Redispatch 2.0 – Regeln in der Fläche

13.07.2020 – Engpässe in Stromnetz zu vermeiden, lag bislang in der alleinigen Verantwortung der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Ab Oktober 2021 sind praktisch alle Verteilnetzbetreiber gefordert, im Zuge des sogenannten Redispatch 2.0 einen umfangreichen Beitrag zur Netzstabilität zu leisten.

Mit der fortschreitenden Dezentralisierung der Stromversorgung und der zunehmenden Einbindung volatiler Energieerzeuger hat sich gezeigt, dass der aktuelle regulatorische Rahmen und die bisherigen Verfahren des Netzbetriebs für die weitere Umsetzung der Energiewende nur begrenzt tauglich sind.

Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) am 18.05.2019 sollen wesentliche Hindernisse beseitigt und die finanziellen Belastungen für die Allgemeinheit reduziert werden. Ein Beispiel und wichtiger Ansatzpunkt in diesem Kontext sind die Kosten, die für Maßnahmen zur Stabilisierung der Übertragungsnetze durch Einspeisemanagement oder Fahrplanänderungen bei konventionellen Kraftwerken (Redispatch) anfallen: 2019 wurden dafür insgesamt rund 1,2 Milliarden Euro aufgebracht.

Über den sogenannten Redispatch 2.0 sollen die notwendigen Planungs- und Regelungsprozesse zur Vermeidung von Netzengpässen dezentralisiert und damit effizienter und wirtschaftlicher werden. Den Verteilnetzbetreibern, an deren Spannungsebenen der überwiegende Teil der Erzeugungsanlagen angeschlossen ist, wird dabei als operative Schnittstelle zu den dezentralen Energiesystemen eine Schlüsselrolle zukommen. So wird praktisch jeder der über 800 VNB in Deutschland ab Oktober 2021 gefordert sein, mal mehr, mal weniger am Redispatch-Prozess teilzunehmen. Das Spektrum reicht von der Übernahme der Einsatzfahrpläne von Anlagen im eigenen Netz, dem Detektieren von Netzengpässen und dem Ermitteln des entsprechenden Redispatch-Bedarfes, bis hin zur Wahrnehmung der Pflichten eines Einsatzverantwortlichen, der Prognosefahrpläne und das zugehörige Redispatchpotenzial an den Übertragungsnetzbetreiber melden muss.

Dispatch RedispatchProzess BDEW
Darstellung der Prozessse beim Dispatch und Redispatch. Grafik: BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e.V.

Dispatch und Redispatch heute

Um die neuen Anforderungen zu verstehen, die sich für die VNB aus der Gesetzesnovelle ergeben, lohnt sich ein Blick auf die bisherigen Verfahren: Diese orientieren sich an den planbaren Betriebsweisen konventioneller Kraftwerke, die noch bis vor einigen Jahren das Gros des verbrauchten Stroms lieferten. Die Betreiber planen den Einsatz dieser Kraftwerke unter Berücksichtigung der zu erwartenden Preise am jeweiligen Absatzmarkt und melden die von ihnen am Folgetag geplanten Stromerzeugungsmengen in Form eines Fahrplans beim jeweiligen ÜNB an. Aus der Summe aller Einzelfahrpläne aus den vier Regelzonen ergibt sich so der bundesdeutsche Gesamtfahrplan für den nächsten Tag, der sogenannte Dispatch.

Via Netzberechnung überprüfen die ÜNB, ob dieser geplante Kraftwerkseinsatz zu irgendeinem Zeitpunkt zu Netzengpässen führen kann. In diesem Fall müssen die Fahrpläne angepasst und der vorgesehene Kraftwerkseinsatz geändert werden. Da die Gesamterzeugungsmenge für den Folgetag dabei gleichbleiben soll, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt. Diesen Anpassungsvorgang, der aktuell nur Kraftwerke ab 10 MW Erzeugungsleistung einbezieht, bezeichnet man als Redispatch.

Beim Redispatch handelt es sich um eine marktbezogene Maßnahme nach § 13.1 EnWG mit dem klaren Ziel, Netzengpässe und insbesondere auch Anpassungsmaßnahmen zu vermeiden. Diese werden erforderlich, wenn Strom oder Spannung im Netz auch durch den Redispatch nicht im vorgeschriebenen Umfang stabilisiert werden können. Dann führt der ÜNB Anpassungsmaßnahmen nach § 13.2 in Verbindung mit § 14 EnWG durch, indem konventionelle Kraftwerke abgeregelt und Erneuerbare Erzeuger beziehungsweise KWK-Anlagen im Einspeisemanagement netzdienlich ge-steuert werden. Diese Maßnahmen sind entschädigungspflichtig und summieren sich Jahr für Jahr zu höheren Kosten auf, die sich letztlich im Strompreis niederschlagen.

Grenzen erreicht

Allein die Kostenentwicklung zeigt, dass sich dieses Verfahren überlebt hat. Zum einen, weil die Stromerzeugung aus steuerbaren, konventionellen Großkraftwerken ein Auslaufmodell ist: Von der in Deutschland im April 2020 registrierten, installierten Erzeugungsleistung von etwas über 221 GW kamen laut Bundesnetzagentur nur noch rund 80 GW aus Atom-, Kohle- oder Gaskraftwerken, bis 2022 werden diese Kapazitäten netto um weitere 10 Prozent sinken. Schon heute werden in nicht unerheblichem Maße Reservekraftwerke für die Erbringung von Redispatch-Leistungen eingesetzt, da die am Markt verfügbaren Kapazitäten nicht immer ausreichen.

Zum anderen steigt mit der Zunahme der Einspeisung aus regenerativen Quellen die Volatilität der Erzeugungsleistung, was zu einem höheren Bedarf an Redispatch-Maßnahmen und einer steigenden Anzahl entschädigungspflichtiger Maßnahmen zum Einspeisemanagement führt.

Redispatch 2.0

Das neue System des Redispatch 2.0 soll hier Abhilfe schaffen, indem das bisher getrennt geregelte Einspeisemanagement in einen gesamtheitlichen optimierten Mechanismus überführt wird. Wurden bisher nur rund einhundert große Kraftwerke zur Stabilisierung der Netze herangezogen, sollen künftig auch Speicher und Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen größer 30 kW, die durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, ihren Beitrag zur Vermeidung von Netzengpässen leisten – insgesamt also wohl mehrere 100.000 Anlagen deutschlandweit.

Übergreifende Koordination

Eine deutlich komplexere Herausforderung für die VNB ergibt sich jedoch aus der Tatsache, dass zu den nach wie vor bestehenden Verpflichtungen zur Wahrnehmung von Anpassungsmaßnahmen (neu: Notfallmaßnahmen) nach § 13.2 EnWG (Kaskade) nun auch neue in Bezug auf marktbezogene Maßnahmen nach § 13.1 EnWG für Redispatch 2.0 hinzukommen. Dazu muss für jede redispatchfähige Anlage ein sog. Einsatzverantwortlicher (EIV) benannt werden. Er ist derjenige, der sich gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber für die Anlage verantwortlich zeichnet. Einsatzverantwortliche können die Kraftwerks-/Anlagenbetreiber selbst, ein Direktvermarkter oder ersatzweise auch der Netzbetreiber sein, so dass auf die Netzbetreiber schon aus diesen Vorgaben zahlreiche neue Pflichten zukommen.

Die Fahrpläne jeder einzelnen Anlage sowie mögliche Redispatch-Potenziale, die vom EIV für den kommenden Tag bereitgestellt werden müssen, bilden künftig die Grundlage für die Planungen der ÜNB. Dazu haben die vier ÜNB in Deutschland die Plattform Connect+ aus der Taufe gehoben, an die alle EIV ihre Einsatzfahrpläne am Tag zuvor bis 14:30 Uhr hochladen und von der sie ggf. korrigierte Fahrpläne zurückerhalten.

Die Prüfung auf Netzengpässe wird nun sowohl vom ÜNB, als auch vom VNB durchgeführt. Zu diesem Zweck erhalten die Netzbetreiber alle geplanten Fahrpläne zu jeder im eigenen Netz befindlichen redispatchfähigen Erzeugungsanlage. Dabei gilt der Grundsatz: Wer in der Prognose einen Netzengpass haben kann, kümmert sich auch darum, so dass er perspektivisch behoben wird, sprich, meldet einen entsprechenden Redispatch-Bedarf an.

Das bedeutet zwangsläufig, dass Redispatch-Maßnahmen zwischen den betroffenen Netzbetreibern koordiniert, geplant und abgewickelt werden müssen Die VNB sind also gefordert, auf Basis von Prognosen und Planwerten den Netzzustand sowie die Wirksamkeit und Kosten möglicher Maßnahmen zu bewerten, um dann in enger Abstimmung die bestgeeignete Vorgehensweise zu bestimmen. Es ist unschwer vorstellbar, wie komplex diese Aufgabe ist – speziell aus Sicht derjenigen VNB, die selbst Netze in unterschiedlichen Regionen/Regelzonen betreiben oder den Netzbetrieb als Service für kleinere Unternehmen anbieten.

Enger Zeitplan

Derzeit arbeitet die Branche an der Vorbereitung und Konkretisierung abgestimmter Vorgehensweisen. So will der VDE Ende des Jahres einen Entwurf für eine Anwendungsregel vorlegen, die dann bis Herbst 2021 finalisiert sein soll. Bei der Bundesnetzagentur laufen derzeit die Konsultationen zur Festlegung der Mindestfaktoren, weitere wichtige Rahmenbedingungen will die Behörde im Dezember 2020 definiert haben. Im Netzwerk Connect+ erarbeitet man derzeit ein Lastenheft für einen einheitlichen Datenweg zwischen Netzbetreibern und Anlagenbetreibern und gestaltet die Prozesse und Formate für den Koordinationsprozess zwischen den Netzbetreibern. Die Plattform DA/RE geht ebenfalls in die Umsetzung.

In der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW haben sich vor diesem Hintergrund der ÜNB mit einigen VNBs zur DA/RE-Initiative (Datenaustausch Redispatch) zusammengeschlossen und gemeinsam die Plattform DA/RE entwickelt, die die Koordination und Optimierung der Redispatch-Maßnahmen zwischen den einzelnen Netzgebieten übernehmen soll, und damit den einzelnen VNB in der Regelzone entlastet. Die Pilotphase wurde inzwischen erfolgreich abgeschlossen, nun sollen die gewonnenen Erfahrungen und Erkenntnisse als Grundlage für die anstehende Entwicklung der DA/RE-Zielplattform genutzt werden. Bei diesem Verfahren bekommen die Netzbetreiber die Einsatzfahrpläne der EIV in ihrem Netzgebiet und melden nach entsprechender Prüfung ggf. einen Redispatchbedarf zurück. Alles Weitere (Aggregation, kostengünstigste Auswahl und Beauftragung über Connect+) erledigt die Plattform.

Notfallmaßnahmen und Bilanzierung

Die Entschädigungspflicht für Anpassungsmaßnahmen für erneuerbare Erzeugungs- und KWK-Anlagen wird aufgehoben, die Vorrangstellung der EE-Erzeugung bei der Durchführung von Notfallmaßnahmen bleibt aber weiterhin bestehen. Die realisierten Redispatchleistungen werden bei dem Netzbetreiber bilanziert, in dessen Netz sich die zur Erbringung benötigten Anlagen befinden und entsprechend ihrem Angebot entschädigt. Daraus ergibt sich für den Netzbetreiber die Notwendigkeit, künftig einen Redispatch-Bilanzkreis zu führen.

Automatisierte Kommunikation

Für die Prozesse und Systeme der Verteilnetzbetreiber haben die neuen Verfahren weitreichende Auswirkungen. Ein wichtiges Thema ist dabei der Datenaustausch zwischen den beteiligten Akteuren: So werden Netzbetreiber Tools und Verfahren benötigen, um beispielsweise die von den Einsatzverantwortlichen bereitgestellten Fahrpläne und Redispatch-Potenziale entgegenzunehmen und zu verifizieren, Redispatchbedarfe anzumelden, Planungs- und evtl. Echtzeitdaten auszutauschen, und ggf. korrigierte Fahrpläne des ÜNB entgegenzunehmen. Wichtig zu wissen: Auch Netzbetreiber, die im eigenen Netz keine Engpässe haben können, werden in der Rolle eines EIV verpflichtet sein, Einspeiseprognosen und nutzbare Flexibilitätspotenziale an den ÜNB weiterzugeben. Auch werden in der Regel Prognosen zu den Netzverknüpfungspunkten zu überlagerten Netzen zu liefern sein.

Um den Netzbetreiber zu entlasten, müssen sämtliche Prozesse in diesem Zusammenhang natürlich automatisiert auf Grundlage einheitlicher Standards ablaufen. Um dafür die notwendigen Voraussetzungen zu schaffen, hat sich im Juni 2019 die Netzbetreiber-Initiative Connect+ gegründet, der neben den vier ÜNB aktuell 16 große Netzbetreiber angehören. Connect+ hat sich zum Ziel gesetzt, zum einen die Datenwege zwischen Anlagen- und Netzbetreibern zu definieren, die zur Umsetzung des NABEG erforderlich sind. Zum anderen sollen Prozesse und Formate für den Koordinationsprozess zwischen den Netzbetreibern ausgestaltet werden. Aktuell steht die Erstellung eines Lastenhefts für die technische Implementierung des erwähnten.

Datenwegs zwischen Netz- und Anlagenbetreibern auf der Agenda. Grundlage hierfür sind zum einen die umfangreichen Vorarbeiten zu Prozessen zwischen den Netzbetreibern im BDEW sowie zum anderen die im Rahmen von Redispatch 2.0 erarbeiteten Detailprozesse. Hierzu gehört insbesondere die Identifikation des Datenbedarfs an der Schnittstelle Netzbetreiber/Plattform(en) sowie die Erarbeitung der Modalitäten für die Bilanzierung und Abrechnung des neuen Redispatchregimes.

Kommunikation über Imsys

Auf der Niederspannungsebene wird zudem die Kommunikation über das intelligente Messsystem zunehmend eine wichtige Rolle spielen – sowohl für den Abruf detaillierter Einspeise- und Verbrauchswerte als auch für die Schaltung von kleineren Anlagen über CLS-Systeme (z.B. Steuerbox). Insgesamt werden für den umfangreichen Datenaustausch zwischen den einzelnen Akteuren und Rollen zudem angepasste Sicherheitskonzepte (ISMS) zu entwickeln sein.

Netzberechnung und Prognose

Bei der Bewertung der von den EIV übermittelten Prognose-Fahrplänen auf den Netzzustand kommt der in die Zukunft schauenden Netzbetrachtung eine Schlüsselrolle zu. Diese ist zwingend erforderlich, um eventuell auftretende spannungs- oder strombedingte Netzprobleme frühzeitig zu erkennen und Redispatch-Potenziale beziehungsweise -Bedarf im eigenen Netz möglichst exakt zu ermitteln. Dreh- und Angelpunkt sind hier flexible (Netzberechnungs-)Tools, die in der Lage sind, die Einspeise- und Lastsituation im Netz für den kommenden Tag vorherzusagen, Fahrpläne für eigene Anlagen zu erstellen, Fahrpläne von anderen EIV zu evaluieren und ggf. auch die Planung optimierter Redispatch-Maßnahmen zu unterstützen.

An solchen Lösungen arbeiten die Systemanbieter derzeit mit Hochdruck und erste Entwicklungen sind bereits am Markt verfügbar. Dass die Prozesse und technischen Anforderungen noch nicht in letzter Konsequenz feststehen, wird dabei in der Branche durchgängig nicht als grundsätzliches Problem gesehen.

Darüber hinaus empfehlen Experten den Netzbetreibern, sich nach geeigneten Prognosesystemen für Wetter und Last umzusehen, die den oben skizzierten Tools „zuarbeiten“. Auch die Digitalisierung der eigenen Betriebsmittel – Stichwort Intelligente Ortsnetzstation – sollte vor dem Hintergrund der künftigen Anforderungen diskutiert werden.

Abwarten ist keine Option

Angesichts des engen Zeitplans sollten Marktsondierungen und erste strategische Entscheidungen noch in diesem Jahr auf der Agenda der Verteilnetzbetreiber stehen, denn die Umsetzungsverpflichtung tritt nach heutigen Erkenntnissen tatsächlich zum Stichtag 1.10.021 in Kraft. Übergangsfristen oder Ausnahmeregelungen sind bislang noch nicht vorgesehen. Die gute Nachricht: Alle Kosten, die bis zum Stichtag beim Netzbetreiber anfallen, können als „dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten“ (dnbK) im Rahmen der Anreizregulierung berücksichtigt und auf die Netzentgelte umgelegt werden. (pq)

Erfahren Sie mehr zum Schwerpunkt Redispatch 2.0 in den folgenden Beiträgen:

Redispatch 2.0 – Gesamtsicht auf die Prozesse
Netzberechnung 2.0
Auf dem Weg zum digitalen Verteilnetz