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Redispatch 2.0: Systemwechsel mit Hindernissen

11.04.2023 – Redispatch 2.0 soll das bisherige Einspeisemanagement ablösen, verantwortlich für den Ausgleich zwischen Stromerzeugung und -verbrauch sind fortan die Verteilnetzbetreiber. Zieltermin war der 1. Oktober 2021, seither hat man wenig gehört. Anlass genug, einen Blick in die Praxis zu werfen.

Jahrzehntelang organisierten die vier Übertragungsnetzbetreiber mit rund 100 großen Kraftwerken bei Bedarf den Ausgleich von Netzengpässen. Mit dem Ausbau der Erneuerbaren wurde das Verfahren allerdings zunehmend aufwändig und vor allem teuer: Allein 2019 beliefen sich die Kosten für die sogenannte Ausfallarbeit auf 1,9 Milliarden Euro. Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) wurde das Verfahren zur vorausschauenden Kontrolle und Steuerung der Stromproduktion (Redispatch) dezentralisiert und grundlegend neu geregelt: Seit dem 01.10.2021 müssen nominell alle deutschen Verteilnetzbetreiber die Voraussetzungen schaffen für eine kostenoptimale Regelung und den anschließenden Mengenausgleich von bundesweit über 100.000 dezentralen EE- und KWK-Anlagen sowie Speichern. Nötigenfalls müssen sie selbst regelnd eingreifen und wegfallende Einspeisemengen anderweitig beschaffen.

Stromnetz Sonnenschein FIlter

Fotos: freepik (evening_tao), shutterstock

Komplexe Umstellung für Netzbetreiber

Ein Mammutprojekt für die knapp 900 VNB, vor allem mit Blick auf die IT-Systeme, die sowohl in der Leitstelle als auch im Bilanzkreismanagement erheblich ertüchtigt werden mussten – lange übrigens ohne genaue Kenntnis der endgültigen Formate und Prozesse. Der ursprünglich geplante Starttermin im Oktober 2020 war daher auf Drängen der Branche bereits um ein Jahr verschoben worden. Der Markt reagierte schnell: Bereits Ende 2020 kamen Lösungen für Netz- und Anlagenbetreiber auf den Markt.

Im Mai 2021 wurde „angesichts von Verzögerungen bei der Implementierung im Markt“ eine branchenweite Übergangslösung wirksam, die der BDEW in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) und dem damaligen BMWi erarbeitet hatte. Diese bezieht sich im Wesentlichen auf das Bilanzkreismanagement, konkret: den bilanziellen und finanziellen Ausgleich für Maßnahmen des Redispatch 2.0. Das Anfang 2022 eingeleitete Verfahren der BNetzA zur Festlegung des angemessenen finanziellen Ausgleichs ist derzeit noch nicht abgeschlossen.

Planwert-/Prognosemodell
Im Redispatch 2.0 wird auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Dafür werden zwei Modelle angeboten, von denen aktuell nur das Prognosemodell umsetzbar ist. Hier erstellt der VNB die Erzeugungsprognose für die angeschlossenen Anlagen. Das Planwertmodell soll ab 2023 möglich sein. Dabei muss der Einsatzverantwortliche (EIV) Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben.

Immerhin ging das System „RAIDA“, das die Netzbetreiberinitiative connect+ für den zusammenhängende Austausch von Stamm- und Planungsdaten entwickelt hat, im Juli 2021 produktiv. Auch die „DA/RE-Plattform“ von Transnet BW und Netze BW, die aufgesetzt wurde, um Netzbetreiber sowohl bei den Informationspflichten als auch bei der Maßnahmenkoordinierung zu unterstützen, ist seit dieser Zeit in Betrieb. Seit dem Sommer letzten Jahres läuft die Pilotphase bei fünf Netzbetreibern, die bis zum 01.07.2023 angesetzt ist. Doch was genau bedeutet die Umsetzung von Redispatch 2.0 für die Unternehmen?

Redispatch 2.0 bei EAM Netz: Großprojekt im dritten Jahr

Die EAM Netz mit Sitz in Kassel versorgt rund 1,4 Millionen Menschen in weiten Teilen Hessens, Südniedersachsens und Teilen von Nordrhein-Westfalen sowie Thüringen und Rheinland-Pfalz. Das Stromnetz umfasst rund 44.000 Kilometer Leitungen, 71 Umspannwerke sowie 6.300 Ortsnetzstationen und 1.400 Erzeugungsanlagen ab 100 kW und 30 kW (fernsteuerbar), die gegebenenfalls beim Redispatch 2.0 einzubeziehen wären. Dementsprechend begann man schon Mitte 2019, sich intern mit den Anforderungen zu beschäftigen, Anfang 2020 startete das EAM-interne Redispatch2.0-Projekt.

Zu diesem Zeitpunkt war die EAM Netz mit Blick auf die Netzprozesse im Engpassmanagement bereits gut aufgestellt: Die Mehrzahl der angeschlossenen Erzeugungsanlagen im RD2.0-Leistungsbereich war einzeln steuerbar, die Stammdaten lagen größtenteils vor und die Netzverknüpfungspunkte wurden sukzessive hinterlegt. Auch die aktuellen Netzzustände waren in der Kasseler Leitstelle jederzeit transparent.
Erfahrungen mit Maßnahmen zum Einspeisemanagement gab es ebenfalls, normalerweise aufgrund von geplanten Netzengpässen infolge von Wartungs- oder Bauarbeiten: „Wir haben 2020 tatsächlich schon rund 50 bis 60 Maßnahmen durchgeführt, die heute über den Redispatch 2.0-Prozess abgebildet würden“, erläutert Timm Eberwein, Leiter Netzleitstelle. Bislang habe man dabei mit manuellen Verfahren gut gearbeitet: „Üblicherweise werden die Anlagenbetreiber auf dem ‚kurzen Dienstweg‘ informiert, die Leistung für den fraglichen Zeitraum reduzieren wir mittels Fernsteuerung.“

Netzleitstelle EAM Netz

In der Netzleitstelle der EAM Netz werden auch die Redispatch 2.0-Prozesse umgesetzt. Foto: EAM Netz GmbH

Redispatch 2.0: Auf dem Weg zu automatisierten Prozessen

Das neue Redispatch 2.0-Regime definiert für das künftige Engpassmanagement bekanntermaßen deutlich komplexere vorausschauende Prozesse und Analysen, bei denen zum Beispiel auch Auswirkungen auf die Netzknoten vorgelagerter Netzbetreiber oder Beschränkungen der potenziell einzubeziehenden Kapazitäten ermittelt und kommuniziert werden müssen. Überdies zeichnet sich auch im Netzgebiet der EAM Netz ab, dass händische Verfahren künftig nicht mehr ausreichen werden, um Einspeisung und Lasten im Gleichgewicht zu halten: So steigen die Zubauzahlen erneuerbarer Erzeuger kontinuierlich. Seit dem BGH-Urteil vom Februar 2020 nimmt die Zahl der vergütungspflichtigen Engpässe zu: „Noch ist die Netzsituation unverändert, dauerhaft benötigen wir aber definitiv automatisierte, massentaugliche Prozesse“, so der Leiter Netzstelle.

Redispatch 2.0 als IT-Projekt

Gemeinsam mit Timm Eberwein und Rainer Gersmeier aus der IT wurde auch Manuel Müller, damals stellvertretender Leiter Energiedatenmanagement zum Projektleiter für Redispatch 2.0 bestimmt. „Anfangs hatten wir gehofft, dass sich das so nebenbei mit erledigen läßt“, erinnert sich Müller schmunzelnd. Doch das erwies sich rückblickend als deutlich zu optimistisch, wie Timm Eberwein zu berichten weiß: „Die Umsetzung von Redispatch 2.0 hat sich bei uns zu einem riesigen IT-Projekt entwickelt. Zwischenzeitlich waren es mehr als 50 Köpfe, zwölf davon wurden speziell für Redispatch 2.0 eingestellt und tragen seit ihrer Einarbeitung die Hauptlast des Projektes.“

Ab 2020 definierte das Team der EAM Netz im Detail die neuen Anforderungen, evaluierte mögliche Lösungsansätze und entwickelte die Gesamtarchitektur des Zielsystems. „Konkret haben wir uns entschieden, die Prognosen sowie die Ausfallarbeitsberechnung komplett neu aufzubauen. Die künftigen Prozesse für das Energiedatenmanagement, die vorausschauende Engpassanalyse, die Kommunikation mit den Anlagen sowie die Neuerungen im Bilanzkreismanagement sollten über die Bestandssysteme abgebildet werden“, berichtet Müller.

Anbindung an die Plattform connect+

Ende 2020 wurden die Systeme beschafft, ab Januar 2021 in die hauseigenene IT-Landschaft – insbesondere Netzleitstelle und Netzwirtschaftssysteme – integriert und getestet. Die Anbindung an die Plattform connect+, über die der Austausch der Daten erfolgt, konnte Anfang 2021 erfolgreich umgesetzt werden. „Corona hat das Projekt von Beginn an begleitet. Lediglich eine Sitzung konnte in Präsenz stattfinden“, ergänzt der Projektleiter. Doch zum Stichtag am 01.10.2021 stand das Konzept, die Festsysteme liefen. Die Abrechnung ist seit dem 01.10.2022 umgesetzt. Manuel Müller dazu: „In der momentanen Übergangsphase schreiben die Bilanzkreisverantwortlichen dem VNB eine Rechnung.“ Das wird nicht so bleiben, doch auch in Kassel ist man beim operativen Redispatch noch nicht angekommen.

„Prinzipiell ist die gesamte Branche auf diesem Stand“, berichtet Timm Eberwein. Die Gründe für die Verzögerung liegen auf der Hand – Ressourcenprobleme bei Netzbetreibern und Dienstleistern, hochkomplexe Anforderungen seitens der Regulierung, aber auch vermeintlich kleine Probleme bremsen die Umsetzung: „Uns fehlen zum Beispiel noch zahlreiche Rückmeldungen seitens der Anlagenbetreiber“, erzählt Timm Eberwein. Dabei hat der Leiter Netzleitstelle großes Verständnis für Personen, die beispielsweise einen Bürgerwindpark oder eine PV-Anlage auf einem landwirtschaftlichen Gebäude betreiben und mit den komplizierten Rollen und Interaktionen in den neuen Verfahren schlicht überfordert sind.

Sein Fazit: „Selbstverständlich werden wir den Redispatch 2.0 umsetzen und in einer zukünftigen Erzeugungslandschaft mit 80 Prozent Erneuerbaren auch benötigen. Ob und wann das neue Engpassmanagement allerdings die Kosten senkt, muss man abwarten.“ Aktuell liegen bei der EAM Netz allein die jährlichen Kosten für Systeme und Personal im niedrigen siebenstelligen Bereich.

Strommast ED Netze

Foto: ED Netze GmbH/Juri Junkov

ED Netze: Startklar im Sprint

Im badischen Rheinfelden ist Arkadius Kolloch bei der ED Netze für die Einführung von Redispatch 2.0 zuständig. Das Stromnetz, mit dem das Unternehmen knapp 300.000 Endkunden zwischen Freiburg und dem Bodensee versorgt, umfasst ungefähr 8.300 Kilometer. Insbesondere die Photovoltaik boomt in der Region, doch auch Windkraftanlagen sieht man immer häufiger. Aktuell sind im über 3.770 Quadratkilometer großen Versorgungsgebiet des südbadischen Netzbetreibers etwa 600 Anlagen angeschlossen, die unter die Vorgaben des Redispatch 2.0 fallen.

Einspeisemanagement: Bedarf absehbar

„Bislang war Einspeisemanagement bei uns kein Thema, in absehbarer Zeit wird sich das jedoch ändern“, berichtet Kolloch. Bei günstiger Witterung mit geringer Last zeige sich schon heute, dass die Umspannwerke demnächst an ihre Grenzen kommen könnten. Vor diesem Hintergrund hält Kolloch die neuen Regelungen perspektivisch für durchaus sinnvoll und sieht die ED Netze insgesamt gut vorbereitet. „Wir wissen ja nicht erst seit gestern, dass die Energiewende auch für die Netzbetreiber neue Herausforderungen mit sich bringt und haben daher schon frühzeitig auf Digitalisierung gesetzt“, erläutert er. Alle angeschlossenen erneuerbaren Erzeugungsanlagen sind daher mit digitalen Zählern ausgestattet, die eingespeiste Leistung ist jederzeit online sichtbar. Außerdem verfügen die fraglichen Solar-, Wind- und KWK-Anlagen über eine Fernsteuerung.

Für die Kommunikation mit den Betreibern existiert bereits seit längerem ein digitales Portal, in dem auch die Verantwortlichkeiten und Prozesse zum Redispatch 2.0 ausführlich erläutert werden und online abgewickelt werden können. „Natürlich erreichen auch wir nicht alle Anlagenbetreiber, größere Probleme mit der Datenbeschaffung und dem Datenaustausch haben wir aber nicht“, so das Fazit des Projektleiters. Aktuell investiert der südbadische Netzbetreiber zudem in die Digitalisierung seiner Ortsnetzstationen, um künftig auch auf den unteren Spannungsebenen die Netzzustände und Auslastung der Betriebsmittel möglichst genau im Blick zu haben.

Grafik Engpassmanagement BDEW

Engpassmanagement früher und heute. Grafik: BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.

Straffes Projektmanagement

Trotz der guten Ausgangslage – ohne Mehrarbeit ging es bei der Umsetzung von Redispatch 2.0 in den Prozessen und Systemen der ED Netze nicht, erinnert sich Arkadius Kolloch. Als Projektverantwortlicher hatte er sich seit der Verabschiedung der gesetzlichen Grundlagen intensiv mit den Anforderungen beschäftigt und kümmerte sich in der Folge mehr oder weniger als „One Man Show“ um das Projekt. „Die Beschaffung und Integration der Software begann im Januar 2021 und war im Oktober zum Stichtag abgeschlossen“, berichtet er.

Entscheidung für Cloudlösung

Nach ersten Sondierungen habe man sich relativ schnell für eine Cloudlösung entschieden, welche eine Echtzeitüberwachung und Steuerung der angeschlossenen Erzeuger aus der Leitstelle heraus ermöglicht. „Das System liefert eigene Prognosen, kann aber auch mit den Fahrplänen der EIV arbeiten. In Kombination mit den Daten aus unserem Netz können wir damit sehr zuverlässige Aussagen über künftige Engpässe treffen“, erläutert Kolloch. Zeichnet sich ein Engpass ab, wählt die Lösung automatisch geeignete Anlagen aus.

Nach den Regelungen des Redispatch 2.0 wird die Reihenfolge der Abschaltungen dabei – anders als beim bisherigen Einspeisemanagement – aufgrund der Umsetzungsfähigkeit der Anlage zur Beseitigung des Engpasses und der Gesamtkosten der Redispatch-Maßnahme festgelegt. Diese werden anhand eines kalkulatorischen Preises ermittelt, den der Übertragungsnetzbetreiber jährlich bis zum 1. September veröffentlicht.

„Je nach Vereinbarung regeln wir die fragliche Anlage dann selbst ab oder übermitteln dem EIV eine entsprechende Fahrplanänderung“, erklärt der Projektleiter. Die bisherigen Erfahrungen stimmen ihn sehr zuversichtlich, dass alle Prozesse im Bedarfsfall automatisiert ablaufen. „Bei künftigen Engpässen werden wir das System nutzen.“ Für den Datenaustausch arbeiten die ED Netze mit der DA/RE-Plattform, eine Kommunikation über connect+ wäre jedoch ebenfalls möglich.

Netzwirtschaftliche Prozesse vor dem Start

Hinsichtlich des Bilanzkreismanagements befinden sich auch die ED Netze noch in der „Übergangsphase“ und man spürt im Gespräch mit Arkadius Kolloch die allgemeine Unzufriedenheit der Branche. Untätig war man jedoch auch in Rheinfelden nicht: „Wir haben die notwendige Schnittstelle programmiert, der Test steht“, berichtet er. Wenn es denn tatsächlich losgeht, sei man am Start. (pq)

www.eam-netz.de
www.ednetze.de

Redispatch 3.0: Alle einbinden?

Mit Redispatch 2.0 wird derzeit ein neues dezentrales Engpassmanagement für Anlagen ab 100 kW etabliert. Parallel ist neben einem Anstieg des Redispatch-Bedarfs ein weiterer Anstieg der Kosten auf 2,1 Mrd. €. in 2021 zu beobachten, der sich unter anderem aufgrund der gestiegenen Marktpreise auch für 2023 fortsetzen wird. Mit Blick auf steigende Abrufe von positivem Redispatch in Süddeutschland warnen TransnetBW und TenneT zudem vor einem Delta ab Ende der 2020er-Jahre. Gemeinsam mit der E-Bridge Consulting haben die beiden ÜNB im Herbst 2022 ein erstes Konzept für Redispatch 3.0 vorgelegt. Um die Potenziale vorhandener dezentraler Flexibilitäten nutzbar zu machen, wird die Implementierung eines hybriden Redispatch-Modells aus dem bestehenden kostenbasierten Redispatch für Erzeuger und einem ergänzenden marktbasierten Redispatch für weitere Flexibilitäten empfohlen.

Auch das dreijährige Forschungsprojekt „Redispatch 3.0“ – Demonstrationsprojekt Redispatch und Vermarktung nicht genutzter Flexibilitäten von Kleinstanlagen hinter intelligenten Messsystemen“ will die Integration von Anlagen aus der Niederspannung sowie die Zusammenarbeit und den Informationsaustausch zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern verbessern und den Re­dis­patch 2.0 weiterentwickeln. Dadurch sollen die Auslastung der Stromnetze für höhere Anteile erneuerbarer Energien gesteigert, Betriebs- und Investitionskosten bei VNB gesenkt sowie schließlich netzdienliche Beiträge dezentraler Anlagen, insbesondere in der Bereitstellung von Systemdienstleistungen, genannt werden.

Im Projekt sollen vorliegende Konzepte zum Redispatch 2.0 weiterentwickelt und die erarbeiteten Ansätze pilotmäßig umgesetzt, getestet und auswertet werden. Dabei geht es sowohl um einem optimierten und automatisierten Netzbetrieb im Sinne einer reaktiven Systemführung als auch um Anreize für systemdienliches Verhalten durch eine erleichterte Marktteilnahme dezentraler Akteure. Die entwickelten Lösungsansätze werden im Rahmen der Feldversuche bei der EWE Netz und der MVV Netze unter realen Bedingungen getestet und validiert. Das Projekt begann am 1. Januar 2022 und läuft bis zum 31. Dezember 2024. (pq)

www.transnetbw.de
www.tennet.eu
www.redispatch3.eu