DA/RE – die „Netzsicherheitsinitiative“ – steht für „DAtenaustausch/REdispatch“. DA/RE bietet für Verteilnetzbetreiber in Baden-Württemberg eine Lösung an, um die zukünftigen Anforderungen der NABEG-Novelle (Netzausbaubeschleunigungsgesetz) an einen planwertbasierten Redispatch zu erfüllen. Und bietet zudem Unterstützung dabei, sich auf die anstehenden notwendigen prozessualen Veränderungen und IT-technischen Anforderungen vorzubereiten.

Insbesondere die Koordinierungsfunktion in DA/RE bietet Netzbetreibern einen Mehrwert, indem die Auswahl der effizientesten Redispatch-Maßnahmen unter Berücksichtigung sämtlicher Netzrestriktionen ermöglicht wird.

Durch den Erfahrungs- und Entwicklungsvorsprung bietet DA/RE die Möglichkeit, bis zum Inkrafttreten des neuen Redispatches im Oktober 2021 bereits eine Vielzahl an Netzbetreibern anzubinden und sie somit mit den DA/RE-Funktionalitäten bei der Erfüllung der gesetzlichen Vorgaben weitreichend zu unterstützen. Darüber hinaus bietet DA/RE die Möglichkeit, in einer Testphase die finalen Anforderungen und Prozesse über die DA/RE-Zielplattform gemeinsam zu erproben.

Hintergrund:

Die zum 13. Mai 2019 in Kraft getretene Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes – kurz NABEG 2.0 – enthält neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen, die von allen Netzbetreibern zum 1. Oktober 2021 umgesetzt sein müssen.

Die Regelungen zum Einspeisemanagement von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) werden zu diesem Zeitpunkt aufgehoben. Ein einheitliches Redispatch-Regime (‚Redispatch 2.0‘) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) wird ab diesem Zeitpunkt eingeführt.

Konkret bedeutet Redispatch 2.0, dass zukünftig alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW, inkl. EE-Anlagen und KWK-Anlagen, sowie Anlagen <100 kW, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in einen planwertbasierten Redispatch einbezogen werden. Dabei soll – im Unterschied zu den bisherigen Einspeisemanagament-Maßnahmen – zudem ein bilanzieller sowie finanzieller Ausgleich erfolgen. Die Umsetzung einer Redispatch-Maßnahme erfordert zudem die Abstimmung zwischen allen betroffenen Netzbetreibern. Die Regelungen des NABEG sind demnach potenziell für alle 890 Verteilnetzbetreiber (VNB) in Deutschland relevant.

Die neuen gesetzlichen Regelungen, die ab 1.Oktober 2021 wirksam werden, befähigen und verpflichten gleichermaßen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) dazu, bei Redispatch-Maßnahmen auf alle Anlagen >100 kW in ihrem oder in unterlagerten Netzen zuzugreifen. Damit sollen Engpässe mit den kosteneffizientesten Maßnahmen gelöst werden. VNB sind verpflichtet, Einspeisemanagement-Maßnahmen durch einen planwertbasierten Redispatch abzulösen.

Dies erfordert einen Datenaustausch zwischen Anlagenbetreibern und Netzbetreibern sowie einen Datenaustausch- und Koordinierungsprozess zwischen den Netzbetreibern der unterschiedlichen Spannungsebenen für die abgestimmte Nutzung von Redispatch. In bestimmten Fällen ist auch der Netzbetreiber dazu verpflichtet, Prognosen für Anlagenplanungsdaten zu erstellen sowie Anlagen bei Redispatch-Aktivierungen zu steuern.

Darüber hinaus müssen insbesondere VNB Prozesse zur Bewirtschaftung von Redispatch-Bilanzkreisen und für die Abrechnung von Redispatch neu aufbauen.

DA/RE stellt verschiedene Anbindungsoptionen und ein Koordinationsmodul bereit, welche den Datenaustauschprozess für Netzbetreiber erleichtert sowie weite Teil der geforderten Koordination übernimmt. Sprich, im Hintergrund sorgt DA/RE zum einen dafür, dass die Redispatch-Bedarfe und Netzrestriktionen in den Netzen der teilnehmenden Netzbetreiber sowie die vorhandenen Redispatch-Potenziale der angebundenen Anlagen zusammen betrachtet werden. Und zum anderen diejenigen Anlagen für den Redispatch abgerufen werden, die die vorhandenen Engpässe am effizientesten lösen. Somit kann die Anlagenauswahl für die Durchführung des Redispatch unter Berücksichtigung des Kostenoptimums und der Vorgaben aller betroffener Netzbetreiber koordiniert ablaufen.

DA/RE bietet Workshops für fachliche Diskussionen für Netzbetreiber und Stadtwerke an. Einladungen dazu werden über den Interessentenkreis versandt. Wenn Sie in den Interessentenkreis aufgenommen werden möchten, melden Sie sich unter dare@transnetbw.de und Sie werden über unseren Newsletter über aktuelle Veranstaltungen und Projektfortschritte auf dem Laufenden gehalten.

Um frühzeitig Prozesse und Schnittstellen testen zu können und sich mit anderen betroffenen Netzbetreibern zu vernetzen, bietet DA/RE die Teilnahme an der gemeinsamen Testphase ab Q1/2021 an. Wenn Sie als Netzbetreiber oder Stadtwerk Testpartner werden möchten, melden Sie sich frühzeitig vor Beginn der Testphase (gerne ab sofort) unter dare@transnetbw.de.

Hintergrundinformationen sowie aktuelle News werden auf der Homepage bereitgestellt. Darüber hinaus bietet DA/RE die Möglichkeit zur Aufnahme in einen Interessentenkreis, der regelmäßig über Neuigkeiten, Veranstaltungen und aktuelle Entwicklungen informiert wird. Mit Ihrer Einverständniserklärung nehmen wir Sie gerne unverbindlich in diesen Verteiler auf. Eine Anmeldung zum Newsletter ist über eine E-Mail an dare@transnetbw.de möglich.

In der ersten Pilotphase waren als Netzbetreiber der Höchst-, Hoch- und Mittelspannung die TransnetBW, Netze BW, MVV Netze und die Stadtwerke Schwäbisch Hall beteiligt. Außerdem waren als Einsatzverantwortliche Entelios, MVV Trading, Next Kraftwerke und sonnen beteiligt, mit insgesamt 40 angebundenen Anlagen mit Nennleistungen von 3 kW bis 30 MW. Durch das Engagement der beteiligten Pilotpartner konnte der koordinierte Redispatch-Abruf über die Spannungsebenen hinweg erfolgreich getestet und die Funktionalität des DA/RE-Prozesses bestätigt werden (mehr Infos).

Neben DA/RE laufen weitere Projekte zur Umstellung des Redispatch. Zum einen das ebenfalls von Netzbetreibern initiierte Projekt Connect+, zum anderen das vom BDEW aufgelegte Projekt Redispatch 2.0. Auch hier bringen sich die DA/RE-Initiatoren TransnetBW und Netze BW aktiv ein. So ist sichergestellt, dass alle Prozesse, Schnittstellen und Formate in DA/RE im Einklang mit den nationalen Entwicklungen und Beschlüssen zur Umsetzung des NABEG 2.0 stehen.

Connect+ ist ein gemeinsames Projekt der vier Übertragungsnetzbetreiber und siebzehn Verteilnetzbetreiber und läuft seit Juni 2019. Damit sollen deutschlandweit einheitliche Regeln und Formate zum Datenaustausch für den Redispatch festgelegt werden. Es spezifiziert unter anderem ein Post-Verteilkonzept (PVK) für den Datenaustausch zwischen Marktteilnehmern und Netzbetreibern und ein Netzbetreiber-Koordinierungskonzept (NKK) für den Datenaustausch zwischen Netzbetreibern.

DA/RE stellt in diesem Kontext eine konkrete technische Umsetzung der „Netzbetreiberkoordination“ dar. Zusätzlich zu dem in Connect+ vorgesehenen Datenaustausch stellt DA/RE darüberhinausgehende Funktionalitäten für die Koordinierung von Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung.

Die in Connect+ vorgesehene IT-Lösung für den PVK-Datenaustausch mit den Marktteilnehmern wird an DA/RE angebunden. Somit können auch die Einsatzverantwortlichen von NABEG-Anlagen in den Netzgebieten von DA/RE-Teilnehmern die geplante bundesweit einheitliche Marktteilnehmer-Schnittstelle nutzen.

Das Projekt DA/RE startete bereits im Sommer 2018 mit der Konzeptionsphase. Die erste Pilotphase begann im April 2019 und wurde Ende 2019 erfolgreich abgeschlossen (mehr Infos). Die Entwicklung der Zielplattform ist bereits angelaufen. Die Zielplattform soll pünktlich zum Oktober 2021 online gehen. Im Rahmen der Entwicklungsphase wird es in Q1/2021 eine Testphase geben, in der die Prozesse im Zielsystem gemeinsam mit interessierten Partnern erprobt werden.

Über eine E-Mail an dare@transnetbw.de kann Kontakt mit dem DA/RE-Team aufgenommen werden, um sich für den Newsletter zu registrieren oder um Fragen zu möglichen Partnerschaften zu klären.

Ansonsten bietet darüber hinaus unsere Homepage noch weitere Informationen.

Es ist prinzipiell jederzeit möglich, bei DA/RE einzusteigen. Für eine gute Vorbereitung auf die NABEG-Prozesse empfehlen wir jedoch eine frühe Teilnahme an DA/RE und den genannten Vorbereitungen.

Die Testphase zur Erprobung des Gesamtprozesses startet in Q1/2021 und als Netzbetreiber sind Sie herzlich eingeladen, hierbei teilzunehmen.

Um bis zum Go-live im Oktober 2021 eine operativ lauffähige Plattformlösung zu haben, wird es im Sommer 2021 zudem eine Inbetriebnahmephase mit Generalprobe geben, an der alle Nutzer der DA/RE-Plattform teilnehmen können.

DA/RE steht für jeden interessierten Verteilnetzbetreiber und jedes Stadtwerk offen. Je mehr Teilnehmer an die DA/RE- Plattform angebunden sind, desto größer ist der Mehrwert als Gesamtlösung für Baden-Württemberg.

Das NABEG betrifft zunächst alle Netzbetreiber mit Ausnahme derer die keine, Anlagen >100 kW und keine fernsteuerbare Anlage >30 kW in ihrem oder in einem unterlagerten Netz angeschlossen haben und zudem keine eigenen Netzengpässe in ihrem Netz aufweisen.

Ab 1. Oktober 2021 dürfen Netzbetreiber (ÜNB und VNB) zur Behebung von Netzengpässen auf alle Anlagen >100kW (sowie fernsteuerbare Anlagen 30 kW) für Redispatch-Maßnahmen zugreifen. Darüber hinaus sind sie verpflichtet diejenigen Anlagen für Redispatch-Maßnahmen auszuwählen, die den Engpass am effizientesten lösen können. Damit sind alle Netzbetreiber von den Veränderungen betroffen, in deren Netzen Anlagen >100 kW (oder fernsteuerbare Anlagen >30 kW) angeschlossen sind und/oder die eigene Engpässe haben. Aufgrund der Komplexität ist für die Umsetzung von Redispatch-Maßnahmen ein geregelter Abstimmungsprozess zwischen allen Netzbetreibern notwendig, der bspw. über DA/RE organisiert wird.

Beteiligt sich ein Netzbetreiber nicht aktiv am Abstimmungsprozess, so können die Anlagen in seinem Netz durch den überlagerten Netzbetreiber dennoch angesteuert werden, wenn dies einer effizienten Engpasslösung dient. Ohne Abstimmung kann somit im schlechtesten Fall die Behebung eines Engpasses im Netz eines überlagerten Netzbetreibers durch einen Redispatch-Abruf im unterlagerten Netz dort einen Engpass erzeugen.

DA/RE bietet interessierten Netzbetreibern aus Baden-Württemberg die Einbindung in das Projekt in unterschiedlich intensiven Partnerschaften an. In den folgenden Darstellungen sind die verschiedenen Stufen der Teilnahme dargestellt.

Wir empfehlen Netzbetreibern zumindest die Teilnahme an DA/RE als Testpartner, da hierbei bei einem überschaubaren Mehraufwand schon frühzeitig die Datenaustausche und erforderlichen Prozesse aufgebaut und gemeinsam getestet werden können, so dass eine funktionierende Umsetzung bis zum gesetzlichen Termin 10/2021 sehr gut vorbereitet werden kann.

In der ersten Darstellung sind jeweils die Vorteile der Optionen zusammengefasst, in der zweiten Darstellung die damit verbundenen Pflichten. Die Vorteile und Pflichten sind jeweils aufbauend zu verstehen, d.h. der assoziierte Entwicklungspartner hat ebenfalls die Vorteile und Pflichten der Testpartner und der Nutzer etc.

Gemäß NABEG sind Anlagen >100 kW (sowie fernsteuerbare Anlagen >30 kW) verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Netzbetreiber sind angeordnet, hierbei zu kooperieren. Wenn ein vorgelagerter Netzbetreiber auf entsprechende Anlagen im Netz eines VNB („Anschlussnetzbetreiber“) zugreifen möchte, muss die Bereitstellung von Redispatch-Leistung möglich sein. Sofern der vorgelagerte Netzbetreiber an DA/RE teilnimmt, um über DA/RE eine koordinierte Anlagenauswahl vorzunehmen, so kann auch ein von DA/RE initiierter Anlagenabruf erfolgen. Dies ist selbst dann möglich, wenn der Anschlussnetzbetreiber nicht an DA/RE teilnimmt.

In diesem Fall, wenn der Anschlussnetzbetreiber nicht an DA/RE teilnimmt, kann die Aktivierung direkt durch Versand der Aktivierungsdokumente von DA/RE an den EIV erfolgen, sofern eine Vorab-Zustimmung des Anschlussnetzbetreibers vorliegt. Liegt diese Vorab-Zustimmung nicht vor, wird von DA/RE („im Auftrag des vorgelagerten Netzbetreibers“) eine Aufforderung an den Anschlussnetzbetreiber geschickt. Der Anschlussnetzbetreiber muss dieser Aufforderung nachkommen und den Redispatch-Abruf selber anweisen, indem er die Aktivierungsdokumente an den EIV verschickt und den vorgelagerten Netzbetreiber wiederum darüber informiert. Er muss also zusätzliche Schritte durchführen, die ihm bei einer Teilnahme an DA/RE erspart bleiben würden.

Das Stadtwerk führt in DA/RE sowohl die Rolle des Netzbetreibers als auch die des EIV für seine NABEG-Anlagen aus. Auf DA/RE ist das Stadtwerk dann mit zwei verschiedenen Funktionen registriert, die unterschiedliche Aufgaben wahrnehmen können.

Wenn ein Unternehmen gleichzeitig die Funktion Netzbetreiber und EIV hat, ist das Unbundling auf Seiten des Unternehmens sicherzustellen.

Bisher sind beim klassischen Redispatch meist der EIV, Anlagenbetreiber (AB) und Bilanzkreisverantwortliche (BKV) juristisch dieselbe Einheit. Beispielsweise betreibt die EnBW ein Groß-Kraftwerk (AB), vermarktet dies und bestimmt somit die Einsätze (EIV) und steht schlussendlich für den Bilanzkreis gerade (BKV). Im Hinblick auf die Einbindung von vielen kleinen Erzeugungseinheiten können diese Rollen beim Redispatch 2.0 auf unterschiedliche Unternehmen verteilt sein.

Bezüglich der Ansteuerung der Anlagen ist zwischen dem sog. Aufforderungsfall und dem sog. Duldungsfall zu unterscheiden. Diese Unterscheidung beruht auf der entsprechenden Unterscheidung in der Branchenlösung des BDEW und wird von DA/RE entsprechend übernommen.

Der Aufforderungsfall bezeichnet die Situation, in der der anweisende Netzbetreiber bzw. DA/RE den Einsatzverantwortlichen auffordert, den Arbeitspunkt seiner Anlagen zu verändern. D. h. die Steuerung der Anlagen erfolgt durch EIV und Anlagenbetreiber. Der Aufforderungsfall entspricht dem Vorgehen beim bisherigen Redispatch-Verfahren.

Als Duldungsfall wird bezeichnet, wenn ein Anlagenbetreiber die durch den anfordernden Netzbetreiber ausgelöste Arbeitspunktveränderung seiner Anlagen (technische Ressourcen bzw. steuerbare Ressourcen) duldet. D. h. der anweisende Netzbetreiber, zumeist der Anschlussnetzbetreiber, steuert die Anlagen.

Die Entscheidung zu einem Abruf erfolgt kostenbasiert und wird von DA/RE getroffen, um die effizienteste Maßnahme unter Berücksichtigung aller Netzrestriktionen auszuwählen. Eine Abruf-Entscheidung von DA/RE basiert dabei immer auf den zuvor von Netzbetreibern gemeldeten Redispatch-Bedarfen.

Für den Datenaustausch zwischen dem VNB und DA/RE wird unterschieden zwischen Stammdaten und Bewegungsdaten.

Bei der Registrierung meldet der VNB einmalig seine Stammdaten an DA/RE bzw. aktualisiert diese bei Änderungen. Diese umfassen allgemeine Kontaktdaten, netzbetreiberspezifische Daten, wie z.B. Regelzone, Marktrolle etc. sowie das Netzmodell light den relevanten Übergabepunkten, Knoten und Netzbetriebsmitteln sowie den entsprechenden Sensitivitäten. Zudem muss der Netzbetreiber die initiale Anlagenstammdatenmeldung der EIV für die NABEG-Anlagen in seinem Netz anreichern um weitere Datenpunkte, wie z.B. Netzanschlusspunkt etc.

Die Bewegungsdaten werden regelmäßig zwischen DA/RE und Netzbetreiber ausgetauscht. DA/RE meldet jedem VNB in regelmäßigen Abständen die (ggf. aggregierten) Fahrpläne und Redispatch-Potenziale der (NABEG-)Anlagen im eigenen Netz sowie für die Übergabepunkte zu unterlagerten Netzbetreibern die aggregierten Daten der im unterlagerten Netz angeschlossenen (NABEG-)Anlagen.

Diese Daten können für die Netzsicherheitsbewertung (bspw. mittels Lastflusssimulationen und Netzsicherheitsrechnungen) verwendet werden.

Der VNB meldet bei eigenen Engpässen seine Redispatch-Bedarfe an DA/RE sowie die sog. Flex-Beschränkungen, um Engpässe im eigenen Netz durch Redispatchabrufe anderer Netzbetreiber zu vermeiden. Diese werden in Form von freien Leistungsbändern in positive und negative Richtung an den im Netzmodell enthaltenen Netzbetriebsmitteln ausgedrückt.

Bei von Engpässen betroffenen Netzbetreibern erfolgt im Bedarfsfall das Versenden von Planungsdaten (RD-Bedarfe und Flex-Beschränkungen) zumindest täglich, im Zielsystem wird die Datenverarbeitung bis zu viertelstündlich möglich sein. Sofern keine Engpässe vorliegen, muss keine tägliche Meldung von RD-Planungsdaten erfolgen.

Für den Fall, dass der EIV keine Prognosen für Fahrplandaten seiner Anlagen bereitstellt (dies betrifft vor allem das Prognosemodell, vgl. Themenblock 6), muss der Netzbetreiber Prognosen für diese Anlagen bereitstellen. Im Duldungsfall muss der Netzbetreiber außerdem die NABEG-Anlagen in seinem Netz ansteuern, auch wenn der Abruf z.B. durch einen überlagerten Netzbetreiber (Anforderer) ausgelöst wurde.

Auch diese Prozesse beziehen sich auf die Vorgaben aus dem BDEW.

Die Aufgaben, die sich im Rahmen des Redispatch 2.0 ergeben, ist der folgenden Übersicht zu entnehmen:

Das Netzmodell light enthält Netztopologie-Informationen in vom Netzbetreiber zu wählender Granularität, inkl. netztechnischer Wirksamkeiten (Sensitivitäten).

Es besteht aus Netzknoten und Netzbetriebsmitteln, welche z.B. Leitungen oder Trafos abbilden. Im Netzmodell sind Anlagen den Netzknoten zugeordnet und RD-Bedarfe und Flexbeschränkungen werden bezogen auf Netzbetriebsmittel gemeldet.

• alle Übergaben zu überlagerten Netzbetreibern müssen angegeben werden
• weitere Knoten innerhalb des eigenen Netzes können für Engpassmeldungen angegeben werden
• alle steuerbaren Ressourcen im eigenen Netz müssen einem Knoten zugeordnet werden
• für alle gemeldeten Knoten sind Sensitivitäten/Netztechnische Wirksamkeiten auf die gemeldeten Netzbetriebsmittel erforderlich

Hierbei übernehmen alle Netzbetreiber die Verantwortung für ihr jeweiliges Netz und die Netzsicherheit. Eine wesentliche Basis dafür ist eine vorausschauende Netzzustandsanalyse aufbauend unter anderem auf den fristgerecht gelieferten Daten der Anlagenbetreiber (AB) beziehungsweise Einsatzverantwortlichen (EIV). Diese Analyse zeigt erstens die voraussichtlichen eigenen Engpässe und die erforderlichen Maßnahmen für deren Behebung. Zweitens gibt die Analyse Aufschluss über die Nutzbarkeit von Flex-Potentialen im eigenen Netz durch weitere Netzbetreiber, ohne dass neue Engpässe erzeugt oder bestehende verschärft werden.

Die Ergebnisse der Netzsicherheitsbewertung werden in Zeitreihen mit RD-Bedarfen und Flexbeschränkungen bezogen auf Netzbetriebsmittel überführt. Prozesse für die Maßnahmendimensionierung und Erstellung von Zeitreihen sind beim jeweiligen Netzbetreiber selbstständig aufzubauen. Die Zeitreihen werden entweder ins xml-Format überführt und per API-Gateway, SFTP- oder Email-Adapter an DA/RE übermittelt oder über die Web-GUI eingegeben bzw. hochgeladen.

Im Planwertmodell werden die Erzeugungsprognosen durch den AB/EIV erstellt und an die betroffenen Netzbetreiber übermittelt, so dass entsprechende ex-ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) verfügbar sind. Die Bilanzierung dieser Technischen Ressource erfolgt auf Basis der ausgetauschten Fahrpläne.

Im Prognosemodell werden die Erzeugungsprognosen durch den NB erstellt. Es werden dementsprechend keine ex-ante Fahrpläne (gemeldete Planungsdaten) durch den AB/EIV geliefert.

Technische Ressourcen bzw. Steuerbare Ressourcen, die nach dem Prognosemodell bilanziert werden, werden ex-post auf Basis der berechneten Ausfallarbeit im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung ausgeglichen.

Der AB/EIV hat ein Vorschlagsrecht für die Zuordnung einer Technischen Ressource bzw. einer Steuerbaren Ressource zu einer der beiden Modellvarianten, d.h. dem Planwertmodell oder dem Prognosemodell. Für die Ausübung des Wahlrechts sind definierte Voraussetzungen und Prozesse einzuhalten.

Standardmäßig sind Erzeugungseinheiten dem Prognosemodell auf Basis von dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien zugordnet.

Die Prognosegüte stellt das zentrale Bewertungskriterium für die Zuordnung einer Technischen oder Steuerbaren Ressource zu einem der oben beschriebenen Bilanzierungsmodelle dar.

Einsatzverantwortliche (EIVs) mit vom NABEG betroffenen Anlagen sind vom Gesetzgeber verpflichtet, an den NABEG Prozessen teilzunehmen. DA/RE kann eine Teilnahme nicht überprüfen bzw. durchsetzen. Diese Aufgabe obliegt dem Gesetzgeber bzw. den Regulierungsbehörden.

Die Anlagenauswahl und -abrechnung wird gegenwärtig noch diskutiert. Der aktuelle Stand der Diskussion sieht das folgende Vorgehen vor:

• Für die Anlagenauswahl werden kalkulatorische Kosten durch die BNetzA energieträgerspezifisch festgelegt (bzw. vorab ausgehandelt)
• Die Abrechnung erfolgt auf Basis der tatsächlichen Abrufkosten, welche durch die EIV berechnet und gemeldet und durch die Netzbetreiber übernommen und abgerechnet werden. Die Bestandteile der Berechnung werden vorab durch die BNetzA festgelegt.
• Ausfallarbeit durch getätigte RD-Abrufe müssen vom VNB berechnet und der EIV entsprechend entschädigt werden.

Alle Daten mit DA/RE werden grundsätzlich über XML-Dateien ausgetauscht. Je nach Anbindungsoption (s. – Welche Schnittstellen sind für die Datenübermittlung vorgesehen?) gibt es verschiedene Möglichkeiten, die Dateien im xml-Format zu erzeugen und zu übermitteln.  Für kleine Netzbetreiber, die nur selten Daten übermitteln, gibt es die Möglichkeit Daten über eine Web-Benutzeroberfläche einzugeben (in diesem Fall ist dann auch eine vorherige Erzeugung von XML-Dateien nicht zwingend erforderlich). Weiterführende Informationen finden Sie hier.

Im Rahmen der Testphase ab Q1/2021 können die Prozesse gemeinsam mit der Unterstützung des DA/RE-Projektteams getestet werden.

Die Kosten für die Implementierung der DA/RE-Plattform werden von den Entwicklungspartnern getragen. Nutzer, Testpartner und assoziierte Entwicklungspartner haben in der Entwicklungsphase der Plattform keine direkte Kostenbeteiligung an den Implementierungskosten. Für eine aktive Anbindung an die Plattform können jedoch je nach Größe des Netzbetreibers und Art der Anbindung prozessuale und IT-seitige Aufwände auf Seiten des Netzbetreibers anfallen, z.B. für die Etablierung von Prozessen, die Programmierung von Schnittstellen oder die Einrichtung von Sicherheitszertifikaten. Diese Kosten für die Anbindung müssen durch den jeweiligen Netzbetreiber selbst getragen werden. Implementierungskosten, welche im Zusammenhang mit Redispatch 2.0 bis zum 30. September09.2021 anfallen, werden voraussichtlich von der BNetzA anerkannt.

Die Nutzung von DA/RE ab Oktober 2021 wird voraussichtlich mit Kosten für die Netzbetreiber verbunden sein, um die operativen Betriebskosten der Plattform decken zu können. Ein nutzungsgerechter Verteilungsschlüssel ist dabei vorgesehen. Die genaue Ausgestaltung der Kostenbeteiligung wird noch erarbeitet.

Hinweis:

DA/RE stellt kein Geschäftsmodell mit Gewinnerzielungsabsicht für die Initiatoren dar, sondern dient der Erfüllung der gesetzlichen Vorgaben des NABEG. Die voraussichtliche Beteiligung an den Betriebskosten dient also allein der Deckung der Kosten des operativen Betriebs. Abzusehen ist daher, dass die Höhe der Kosten aufgrund der Vielzahl der Teilnehmer und aufgrund des nutzungsgerechten Verteilungsschlüssels für den einzelnen Netzbetreiber, insbesondere wenn kaum eigene Engpässe vorhanden sind, überschaubar bleiben werden. Die Möglichkeiten zur Kostenumwälzung der Betriebskosten befindet sich zurzeit in Klärung mit der BNetzA.