinen EIV benannt habe)?

    Die Bundesnetzagentur hat für einen solchen Fall schon mit „Verwaltungszwang“ gedroht. Das bedeutet Bußgelder für Sie. Wir denken: Das muss nicht sein und informieren Sie daher rechtzeitig über die nötigen Handlungen Ihrerseits.

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