Das Management von Erzeugungsleistung zum kurzfristigen Ausgleich von Engpässen im Übertragungsnetz – kurz Redispatch – betrifft bislang allein die „Großen“. Übertragungsnetzbetreiber und Betreiber von Kraftwerken mit einer Erzeugungsleistung von zehn MW kümmern sich bisher in einer bilateralen Absprache um die notwendigen Maßnahmen.
Angesichts des stetig wachsenden Anteils der dezentralen Erzeugung am Energiemix wirkt dieser Ansatz heute eher anachronistisch. Zwar billigt der Gesetzgeber schon jetzt Netzbetreibern das Recht zu, im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan) EE- und KWK-Anlagen vorübergehend abzuregeln, wenn die Netzkapazitäten zum Strom-Abtransport nicht ausreichen. Abgesehen von der Pflicht zum monetären Ausgleich sind die Anlagen trotz allem nicht in das Engpassmanagement integriert.
Hintergrund
Ab Oktober 2021 ändert sich das Szenario nachhaltig. Zu diesem Zeitpunkt müssen auch EE- und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden. Das engmaschige Engpass-Management bedeutet im Klartext, dass die kleineren Marktteilnehmer – also Anschluss- und Verteilnetz-Betreiber sowie Betreiber kleinerer Kraftwerke und EE-Anlagen – am Gesamtprozess der Engpassverwaltung teilhaben.
Die Idee dahinter: Mit der Überführung von EinsMan in die Redispatch-2.0-Regentschaft soll das Gesamtvolumen der notwendigen Maßnahmen nachhaltig reduziert werden, um die aktuell hohen Redispatch-Kosten volkswirtschaftlich zu optimieren.
Projekt Connect+
Die Teilhabe kleinerer Kraftwerke und EE-Anlagen am Redispatch 2.0-Prozess (Kasten) führt zwangsläufig zu neuen Aufgaben, Prozessen und Schnittstellen. Zwischen Netzbetreibern und Marktteilnehmern sind Koordinierungsprozesse, Datenmeldungen sowie einheitliche Kommunikationswege zu etablieren.
Für den anstehenden Datenaustausch empfiehlt der BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) die eigenen Systeme an einen zentralen Daten-Hub als „Single Point of Contact“ anzuschließen, wie er beispielsweise im Projekt Connect+ realisiert wird. Schließlich müssen in einem umfassenden Abstimmungs- und Koordinationsprozess die Prognose- oder Erzeugungsdaten der Anlagen mit den Planvorgaben aus den übergeordneten Verteil- und Übertragungsnetzen abgestimmt werden.
Vorhandene IT-Services für die meisten Prozessschritte ausreichend
Welche Anforderung und Herausforderungen der Redispatch 2.0-Prozess konkret mit sich bringt, hängt entscheidend vom Leistungsspektrum und den vielschichtigen Rollen ab, die Stadtwerke oder kommunale Betriebe in der Energiewirtschaft einnehmen können. Es empfiehlt sich daher, auf die Skills externer Berater mit langjähriger energiewirtschaftlicher Expertise zurückzugreifen, um die individuelle Betroffenheit der eigenen Organisation zu bestimmen.
Erste Redispatch- 2.0-Projekte zeigen, dass für die meisten Tätigkeitsfelder und Prozessschritte auf vorhandene IT-Services zurückgegriffen werden kann, die auch mit Blick auf strategische Grundsatzentscheidungen gezielt zu ergänzen sind.
Verschiedene Modelle
Schon die Abrechnungsmodelle- und Methoden setzen unterschiedliche Datenversorgungen voraus. Im sogenannten Planwertverfahren werden beispielsweise die erwartete Leistung und der Fahrplan vom Betreiber selbst bestimmt und dem Netzbetreiber übermittelt.
Er stützt sich dabei auf tatsächliche Steuerinformationen und reale Umgebungsbedingungen (Spitzabrechnung) oder allgemeine Wetterdaten (Spitz-Light). Beim Prognose-Modell bestimmt der Anschlussnetzbetreiber auf Basis normierter Leistungen vergleichbarer Musteranlagen die Leistung pauschal.
Empfehlungen
Das Clustern verschiedener Anlagen zu einer steuerbaren Ressource als Basis für die Zuordnung zu einem Bilanzmodell, kann wiederum die Einführung eine VPP (Virtual Power Plant)-Software für den operativen Betrieb bedeuten. Wird von Anlagen- und Anschlussbetreibern der Duldungsfall präferiert, lässt sich eine Fernsteuerungslücke von EE-Anlagen über ein angeschlossenes Steuergerät an das Smart Meter Gateway einer intelligenten Messinfrastruktur schließen.
Für das Management des finanziellen Ausgleichs empfiehlt sich, die Entschädigungsabrechnung über eine dedizierte Zusatz-Komponente – unabhängig von der Vergütung der EEG-Anlagen im Normalbetrieb – umzusetzen. Diese kann nach Vorgabe der Abrechnungsmethoden und Berechnungsregeln für die betroffene Ressource die Entschädigungshöhe kalkulieren, um dann im gewohntem Prozessworkflow fakturiert zu werden.
Autor: Jörn Willjes, Senior Account Manager Utilities bei BTC Business Technology Consulting AG
