Ab dem 1. Oktober sollte das neue Netzregime starten. Es bedeutet neue Auflagen für jeden Betreiber von Anlagen über 100 kW. Jetzt gibt es eine Übergangslösung.
Zum 1. Oktober 2021 gelten neue gesetzliche Vorgaben zur Vermeidung von Engpässen im Stromnetz. Im Rahmen des „Redispatch 2.0“ sollen neue Prozesse den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren. Redispatch ist ein Verfahren, mit dem das Stromnetz stabil gehalten wird. Bislang konnten nur Übertragungsnetzbetreiber Redispatch-Maßnahmen anordnen – sie fordern Kraftwerke dazu auf, mehr oder weniger Strom zu erzeugen, um die regionale Balance von Einspeisung und Verbrauch zu halten. Mit Redispatch 2.0 wird diese Regelungsaufgabe auf Verteilnetzbetreiber und kleinere Kraftwerke, inklusive Erneuerbare-Energie-Anlagen und Stromspeicher ausgeweitet.
Verzögerungen bei der Umsetzung
Allerdings ist es nach Aussage des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) zu Verzögerungen bei der Umsetzung gekommen. Wie der Verband auf seiner Internetseite ausführt, liegen u.a. die auszutauschenden Stammdaten noch nicht ausreichend vor. Vor allem ein koordinierter Übergang der Verantwortung für die Beschaffung des bilanziellen Ausgleichs vom Bilanzkreisverantwortlichen des Lieferanten der betroffenen Anlage an den anfordernden Netzbetreiber erscheine teilweise praktisch nicht umsetzbar, obgleich die gesetzliche Verpflichtung besteht.
Übergangslösung bis März 2022
Darum hat der BDEW eine branchenweite Übergangslösung für den gesicherten Einstieg in den Redispatch 2.0 veröffentlicht. Die Erarbeitung erfolgte in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi).
Diese Übergangslösung stellt laut BDEW ausdrücklich keine vom Gesetz abweichende Vorgabe dar, sondern nur eine vorweggenommene Verständigung über die Ermittlung des bilanziellen Ausgleichs. Die gesetzlichen Anforderungen des Redispatch 2.0 blieben erhalten, so der Verband.
Spätestens zum 1. März 2022 müssten alle Prozessteilnehmer die Betriebsbereitschaft sicherstellen. Zu diesem Stichtag startet ein dreimonatiger paralleler Testbetrieb aller Residpatch-2.0-Zielprozesse. Die Branche treibe die Umsetzung der Zielprozesse weiterhin mit aller Kraft voran und berichte über die Fortschritte regelmäßig an die BNetzA. Die Übergangslösung ist ausdrücklich auf den 31. Mai 2022 befristet.
RLI: Auch Verbraucher einbeziehen
Die unabhängige Forschungseinrichtung Reiner Lemoine Institut (RLI) begrüßt das heutige Inkrafttreten des „Redispatch 2.0“ als ersten wichtigen Schritt bei der Umstellung des Energiesystems auf dezentrale Erneuerbare Energien, sieht jedoch langfristig noch Ergänzungsbedarf.
Mit dem Wirksamwerden der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) am 1. Oktober sind alle Energieerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung ab 100 kW dazu verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Die Verbrauchsseite fehlt laut RLI allerdings noch völlig. Ohne sie werde eine langfristige Umstellung des Energiesystems auf 100 % Erneuerbare Energien nicht gelingen. Redispatch 2.0 sei ein wichtiger Schritt im Umbauprozess des Stromnetzes hin zu dezentraler Erzeugung durch erneuerbarer Energien. Wegen ihres steigenden Anteils veränderten sich Lastflüsse innerhalb des Netzes, Redispatch-Maßnahmen würden immer häufiger durchgeführt. Daher sei es sinnvoll, auch Anlagen auf niederen Spannungsebenen in dieses Verfahren miteinzubeziehen.
Stromnetz wird flexibler
Erneuerbare-Energie-Anlagen lägen wegen ihrer verteilten Standorte zudem oft näher an den jeweiligen Netzengpässen und können diese effizienter beseitigen als zentral gelegene konventionelle Kraftwerke. Bisher waren nur etwa 80 Erzeugungsanlagen in ganz Deutschland Teil des Redispatch-Systems, heute dürfte sich diese Zahl auf einen Schlag etwa vertausendfachen – das Stromnetz wird flexibler. Dadurch kommt den Verteilnetzbetreibern eine ganz neue Rolle zu, ihre Verantwortung wird laut RLI gestärkt und ihr Handlungsspielraum vergrößert. Dies sei auch deswegen wichtig, weil auf Verteilnetzebene so gut wie alle stromverbrauchenden Anlagen und Haushalte angeschlossen sind – diese bergen ebenfalls ein riesiges Potenzial, Netzengpässe und Ungleichgewichte auszugleichen. Da allerdings die Verbrauchsseite durch Redispatch 2.0 noch nicht angetastet wird, werde es hier langfristig einer weiteren Vereinheitlichung bedürfen.
Forschungsprojekte zeigen Potenzial auf
Das RLI hat durch zahlreiche Forschungsprojekte, wie etwa das BMU-geförderte Projekt „Netz_eLOG", gezeigt, dass der Umfang möglicher Redispatch-Aufrufe von Anfang an gering gehalten werden könnte, wenn Stromverbraucher wie etwa E-Autos als Flexibilitätsoption genutzt würden. Netzbetreiber könnten perspektivisch große elektrische Fahrzeugflotten in ihre Prognoseprozesse einbinden und die Elektromobilität auch in der langfristigen Netzausbauplanung berücksichtigen. Noch erlaubt es der Rechtsrahmen nicht, den Endnutzenden entsprechende Anreize für eine spontane Lasterhöhung anzubieten, wenn die Erzeugung aus Wind- und PV-Analgen lokal sehr hoch ist. Die Devise könnte dann sein: Anreize für Lasterhöhung vorsehen und Abschaltung sowie Entschädigung vermeiden. Es wäre laut RLI sinnvoll, die gesetzlichen Rahmenbedingungen im nächsten Schritt so anzupassen, dass dies möglich wird: Redispatch 3.0 sollte auch die Verbrauchsseite beinhalten.
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Zum 1. Oktober 2021 gelten neue gesetzliche Vorgaben zur Vermeidung von Engpässen im Stromnetz. Im Rahmen des „Redispatch 2.0“ sollen neue Prozesse den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren. Redispatch ist ein Verfahren, mit dem das Stromnetz stabil gehalten wird. Bislang konnten nur Übertragungsnetzbetreiber Redispatch-Maßnahmen anordnen – sie fordern Kraftwerke dazu auf, mehr oder weniger Strom zu erzeugen, um die regionale Balance von Einspeisung und Verbrauch zu halten. Mit Redispatch 2.0 wird diese Regelungsaufgabe auf Verteilnetzbetreiber und kleinere Kraftwerke, inklusive Erneuerbare-Energie-Anlagen und Stromspeicher ausgeweitet.
Verzögerungen bei der Umsetzung
Allerdings ist es nach Aussage des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) zu Verzögerungen bei der Umsetzung gekommen. Wie der Verband auf seiner Internetseite ausführt, liegen u.a. die auszutauschenden Stammdaten noch nicht ausreichend vor. Vor allem ein koordinierter Übergang der Verantwortung für die Beschaffung des bilanziellen Ausgleichs vom Bilanzkreisverantwortlichen des Lieferanten der betroffenen Anlage an den anfordernden Netzbetreiber erscheine teilweise praktisch nicht umsetzbar, obgleich die gesetzliche Verpflichtung besteht.
Übergangslösung bis März 2022
Darum hat der BDEW eine branchenweite Übergangslösung für den gesicherten Einstieg in den Redispatch 2.0 veröffentlicht. Die Erarbeitung erfolgte in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur (BNetzA) und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi).
Diese Übergangslösung stellt laut BDEW ausdrücklich keine vom Gesetz abweichende Vorgabe dar, sondern nur eine vorweggenommene Verständigung über die Ermittlung des bilanziellen Ausgleichs. Die gesetzlichen Anforderungen des Redispatch 2.0 blieben erhalten, so der Verband.
Spätestens zum 1. März 2022 müssten alle Prozessteilnehmer die Betriebsbereitschaft sicherstellen. Zu diesem Stichtag startet ein dreimonatiger paralleler Testbetrieb aller Residpatch-2.0-Zielprozesse. Die Branche treibe die Umsetzung der Zielprozesse weiterhin mit aller Kraft voran und berichte über die Fortschritte regelmäßig an die BNetzA. Die Übergangslösung ist ausdrücklich auf den 31. Mai 2022 befristet.
RLI: Auch Verbraucher einbeziehen
Die unabhängige Forschungseinrichtung Reiner Lemoine Institut (RLI) begrüßt das heutige Inkrafttreten des „Redispatch 2.0“ als ersten wichtigen Schritt bei der Umstellung des Energiesystems auf dezentrale Erneuerbare Energien, sieht jedoch langfristig noch Ergänzungsbedarf.
Mit dem Wirksamwerden der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) am 1. Oktober sind alle Energieerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung ab 100 kW dazu verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Die Verbrauchsseite fehlt laut RLI allerdings noch völlig. Ohne sie werde eine langfristige Umstellung des Energiesystems auf 100 % Erneuerbare Energien nicht gelingen. Redispatch 2.0 sei ein wichtiger Schritt im Umbauprozess des Stromnetzes hin zu dezentraler Erzeugung durch erneuerbarer Energien. Wegen ihres steigenden Anteils veränderten sich Lastflüsse innerhalb des Netzes, Redispatch-Maßnahmen würden immer häufiger durchgeführt. Daher sei es sinnvoll, auch Anlagen auf niederen Spannungsebenen in dieses Verfahren miteinzubeziehen.
Stromnetz wird flexibler
Erneuerbare-Energie-Anlagen lägen wegen ihrer verteilten Standorte zudem oft näher an den jeweiligen Netzengpässen und können diese effizienter beseitigen als zentral gelegene konventionelle Kraftwerke. Bisher waren nur etwa 80 Erzeugungsanlagen in ganz Deutschland Teil des Redispatch-Systems, heute dürfte sich diese Zahl auf einen Schlag etwa vertausendfachen – das Stromnetz wird flexibler. Dadurch kommt den Verteilnetzbetreibern eine ganz neue Rolle zu, ihre Verantwortung wird laut RLI gestärkt und ihr Handlungsspielraum vergrößert. Dies sei auch deswegen wichtig, weil auf Verteilnetzebene so gut wie alle stromverbrauchenden Anlagen und Haushalte angeschlossen sind – diese bergen ebenfalls ein riesiges Potenzial, Netzengpässe und Ungleichgewichte auszugleichen. Da allerdings die Verbrauchsseite durch Redispatch 2.0 noch nicht angetastet wird, werde es hier langfristig einer weiteren Vereinheitlichung bedürfen.
Forschungsprojekte zeigen Potenzial auf
Das RLI hat durch zahlreiche Forschungsprojekte, wie etwa das BMU-geförderte Projekt „Netz_eLOG", gezeigt, dass der Umfang möglicher Redispatch-Aufrufe von Anfang an gering gehalten werden könnte, wenn Stromverbraucher wie etwa E-Autos als Flexibilitätsoption genutzt würden. Netzbetreiber könnten perspektivisch große elektrische Fahrzeugflotten in ihre Prognoseprozesse einbinden und die Elektromobilität auch in der langfristigen Netzausbauplanung berücksichtigen. Noch erlaubt es der Rechtsrahmen nicht, den Endnutzenden entsprechende Anreize für eine spontane Lasterhöhung anzubieten, wenn die Erzeugung aus Wind- und PV-Analgen lokal sehr hoch ist. Die Devise könnte dann sein: Anreize für Lasterhöhung vorsehen und Abschaltung sowie Entschädigung vermeiden. Es wäre laut RLI sinnvoll, die gesetzlichen Rahmenbedingungen im nächsten Schritt so anzupassen, dass dies möglich wird: Redispatch 3.0 sollte auch die Verbrauchsseite beinhalten.
