Wissenswertes für Anlagen und Netzbetreiber
Beauftragung des Einsatzverantwortlichen (EIV) bis zum 14.05.2021
Wofür benötige ich einen Einsatzverantwortlichen?
Der Einsatzverantwortliche übernimmt für Sie zukünftig die für den Redispatchprozess benötigten Datenmeldungen an den Stromnetzbetreiber. Dies beinhaltet die initiale Anmeldung Ihrer Anlage bis zum 17.08.2021 und die kontinuierliche Lieferung von Planungsdaten, Selbstverbrauchsmengen und Nichtverfügbarkeiten Ihrer Anlage ab dem 28.09.2021.
Wie finde ich einen Einsatzverantwortlichen für meine Anlage?
Fragen Sie bei Ihrem Direktvermarkter oder Lieferanten an, ob dieser die Aufgaben des Einsatzverantwortlichen übernehmen kann. Der Direktvermarkter verfügt üblicherweise über die wesentlichen Daten, die ein Einsatzverantwortlicher benötigt. Alternativ können Sie in der Liste der BDEW-Codenummern mit dem Suchbegriff „Einsatzverantwortlicher“ eine Auswahl an möglichen Unternehmen und Ansprechpartnern finden.
Was passiert, wenn ich keinen Einsatzverantwortlichen beauftrage?
Wenn vom Einsatzverantwortlichen keine Daten zu Ihrer Erzeugungsanlage gemeldet werden, wird der Netzbetreiber Annahmen für diese treffen. Die Auswahl, welche Erzeugungsanlagen im Falle einer Netzüberlastung geregelt wird, kann möglicherweise falsch sein. Hierdurch kann Ihre Anlage geregelt werden, ohne dass eine Notwendigkeit besteht. Bei einer Anlage, die der Eigenversorgung des Anlagenbetreibers dient, erfolgt durch den Einsatzverantwortlichen eine Meldung der selbstverbrauchten Energiemengen, damit diese nicht abgeregelt werden. Bei einer fehlenden Meldung durch den Einsatzverantwortlichen kann die Selbstverbrauchsmenge nicht berücksichtigt werden und die vollständige Stromerzeugung der Anlage kann abgeregelt werden. Die hierdurch entstehenden Kosten können wir leider nicht erstatten, da diese durch eine Datenmeldung des Einsatzverantwortlichen vermieden werden können.
Welche Daten muss ich meinem Einsatzverantwortlichen bereitstellen?
Gemeinsam mit Ihrem Einsatzverantwortlichen entscheiden Sie, ob Ihre Erzeugungsanlagen in das Planwert- oder das Prognosemodell gemeldet werden sollen. Hiervon ist abhängig, welche Daten benötigt werden. Da dies Ihre unternehmerische Entscheidung ist, können wir Ihnen leider keine Entscheidungsempfehlung bereitstellen. Bitte besprechen Sie dies mit Ihrem Einsatzverantwortlichen.
Damit der Einsatzverantwortliche Ihre Erzeugungsanlage melden kann, benötigt er die Technische Ressourcen-ID ihrer Erzeugungsanlage. Wir veröffentlichen diese bis Juni 2021 auf unserer Homepage oder teilen Sie Ihnen in einem separaten Schreiben mit.
Beauftragung eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR) bis zum 01.07.2021
Wofür benötige ich einen BTR?
Der BTR übernimmt für Sie die Abwicklung von Teilen der Marktkommunikationsprozesse. Im Falle einer Regelung Ihrer Anlage stimmt der BTR die durch die Regelung entstandene Ausfallarbeit mit uns ab. Wenn für eine Photovoltaikanlage oder eine Windkraftanlage das Abrechnungsmodell “Spitz”, “Vereinfachtes Spitzverfahren mit Wetterdienstleister vom Anlagenbetreiber” oder “Vereinfachtes Spitzverfahren aus einer Referenzanlage” ausgewählt wurde, meldet der BTR die Wetterdaten an die Westnetz GmbH.
Wie finde ich einen Betreiber der Technischen Ressource für meine Anlage?
Die Rolle des BTR kann Ihr Direktvermarkter übernehmen, alternativ können Sie aber auch einen professionellen Betriebsführer von Erzeugungsanlagen mit dem Betrieb ihrer Technischen Ressource beauftragen.
Was passiert, wenn ich keinen Betreiber einer Technischen Ressource beauftrage?
Im Falle einer Regelung bei einer Anlage im Planwertmodell erstellt der Betreiber der Technischen Ressource den Vorschlag für die entstandene Ausfallarbeit. Wir (die Westnetz GmbH) stimmen diesem Vorschlag zu oder einigen uns mit dem BTR auf eine Ausfallarbeit. Ohne einen BTR kann bei einer Anlage im Planwertmodell keine Ausfallarbeit bestimmt werden, so dass die durch die Regelung entstandenen Kosten auch nicht erstattet werden können.
Im Fall einer Regelung bei einer Anlage im Prognosemodell erstellt die Westnetz GmbH einen Vorschlag für die entstandene Ausfallarbeit. Der BTR stimmt diesem Vorschlag zu oder einigt sich mit der Westnetz GmbH auf eine Ausfallarbeit. Ohne einen BTR wird die von der Westnetz GmbH ermittelte Ausfallarbeit ungeprüft für die Erstattung der durch die Regelung entstandenen Kosten verwendet. Hierdurch kann Ihnen ein finanzieller Nachteil entstehen.
Wenn für Ihre Anlage keine Meldung durch einen Einsatzverantwortlichen erfolgt, sind wir verpflichtet Ihre Anlage an die BNetzA zu melden. Die BNetzA kann aufgrund des Verstoßes gegen den Beschluss BK6-20-059 ein Ordnungsgeld verhängen.
Unter die Regelungen Redispatch 2.0 fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen, die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.
Welche wesentlichen Aufgaben müssen Sie im Redispatch 2.0 erfüllen?
- Bereitstellung von Stammdaten
- Bereitstellung von Bewegungsdaten
- Wahl der Abrechnungsmethode (Gutschrift oder Rechnungslegung)
- Angabe der Anlagenbetreiber-ID (BDEW)
- Festlegung der Abrufart für Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
- Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)
Detail-Informationen zum Redispatch 2.0 finden Sie auf der Internetseite des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).
Übrigens: Alle Prozesse, einschließlich der Lieferung von Stamm- und Fahrplandaten sowie die Beschaffung der Ausgleichsenergie, müssen rund um die Uhr an allen Tagen des Jahres bedient werden.
Die Regelungen des Netzausbaubeschleunigungsgesetz 2.0 zum Redispatch sind für alle Netzbetreiber relevant, die EE- und KWK-Anlagen, konventionelle Energieanlagen und Speicher mit einer Leistung von mehr als 100 kW an ihr Netz angeschlossen haben. Darüber hinaus sind ebenso Anlagen kleiner gleich 100 kW in den Gesamtprozess einzubeziehen, sofern eine Möglichkeit der Steuerbarkeit durch den Netzbetreiber besteht.
Als Netzbetreiber haben Sie folgende Aufgaben:
- Zyklische Lieferung von planwertbasierten Netzzuständen
- Informationsaustausch über steuerbare Ressourcen
- Abstimmung über Cluster und die Wirksamkeit auf Netzknoten der vorgelagerten Netze
- Informationen über Flex-Beschränkungen
Detail-Informationen zum Redispatch 2.0 finden Sie auf der Internetseite des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).
Durch Redispatch werden Engpässe bei der Übertragung von Strom im Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber ausgeglichen. Dazu wird die Stromerzeugung vorübergehend angepasst: Auf der einen Seite wird die Stromeinspeisung reduziert und auf der anderen Seite erhöht. Mit dieser Vorgehensweise wird gleichzeitig der Energiebedarf gedeckt und die Versorgungssicherheit aufrechterhalten. Derzeitig erfolgt Redispatch durch Regelung konventioneller Kraftwerke mit einer Leistung über 10 MW.
Sie möchten mehr wissen? Dann ist das Video der Bundesnetzagentur genau das richtige für Sie.
Mit dem weiterentwickelten Redispatch 2.0-Prozess führt der Gesetzgeber die Prozesse des konventionellen Redispatch und des Einspeisemanagements- mit dem Ziel einer Vereinheitlichung und Optimierung zusammen. Dies soll zu einer höheren Prozesseffizienz, geringeren Kosten und damit auch einer Senkung des Beitrags der Engpassbehebung zu den Netzentgelten bei gleichbleibender Netzsicherheit führen.
Wesentliche Unterschiede zwischen Einspeisemanagement und Redispatch sind die Engpassvorausschau sowie der energetische und bilanzielle Ausgleich von Maßnahmen.
Bislang reagiert das heutige Einspeisemanagement in Echtzeit auf zu erwartende Überlastungen im Netz. Zukünftig werden beim Redispatch die Entwicklung von Last und Einspeisung prognostiziert und Maßnahmen gegen zu erwartende Überlastungen von Betriebsmitteln schon im Vorfeld eingeleitet. Dies führt zu einem Ausgleichsmechanismus durch den Netzbetreiber, ohne dass die Energiebilanz (im Gegensatz zum Einspeisemanagement) verändert wird.
Regelungen von Anlagen können „neu“ anhand von vorgegebenen Fahrplänen durch den Anlagenbetreiber umgesetzt werden oder wie bisher über technische Einrichtungen durch den Anschlussnetzbetreiber erfolgen. Dabei werden im Redispatch 2.0 konventionelle, EE- und KWK-Anlagen und Speicher ab einer installierten Leistung von 100 kW einbezogen. Auf Verlangen des Netzbetreibers können auch steuerbare Photovoltaikanlagen kleiner oder gleich 100 kW zur Leistungsreduzierung aufgefordert werden.
Zukünftig hat auch der Bilanzkreisverantwortliche einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die abgeregelten Strommengen. Der bilanzielle Ausgleich der angemeldeten Fahrpläne des Bilanzkreisverantwortlichen, zum Beispiel des Direktvermarkters oder Anschlussnetzbetreibers, erfolgt durch den Übertragungsnetzbetreiber oder den Anschlussnetzbetreiber. Dabei wird der Bilanzkreis des Bilanzkreisverantwortlichen so gestellt, als hätte die Maßnahme nicht stattgefunden.
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) unterstützt die Vorbereitung und Umsetzung des Redispatch 2.0 mit der "Branchenlösung Redispatch 2.0" sowie Anwendungshilfen zu den Themen Daten, Bilanzierung und Abrechnung. Weitere Informationen finden Sie auf der Internetseite der BDEW
Aufbauend auf den Ausarbeitungen des BDEW arbeitet die BNetzA derzeit an verbindlichen Festlegungen zum Redispatch 2.0.
Darüber hinaus wird der Leitfaden zum Einspeisemanagement (Version 3.0) von der BNetzA nach den Maßgaben des Redispatch 2.0 überarbeitet.
Im Netzbetreiberprojekt Connect+ erarbeiten die Netzbetreiber gemeinsam einheitliche Lösungen zum Datenaustausch. Bei den Netzbetreibern, Bilanzkreisverantwortlichen und Einsatzverantwortlichen sowie Einspeiseanlagen müssen IT-Systeme angepasst werden und Schnittstellen zwischen den Marktteilnehmern aufgebaut oder erweitert werden.
Die betroffenen Anlagenbetreiber werden zum gegebenen Zeitpunkt über die Lieferung von Stammdaten und Fahrplänen informiert.
Connect+ wurde von vier Übertragungsnetzbetreibern und 17 Verteilnetzbetreibern aufgesetzt und gewährleistet einen sicheren und effizienten Datenaustausch im Rahmen des Redispatch 2.0. Die Plattform Connect+ stellt eine Art Postverteilzentrum für die Weiterleitung von Informationen zwischen den Akteuren aus dem Redispatch-Prozess dar. Die 21 Netzbetreiber haben für sich beschlossen, den Austausch von Informationen zwischen Anlagenbetreibern und Netzbetreibern über diese Plattform abzubilden. Auch für den Austausch von Informationen zwischen allen Anlagen- und Netzbetreibern kann sie genutzt werden.
Connect+ ist ein gemeinschaftliches Netzbetreiberprojekt. Die erarbeiteten Lösungen aus dem Projekt Connect+ werden anschließend für alle Netzbetreiber nutzbar gemacht und ihre Interessen adäquat berücksichtigt.
Durch unsere aktive Beteiligung schaffen wir Möglichkeiten für einen reibungslosen Datenaustausch zwischen uns und Anlagenbetreibern sowie zwischen uns und anderen Netzbetreibern.
Für Anlagenbetreiber besteht ein Vorteil in dem sogenannten „Single Point of Contact (SPOC)“ sodass eine Übergabe der benötigten Daten nur noch an einer zentralen Stelle erfolgen muss. Dadurch können kostenintensive und fehlerintensive Schnittstellen eingespart werden, die speziell auf die vom Anlagenbetreiber genutzten Systeme angepasst werden müssen. Für Netzbetreiber bietet sich der Vorteil, dass Datenpakete an mehrere Akteure gleichzeitig verschickt werden können. Zudem muss sich nur einmal angeschlossen werden und der Kontakt kann fortan für alle Akteure (rund 800 NB und 80.000 Anlagen) bestehen, sofern sich diese dem Projekt anschließen. Dadurch wird die Handhabbarkeit des Redispatch 2.0 Prozesses deutlich vereinfacht.
Grundsätzlich ist Redispatch 2.0 für alle Netzbetreiber relevant, die Anlagen ab einer Leistung von 100 kW oder steuerbare Anlagen an ihrem Netz angeschlossen haben.
Unter die Regelungen fallen alle Anlagen zwischen 100 kW und 10 MW und Anlagen, die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.
§ 13a Abs.1 EnWG, geändert durch das NABEG, macht keine Unterscheidung bei den Erzeugungsanlagen, so dass grundsätzlich auch solche KWK-Anlagen bei der Maßnahmendimensionierung mit betrachtet werden müssen. Dementsprechend sind auch hierzu zwischen Anlagenbetreiber/Einsatzverantwortlichem und Anschlussnetzbetreiber Daten auszutauschen.
Die Auswahl der Art der Ansteuerung erfolgt über den EIV oder den VNB. Die Technologie zur Anlagensteuerung ist in den BDEW-Dokumenten nicht festgeschrieben.
Daher ist eine zukünftige Anlagensteuerung über ein iMSys in Kombination mit einer Steuerbox nicht ausgeschlossen.
Der Redispatch 2.0-Prozess ist prognosebasiert und wirkt präventiv auf die Netzsicherheit. Der Prognosehorizont beträgt bis zu 36 h.
Der Kaskaden-Fall im Sinne der VDE-AR-N4140 ist eine Notfallmaßnahme, in der innerhalb kürzester Zeit aktiviert wird. Eine Aktivierung solcher Notfallmaßnahmen ist grundsätzlich nur zulässig, wenn keine Umsetzung von Redispatch 2.0 Maßnahmen mehr möglich ist.
Ja, alle Prozesse, einschließlich der Beschaffung des energetischen Ausgleichs, müssen rund um die Uhr bedient werden.
Die Beschaffung am Energiemarkt erfolgt als Ausfall-Lastgang.
Das Risiko von Mehraufwändungen durch Prognoseabweichungen trägt derjenige Netzbetreiber, der die Bestimmung des Redispatcheinsatzes verantwortet. Agiert ein Anschlussnetzbetreiber nur als Erfüllungsgehilfe für einen anlagescharfen Aufruf eines überlagerten Netzbetreibers, werden die Risiken durch den anfordernden Netzbetreiber getragen. Bietet er seinem überlagerten Netzbetreiber hingegen eine Zusammenfassung von Anlagen als Cluster zur Steuerung an und wählt selbstständig die darin enthaltenen Anlagen zum Abruf aus, so muss er auch die daraus resultierenden Risiken tragen.
Das wird sich zeigen.
Eine gemeinsame Zusammenarbeit kann auf verschiedenen Ebenen erfolgen. Hierbei sind die prozessualen und technischen Voraussetzungen je Netzbetreiber sehr unterschiedlich. Die konkrete Ausgestaltung muss gemeinsam abgesprochen werden.
Wissenswertes für Weiterverteiler
Allgemeines und Organisatorisches
Die Kommunikation zum EIV, bzw. zunächst zum Anlagenbetreiber, erfolgt über den Anschlussnetzbetreiber. Sanktionsmöglichkeiten im Falle der Nicht-Kooperation gibt es jedoch aktuell nicht.
Aktuelle Annahme der Westnetz: Alle Eingriffe in Erzeugungsanlagen zur Engpassbehebung bei Verletzung von Strom- und Spannungsgrenzwerten ohne Netztrennung der Erzeugungsanlage sind Redispatch, unabhängig vom Schaltzustand des Netzes.
Kraftwerke > 10 MW sind bei der Umsetzung der RD 2.0-Prozesse gemäß der Festlegung BK6-20-059 ausgeschlossen. Bei der Anlagenauswahl im Redispatch sind sie jedoch gemeinsam mit den Anlagen des RD 2.0 zu berücksichtigen. Der anfordernde Netzbetreiber für solche Anlagen ist bilateral mit dem ÜNB abzustimmen.
Die Datenmeldung nach RD 2.0 ist technisch und inhaltlich losgelöst von der bisherigen Datenmeldung über das TNB Portal. Es werden sowohl ein anderer Datenweg verwendet (Connect+) als auch andere/weitergehende Datenpunkte übermittelt.
Dies ist korrekt. Aktueller Diskussionsstand ist: Der ANB beschafft für alle Anlagen eine TR-ID (technische Ressourcen-ID) und ordnet diese den Anlagen zu. Der EIV beschafft die SR-ID und ordnet diese den Steuerbaren-Ressourcen zu. Darüber hinaus beschaffen Netzbetreiber nach Bedarf IDs für Cluster-Ressourcen und Steuerbare Gruppen.
Nummernbereiche für die Vergabe eindeutiger IDs werden durch den BDEW Codes & Services (https://www.energiecodes-services.de/) vergeben. Das Verfahren und die Preisgestaltung werden vergleichbar zur Vergabe von MaLos sein.
Eine Informationspflicht des Anschlussnetzbetreiberes an den Anlagenbetreiber geht aus der Festlegung BK6-20-059 nicht eindeutig hervor. Dem Großteil der Anlagenbetreiber werden die Anforderungen aus dem Redispatch 2.0 nicht bekannt sein, sodass mit keiner Umsetzung (insbesondere der Beauftragung eines EIVs durch den Anlagenbetreiber) zu rechnen ist. Der Anschlussnetzbetreiber ist allerdings zur korrekten Durchführung der Redispatchprozesse verpflichtet. Fehler im Redispatchprozess führen zu einem finanziellen Risiko für den Anschlussnetzbetreiber. Da eine Teilnahme des EIV an den Redispatchprozessen das Risiko von Fehlern im Redispatchprozess verringert, besteht hier ein Eigenintresse des Anschlussnetzbetreibers an der Teilnahme des EIVs an den Redispatchprozessen. Die Westnetz empfiehlt für die partnerschaftlichen Zusammenarbeit zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber dringend zu einer Information der Anlagenbetreiber zum Redispatch.
Eine Informationspflicht des Anschlussnetzbetreiberes an den Anlagenbetreiber geht aus der Festlegung BK6-20-059 nicht eindeutig hervor. Dem Großteil der Anlagenbetreiber werden die Anforderungen aus dem Redispatch 2.0 nicht bekannt sein, sodass mit keiner Umsetzung (insbesondere der Beauftragung eines EIVs durch den Anlagenbetreiber) zu rechnen ist. Der Anschlussnetzbetreiber ist allerdings zur korrekten Durchführung der Redispatchprozesse verpflichtet. Fehler im Redispatchprozess führen zu einem finanziellen Risiko für den Anschlussnetzbetreiber. Da eine Teilnahme des EIV an den Redispatchprozessen das Risiko von Fehlern im Redispatchprozess verringert, besteht hier ein Eigenintresse des Anschlussnetzbetreibers an der Teilnahme des EIVs an den Redispatchprozessen. Die Westnetz empfiehlt für die partnerschaftlichen Zusammenarbeit zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber dringend zu einer Information der Anlagenbetreiber zum Redispatch.
Der ANB muss für alle Redispatchrelevanten TR Einspeiseprognosen erstellen und über Connect+ austauschen, dies ist davon unabhängig, ob sich zu der Anlage ein EIV meldet oder nicht. Der ANB wird also feststellen wenn sich kein EIV meldet. Wir hoffen, dass der BDEW eine Empfehlung erarbeitet, wie mit diesen Anlagen umzugehen ist.
Ein Netzbetreiber ohne eigene Engpässe muss keine Netzzustandsanalyse und Redispatchdimensionierung durchführen. Darüber hinaus muss er keine Beschaffung von Mengen des energetischen Ausgleichs durchführen und (wenn er keine Cluster bildet) keine BK-Fahrpläne für den RD-BK anmelden. (BK = Bilanzkreis)
Selbst wenn in Ihrem Netzgebiet keine Engpässe erwartet werden, kann es sein, dass Anlagen in Ihrem Netzgebiet zur Beseitigung eines Engpasses in einem anderen Netzgebiet herangezogen werden.
Netzbetreiber ohne eigene Engpässe sollten sich mit dem Thema RD 2.0 befasst und einen Weg zur praktischen Umsetzung ins Auge gefasst haben. Netzbetreiber mit eigenen Engpässen sollten bereits mit der Umsetzung begonnen haben.
Für die Netzbetreiberkoordination müssen gemäß Konsultationsstand der Festlegung BK6-20-059 und BDEW Detailprozessen Prognosen für alle Steuerbaren Ressourcen, Cluster-Ressource und Steuergruppen übermittelt werden, die selber keine Planungsdaten bereitstellen. Dies umfasst sowohl volatile Einspeiser > 100 kW, als auch andere EE-Anlagen, KWK und konventionelle Anlagen.
Er handelt entgegen der geltenden Gesetzgebung.
Zur Teilnahme am Redispatch 2.0 sind Anlagen ab 100 kW Leistung sowie alle fernsteuerbaren Anlagen, also auch mit weniger Leistung, verpflichtet.
Dienstleistungsangebote werden von der Westenergie und vielen anderen Mitwettbewerbern erstellt.
Aktualisierte Fahrpläne und Lastzustände müssen nur dann übermittelt werden, wenn sich etwas ändert. Es müssen nicht alle 15 min die gleichen, unveränderten Daten übermittelt werden.
Die Planungsdatenlieferung nach SO GL ist mit der Aufforderung zur Planungsdatenlieferung durch den ÜNB verknüpft. Anlagen, die Stand heute noch nicht zur Planungsdatenlieferung nach SO GL aufgefordert wurden, sollten mit ANB und ÜNB klären, ob eine Planungsdatenlieferung noch gemäß SO GL umgesetzt werden soll, oder ob direkt eine Umsetzung in der Ziellösung des RD 2.0 erfolgen kann.
Die Planungsdatenlieferung nach SO GL ist mit der Aufforderung zur Planungsdatenlieferung durch den ÜNB verknüpft. Anlagen, die Stand heute noch nicht zur Planungsdatenlieferung nach SO GL aufgefordert wurden, sollten mit ANB und ÜNB klären, ob eine Planungsdatenlieferung noch gemäß SO GL umgesetzt werden soll, oder ob direkt eine Umsetzung in der Ziellösung des RD 2.0 erfolgen kann.
Connect+
RAIDA ist die Software-Lösung, die hinter der Plattform Connect+ steht. Daher werden die beiden Namen häufig synonym verwendet.
Die Datenweiterleitung über RAIDA erfolgt für die Kommunikationspartner als SaaS, setzt jedoch auch eine lokale Implementierung der entsprechenden Schnittstellen voraus.
Ja, eine Registrierung ist erforderlich.
Die Anlagendaten, die bei den Marktteilnehmern erhoben werden, sind zentral für Redispatch 2.0. Die Redispatchmaßnahmen werden von den Netzbetreibern ausgeführt. Connect+ verbindet diese beiden Teile miteinander und ist daher auf Folie 5 auch als Bindeglied abgebildet worden.
Aktuell ist eine Neueingabe über Connect+ erforderlich. Ob in Zukunft die verschiedenen Datenwege verschmolzen werden können, ist zurzeit unklar, wird aber angestrebt.
Der Anschlussnetzbetreiber hat für die Kommunikation mit den EIV die Wahl des Data Providers und kann diese Rolle z.B. auch selbst übernehmen. In diesem Fall müsste er selber Kommunikationsschnittstellen zu allen EIV sowie den betroffenen NB aufbauen.
Ja, alle auf Folie 19 dargestellten Datentypen können über Connect+/RAIDA übertragen werden.
Der operative Datenaustausch über Connect+ startet am 01.07.2021. Tests müssen im Vorfeld erfolgt sein.
Um an der Testphase teilnehmen zu können benötigen Sie ein „funktionierendes“ System auf Ihrer Seite, welches entsprechend über einen der drei Kommunikationswege (SFTP, REST, Mail) mit Connect+ kommunizieren kann. Idealerweise haben Sie auch schon ein funktionierendes Backend-System, welches die Daten weiterverarbeiten kann (Stichwort: Redispatchdimensionierung, Bilanzierung, etc.).
Um an der Testphase teilnehmen zu können benötigen Sie ein „funktionierendes“ System auf Ihrer Seite, welches entsprechend über einen der drei Kommunikationswege (SFTP, REST, Mail) mit Connect+ kommunizieren kann. Idealerweise haben Sie auch schon ein funktionierendes Backend-System, welches die Daten weiterverarbeiten kann (Stichwort: Redispatchdimensionierung, Bilanzierung, etc.).
Die bestehenden Kommunikationswege waren bei der Entwicklung der Lösung von Connect+ bekannt. Ausschlaggebend war, dass die EIV in die heutige Marktkommunikation nicht eingebunden sind und die technischen Anforderungen der Bewegungsdatenübermittlung (alle 15 Minuten) und Verfügbarkeit/Sicherheit im Systembetrieb sich von den Anforderungen der bestehenden Marktkommunikationswege unterscheiden.
Daten, IDs & Co
Die Zuordnung der SR-ID sollte durch den EIV erfolgen. Wenn diese nicht erfolgt, muss der ANB diese zuordnen, auch wenn dies vom Sollprozess abweicht.
Die Übermittlung von Steuergruppen ist überall dort erfordelich, wo eine technische Einschränkung bei der Steuerung einer zur Teilnahme am RD 2.0 verpflichteten Anlage besteht. Dies gilt daher auch für Steuergruppen, die aus Anlagen < 100 kW bestehen, unabhängig davon, ob die Steuergruppe in Summe 100 kW installierte Leistung überschreitet.
Die anlagenscharfe Steuerung innerhalb des Clusters bleibt dabei beim nachgelagerten Netzbetreiber, er bleibt also "Herr" in seinem Netz.
Das verbleibende Prognoserisiko für Cluster ergibt sich, gemäß der aktuellen BDEW-Entwürfe zum Thema, aus der Verantwortung für die BK-Bewirtschaftung nach dem Zeitpunkt Tx. Dieses lässt sich durch die Wahl eines geringen Tx sowie durch möglichst große Cluster reduzieren.
Die Erforderlichkeiten zur Clusterbildung hängen von der konkreten Netzsituation, insbesondere dem Umfang der Einspeisung und Rückspeisung in der jeweiligen Netzregion ab. Die beschriebene Zusammenfassung kann dabei eine Lösung sein. Bitte nehmen Sie dazu Kontakt mit uns auf.
Netzwirtschaftliches
Die Beschaffungsstrategie ist Teil der individuellen strategischen Aufstellung der einzelnen Unternehmen. Redispatch 2.0 macht hierzu keine Vorgaben.
Der EIV meldet den Bilanzkreis über Connect+ an den ANB. Der ANB überpfüft die Zuordnung zum BK und führt bei Abweichung ein bilateraltes Clearing mit dem EIV durch. Es kommt hierdurch zu einem Zusammenstpiel aus EDIFACT-Meldungen und Datenmeldungen aus Connect+.
Aus dem Netzleitsystem/Redispatchsystem, welches die Regelung der Anlage anweist (egal ob Aufforderungs- oder Duldungsfall), muss eine Schnittstelle an das Abrechnungssystem entwickelt werden über die je TR die Regelzeiten an das Abrechnungs-/Bilanzierungssystem übermittelt werden.
Für die Beschaffung ist der anfordernde Netzbetreiber verantwortlich.
Die Ausfallarbeit wird vom anfordernden Netzbetreiber beschafft. Falls mehrere Netzbetreiber anfordern, beschafft derjenige, der die größere Menge abregeln möchte. Ausnahme: Im Falle des Beschaffungsvorbehalts beschafft der ÜNB.
Die Beschaffungsstrategie ist Teil der individuellen strategischen Aufstellung der einzelnen Unternehmen. Redispatch 2.0 macht hierzu keine Vorgaben.
Netztechnisches
Die bestehende Steuerungstechnik kann auch für den RD 2.0 genutzt werden. Restriktionen der Steuerungstechnik müssen über die Stammdaten allen betroffenen Netzbetreibern mitgeteilt werden.
Aktuell gibt es keine Nachrüstpflicht.
Aktuell gibt es keine Nachrüstpflicht.
Das kommt darauf an, ob die abrufbaren Ressourcen im nachgelagerten Netz einzeln steuerbar oder in einer Steuergruppe sind und ob sie in Cluster Ressourcen zusammengefasst wurden. Im Fall von Cluster Ressourcen erfolgt der Abruf auf die Gruppe der Anlagen und der nachgelagerte Netzbetreiber hat die Möglichkeit, selber den Abruf zu steuern.
Die Einschränkung der Steuerbarkeit ist im Gesetzestext spezifischer als "dauerhaft durch den Netzbetreiber steuerbar" beschrieben. Steuerungsmöglichkeiten durch den DV sind für den RD 2.0 nicht zu berücksichtigen.
Maßnahmen des Redispatch 2.0 können, sofern technisch nicht durch die Steuerungstechnik oder die Bearbeitungszeit des EIV eingeschränkt, unmittelbar durchgeführt werden.
Sofern Anlagen > 100 kW nicht durch den Netzbetreiber steuerbar sind, muss der EIV der Anlage auf Aufforderung des Netzbetreibers die Steuerung der Anlage übernehmen. Diese Anlagen sind daher zwingend dem Aufforderungsfall zuzuordnen.
Die technischen Eigenschaften der Steuerungstechnik sind bei der Stamm- und Bewegungsdatenübermittlung im RD 2.0 anzugeben und zu berücksichtigen. Die Bildung von Clustern ist auch dann möglich, wenn zur Steuerung der Anlagen Rundsteuertechnik zum EInsatz kommt.
Verständnis der Westnetz: Die Reaktionszeit von 5 Minuten bezieht sich auf die Zeitspanne zwischen Eingang der Aufforderung zur Umsetzung von Redispatchmaßnahmen beim jeweiligen VNB und Versand der Steuerungssignale/Aufforderungsdokumente an die einzelnen Erzeugungsanlagen.
Gemäß deutschem Recht ist das Bestehen von Eigenverbrauch für die Durchführung von Redispatchmaßnahmen unerheblich. Eine Regelung der Erzeugungsanlage ist in vollem Umfang zulässig. Nach europäischem Recht darf der Eingriff in die Eigenversorgung nur nachrangig erfolgen. Eine abschließende Positionierung der BNetzA zu diesem Thema steht noch aus.
Ausnahmen bestätigen die Regel: Ja.