Redispatch: Was ändert sich für Anlagenbetreiber?

Bereitstellung von Stammdaten und Bewegungsdaten:

Festlegungen über die Informationsbereitstellung werden durch die Bundesnetzagentur in BK6-20-061 getroffen.

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.

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.

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.

Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung beauftragt. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des BTR nicht übernehmen.

Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. So muss er die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Der Datenaustausch wird über die Austauschplattform Connect+ (Rolle des Data Providers) abgewickelt. Des Weiteren hat der EIV Aufforderungen zur Anpassung des Anlageneinsatzes zur Unterstützung des Netzbetriebes umzusetzen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Im Allgemeinen bietet sich ein Direktvermarktungsunternehmen für die Übernahme dieser Rolle an. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des EIV nicht übernehmen.

Eine Übersicht der Dienstleister, die die Rollenübernahme (EIV/BTR) anbieten, finden Sie unter Anbieterliste Dienstleister Redispatch 2.0 | BDEW.

Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs) sind neue Objekte, diesen Objekten wird jeweils eine eindeutige ID zugeordnet. Für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt dienen sie im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten. Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet.

Die Identifikatoren für TRs und SRs werden entsprechend der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer (bspw. C1010123101 (SR), D1019123001 (TR)). Der Netzbetreiber muss die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen und Fernwirkgeräten an den Anlagenbetreiber übermitteln. Der Anlagenbetreiber übermittelt diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV). Stimmt der EIV der TR/SR-Zuordnung nicht zu, erfolgt eine bilaterale Abstimmung mit dem Netzbetreiber über folgendes Postfach: redispatch@badenovanetze.de

Nach der Registrierung mit Ihrer Marktpartner-ID bei dem Dataprovider RAIDA werden diese Daten benötigt:

• Nennung des Einsatzverantwortlichen (EIV) und des Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
• Reduzierte Stammdaten:
  • Festlegung der Abrufart für Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
  • Festlegung eines Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)
  • Festlegung eines Abrechnungsmodells (Pauschal, Spitz oder Spitz-Light)
• Bewegungsdaten, Nichtverfügbarkeiten und Stammdatenänderungen

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.“). Der Duldungsfall entspricht dem heutigen Einspeisemanagement „EinsMan“. 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.

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 Bilanzierungsmodell.

Entgegen dem jetzigen Einspeisemanagement „EinsMan“ wird im Redispatch 2.0 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 werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle 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.

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 oder dem Netzbetreiber). Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt Ihnen als Anlagenbetreiber. 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.

Im Planwertmodel für PV- und Windenergieanlagen sind grundsätzlich die Abrechnungsvariante Spitz bzw. Spitz light (erweitertes Spitzverfahren) möglich. Bei allen anderen Anlagen wird die Spitzabrechnung angewendet.

Im Prognosemodell ist hingegen zusätzlich zu den genannten Abrechnungsvarianten die Pauschalabrechnung möglich.

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. 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. Beauftragt der Anlagenbetreiber einen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung der Rollen des BTRs und des EIVs, ist keine Beantragung der Marktpartner-ID durch den Anlagenbetreiber erforderlich. Dies muss dann der Beauftragte tun, sofern nicht bereits erfolgt.

Tipp: Auf der Website des BDEW sind alle verfügbaren BTRs und EIVs veröffentlicht. Geben Sie im Suchfenster bspw. „Betreiber einer technischen Ressource“ oder „Einsatzverantwortlicher“ ein.

Connect+ bietet mit der Softwarelösung RAIDA ein Werkzeug für die Anschlussnetzbetreiber (ANB) zur Erfüllung der Marktrolle Data Provider bei der Übertragung von Stamm- und Planungsdaten sowie Nichtverfügbarkeiten an der Schnittstelle EIV-NB sowie NB-NB im Redispatch 2.0 an.

Die Marktrollen, die direkt mit Connect+ in Kontakt kommen, sind der Anschlussnetzbetreiber (ANB), der Einsatzverantwortliche (EIV) und der Lieferant (LF). Die Registrierung für das RAIDA Produktivsystem ist seit 28.06.2021 für alle Marktrollen auf RAIDA Webservice freigeschaltet. Eine Authentifizierung erfolgt dann über einen Bestätigungscode an die E-Mail Adresse, die beim BDEW für diese Marktpartner-ID angegeben wurde. Eine Marktpartner-ID kann über nachfolgende BDEW Seite erlangt werden.

Ab dem 01.07. ist der Stammdatenaustausch der Redispatch 2.0 Prozessdaten über RAIDA möglich. Hierzu ist aber eine bilaterale Abstimmung zwischen EIV und ANB im Vorfeld notwendig. Nur wenn beide Parteien bei Connect+ angebunden sind, ist eine Datenübermittlung hin zum Endpunkt möglich. Die Liste der bei RAIDA angebundenen Netzbetreiber wird in Kürze auch auf der Connect+ Website erscheinen.

Im Downloadbereich finden Sie demnächst den Base-Client. Der Base-Client ist so umgesetzt, dass er jede Datei mit .xml-Endung an den DataProvider überträgt. Dieser ist notwendig für das übermitteln der Daten. Außerdem enthält er einen xml-Konverter. Wichtige Infos zum Base-Client erhalten Sie über das Benutzerhandbuch.

Die Beschreibung zu den notwendigen Sicherheits-Zertifikaten in der Kommunikation zum Stamm- und Bewegungsdatenaustausch finden Sie in den Folien des Online Seminars u. a. zum Registrierungsprozess (am 16.06.21) ab Folie 36. Was Sie benötigen ist 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.

Die Anbindung an das RAIDA System ist kostenlos. Bitte hierbei wie oben angesprochen berücksichtigen, dass die Authentifizierung nur über die beim BDEW hinterlegte Mailadresse des jeweiligen Nutzers erfolgt.