Redispatch 2.0 – Das Ende der Übergangslösung

Redispatch 2.0 – Das Ende der Übergangslösung

Was bedeutet das für Anlagenbetreibende?

Im Zuge der zweiten Auflage des Netzausbau-Beschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) werden Netzengpässe seit dem 1. Oktober 2021 mittels des Redispatch 2.0 ausgeglichen. Für die Implementierung der neuen Regelungen und die Umstellungen durch den Redispatch 2.0 gibt es eine sogenannte Übergangslösung, die am 31. Mai 2022 endet. Was genau ändert sich für Stromerzeuger und welche Rolle spielt die Übergangslösung für Anlagenbetreibende?

Recap: Darum gibt es den Redispatch 2.0

Um das Stromnetz stabil zu halten, regelt der sogenannte Dispatch die Kraftwerkseinsatzplanung. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erhalten Meldung darüber, welches Kraftwerk wann wie viel Leistung ins Netz einspeisen wird und erstellen auf dieser Basis Netzzustandsanalysen. Ergeben sich daraus Engpässe oder Überlastungen des Netzes, ordnen die ÜNB Änderungen der Kraftwerksfahrpläne, den sogenannten Redispatch, an. Redispatch ist also eine Umverteilung von Kraftwerksleistungen, um Fehlauslastungen des Stromnetzes zu verhindern.

Durch Verzögerungen im Netzausbau, dem Atomausstieg oder den Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) und die damit einhergehenden instabilen Lastflüsse werden Redispatch-Maßnahmen in Zukunft immer häufiger ergriffen werden. Hier setzt Redispatch 2.0 an: Durch neue Regelungen zum Umgang mit Netzengpässen soll für die Zukunft Abhilfe geschaffen werden, indem die Gesamtkosten aus dem konventionellen Redispatch und dem Einspeisemanagement optimiert werden, damit die Netzentgelte gesenkt werden können.

Redispatch 2.0: Das ist neu

Redispatch 2.0 sorgt dafür, dass mehr Akteure ihre geplante Stromproduktion zur Vermeidung von Netzengpässen verschieben müssen als bisher. Da dezentrale Anlagen oft lokal am Netzengpass ansetzen, sind sie besser geeignet, diesen schnell zu beseitigen. Mit dem Redispatch 2.0 werden also nicht mehr nur konventionelle Kraftwerke, sondern auch Erneuerbare Energien Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW, die durch einen Verteilnetzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch-Prozess eingebunden. Das bedeutet, dass nicht mehr nur die ÜNB einen Redispatch der geplanten Erzeugung anfordern können, sondern nun auch (Verteil-)Netzbetreiber am Redispatch-Prozess teilhaben. Somit werden die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement mit dem 1. Oktober 2021 aufgehoben und in den Redispatch 2.0 überführt.

Redispatch 2.0: Pflichten für Anlagenbetreibende

Anlagenbetreibende von KWK- oder EE-Anlagen mit mehr als 100kW, aber auch Anlagen unter 100kW, sofern sie bereits fernsteuerbar sind, sind zur Teilnahme am Redispatch 2.0 verpflichtet. Zu den neuen Pflichten gehört die Mitteilung der Stammdaten, Stammdatenänderungen und Nichtverfügbarkeiten der Anlage an den Netzbetreiber. Anlagenbetreibende werden also mehr in die Verantwortung gezogen. Möchten sie diese Verantwortung nicht übernehmen, können sie einen Einsatzverantwortlichen (EIV) benennen, der diese Pflichten übernimmt, z.B. den Direktvermarkter.

Anlagen in der Direktvermarktung haben es hier einfach – Betreibende können die Datenlieferpflicht in der Regel an den Direktvermarkter abgeben sowie die Übermittlung von Nichtbeanspruchbarkeiten, also Leistungseinschränkungen der Anlage, durch den Direktvermarkter als EIV an den Redispatch 2.0 DataProvider Connect+ vornehmen lassen.

Ein Wechsel in die Direktvermarktung lohnt sich – vor allem in Hinblick auf die aktuell rekordhohen Strompreise können durch die Vermarktung des Stroms monatliche Mehrerlöse erzielt werden. Gleichzeitig kann der Direktvermarkter die Redispatch-Pflichten übernehmen. Der Direktvermarkter kann nicht nur als EIV, sondern auch als BTR, also als Betreiber der technischen Ressource (der Anlage) stellvertretend für den Anlagenbetreibenden agieren. So wird auch die Abstimmung der abrechnungsrelevanten Ausfallarbeit mit dem VNB übernommen.

Hierfür ist natürlich die Mitarbeit des Anlagenbetreibenden erforderlich, da nur dieser die detaillierten Stammdaten seiner Anlage kennt und weiß, wann beispielsweise Wartungen geplant sind oder wie sich der Eigenverbrauch entwickelt. Nur wenn Anlagenbetreibende seinem EIV- bzw. BTR-Dienstleister diese Informationen zur Verfügung stellt, kann dieser die formellen Redispatch-Pflichten für den Anlagenbetreibenden erfüllen.

Das ist die Übergangslösung

Aufgrund anfänglicher Umsetzungsschwierigkeiten des Redispatch 2.0 entwickelte der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gemeinsam mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWi) und der Bundesnetzagentur (BNetzA) die Übergangslösung für den Einstieg. Die Übergangsphase gilt also vorrangig für die Herstellung der Betriebsbereitschaft seitens der Netzbetreiber und für den bilanziellen Ausgleich.

Die Netzbetreiber haben somit bis zum 1. März 2022 Zeit, die Betriebsbereitschaft zur Abwicklung von Redispatch 2.0 gemäß Zielmodell herzustellen. Seit dem 1. März 2022 befinden sich die neuen Maßnahmen in einer Testphase, die am 31. Mai 2022 endet. Folglich ist der 1. Juni 2022 der erste Tag des regulären Redispatch 2.0 Betriebs, bis zu dem alle Teilnehmenden betriebsbereit sein müssen.

Betriebsbereit bedeutet hier, dass ein Netzbetreiber, der eine Redispatch-Maßnahme veranlasst, die dadurch nicht von der betroffenen Anlage erzeugte Energiemenge im Rahmen des Bilanzausgleichs bereitstellt. Kann ein Netzbetreiber nicht bis zum 28. Februar 2022 die Betriebsbereitschaft melden, wird zwischen dem 1. März 2022 und 31. Mai 2022 das Vorliegen eines begründeten Ausnahmefalls geprüft.

Das bedeutet das Ende der Übergangsphase für Anlagenbetreibende

Von der Übergangslösung betroffen sind wie oben angegeben hauptsächlich die Netzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichen (BKV). Da das Bilanzkreismanagement in der Regel von einem Dienstleister (meist dem Direktvermarkter) übernommen wird, haben die Regelungen und damit auch das Ende der Übergangsphase für Anlagenbetreibende typischerweise keine Auswirkungen. Die Verpflichtung zur Meldung der Stammdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten besteht bereits seit 01. Oktober 2021 und ist von der Übergangslösung nicht betroffen.

Vorrangig stellt die Übergangslösung sicher, dass der bilanzielle Ausgleich, der durch Redispatch 2.0 getätigten Ausgleichsmaßnahmen in einer Höhe von 0 MWh, erfolgt. Das bedeutet, dass bis zum 1. März 2022 bzw. bis zum 31. Mai 2022 bestehende Ansprüche des BKVs auf Energiemengen finanziell ausgeglichen werden. Ungeachtet der Natur des Ausgleichs gilt weiterhin, dass die bisherigen BKVs eines Stromlieferanten für den bilanziellen Ausgleich verantwortlich sind. Das bedeutet, dass dieser Teil der Übergangslösung nur Netzbetreiber, Bilanzkreis­verantwortliche und Übertragungs­netzbetreiber betrifft.

Der finanzielle Ausgleich, den BKVs für Redispatch-Maßnahmen erhalten, orientiert sich am bilanziellen Ausgleich, der im Zielmodell durch den Netzbetreiber erfolgt. Anlagenbetreibende erhalten vom Netzbetreiber die Marktprämie auch für Energiemengen, die aufgrund von Redispatch-Maßnahmen nicht von der Anlage erzeugt werden. Der Direktvermarkter kompensiert den Anlagenbetreibenden den Marktwert der Redispatch-Maßnahme gemäß den individuellen vertraglichen Regelungen.

Anlagenbetreibende sind von der Übergangsphase also nicht betroffen. Sie mussten alle Daten zum planmäßigen Start am 01. Oktober 2021 melden. Dementsprechend hat die Übergangslösung auch keine aufschiebende Wirkung. Für Anlagenbetreibende, die die Frist zur Datenlieferung versäumt haben, gibt es noch keine geregelten Bußgelder. Fehlende Daten werden allerdings vom Netzbetreiber angemahnt. Eine weitere Fristverschiebung soll vermieden werden, obwohl noch nicht sicher gesagt werden kann, ob alle Netzbetreiber bis Fristende bereit für das Zielmodell sind.


Autor: Virtuelles Kraftwerk der EnBW

Das Virtuelle Kraftwerk gehört zu den größten Direktvermarktern Deutschlands. Über seine digitale Plattform schließt es mit integrierbaren Lösungen viele Erzeuger*innen von Ökostrom zu einem intelligenten ‚Schwarm‘ zusammen. Den dezentral erzeugten Strom dieser EE-Anlagen bündelt das Virtuelle Kraftwerk und vertreibt ihn auch wieder an Kund*innen deutschlandweit.

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