Redispatch 2.0

Der Netzbetreiber erstellt Prognosen. Der EIV muss keine Planungsdaten, jedoch weiterhin Nichtbeanspruchbarkeiten übermitteln.

Die Ausfallarbeit wird im Nachhinein (ex-post) durch den Verteilnetzbetreiber berechnet. Sie ist Grundlage für die Bilanzierung. Der BTR muss die Ausfallarbeit mit dem Netzbetreiber abstimmen. 

Der EIV übermittelt Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten.

Die Bilanzierung erfolgt auf den vorher gemeldeten Fahrplänen (ex-ante). Bei einer Redispatch-Maßnahme sind die übermittelten Fahrpläne die Grundlage der Bilanzierung. 
Ausfallarbeit wird durch den BTR berechnet.

Hier werden gemessene Wetterdaten „an“ der Anlage zugrunde gelegt. Daraus wird die potenzielle Einspeisung ermittelt.

Auch hier werden konkrete Wetterdaten zugrunde gelegt, die in Strommengen „umgerechnet“ werden, doch handelt es sich nicht um Wetterdaten „an“ der Anlage selbst, sondern um Wetterdaten „an“ (repräsentativen) Vergleichsanlagen im räumlichen Zusammenhang zu der herangezogenen Anlage. Alternativ können auch andere anerkannte wissenschaftliche Verfahren genutzt werden.

Fortschreibung des Wertes aus der letzten Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme.

Stammdaten sind – vereinfacht ausgedrückt – wesentliche Eckdaten zur betriebenen Anlage, die nicht mit der konkreten Fahrweise der Anlage im Einzelfall zusammenhängen. Dazu zählen beispielsweise die Art der technischen Steuerbarkeit der Anlage (absolut auf einen bestimmten Leistungswert oder prozentual auf die installierte Leistung) oder die Mindesterzeugungswirkleistung. Auch ein eindeutiger Identifikator der Anlage (sog. ID der technischen Ressource) gehört zu den Stammdaten.

Mit den Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit kann der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen, wann und in welchem Umfang die Anlage voraussichtlich nicht für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehen wird. Das kann beispielsweise dann der Fall sein, wenn an der Anlage Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Denn in diesem Fall kann die Anlage weder hoch- noch runtergeregelt werden.

Echtzeitdaten grenzen sich von den vorstehend genannten Daten dadurch ab, dass sie höchst aktuell sein müssen. So heißt es in der Festlegung zur Informationsbereitstellung:

„Echtzeit-Daten sind in einem Zeitintervall von ≤ 60 Sekunden zu aktualisieren und an den [Anschlussnetzbetreiber] zu übermitteln.“

Allerdings hat die Bundesnetzagentur in einer Mitteilung vom 23.09.2021 klargestellt, dass ggf. auch eine viertelstündliche Aktualisierung ausreichend sein kann.

Ausgangspunkt sind die gesetzlichen Regelungen in §§ 13 ff. des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in der Fassung ab 01.10.2021. Ergänzt werden diese Bestimmungen durch administrative Entscheidungen (sog. Festlegungen) der Bundesnetzagentur.

Nach alter Rechtslage standen Netzbetreibern vor allem bei folgenden Fällen Befugnisse für die Abregelung zu:

• große Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 10 MW (sog. Redispatch 1.0)
• Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen (sog. Einspeisemanagement).

Mit dem Redispatch 2.0 wurden beide „Abregelungs-Regime“ zusammengeführt und das Einspeisemanagement in seiner bisherigen Form aufgehoben.

In diesem Zusammenhang gibt es verglichen mit dem alten Einspeisemanagement vor allem drei wesentliche Änderungen:

1. Beim Einspeisemanagement wurden Anlagen auf Basis von Ist-Werten, also akut, abgeregelt. Mit dem Redispatch 2.0 hingegen werden die Maßnahmen auf Basis von Plan-Werten durchgeführt. Plan-Werte sind voraussichtliche Werte, beispielsweise bezogen auf die Stromeinspeisung einer Anlage. Zu diesem Zweck benötigt der Netzbetreiber – anders als früher – anlagenbezogene Informationen vom Anlagenbetreiber. Demgemäß entstehen für Anlagenbetreiber neue Pflichten zur Datenmitteilung.
2. Beim Einspeisemanagement galt seinerzeit ein absoluter Einspeisevorrang von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen. Dieser Einspeisevorrang wurde mit dem Redispatch 2.0 abgeschwächt.
3. Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter erhalten einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für jene Bilanzkreisabweichungen, die infolge der Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers entstehen. Die Entschädigungspflicht zugunsten der Anlagenbetreiber bei Redispatch-Maßnahmen, wie sie im Einspeisemanagement bestand, blieb im Redispatch 2.0 erhalten.

Durch den sukzessiven Ausstieg aus der Kernenergie und die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien haben sich veränderte Lastflüsse im Netz ergeben. Sie führten dazu, dass Netzbetreiber immer häufiger Abregelungsmaßnahmen vornehmen mussten. Dadurch entstehen sehr hohe Kosten, die alle Netznutzer tragen müssen. Mit dem Redispatch 2.0, das planwertbasiert abläuft, werden die Maßnahmen zur Netzstabilität effizienter und die damit verbundenen Kosten gesenkt.

Beispielsweise auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur, des BDEW oder von Connect+.

Hier muss man unterscheiden:

Die Regelungen, mit denen Netzbetreiber auf Anlagen zugreifen dürfen, gelten zum einen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom ab einer Leistung von 100 kW und zum anderen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom (unabhängig von ihrer Leistung), wenn sie der Netzbetreiber jederzeit fernsteuern kann.

Die Datenmitteilungspflichten gelten jedoch grundsätzlich nur für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW. Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW treffen sind davon also nicht betroffen.

Im Redispatch 2.0 müssen zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber verschiedene Daten ausgetauscht werden, um das Netzengpassmanagement planbar zu machen. So ist es etwa erforderlich, Stammdaten, Planungsdaten, Nichtverfügbarkeitsmeldungen und marktbedingte Anpassungen der Einspeisung an den Netzbetreiber zu übermitteln. Diese Daten dienen den Netzbetreibern zur Identifikation von möglichen Netzengpässen und zur Dimensionierung von Maßnahmen, um Netzengpässen entgegenzuwirken. Zudem kann es in bestimmten Situationen dazu kommen, dass Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) eine Erzeugungsprognose für die jeweilige Anlage erstellen müssen.
 

Hinweis: Teilen Sie dem Netzbetreiber mit, wer für Ihre Anlage die Rollen EIV (Einsatzverantwortlicher) und BTR (Betreiber einer technischen Ressource) übernimmt.

Ja, aber nur wenn Ihre Anlage eine Leistung von 100 kW oder mehr aufweist. Die Fernsteuerung der Anlage erfolgt dann nicht technisch (sog. Duldungsfall), sondern durch eine Aufforderung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber, die Einspeise- oder Bezugsleistung anzupassen (sog. Aufforderungsfall). Wegen der Einzelheiten, insbesondere zur Frist für die Umsetzung von Aufforderungen, werden wir gesondert informieren.

Nein. Grundsätzlich müssen alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Situationen können Anlagenbetreiber aber angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, beispielsweise bei Wartungsmaßnahmen an der Anlage.

Nein. Die Regelungen zum Redispatch 2.0 knüpfen, soweit erforderlich, an bestehende Fernsteuertechnik an. Pflichten zur Nachrüstung anlässlich des Redispatch 2.0 gibt es also nicht. Derartige Pflichten können sich aber z. B. aus dem EEG ergeben.

Nicht zwingend. Anlagenbetreiber müssen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zunächst bestimmte Datenmitteilungspflichten erfüllen. Hierdurch entsteht zwar Aufwand, es entstehen aber keine gesonderten Kosten. Sollte es zu Abregelungsmaßnahmen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 kommen, können Einnahmeausfälle entstehen, die der Netzbetreiber jedoch angemessen finanziell auszugleichen muss. Entsprechendes gilt übrigens auch bei Hochregelungsmaßnahmen. Aufwand kann in diesem Zusammenhang allerdings durch die Geltendmachung der Entschädigungsansprüche entstehen.

Ja. Stromspeicher sind genauso vom Redispatch 2.0 betroffen, wie (reine) Stromerzeugungs-anlagen.

Anlagenbetreiber haben im Rahmen des Redispatch 2.0 Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln. Details zu den erforderlichen Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) entnommen werden.
 

Hinweis: Wegen der Begrifflichkeiten und der Einzelheiten der zu meldenden Daten werden wir diese FAQ demnächst aktualisieren.

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen aktualisiert werden.

Die Daten sind anlagenscharf durch die Anlagenbetreiber in Erfahrung zu bringen. Dazu können z. B. das Herstellerzertifikat oder weiterführende Dokumentationen herangezogen werden. Eine Abstimmung mit dem Direktvermarkter kann ebenfalls hilfreich sein.

Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Sie können als TR-ID also die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angeben. Diese Nummer gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Damit ist die eindeutige Identifikation der Anlage sichergestellt. Die TR-ID wird von Ihrem Anschlussnetzbetreiber vergeben. Verwenden Sie diese TR-ID bitte stets bei der Kommunikation relevanter Daten.

Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden. Bitte prüfen Sie (oder Ihr EIV-Dienstleister) die Zuordnung von TR zu SR und melden mögliche Korrekturen Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Des Weiteren sollten Sie diese SR-ID im Rahmen Ihrer Kommunikation aller relevanten Daten verwenden.

Der Datenaustausch erfolgt im Redispatch 2.0 über einen sogenannten Data-Provider („Datendrehscheibe“). Die Rolle des Data-Providers wird in der Regel durch das Tool Connect+ eingenommen werden. Somit hat der Datenaustausch grundsätzlich über die Connect+-Plattform im XML-Format zu erfolgen. Allerdings lassen sich nicht alle Daten über die Connect+-Plattform melden. Zu den weiteren Einzelheiten werden wir alle an unser Netz angeschlossenen Anlagenbetreiber gesondert informieren.

Die Datenmitteilungspflichten muss der Anlagenbetreiber nicht zwingend selbst erfüllen. Dies kann auch durch einen Dienstleister (sog. Einsatzverantwortlicher) geschehen. Die Rolle des Einsatzverantwortlichen kann z. B. von Ihrem Direktvermarkter wahrgenommen werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem Anlagenbetreiber und sollte entsprechend vertraglich geregelt werden.

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des Verwaltungszwangs zu reagieren, beispielsweise durch die Festsetzung eines Zwangsgeldes. Außerdem können Schadensersatzansprüche des Netzbetreibers oder anderer Anlagenbetreiber drohen, wenn durch eine unterbliebene oder fehlerhafte Datenmitteilung Schäden entstehen.

Neben den Pflichten zur Mitteilung oben genannter Daten müssen Daten zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen mitgeteilt werden. Diese Daten betreffen im Wesentlichen Daten zum geplanten Einsatz der Anlage, wenn die bilanzielle Abwicklung im sog. Planwertmodell stattfindet. Die Daten sind im Einzelnen in der Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) enthalten. Wer die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt, ist zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter zu klären. Die Rolle kann auch von einem Dienstleister wahrgenommen werden.

Die Regelungen von Redispatch 2.0 sehen zwei verschiedene Marktrollen vor:

Der sogenannte Einsatzverantwortliche (EIV) ist, vereinfacht ausgedrückt, derjenige, der die Stammdaten, Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt. Sofern der Anlagenbetreiber keinen dritten EIV bestimmt, übernimmt er selbst die Pflichten des EIV.

Der sogenannte Betreiber der Technischen Ressource (BTR) ist, vereinfacht ausgedrückt, derjenige, der Echtzeitdaten und Abrechnungsdaten an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt. Sofern der Anlagenbetreiber keinen dritten BTR bestimmt, übernimmt er selbst die Pflichten des BTR.

Unabhängig davon, ob der Anlagenbetreiber einen dritten EIV oder BTR als Dienstleister beauftragt, steht er im Verhältnis zum Anschlussnetzbetreiber in der Pflicht.

Viele Direktvermarkter oder Stromlieferanten bieten an, die Rolle des Dienstleisters bzw. Einsatzverantwortlichen zu übernehmen. Stimmen Sie sich bitte dazu mit Ihrem Direktvermarkter oder Ihrem Stromlieferanten (oder einem anderen Dritten) ab. Eine Liste der bisher registrierten Dienstleister stellt der BDEW hier zur Verfügung.

Das hängt in erster Linie von der vertraglichen Ausgestaltung zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Dienstleister ab. Die vertraglichen Regelungen sollten das Leistungsspektrum des Dienstleisters und die Mitwirkungspflichten des Anlagenbetreibers klar umreißen.

Wichtig ist zunächst, dass der Anlagenbetreiber auch bei Beauftragung eines Dienstleisters nach außen hin der Verpflichtete bleibt. Der Anlagenbetreiber kann also die Aufgabenerfüllung an einen Dritten übertragen, nicht aber seine Pflichtenstellung selbst. Wenn also ein Pflichtverstoß vorliegt und damit Sanktionen verbunden sind, wird der Anlagenbetreiber in Anspruch genommen. Inwiefern der Anlagenbetreiber die sich daraus ergebenden Schäden vom Dienstleister (EIV und/oder BTR) ersetzt bekommt, hängt von den vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber und Dienstleister ab. Das lässt sich hier nicht bewerten.

Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen ab im Netz des Anschlussnetzbetreibers, in den vorgelagerten Netzen und im Übertragungsnetz. Abhängig von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.

Grundsätzlich ja. Es gibt aber eine wichtige und praxisrelevante Ausnahme: Für Strom, der nicht in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird und der aus Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus hocheffizienten KWK-Anlagen stammt, ist der Zugriff auf die Anlage nur in besonderen Notfällen zulässig.

Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden:

• Im Aufforderungsfall erhalten Sie (oder Ihr Dienstleister) von uns eine Aufforderung zur Durchführung einer Maßnahme. Das Steuerungssignal wird dann durch Sie (oder durch Ihren Dienstleister) an die Anlage gesendet.
• Im Duldungsfall werden wir als Anschlussnetzbetreiber das Steuerungssignal direkt an die Anlage senden und diese abrufen.

Die Zuordnung der einzelnen Anlagen zu einem dieser Fälle ist von den technischen Gegebenheiten vor Ort abhängig.

Netzbetreiber sind dazu verpflichtet, die Anlagenbetreiber unverzüglich zu informieren, wenn ihre Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen wurde. Dabei müssen sie den tatsächlichen Zeitpunkt, den Umfang, die Dauer und die Gründe für die Redispatch-Maßnahme mitteilen.

Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei gilt der finanzielle Ausgleich als angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch schlechter stellt, als dies ohne die Redispatch-Maßnahme der Fall wäre. Darüber hinaus gibt es einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für jene Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter, auf deren Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt. Für die Geltendmachung des Entschädigungsanspruchs muss der Anlagenbetreiber bestimmte Daten mitteilen, um den Anspruch an den Anschlussnetzbetreiber zu belegen.
 

Hinweis: Wegen Einzelheiten zur Ermittlung und zur Geltendmachung eines angemessenen Ausgleichs werden wir diese FAQ rechtzeitig aktualisieren.

Nach den gesetzlichen Bestimmungen umfasst der finanzielle Ausgleich – vereinfacht ausgedrückt – bei EEG- und KWK-Anlagen „die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen“ (vgl. § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021). Zu den entgangenen Einnahmen zählt beispielsweise eine entgangene Einspeisevergütung nach dem EEG. Anders als nach früherer Rechtslage werden nicht mehr nur 95 % der entgangenen Einnahmen ausgeglichen, sondern 100 %; das ist also eine Verbesserung für den Anlagenbetreiber. Zu den zusätzlichen Aufwendungen können beispielsweise Mehrkosten durch zusätzliche Einsatzstoffe zählen. Für Anlagen, die nicht EEG- oder KWK-Anlagen sind, gelten nach den gesetzlichen Bestimmungen abweichende Vorgaben. Im Gegenzug sind außerdem ersparte Aufwendungen des Anlagenbetreibers an den Netzbetreiber zu ersetzen (§ 13a Abs. 2 Satz 4 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021).

Das lässt sich am besten anhand eines Beispiels verdeutlichen. Befindet sich eine EEG-Anlage in der Direktvermarktung und wird diese Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen, bei der die Wirkleistungseinspeisung reduziert wird, werden zwei Beteiligte benachteiligt:

• Der Anlagenbetreiber, da er weniger Strom in das Netz einspeisen und damit weniger Erträge nach dem EEG generieren konnte.
• Der Bilanzkreisverantwortliche (häufig ist das der Direktvermarkter selbst), da er mit einer höheren Einspeisung gerechnet hat, diese aber nicht erfolgt ist. Dadurch ist in seinem Bilanzkreis ein Ungleichgewicht entstanden.

Das bilanzielle Ungleichgewicht beim Bilanzkreisverantwortlichen wird grundsätzlich durch den bilanziellen Ausgleich des Netzbetreibers neutralisiert. Der Bilanzkreisverantwortliche wird letztlich so gestellt, wie wenn die von ihm prognostizierte Einspeisung erfolgt wäre. Hierdurch ist er grundsätzlich in der Lage, dem Anlagenbetreiber weiterhin den Gegenwert für den (eigentlich nicht eingespeisten) Strom zu zahlen. Der Schaden beim Anlagenbetreiber besteht also im Wesentlichen in Höhe der vom Netzbetreiber nicht ausgezahlten Marktprämie. Diese Position erhält er als finanziellen Ausgleich.

Darüber hinaus kann im Planwertmodell ein zusätzlicher finanzieller Schaden entstehen, wenn die tatsächliche Ausfallarbeit vom bilanziellen Ausgleich abweicht. Da das Planwertmodell gegenwärtig noch nicht praktiziert wird (siehe dazu oben), spielt diese Schadensposition bislang keine Rolle.

Durch die Übergangslösung des BDEW zum bilanziellen Ausgleich ändert sich an dem soeben dargestellten grundsätzlichen Zusammenspiel der Ansprüche von Bilanzkreisverantwortlichem einerseits und Anlagenbetreiber andererseits nichts. Im Einzelfall können sich jedoch Besonderheiten ergeben, die separat zu bewerten sind.

Dafür gibt es drei unterschiedliche Verfahren:

• Spitzabrechnungsverfahren: Hier werden gemessene Wetterdaten „an“ der Anlage zugrunde gelegt. Daraus wird die potenzielle Einspeisung ermittelt.
• Vereinfachtes Spitzabrechnungsverfahren: Auch hier werden konkrete Wetterdaten zugrunde gelegt, die in Strommengen „umgerechnet“ werden, doch handelt es sich nicht um Wetterdaten „an“ der Anlage selbst, sondern um Wetterdaten „an“ (repräsentativen) Vergleichsanlagen im räumlichen Zusammenhang zu der herangezogenen Anlage. Alternativ können andere anerkannte wissenschaftliche Verfahren genutzt werden.
• Pauschalverfahren: Hier wird unterstellt, dass die herangezogene Anlage während der Redispatch-Maßnahme genauso viel Strom erzeugt hat, wie in der Viertelstunde davor.

Die Wahl des Verfahrens steht grundsätzlich dem Anlagenbetreiber zu, muss aber für jedes Kalenderjahr einheitlich erfolgen. Einzelheiten finden sich in der Anlage 1 zur Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az.: BK6-20-059).