Redispatch 2.0: Miteinander gegen Netzengpässe

Jederzeit ist die Verbundleitstelle der ED Netze in Rheinfelden besetzt. (Foto: ED Netze/Juri Junkov)
Jederzeit ist die Verbundleitstelle der ED Netze in Rheinfelden besetzt. (Foto: ED Netze/Juri Junkov)

Beim Redispatch 1.0 wurden bislang vor allem konventionelle (Groß)Kraftwerke seitens der Übertragungsnetzbetreiber in die Pflicht genommen, wenn es im Stromnetz eng wurde. Erneuerbare Energien und Kraft-Wärme-Kopplung spielten beim bisherigen Netzengpassmanagement nur dann eine Rolle, wenn entsprechende Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements abgeregelt wurden. Doch die vielfältigen Veränderungen im und zunehmende Anzahl an Akteuren auf dem Strommarkt verlangen nach einer neuen Systematik: Mit der Einführung des Redispatch 2.0 sind ab Oktober 2021 daher alle Einspeiseanlagen ab 100 kW verpflichtet, bei der Vermeidung von Netzengpässen mitzuwirken.

von Sonja Sahmer

Die Synchronisation von Angebot und Nachfrage im Stromnetz wird immer mehr zur Herausforderung. Denn der schrittweise Ausstieg aus der Kern- sowie Kohleenergie und die zunehmende Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien aller Art, aber auch die Integration europäischer Strommärkte führen dazu, dass Netzbetreiber häufiger als bisher Redispatch-Maßnahmen vornehmen müssen.

Bisher regelten (meist) wenige den Lastfluss

Darunter versteht man den aktiven Eingriff in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Stromnetz-Abschnitte oder Transformatoren (etwa in Umspannwerken) vor einer Überlastung zu schützen. Das Szenario ist einfach erklärt: Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein solcher Engpass, werden Kraftwerke vor dem Engpass angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während die Anlagen dahinter ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt (für mehr Details siehe den Kasten „Hintergrundwissen (Re)Dispatch“ am Beitragsende).

Am sogenannten Redispatch 1.0 waren bislang nur konventionelle Kraftwerke ab 10 MW Nennleistung beteiligt, von denen es knapp 700 in Deutschland gab. Im Zuge der Energiewende nimmt die Zahl dieser konventionellen Anlagen jedoch seit Jahren ab. So wird das Netzengpassmanagement immer komplexer, weil die dezentralen „Lückenfüller“ andere Ausgangssituationen haben. Es muss zunehmend mehr für die Erhaltung der Netz- und Systemstabilität getan werden – idealerweise unter Mitwirkung (fast) aller, die Strom einspeisen. Das ist, vereinfacht dargestellt, die Grundidee hinter Redispatch 2.0.

Stichwort Netzengpass

Neben dem Ausstieg aus der Kern- wie auch Kohleenergie, deren „Lücken“ geschlossen werden wollen, wirken sich in der Folge die stetig wachsenden Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien auf die Lastflüsse im Stromnetz aus. Denn Strom muss nicht nur zur rechten Zeit, sondern auch am richtigen Ort zur Verfügung stehen.

In Norddeutschland gibt es z. B. mit den Offshore-Windparks in der Nordsee sehr viele dezentrale große Stromeinspeisungen. Ihnen steht ein hoher Bedarf in den verbrauchsstarken Regionen in der Mitte und im Süden der Republik gegenüber. Dieses „Ungleichgewicht“ kann zu Engpässen im Stromnetz führen, die „geregelt“ werden müssen.

Außerdem werden immer mehr Stromnutzer vom klassischen Consumer (dem reinen Verbraucher) zum Prosumer, indem sie mit ihren kleinen Erzeugungsanlagen eigenen Strom produzieren und Überschuss ins Stromnetz einspeisen. Meist von Wind und Sonne abhängig, sind ihre Kapazitäten, also Einspeisung und/oder ergänzende Abnahme, nun immer schwerer planbar.

Hinzu kommt, dass der Stromverbrauch im Tagesverlauf generell starken Schwankungen unterworfen ist. Doch auch die bisherige Grundregel, wann es Spitzenwerte gibt (bislang um die Mittagszeit), wird sich wohl – vor allem im Zuge der Mobilitätswende – ändern. Auch das wird zukünftig das Geschehen im Stromnetz beeinflussen.

2019 wurden dafür bereits die Weichen gestellt, nun läuft der Umsetzungs-Countdown: Durch das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (oft NABEG 2.0 abgekürzt) verschmelzen das bisherige Redispatch bzw. Engpassmanagement und das derzeitige Einspeisemanagement (auch kurz EinsMan genannt) miteinander. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) führt dafür zum 1. Oktober 2021 ein einheitliches Redispatch-Regime ein, das sogenannte Redispatch 2.0. Von da ab sind alle Einspeiseanlagen ab 100 kW installierter Nennleistung davon betroffen – und auch solche kleiner als 100 kW, die schon jetzt von Netzbetreibern ferngesteuert werden. Das heißt, zukünftig werden über 100.000 weitere Anlagen in den Prozess eingebunden. Tendenz steigend.

Und die Zahl der interagierenden Akteure vergrößert sich auch an anderer Stelle. Betroffen sind nämlich potentiell nun auch alle knapp 900 Verteilnetzbetreiber hierzulande, wie etwa ED Netze – weil eben alle fernsteuerbaren Anlagen, auch bei einer Nennleistung unter 100 kW, ebenfalls zu Redispatch 2.0 verpflichtet sind. Und diese fallen in der Regel in deren Zuständigkeit.

Jetzt tragen (fast) alle Verantwortung

Der Strom aus Erneuerbaren Energien (EE-Strom) und wärmegekoppelte Stromerzeugung aus hoch-effizienten KWK-Anlagen (KWK-Strom) haben nach den deutschen und europäischen Vorgaben dabei, so die BNetzA, weiterhin immer „Vorfahrt“, wenn es eng wird im Netz: „Die EE-Anlagen sollen bei einem Netzengpass grundsätzlich ungehindert Strom erzeugen, solange die Netzbetreiber das Problem durch die Reduzierung von konventioneller Erzeugung oder von KWK-Strom beheben können. Das Gleiche gilt grundsätzlich zugunsten von KWK-Strom gegenüber sonstiger konventioneller Erzeugung ohne Wärmekopplung.“

Damit das funktioniert, wandelt sich das Redispatch-Konzept vom bislang echtzeitbasierten hin zum planungsbasierten System. Agiert wird ab Herbst 2021 nicht mehr auf Basis des aktuellen Netzstandes, sondern auf Basis von Prognosen und entsprechenden Netzzustandsberechnungen. Anlagenbetreiber müssen demnach zukünftig in der Lage sein, diese Daten zu generieren, den zuständigen Akteuren im Netz zur Verfügung zu stellen sowie digital mit ihnen zu kommunizieren – und mit den entsprechenden (Ab)Regel-Prozessen umzugehen.

Bisher wurden die notwendigen Maßnahmen nämlich ausschließlich vom Netzbetreiber umgesetzt. Im Redispatch-2.0-System wird diese Art der Umsetzung weiterhin vorranging bestehen bleiben. Als „Duldung“ bezeichnet, wurde die Variante als Standard definiert: Der Netzbetreiber setzt ferngesteuert das Signal für eine Abregelung um. Hinzu kommt aber in Ausnahmefällen, etwa bei hochkomplexen Anlagen, die alternative Abrufvariante „Aufforderung“. In dem Fall muss der Anlagenbetreiber gemäß Anweisung aktiv werden und seinerseits die Abregelung vornehmen.

So oder so – dafür sind viele Informations- und Datenlieferverpflichtungen notwendig, damit der Auswahl- und Umsetzungsprozess beim jeweiligen Einspeiser, ob groß oder klein, optimal verläuft.

Der Mindestfaktor regelt die Eingriffe

Entscheidend für die Abschaltreihenfolge sind nämlich nun die Umsetzungsfähigkeit der Anlage zur Beseitigung des Engpasses und die Gesamtkosten dieser Redispatch-Maßnahme.

Damit EE- und KWK-Strom-Kapazitäten je nach ihrer Wirksamkeit berücksichtigt werden können, ihr Einspeisevorrang aber grundsätzlich gewahrt bleibt, bedarf es – so der Gesetzgeber – der Vorgabe von sogenannten Mindestfaktoren. Festgelegt von der BNetzA geben diese vor, um wie viel besser die Abregelung von vorrangberechtigtem EE- und KWK-Strom gegenüber Strom konventioneller Erzeugung in der Regel wirken muss, um doch in deren Fahrweise eingreifen zu dürfen. Heißt: Netzbetreiber dürfen nur dann auf die Abregelung von EE- oder KWK-Strom zurückgreifen, wenn diese im Vergleich um ein Vielfaches wirksamer ist.

Dieses „Vielfache“ wird durch den Mindestfaktor vorgegeben: Auf EE-Anlagen wird in Zukunft immer dann zurückgegriffen, wenn der Eingriff dort um den Faktor 10 günstiger ist als die Abregelung konventioneller Anlagen. Für KWK-Anlagen wurde der Faktor mit 5 festgelegt. Da für die Anwendung die potenziellen Kosten relevant sind (sprich Entschädigung der Ausfallarbeit bzw. Vergütung der Zusatzleistung) ermitteln die Übertragungsnetzbetreiber dafür entsprechend sogenannte kalkulatorische Preise. Diese werden jährlich bis zum 1. September veröffentlicht (bzw. beim Start von Redispatch 2.0 erstmalig bis zum 1. Oktober 2021).

Was das für Anlagenbetreiber heißt

Was in der Theorie etwas spröde klingt bedeutet in der Praxis mehr Transparenz beim Auswahlprozess. Denn in der Vergangenheit war die Auswahl der EE- oder KWK-Anlagen für die Umsetzung von Einspeisemanagement-Maßnahmen in manchen Fällen nicht oder nur schwer nachvollziehbar. Die dafür notwendige technische Umsetzung der Wirkleistungsreduzierung gehörte aber für viele Einspeiser bereits zu den Netzanschlussbedingungen. So etwa auch bei ED Netze.

Unter Redispatch 2.0 kann es nun sein, dass sich die Abregelungshäufigkeit einer dezentralen (Klein)Anlage zukünftig ändert – in beide Richtungen. Anlagen, die bislang nie vom Einspeisemanagement betroffen waren, können nun häufiger für Einsätze herangezogen werden, während Anlagen, die bisher häufiger abgeregelt wurden, nun womöglich nicht mehr angesteuert werden.

Stichwort Einsatzverantwortlicher

Redispatch 2.0 funktioniert nur durch regelmäßigen Datenfluss, der mehr denn je digital abläuft. Schon vor dem offiziellen Starttermin am 1. Oktober 2021 gab und gibt es für alle betroffenen Anlagenbetreiber einiges zu tun. Die Rückmeldung des sogenannten Einsatzverantwortlichen (EIV) als kommunikative und im (Ab)Regelfall agierende Schnittstelle musste bis Ende Juli an den jeweiligen Netzbetreiber, bei dem eingespeist wird, erfolgt sein. Eine Stammdatenmeldung über das deutschlandweite Portal Connect+ ist im August Schritt 2. Sofern der Anlagenbetreiber einen EIV (z. B. seinen Direktvermarkter) ausgewählt und gemeldet hat, ist dieser für die Stammdatenmeldung verantwortlich. Der Anlagenbetreiber wiederum muss sämtliche Anlagendaten an seinen dienstleistenden EIV melden.

Wer keinen EIV benannt hat, verstößt gegen die Mitwirkungspflicht am Redispatch 2.0. Hinzu kommt: Ohne Mitwirkung kann auch keine Entschädigung einer Redispatch-Maßnahme erfolgen. Tipp: Weitere Informationen für Einspeiser gibt es etwa bei ED Netze hier.

Langfristig gesehen werden die neuen Kommunikations- und Abstimmungsprozesse dazu beitragen, Netzengpässe frühzeitig zu erkennen und bestenfalls zu vermeiden – auch wenn das für alle Anlagen- wie auch Netzbetreiber im Redispatch-2.0-System erheblich mehr Verpflichtungen und Verantwortung als bislang bedeutet.

Denn so viel ist klar: Die Stromnetz-Zukunft ist smart. Nur mit solchen interagierenden Verknüpfungen von Datenlage oder -prognose und Energienetz können Stromerzeugung und -nachfrage prozessorientiert Hand in Hand gehen – und die Energiewende durch intelligente Stromnetze nachhaltig gelingen.

Redispatch 2.0 ist ein erster Meilenstein hin zum dezentralen und KI-basierten Netzengpassreduktionsvorgehen Redispatch 3.0, bei dem dann neben den nun einbezogenen „größeren“ EE- und KWK-Anlagen auch private Kleinsterzeugeranlagen in die Prognose- und Netzoptimierungsprozesse integriert werden sollen. Dafür braucht es langfristig intelligent agierende Stromnetze, für die bereits erste Weichen gestellt sind: Smart Grids. (Grafik: ED Netze GmbH)
Redispatch 2.0 ist ein erster Meilenstein hin zum dezentralen und KI-basierten Netzengpassreduktionsvorgehen Redispatch 3.0, bei dem dann neben den nun einbezogenen „größeren“ EE- und KWK-Anlagen auch private Kleinsterzeugeranlagen in die Prognose- und Netzoptimierungsprozesse integriert werden sollen. Dafür braucht es langfristig intelligent agierende Stromnetze, für die bereits erste Weichen gestellt sind: Smart Grids. (Grafik: ED Netze GmbH)

Hintergrundwissen (Re)Dispatch

Dispatch (auf Deutsch: abfertigen, ausliefern) bezeichnet die Einsatzplanung von Kraftwerken durch den Kraftwerksbetreiber. Es entsteht der sogenannte Fahrplan. Jeder Kraftwerksbetreiber muss die Fahrpläne aller seiner Anlagen mit den von ihm am Folgetag beabsichtigten Stromproduktionsmengen beim jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), in dessen Regelzone sich die Kraftwerke befinden, anmelden. Aus der Summe dieser Fahrpläne in allen Regelzonen ergibt sich der Dispatch im gesamten Verbundnetz für den Folgetag.

Wie bei den konventionellen (Groß)Kraftwerken sind die Fahrpläne für regelbare Erneuerbare Energien wie Biomasse und meist auch Wasserkraft gut im Voraus planbar. Die Fahrpläne für fluktuierende Erneuerbare-Energien-Anlagen wie Windenergie und Photovoltaik basieren dagegen auf der Auswertung von Wetterprognosen und Anlagenverfügbarkeit.

Haben die ÜNB alle Fahrpläne für den Folgetag vorliegen (hierzulande in der Regel bis 14.30 Uhr), führen sie für diesen eine Lastflussberechnung durch: eine Übersicht aller voraussichtlichen Ein- und Ausspeisungen auf Netzebene. So wird klar, welche Leistungsabschnitte des Übertragungsnetzes wann wie stark beansprucht werden.

Um kurzfristige Eingriffe in die Fahrweise von konventionellen wie regenerativen Kraftwerken zwecks Sicherung der Netzstabilität niedrig zu halten, wird diese Berechnung auch genutzt, um schon am Vortag bei Kraftwerksbetreibern gezielt geplante Stromproduktionen des Folgetags zu verschieben. Dieser von den Netzbetreibern gesteuerte, bilanziell neutrale Eingriff in die Anpassung der Leistungseinspeisung zur vorausschauenden Vermeidung regionaler Überlastungen im Übertragungsnetz nennt man Redispatch.

Über die Autorin: Sonja Sahmer

Sonja Sahmer
Sonja Sahmer

Nach „festangestellten“ Jahren in der Presse- und Öffentlichkeitarbeit machte sich Sonja Sahmer 2010 mit Texterlei  als Journalistin, Autorin und Lektorin selbstständig. Neben Magazin-Beiträgen sowie Corporate-Publishing-Projekten textet sie auch für Unternehmenswebsites und -blogs. Mit einer „Schreibe“, die aus Begeisterung entsteht und Lesefreude verspricht. Und von Wissensdurst und Recherchelust zeugt.

 

Das könnte Sie auch interessieren:

Hinterlasse jetzt einen Kommentar

Kommentar hinterlassen

E-Mail Adresse wird nicht veröffentlicht.


*