Unter die Regelungen fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.

• Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
• Bereitstellung von Stammdaten  
• Bereitstellung von Bewegungsdaten
• Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
• Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)

Technische Ressourcen (TR) und Steuerbare Ressourcen (SR) sind neue Identifikatoren (IDs) gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten. Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet.
 
Die Identifikatoren für TR und SR werden entsprechend der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer (bspw. C1010123101 (SR), D1019123001 (TR)). Der Netzbetreiber muss die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen und Fernwirkgeräten an den Anlagenbetreiber übermitteln. Der Anlagenbetreiber übermittelt diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV). Stimmt der EIV der TR/SR-Zuordnung nicht zu, erfolgt eine bilaterale Abstimmung mit dem Netzbetreiber über folgendes Postfach: redispatch@lsw-netz.de

Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen.
 
Im Redispatch 2.0 wird jedoch unterschieden, wer die Redispatch-Maßnahme umsetzt. Es wird der Aufforderungsfall und der Duldungsfall unterschieden. Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Anlagenbetreiber wird vom Netzbetreiber zur Regelung aufgefordert.“). Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber muss die Regelung des Netzbetreibers dulden.“). Die Wahl der Abrufart (Aufforderungsfall/Duldungsfall) wird über die Austauschplattform Connect+ durch den EIV an den Netzbetreiber übermittelt. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage dem Duldungsfall zugeordnet.

Im Redispatch 2.0 wird nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und werden zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem Einsatzverantwortlichen (EIV) für jede Steuerbare Ressource (SR) abgestimmt.
 
Im Planwertmodell muss der EIV Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben. Um am Planwertmodell teilnehmen zu können, muss der EIV die Voraussetzungen des „Kriterienkatalog Planwertmodell“ (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur) erfüllen. Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.
 
Im Prognosemodell wird die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber durchgeführt. Es müssen somit keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber übermittelt werden. Dem Prognosemodell werden alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.

Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird. Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme. In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt.

Im Redispatch 2.0 besteht zudem die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“) zu nutzen, falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen von Dritten (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber). Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt Ihnen als Anlagenbetreiber. Weitere Informationen finden Sie in der BDEW-Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059. Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung (Wind, Photovoltaik) 

Anlagen mit wetterunabhängiger Erzeugung (Biomasse, KWK u. Ä.) 

Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt gemäß den Festlegungen. Nähere Infos: https://www.bdew-mako.de/documents oder: www.bdew-mako.de/edi-energy. Mittels der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt. Wenn der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt, muss dieser zwei Marktpartner-IDs beschaffen. Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. Beauftragt der Anlagenbetreiber einen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung der Rollen des BTRs und des EIVs, ist keine Beantragung der Marktpartner-ID durch den Anlagenbetreiber erforderlich. Dies muss dann der Beauftragte tun, sofern nicht bereits erfolgt.
 
Tipp: Auf der Website des BDEW sind alle verfügbaren BTRs und EIVs veröffentlicht. Geben Sie im Suchfenster bspw. „Betreiber einer technischen Ressource“ oder „Einsatzverantwortlicher“ ein.

• BDEW Redispatch 2.0
• BDEW Branchenlösung
• Leitfaden zur Berechnung der Ausfallarbeit
• BDEW Webinare (Anmeldung als BDEW Mitglied notwendig)
• Bundesnetzagentur Beschlusskammern
• Connect+ Webinare
• NABeG 2.0

Hier finden Sie alle Informationen zu Connect+ - Details, Herausforderungen und Ziele:

• Projekt Connect+