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Für Anlagenbetreiber

Auf dieser Seite finden Sie alle Informationen, die für Sie als Anlagenbetreiber wichtig sind.

Im Fokus - Wie erfolgt aktuell die finanzielle Entschädigung im Redispatch 2.0?

In den vergangenen Monaten haben wir Sie auf dieser Seite über den Umsetzungsstand von Redispatch 2.0 informiert. Zum aktuellen Zeitpunkt bleibt der Status Quo nach dem Ende der BDEW Übergangslösung weiterhin bestehen. Für Sie als Anlagenbetreiber/in mit Erzeugungsanlagen in der Direktvermarktung bedeutet das, dass sich der Prozess der Auszahlung der Entschädigung für die entgangenen Einnahmen gegenüber dem Einspeisemanagement verändert hat. Nachfolgend erläutern wir Ihnen, welche Marktpartner wann und wie miteinander agieren, sodass Sie Ihre Entschädigungszahlung erhalten.

Neben Ihnen als Anlagenbetreiber/in und uns als Ihr Anschlussnetzbetreiber sind drei weitere Marktrollen wichtig. Ihr Direktvermarkter/Lieferant, der Betreiber der technischen Ressource (BTR) sowie der Bilanzkreisverantwortliche (BKV). Zwischen Ihnen und Ihrem Direktvermarkter/Lieferant sollte bereits ein Vertragsverhältnis bestehen. Die Marktrollen BTR und BKV werden in den meisten Fällen von Ihrem Direktvermarkter/Lieferant übernommen, wobei für die Rollenübernahme des BTRs zumeist eine Anpassung des Dienstleistungsvertrages oder ein separater Vertrag erforderlich ist. 

Im Fall einer Redispatch-Maßnahme müssen wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber die Leistung Ihrer Erzeugungsanlage zeitweise reduzieren. Je nachdem, welches Abrechnungsmodell (bspw. Spitz- oder Pauschalverfahren) Sie festgelegt haben, ermitteln wir in Abstimmung mit Ihrem BTR die Ihnen entgangene Energiemenge (sog. Ausfallarbeit). Haben wir uns erfolgreich über die Ausfallarbeit abgestimmt, versenden wir alle erforderlichen Daten auf Ebene der Marktlokation (MaLo) an Ihren Lieferanten. Dieser leitet die Informationen an den BKV weiter, der die Mengen für Ihre MaLo zusammenführt und bepreist. Die Ausfallarbeit je Kalendermonat für Ihre MaLo multipliziert mit dem Marktwert (Einheitlicher Mischpreis zur Abrechnung der BDEW-Übergangslösung) ergibt den finanziellen Anspruch, den uns der BKV in Rechnung stellt. Wir prüfen die eingegangene Rechnung und begleichen sie bei Einhaltung aller Vorgaben. Der von uns ausgezahlte Betrag wird vom BKV wiederum an den Lieferanten weitergegeben. Die Auszahlung an Sie erfolgt in den meisten Fällen im Zuge Ihrer monatlichen Direktvermarktungsabrechnung. Die Auszahlung der Markprämie, die zusammen mit dem Marktwert den sog. Anzulegenden Wert ergibt, nehmen wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber direkt per Gutschrift monatlich an Ihr Vertragskonto vor.

Hinweis: Im derzeitigen Marktumfeld übersteigt der Marktwert oftmals den Anzulegenden Wert. Die Marktprämie reduziert sich somit auf Null. In Folge erhalten Sie von uns keine Entschädigungszahlung. Der Entschädigungsbetrag setzt sich vollständig aus dem Marktwert zusammen und wird durch Ihren Lieferanten an Sie ausgezahlt. Sinkt der Marktwert wieder unter den Anzulegenden Wert, erhalten Sie den Anteil der Marktprämie von uns und den Anteil des Marktwertes von Ihrem Lieferanten. 

Welche Erzeugungsanlagen fallen unter die Regelungen des Redispatch 2.0?

Unter die Regelungen fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.

Welche wesentlichen Aufgaben müssen Sie im Redispatch 2.0 erfüllen?

  • Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR) 
  • Bereitstellung von Stammdaten über Ihren EIV
  • Bereitstellung von Bewegungsdaten über Ihren EIV
  • Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall) mit Ihrem EIV
  • Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell) mit Ihrem EIV

Ihre Marktrollen im Redispatch 2.0 im Überblick

Für einen sicheren und reibungslos funktionierenden Austausch von Informationen zur Umsetzung von Redispatch 2.0 wurden bestimmte Verantwortlichkeiten und Aufgaben jeweils genau einer sog. Marktrolle zugeordnet. Natürliche oder juristische Personen können hierbei mehrere Rollen einnehmen.

Es gelten die Begriffsdefinitionen nach § 3 EnWG sowie § 2 StromNZV i. V. m. den Festlegungsverfahren zu den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059) und zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) der Bundesnetzagentur.

Für Sie als Anlagenbetreiber kommen dabei die folgenden Marktrollen in Betracht:

Anlagenbetreiber

Der Anlagenbetreiber ist per Gesetz (siehe § 3 Nr. 2 i. V. m. Nr. 1 EEG) die natürliche oder juristische Person, die eine EEG-, KWK- oder Speicher-Anlage betreibt. Er hat rechtliche Verpflichtungen und Ansprüche, die mit dem Anschlussnetzbetreiber vertraglich geregelt sind (bspw. für den Netzanschluss oder die Vergütung von eingespeistem Strom). Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV), wenn er diese Rollen nicht an Dritte abtritt.

 

Betreiber der Technischen Ressource (BTR)

Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung beauftragt. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des BTR nicht übernehmen. Der BDEW hat eine Liste mit Unternehmen veröffentlicht, die Dienstleistungen für Anlagenbetreiber im Rahmen von Redispatch 2.0 anbieten. Die Liste finden Sie unter folgendem Link.

Einsatzverantwortlicher (EIV)

Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. So muss er die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise der Beschlüsse der Bundesnetzagentur BK6-20-059 und BK6-20-061  bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Der Datenaustausch wird bei Schleswig-Holstein Netz über den Data Provider RAIDA abgewickelt. Des Weiteren hat der EIV Aufforderungen zur Anpassung des Anlageneinsatzes zur Unterstützung des Netzbetriebes umzusetzen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Im Allgemeinen bietet sich ein Direktvermarktungsunternehmen für die Übernahme dieser Rolle an. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des EIV nicht übernehmen. Der BDEW hat eine Liste mit Unternehmen veröffentlicht, die Dienstleistungen für Anlagenbetreiber im Rahmen von Redispatch 2.0 anbieten. Die Liste finden Sie unter folgendem Link.

Was sind Technische und Steuerbare Ressourcen (TRs/SRs)?

Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs) sind neue Identifikatoren (IDs) gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten. Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet. 

Die Identifikatoren für TRs und SRs werden entsprechend der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer (bspw. C1010123101 (SR), D1019123001 (TR)). Der Netzbetreiber muss die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen und Fernwirkgeräten an den Anlagenbetreiber übermitteln. Der Anlagenbetreiber übermittelt diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV). Stimmt der EIV der TR/SR-Zuordnung nicht zu, erfolgt eine bilaterale Abstimmung mit dem Netzbetreiber über folgendes Postfach: Redispatch2.0@sh-netz.com

Wie werden meine Anlagen im Redispatch 2.0 geregelt (Abrufart)?

Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei weiterhin über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen.

Im Redispatch 2.0 wird jedoch unterschieden, wer die Redispatch-Maßnahme umsetzt. Es wird der Aufforderungsfall und der Duldungsfall unterschieden. Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Anlagenbetreiber wird vom Netzbetreiber zur Regelung aufgefordert.“). Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber muss die Regelung des Netzbetreibers dulden.“). Der Duldungsfall entspricht dem bisherigen Einspeisemanagement „EinsMan“. Die Wahl der Abrufart (Aufforderungsfall/Duldungsfall) wird über den Data Provider RAIDA durch den EIV an den Netzbetreiber übermittelt. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.

Was ist das Bilanzierungsmodell? Was ist Planwert oder Prognosemodell?

Entgegen dem bisherigen Einspeisemanagement „EinsMan“ wird im Redispatch 2.0 nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und werden zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem Einsatzverantwortlichen (EIV) für jede Steuerbare Ressource (SR) abgestimmt.

Im Planwertmodell muss der EIV Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben. Um am Planwertmodell teilnehmen zu können, muss der EIV die Voraussetzungen des „Kriterienkatalog Planwertmodell“ (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur) erfüllen. Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.

Im Prognosemodell wird die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber durchgeführt. Es müssen somit keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber übermittelt werden. Dem Prognosemodell werden alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.

Gemäß der BDEW-Anwendungshilfe „Umsetzungsfragenkatalog zum Redispatch 2.0", Umsetzungsfrage „Redispatch_011", ist eine Übergangslösung ab 01.10.2021 für das Planwertmodell vorgesehen. Da der erforderliche Informationsaustausch mit dem Bilanzkreisverantwortlichen des Lieferanten zur uneingeschränkten Umsetzung des Planwertmodells bis 01.10.2021 nicht umsetzbar ist, wird zunächst nur im Prognosemodell gestartet. Für SR im Prognosemodell können auch Planungsdaten vom EIV (freiwillig) gemeldet werden.

Anlagen, die Planungsdaten gemäß SO GL übermitteln und die über die Übertragungsnetzbetreiber zur Umsetzung von Redispatch-Maßnahmen angewiesen werden, müssen und können gemäß Datenlieferverpflichtung der BK6-20-059 ins Planwertmodell.

 

 

Welches Abrechnungsmodell muss ich wählen?

Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird. Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme. In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt. Im Redispatch 2.0 besteht zudem die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“) zu nutzen, falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen von Dritten (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber). Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt Ihnen als Anlagenbetreiber. Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung (Wind, Photovoltaik)

Bilanzierungsmodell Planwertmodell1 Prognosemodell
Abrechnungsvarianten    Pauschalabrechnung
vereinfachte Spitzabrechnung (Spitz Light) vereinfachte Spitzabrechnung (Spitz Light)
Spitzabrechnung Spitzabrechnung

1 Das Planwertverfahren ist voraussichtlich ab 2023 möglich; Anlagen, die Planungsdaten gemäß SO GL übermitteln und die über die Übertragungsnetzbetreiber zur Umsetzung von Redispatch-Maßnahmen angewiesen werden, müssen und können gemäß Datenlieferverpflichtung der BK6-20-059 ins Planwertmodell.

Anlagen mit wetterunabhängiger Erzeugung (Biomasse, KWK)

Bilanzierungsmodell Planwertmodell2 Prognosemodell
Abrechnungsvarianten  Spitzabrechnung Pauschalabrechnung3

2 Das Planwertverfahren ist voraussichtlich ab 2023 möglich;  Anlagen, die Planungsdaten gemäß SO GL übermitteln und die über die Übertragungsnetzbetreiber zur Umsetzung von Redispatch-Maßnahmen angewiesen werden, müssen und können gemäß Datenlieferverpflichtung der BK6-20-059 ins Planwertmodell.

3 Für Steuerbare Ressourcen (SR) mit wetterunabhängiger Erzeugung, die Planungsdaten im Prognosemodell liefern, darf übergangsweise auch hier die Spitzabrechnung Anwendung finde

Gemäß der BDEW-Anwendungshilfe „Umsetzungsfragenkatalog zum Redispatch 2.0", Umsetzungsfrage „Redispatch_011", ist eine Übergangslösung ab 01.10.2021 für das Planwertmodell vorgesehen. Da der erforderliche Informationsaustausch mit dem Bilanzkreisverantwortlichen des Lieferanten zur uneingeschränkten Umsetzung des Planwertmodells bis 01.10.2021 nicht umsetzbar ist, wird zunächst nur im Prognosemodell gestartet. Für SR im Prognosemodell können auch Planungsdaten vom EIV (freiwillig) gemeldet werden.

Was ist die Marktpartner-ID?

Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt gemäß den Festlegungen der EDI@Energy. Mittels der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt. Wenn der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt, muss dieser zwei Marktpartner-IDs beschaffen. Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. Beauftragt der Anlagenbetreiber einen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung der Rollen des BTRs und des EIVs, ist keine Beantragung der Marktpartner-ID durch den Anlagenbetreiber erforderlich. Dies muss dann der Beauftragte tun, sofern nicht bereits erfolgt.

Was gilt es für Sie zu beachten?

Projekt Connect+

Hier finden Sie alle Informationen zu Connect+ - Details, Herausforderungen und Ziele. 

Rund um die Uhr

Alle Prozesse, einschließlich der Lieferung von Plandaten und Nichtbeanspruchbarkeiten, müssen rund um die Uhr an allen Tagen des Jahres bedient werden.

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