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Redispatch 2.0 – Das Stromnetz wird 2021 flexibler

8. Januar 2020

Flexbilität im Stromnetz

Die Energieerzeugung ist längst nicht mehr wie vor 20 Jahren ein Geschäft für wenige hunderte konventionelle Kraftwerke. Mittlerweile erzeugen mehr als 1,7 Millionen Erneuerbare Energien- Anlagen (EE-Anlagen) elektrische Energie und müssen in das Stromnetz integriert werden. Hinzu kommt eine steigende Anzahl neuer Verbraucher wie Wärmepumpen oder Elektromobile, die in das Netz integriert werden müssen. Für ein physikalisches System, bei dem zu jedem Zeitpunkt genauso viel Energie verbraucht wie erzeugt werden muss und für das die physikalischen Grenzen, wie z. B. die der Transportkapazität beachtet werden müssen, stellt dies unter Berücksichtigung des weiteren Ausbaus an EE-Anlagen eine enorme Herausforderung dar. Ein Instrument zur Gewährleistung der Netzstabilität stellen die sogenannten Redispatch-Maßnahmen dar.

Was ist Redispatch?

Der Begriff Redispatch steht für die Änderung der Kraftwerkeinsatzplanung zur Vermeidung von Netzengpässen. Dies geschieht auf Basis von Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnungen. Für die Netzstabilität ist in diesem Zusammenhang der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erforderlich, der eine Übersicht über die Ein- und Ausspeisepunkte der verschiedenen Netzebenen erstellt und nutzt.

Grundsätzlich wird im Rahmen des Redispatch zwischen Standard-Redispatch-Maßnahmen und Sondermaßnahmen differenziert. Bei einer Redispatch-Maßnahme geht es vor allem darum, Netzengpässe zu verlagern, indem Kraftwerke an Standorten mit einer hohen Energienachfrage aktiviert werden und im Gegenzug Kraftwerke in Regionen mit geringerer Nachfrage ihre Erzeugung drosseln müssen (Standard-Redispatch-Maßnahme). Ist auf Basis der Berechnung ein Netzengpass absehbar, weist der Übertragungsnetzbetreiber die Anlagenbetreiber an, ihren Fahrplan zu ändern. Für die Abweichung erhalten die Anlagenbetreiber eine Entschädigung. Die Berechnung erfolgt auf Basis des BDES-Branchenleitfadens zur Vergütung von Redispatch-Maßnahmen.

In diesem Kontext ist zwischen dem negativen und positiven Redispatch zu differenzieren. Bei Sondermaßnahmen ist ein Engpass nicht zeitlich vorhersehbar, weswegen eine Anweisung zur Änderung des Kraftwerkeinsatzplans kurzfristig durch den ÜNB erfolgt. Der Redispatch wird heute mit konventionellen Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt.

Auslöser, das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)

Auf Grund des starken Zubaus von EE-Anlagen in den letzten 10 Jahren, zunehmenden Netzengpässen auf den unteren Netzebenen sowie den geplanten Kapazitätsverringerungen konventioneller Erzeugungsanlagen, wie z. B. dem geplanten Kohleausstieg, wird derzeit eine Reform des Redisptach geplant. Ausgangsbasis hierfür ist das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG), das neue Vorgaben zum Umgang mit Netzengpässen enthält und ab dem 01. Oktober 2021 umzusetzen ist. Die einzelnen Regelungen des Einspeisemanagements für EE- und KWK-Anlagen werden in das EnWG überführt. Das Vorhaben wird in der Branche als Redispatch 2.0 bezeichnet.

Im Gegensatz zu früher schließen die Neuregelungen alle 890 Verteilnetzbetreiber (VNB) mit ein, da jeder VNB verpflichtet wird, am Redispatch teilzunehmen. Für viele Netzbetreiber bedeutet dies die Implementierung neuer Prozesse, die für eine gemeinsame Kommunikation und Datenaustausch notwendig sind. Die Änderungen sind jedoch noch nicht final beschlossen und werden derzeit von den Verbänden in Zusammenarbeit mit der Regulierungsbehörde erarbeitet.

Redispatch 2.0

Im Gegensatz zur bestehenden Regelung des Redispatch sollen nicht mehr nur noch die konventionellen Anlagen mit einer installierten Leistung größer 10 MW in das Redispatch integriert werden. Im Rahmen der Gesetzesnovelle sind auch konventionelle und KWK-Anlagen zwischen 0,1 bis 10 MW installierter Leistung zu integrieren. Ebenfalls sind alle EE-Anlagen größer 0,1 MW zu berücksichtige sowie alle EE-Anlagen, die kleiner 0,1 MW sind und über eine Steuerungseinheit verfügen. Dies würde alle EE-Anlagen betreffen, die über ein intelligentes Messsystem mit einer Steuerbox verfügen. Bis 2032 dürften hiervon alle Anlagen mit einer installierten Leistung größer 7 kW betroffen sein. Somit sind in Zukunft nicht mehr wenige einzelne Großkraftwerke vom Redispatch betroffen, sondern auch ein Großteil der mehr als 1,7 Millionen EE-Anlagen.

Darüber hinaus sind nicht mehr nur die Anlagenbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichen betroffen, sondern auch die Verteilnetzbetreiber der ersten sowie nten-Ebene. Die Entschädigungsprozesse sollen im Kern auf dem Branchenleitfaden für die Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen beruhen sowie dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 der BNetzA.

 

ERklärung Redispatch 1.0 vs. 2.0
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Diskutierte Redispatch-Modelle

Wie ein finales Modell am Ende aussehen könnte, welcher Datenbedarf besteht und welche Prozesse im Einzelnen noch auszugestalten sind, findet sich derzeit noch im Bearbeitungsprozess. Die aktuellen Entwicklungen können auf der Website des BDEW nachverfolgt werden. Im Rahmen des Entwicklungsprozesses differenziert der BDEW zwischen drei unterschiedlichen Bilanzierungsmodellen:

  • Modell 0 für konventionelle und KWK-Anlagen
  • Modell 0+ für EE-Anlagen
  • Modell 1 für EE-Anlagen

Für die Modelle 0 und 0+ ist u. a. die Lieferung von Planungsdaten erforderlich, wohingegen Modell 1 auf Planungsdaten verzichtet. Insgesamt differenzieren alle Modelle zwischen unterschiedlichen Leistungsstufen und zu übermittelnden Daten. Je nach installierter Leistung müssen ggf. Planungs-, Stamm-, Echtzeitdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und marktbedingte Anpassungen der Fahrweise durch Bilanzkreisverantwortliche bei PV/Wind mitgeteilt werden.

Eine Kernaufgabe der Netzbetreiber wird die Berechnung und Mitteilung von Flex-Ressourcen sein, die aggregiert werden müssen, so dass einzelne Cluster gebildet werden können. Die Flex-Ressourcen spiegeln die Flexibilitätsoptionen der Erzeugungsanlagen wider. Hierfür ist eine Prognose für den Folgetag auf 15min-Basis notwendig. Die Abrechnung erfolgt ebenfalls über den Netzbetreiber. Hierfür wird wahrscheinlich das Spitz- oder Pauschalverfahren nach dem Leitfaden zum Einspeisemanagement 3.0 eingesetzt. Inwiefern sich die einzelnen Prozesse und Modelle weiterentwickeln bleibt diesbezüglich abzuwarten.

Auch VNB ohne EinsMan vom Redispatch betroffen

Grundsätzlich ist jedoch zu beachten, dass alle Anlagenbetreiber nach dem NABEG verpflichtet sind am Redispatch teilzunehmen, auch wenn die Anlage derzeit nicht Teil des EinsMan ist. Diesbezüglich ist der Anlagenbetreiber verantwortlich für:

  • Meldung/Ergänzung von Stammdaten und Verwaltung bei Änderungen
  • Erstellung und Aktualisierung der Einspeiseprognose bei Anlagen, die nicht durch EIV verbindlich planbar sind
  • Ergänzung/Aktualisierung der netztechnischen Wirksamkeit von Anlagen im eigenen Netz auf Übergabepunkte des vorgelagerten Netzes
  • Meldung von Flexibilitätsbeschränkungen für vorgelagerte Netzbetreiber
  • Wenn der ANB die Anlagen in seinem Netzgebiet selber anweist, kommen weitere Pflichten, wie z. B. der Bilanzkreisausgleich und die Abrechnung hinzu.

(Quelle BDEW)

Auswirkungen auf die ARegV

Durch die Neugestaltung des NABEG ist bislang noch unklar, welche Auswirkungen sich für die Erlösobergrenze für Netzbetreiber ergeben. Es ist jedoch davon auszugehen, dass der Verwaltungsaufwand für Maßnahmen des Engpassmanagements durch die steigende Anlagenzahl zunehmen wird. Dadurch steigt auch die Nachweispflicht gegenüber der Regulierungsbehörde, sofern die Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten (dnbk) anerkannt werden sollen. Nach §15 EEG liegt dies dann bei EE-Anlagen vor, wenn die Maßnahme erforderlich war, diese nicht durch den Netzbetreiber zu vertreten ist und die Zahlung im gesetzlichen Rahmen liegt.

Durch die Tatsache, dass die meisten Erzeugungsanlagen bedingt durch die Energiewende vor allem im Verteilnetz installiert werden, wird der VNB in Zukunft wahrscheinlich einen erhöhten Aufwand gegenüber der Regulierungsbehörde haben. Hinzu kommt, dass der Verwaltungsaufwand in der Regel über eine Pauschale abgedeckt werden muss. Dadurch ist der VNB gezwungen, möglichst automatisierte Prozesse zu etablieren. Hinzu kommt die aktuelle Problematik der mangelnden Datenbasis im Verteilnetz. Viele Verteilnetzbetreiber haben keine Informationen über genaue Netzengpässe oder Spannungsbandverletzungen. Diese könnten aber gerade auf Verteilnetzebene notwendig werden, wenn z. B. mehrere Ladesäulen und EE-Anlagen auf einem Strang angeschlossen sind. Hier stellt sich auch die Frage, ob die derzeitige Planung des BDEW mit Stammdaten und einer Überschlagsrechnung für EE-Anlagen unter 100 kW ausreicht oder nicht vielmehr ein Echtzeitmonitoring des Verteilnetzes notwendig ist.

Entwicklung weiterhin offen

Viele Fragen sind im Rahmen der Ausgestaltung des Redispatch 2.0 noch offen und werden sicherlich in den nächsten Monaten konkretisiert werden. Spannend dürfte für Netzbetreiber vor allem werden, welche Daten im Verteilnetz erhoben werden müssen, um die Anforderungen des Redispatch 2.0 zu erfüllen. Es dürfte auch die Automatisierung der Prozesse zur Reduktion des Verwaltungsaufwands von hoher Priorität sein. So könnte die Flex-Prognose je Anlage auf 15min-Basis für den Folgetag für VNBs ein hoher Aufwand darstellen, da u. a. die Volatilität der EE-Anlagen zu berücksichtigen ist.

Marcel Linnemann

Geschäftsfeldentwickler IoT | Wirt. Ing. Energiewirtschaft M.Sc
Marcel Linnemann ist Innovationsmanager und Wirt. Ing. M.Sc. für den Bereich Energie- und Netzwirtschaft. Neben seinem Fokus, den regulatorischen Fragestellungen und der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle, ist er Projektleiter unterschiedlichster IoT-Projekte mit dem Fokus Smart Grid. Er ist Autor des Buches „Einsatzpotentiale von LoRaWAN in der Energiewirtschaft“ und zahlreicher einschlägiger Fachartikel.

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