REDISPATCH 2.0 – BESONDERE ZEITEN FÜR ANLAGENBETREIBER

Der Ausstieg aus der Kernenergie und der Kohleverstromung, die stark zunehmende Einspeisung von Strom aus Biogas, Windkraft und Photovoltaik sowie die damit einhergehende Dezentralisierung der Erzeugungslandschaft wirken sich auf die Lastflüsse im Stromnetz massiv aus und führen dazu, dass Netzbetreiber deutlich häufiger als zuvor Redispatch-Maßnahmen vornehmen müssen.

Bisher wurden zur Beseitigung von Netzengpässen vor allem Großkraftwerke ab 10MW oberhalb der Mittelspannung im Rahmen des Redispatch (1.0) herangezogen. Darüber hinaus kamen jedoch bereits KWK- und EEG-Anlagen im Rahmen des regionalen Einspeisemanagements zum Einsatz. Mit Inkrafttreten der letzten Änderung im Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) zum 17.05.2019 sind neue Vorgaben zum Thema Management von Netzengpässen verpflichtend geworden. Diese mussten von allen Netzbetreibern bis zum 01.10.2021 umgesetzt werden. Seither sind die Prozesse zur Einspeiseanpassung unter dem Begriff Redispatch 2.0 zusammengefasst und vereinheitlicht worden. Der Redispatch 2.0 umfasst damit alle Tätigkeiten, die darauf einwirken, dass ein Engpass im Stromnetz verhindert wird. Ab diesem Zeitpunkt können auch Erzeugungsanlagen ab einer installierten Leistung von 30 kW zum Redispatch herangezogen werden.

In der digitalisierten Energiewirtschaft sind sogenannte Marktrollen definiert, welchen jeweils verschiedene Aufgaben zugewiesen werden. Wer eine Marktrolle besitzt, ist also zuständig für die Umsetzung der damit verbundenen Aufgaben. Für einen sicheren und reibungslos funktionierenden Austausch von elektronischen Informationen zur Umsetzung von Redispatch 2.0 wurden folgende Verantwortlichkeiten und Aufgaben jeweils genau einer solchen Marktrolle zugeordnet:

1. Marktrolle Einsatzverantwortlicher „EIV“
   Der „EIV“ kümmert sich um die Daten vor einer Redispatch-Maßnahme. Er übermittelt zum Beispiel die Stammdaten sowie die Prognosen seiner Anlage.
2. Marktrolle Betreiber einer technischen Ressource „BTR“
   Der „BTR“ stimmt die Abrechnungsdaten nach der Redispatchmaßnahme – also einer Abregelung – mit dem Netzbetreiber ab. Auf dieser Basis kann der Netzbetreiber eine Vergütung der durch die Abregelung ausgefallenen Strommenge gegenüber dem Anlagenbetreiber vornehmen.

Die Anforderungen an den elektronischen Datenaustausch sind hoch und die notwendige Vorhaltung einer IT-Systemlandschaft erfordert Unterstützung durch einen Spezialisten. Als Berater und Dienstleister mit Schwerpunkten in der Abwicklung von Geschäftsprozessen deutscher Energieversorger für Strom und Gas begleitet ENERKO den Redispatch 2.0 von Beginn an. ENERKO unterstützt sowohl Anlagenbetreiber als auch Netzbetreiber, Direktvermarkter und Betriebsführer von EE-Anlagen in der Abwicklung der Redispatch-Prozesse.

Durch die über 40-jährige Expertise schafft ENERKO einfache, zuverlässige Lösungen und steht jederzeit persönlich für eine Beratung zur Verfügung. Betreibern kleiner und mittlerer Stromerzeugungsanlagen bietet ENERKO die Übernahme der Rollen EIV und BTR nach eigenen Angaben marktführend gegen ein monatliches Serviceentgelt von 20 EUR netto an.

Bei Anliegen oder Fragen zum Thema Redispatch erhalten Sie weitere Informationen unter:

www.redispatch.org

info@redispatch.org

0241 99 00 19 97