Eigentlich wäre der 1. Oktober vergangenen Jahres der offizielle Starttermin des Redispatch 2.0 gewesen. Bis dahin hätten laut Netzausbaubeschleunigungsgesetz die neuen Vorgaben für das Management von Netzengpässen umgesetzt sein müssen und der bilanzielle Ausgleich durch den Netzbetreiber erfolgen sollen. Aufgrund von Verzögerungen bei der Umsetzung hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft eine Übergangslösung zur Implementierung der Redispatch-2.0-Maßnahmen definiert.
Am 1. Juni wird es ernst: Ab dann müssen die Netzbetreiber mit der operativen Umsetzung von Redispatch 2.0 beginnen. Die Stadtwerke Schwäbisch Hall haben nach eigenen Angaben bereits alle Prozesse in der Rolle als Betreiber der technischen Ressource (BTR) und als Einsatzverantwortlicher (EIV) umgesetzt. „Wir sind bereit für die angemeldeten Tests mit den vorgelagerten Netzbetreibern“, erklärt Peter Breuning, Verantwortlicher der Netzleittechnik beim Schwäbisch Haller Energieversorger.
Betreuung von 41 Energienetzen
Schon zum 31. März dieses Jahres musste die Betriebsbereitschaft aller Prozessteilnehmer gemeldet werden. Das haben die Stadtwerke Schwäbisch Hall gemacht, für sich und für ihre Dienstleistungsnehmer. Die Stadtwerke bieten mit dem Produkt ASCARI.redispatch2.0 einen Service , bei dem sie die gesetzlichen Redispatch-Anforderungen für andere Energieversorger übernehmen.
Über 30 Dienstleistungsnehmer werden aus der Schwäbisch Haller Verbundleitwarte heraus betreut. Insgesamt übernehmen die Stadtwerke Schwäbisch Hall die Redispatch-Verwaltung für 41 Energienetze.
Prognose für bis zu 36 Stunden
„Ein weiterer Meilenstein für uns ist die geplante Fertigstellung der Forecast-Lösung. Damit können wir die Netzberechnung über einen Zeitraum von bis zu 36 Stunden in der Zukunft vornehmen“, erläutert Peter Breuning. Die Daten hierzu kommen vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg und werden ins Netzführungssystem der Stadtwerke überführt.
Die Implementierung der Netzberechnung soll sicherstellen, dass in den Mittelspannungsnetzen keine Engpässe durch Redispatch-Maßnahmen entstehen. Errechnet die Software einen potenziellen Engpass, greift das System automatisch ein und teilt beispielsweise eine Flexbeschränkung für Betriebsmittel den Systemen DA/RE und RAIDA mit.
Über beide Systeme erfolgt der erforderliche Datenaustausch zwischen den Netzbetreibern. „Der Forecast trägt maßgeblich zum Erfolg der Energiewende bei. Unsere Partnerunternehmen und Dienstleistungsnehmer können auf unsere Expertise vertrauen“, hält Leittechnik-Experte Breuning fest.
Lieferengpässe erschweren Redispatch 2.0
So gut die Stadtwerke Schwäbisch Hall die Bereitschaft der Softwarekomponenten einschätzen, so problematisch sieht es bei der Hardware aus. „Die aktuell schwierigen Bedingungen bei der Lieferung elektrischer Bauteile sind ein echtes Problem. Für manchen Netzbetreiber ist es deshalb derzeit nicht möglich, Fernwirkunterstationen bei allen vom Redispatch 2.0 betroffenen Anlagen zu installieren“, berichtet Peter Breuning.
Dennoch zieht er allgemein ein positives Fazit: „Redispatch 2.0 ist ein richtungsweisendes Projekt in der Energiewirtschaft. Es hat einen enormen Schub bei der Digitalisierung des Netzbetriebes gebracht.“ (sg)
