Redispatch 2.0

Einstieg in die Digitalisierung des Verteilnetzes

Die Regelungen für das klassische Einspeisemanagement werden aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime (Redispatch 2.0) überführt.

Das hat zur Folge, dass zukünftig alle Anlagen ab 100 kW steuerbar sein müssen. Um einen Zugriff in Echtzeit zu gewährleisten und auch jederzeit die IST-Einspeiseleistung übermittelt zu bekommen, bietet sich dafür die klassische Kleinfernwirktechnik an.

Je kompakter, desto besser ist das Motto!

Die beengten Platzverhältnisse am Einspeisepunkt sind immer wieder eine Herausforderung für die Netzbetreiber.

Ihre Vorteile:

Unterstützung bei individuellen Lösungen durch unsere WAGO Solution Provider
LTE-VPN-Modem integriert
Übertragung gemäß IEC 60870-5-104
Einfachste Parametrierung über einen Webbrowser
Kommunikation über eigenen APN oder OpenVPN/IPsec
Höchste Sicherheitsstandards gemäß KRITIS und BDEW-White- Paper

Sie sind interessiert? Kontaktieren Sie energy@wago.com, Betreff: WAGO Redispatch-2.0-Box

Netzflexibilität und -stabilität braucht datenbasierte Netztransparenz

Die Verantwortung für Netzengpass-Management liegt bisher bei den Übertragungsnetzbetreibern. Deren Handlungsspielraum wird durch den Anstieg der dezentralen EE-Anlagen in den darunter liegenden Verteilnetzen immer kleiner, um per Redispatch – der Harmonisierung der Fahrpläne konventioneller Kraftwerke – die Netzstabilität und damit Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

An diesem Punkt setzt Redispatch 2.0 an. Der Redispatch konventioneller Kraftwerke wird mit dem Einspeisemanagement (EisMan) von EE-Anlagen, KWK-Anlagen und Speichern zusammengebracht. Das Ziel: Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement zu senken, Effizienz zu steigern, Netzengpässe zu vermeiden und damit Versorgung zu sichern. Doch dafür muss das Netz transparent werden – bis auf der letzten Meile. Schon einige wenige Daten aus der Ortsnetzstation zeigen, wo potenziell Netzengpässe drohen könnten oder wo umgekehrt auch weitere Einspeiser oder Lasten risikolos anschließbar sind. Diese digitalen Daten zum Netzzustand sowie der Einspeiseleistung beziehungsweise Lastprofile angeschlossener Anlagen unterstützen das Flexibilitätsmanagement – die Steuerung von Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen anhand der tatsächlichen Erfordernisse im Netz.

Redispatch 2.0 – viele Netzbetreiber befinden sich in einer Doppelrolle

Beim Redispatch 2.0 übernehmen viele Netzbetreiber auch eine Doppelrolle. Denn schon heute sind sie auch als Einsatzverantwortliche (EIV) tätig – als Betreiber oder Direktvermarkter von Erzeugungsanlagen. In dieser Rolle sind sie gefordert, Day-ahead-Fahrpläne und mögliche Redispatch-Potentiale an den zuständigen Netzbetreiber zu übermitteln. Bei drohenden Engpässen erhalten sie gegebenenfalls korrigierte Fahrpläne zurück und müssen diese umsetzen.

Insgesamt ergeben sich dadurch jedoch enorme Chancen für einen stabilen und rentablen Netz- und Anlagenbetrieb. Gerade dort, wo beide Rollen in einem Unternehmen vorhanden sind, sind die Bedingungen ideal, um entsprechender Prozesse zu entwickeln und zu erproben. Eine leistungsfähige, sichere und langlebige Informations-, Kommunikations- und Automatisierungstechnik von WAGO kann die erforderliche Infrastruktur dafür bilden.

Interview: Redispatch 2.0 – die Hauptaspekte bei der Umsetzung

In diesem Interview von der 7. WAGO Smart-Grid-Fachtagung fasst Energieexperte Carsten Eckart die Hauptaspekte im Umsetzungsprozess zum #Redispatch 2.0 zusammen, zeigt auf, wo’s regulatorisch hakt und rät Stadtwerken zum vertrauensvollen Austausch unter- und miteinander, um die Anforderungen der Zukunft zu meistern.

Carsten Eckart ist Energiewirtschaftsexperte und Gründer und Geschäftsführer der Energiewirtschaft einfach GmbH. In seinen You-Tube-Videos erklärt er komplexe Themen der Energiewirtschaft einfach und verständlich.

Zu seinem You-Tube-Kanal und allen Videos zum Thema Redispatch 2.0 geht es hier.

NABEG 2.0 und Redispatch 2.0 – die Änderungen für Verteilnetzbetreiber im Überblick

1. Mehr Kooperation und Datenaustausch

Netzbetreiber müssen stärker mit Marktakteuren wie Übertragungsnetzbetreibern, allen nachgelagerten Betreibern von Verteilnetzen und Anlagenbetreibern kooperieren, um Netzengpässe zu vermeiden – möglichst preisgünstig, netzstabil und damit versorgungssicher. Dafür müssen sie umfangreiche Daten erheben, analysieren und Modellberechnungen transparent bereitstellen.

2. Sichere Prognosen zum Redispatch-Vermögen

Verteilnetzbetreiber müssen ihr Redispatch-Potential sicher prognostizieren können. Dafür müssen sie die Lastenverteilung bzw. den Lastenfluss ihres Netzes kennen, und wissen, wie sich Erzeugung, Speicherung und Verbrauch in ihren Netzen verteilen. Das erfordert mehr Transparenz in ihren Verteilnetzen.

3. Netzführung flexibilisieren

Für den Redispatch 2.0 müssen Verteilnetzbetreiber bei Netzengpässen reaktionsstark und schnell aufgestellt sein, um ihre Netzführung zu flexibilisieren. Dafür brauchen sie nicht nur einen Plan zur Einspeise- bzw. Abregelungsreihenfolge, sondern auch leistungsfähige, sichere und langlebige Informations-, Kommunikations- sowie Automatisierungstechnik, um Netzmodelle zu berechnen und Erzeugungsanlagen zu steuern.

4. Bilanziellen und finanziellen Ausgleich schaffen

Verteilnetzbetreiber sind nun in der Verantwortung, den bilanziellen und finanziellen Ausgleich sowie die Abwicklung der Abrechnungsprozesse umzusetzen.

Fragen und Antworten zum Redispatch 2.0

Redispatch dient dem Netzengpass-Management und sorgt dafür, die Netzstabilität und damit die Versorgungssicherheit mit Strom zu gewährleisten. Es beschreibt die Anweisung der Netzbetreiber an die Kraftwerksbetreiber, ihre geplante Stromproduktion zu verschieben, weil sonst Leitungsabschnitte überlastet werden können. Grundlage dafür ist der am Vortrag gemeldete Fahrplan (Dispatch) eines jeden Kraftwerkbetreibers, der rein wirtschaftlichen Prinzipien folgt. Alle Fahrpläne zusammengenommen bilden dann den bundesweiten Dispatch. Wenn durch diese Fahrpläne an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass verursacht wird, muss umgeplant werden. Per Redispatch werden dann die Fahrpläne der Kraftwerke für die Netzstabilität harmonisiert. Konkret: Kraftwerke diesseits des Engpasses werden angewiesen, weniger Energie einzuspeisen, Anlagen jenseits des Engpasses sollen ihre Einspeiseleistung erhöhen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Im klassischen Redispatch liegt die Verantwortung für Netzengpass-Management (Redispatch) bei den vier Übertragungsnetzbetreibern. Beim Redispatch 2.0 müssen neben den vier Übertragungsnetzbetreibern nun auch die etwa 890 Verteilnetzbetreiber eine aktive Rolle im Redispatch-Prozess einnehmen, um Netzengpässe zu vermeiden. Redispatch 2.0 bedeutet konkret, dass nicht mehr nur konventionelle Kraftwerke mit mehr als 10 Megawatt (MW) Nennleistung herangezogen werden, um das Netz stabil zu halten. Jetzt sind auch EE- und KWK-Anlagen sowie Speicher mit einer Leistung ab 100 Kilowatt (kW) und auch kleinere Anlagen, die vom Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch-Prozess eingebunden. Dafür wird der Redispatch konventioneller Kraftwerke mit dem Einspeisemanagement (EisMan) von EE-Anlagen, KWKW-Anlagen und Speichern zusammengebracht, die vornehmlich in die Verteilnetze einspeisen. Mehr zu den gesetzlichen Hintergründen unter „Was bedeutet NABEG 2.0 und was hat es mit Redispatch 2.0 zu tun?“

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Die Energiewende findet in den Verteilnetzen statt. Denn in diese Netze speisen Erneuerbare Energieanlagen (EE-Anlagen) vornehmlich ein – auf Mittel- und Niederspanungsebene.

Nach Angaben des Verbunds kommunaler Unternehmen (VKU) sind etwa 98 Prozent der EEG-Anlagen an die Verteilnetze angeschlossen. Ebenfalls 98 Prozent unseres gesamten Stromnetzes macht laut Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) das Verteilnetz selbst aus. Die Verteilnetze spielen daher eine wesentliche Rolle für die Systemintegration der erneuerbaren Energien in unsere Stromnetze und daher auch für die Systemstabilität unsere Stromnetze.

Das bedeutet auch, dass der Handlungsspielraum der Übertragungsnetzbetreiber durch den Anstieg der dezentralen EE-Anlagen in den darunter liegenden Verteilnetzen immer kleiner wird, um per Redispatch – der Harmonisierung der Fahrpläne konventioneller Kraftwerke – die Netzstabilität und damit Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die Redisptach-Maßnahmen nehmen zu, die Kosten steigen und werden von allen Stromkunden als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten über die Netzentgelte bezahlt. Kosten zur Vorbereitung auf Redispatch 2.0 können Netzbetreiber jedoch im Rahmen der Anreizregulierung noch bis zum 21. Oktober 2021 als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten angeben und auf die Netzentgelte umlegen.

Damit mehr regenerative Energie in unsere Netze fließt, ohne die Netzstabilität zu gefährden, hat der Gesetzgeber das „Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus“ – kurz Netzausbaubeschleunigungsgesetz – zum NABEG 2.0 erneuert (Inkrafttreten am 17. Mai 2019). Damit werden die Grundsätze der Einspeisemanagement-Maßnahmen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) integriert – in §§ 13, 13a, 14. EnWG. Heraus kommt Redispatch 2.0, ein einheitliches Redispatch-Regime aller Netzbetreiber.

Nach NABEG 2.0 verantworten damit nicht mehr nur die vier Übertragungsnetzbetreiber Redispatch-Maßnahmen per Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnung. Vielmehr müssen sich nun auch die etwa 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland mit Netzengpass-Management auseinandersetzen – ganz gleich, ob es im eigenen Netzengpässe gibt oder nicht.

Redispatch 2.0 bedeutet konkret, dass nicht mehr nur konventionelle Kraftwerke mit mehr als 10 Megawatt (MW) Nennleistung herangezogen werden, um das Netz stabil zu halten. Jetzt sind auch EE- und KWK-Anlagen sowie Speicher mit einer Leistung ab 100 Kilowatt (kW) und auch kleinere Anlagen, die vom Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch-Prozess eingebunden.

In diesem Zusammenhang kommen auf Verteilnetzbetreiber zusätzliche und vielfältige Aufgaben zu: Sie müssen Netzzustände erfassen und analysieren, Netzmodellierungen und -berechnungen anstellen, ihr Redispatch-Vermögen prognostizieren und ihre Netzführung daraufhin flexibilisieren, um Netzengpässe zu vermeiden. Diese Modelldaten müssen sie fortan mit den anderen Netzbetreibern und Einsatzverantwortlichen (EIV) bzw. Marktpartnern, zum Beispiel Anlagenbetreibern, austauschen.

1. Fehlende Leistungsmessung

An den EE-Anlagen vor Ort fehlt es oftmals noch an geeigneten Systemen, die die Leistungszustände messen, die Messwerte per Fernwirkprotokoll IEC 60870-5-101 oder -104 übertragen und die Einspeiseleistung sicher reduzieren. Der Grund dafür ist historisch gewachsen: Gerade in den Anfängen des PV-Booms sind viele Solaranlagen über Rundsteuergeräte angebunden worden. Diese müssen nun mit einer Kleinfernwirkanlage ausgestattet werden, um überhaupt die notwendigen Messwerte zu erhalten, die es braucht, um das eigene Redispatch-Potential zu prognostizieren und die Netzführung daraufhin zu flexibilisieren. Hier bietet WAGO seit mehr als einem Jahrzehnt sichere Lösungen zum Einspeisemanagement, denn EisMan wird auch im Kontext von Redispatch 2.0 weiterhin nützlich bleiben, um eingreifen zu können.

2. Komplexer werdende Schnittstellen

Mit Redispatch 2.0 werden auch die Schnittstellen zwischen Anlagen und Netzbetreiber komplexer – denn wo vorher einfache Signale weitergeleitet wurden, ist nun eine protokollbasierte Kommunikation erforderlich. Wie genau die auszusehen hat, beschreiben die Netzbetreiber in ihren technischen Anschlussbedingungen. Dieser Komplexität wirkt WAGO entgegen. Dafür stelle WAGO seit jeher entsprechend Bibliotheken bereit, um Zertifizierungsprozesse und Inbetriebnahme vor Ort zu vereinfachen, zu beschleunigen und besonders komfortabel die vorgeschriebenen Datenpunkte aus dem Fernwirkprotokoll, den Hardwareein- und -ausgängen sowie per Modbus^®-Register zur Verfügung zu stellen. Ein Beispiel dafür ist die bereits gemäß VDE-AR-N 4110 und 4120 zertifizierte Bibliothek WAGO Power Plant Control, ein anderes die WAGOAppRTU_Slaves. Hinter dem Begriff WAGOAppRTU_Slaves stehen fertige Kommunikationsbibliotheken, auf die Systemintegratoren zurückgreifen können. Damit lassen sich ohne großen Programmieraufwand die geforderten Schnittstellen per Fernwirkprotokollen mit der bewährten WAGO Hardware und dem WAGO PFC200 Telecontrol im Netzanschlusspunkt herstellen. Sie stehen als Download zur Verfügung.

3. Steigender Koordinations- und Kooperationsaufwand

Neben den technischen Herausforderungen wächst mit Redispatch 2.0 auch der Koordinations- und Kooperationsaufwand der Verteilnetzbetreiber. Geeignete Kommunikationsprozesse, standardisierte Datenaustauschformate sowie -plattformen werden derzeit erarbeitet – im Netzbetreiberprojekt Connect+ und der Initiative DA/RE (Datenaustausch/Redispatch) von den baden-württembergischen Stromnetzbetreibern TransnetBW und Netze BW. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) arbeitet seit Juni 2019 mit einem dezidierten Zeitplan an der „Branchenlösung Redispatch 2.0“ (RD 2.0). Ziel ist es, für die gesetzlichen Regelungen eine einheitliche Lösung zu definieren und zu organisieren. Es geht darum, ein „einheitliches Branchenverständnis“ (Redispatch-Regime) zu entwickeln, inklusive der mit den neuen Aufgaben verbundenen Rollen, Verantwortlichkeiten und Prozessen sowie deren Umsetzung. Dieses „Branchenverständnis“ bietet Anwendungshilfen zu den Themen Daten, Bilanzierung und Abrechnung.

Die Frist bis zur Umsetzung von Redispatch 2.0 läuft am 1. Oktober 2021 ab.

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Mit der digitalen Ortsnetzstation zur Energiewende

Die Bedeutung eines stabilen Netzes ist wichtiger denn je. Herausforderungen wachsen. Dezentrale Erzeuger, Mobilitätswende, Redispatch 2.0 und die Elektrifizierung der Sektoren – all das sorgt für Schwankungen im Netz. Stabile Netze brauchen Transparenz. WAGO Application Grid Gateway schafft Klarheit und zwar zusammen mit Hardware- und Softwarekomponenten zur digitalen Ortsnetzstation, die jederzeit weiß, was im Netz passiert.