Redispatch 2.0

Der äußerst schwankend zur Verfügung stehende Strom aus erneuerbaren Energien stellt die Netzbetreiber vor große Herausforderungen. Den daraus entstehenden Netzengpässen bzw. Netzüberlastungen soll künftig besser vorgebeugt werden. Dafür macht das novellierte Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) auch neue Vorgaben zum Einspeisemanagement.

Damit diese neuen Vorgaben fristgerecht umgesetzt werden können, hat die LeineNetz ein entsprechendes Projekt gestartet. Wir empfehlen auch allen Anlagenbetreibern rechtzeitig die notwendigen Vorbereitungen zu treffen.

Auf dieser Seite stellen wir Ihnen Informationen zu den gesetzlichen Pflichten und zum aktuellen Umsetzungsstand bereit.

Anlagen und Speicher ab 100 kW betroffen

Das neue Einspeisemanagementverfahren Redispatch 2.0 startet zum 1. Oktober 2021. Bereits zum 1. Juli 2021 sind erste Stammdaten bereitzustellen. Nach aktuellem Stand sind alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW betroffen. Dies gilt unabhängig davon, ob es sich um erneuerbare oder konventionelle Erzeugung handelt. Nachrangig sind alle Erzeugungsanlagen, die jederzeit von einem Netzbetreiber fernsteuerbar sind, von der Neuregelung umfasst. Am derzeitigen Redispatch-Prozess nehmen nur konventionelle Erzeugungsanlagen mit mehr als 10 MW installierter Leistung teil.

Redispatch 2.0: Neue Anforderungen für alle Marktpartner

Künftig sollen Netzengpässe früher erkannt und rechtzeitig die wirksamsten Maßnahmen zur Vermeidung geplant sowie zwischen den Netzbetreibern abgestimmt werden. Unter Einbeziehung von Stamm- und Planungsdaten der Anlagenbetreiber prognostizieren die Netzbetreiber dazu ca. zwei Tage im voraus die Last- und Erzeugungssituation. Über Netzsicherheitsberechnungen wird ermittelt, ob sich daraus Netzengpässe ergeben. Sollte dies der Fall sein, legt der Netzbetreiber geeignete Gegenmaßnahmen fest, beispielsweise die Reduzierung der Einspeiseleistung von Erzeugungsanlagen. Neu ist im zukünftigen Prozess, dass diese Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind.

Die LeineNetz wird die Datenaustauschplattform Connect+ (RAIDA) als sogenannten Data Provider verwenden.

Wir haben als Anschlussnetzbetreiber die technischen Ressourcen IDs (TR-ID) und steuerbare Ressourcen IDs (SR-ID) an die entsprechenden Anlagenbetreiber oder Ihre benannten Einsatzverantwortlichen mitgeteilt. Sollten dazu Fragen bestehen melden Sie sich bei uns.

Worum geht es bei Redispatch 2.0? 

Bei Redispatch 2.0 handelt es sich um eine grundlegende Novellierung des Einspeisemanagements. Nach dem novellierten Netzausbaubeschleunigungsgesetz NABEG 2.0 und dem Energiewirtschaftsgesetz EnWG sind Verteilnetzbetreiber wie die LeineNetz verpflichtet, sich an der Vermeidung bzw. Behebung von Netzengpässen zu beteiligen. Bisher waren dafür die Betreiber der vorgelagerten Verteil- oder Übertragungsnetze allein zuständig. Sie bezogen in ihre Redispatch-Maßnahmen allein konventionelle Anlagen mit einer Leistung über 10 MW ein.  

Was ist eigentlich eine Redispatch-Maßnahme? 

In der Energiewirtschaft meint dispatch die Einsatzplanung für eine Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage, redispatch meint die kurzfristige Änderung dieser Planung. Eine Redispatch-Maßnahme ist demnach die Anpassung der Wirkleistungserzeugung / des Wirkleistungsbezugs oder die Aufforderung zu deren Anpassung. Redispatch-Maßnahmen nach §13a Abs. 1 (i. V. m. §14 Abs. 1) EnWG richten sich an Anlagen zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie. Sie werden durch den Netzbetreiber veranlasst. 

Welche Anlagen sind von Redispatch 2.0 betroffen?

Die Neuregelung umfasst alle Erzeugungsanlagen und alle Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie ab einer Leistung von 100 kW; außerdem alle Anlagen, die jederzeit durch den Netzbetreiber fernsteuerbar sind. Diese Regelung betrifft auch Anlagen in Industrienetzen. Dazu zählen konventionelle Anlagen, Erneuerbare-Energien-Anlagen, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und Speicheranlagen.

Wie läuft die Redispatch-Einführung? Welche Fristen gelten?

Im März haben wir von der LeineNetz alle uns bekannten Anlagenbetreiber angeschrieben. Gemeinsam mit Ihnen wollen wir prüfen, ob Sie und Ihre Anlage von der Neuregelung betroffen sind. Sollte dies der Fall sein, sind Sie verpflichtet, uns bestimmte Daten zu Ihrer Anlage zu übermitteln und konkrete Ansprechpartner zu den verschiedenen Marktrollen zu benennen. Auch können Sie sich für ein Bilanzierungs- und Abrechnungsmodell entscheiden. Sofern durch den Anlagenbetreiber oder seinen Einsatzverantwortlichen nichts anderes festgelegt wurde, nutzt die LeineNetz als Anschlussnetzbetreiber für alle Anlagen das Prognosemodell und die Pauschlabrechnung.

Die Übermittlung der Stammdaten an das Netzbetreiberprojekt connect+ ist seit dem 1. Juli 2021 möglich. Der Redispatch-Prozess startet am 1. Oktober 2021. Somit müssen am 29. September 2021 um 14:30 Uhr die Planungsdaten der Anlagenbetreiber/Einsatzverantwortlichen bei den Netzbetreibern vorliegen, um den ersten Berechnungszyklus auf Netzbetreiberseite zu starten.

Welche Rolle spielt das Marktstammdatenregister?

Ein Teil Ihrer Stammdaten wird über das Marktstammdatenregister abgerufen. Bitte prüfen Sie Ihre Angaben im Marktstammdatenregister auf Korrektheit und Vollständigkeit. Alle Stammdaten, welche nicht im Markstammdatenregister erfasst sind, müssen durch die Anlagenbetreiber/Einsatzverantwortlichen über die Kommunikationsplattform connect+ bereitgestellt werden. Welche Informationen über die Angaben im Marktstammdatenregister hinaus benötigt werden, können im Bundesnetzagentur Beschluss BK6-20-061 nachgelesen werden. Sollte(n) Ihre Anlage(n) bisher nicht im Marktstammdatenregister erfasst sein, so sind alle Informationen über connect+ zur Verfügung zu stellen. 

Welche Marktrollen gibt es und wer füllt diese aus?

Für folgende Marktrollen müssen Sie uns Ansprechpartner benennen. Die Rollen Anlagenbetreiber, Einsatzverantwortlicher und Betreiber der Technischen Ressource können aber auch von einer Person gleichzeitig wahrgenommen werden. 

Anlagenbetreiber (AB): Eine natürliche oder juristische Person oder Personengesellschaft, die eine Anlage betreibt bzw. Betreiber einer technischen Ressource ist. 

Betreiber einer technischen Ressource (BTR): Ist für den Betrieb einer technischen Ressource verantwortlich, stellt Echtzeitdaten bereit und stellt diese dem Netzbetreiber zur Verfügung; ermittelt einen möglichen Gegenvorschlag der Ausfallarbeit. Diese Rolle wird vom Anlagenbetreiber ausgefüllt, sofern er keinen Dritten damit beauftragt. 

Einsatzverantwortlicher (EIV): Plant und steuert den Einsatz einer oder mehrerer technischer Ressourcen und übermittelt entsprechende Fahrpläne an den Netzbetreiber. Diese Rolle wird vom Anlagenbetreiber ausgefüllt, sofern er keinen Dritten damit beauftragt. 

Was ist eine technische Ressource?

Technische Ressourcen sind Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie gemäß §13a Abs. 1 S. 1 EnWG. Für jede technische Ressource ist die Zuordnung zu einer steuerbaren Ressource notwendig sowie zu mindestens einer Marktlokation notwendig. In Ausnahmefällen kann es für eine technische Ressource auch zwei Marktlokationen geben, z.B. wenn die Anlage sowohl Strom einspeisen als auch entnehmen kann. 

Was ist eine steuerbare Ressource?

Eine steuerbare Ressource setzt sich aus mindestens einer oder mehreren technischen Ressourcen zusammen. Sie muss mindestens einer, kann aber auch mehreren Marktlokationen zugeordnet werden. Für sie muss genau ein Einsatzverantwortlicher benannt werden (siehe Frage zu den Marktrollen). Eine steuerbare Ressource wird entweder über den Duldungsfall oder den Aufforderungsfall abgerufen (siehe unten).  

Was sind Aufforderungsfall und Duldungsfall? 

Im Aufforderungsfall fordert der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber auf, den Arbeitspunkt seiner steuerbaren Ressource zu verändern. 

Im Duldungsfall informiert der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber, dass er den Arbeitspunkt von dessen steuerbarer Ressource verändern wird. Die entsprechende Steuerung führt der Netzbetreiber aber selbst durch, er sendet das Steuersignal. Wichtig: Verfügen mehrere technische Ressourcen über eine gemeinsame Steuerung, werden diese zu einer steuerbaren Ressource zusammengefasst. 

Können aktuell verwendete Steuerungsanlagen weiterhin genutzt werden? 

Ja. Die aktuell bestehenden Anlagen zur Beeinflussung durch den Anschlussnetzbetreiber können weiterhin genutzt werden.

Was ist mit der Bearbeitungszeit durch den Einsatzverantwortlichen gemeint?

Im Aufforderungsfall meint dieser Begriff die Zeit vom Eingang einer Aufforderung zur Umsetzung einer Redispatch-Maßnahme bis zur Initiierung der Umsetzung in der steuerbaren Ressource. 

Was ist positiver und negativer Redispatch? 

Negativer Redispatch bedeutet, die Erzeugungsanlage wird abgeregelt, also ihre Einspeisung oder Erzeugung reduziert. Auf Speicher bezogen wäre dies eine Reduzierung des Entladens bzw. ein Aufladen des Speichers.  

Der positive Redispatch beschreibt den Fall, dass eine Erzeugungsanlage ihre Einspeisung bzw. Erzeugung erhöht. Für Speicher bedeutet dies die Reduzierung des Ladevorganges bzw. das Entladen des Speichers. 

Was ist Ausfallarbeit? 

Ausfallarbeit ist – arbeitsbezogen – die Differenz zwischen der theoretischen Einspeisung und dem Wert der Leistungslimitierung. Die Leistungslimitierung ergibt sich aus den Vorgaben des anweisenden Netzbetreibers im Falle eines Abrufes der steuerbaren Ressource.  

Welche Bilanzierungsmodelle sind bei Redispatch 2.0 möglich?

• Im Prognosemodell müssen die Einsatzverantwortlichen keine Erzeugungsprognosen erstellen und an den Netzbetreiber übermitteln. Da demnach keine ex ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind, erfolgt die Bilanzierung nachträglich (ex post) auf Basis der berechneten Ausfallarbeit im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung.
• Im Planwertmodell erstellen die Einsatzverantwortlichen Erzeugungsprognosen für ihre Anlagen und übermitteln diese an die betroffenen Netzbetreiber. Auf Grundlage der ex ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) erfolgt die Bilanzierung.

Die LeineNetz als Anschlussnetzbetreiber weist alle Anlagen dem Prognosemodell zu, sofern diese nicht verpflichtend dem Planwertmodell zugeordnet werden müssen. Das ist für den Anlagenbetreiber in der Regel die aufwandsärmste Alternative. Anlagenbetreiber können auch freiwillig in das Planwertmodell wechseln. Hierfür müssen sie vorab eine Art Qualifizierungsverfahren durchlaufen, in dem die Güte der von ihnen mitgeteilten Fahrpläne überprüft wird.

Welche Abrechnungsvarianten sind bei Redispatch 2.0 möglich?

Bei Redispatch 2.0 sind drei Abrechnungsmodelle möglich. Welches für Sie infrage kommt, richtet sich nach der Art Ihrer Anlage und dem gewählten Bilanzierungsmodell. 

1. Spitzabrechnung:  

bei fluktuierenden Anlagen: Entschädigung für Ausfälle anhand eines hypothetischen Einspeiseverlaufs, der mit Hilfe von direkt an der Anlage gemessenen Wetterdaten und der Anlagen-Kennlinie errechnet wurde 

bei nicht-fluktuierenden Anlagen: Basis ist der ex-ante Fahrplan

für Anlagen mit fluktuierender Erzeugung (Windkraft an Land und auf See, Solaranlagen) im Planwert- und im Prognosemodell nutzbar 

für Anlagen mit nicht-fluktuierender Erzeugung (alle anderen Anlagen) nur im Planwertmodell nutzbar 

2. vereinfachte Spitzabrechnung: 

Entschädigung für Ausfälle anhand eines hypothetischen Einspeiseverlaufs, der anhand von anlagen- oder standortspezifischen Referenzmesswerten errechnet wurde 

für Anlagen mit fluktuierender Einspeisung (Windkraft an Land und auf See, Solaranlagen) im Planwert- und im Prognosemodell nutzbar

für Anlagen mit nicht-fluktuierender Einspeisung (alle anderen Anlagen) nicht nutzbar

3. Pauschalabrechnung: 

Entschädigung für Ausfälle anhand der Anlagenleistung der letzten Viertelstunde; diese wird pauschal für die Zeit der Maßnahme fortgeschrieben 

für Anlagen mit fluktuierender Einspeisung (Windkraft an Land und auf See, Solaranlagen) im Prognosemodell nutzbar

für Anlagen mit nicht-fluktuierender Einspeisung (alle anderen Anlagen) nur im Prognosemodell nutzbar

 Sofern wir vom Anlagenbetreiber oder seinem Einsatzverantwortlichen keine Rückmeldung zur Abrechnungsvariante erhalten haben, wird die LeineNetz die Anlagen (technische Ressourcen) automatisch der Pauschalabrechnung zuordnen.

Was ist mit dem Postverteilzentrum/-konzept (PVZ/PVK) gemeint?

Über das Postverteilzentrum (auch Postverteilkonzept) wird ein deutschlandweit einheitlicher Datenaustausch zwischen Netzbetreibern, Einsatzverantwortlichen, Anlagenbetreibern,  Bilanzkreisverantwortlichen und Lieferanten ermöglicht. Als Postverteilzentrum ist die Kommunikationsplattform connect+ zu nutzen (siehe unten). 

Was ist connect+? Was ist Raida? 

Connect+ ist eine Netzbetreiberinitiative zur einheitlichen Umsetzung des Datenaustausches im Zusammenhang mit Redispatch 2.0 Connect+ übernimmt die Marktrolle des Data Providers (DP). Connect+ ist kostenfrei. Mehr Informationen dazu unter: https://netz-connectplus.de

Raida ist die im Rahmen dieses Postverteilkonzeptes eingesetzte Softwareplattform, das genutzte Datenaustauschsystem. Die Anmeldung bei RAIDA ist unter https://raida.de/#/ möglich.

Welche Pflichten bringt das Redispatch 2.0 für Anlagenbetreiber mit sich?

Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW sind dazu verpflichtet, in einer ganz bestimmten Form und unter Einhaltung bestimmter Fristen Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten mitzuteilen. Diese Daten dienen den Netzbetreibern zur Identifikation von möglichen Netzengpässen und zur Dimensionierung von Maßnahmen, um Netzengpässen entgegenzuwirken. Zudem kann es in bestimmten Situationen dazu kommen, dass Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) eine Erzeugungsprognose für die jeweilige Anlage erstellen müssen.

Die Beschreibungen der Datenformate können unter folgendem Link Mitteilung Nr. 19 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Marktkommunikation eingesehen werden.

Die Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) treffen nach einer Redispatch-Maßnahme schließlich Abrechnungsobliegenheiten; dies gilt unabhängig von der installierten Leistung der Anlage.

Unterliegt meine Anlage auch dann dem Redispatch 2.0, wenn meine Anlage nicht durch den Netzbetreiber fernsteuerbar ist?

Ja, aber nur wenn die Anlage eine Leistung von 100 kW oder mehr aufweist. Die Fernsteuerung der Anlage erfolgt dann nicht technisch (sog. Duldungsfall), sondern im Wege einer Aufforderung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber, die Einspeise- oder Bezugsleistung anzupassen (sog. Aufforderungsfall). Dazu wird die Datendrehscheibe Connect+ verwendet.

Kann ich meine Anlage vom Redispatch 2.0 befreien lassen oder gibt es sonstige Ausnahmen?

Nein. Es müssen grundsätzlich alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Fällen können Anlagenbetreiber aber angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, so bei Nichtbeanspruchbarkeiten wie beispielsweise Wartungsmaßnahmen an der Anlage.

Sind auch Notstromaggregate vom Redispatch 2.0 betroffen?

Gemäß Bundesnetzagenturbeschluss BK6-20-061 müssen für Notstromaggregate nur Stammdaten mitgeteilt werden. Sie sind ansonsten im Redispatch 2.0 nicht weiter eingebunden. Diese Regelung gilt nur, sofern die Notstromaggregate nicht am Markt platziert sind (z.B. Spitzlastenkappung, Regelenergievermarktung, usw.), siehe dazu BK6-20-061 Kapitel 3.1.2. Sollten Notstromaggregate zu marktlichen Zwecken verwendet werden, sind diese vollständig im Redisaptch 2.0 Prozess einzubinden.

Sind auch Stromspeicher vom Redispatch 2.0 betroffen?

Ja. Stromspeicher sind genauso vom Redispatch 2.0 betroffen, wie (reine) Stromerzeugungsanlagen.

Welche Daten muss ich als Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen?

Anlagenbetreiber haben im Rahmen des Redispatch 2.0 Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln. Details zu den erforderlichen Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) entnommen werden.

Was versteht man unter Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten?

Stammdaten sind – vereinfacht ausgedrückt – wesentliche Eckdaten zur betriebenen Anlage, die nicht mit der konkreten Fahrweise der Anlage zusammenhängen. Dazu zählen beispielsweise die Art der technischen Steuerbarkeit der Anlage (absolut auf einen bestimmten Leistungswert oder prozentual auf die installierte Leistung) oder die Mindesterzeugungswirkleistung. Auch ein eindeutiger Identifikator der Anlage (sog. ID der technischen Ressource) gehört zu den Stammdaten.

Planungsdaten betreffen im Wesentlichen die prognostizierte Fahrweise der Anlage. Dazu zählen beispielsweise die geplante Stromerzeugung oder bei Speichern der geplante Stromverbrauch („Einspeicherung“). Die meisten Planungsdaten spielen nur dann eine Rolle, wenn sich die Anlage im sog. Planwertmodell befindet. Befindet sie sich dagegen im sog. Prognosemodell, sind (in der Regel) keine Planungsdaten mitzuteilen (zu Prognosemodell und Planwertmodell siehe sogleich in der folgenden Frage).

Mit den Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit kann der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen, wann und in welchem Umfang die Anlage voraussichtlich nicht für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehen wird. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn an der Anlage Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Denn in diesem Fall kann die Anlage nur beschränkt und gar nicht beeinflusst werden. Weitere Informationen befinden sich im Beschluss BK6-20-061.

Echtzeitdaten grenzen sich von den vorstehend genannten Daten dadurch ab, dass sie höchst aktuell sein müssen. So heißt es in der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061): „Echtzeit-Daten sind in einem Zeitintervall von ≤ 60 Sekunden zu aktualisieren und an den [Anschlussnetzbetreiber] zu übermitteln.“ Vergangenheitsdaten sind im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 hingegen nicht zu melden.

Die zu liefernden Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten sind im Einzelnen in der Anlage zur Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) aufgeführt.

Ab wann und wie häufig sind die Daten mitzuteilen?

Stammdaten sind auf Aufforderung des Netzbetreibers frühestens ab dem 01.07.2021 und spätestens bis zum 14.08. 2021 dem Anschlussnetzbetreiber mitzuteilen. Danach dann jeweils im Falle von Änderungen.

Planungsdaten sind erstmals am 29.09.2021 um 14:30 Uhr und ab dann bei Änderungen jeweils stündlich mitzuteilen.

Nichtbeanspruchbarkeitsdaten sind unverzüglich, spätestens jedoch eine Stunde nach Bekanntwerden mitzuteilen.

Marktbedingte Anpassungen sind unverzüglich mitzuteilen.

Echtzeitdaten sind ab dem 01.10.2021 um 0:00 Uhr mitzuteilen. Echtzeitdaten sind innerhalb eines Zeitintervalls von maximal 60 Sekunden zu aktualisieren.

Zu den zu meldenden Stammdaten gehören auch die sog. TR-ID und die sog. SR-ID. Um welche Daten handelt es sich dabei und wie bringe ich diese in Erfahrung?

Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Diese Nummer gibt es für jede Anlage bundesweit nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation der Anlage ist somit sichergestellt. Die TR-ID wird durch den Anschlussnetzbetreiber zur Verfügung gestellt.

Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen zusammen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID wird vom Anschlussnetzbetreiber in Absprache mit dem Anlagenbetreiber vergeben.

Muss ich die Pflichten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 selbst erfüllen, insbesondere die Daten selbst mitteilen, oder kann ich mich eines Dienstleisters bedienen?

Die Pflichten im Zusammenhang mit Redispatch 2.0 können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden. Dies betrifft sowohl die Mitteilung der Stammdaten als auch aller Daten im Zusammenhang mit der Planung und Einsatzführung Ihrer technischen Ressource sowie die Übermittlung der Fahrpläne als Einsatzverantwortlicher.

Die Rolle des Dienstleisters kann z.B. von Ihrem Direktvermarkter wahrgenommen werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem jeweiligen Anlagenbetreiber. Sie sollte entsprechend vertraglich geregelt werden, z.B. im Rahmen des Direktvermarktungsvertrags. Die Pflicht zur Datenmitteilung bleibt aber formal im Verhältnis zum Netzbetreiber immer beim Anlagenbetreiber, der sich nur zur Erfüllung seiner Pflicht eines Dienstleisters bedienen kann.

Wie finde ich einen Dienstleister für meine Anlage?

Viele Direktvermarkter oder Stromlieferanten bieten an, die Rolle des Dienstleisters bzw. Einsatzverantwortlichen zu übernehmen. Stimmen Sie sich bitte eigenständig dazu mit Ihrem Direktvermarkter oder Ihrem Stromlieferanten (oder einem anderen Dritten) ab.

Kann der Netzbetreiber auch dann auf meine Anlage zugreifen, wenn ich den erzeugten Strom selbst verbrauche und nicht in das Netz einspeise?

Grundsätzlich ja. Es gibt aber eine wichtige und praxisrelevante Ausnahme: Für Strom, der nicht in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird und der aus Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus hocheffizienten KWK-Anlagen stammt, ist der Zugriff auf die Anlage nur in besonderen Notfällen zulässig. Diese Selbstversorgungsmenge wird als Nichtverfügbarkeit gegenüber dem Anschlussnetzbetreiber gemeldet.

Wo kann ich die Marktpartner-IDs (MP-IDs) für BTR/EIV beantragen?

Die Marktpartner-IDs können über die BDEW Codes und Services GmbH gegen eine Gebühr beantragt werden https://bdew-codes.de/.

Der BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. hat für die Zusammenarbeit der Marktteilnehmer in den neuen Prozessen eine Branchenlösung erarbeitet. Diese sowie weitere Informationen finden Sie auf der Internetseite des BDEW.

Diese Branchenlösung ist Grundlage für Festlegungen der Bundesnetzagentur zu folgenden Themenbereichen:

• Bilanzierungsmodellen, Bestimmung der Ausfallarbeit, Anpassungen der MaBiS (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom) und den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059),
• Informationsbereitstellung (BK6-20-061) und
• Netzbetreiberkoordinierung (BK6-20-060).

Seit Ende März stehen alle 3 Beschlüsse der Bundesnetzagentur zu den genannten Festlegungen fest.

Seitens des BDEW wurden Anwendungshilfen und Hinweise für Anlagenbetreiber bereitgestellt:

• Hinweis für Anlagenbetreiber zur Marktpartner ID
• Anwendungshilfe für Anlagenbetreiber und Direktvermarkter für die Umsetzung der Redispatch 2.0 Prozesse

Für die Kommunikationsprozesse sind standardisierte Datenformate eingeführt und seitens der Bundesnetzagentur festgelegt wurden. Diese sind auf der Seite der Bundesnetzagentur einsehbar, Mitteilung_Nr_19 - Datenformate.

Außerdem wurde das Netzbetreiberprojekt connect+ initiiert. Aufbauend auf den von der Bundesnetzagentur festgelegten Datenaustauschprozessen und -formaten dient diese Plattform dem künftigen Informationsaustausch für Redispatch 2.0. Nähere Infos dazu finden Sie hier. Die Registrierung bei RAIDA ist seit dem 01. Juli 2021 freigeschaltet.