Beratungsangebot zu Fragen des Redispatch 2.0.

Zunächst war angedacht, dass diese Transformation am 01. Oktober 2021 abgeschlossen sein wird. Inzwischen wurde mit der BDEW-Übergangslösung die Scharfschaltung der vollständigen Redispatch 2.0-Prozesse auf den 31. Mai 2022 verschoben. Die Betriebsbereitschaft muss jedoch bereits zum 01. März 2022 sichergestellt sein, bevor eine dreimonatige Testphase startet. Die Branche arbeitet deswegen aktuell mit Hochdruck daran, die Daten zu harmonisieren, die Übergangslösung und Zielprozesse zu implementieren – und die Bundesnetzagentur lässt sich regelmäßig über aktuelle Fortschritte informieren.

Klar ist: Als betroffener Akteur muss man weiterhin mit aller Kraft die Umsetzung der Zielprozesse vorantreiben.

Wen betrifft der Redispatch?

Im Rahmen von Redispatch 2.0 ändern sich die Rechte und Pflichten einer Vielzahl Akteure im Energiesystem, insbesondere für den Verteilnetzbetreiber. Dieser ist für die Prognose und Steuerung der in seinem Netz angeschlossenen Anlagen sowie die Abwicklung sämtlicher technisch-operativen sowie bilanziellen und abrechnungsrelevanten Prozesse rund um Redispatch 2.0 verantwortlich.

Anlagenbetreiber müssen teilweise erstmalig an den standardisierten Datenaustauschprozessen im Energiemarkt teilnehmen oder sich einen Dienstleister, der ihre neuen Pflichten wahrnimmt und Prozesse abwickelt, suchen.

Diese Anforderungen betreffen auch Betreiber kleinerer Stromnetze. Aktuell werden alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW, sowie künftig alle steuerbaren Anlagen (auch <100 kW) in Redispatch-Maßnahmen einbezogen. Dazu gehören dann auch Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen), Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) sowie Speicheranlagen. Die konkrete Betroffenheit muss individuell geprüft werden.

Welche Regelungen und Anforderungen sind zu beachten?

Bis zum 01. Oktober 2021 (inzwischen mit Übergangslösung bzw. verschiedenen Meilensteine teilweise verschoben auf den 31. Mai 2022) müssen folgende neue Anforderungen erfüllt werden.

Eine zuverlässige Prognose für EE-Einspeisungen ist notwendig.
Eine vorrausschauende Netzengpassprognose (Day Ahead) im Verteilnetz ist erforderlich.
Redispatch-Maßnahmen müssen für die Netzengpassbehebung abgeleitet und kostenoptimal dimensioniert werden.
Eine Erweiterung der Bilanzierung und Abrechnung ist notwendig.
Für die neuen Berechnungen müssen neue Datenstrukturen identifiziert sowie Bestehende geprüft und erweitert werden.
Neue Kommunikationswege und -Mechanismen müssen definiert und bestehende angepasst werden.
Alle zyklisch ablaufenden täglich durchzuführenden Prozess erfordern eine weitgehende Automatisierung/Digitalisierung, für die eine grundlegende Datenkonsolidierung in der Branche essentiell ist.

Auswirkungen auf die Netzbetreiber BET gliedert den Redispatch-Prozess in 8 Module

Daten
Vorhandene Datenstrukturen müssen angereichert und ggf. neu geschaffen sowie der Zugriff durch die RD 2.0 Prozesse sicher gestellt werden.

Prognose
Für Anlagen und Lasten müssen in der Netztopologie punktscharfe Prognosezeitreihen für die Netzengpassanalyse zur Verfügung gestellt werden.

Netzengpassanalyse
Mittels Netzsimulationen werden kontinuierlich potentielle Netzengpässe im eigenen Netz bewertet und daraus Flexibilitäts-potentiale ermittelt und abgeleitet.

Dimensionierung
Für die Behebung von Netzengpässen in eigenen und vorgelagerten Netzen werden geeignete RD-Maßnahmen ermittelt und priorisiert.

Abruf
Die ermittelten RD-Maßnahmen müssen über geeignete Kommunikations- und Steuertechnik umgesetzt werden. Ein Monitoring der Umsetzung ist erforderlich.

Ausfallarbeit
Die durch RD-Maßnahmen verursachte Ausfallarbeit wird mit Hilfe verschiedener Abrechnungsmodelle ermittelt

Bilanzierung
Bestehende MaBiS-Prozesse werden erweitert, um eine Anpassung der Fahrpläne vorzunehmen und die Ausfallarbeiten zu übertragen.

Abrechnung
Vom Redispatch betroffene Marktakteure werden über neue Prozesse entschädigt - hier existieren verschiedene Abrechnungsmodelle.

Lösungen für Netzbetreiber

BET gliedert das Vorgehen in vier Teilaspekte

Themenfeld Technik

Sind alle Anlagen über Fernwirktechnik an die Leitstelle angebunden, wo muss nachgerüstet werden?
Wie werden Netzberechnung und Netzbetrieb heutzutage umgesetzt, und welche zusätzlichen Aufgaben müssen übernommen werden?
Wie kann RD 2.0 mit der technischen Umsetzung von SOGL/Kaskade/GLDPM verzahnt werden?

Themenfeld IT

Wie sieht die heutige IT-Landschaft aus und welche Strategie zur zukunftsfähigen Weiterentwicklung besteht?
Welche IT-Systeme können für die RD 2.0 Prozesse erweitert werden, welche müssen ggf. neu angeschafft werden?
Wie sind die Daten heute strukturiert und benannt sowie für die Funktionen zugreifbar abgelegt?
Welche Kommunikations-Drehscheiben werden genutzt und können eventuell erweitert werden?

Themenfeld Daten

Welche Daten sind für den RD2.0 Prozess erforderlich bzw. müssen extern zur Verfügung gestellt, also intern ergänzt bzw. von externen Akteuren eingefordert werden?
Wie sieht das logische Datenmodell aus, welche Qualität haben die vorhandenen Informationen, gibt es eine einheitliche Benennung?
In welchem Detailgrad steht die Netztopologie und die geplanten Schaltmaßnahmen für Netzberechnungen je Spannungsebene zur Verfügung?
Welche Daten (in welcher Auflösung/Fristigkeit) müssen an externe Akteure gesendet werden, und über welche Schnittstellen?

Zielkonzept erstellen und Umsetzung begleiten

Definition, Implementierung und Dokumentation neuer Prozesse
Organisatorische Zuständigkeiten nicht nur für die Projektphase, sondern auch für den späteren Regelbetrieb festlegen
Spezifikation für neue Module und/oder Dienstleistungen
Soll-IT-Landschaft und Soll-Datenmodell
Technischer Aufbau und inhaltliche Ausgestaltung neuer Kommunikationswege