DA/RE ist eine zentrale, deutschlandweit einsetzbare, cloudbasierte IT-Plattform, die die Koordination und Kommunikation der Netz- und Anlagenbetreibenden über alle Spannungsebenen hinweg ermöglicht.  Als cloudbasierte Datenplattform soll DA/RE hierbei automatisiert und spannungsebenenübergreifend unter Berücksichtigung der netztechnischen Wirksamkeit die kosteneffizienteste Erzeugungsanlage für die Lösung des Netzengpasses auswählen. Damit schafft DA/RE Transparenz über die Flexibilitätspotentiale in unterlagerten Netzen, trägt zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität bei und ist somit ein zentraler Baustein der Energiewende.

Fast alle der 900 Netzbetreiber in Deutschland sind zur Teilnahme am Redispatch 2.0 verpflichtet. DA/RE unterstützt hier maßgeblich bei der erfolgreichen Erfüllung der Verpflichtungen.

DA/RE übernimmt folgende Aufgaben für den Netzbetreiber:

• Der Datenaustausch mit anderen Netzbetreibern, um z.B. Planungsdaten an vorgelagerte Netzbetreiber zu melden
• Zudem ist DA/RE technisch auch an Connect+ angebunden und tauscht über diese Schnittstelle die Daten mit den Einsatzverantwortlichen aus
• Auf der DA/RE-Plattform werden die Planungsdaten einzelner Anlagen automatisch zu Clustern aggregiert, um dem Übertragungsnetzbetreibern die benötigten Daten in aggregierter Form bereitzustellen.
• DA/RE empfängt die Aktivierungsdokumente der anfordernden Netzbetreiber für die zu aktivierenden Anlagen. DA/RE verarbeitet die Dokumente und erstellt die entsprechenden Aktivierungsdokumente für den Markt und die betroffenen Netzbetreiber.
• Zukünftig soll DA/RE die spannungsebenen-übergreifende Optimierung der benötigten Redispatch-Maßnahmen für den Netzbetreiber übernehmen.
• DA/RE kann die Netzbetreiber auch bei der Führung und der Bewirtschaftung der Redispatch-Bilanzkreise unterstützen. Die DA/RE-Plattform unterstützt den einzelnen Netzbetreiber weitereichend, indem sie z.B. der energetische Ausgleich überregional über die DA/RE-Plattform und die Anbindung an die ÜNB-Systeme organisiert. Dies hebt zugleich auch Effizienzen und ermöglicht eine Senkung der gesamtwirtschaftlichen Redispatch-Kosten. Hierzu wird die per Zusatzvertrag geregelte DA/RE-Bilanzierungsdienstleistung benötigt.

Über den Leistungsumfang hinaus bietet DA/RE eine 1:1 Betreuung durch qualifizierte . Bei Fragen, Herausforderungen sowie technischen Neuerungen werden unsere Nutzer umgehend informiert. Zudem vertreten die Entwicklungspartner von DA/RE die Interessen der Nutzer ggü. Dritten, wie beispielsweise dem Regulator oder in der Branche.

DA/RE ist aber nicht nur IT- sondern auch Austauschplattform. DA/RE bietet in regelmäßigen Veranstaltungen Austauschmöglichkeiten. Hier können sich unsere Nutzer vernetzen und austauschen; getreu dem Motto: Von Netzbetreibern, für Netzbetreiber.

Ja, gemeinsam mit unseren Fachadmis können Sie auf der TEST-Umgebung vorab die Funktionalitäten testen. Hierbei bekommen Sie weitreichende Unterstützung durch das DA/RE-Team.

Der Begriff „Redispatch“ steht für eine Abänderung des vorgesehenen Kraftwerkseinsatzes zur Vermeidung von Netzengpässen. Für die Sicherung der Netzstabilität wird die voraussichtlichen Ein- und Ausspeisungen berechnet. Falls diese Berechnung Netzengpässe erwarten lassen, werden sogenannte Redispatch-Maßnahmen ergriffen. In der Regel hat dies zur Folge, dass zusätzliche Kraftwerke, etwa in verbrauchsstarken Regionen, aktiviert werden beziehungsweise angewiesen werden, ihre Leistung zu erhöhen. Gleichzeitig werden andere ursprünglich in der Kraftwerkseinsatzplanung vorgesehene Kraftwerke, die aufgrund ihrer geographischen Lage zur Entstehung des Netzengpasses beitragen, angewiesen, ihre Leistung zu reduzieren.

Das zum 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) enthält neue Vorgaben für das Management von Netzengpässen, die von den betroffenen Marktakteuren (insb. Netzbetreibern und Anlagenbetreiber) umgesetzt werden müssen. Mit diesem Gesetz wurde ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) eingeführt. Konkret bedeutet dies, dass nun auch unter anderem EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW zum Redispatch verpflichtet sind. Die Regelungen des NABEG sind demnach potenziell für alle 890 Verteilnetzbetreiber und eine Vielzahl weiterer Marktakteure in Deutschland relevant. Die neuen Regelungen beruhen stärker auf Plandaten und Prognosen und bringen für die Netzbetreiber, aber auch für Erzeuger und Direktvermarkter neue Aufgaben mit sich, die der intensiven Vorbereitung bedürfen.

Das sind insbesondere:

• Enge Zusammenarbeit der Netzbetreiber bei der Behebung von Netzengpässen mithilfe von Redispatch unter der Maßgabe möglichst geringer Gesamtkosten über alle Netzebenen hinweg und unter Einhaltung der Netz- und Versorgungssicherheit.
• Automatisierte Datenerstellung und Datenaustausch
• Der bilanzielle und finanzielle Ausgleich sowie die Abwicklung der Abrechnungsprozesse durch den Netzbetreiber

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.

Über eine E-Mail an info@dare-plattform.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.

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.

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 der 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.

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.