Von:
Andreas Lied (Vorstand, BBHC, links),
Florian Wagner (Rechtsanwalt und Partner Counsel, BBH, Mitte),
Hannes Sauter (Senior Consultant, BBHC, rechts)
Durch ein neues Engpassmanagement soll unter anderem ein schnellerer Ausbau dezentraler Erzeugung sowie eine automatisierte und frühzeitige Identifizierung, Abstimmung und Beseitigung von Netzengpässen gewährleistet werden. Bisherige gesetzliche Vorgaben für verschiedene Anlagen in verschiedenen Gesetzen wurden vereinheitlicht und im Energiewirtschaftsgesetz zusammengeführt. Bis zum 1. Oktober 2021 sollte dieses Redispatch 2.0 (RD 2.0) flächendeckend umgesetzt sein – so der ursprüngliche Plan und die unveränderte gesetzliche Vorgabe.
Gehalten werden konnte dies bekanntermaßen nicht, die Bundesnetzagentur akzeptierte eine vom BDEW vorgelegte Übergangslösung zum bilanziellen Ausgleich. Am 1. Juni 2022 endet nun die Übergangsfrist und eines wird deutlich: Die gesetzlichen und regulatorischen Vorgaben zur Umsetzung des RD 2.0 sind nach wie vor eine große Herausforderung für alle Marktteilnehmer.
Status quo nach Ablauf der Übergangsfrist
Wir haben uns den Status quo in der Branche kurz vor Ablauf der Übergangsfrist ganz genau angesehen. Wie hoch ist der digitale Reifegrad der RD-2.0-Umsetzung und wie lautet der aktuelle Umsetzungsstand in der Branche? Das haben wir durch eine Umfrage von insgesamt 58 Stromnetzbetreibern unterschiedlicher Größe analysiert. Es stellte sich heraus, dass nur weniger als zehn Prozent der Befragten in den letzten Jahren eigene Netzengpässe verzeichnen mussten; nach den gesetzlichen Vorgaben des Redispatch 2.0 müssen die Prozesse aber trotzdem weitgehend vollständig und digital umgesetzt werden.
Das Ergebnis: Eines von 58 Energieversorgungsunternehmen hat die Prozesse vollständig umgesetzt und in den Regelbetrieb implementiert. 60 Prozent haben die Hälfte der Vorgaben umgesetzt und weitere 38 Prozent immerhin drei Viertel der Pflichten.
Gründe für Verzögerungen
Die „pain points“ und Gründe für die Verzögerungen sind für zwei Drittel der Teilnehmer die nicht vollständig ausgearbeiteten Unternehmensprozesse und Datenaustauschprozesse mit dem Markt. Einen Engpass beim Projekt durch Mitarbeiterressourcen zeigte sich bei ca. der Hälfte der Teilnehmer. Eine zum Teil mangelhafte Funktionalität der ausgewählten IT-Systeme mit unvollständigen funktionalen RD-Ausprägungen sowie deren IT-Dienstleister für Services, die die Prozesse besser unterstützen sollten, sehen ca. ein Drittel der Teilnehmer als begrenzenden Erfolgsfaktor.
Bei der Bewertung der ca. ein Dutzend verschiedenen IT-Serviceanbieter gab es unterschiedliche Rückmeldungen:
- eine teilweise stark verzögerte Auslieferung der Funktionalitäten
- die nur schwer mögliche Zeitplanung für Auslieferung von Funktionalitäten und Updates
- nur in geringem Umfang im Vorfeld der Auslieferung durchgeführte Tests, wodurch Fehlerfälle teilweise erst bei Tests mit dem Kunden identifiziert wurden
- eine derzeit noch stark eingeschränkte Usability
Sandwichposition bei Dienstleistern
Der stetig wachsende und regelmäßige Anpassungs- und Umsetzungsbedarf durch neue Umsetzungsfragen aus den BDEW-Arbeitsgruppen sowie Formatanpassungen erschweren allerdings den IT-Dienstleistern die Abarbeitung der Mängelliste und Fokussierung auf die Weiterentwicklung bestehender Funktionalitäten, sodass diese sich in einer Art Sandwichposition befinden. Wir gehen derzeit davon aus, dass Nacharbeiten an den Systemen voraussichtlich noch mindestens bis zum 1. Quartal 2023 andauern werden.
Die Aufwandstreiber in den Projekten sind unserer Erfahrung nach häufig identisch; wie eine noch immer aufwändige Validierung und die Notwendigkeit eines Clearings der Stammdaten, da fast ausschließlich eine manuelle Bearbeitung erforderlich ist. Zudem wird die Kommunikation von durchzuführenden Redispatch-Maßnahmen, insbesondere von größeren „Flächennetzbetreibern“ (West wie Ost, Nord wie Süd), nicht über die Connect+ Plattform durchgeführt, sondern wie jeher per Telefon (frühere Welt des EEG-Einspeisemanagements Einsman).
Erste-Hilfe-Maßnahmen
Für die noch anstehenden und offenen Aufgaben empfehlen wir folgende Maßnahmen als “Erste Hilfe” umzusetzen:
- Einrichten eines Fristenmanagements inkl. Musterschreiben in verschiedenen Kommunikationsrichtungen (BNetzA, IT-Dienstleister, Anlagenbetreiber, vorgelagerter Netzbetreiber)
- Aufbau einer Prozessbibliothek zur Definition von Prozessverantwortlichkeiten und interne und externen Prozessabläufen
- Vorbereiten einer manuellen Abrechnungshilfen für alle Abrechnungsverfahren inkl. Template zur Abfrage der Vergütungsbestandteile beim Anlagenbetreiber
- Zeitnahe Nachqualifizierung der Mitarbeiter zur Durchführung der Redispatch-2.0-Prozesse wie z.B. Connect+ Kommunikation, ggf. Workarounds oder abteilungsübergreifende Zusammenhänge
- Dokumentation der Liefer- und Leistungsfähigkeit der Redispatch-Produkte der IT-Dienstleister, zum Abwenden möglicher Schadensersatzansprüche (Ist die Software schon vollständig bezahlt? Können noch Tranchen zurückgehalten werden? Welche Regelungen bestehen zu Regressansprüchen, wenn die BNetzA mit der Verhängung von Zwangsgeldern beginnt?)
- Vorbereitung auf übergangsweise «manuelle» Prozesse zur Umsetzung des bilanziellen Ausgleichs, um jedenfalls bei eigenen Engpässen ggü. den BKV handlungsfähig zu sein
Als Fazit ist festzuhalten, dass Stromnetzbetreiber vor der Herausforderung stehen, den Spagat zwischen der grundlegenden Umsetzung der Anforderungen des RD 2.0 zu bewältigen (Übergang von der Einsman-Welt zu automatisierten Abrufen über Connect+/Beginn mit dem «echten» bilanziellen Ausgleich nach Beendigung der BDEW-Übergangslösung) und die kleinteiligen, vielen neuen Anforderungen aus dem EDI@Energy-Umfeld (Format-Anpassungen/“Tuning” der BNetzA-Prozesse) zu bewältigen.
Nach unserer Erfahrung ist externe Unterstützung unabdingbar, damit Stromnetzbetreiber nicht auf Sicht durch RD 2.0 in anderen wichtigen Zukunftsfeldern durch Bindung von Mitarbeiterkapazitäten gelähmt werden. (sg)
