05.11.2021 / OM Praxisnews

Übergangsfrist für Redispatch 2.0

Für die Einführung von Redispatch 2.0 gibt es nach langem hin und her nun doch noch einmal eine Übergangslösung bis zum 1. März 2022.

Betreiber von Wind- und Solarparks mit mindestens 100 Kilowatt Leistung sollten diese Zeit nutzen, um sich auf die neuen Anforderungen einzustellen – und möglichst schnell das Gespräch mit ihrem Betriebsführer suchen.

Das Thema ist sperrig – und doch muss sich jeder Betreiber von Energieerzeugungs-Anlagen von über 100 Kilowatt Leistung damit auseinandersetzen: Mit Redispatch 2.0 fallen nun auch den Betreibern der Verteilnetze und den Erzeugern selbst Aufgaben zu, die helfen sollen die Stromnetze zu stabilisieren. Ursprünglich war die Einführung bereits zum 1.Oktober 2021 vorgesehen, nach Umsetzungsproblemen hat sich die Bundesnetzagentur auf einen Vorschlag des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) eingelassen und eine Übergangslösung bis 1. März 2022 akzeptiert.

Doch worum geht es überhaupt? Bislang war es im Wesentlichen die Aufgabe der großen Übertragungsnetzbetreiber, Netzengpässe zu verhindern. Dafür standen rund 80 größere Erzeugungsanlagen in Deutschland zur Verfügung. Mit der Realität eines dezentralen Energiesystems mit vielen kleineren Erzeugungseinheiten hatte dies allerdings schon länger nichts mehr zu tun. Redispatch 2.0 ist der Versuch, zumindest auf Erzeugerseite den Veränderungen des Marktes gerecht zu werden. Damit kommen sowohl auf die vielen dezentralen Erzeuger als auch auf die Verteilnetzbetreiber neue Aufgaben zu. Die gesetzliche Grundlage dafür ist das Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG). 

Was bedeutet das nun konkret für die Betreiber von Wind- und Solarparks? Bereits in den vergangenen Monaten mussten sie zum einen festlegen, ob sie dem Netzbetreiber den direkten Zugriff auf die Anlage überlassen (Duldungsfall) oder ob sie nach Aufforderung durch den Netzbetreiber selbst steuernd eingreifen (Aufforderungsfall). Zum anderen galt es zu klären, wie abgeregelte Leistungen bilanziell erfasst und damit entschädigt werden sollen. Auch hier gibt es mit dem Prognosemodell und Planwertmodell zwei Möglichkeiten und es stehen die Abrechnungsvarianten Pauschal-, Spitz light und Spitz zur Auswahl. 

Im nächsten Schritt geht es nun um die Erfassung von Bestands-, Zustands- und Betriebsdaten – und hier fallen Betreibern im neuen System automatisch zwei Rollen zu. Als ‚Einsatzverantwortliche (EIV)‘ müssen sie sowohl die Stammdaten als auch die Zustandsdaten an den Verteilnetzbetreiber melden. Sind beispielsweise Wartungsarbeiten geplant, dann muss dies spätestens eine Stunde im Voraus gemeldet werden. Die Netzbetreiberkooperation Connect+ stellt hierfür kostenfrei die Datenaustauschplattform RAIDA zur Verfügung. Als ‚Betreiber technischer Ressourcen (BTR)‘ müssen Betreiber zusätzlich Echtzeitdaten aus dem laufenden Anlagenbetrieb sowie meteorologische Daten vom Anlagenstandort liefern. Der Vorteil für Betreiber: Beide Rollen und damit Aufgaben können an einen Dienstleister ausgelagert werden. Die juwi Operations & Maintenance übernimmt genauso wie das Schwesterunternehmen Windwärts Energie diese Aufgaben auf Anfrage für Betreiber.
 


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