Mit dem im Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) werden die Vorgaben zum Einspeisemanagement nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Dies ist ab dem 1. Oktober 2021 umzusetzen und betrifft nach aktuellem Stand alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW oder jederzeit fernsteuerbare Erzeugungs- und Speicheranlagen. Daraus ergeben sich neue Anforderungen für alle Marktpartner.
Prozess Redispatch 2.0
Redispatch 2.0 beschreibt neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen. Im zukünftigen Prozess wird bereits in einem Planungshorizont von ca. 2 Tagen im Voraus der Netzzustand ermittelt. Dafür sind Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Wird ein netzbedingter Engpass erkannt, werden durch den Netzbetreiber Maßnahmen ermittelt, um den Eintritt des Engpasses zu verhindern. Diese Maßnahmen sind zukünftig zu den voraussichtlich geringsten Kosten auszuwählen. EE-, bestimmte KWK-Anlagen sowie Netzreserve-Anlagen werden dabei mit einem kalkulatorischen Preis bewertet. Dieser dient lediglich der Anlagenauswahl sowie der Abbildung des Einspeisevorrangs und entspricht nicht dem individuellen Vergütungssatz. Neu ist im zukünftigen Prozess auch, dass die Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind.
Weiterhin bleibt die Möglichkeit bestehen, dass der Netzbetreiber im Rahmen von Bau- und Notfallmaßnahmen Erzeugungs- und Speicheranlagen reduzieren wird.
Umsetzung Redispatch 2.0
Um die gesetzlichen Anforderungen für Redispatch 2.0 umsetzen zu können, ist eine branchenweite enge Zusammenarbeit der beteiligten Akteure unerlässlich. Im BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. wurden branchenweit die zukünftigen Prozesse erarbeitet und in einer Branchenlösung dokumentiert. Diese sowie weitere Informationen und ein Einführungsszenario finden Sie auf der Internetseite des BDEW.
Diese Branchenlösung ist die Grundlage für Festlegungsentwürfe der Bundesnetzagentur, die im Sommer 2020 konsultiert und festgelegt wurden. Diese betreffen folgende Bereiche:
- zu Bilanzierungsmodellen, Bestimmung der Ausfallarbeit, Anpassungen der MaBis (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) und den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059),
- zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061)
- zur Netzbetreiberkoordinierung (BK6-20-060) und
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Datenformate (Mitteilung Nr. 19 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Marktkommunikation
Konkrete Festlegungen für betroffene Anlagenbetreiber
Im Rahmen der Branchenlösung und der Festlegungen der Bundesnetzagentur werden auch Bilanzierungs- und Abrechnungsmodelle eingeführt.
- Durch das Bilanzierungsmodell wird im Wesentlichen unterschieden, ob Plandaten durch den Einsatzverantwortlichen zur Verfügung gestellt werden oder der Netzbetreiber eine Prognose erstellt. Dafür stehen das Planwert- oder das Prognosemodell zur Verfügung.
- Für die Abrechnung kann zwischen dem Pauschalverfahren, dem vereinfachten Spitzverfahren und dem Spitzverfahren gewählt werden.
- Erläuterungen sowie Voraussetzungen für die Modelle bzw. Verfahren finden Sie in Anlage 1 der BK6-20-059. Prozesse zu Bilanzierung und Abrechnung sind in Anlage 2 und 3 der BK6-20-059 sowie in den Anwendungshilfen des BDEW.
Außerdem werden die Rollen des Betreibers einer technischen Ressource (BTR) und des Einsatzverantwortlichen (EIV) einer steuerbaren Ressource eingeführt, die verschiedene Pflichten in diesem Prozess erfüllen müssen.
Für die Umsetzung eines Abrufes durch einen Netzbetreiber steht das Verfahren der Steuerung durch den Einsatzverantwortlichen einer steuerbaren Ressource anhand vorgegebener Fahrpläne (Aufforderungsfall) oder Nutzung der technischen Einrichtung zur Steuerung durch den Anschlussnetzbetreiber (Duldungsfall) zur Verfügung.
Technische Richtlinie der Greizer Energienetze GmbH zum Redipath 2.0
