Redispatch

Redispatch 2.0 beschreibt neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen. Im zukünftigen Prozess wird bereits in einem Planungshorizont von ca. 2 Tagen im Voraus der Netzzustand ermittelt. Dafür sind Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Wird ein netzbedingter Engpass erkannt, werden durch den Netzbetreiber Maßnahmen ermittelt, um den Eintritt des Engpasses zu verhindern. Diese Maßnahmen sind zukünftig zu den voraussichtlich geringsten Kosten auszuwählen. EE-, bestimmte KWK-Anlagen sowie Netzreserve-Anlagen werden dabei mit einem kalkulatorischen Preis bewertet. Dieser dient lediglich der Anlagenauswahl sowie der Abbildung des Einspeisevorrangs und entspricht nicht dem individuellen Vergütungssatz. Neu ist im zukünftigen Prozess auch, dass die Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind.

Weiterhin bleibt die Möglichkeit bestehen, dass der Netzbetreiber im Rahmen von Bau- und Notfallmaßnahmen Erzeugungs- und Speicheranlagen reduzieren wird.

Um die gesetzlichen Anforderungen für Redispatch 2.0 umsetzen zu können, ist eine branchenweite enge Zusammenarbeit der beteiligten Akteure unerlässlich. Im BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. wurden branchenweit die zukünftigen Prozesse erarbeitet und in einer Branchenlösung dokumentiert. Diese sowie weitere Informationen finden Sie auf der Internetseite des BDEW.

Diese Branchenlösung ist die Grundlage für Festlegungsentwürfe der Bundesnetzagentur, die im Sommer 2020 konsultiert und festgelegt wurden. Diese betreffen folgende Bereiche:

• zu Bilanzierungsmodellen, Bestimmung der Ausfallarbeit, Anpassungen der MaBis (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) und den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059),
• zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061)
• zur Netzbetreiberkoordinierung (BK6-20-060) und
• Datenformate (Mitteilung Nr. 23 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Marktkommunikation).

Für den Datenaustausch in der Rolle des Data Providers nutzt TEN Thüringer Energienetze die Plattform RAIDA (raida.de) des Netzbetreiberprojektes Connect+.

Die Marktpartner-ID für die Rolle des Data Providers lautet 9979425000005.

Einsatzverantwortliche und Lieferanten müssen sich für den Datenaustausch mit TEN Thüringer Energienetze auf der Plattform raida.de registrieren. Auf Kontakt – Connect+ (netz-connectplus.de) wurde dafür eine Schritt-für-Schritt Anleitung bereitgestellt. Fragen zum Registrierungsprozess richten Sie bitte an die Kontaktmöglichkeiten von Connect+.

Für die Nutzung der Datenaustauschplattform Connect+ bestätigen Sie als Marktakteur (Lieferant bzw. Einsatzverantwortlicher) gegenüber der TEN Thüringer Energienetze, die Anforderungen für die Nutzung von RAIDA zu erfüllen. Die formelle Bestätigung erfolgt über das Akzeptieren der Anforderungen des Anschlussnetzbetreibers an die Marktakteure für die Nutzung von RAIDA im Rahmen des Registrierungsprozesses auf der Webseite RAIDA.de.

Im Rahmen der Branchenlösung und der Festlegungen der Bundesnetzagentur werden auch Bilanzierungs- und Abrechnungsmodelle eingeführt.

• Durch das Bilanzierungsmodell wird im Wesentlichen unterschieden, ob Plandaten durch den Einsatzverantwortlichen zur Verfügung gestellt werden oder der Netzbetreiber eine Prognose erstellt. Dafür stehen grundsätzlich das Planwert- oder das Prognosemodell zur Verfügung. Das Planwertmodell ist jedoch bis zum 01.10.2022 ausgesetzt. Alternativ steht das Modell Prognose mit Planwertlieferung zur Verfügung.
• Für die Abrechnung kann zwischen dem Pauschalverfahren, dem vereinfachten Spitzverfahren und dem Spitzverfahren gewählt werden.
• Erläuterungen sowie Voraussetzungen für die Modelle bzw. Verfahren finden Sie in Anlage 1 der BK6-20-059. Zum Prognosemodell mit Planwertlieferung erhalten Sie gesondert Informationen in der Umsetzungsfrage Redispatch_011 des BDEW. Prozesse zu Bilanzierung und Abrechnung sind in Anlage 2 und 3 der BK6-20-059 sowie in den Anwendungshilfen des BDEW.

Außerdem werden die Rollen des Betreibers einer technischen Ressource (BTR) und des Einsatzverantwortlichen (EIV) einer steuerbaren Ressource eingeführt, die verschiedene Pflichten in diesem Prozess erfüllen müssen.

Die Übernahme von standardisierten Marktrollen geht mit Pflichten zur Nutzung standardisierter Datenwege und -formate einher. Sollten Sie in Erwägung ziehen, die Rollen selbst zu übernehmen, informieren Sie sich zu diesen Pflichten mit der Anwendungshilfe Marktrollen des BDEW. Eine Liste mit Anbietern für die Marktrollen hat der BDEW veröffentlicht.

Für die Umsetzung eines Abrufes einer steuerbaren Ressource durch einen Netzbetreiber steht entweder das Verfahren der Steuerung durch den Einsatzverantwortlichen anhand vorgegebener Fahrpläne (Aufforderungsfall) oder die Nutzung einer technischen Einrichtung zur Steuerung durch den Anschlussnetzbetreiber (Duldungsfall) zur Verfügung.

Im Vorfeld des Prozesses Abrechnung findet monatlich die Abstimmung der aus einem Abruf resultierenden Ausfallarbeit zwischen TEN Thüringer Energienetze und einem BTR für jede betroffene Anlage statt. Bitte beachten Sie als BTR hierzu die jeweils aktuell gültigen Regelungen zum Übertragungsweg für EDIFACT und melden sich rechtzeitig vor dem ersten beabsichtigten Datenaustausch bei unserem Ansprechpartner für Marktkommunikation unter:
marktkommunikation-ws@thueringer-energienetze.com.

In der Marktrolle BTR sind Sie verpflichtet, den verschlüsselten elektronischen Datenaustausch für die Übertragung von Ausfallarbeit und meteorologischen Daten sicherzustellen. Unser Kontaktdatenblatt und Zertifikat können Sie hier herunterladen:

Downloads

• Kontaktdatenblatt (40 KB)
• Zertifikat (2 KB)

Bitte übermitteln Sie uns Ihre Kontakt- und Zertifikatsdaten rechtzeitig vor dem ersten beabsichtigten Datenaustausch an das Postfach marktkommunikation-ws@thueringer-energienetze.com.