Im folgenden Abschnitt finden Sie eine Reihe häufig gestellter Fragen sowie ihre Beantwortung- sollte Ihr Anliegen nicht dabei sein, freuen wir uns ebenfalls über Ihre Anfrage über die  Seite Kontakte.

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Warum DA/RE?

Die zum 13. Mai 2019 in Kraft getretene Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) enthält neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen, die von den 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 und ein einheitliches Redispatch-Regime (‚Redispatch 2.0‘) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eingeführt. Konkret bedeutet dies, 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 EinsMan-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 potentiell für alle 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland relevant.

Die neuen gesetzlichen Regelungen, wirksam ab 01.10.2021, befähigen und verpflichten gleichermaßen ÜNB und VNB dazu, bei Redispatch-Maßnahmen auf alle Anlagen >100 kW  in ihrem oder in unterlagerten Netzen zuzugreifen, um die Engpässe mit den kosteneffizientesten Maßnahmen zu lösen. VNB sind verpflichtet, EinsMan-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.

Ab dem 01.10.2021 dürfen Netzbetreiber (ÜNB und VNB) zur Behebung von Netzengpässen auf alle Anlagen >100kW (sowie fernsteuerbare Anlagen >30 kW)für Redispatch-Maßnahmen zugreifen und sind 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.

Damit betrifft das NABEG leidglich solche Netzbetreiber nicht, die keine Anlagen >100 kW und keine fernsteuerbaren Anlagen >30 kW in ihrem oder einem unterlagerten Netz angeschlossen haben und zudem keine eigenen Netzengpässe haben.

DA/RE ist eine Lösung für den planwertbasierten Abstimmungsprozess zwischen den Netzbetreibern in Baden-Württemberg zur Umsetzung der Anforderungen zum neuen Redispatch aus dem NABEG.

Im Projekt DA/RE wird eine Plattformlösung entwickelt, die den Austausch von Kraftwerkseinsatzdaten und Planungsdaten der Netzbetreiber abwickelt (Datenaustauschprozess) und einen koordinierten und optimierten Redispatch-Abruf über mehrere Spannungsebenen hinweg ermöglicht (Koordinierungsprozess). Im Ergebnis werden dadurch Synergien gehoben sowie gegenläufige Redispatch-Abrufe und Netzengpässe vermieden. DA/RE setzt somit den vom Gesetzgeber geforderten effizienten Redispatch um.

DA/RE bietet allen VNBs in Baden-Württemberg die Möglichkeit, über die Nutzung der DA/RE-Plattform die zukünftigen gesetzlichen Anforderungen an einen planwertbasierten Redispatch zu erfüllen.

Zum einen werden die Datenaustauschprozesse für die Netzbetreiber in Baden-Württemberg mit DA/RE über eine zentrale Anlaufstelle organisiert. Über DA/RE können Netzbetreiber alle Informationen zu Fahrplänen und Redispatch-Potenzialen von Anlagen in ihrem Netz erhalten. Die DA/RE Plattform übernimmt zudem für alle teilnehmenden Netzbetreiber den Koordinierungsprozess und nimmt ihnen die Auswahl der kostengünstigsten Redispatchmaßnahmen sowie die Anweisung der Anlagenaktivierung ab.

Bereits vor dem Go-Live der DA/RE-Plattform im Oktober 2021 kann das DA/RE-Projekt interessierte VNBs zudem bei der Vorbereitung auf die anstehenden notwendigen prozessualen Veränderungen und IT-technischen Anforderungen unterstützen.

Das Projekt DA/RE hat sich schon frühzeitig mit den prozessualen Anforderungen und den erforderlichen Schnittstellen und Formaten befasst und hat diese bereits in einer ersten Pilotphase mit verschiedenen Pilotpartnern erprobt. Diese Erfahrungen können mit allen interessierten VNB geteilt werden. Darüber hinaus bietet DA/RE mehrere Optionen zu Partnerschaften bereits in der aktuellen Entwicklungsphase, vgl. „Wie kann ich bei DA/RE mitmachen“. Beispielsweise besteht die Möglichkeit bereits in der für Q1/2021 geplanten Testphase die finalen Anforderungen und Prozesse im Zielsystem gemeinsam zu erproben.

Gemäß NABEG sind Anlagen >100 kW (sowie fernsteuerbare Anlagen >30 kW) verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Netzbetreiber sind verpflichtet, 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 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: Link zum Reiter auf der Homepage). Die Entwicklung der Zielplattform ist bereits angelaufen. Die Zielplattform soll pünktlich zum Oktober 2021 online gehen. Im Rahmen der Entwicklungsphase wird es vsl. in Q1/2021 eine Testphase geben, in der die Prozesse im Zielsystem gemeinsam mit interessierten Partnern erprobt werden.

Parallel zu DA/RE laufen verschiedene Aktivitäten in den Projekten connect+ und Redispatch 2.0 des BDEW, an denen die DA/RE-Projektinitiatoren TransnetBW und Netze BW neben vielen weiteren Netzbetreibern und Marktteilnehmern aktiv beteiligt sind. Dadurch wird sichergestellt, dass alle Vorhaben in DA/RE im Einklang mit den nationalen Entwicklungen und Beschlüssen bzgl. einer Umsetzung der Anforderungen durch das NABEG stehen.

Connect+ ist ein gemeinsames Projekt von 4 ÜNBs und 16 VNBs und läuft seit Juni 2019, um deutschlandweit einheitliche Regeln und Formate zum Datenaustausch für Redispatch festzulegen. Es spezifiziert u.a. ein Postverteilkonzept (PVZ, Datenaustausch zwischen Markteilnehmern und Netzbetreibern) und ein Netzbetreiberkoordinierungskonzept (NKK, Datenaustausch zwischen Netzbetreibern) für die Umsetzung des zukünftigen Redispatches.

DA/RE stellt im Kontext von connect+ eine konkrete Umsetzung der „Netzbetreiberkoordination“ für Baden-Württemberg dar, wobei DA/RE zusätzlich zu den in connect+ vorgesehenen Datenaustauschen zwischen Netzbetreibern darüber hinausgehende Funktionalitäten für die Koordinierung von Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stellt. Über die DA/RE-Plattform findet somit sowohl der Datenaustausch zwischen ÜNB und VNB in Baden-Württemberg als auch die Aggregation und Koordination von Redispatch-Bedarfen und die Zusammenführung mit Flexibilitätspotenzialen inkl. Anlagenauswahl statt.

Die in connect+ vorgesehene IT-Lösung für den PVZ-Datenaustausch, welche einen deutschlandweit einheitlichen Datenaustauschweg für alle Marktteilnehmer (Einsatzverantwortliche, EIV) zur Verfügung stellen soll, wird an DA/RE angebunden. Somit können alle Netzbetreiber, die DA/RE für die Netzbetreiberkoordination nutzen, automatisch auch alle Planungsdaten der Marktteilnehmer (Einsatzverantwortliche, EIV) erhalten.

Alle Prozesse, Formate und Schnittstellen, die in connect+ und im BDEW definiert werden, werden auch in DA/RE eingehalten und umgesetzt.

Hintergrundinformationen sowie aktuelle News werden auf der Homepage https://www.dare-plattform.de/ 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 ganz unverbindlich in diesen Verteiler auf. Eine Anmeldung zum Newsletter ist auf der DA/RE-Website sowie über eine E-Mail an dare@transnetbw.de möglich.

Kann ich bei DA/RE mitmachen?‘

DA/RE steht für jeden interessierten Verteilnetzbetreiber und jedes Stadtwerk in Baden-Württemberg offen. Je mehr Teilnehmer an die DA/RE Plattform angebunden sind, desto größer ist der Mehrwert als Gesamtlösung für Baden-Württemberg. Der Umfang der aktiven Teilnahme bereits während der Entwicklungsphase kann entsprechend der individuellen Situation mit der passenden Beteiligungsoption gewählt werden.

DA/RE bietet für VNB in Baden-Württemberg eine Lösung an, um die zukünftigen Anforderungen der NABEG-Novelle 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 Redispatchmaßnahmen 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.

Die Netzbetreiber sind für die Umsetzung des neuen Redispatches durch den Gesetzgeber zu umfangreichen Koordinierungsaufgaben und zur Umsetzung der dafür erforderlichen Datenaustausche verpflichtet. 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 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  diejenigen Anlagen für den Redispatch abgerufen werden, die die vorhandenen Engpässe am effizientesten lösen. Somit kann die Anlagenauswahl für die Durchführung des Redispatch koordiniert unter Berücksichtigung des Kostenoptimums und der Vorgaben aller betroffener Netzbetreiber ablaufen.

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 (für mehr Infos siehe auch: Pilotphase).

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 von der Einbindung als reiner Nutzer bis hin zum vollwertigen Entwicklungspartner dargestellt.  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.

Vorteile der verschiedenen Beteiligungsoptionen

Anforderungen und Pflichten der unterschiedlichen Beteiligungsoptionen

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.

Über eine E-Mail an kann Kontakt mit dem DA/RE-Team aufgenommen werden, um sich für den Newsletter zu registrieren oder um Fragen zu möglichen Partnerschaften zu klärenEs werden zudem Webinare und Workshops für Netzbetreiber und Stadtwerke angeboten. 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.

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

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.

Zögern Sie nicht – kontaktieren Sie uns! Gerne besprechen wir persönlich mit Ihnen, welche Möglichkeiten und Voraussetzungen für eine aktive Teilnahme an DA/RE als Testpartner in der Testphase oder weitergehenden Entwicklungspartnerschaften bestehen. Für weitere Informationen zur technischen und prozessualen Vorbereitung besuchen Sie unsere Webinare und Workshops. Lassen Sie uns Ihre E-Mail-Adresse über dare@transnetbw.de zukommen und wir laden Sie zum nächsten Termin mit ein.

Rollen und Prozesse

Anschlussnetzbetreiber Der Anschlussnetzbetreiber (ANB) ist der Netzbetreiber, an dessen Netz eine Erzeugungsanlage oder ein Verbraucher angeschlossen ist.

 

Anforderer Als anfordernder Netzbetreiber wird derjenige Netzbetreiber bezeichnet, der einen Netzengpass in seinem Netzgebiet identifiziert und eine RD-Maßnahme anfordert. Wenn der Netzengpass ein gemeinsames Netzbetriebsmittel zwischen Netzbetreibern (z. B. Kuppelleitung) betrifft, sind beide Netzbetreiber der anfordernde Netzbetreiber. Der/die Anforderer wird/werden gemäß BNetzA-Definition zum Einspeisemanagement auch als auslösender/auslösende Netzbetreiber bezeichnet. Anforderungen können durch zwischengelagerte Netzbetreiber bis hin zum Anweiser weitergegeben werden.

 

Anweiser Als anweisender Netzbetreiber wird derjenige Netzbetreiber bezeichnet, der im Rahmen einer RD-Maßnahme den Einsatzverantwortlichen (vgl. unten: EIV) zur Wirkleistungsanpassung anweist (Aufforderungsfall) oder die Wirkleistungsanpassung einer Anlage ausführt (Duldungsfall).
Der anweisende Netzbetreiber wird gemäß BNetzA-Definition zum Einspeisemanagement auch als ausführender Netzbetreiber bezeichnet.
Der anweisende Netzbetreiber ist im Regelfall der ANB, sofern nicht anders vereinbart.
Betroffener Netzbetreiber Netzbetreiber, der Veränderungen des Lastflusses in seinem Netz durch Wirkleistungsanpassung einer Steuerbaren Ressource erfährt.

 

Einsatzverantwortlicher Der Einsatzverantwortliche ist verantwortlich für den Einsatz einer technischen Ressource bzw. steuerbaren Ressource und die Übermittlung ihrer Fahrpläne.

 

Bilanzkoordinator Der Bilanzkoordinator ist für die Bilanzkreisabrechnung und damit für den finanziellen Ausgleich zwischen den Bilanzkreisverantwortlichen für die zu viel bzw. zu wenig gelieferte Energie verantwortlich.

 

Bilanzkreisverantwortlicher Der Bilanzkreisverantwortliche ist in Marktgebieten oder Regelzonen für den energetischen und finanziellen Ausgleich seiner Bilanzkreise verantwortlich.

 

Lieferant Der Lieferant ist verantwortlich für die Belieferung von Marktlokationen, die Energie verbrauchen, und die Abnahme von Energie von Marktlokationen, die Energie erzeugen.
Der Lieferant ist finanziell verantwortlich für den Ausgleich zwischen den bilanzierten und gemessenen Energiemengen von den nach Standardlastprofil bilanzierten Marktlokationen.
Hinweis: Ein Direktvermarkter ist auch ein Lieferant i.S.d. Rollenmodells.

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.

Das Stadtwerk führt damit 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.

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.

Technische Umsetzung des Datenaustauschs

Alle Daten mit DA/RE werden grundsätzlich über XML-Dateien ausgetauscht. Je nach Anbindungsoption (siehe auch „Welche Schnittstellen sind für die Datenübermittlung vorgesehen?“ in diesem Themenblock) 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).

Die Netzbetreiber können auf vier verschiedene Weisen an die DA/RE Plattform angebunden werden und Daten an DA/RE übermitteln und empfangen – entweder direkt über ein API-Gateway, über den Datenaustausch mittels SFTP oder E-Mail-Adapter oder über eine Web-Benutzeroberfläche.

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

DA/RE bietet Webinare und 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 in Baden-Württemberg Testpartner werden möchten, melden Sie sich frühzeitig vor Beginn der Testphase (gerne ab sofort) unter dare@transnetbw.de.

 

Als assoziierter Entwicklungspartner können Netzbetreiber über einen technischen Fachbeirat die Entwicklung der DA/RE-Plattform entsprechend ihrer Anforderungen mitgestalten (siehe hierzu auch „Auf welche Art und Weise können Netzbetreiber bei DA/RE mitmachen?“  im Themenblock 2.

NB-spezifische vor- und nachgelagerte Prozesse

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, sodass 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.

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.

Der Netzbetreiber muss für den Redispatch 2.0 einen RD-Bilanzkreis führen und bewirtschaften. Redispatchabrufe müssen grundsätzlich durch ein bilanzielles Gegengeschäft ausgeglichen werden, wobei die Wahl der günstigsten Option hierfür sicherzustellen ist. Der bilanzielle Ausgleich muss durch die NB bzw. durch einen von ihm beauftragten Dienstleister gewährleistet werden.

 

Unterstützungsmöglichkeiten für den bilanziellen Ausgleich durch die DA/RE Plattform werden derzeit eruiert.

Die Informationen wurden nach bestem Wissen und Gewissen zusammengestellt. Das DA/RE- Team übernimmt keine Gewähr für etwaige Fehler.

War Ihre Frage nicht dabei? Dann treten Sie gerne mit dem DA/RE- Projektteam in Kontakt!

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