Einleitung

Mit dem Inkrafttreten von Redispatch 2.0 (seit 1. Oktober 2021) wurde das alte Einspeisemanagement abgelöst.

(WK-intern) – Für Betreiber von Windparks bringt das neue Anforderungen, Rollenverteilungen und Verantwortlichkeiten mit sich – aber auch Chancen zur besseren Beteiligung an der Netzstabilität.

Dieser gekürzte Leitfaden zeigt die essenziellen Punkte, die Sie kennen sollten.

Was ist Redispatch 2.0?

Redispatch 2.0 bezeichnet ein vorausschauendes Engpassmanagement, bei dem Einspeiseanlagen bereits im Voraus gesteuert werden, um Netzüberlastungen zu vermeiden. Anders als das starre Einspeisemanagement ist Redispatch 2.0 bilanziell gedacht und integriert Prognosen, Rollen und Abstimmungsprozesse. Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW Leistung sind betroffen – somit praktisch alle Windenergieanlagen, auch Bestandsanlagen.

Ziele und Hintergründe

1. Kostenreduktion: Effizientere Steuerungen sollen die stark gestiegenen Redispatch-Kosten senken.
2. Planbarkeit: Engpässe sollen besser antizipiert und koordiniert gesteuert werden.
3. Fairness und Transparenz: Betreiber werden klarer eingebunden, mit nachvollziehbaren Abläufen.

Welche Anlagen sind betroffen?

Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW – Windanlagen onshore wie offshore, unabhängig vom Alter – müssen teilnehmen.

Neue Marktrollen

Zwei zentrale Rollen sind neu:

• Einsatzverantwortlicher (EIV): Zuständig für Prognosen und Fahrpläne, meist der Direktvermarkter.
• Betreiber der technischen Ressource (BTR): Übernimmt technische Koordination, Datenmeldung und Gegenvorschläge. Kann Betreiber selbst oder Dienstleister sein.

Ablauf einer Redispatch-Maßnahme

1. Netzbetreiber erkennt Engpass.
2. EIV erhält Regelungsaufruf.
3. Abregelung erfolgt.
4. Netzbetreiber sendet Erstaufschlag an BTR.
5. BTR stimmt zu oder reicht Gegenvorschlag ein.
6. Abrechnung folgt.
7. Betreiber erhält Vergütung.

Eine Infografik zum Ablauf finden Sie im Originalartikel

Abruf- und Bilanzierungsmodelle

Abrufmodelle:

• Aufforderungsfall: EIV steuert aktiv.
• Duldungsfall: Netzbetreiber regelt direkt.

Bilanzierungsmodelle:

• Prognosemodell: NB prognostiziert, BTR prüft.
• Planwertmodell: EIV liefert Plandaten, BTR bilanziert selbst.

Pflichten und Fristen für Betreiber

• Stammdatenpflege
• Meldung von Nichtverfügbarkeiten
• Prüfung von Erstaufschlägen (meist innerhalb 3 Werktagen)
• Bereitstellung meteorologischer Daten (bei Spitzverfahren)
• Kontaktdatenblatt mit Ansprechpartner übermitteln

Betreiber ohne BTR-Rolle

Vorteile: Weniger Aufwand. Nutzung externer Expertise.

Nachteile: Weniger Kontrolle. Keine Möglichkeit zu Gegenvorschlägen. Abhängigkeit von Drittanbietern.

Tipp: Auch bei Fremdvergabe regelmäßig Abrechnungen prüfen!

Technische Voraussetzungen zur BTR-Rolle

• Betriebsführungssoftware mit EDIFACT-Schnittstelle
• S/MIME-Zertifikat
• BDEW-Codenummer
• Zugang zu Connect+
• Verfügbarkeit von Wetterdaten

Gegenvorschläge und Clearing

Wenn BTR Zweifel am Erstaufschlag hat:

1. Widerspruch binnen 3 Werktagen.
2. Formgerechten Gegenvorschlag inkl. Daten einreichen.
3. Mit Netzbetreiber in den Clearingprozess gehen (nur BTR darf das).

Aktuelle Entwicklungen

• Vereinheitlichung der Rollen durch BNetzA geplant
• Planwertmodell soll Standard werden
• Digitale Plattformen wie Connect+ werden ausgebaut

Fazit

Redispatch 2.0 bringt neue Pflichten, aber auch Chancen. Wer die Prozesse versteht, seine Rollen aktiv ausfüllt und Fristen einhält, sichert sich Transparenz und faire Vergütung.

Hinweis: Einen detaillierten Vergleich der Abrechnungsmethoden mit Infografik finden Sie im vollständigen Artikel auf wind-turbine.com.

PM: wind-turbine.com

PB: Infografik zum Ablauf von Redispatch 2.0 / ©: wind-turbine.com