Was ist Redispatch?
Bei Redispatch handelt es sich um die Vermeidung von Netzengpässen, damit die Stabilität und Sicherheit des Stromnetzes sichergestellt ist. In diesem Verfahren werden Kraftwerke weg- bzw. zugeschaltet. Sollte es an einem Netzknoten zu einem Engpass kommen, so werden Kraftwerke, die maßgeblich für den Netzengpass verantwortlich sind, angewiesen, ihre Leistung zu reduzieren. Gleichzeitig werden Kraftwerke an einem verbrauchsstarken Standort zugeschaltet, um einen Ausgleich des Netzengpasses zu erreichen und dabei genügend Strom für die Abnahme
bereitstellen zu können.
Was ändert sich durch Redispatch 2.0?
Derzeit werden die Erneuerbaren-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) durch die Regelungen zum Einspeisemanagement aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) anders behandelt, als die konventionellen Kraftwerke. Durch Redispatch 2.0 wird die Behandlung im Engpassmanagement angeglichen. Jede Anlage mit über 100 kW installierter Leistung kann somit, mit Inkrafttreten der Maßnahmen im Oktober, für Redispatch-Maßnahmen herangezogen werden.
Was bedeuten diese Änderungen für die Betreiber?
Da es sich bei den Redispatch-Maßnahmen um geplante Eingriffe handelt, müssen verschiedene Daten ausgetauscht werden, um die Voraussetzungen zur Planung erfüllen zu können. Diese Daten müssen vom Einsatzverantwortlichen (EIV) an den jeweiligen Anschlussnetzbetreiber (ANB) geliefert werden. Der EIV wird in erster Instanz durch den Betreiber des jeweiligen Kraftwerks verkörpert. Seitens der ANB werden auf Basis der zur Verfügung stehenden Daten Netzengpässe prognostiziert und entsprechende Gegenmaßnahmen eingeleitet. Wie beschrieben, handelt es sich bei diesen Maßnahmen um Anforderungen, dass Kraftwerke ihre Leistung für festgelegte Zeiträume erhöhen oder verringern. Diese Anforderungen werden an den EIV gestellt.
Um den Abstimmungs- und Entwicklungsaufwand möglichst gering zu halten, besteht die Möglichkeit, dass ein Betreiber einen Dritten mit der Abwicklung des Datenaustausches beauftragt. Dieser Dritte übernimmt dementsprechend die Rolle des EIV und tauscht die notwendigen Daten mit dem jeweiligen ANB aus. Eine mögliche Besetzung wären an dieser Stelle die Direktvermarkter (DV), die durch die Verpflichtung zu Fernsteuerbarkeit bereits steuernden Zugriff auf die EE-Anlagen haben und so die angeforderten Maßnahmen umsetzen könnten. Zudem liegen den DV eine Reihe von Daten bereits vor, die für den Austausch mit den ANB benötigt werden.
Eine weitere sinnvolle Variante wäre, dass der ANB Daten aus der bereits in den Parks verbauten Steuerbox erhält. Hierzu wäre lediglich ein Dienstleister notwendig, welcher diese Daten auslesen und gesammelt an den ANB übertragen kann. Der Vorteil dieser Lösung ist, dass auch bei einem DV-Wechsel keine Anpassung an der Datenübertragung vorgenommen werden muss. Die Datenkommunikation mit dem ANB erfolgt in einem solchen Fall über einen Dienstleister, welcher eine entsprechende Kommunikationsschnittstelle zum ANB aufbaut. Die Daten könnten dann entweder direkt vom Dienstleister ausgelesen werden oder über eine BWE-Standardschnittstelle an den Dienstleister übertragen werden. Letztere Variante müsste jedoch noch abgestimmt werden.
Die Festlegung der notwendigen Daten durch Redispatch 2.0 erweitert den Datenaustausch aus einer bereits bestehenden Verordnung, nämlich der SO-Verordnung, ist jedoch eigentlich davon unabhängig.
Welche Daten müssen geliefert werden?
Bei der Datenübertragung für Redispatch 2.0 wird hauptsächlich zwischen vier verschiedenen Datentypen unterschieden – Stammdaten (SD), Echtzeitdaten (ED), Nichtbeanspruchbarkeiten (NB) und Planungsdaten (PD). Zusätzlich werden Ex-post-Daten ausgetauscht sowie der Datenbedarf der Einsatzverantwortlichen gedeckt4. Alle Daten werden im Rahmen von Redispatch 2.0, nach aktuellem Stand, über einen Prozess übertragen, der im Rahmen des Netzbetreiberprojektes connect+5 abgestimmt wird. Im Folgenden werden die einzelnen Hauptdatentypen näher erläutert.
Stammdaten
Im Rahmen von Redispatch 2.0 wird ein weiterer Prozess zur Stammdatenübertragung eingeführt. Dieser Prozess reiht sich neben der Hinterlegung der Stammdaten im Marktstammdatenregister sowie der EEG-Stammdatenmeldung an den Anschlussnetzbetreiber ein. Eine Harmonisierung der verschiedenen Meldewege wird diskutiert, wird jedoch aufgrund der zeitlichen Kritikalität voraussichtlich nicht vor dem Start von Redispatch 2.0 im Oktober 2021 abgeschlossen sein.
Echtzeitdaten
Zu den Echtzeitdaten zählen bspw. die aktuelle Wirkleistung, Blindleistung, Windgeschwindigkeiten, Windrichtung und Einstrahlungslastgänge. Einige der Daten sind verpflichtend bereitzustellen. Andere Daten können unter Umständen aus der Übertragung wegfallen, wenn diese aufgrund von technischen Gegebenheiten nicht zur Verfügung stehen. In solchen Fällen ist eine Einzelfallentscheidung notwendig.
Nichtbeanspruchbarkeiten
Nichtbeanspruchbarkeiten spiegeln die verfügbare Leistung wider. Sollte sich bspw. eine Turbine eines Windparks in Wartung befinden, so ist diese Information zu melden. Dies gilt für alle Informationen, welche die verfügbare Leistung eines Kraftwerks beeinflussen und dadurch auch Auswirkungen auf die eingespeiste Leistung haben.
Planungsdaten
Bei den zu meldenden Planungsdaten unterscheidet sich die Meldepflicht nach dem gewählten Modell. Wird das Planwertmodell gewählt, so müssen bspw. Vorhersagen für EE-Anlagen oder auch geplante Fahrpläne anderer Erzeugungsanlagen geliefert werden. Wird das Prognosemodell gewählt, so ist bspw. die Übertragung von marktbedingten Steuerungen verpflichtend. Alle geforderten Daten sind notwendig, damit die Vorausschauprozesse zur Erkennung von Netzengpässen auf einer soliden Datenbasis arbeiten können.
Welche Vorteile hat es für einen Betreiber, die Datenverarbeitung an einen Dritten abzugeben?
Für die Datenverarbeitung wird eine Software benötigt, die entweder gekauft oder selbst entwickelt werden muss. Eine solche Software muss bei jedem EIV vorhanden sein. Da Redispatch 2.0 beinahe alle Betreiber betrifft, ist es sinnvoll, die Daten an zentralen Stellen zu sammeln und dann über möglichst wenige Kommunikationswege an die Netzbetreiber zu übertragen. Dies spart zum einen Kosten und zum anderen Zeit, da nicht mit jedem Betreiber einzeln der Kommunikationsweg abgestimmt und aufgebaut werden muss.
Um die Datenübertragung gewährleisten zu können, müssen in der Regel lediglich wenige oder keine Anpassungen in der bestehenden Software der Kraftwerke umgesetzt werden. Eine Zentralisierung der Datenübertragung auf wenige EIV mildert die Fehleranfälligkeit der neu entstehenden Prozesse deutlich.
Wie stellt sich der zeitliche Ablauf dar?
Redispatch 2.0 soll zum 01.10.2021 beginnen. Bis dahin müssen alle Datenaustauschprozesse fertiggestellt, getestet und einsatzbereit sein und gilt weiterhin die bisherige Einspeisemanagementverordnung.
Fazit:
Redispatch 2.0 stellt die Beteiligten des Strommarktes vor neue Herausforderungen, da eine große Zahl an EE- und KWK-Anlagen ebenfalls in die
Standardprozesse der Netzbetreiber integriert wird. Die Anlagenbetreiber können einem erhöhten Abstimmungsaufkommen effektiv entgegenwirken, indem sie einem Dritten die Rolle des EIV zukommen lassen. Dadurch wird eine Zentralisierung des Datenaustausches erreicht und derAbstimmungsaufwand geringgehalten. Viele der zu meldenden Daten sind bereits vorhanden, so dass sich der Mehraufwand in Grenzen hält.
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