Redispatch 2.0 verstehen und umsetzen: Was Windparkbetreiber wissen sollten

Redispatch bedeutet die vorausschauende Steuerung von Erzeugungsanlagen zur Vermeidung von Netzengpässen. Während beim klassischen Redispatch vor allem konventionelle Kraftwerke betroffen waren, bezieht Redispatch 2.0 nun auch erneuerbare Energien und KWK-Anlagen ab 100 kW ein – also auch fast alle Windenergieanlagen.

Ziel ist es, durch frühzeitige Anpassung der Einspeisung das Stromnetz im Gleichgewicht zu halten – und das nicht erst bei akuten Überlastungen, sondern bereits im Vorfeld.

Grundsätzlich gilt:

• Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung sind Redispatch-pflichtig.
• Dies betrifft auch alle Windkraftanlagen, sowohl Onshore als auch Offshore.
• Auch Bestandsanlagen müssen teilnehmen – unabhängig vom Inbetriebnahmedatum.
  
  

Redispatch 2.0 führt zwei neue zentrale Marktrollen ein:

• Verantwortlich für die Einsatzplanung
• Übermittelt Prognosen und Fahrpläne
• Oft der Direktvermarkter
  
  

• Zuständig für die Anlage selbst
• Meldet meteorologische Daten
• Stimmt die Ausfallarbeit mit dem Netzbetreiber ab
• Kann auch vom Betreiber oder einem Dienstleister übernommen werden
  
  

Im Standardfall (Prognosemodell) läuft eine Maßnahme wie folgt ab:

1. Netzbetreiber erkennt Engpass und leitet Maßnahme ein
2. EIV erhält Regelungsaufruf
3. Anlage wird abgeregelt
4. Netzbetreiber veröffentlicht Maßnahme und sendet Erstaufschlag an BTR
5. BTR prüft und stimmt zu oder sendet Gegenvorschlag
6. Nach Abstimmung erfolgt Abrechnung der Ausfallarbeit
7. Betreiber erhält Vergütung durch EIV und Netzbetreiber

• Aufforderungsfall: EIV steuert Anlage
• Duldungsfall: Netzbetreiber greift direkt ein

• Prognosemodell: Netzbetreiber erstellt Prognose
• Planwertmodell: EIV erstellt Planwerte, BTR bilanziert

Abrechnungsverfahren und Entschädigung

Zur Abrechnung der Ausfallmengen stehen folgende Verfahren zur Verfügung:

• Pauschalverfahren
• Spitzverfahren (mit anlagenspezifischen Wetterdaten)
• Spitz-Light (mit Referenzwetterdaten)

Pflichten und Fristen für Betreiber

• Stammdatenpflege
• Meldung von Nichtverfügbarkeiten
• Fristgerechte Prüfung der Erstaufschläge
• Bereitstellung meteorologischer Daten bei Spitzverfahren
• Kontaktdatenblatt erstellen und übermitteln
  
  

Viele Betreiber überlassen die BTR-Rolle dem Direktvermarkter oder einem Dienstleister. Das spart Aufwand, birgt aber Risiken:

• Weniger Kontrolle über Ertragsausfälle
• Keine aktive Mitwirkung am Clearing-Prozess
• Abhängigkeit von der Datenqualität des Dritten
  
  

• Betriebsführungssoftware mit EDIFACT-Schnittstelle
• S/MIME-Zertifikat zur sicheren Datenübertragung
• BDEW-Codenummer
• Anmeldung bei Connect+
• Verfügbarkeit meteorologischer Daten
  
  

Wenn der BTR die Mengen im Erstaufschlag für falsch hält, muss er:

1. Innerhalb von 3 Werktagen widersprechen
2. Einen formal korrekten Gegenvorschlag senden
3. Den Clearingprozess mit dem Netzbetreiber führen
   
   

• Die BNetzA plant eine Vereinheitlichung der Marktrollen
• Planwertmodell soll künftig Standard werden
• Digitale Schnittstellen werden weiter ausgebaut