Redispatch 2.0

Eine Frage der Koordination

Einordnung

Am 04. April 2019 hat der Bundestag NABEG 2.0 (Netzausbaubeschleunigungsgesetz) beschlossen, das am 17. Mai 2019 in Kraft getreten ist. Damit beginnt die Umsetzungsphase bei allen beteiligten Akteuren. Die Umsetzung muss am 01.Oktober 2021 abgeschlossen sein. Mit den neuen Regelungen wird ein Instrument, das bisher ausschließlich dem Übertragungsnetzbetreiber zur Verfügung stand, auf die Verteilnetzbetreiber übertragen. Dies wird insbesondere über Anpassungen am EnWG umgesetzt.

Aktuelles zum Redispatch 2.0

Fachartikel: "Alles eine Frage der Koordination" >,  in ZFK 07/20 / Interview mit Dr. Andreas Nolde


Wen betrifft das?

Im Rahmen von Redispatch 2.0 ändern sich die Rechte und Pflichten einer Vielzahl Akteure im Energiesystem, insbesondere für den Verteilnetzbetreiber. Dieser ist für die Prognose und Steuerung der in seinem Netz angeschlossenen Anlagen sowie die Abwicklung sämtlicher technisch-operativen sowie bilanziellen und abrechnungsrelevanten Prozesse rund um Redispatch 2.0 verantwortlich.

Diese Anforderungen betreffen auch Betreiber kleinerer Stromnetze. Künftig werden alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW, sowie steuerbare Anlagen (auch <100 kW) in Redispatch-Maßnahmen einbezogen. Dazu gehören dann auch Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen), Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) sowie Speicheranlagen. Die konkrete Betroffenheit muss individuell geprüft werden.


Welche Regelungen und Anforderungen sind das?

Bis zum 01. Oktober 2021 müssen folgende neue Anforderungen erfüllt werden:

  • Eine zuverlässige Prognose für EE-Einspeisungen ist notwendig
  • Eine vorrausschauende Netzengpassprognose (Day Ahead) im Verteilnetz ist erforderlich
  • Redispatch-Maßnahmen müssen für die Netzengpassbehebung abgeleitet werden
  • Eine Erweiterung der Bilanzierung und Abrechnung ist notwendig
  • Für die neuen Berechnungen müssen neue Datenstrukturen identifiziert sowie Bestehende geprüft und erweitert werden
  • Neue Kommunikationswege und -Mechanismen müssen definiert und bestehende angepasst werden

Auswirkung auf den Netzbetreiber

B E T gliedert den Redispatch 2.0 - Prozess in Acht Module

Modul 1

Daten

Vorhandene Datenstrukturen müssen angereichert und ggf. neu geschaffen sowie der Zugriff durch die RD 2.0 Prozesse sicher gestellt werden.

Modul 2

Prognose

Für Anlagen und Lasten müssen in der Netz-topologie punktscharfe Prognosezeitreihen für die Netzengpassanalyse zur Verfügung gestellt werden.

Modul 3

Netzengpassanalyse

Mittels Netzsimulationen werden kontinuierlich potentielle Netzengpässe im eigenen Netz bewertet und daraus Flexibilitäts-potentiale ermittelt und abgeleitet.

Modul 4

Dimensionierung

Für die Behebung von Netzengpässen in eigenen und vorgelagerten Netzen werden geeignete RD-Maßnahmen ermittelt und priorisiert.

Modul 5

Abruf

Die ermittelten RD-Maßnahmen müssen über geeignete Kommunika-tions- und Steuertechnik umgesetzt werden. Ein Monitoring der Umsetz-ung ist erforderlich.

Modul 6

Berechnung der
Ausfallarbeit

Die durch RD-Maßnahmen verursachte Ausfallarbeit wird mit Hlife verschiedener Abrechnungsmodelle ermittelt.

Modul 7

Bilanzierung

Bestehende MaBiS-Prozesse werden erweitert, um eine Anpassung der Fahrpläne vorzunehmen und die Ausfallarbeiten zu übertragen.

Modul 8

Abrechnung

Vom Redispatch betroffene Marktakteure werden über neue Prozesse entschädigt - hier existieren verschiedene Abrechnungsmodelle.


Lösungen für Netzbetreiber

B E T gliedert das Vorgehen in vier Teilarbeitspakete

Themenfeld Technik

- Sind alle Anlagen über Fernwirktechnik an die Leitstelle angebunden, wo muss nachgerüstet werden?

- Wie werden Netzberechnung und Netzbetrieb heutzutage umgesetzt, und welche zusätzlichen Aufgaben müssen übernommen werden?

- Wie kann RD 2.0 mit der technischen Umsetzung von SOGL/Kaskade/GLDPM verzahnt werden?

Themenfeld IT

- Wie sieht die heutige IT-Landschaft aus und welche Strategie zur zukunftsfähigen Weiterentwicklung besteht?

- Welche RD 2.0 Funktionen sind heute nur teilweise oder gar nicht abgedeckt?

- Wie sind die Daten heute strukturiert und für die Funktionen zugreifbar abgelegt?

- Welche Kommunikations-Drehscheiben werden genutzt und können eventuell erweitert werden?

Themenfeld Daten

- Welche Daten sind für den RD2.0 Prozess erforderlich bzw. müssen extern zur Verfügung gestellt also intern ergänzt bzw. von externen Akteuren eingefordert werden?

- Wie sieht das bestehende logische Datenmodell aus?

-In welchem Detailgrad steht die Netztopologie für Netzberechnungen je Spannungsebene zur Verfügung?

- Welche Daten (in welcher Auflösung/Fristigkeit) müssen an externe Akteure gesendet werden, und über welche Schnittstellen?

Zielkonzept

- Soll-IT-Landschaft und Soll-Datenmodell

- Spezifikation für neue Module und/oder Dienstleistungen

- Ausgestaltung neuer Kommunikationswege

- Definition und Implementierung neuer Prozesse

- Organisatorische Zuständigkeiten festlegen


Zeitplan

Möglicher Projektverlauf

Generell sind alle Netzbetreiber – zu einem unterschiedlichen Grad – von Redispatch 2.0 betroffen. Hier ein exemplarischer Zeitplan bei der Einführung: 

  1. Dez. 2020: Gesamtkonzept erarbeitet 
  2. ab Jan. 2021: Ausschreibungsphase und Test der Daten-Austausch-Plattform 
  3. ab Apr. 2021: Implementierungsphase 
  4. ab Jun. 2021: Daten für Berechnungen müssen vorliegen 
  5. ab Jul. 2021: Testphase 
  6. ab Okt. 2021: Scharfschaltung

Ihre Ansprechpartner

Dr. Sören Patzack
Leiter Kompetenzteam Netzinfrastruktur Technik

Soeren.patzack.at.bet-energie.de
+49 241 47062-435

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Dr. Bärbel Wicha-Krause
Leiterin Kompetenzteam IT & Datenmanagement


+49 241 47062-449

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Dr. Andreas Nolde
Partner

andreas.nolde.at.bet-energie.de
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