Redispatch 2.0

Photovoltaikanlagen und andere Stromerzeugungsanlagen ab 100 kW müssen ab Oktober 2021 am Redispatch teilnehmen

Was ist Redispatch 2.0?

Redispatch 2.0 ist der zweite Schritt zur Behebung von Netzengpässen, verursacht durch fluktuierende Einspeisung von erneuerbaren Energien. Beispielsweise Photovoltaik (PV), Blockheizkraftwerke (BHKW) oder kleine Wasserkraftanlagen.

Wohingegen in der ersten Stufe nur Anlagen ab 10 MW elektrischer Leistung betroffen waren, liegt die neue Grenze bei 100 kW. Hiervon sind allein rund 100.000 Erzeugungsanlagen mit erneuerbaren Energien betroffen.

Netzbetreiber können dann bei Bedarf diese Erzeugungsanlagen abschalten, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Der Betreiber erhält eine Entschädigung der Ausfallarbeit, abhängig vom Bilanzierungsmodell.

Was bedeutet Redispatch 2.0 für Unternehmen?

Die meisten PV-Anlagen auf Dächern bei Gewerbe und Industrie sind Anlagen größer 100 kW. Jede Eigenerzeugungsanlage über 100 kW, die theoretisch ins Netz einspeisen kann, also zumindest indirekt mit diesem verbunden ist, muss am Redispatch teilnehmen.

Dies bedeutet, dass die Stammdaten an den Netzbetreiber gemeldet werden müssen und die neuen Marktrollen „Einsatzverantwortlicher“ (EIV) und „Betreiber der technischen Ressource“ (BTR) müssen vergeben werden.

Im laufenden Betrieb müssen dann, unter anderem, tägliche Prognosemeldungen, Ausfallzeiten und Verbrauchsabweichungen durchgeführt werden. Zudem muss im Bedarfsfall die Anlage abgeschaltet werden.

Vorgehensweise der ECG bei Redispatch 2.0

ECG kann im Rahmen eines Wechsels in die Direktvermarktung die Marktrollen EIV und BTR übernehmen. Hierzu steht ein leistungsstarker Partner zur Verfügung, der die notwendigen Prozesse effizient und kostengünstig abbilden kann.

  • 1

    Erfassung der Anlagengröße und Betriebsweise

    Besteht Handlungsbedarf in Bezug auf Redispatch 2.0?
    Muss die Anlage am Redispatch teilnehmen?

  • 2

    Auswahl des Anbieters

    Kann ein bereits vorhandener Direktvermarkter die Marktrollen EIV und BTR übernehmen oder muss eine alternative externe Lösung gefunden werden? Unterstützung bei der Auswahl des richtigen Abrechnungsmodells und Bilanzierungsmodells.

  • 3

    Begleitung bei Umsetzung der Lösung

    ECG findet für die Anlage die optimale Lösung und unterstützt den Kunden bei der Umsetzung dieser

Alexander Joncic

Ihr Ansprechpartner für Redispatch 2.0 in Unternehmen

Alexander Joncic,
Energieberater

e-Mail: digital@ecg-kehl.de
Tel. 0800 – 183 3 183

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    FAQ Redispatch 2.0

    Was ist der EIV?

    Der Einsatzverantwortliche macht tägliche Prognosemeldungen, meldet Ausfallzeiten und muss die Anlage im Anforderungsfall abschalten.

    Was ist der BTR?

    Der Betreiber der technischen Ressource ist für den technischen Betrieb der Anlage verantwortlich. Dies umfasst, unter anderem, die Übermittlung von meteorologischen Daten sowie die Abrechnung der Ausfallarbeiten mit dem Netzbetreibern.

    Was sind steuerbare und technische Ressource, also SR und TR?

    Die technische Ressource (TR) ist die Stromerzeugungsanlage selbst. Eine technische Ressource wird durch eine installierte Fernsteuerung zu einer steuerbaren Ressource. Der Anlagenbetreiber bekommt vom Netzbetreiber beide Ressourcen-IDs mitgeteilt.

    Abrufumsetzung – Was ist der Unterschied zwischen Aufforderungsfall und Duldungsfall?

    Im Aufforderungsfall wird der EIV vom Netzbetreiber zur Abschaltung aufgefordert. Beim Duldungsfall wird die Abschaltung durch den Netzbetreiber selbst durchgeführt.

    Welche Bilanzierungsmodelle gibt es?

    Es gibt das Prognosemodell und das Planwertmodell. Im Prognosemodell wird die Fahrplanprognose der Erzeugungsanlage vom Netzbetreiber erstellt. Beim Planwertmodell übernimmt dies der EIV.

    Welche Abrechnungsmodelle gibt es?

    Es gibt drei Modelle für die Kompensation bei Abschaltung: Spitz, Spitz-Light und Pauschal.
    Die Ausfallarbeit wird auf Basis von Wetterdaten (Spitz), Wetterdaten von Referenzanlagen (Spitz-Light) oder durch die Erzeugungsleistung direkt vor der Abschaltung (Pauschal) ermittelt.

    Welche Voraussetzungen muss ich erfüllen, um EIV und BTR übernehmen zu können?

    Sie müssen mit dem Dataprovider Connect+ im geforderten xml-Format kommunizieren. Es ist eine Marktpartner-ID vom BDEW notwendig.

    Kann ich EIV und BTR selbst übernehmen?

    Ja, wenn die oben genannten Anforderungen erfüllt werden. In der Praxis sind vor allem die täglichen Prognosemeldungen mit unverhältnismäßigem Zeitaufwand verbunden.

    Wer kann die Rollen EIV und BTR für mich übernehmen?

    Häufig werden diese Rollen durch einen externen Dienstleister abgebildet. Bei Anlagen, die sich in der Direktvermarktung befinden, ist dies häufig in der Dienstleistung inkludiert. Für Anlagen, die sich nicht in der Direktvermarktung befinden ist ein Wechsel in die Direktvermarktung denkbar.

    Meine Anlage speist 100% ins Netz ein, befindet sich aber nicht in der Direktvermarktung. Was sind meine Optionen?

    Auch EEG-geförderte Anlagen können in die Direktvermarktung wechseln. Die Höhe der Einspeisevergütung bleibt davon unberührt.

    Mein Anlagenstrom wird zu 100% von mir verbraucht. Muss ich trotzdem am Redispatch 2.0 teilnehmen?

    Ja. Alle Anlagen ab 100 kW, die (indirekt) ans Netz angeschlossen sind und damit theoretisch einspeisen könnten, müssen am Redispatch teilnehmen.

    Ich habe wegen vollständigem Eigenverbrauch keinen Direktvermarkter. Was sind meine Optionen?

    Sie können trotzdem in die Direktvermarktung wechseln, um die Anforderungen des Redispatch zu erfüllen. Manche Netzbetreiber fordern neuerdings bei Netzanbindung ohnehin einen Direktvermarkter. Das „wilde Einspeisen“ von Strom ist von Netzbetreibern ungern gesehen und wird in der Regel nicht vergütet.

    Weitere Fragen beantworten wir Ihnen gerne.

    Rufen Sie uns an: 0800-183 3 183 oder schreiben Sie uns

     

     

    Die ECG ist das größte unabhängige Beratungsunternehmen in Energiefragen in Deutschland und Europa.

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