Entstörung Strom (24 Std.)
Entstörung Gas/Wasser (24 Std.)
Als Stromnetzbetreiber sind wir verpflichtet, eine zuverlässige Energieversorgung sicherzustellen. Drohen Netzengpässe, ergreifen wir daher sogenannte Redispatch-Maßnahmen, die genau das verhindern sollen. Künftig gelten hierbei neue Regelungen. Was steckt hinter diesem Redispatch 2.0? Und was bedeutet das für Anlagenbetreiber?
Wer speist wo wieviel Strom ein? Und wo wird wieviel Energie aus dem Netz entnommen? Stellt sich bei der Beantwortung dieser Fragen heraus, dass möglicherweise Netzengpässe zu erwarten sind, werden Redispatch-Maßnahmen ergriffen. Das bedeutet: Bestimmte Kraftwerke werden angewiesen, ihre Leistung zu erhöhen. Gleichzeitig müssen andere Kraftwerke, die aufgrund ihrer geografischen Lage zu dem Engpass beitragen, ihre Aktivität drosseln. So entsteht wieder ein stabiles Gleichgewicht. Solche Redispatch-Maßnahmen wurden bisher mit Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt.
Die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Quellen sowie der schrittweise Ausstieg aus Kohle- und Atomkraft wirken sich auf die Lastflüsse im Netz aus und somit auf den Redispatch. Im Mai 2019 trat das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) in Kraft, welches daher auch umfangreiche Neuregelungen in diesem Bereich anstößt. Bis zum 1. Oktober 2021 müssen sie umgesetzt sein. Die aktuell im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) festgehaltenen Regeln werden ab diesem Zeitpunkt aufgehoben. Maßgeblich sind dann die §13, §13a und §14 des Energiewirtschaftgesetzes (EnWG).
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Im Redispatch 2.0 spielen die Stammdaten der Einspeiseanlagen eine entscheidende Rolle. Alle Anlagenbetreiber einer technischen Ressource, die unter das neue Regime fällt, werden gesetzlich zur Datenlieferung verpflichtet. Die erforderlichen Stammdaten reichen von Identifikatoren zur genauen Zuordnung im Prozess bis hin zu detaillierten Anlagenparametern und sind wichtig für die Qualität der Redispatch-Maßnahme. So kann ein Netzbetreiber bei einem prognostizierten Engpass nur dann geeignete Maßnahmen ergreifen, wenn er weiß, wie sich die Anlage verhält. Ein Beispiel wäre die Anfahrtszeit der Anlage, die maßgeblich den planerischen Vorlauf bestimmt. Eine Liste mit den vom Anlagenbetreiber zu übermittelnden Daten finden Sie in der Anlage zum Beschluss zur Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen der Bundesnetzagentur.
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 Redispatch-Modell.
Werden Wirkleistungseinspeisungen von Erzeugungsanlagen angepasst, hat der Betreiber einen Anspruch auf bilanziellen und finanziellen Ausgleich. Welcher bilanzielle Ausgleich im Redispatch 2.0 angewendet wird, bestimmt die Einordnung in eines von zwei Redispatch-Modellen: das Planwertmodell oder das Prognosemodell.
Das Planwertmodell gilt für Anlagen, die verbindliche Planungsdaten liefern können. In diesem Modell werden Erzeugungsprognosen, die für eine erfolgreiche Umsetzung des Redispatch 2.0 notwendig sind, durch den Einsatzverantwortlichen erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt. So entstehen im Voraus vorhandene Fahrpläne. Dem Planwertmodell können nur Anlagen zugeordnet werden, die erfolgreich eine Evaluierungsphase durchlaufen haben. Welche Kriterien dabei zur Anwendung kommen, ist in einem Katalog des BDEW festgehalten (Kriterienkatalog „Planwertmodell“). Ob das Modell dem Prognosemodell vorzuziehen ist, muss jeder Anlagenbetreiber individuell entscheiden.
Anlagen, die nicht dem Planwertmodell zugeordnet werden können, sind automatisch dem Prognosemodell zugeordnet. In diesem Modell werden keine Erzeugungsprognosen durch den Einsatzverantwortlichen erstellt. Ein Wechsel vom Prognose- in das Planwertmodell ist möglich, jedoch mit einer Evaluierungsphase verbunden.
Hinweis: Aufgrund der Komplexität im Zusammenspiel mit den beteiligten Rollen werden nicht direktvermarktete EEG-Anlangen automatisch dem Prognosemodell zugeordnet.
Stellt der Netzbetreiber durch Berechnungen einen Engpass fest oder wird von einem anderen Netzbetreiber zur Mithilfe angewiesen, greift er in die Erzeugungsleistung der Anlagen in seinem Netzgebiet ein. Die Möglichkeiten zum „Abruf“ sind in den Aufforderungs- und Duldungsfall unterteilt. Die Steuerung an der zu regelnden Anlage übernimmt dabei entweder der Anlagenbetreiber bzw. Einsatzverantwortliche selbst (Aufforderungsfall) oder aber der Netzbetreiber (Duldungsfall).
Der anweisende Netzbetreiber, in der Regel der Anschlussnetzbetreiber, informiert den Einsatzverantwortlichen über die Arbeitspunktveränderung seiner steuerbaren Ressource. Die eigentliche Steuerung erfolgt ebenfalls durch den Anschlussnetzbetreiber – er sendet das Steuersignal, zum Beispiel über einen Rundsteuerempfänger.
Um den Anforderungen des bisherigen Einspeisemanagements gerecht zu werden, wurden für planbare und dargebotsabhängige Anlagen kleiner 1 MW häufig Rundsteuerempfänger verbaut. In vielen Fällen werden mehrere Anlagen über ein Signal gesteuert. Damit diese Steuerung vor Ort nicht geändert werden muss, fallen diese Anlagen standardmäßig in den Duldungsfall. Ein Wechsel in den Aufforderungsfall ist nur mit Zustimmung des Anschlussnetzbetreibers möglich oder wenn alle Anlagen gemeinsam wechseln. Planbare Anlagen größer 1 MW, die einen direkten Messwert übertragen, können problemlos in den Aufforderungsfall wechseln. Auch sie starten aber zunächst im Duldungsfall.
Im Aufforderungsfall sendet der anweisende Netzbetreiber eine Aufforderung zur Steuerung an den Einsatzverantwortlichen. Dieser steuert daraufhin seine Anlage selbst. In diesem Zusammenhang ist die Bearbeitungszeit beim Einsatzverantwortlichen entscheidend. Diese wird im Voraus in den Stammdaten mit dem Netzbetreiber abgestimmt. Sollte eine Maßnahme nicht innerhalb dieser Bearbeitungszeit umgesetzt werden, greift das Vorgehen des Duldungsfalles und der Netzbetreiber nimmt die Steuerung selbst vor.
Prognose eines Engpasses
Abruf Redispatch-Maßnahme
Anpassung der Erzeugungsleistung
Abrechnung und Bilanzierung
Was ist was? Hier erklären wir die wichtigsten Begriffe (Quelle: BDEW).
Als anfordernder Netzbetreiber wird derjenige Netzbetreiber bezeichnet, der einen Netzengpass in seinem Netzgebiet identifiziert und eine Redispatch-Maßnahme anfordert. Wenn der Netzengpass ein gemeinsames Netzbetriebsmittel zwischen Netzbetreibern (z. B. Kuppelleitung) betrifft, sind beide Netzbetreiber der anfordernde Netzbetreiber. Der/die Anforderer wird/werden auch als auslösender/auslösende Netzbetreiber bezeichnet. Anforderungen können durch zwischengelagerte Netzbetreiber bis hin zum Anweiser weitergegeben werden.
Der Anschlussnetzbetreiber ist der Netzbetreiber, an dessen Netz Erzeugungsanlagen oder Verbraucher angeschlossen sind.
Als anweisender Netzbetreiber wird derjenige Netzbetreiber bezeichnet, der im Rahmen einer Redispatch-Maßnahme den Einsatzverantwortlichen zur Wirkleistungsanpassung anweist (Aufforderungsfall) oder die Wirkleistungsanpassung einer Anlage ausführt (Duldungsfall). Der anweisende Netzbetreiber wird gemäß Definition zum Einspeisemanagement auch als ausführender Netzbetreiber bezeichnet. Der anweisende Netzbetreiber ist im Regelfall der Anschlussnetzbetreiber, sofern nicht anders vereinbart.
Die Ausfallarbeit ist die Differenz aus theoretisch möglicher (für PV und Wind) bzw. gemäß Fahrplan angemeldeter Einspeisung und tatsächlicher Einspeisung. Zusätzlich sind auch marktbedingte Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten zu berücksichtigen. Die Ausfallarbeit bildet die Basis, auf der die Ansprüche der durch Maßnahmen betroffenen Anlagenbetreiber ermittelt werden.
Zeit vom Eingang einer Aufforderung zur Umsetzung einer Redispatch-Maßnahme beim Einsatzverantwortlichen bis zur Initiierung der technischen Umsetzung in der steuerbaren Ressource.
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. Die Stadtwerke Bochum Netz GmbH kann diese Marktrolle nicht übernehmen.
Netzbetreiber, der Veränderungen des Lastflusses in seinem Netz durch Wirkleistungsanpassung einer steuerbaren Ressource erfährt.
Bilanzieller Ausgleich entspricht der kommerziellen Abwicklung des Bilanzkreis-Ausgleichs.
Eine EEG-Anlage i. S. d. § 3 Nr. 1 EEG 2017 besteht aus mindestens einer oder mehreren technischen Ressourcen, die zum Zweck der Ermittlung von Zahlungsansprüchen nach dem EEG zusammengefasst werden können.
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 (BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061)) bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Der Datenaustausch wird für die Stadtwerke Bochum Netz GmbH 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.
Energetischer Ausgleich entspricht physikalischen Wirkleistungsanpassungen, die beim Redispatch in Summe ausgeglichen sein sollen.
EPM-Maßnahmen sind Anpassungen der Wirkleistung zur Wahrung der Netzsicherheit. Zugrundeliegende Engpässe ergeben sich durch technische Grenzwertverletzungen von Netzbetriebsmitteln, die insbesondere durch erhöhte Strombelastung und Verletzung der Spannungs- sowie Netzstabilitätsvorgaben entstehen. Zur Behebung von strombedingten Engpässen muss der Lastfluss am Engpass abgesenkt werden. Hierzu wird Wirkleistung netztechnisch wirkungsvoll reduziert und Wirkleistung in gleichem Umfang an netztechnisch geeigneter Stelle erhöht, um eine größtmögliche Entlastungswirkung auf den Engpass zu erreichen und die EPM-Maßnahme energetisch ausgeglichen zu halten.
Hinweis: EPM-Maßnahmen können in Ausnahmen im Rahmen von §13 Abs. 2 EnWG als Notfallmaßnahmen durchgeführt werden. Dabei erfolgt kein bilanzieller Ausgleich. Im Rahmen dieses Dokuments werden unter EPM-Maßnahmen lediglich Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG verstanden.
Unter Redispatch werden durch den Netzbetreiber veranlasste Eingriffe in den geplanten physikalischen Anlageneinsatz eines oder mehrerer Anlagenbetreiber zur Beseitigung oder Vermeidung physikalischer Engpässe verstanden.
Eine steuerbare Ressource setzt sich aus einzelnen technischen Ressourcen zusammen.
Für den Duldungsfall gilt: Sofern technische Ressourcen über eine gemeinsame technische Steuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber steuerbar sind, müssen diese technischen Ressourcen zu einer steuerbaren Ressource zusammengefasst werden.
Für den Aufforderungsfall gilt: Sofern technische Ressourcen am selben Netzanschlusspunkt einspeisen oder der Netzbetreiber die netzanschlusspunktübergreifende Aggregation freigegeben hat und diese technischen Ressourcen die gleichen (kalkulatorischen) Kosten haben und diese technische Ressource denselben verantwortlichen Einsatzverantwortlichen haben, können technische Ressourcen zu einer steuerbaren Ressource zusammengefasst werden.
Eine technische Ressource ist ein technisches Objekt, das Strom verbraucht oder erzeugt. Für jede technische Ressource ist die Zuordnung zu: