An alle Anlagenbetreiber

Seit dem 1. Oktober 2021 gilt in Deutschland ein neuer einheitlicher Ansatz für das Leistungsmanagement von PV-Anlagen ≥ 100 kWp und anderen großen Erzeugungsanlagen: Redispatch 2.0. Sollten Sie sich diesem Thema noch nicht gewidmet haben, handeln Sie bitte schnell! Für den Fall, dass Sie den Anforderungen des Netzbetreibers nicht nachkommen, riskieren Sie den Anspruch auf Vergütung.

Die gute Nachricht vorweg: Arbeitet Ihre PV-Anlage mit Wechselrichtern von KACO new energy, sind Umrüstaktionen nur in Ausnahmefällen nötig. Diese Ausnahmen beziehen sich auf Wechselrichter vor 2011, die lediglich ein Software-Update benötigen.

Was müssen Kunden von KACO new energy tun?

Sie müssen dafür Sorge tragen, dass die von Ihnen abgeforderten Daten und Steuerungsmechanismen zur Verfügung gestellt werden. Das heißt, dass die aktuellen Leistungsdaten der Anlage kontinuierlich über eine geeignete elektronische Datenschnittstelle gemeldet werden müssen sowie eine Schnittstelle zur Leistungsreduzierung vorhanden ist.

Alle diese Schnittstellen für Ihren Verteilnetzbetreiber stellt Ihnen KACO new energy im Datenlogger blue'Log XC bereit. Falls Sie eine alternative Lösung nutzen wollen, sind unsere Wechselrichter mit den meisten Drittanbietern kompatibel und sind mit den entsprechenden Schnittstellen ausgestattet.

Ihre wichtigste Aufgabe besteht darin, einen Direktvermarkter zu finden. Dieser hat beim Thema Redispatch 2.0 die zentrale Rolle inne und wird Sie bei Ihrer Entscheidung, welches von den drei Modellen zur Steuerung und des Ausfallsausgleichs in Frage kommt, unterstützen. Diese drei Modelle und ihre Bedingungen erläutert das folgende Dokument:

ENTSCHEIDUNGSBAUM ZU DEN REDISPATCH 2.0 MODELLEN

 

Worum geht es genau bei Redispatch 2.0?

Redispatch 2.0 ist der nächste Schritt, alle Erzeugungsanlagen am deutschen Netz in eine einheitliche Regellogik einzubinden mit dem Ziel die Netzstabilität zu gewährleisten. Redispatch 2.0 beschreibt vor allem einen umfassenden Datenaustausch-Prozess.

Technisch gesehen funktioniert Redispatch 2.0 ähnlich wie die Leistungsreduzierung oder Abregelung, die bereits seit 2009 angewendet wird – mit dem Unterschied, dass heute auch die prognostizierte Anlagenleistung mit berücksichtigt wird. Das heißt: PV-Anlagen, die größer als 100 kWp sind, müssen dazu sowohl ihre aktuelle Leistung übermitteln als auch abregelbar sein; Anlagen kleiner 100 kWp müssen nur Signale zur Leistungsreduzierung empfangen und umsetzen können.

Welche Anlagen sind betroffen?

• PV-Anlagen und Speicher mit P_DC: ≥ 100 kWp
• Die bestehenden Regelungen für Bestandsanlagen > 30 kWp mit Inbetriebnahme vor 01.01.2021 und Neuanlagen > 25 kWp mit Inbetriebnahme ab 01.01.2021 bleiben unabhängig von Redispatch 2.0 in Kraft
• Die bestehende 70 %-Begrenzung gilt unabhängig von Redispatch 2.0 für Anlagen < 30 kWp mit Inbetriebnahme vor 01.01.2021 und Neuanlagen < 25 kWp mit Inbetriebnahme ab 01.01.2021

 

Welche neuen Marktrollen entstehen?

• Betreiber der technischen Ressource (BTR) – Anlagenbetreiber oder eine beauftragte natürliche oder juristische Person
• Einsatzverantwortlicher (EIV) – steuert die Energieerzeugung einer technischen Ressource (Anlagenbetreiber oder eine beauftragte natürliche oder juristische Person)
• Data Provider (DP) – verantwortlich für die Umsetzung der Redispatch-Prozesse (juristische Person)

Die Rollen BTR und EIV können Sie an einen Direktvermarkter übergeben. Da Anlagen ab 100 kWp seit 2016 zur Direktvermarktung verpflichtet sind, werden sie in der Regel bereits von einem entsprechenden Dienstleister betreut und sind fernsteuerbar. Eine wichtige Instanz ist zudem der Verteilnetzbetreiber (VNB).

 

Welche Pflichten obliegen den Marktakteuren?

Der Anlagenbetreiber

übernimmt die Marktrollen EIV und BTR, sowie die damit verbundenen Pflichten beim Anlagenbetreiber

oder

überträgt sie an einen Dienstleister (z.B. an Direktvermarkter).

Dann

• muss er bis zum 01.03.2022 gegenüber seinem Netzbetreiber einen EIV benennen
• muss er bis zum 01.03.2022 gegenüber seinem Netzbetreiber einen BTR benennen

 

Der BTR

• stimmt die Ausfallarbeit mit DP ab
• meldet die Wetterdaten (bei Spitzabrechnung) an VNB

 

Der EIV

• übernimmt den kontinuierlichen Datenaustausch mit dem DP
• meldet die initialen Stammdaten der Anlagen an den DP
• meldet die voraussichtlich eingespeiste Energie an DP (im Planwertmodell)
• meldet Nichtverfügbarkeiten der Anlagen an DP

 

Der DP

ist die zentrale Informationsverteilungsstelle. Aufgaben:

• leitet Daten weiter und verteilt sie
• gewährleistet den Datenaustausch an der Schnittstelle zwischen Markt und VNB
• gewährleistet den Datenaustausch zwischen Netzbetreibern

 

Die VNB

bekommen ebenfalls neue Pflichten. Für Netzzustandsanalysen und Lastflussberechnungen benötigen sie

• Stammdaten
• Planungsdaten
• Daten über Nichtbeanspruchbarkeiten
• Echtzeitdaten

 

Den aktuellen Stand zu allen Detailfragen liefert die Bundesnetzagentur