Redispatch 2.0: Neue Datenaustauschprozesse für EE- und KWK-Anlagen ab 100 kW

Ab 1. Oktober wird das gesetzliche Einspeisemanagement durch das Programm Redispatch 2.0 ersetzt. Viele Betreiber von KWK- und EE-Anlagen, die Strom ins allgemeine Versorgungsnetz abgeben und von Förderungen nach dem KWKG oder dem EEG profitieren wollen, müssen zusätzliche Meldepflichten erfüllen.

Der sogenannte Redispatch ist eine Maßnahme der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zur kurzfristigen Anpassung der Stromeinspeisung durch Erzeugungsanlagen und Speicher, um Lastflüsse im Netz zu steuern und dadurch Netzengpässe sowie Netzüberlastungen zu vermeiden. Bislang galten die Regelungen zum Redispatch nur für Großkraftwerke mit einer Leistung ab 10 MW und setzten verpflichtend voraus, dass Kraftwerksbetreiber die zu erwartende Energieproduktion über sogenannte Fahrpläne an die ÜNB melden. Das neue Redispatch 2.0 weitet nun das bisherige Einspeisemanagement der Großanlagen auf kleinere Erzeugungseinheiten aus. Dabei ist wichtig anzumerken, dass die neuen Pflichten der Anlagenbetreiber in aller Regel im Rahmen einer Direktvermarktung von dem jeweiligen Vermarktungsdienstleister übernommen werden können. Da eine Direktvermarktung für Stromerzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung bereits seit einer Inbetriebnahme ab dem Jahr 2016 verpflichtend ist, müssen nun vor allem Betreiber von Anlagen ab 100 kW elektrischer Leistung, die vor 2016 in Betrieb gegangen sind, aktiv werden. Betreiber entsprechender Anlagen haben üblicherweise bisher keinen Dienstleister, der die hohen Anforderungen für Sie übernehmen kann.

Genauere Prognosen ermöglichen

Durch den Einbezug kleinerer Erzeugungseinheiten in das Redispatch-System soll die Qualität der Prognosedaten erhöht und dadurch künftig eine bessere Planbarkeit erforderlicher Redispatch-Eingriffe erreicht werden. Damit fallen Energieerzeugern neue Rollen zu, die eine regelmäßige Übermittlung von Daten erfordert. Die Teilnahme an der Marktkommunikation erfordert zudem technische Voraussetzungen, die aus Expertensicht durch die Anlagenbetreiber selbst kaum oder nur mit unverhältnismäßig hohem Aufwand vorgehalten werden können. So müssen bestimmte Hardware, Software und Zertifikate vorgehalten und komplexe elektronische Kommunikationsprozesse in speziellen Dateiformaten implementiert werden. Thomas Füllgrabe, Teamleiter Energieadministration bei der Energie Admin AG empfiehlt betroffenen Unternehmen daher grundsätzlich, aktiv zu werden und sich kurzfristig einen Dienstleister suchen, der die Aufgaben des sogenannten Einsatzverantwortlichen (EIV) und des Betreibers der technischen Ressource (BTR) für sie übernehmen kann.

Betreiber der genannten Anlagen müssen künftig Informationen zu den Stammdaten ihrer Anlagen sowie Nichtbeanspruchbarkeiten und in einigen Fällen Echtzeitdaten zur aktuellen Einspeiseleistung an den ÜNB übermitteln. Die Datenübermittlung erfolgt hier durch den EIV.

Ist eine Erzeugungsanlage von einer Redispatch-Maßnahme betroffen und muss aufgrund dessen heruntergeregelt werden, entsteht daraus für den Anlagenbetreiber ein Anspruch auf eine Ausfallvergütung, um die entgangenen Erlöse aufgrund der reduzierten Stromerzeugung zu kompensieren. Dem BTR fällt dabei die Aufgabe zu, dem zuständigen Netzbetreiber die nötigen Daten zur Verfügung zu stellen, die dieser für die Abrechnung der Ausfallvergütung benötigt.

Als Starttermin für die neuen Regelungen wurde der 1. Oktober 2021 festgesetzt. Wegen Verzögerungen bei der Implementierung im Markt hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) eine branchenweite Übergangslösung für den gesicherten Einstieg in den Redispatch 2.0 veröffentlicht. Danach soll spätestens zum 1. März 2022 die Betriebsbereitschaft von allen Prozessteilnehmern sichergestellt werden. Zu diesem Stichtag startet ein dreimonatiger paralleler Testbetrieb aller Residpatch-2.0-Zielprozesse.

Trotz der nun greifenden Übergangsfrist bis zum 1. März nächsten Jahres, empfiehlt das FKT-Forum Klinikenergie Betreibern von Stromerzeugungsanlagen, sich kurzfristig mit den Erforderlichkeiten nach Redispatch 2.0 auseinander zu setzen. Sie sollten prüfen, ob die von ihnen betriebenen Erzeugungseinheiten unter die neuen Vorgaben fallen. Sofern in diesem Zusammenhang Verpflichtungen erkannt werden, lautet die Empfehlung des Forums Klinikenergie, die Rollen des EIV und BTR an einen geeigneten Dienstleister zu vergeben. Sollte sich die betroffene Anlage bereits in der Direktvermarktung befinden, ist mit dem Vermarktungsdienstleister zu klären, ob dieser auch die Rollen des EIV und BTR übernimmt. Andernfalls bietet es sich spätestens aufgrund der nun neuen Vorgaben an, den erzeugten Überschussstroms von einem entsprechenden Dienstleister, zum Beispiel über das Marktprämienmodell, vermarkten zu lassen. Hierdurch können nicht nur die Vorgaben nach Redispatch 2.0 erfüllt werden, sondern in vielen Fällen auch Mehrerlöse für den erzeugten Strom.

In einigen Fällen ist es jedoch vorteilhafter, die Aufgaben in diesem Zusammenhang an einen spezialisierten Dienstleister außerhalb einer Direktvermarktung zu vergeben. Hierbei ist in jedem Fall anzuraten, Angebote von verschiedenen Anbietern einzuholen, da sich die aufgerufenen Dienstleistungskosten nach unserer Erkenntnis stark unterscheiden können.

FKT-Forum Klinikenergie