EEG 2021 – Was kommt auf die Energiewirtschaft zu?

Das neue EEG für 2021

Lange war es angekündigt, nun ist es da. Mitte September hat das BMWi den Gesetzentwurf des neuen EEG 2021 vorgelegt, um die drängenden Themen wie z. B. den Umgang mit Post-EEG-Anlagen oder den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien zu regeln. Mit mehr als 170 Seiten handelt es sich wie erwartet um einen größeren Entwurf, der bereits seit mehreren Monaten im Verzug ist. Da u. a. für Post-EEG-Anlagen bis zum 01.01.2021 eine Anschlussregelung erforderlich ist, drängt die Zeit. Wir als items GmbH haben uns einmal die Mühe gemacht, uns die wesentlichen Änderungen des EEG 2021 näher anzuschauen.

Die Hauptthemen des EEG 2021

Eine wesentliche Änderung des EEG 2021 stellt die Verschärfung der deutschen Klimaziele dar. So soll der Sektor Strom im Jahr 2050 zu 100 % und nicht mehr zu 80 % aus Erneuerbaren Energien versorgt werden. Dies schließt ebenfalls importierten Strom mit ein. Entsprechend erfolgt eine Anpassung der Ausbauziele bis 2029. Hinzu kommt eine besondere Berücksichtigung von Anlagen im Süden Deutschlands, um ein Ungleichgewicht der Installation der Erzeugungsanlagen zu verhindern. Die zweite wesentliche Änderung betrifft den weiteren Umgang mit Post-EEG-Anlagen. Außerdem plant der Gesetzgeber, die Akzeptanz der Bürger durch gezielte Maßnahmen zu steigern.

Post-EEG Anlagen – die Anschlussregelung

Der Gesetzgeber plant eine langfristige Regelung bis Ende 2027 für sog. Post-EEG-Anlagen, die aus der 20-jährigen Förderung ab dem 01.01.2021 auslaufen. In diesem Kontext spricht der Gesetzgeber von ausgeförderten Anlagen. Bei ausgeförderten Anlagen handelt es sich um Anlagen unter einer installierten Leistung von 100 kW, die vor dem 01.01.2021 in Betrieb genommen wurden und keinen Anspruch mehr auf eine Vergütung nach dem EEG haben §3a EEG 2021.

Die Vermarktung erfolgt automatisch weiter durch den Netzbetreiber, sofern vom Anlagenbetreiber kein Dritter mit der Vermarktung beauftragt wurde. Die gesamte Menge ist durch den Netzbetreiber zu liefern. Ein Eigenverbrauch ist nicht erlaubt, solange kein iMsys zur Erfassung des Eigenverbrauchs installiert ist. Die Höhe der Vergütung berechnet sich aus dem Jahresmarktwert des jeweiligen Energieträgers abzüglich der Vermarktungskosten.

Durch die Begrenzung der ausgeförderten Anlagen auf eine Leistung von 100 kW profitieren ausschließlich kleinere PV-Anlagen von der Neuregelung. Für größere PV-Anlagen oder Windkraftanlagen bedeutet dies weiterhin, dass keine Anschlussregelungen existieren. Somit müssen sich diese Betreiber einen Direktvermarkter suchen und mit diesem einen PPA-Vertrag abschließen. Allerdings kündigt der Gesetzentwurf an, dass auch noch für größere EE-Anlagen mit dem Fokus auf Windenergie eine Übergangslösung, auch unter dem Blick auf Corona, kommen soll.

Neues Instrument Windenergieabgabe

Zur Steigerung der Akzeptanz der Erneuerbaren Energien vor Ort plant der Gesetzgeber die verpflichtende Einführung von Bürgerstromtarifen. Betreiber von Windkraftanlagen (WKA), die einen Zuschlag im Rahmen der Ausschreibung erhalten, müssen in Zukunft für die Dauer der Förderung eine Abgabe von 0,2 ct/kWh ohne Gegenleistung an die Kommune abführen. Hierfür ist ein Vertrag in Schriftform festzuhalten. Die Zahlung an die Kommune erfolgt jährlich.

Im Referentenentwurf war zuvor noch die Möglichkeit der Einführung von Bürgerstromtarifen vorgesehen, mit der der Anlagenbetreiber die Abgabe auf 0,1 ct/kWh senken könnte. Nach der Ressortabstimmung ist die Einführung der Bürgerstromtarife gestrichen.

Bei diesem Tarif handelte es sich um einen Stromtarif, der maximal 90 % der Kosten des örtlichen Grundversorgertarifs entsprochen hätte. Der Anlagenbetreiber hätte mit mindestens 80 Bürgern einen solchen Bürgerstromtarif abschließen müssen, um von der Senkung der Abgabe gegenüber der Kommune profitieren zu können. Sofern der Betreiber mindestens einen, aber weniger als 80 Verträge abgeschlossen hätte, erhöht sich der zu leistende Betrag um die Anzahl der weniger als 80 geschlossenen Verträge multipliziert mit 100 Euro. Für die Berechnung wäre die Anzahl der Kunden maßgeblich, die bereits seit mindestens sieben Monaten einen Bürgerstromtarif abgeschlossen haben. Im Jahr der Inbetriebnahme wäre die Anzahl der Verträge zum 31.12. maßgeblich gewesen.

Schnelles Genehmigungsverfahren für kleine EE-Anlagen

Mit der Einführung des EEG 2021 plant der Gesetzgeber ein vereinfachtes Genehmigungsverfahren für kleine EE-Anlagen mit einer maximal installierten Leistung von 10,8 kW. Demnach hat der Netzbetreiber in 4 Wochen das Anschlussbegehren des Anlagenbetreibers zu prüfen. Erfolgt keine Rückmeldung innerhalb der Zeitfrist, so gilt der Anschluss als genehmigt.

Neue Ausschreibung für Dachanlagen

Dass PV-Anlagen ab einer Leistung von 750 kW Teil der Ausschreibung sind, ist seit dem EEG 2017 keine Neuigkeit mehr. Mit dem EEG 2021 erfolgt jedoch eine Trennung von PV-Freiflächenanlagen und PV-Dachanlagen und an Lärmschutzwänden. Dabei soll die Ausschreibungsgrenze von 750 kW auf 500 kW sinken. Für Freiflächenanlagen bleibt die Grenze von 750 kW bestehen. Durch die Änderung wäre eine Vielzahl von Dachanlage verpflichtet, an der Ausschreibung teilzunehmen. Daneben ist ein Eigenverbrauch in diesem Kontext nicht mehr möglich. Durch die Trennung in PV-Freiflächen und ‑Dachanlagen kommen mit dem EEG 2021 nun zwei verschiedene Ausschreibungsvolumina. Der Gesetzgeber differenziert damit nun zwischen PV-Anlagen des ersten Segments (PV-Freiflächen) und PV-Anlagen des zweiten Segments (Dachanlagen und an Lärmschutzwänden).

Ausschreibungsvolumen bis 2029

Mit der Novellierung des EEG werden die Ausschreibungsmengen bis zum Jahr 2029 fortgesetzt, um die Klimaziele für das Jahr 2030 mit einem EE-Anteil von 65 % im Sektor Strom sicherzustellen. Für Windenergie an Land plant der Gesetzgeber Ausschreibungsvolumen von 2,9 GW bis 5,8 GW pro Jahr. Bei PV-Dachanlagen liegen diese zwischen 0,25 und 0,35 GW pro Jahr. Wohingegen das Ausschreibungsvolumen für PV-Freiflächenanlagenmit Ausschreibungsmengen zwischen 1,6 GW und 1,9 GW deutlich höher liegen. Für Biogasanlagen mit fester Biomasse beträgt das Ausschreibungsvolumen 350 MW pro Jahr, für Biomethananlagen 150 MW pro Jahr. Für Windenenergieanlagen auf hoher See ändern sich die Mengen hingegen nicht, da hierfür eine Änderung des Wind-auf-See-Gesetzes erforderlich wäre.

Die neue Südquote

Mit der Novellierung des EEG wird eine sog. Südquote eingeführt. Durch diese Maßnahme soll eine Entlastung des Stromnetzes von Nord nach Süd sichergestellt werden. Hierfür plant der Gesetzgeber eine verpflichtende Quote für Windenergieanlagen an Land in Höhe von 15 % von 2021 bis 2023. Danach soll die Quote auf 20 % steigen. Die bisherigen Netzausbaugebiete entfallen damit.

Daneben erfolgt ebenfalls die Einführung einer Südquote für Biogasanlagen in Höhe von 50 %. Neu ist hierbei die Einführung einer Ausschreibung für Biomethananlagen, die sich ausschließlich an südliche Landkreise richtet. So sollen bis Ende 2028 jedes Jahr 150 MW Leistung von Biomethananlagen in südlichen Landkreisen realisiert werden. Die Ausschreibungsmenge erhöht sich dabei jeweils um die Menge, die im Vorjahr nicht vergeben wurde. Parallel zur Ausschreibung von Biomethananlagen bleibt die Ausschreibung für Biomasseanlagen mit fester Biomasse erhalten. Durch die Einführung dieser Maßnahmen will der Gesetzgeber einen Ausbau, der zu einem Ungleichgewicht der Stromerzeugung zwischen Nord- und Süddeutschland führt, verhindern.

Abschaffung der 6h-Regel

Für alle Neuanlagen, die ab dem 01.01.2021 an das Netz angeschlossen werden, plant der Gesetzgeber die mit dem letzten EEG 2017 eingeführte 6h-Regel abzuschaffen. Nach dieser Regel erhalten alle Anlagenbetreiber, die sich im Marktprämienmodell befinden, keine Marktprämie mehr, wenn der Spotmarktpreis länger als 6 Stunden negativ ist. In Zukunft plant der Gesetzgeber eine deutliche Verschärfung. So soll bereits die Auszahlung der Marktprämie bei negativen Strompreisen ab einer Länge von 1 Stunde gestoppt werden. Nach Ansicht des Gesetzgebers soll die Neuregelung den Anreiz für den Einsatz der Speichertechnologie fördern, so dass EE-Strom erst in das Netz eingespeist wird, wenn der Spotmarktpreis wieder positiv ist. 

Keine Neuigkeiten für Stromspeicher

Eine Weiterentwicklung zum Umgang mit dem Thema Abgabenbefreiung für Stromspeicher fehlt in der jetzigen EEG-Novelle. Damit gilt weiterhin die jetzige Regelung des § 61i EEG. Verpflichtende Änderungen, die sich aus dem EU-Winterpaket ergeben, die u. a. eine Abgabenbefreiung für Speicher von Haushaltskunden vorsehen, werden nicht konsequent weiterverfolgt. Das Thema Power-to-X-Lösungen ist ebenfalls kaum enthalten. Lediglich eine Befreiung für grünen Wasserstoff ist angedacht. Somit bleibt abzuwarten, ob noch eine Nachbesserung durch den Gesetzgeber erfolgt.

10 kW-Grenze zur Umlagenbefreiung bleibt bestehen

Aktuell zahlen Verbraucher, die eine PV-Anlage unterhalb einer Leistung von 10 kW betreiben, keine EEG-Umlage auf den selbst verbrauchten Strom. Für größere Anlagen oberhalb 10 kW ist dies Pflicht. Das EU-Winterpaket sah in diesem Kontext eine Anhebung der Grenze auf mindestens 30 kW vor, dies ist im aktuellen Entwurf noch nicht enthalten. Auch hier bleibt abzuwarten, ob der Gesetzgeber nachbessert.

Anpassung des Mieterstromzuschlages

Wie dem letzten Mieterstrombericht der Bundesregierung zu entnehmen war, ist der Ausbau von Mieterstromprojekten auf Grund der schlechten Förderbedingungen bislang mehr als schleppend erfolgt. Ein Grund war die zu niedrige Mieterstromumlage, die an die Höhe der aktuellen PV-Vergütung abzüglich des Wertes 8,5 ct/kWh gekoppelt war. Dadurch, dass die Höhe der PV-Vergütung durch den atmenden Deckel im EEG stetig sinkt, nahm auch die Höhe des Mieterstromzuschlags ab.

Mit der Novellierung des EEG erfolgt nun eine Entkopplung des Mieterstromzuschlags von der Höhe der PV-Vergütung. Anlagen mit einer Leistung von maximal 10 kW erhalten einen Mieterstromzuschlag von 3,79 ct/kWh. Anlagen von 10 bis 40 kW 3,52 ct/kWh und Anlagen bis 500 kW 2,37 ct/kWh. Die Grenze für Mieterstromprojekte wird somit von 100 kW auf 500 kW angehoben. Die Höhe der Mieterstromvergütung sinkt ebenfalls nach den gleichen Mechanismen des atmenden Deckels wie für die feste PV-Vergütung. Eine marktgerechte Vergütung bleibt so sichergestellt.

Weitere Entwicklung bleibt abzuwarten

Wie aus dem Ausschnitt über die geplanten Änderungen des EEG ersichtlich wurde, hält die Novelle viele neue Themen bereit. Dringende Themen, wie der weitere Umgang mit Post-EEG-Anlagen, bekommen nun endlich einen rechtlichen Rahmen. Andere, wie das Thema Speicher, sind komplett vernachlässigt worden. Ebenso die Anhebung der 10-kW-Grenze zur Umlagenbefreiung auf mindestens 30 kW, wie es die EU vorsieht. Mit der Ankündigung des Gesetzgebers, die Regelung für Post-EEG-Windkraftanlagen zu ergänzen, wird deutlich, dass noch einige kleine Änderungen kommen. Ein deutlich größerer Wurf ist jedoch auf Grund des Zeitdrucks nicht zu erwarten.

Power-Purchase-Agreements (PAAs) und Post-EEG-Anlagen im energiewirtschaftlichen Kontext

Energiewirtschaftliche Tagesfragen 70. Jg. (2020) Heft 3

Das Ende der Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) stellt Betreiber von Solar- und Windanlagen vor die Frage, wie es in Zukunft mit diesen weitergehen soll. Eine Abschaltung gilt es zu verhindern – Power-Purchase-Agreements könnten die Lösung sein.

Welche Formen von PPAs aktuell diskutiert werden, ob virtuell, physisch, On-Site oder Off-Site, Chancen und Risiken sowie mehr zur rechtlichen Grundlage der Agreements lesen sie im neuen Artikel von Marcel Linnemann in der Energiewirtschaftliche Tagesfragen:

Power-Purchase-Agreements (PAAs) und Post-EEG-Anlagen im energiewirtschaftlichen Kontext

Redispatch 2.0 – Das Stromnetz wird 2021 flexibler

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
© items GmbH

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.