Wenn der neue und deutlich erweiterte Redispatch-2.0-Prozess in Kraft tritt, werden Verteilnetzbetreiber (VNB) zu einer tragenden Säule des Redispatchings. Ebenso wie die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) müssen sie ihre Netze bezüglich der zu erwartenden Belastung modellieren und prognostizieren und dabei auch EE-Anlagen, KWK-Anlagen und Speicher ab 100 kW einbeziehen. Das erfordert Anpassungen in Leitsystemen, insbesondere zur Erstellung von viertelstundenscharfen Prognosen und umfangreichen Netzsicherheitsrechnungen, in der Bilanzierung und auch in den Konzepten zur Informationssicherheit.
Neue Prozesse und Verpflichtungen
Redispatch 2.0 bringt für fast alle Marktakteure neue Prozesse und Verpflichtungen, die einer intensiven Vorbereitung in einem engen Zeitrahmen bis zum 1. Oktober 2021 bedürfen. Kisters kann sie mit prozessorientierten Software-Lösungen und fachlicher Beratung unterstützen.
„Prognosen, Netzsicherheitsrechnungen und Netzmodellierung gehören seit Jahrzehnten zu unseren Kernkompetenzen“, sagt Dr. Volker Bühner, Leiter Geschäftsbereich Energie bei Kisters. „Diese Erfahrung haben wir in rollenspezifische Redispatch-Lösungen eingebracht, die sowohl mit Bestandssystemen als auch mit Drittsystemen verwendet werden können. Damit werden Verteilnetzbetreiber geeignete Redispatch-Maßnahmen ableiten und auch die davon abhängigen Kommunikations- und Steuerungsprozesse durchführen können.“
Netzengpässe umgehen
Das Ziel der neuen Regelungen ist, für jeden Netzengpass unter Einhaltung der Netz- und Versorgungssicherheit eine kostenoptimale Gesamtlösung zu finden. Dafür ist es erforderlich, im Vorfeld – das heißt basierend auf Prognosen und Planwerten – Wirksamkeit und Kosten möglicher Maßnahmen bewerten und abwägen zu können. Die Netzbetreiber definieren dann auf den verschiedenen Netzebenen in einem engen Abstimmungsprozess geeignete Redispatch-Maßnahmen, um erkennbare Netzengpässe zu umgehen.
Verteilnetzbetreiber besonders betroffen
Während bisher der vorausschauende und auf Planwerten basierende Redispatch einzig Aufgabe der ÜNB war, sind zukünftig auch die VNB involviert. Sie werden ihre Leitsysteme anpassen müssen, um dedizierte viertelstundenscharfe Prognosen und umfangreiche Netzsicherheitsberechnungen (NSR) durchführen zu können. Insbesondere die Aufwände zur Datenbeschaffung, Prognose und Modellierung der Netze und Parametrierung der Netzelemente für die NSR werden hoch sein.
Neben der leittechnischen Aufgabe übernimmt der VNB mit Redispatch 2.0 auch Verantwortung für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich sowie die Abwicklung der Abrechnungsprozesse mit den Marktakteuren und muss unter anderen den Redispatch-Bilanzkreis führen. Der ständig benötigte Datenaustausch zwischen Leitsystemen und Energiemarkt erfordert angepasste Sicherheitskonzepte (ISMS).
Gesamtlösungen zur Integration aller Marktteilnehmer
Die Regelungen betreffen also potenziell nicht nur alle 890 VNB, sondern auch alle Anlagenbetreiber (BTR: Betreiber einer technischen Ressource), Einsatzverantwortliche (EIV), Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und Direktvermarkter (DV) von Anlagen ab 100 kW, die unter anderem die erforderlichen Plandaten zur Verfügung stellen müssen. Passende Software-Lösungen bedienen nicht nur die VNB, sondern bieten ein Gesamtkonzept zur Integration und Unterstützung aller betroffenen Marktteilnehmer, zum Beispiel auch bei der Marktkommunikation.
