Endspurt zum Redispatch 2.0

30.06.2021 – Im Projekt THEN RD 2.0 haben die Thüga und Thüga Energienetze gemeinsam Prozesse für das Netzengpassmanagement Redispatch 2.0 entwickelt. Nun startet der Test für die Umsetzung.

Ein umfangreiches Projekt und ein enger Zeitrahmen: Anderthalb Jahre nach der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) sind Verteilnetzbetreiber mit einspeisenden Anlagen ab Oktober 2021 verpflichtet, das neue Netzengpassmanagement Redispatch 2.0 umzusetzen. Neu ist, dass dann alle Erzeugungs- und KWK-Anlagen sowie Speicher ab 100 Kilowatt prognostiziert und abgerufen werden müssen. Der Stammdatenaustausch kann ab Juli 2021 starten.

Aus der Gruppe für die Gruppe

Bei Thüga initiierte man im Frühjahr 2020 gemeinsam mit der Thüga Energienetze (THEN) und der Thüga SmartService GmbH (TSG) ein Projekt, das zeigen sollte, wie ein solcher Prozess aussehen kann. Im Fokus stand von Beginn an nicht nur die Umsetzung bei der THEN, sondern auch das Ziel, die Erkenntnisse aus dem Praxisprojekt interessierten Partnerunternehmen zur Verfügung zu stellen. Julia Holl, aus dem Thüga-Kompetenzteam Netztechnik und THEN RD 2.0-Projektleiterin: „Im Thüga-Netzwerk gibt es 64 Verteilnetzbetreiber, die von unseren Erfahrungen im Redispatch-Projekt mit der Thüga Energienetze profitieren können.“

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Bei Thüga und Thüga Energienetze startet der Test für die Umsetzung der Redispatch 2.0-Prozesse. Foto: lovelyday12 / Shutterstock.com

Kein halbes Jahr später, im September 2020, war die Konzeptionsphase abgeschlossen. „Wir haben uns einen Überblick über den Gesamtprozess, den Ablauf und potenzielle Dienstleister am Markt verschafft. Außerdem haben wir die Leistungsbausteine wie zum Beispiel Prognose, Netzzustandsanalyse und Abrechnung sowie deren Anforderungen an die RD 2.0 Prozesse definiert“, sagt Projektleiterin Julia Holl.

Gleichzeitig nahm die THEN die Einzelprozesse genau unter die Lupe. „Die Ist-Prozesse sind bei jedem VNB unterschiedlich“, erläutert Dietmar Ehinger, Projektleiter auf THEN-Seite. „Es gilt, sich daher mit der gesamten IT-Landschaft zu beschäftigen, die Schnittstellen zu prüfen und mit den Sollprozessen abzugleichen. Dann stellt sich heraus, ob der VNB diese alleine abdecken kann oder ein zusätzliches System benötigt.“ Die THEN bietet seit vielen Jahren Dienstleistungen im Bereich der Leitstelle an und hat Redispatch 2.0 in ihr Portfolio aufgenommen. Ehingers Fazit: „Gerade kleinere Unternehmen, die die gleiche Betroffenheit und ein ähnliches IT-System wie Thüga Energienetze GmbH haben, können von den Erfahrungen, die wir aus dem Projekt gewonnen haben, profitieren.“

Geteiltes Wissen für Redispatch 2.0

Das Know-how aus dem Projekt THEN RD 2.0 streut die Thüga kontinuierlich in die Gruppe und teilt darüber hinaus das Wissen aus Konsultationsverfahren und Branchenveranstaltungen über das Thüga-Extranet (Thüga-interne Online-Wissensplattform), Rundschreiben und Webinare. Zusätzliche beratende Unterstützung erhalten die Thüga-Partnerunternehmen aus dem Thüga-Ressort Beratung in den Bereichen Netzberechnung, Recht und Regulierung.

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Der Basisprozess im Bereich Redispatch 2.0. Grafik: Thüga SmartService GmbH

Bausteine für die Umsetzung der Redispatch 2.0-Prozesse

Mit der Entscheidung für die Software-Hersteller befindet sich THEN RD 2.0 nun in der dritten und letzten Phase vor dem Regelbetrieb ab Oktober. Mit sechs von 25 Anbietern wurde verhandelt, Venios GmbH und die Thüga-Plusgesellschaft Thüga SmartService machten letztlich das Rennen. „Beide gewährleisten die Einbindung und Weiterentwicklung der Bestandssysteme von THEN und weiteren Mandanten in die neue Redispatch-Software ­– eine Voraussetzung für den Zuschlag im THEN-Projekt“, sagt Projektleiterin Julia Holl. „Außerdem sehen wir mit beiden eine mögliche Weiterentwicklung in Richtung RD 3.0.“

Jeder Anbieter deckt einzelne Leistungsbausteine ab: Venios übernimmt Prozesse wie die Datenaufbereitung, die Schnittstelle zu connect+ für den deutschlandweiten Prozessdatenaustausch oder die RD 2.0 Anlagenvorabauswahl. TSG ertüchtigt und erweitert die Bestandssysteme für Abrechnung und Bilanzierung um die Redispatch-Funktionalitäten und entwickelt die Funktion „Berechnung der Ausfallarbeit“ neu. Diese Funktionen wird die TSG künftig allen Kunden zur Verfügung stellen. Weiterhin baut sie die Schnittstellen für den Datenimport zu Drittsystemen auf.

Die E-MAKS unterstützt operativ bei den Prozessen zur Abstimmung und Abrechnung der Ausfallarbeit gegenüber den Anlagenbetreibern. Ehinger sieht die Gruppe mit der Entscheidung für die Softwarehersteller sehr gut aufgestellt, dennoch habe man noch viel vor sich. „Für die Unternehmen bedeutet die Umsetzung von Redispatch 2.0 generell eine gravierende Umwälzung. Ein Bewusstsein für dessen Komplexität ist essenziell“, so der THEN-Projektleiter.

Eine weitere Thüga-Plusgesellschaft bietet ebenfalls Redispatch-Dienstleistungen an, wie die SynecoTrading, die die Einspeise- und Lastprognosen liefert und als Dienstleister das komplette Redis­patch-Bilanzkreismanagement durchführen kann. Über ihren permanenten Marktzugang kann dabei der energetische Ausgleich der Redispatch-Strommengen erfolgen. Auch eine Redispatch-Lösung für EIV mit Portalzugang für Anlagenbetreiber wurde hier entwickelt.

Endspurt vor dem Go-live

Nun wird im Projekt „THEN RD 2.0“ das neue IT-System installiert und getestet, Schnittstellen zu den Bestandssystemen werden eingerichtet. „Entscheidend ist, dass diese funktionieren, um den gesamten RD 2.0-Prozess zum Fliegen zu bringen“, sagt THEN-Projektleiter Dietmar Ehinger. „Im Juli wollen wir fristgerecht alle nötigen Stammdaten an connect+/RAIDA übermitteln.“ Außerdem stehen Schulungen der beteiligten Fachleute an, sowie das Einbinden der THEN-Mandanten. Der erfolgreiche Livebetrieb ist dabei fest im Blick. (pq)

Thüga AG
Julia Holl
julia.holl@thuega.de

Thüga Energienetze GmbH
Dietmar Ehinger
dietmar.ehinger@thuega-netze.de

www.smartservice.de
www.e-maks.de
www.syneco.net

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