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FAQ Redispatch 2.0

Antworten auf Ihre Fragen

Inzwischen haben viele Energieversorgungsunternehmen (EVU) Fragen, welche Herausforderungen im eigenen Netz zu lösen sind und wie man dafür die am besten passendste Software findet. Hier finden Sie Antworten!

Unsere Antworten in dieser FAQ-Liste summieren die Erfahrungen aus mehr als zehn Webinaren und Online-Workshops (seit Juni 2020) mit über 1000 Teilnehmern, aus einer detaillierten Bedarfsabfrage bei den EVU sowie aus zahlreichen individuellen Beratungsgesprächen.

Allgemeines

Eine zielgerichtete Analyse der im eigenen Netz möglichen Szenarien (zum Beispiel anhand der Fragen auf dieser Seite) hilft bei der Auswahl einer passenden Software-Lösung. Denn die Umsetzung des Redispatch 2.0 führt bei den Verteilnetzbetreibern (VNB) zu sehr unterschiedlichen Szenarien, die u.a. von der Struktur des Netzes, dem Ausmaß an volatilen Einspeisern und den zu erwartenden Engpässen abhängen. Zusätzlich verursacht die Sicherstellung der Systemstabilität gemäß Redispatch 2.0 viele Folgeprozesse z.B. in der Netzbilanzierung und im Energieausgleich, mit denen man sich frühzeitig auseinandersetzen sollte.

Der neue Redispatch-2.0-Prozess (Quelle: KISTERS AG)
Der neue Redispatch-2.0-Prozess (Quelle: KISTERS AG)

Ab dem 1. Oktober 2021 sind die neuen umfangreichen Prozesse scharf – keine Probezeit geplant. Und bereits zum 1. Juli startet der Stammdatenaustausch zwischen den Netzbetreibern.

Es empfiehlt sich, zunächst die wichtigsten Prozesse umzusetzen. Höchste Priorität haben Prozesse rund um den Stammdatenaustausch, die Datenkommunikation mit den Plattformen RAIDA bzw. DA/RE, Prognosen und alle weiteren netznahen Aufgaben. Zunächst hintenanstellen könnte man beispielsweise Abrechnungsprozesse, die insbesondere kleinere Netzbetreiber übergangsweise per Tabellenkalkulation machen könnten, oder Wechselprozesse, die auch manuell möglich wären.

Aufgrund der Vielzahl der Beteiligten und der Menge an Daten empfiehlt es sich, die neuen Prozesse für den Redispatch 2.0 möglichst frühzeitig zu planen, in die Unternehmensabläufe zu integrieren, die für das eigene Netz benötigten Software-Komponenten in die IT-Landschaft einzubauen und ausgiebig zu testen. Insbesondere die Modellierung und Parametrierung der Netze benötigen erfahrungsgemäß ausreichend Zeit. Der Fokus sollte darauf liegen, zum Stichtag einen möglichst hohen Automatisierungsgrad mit Hilfe der Software zu erreichen.

Es gibt nicht den einen Königsweg, um die Redispatch-2.0-Anforderungen umzusetzen. So unterschiedlich die Ausgangslage und die möglichen Redispatching-Szenarien in den Netzen sind, so unterschiedlich werden auch die zukünftigen Aufgaben und die dafür benötigten Lösungen ausfallen. Weil die passende Lösung oft individuell ist, ist es ratsam, sich frühzeitig an den IT-Anbieter der Wahl zu wenden und den Weg bis zum Stichtag gemeinsam zu gehen.

Der Austausch mit anderen EVU z.B. in Webinaren und virtuellen Workshops zeigt Lösungsmöglichkeiten auf und hilft, Schritt für Schritt das Lösungskonzept zu entwickeln, das zum eigenen Unternehmen passt.

Bei der Wahl eines regelkonformen, kosteneffizienten und zu den Unternehmensprozessen passendes IT-Systems beraten wir Sie gern. Bitte sprechen Sie uns an.

Kontakt

Szenarien in den Verteilnetzen

Dann ist ggf. eine Absteuerung zu initiieren, wofür man eine ständige Netzzustandsanalyse und Maßnahmendimensionierung benötigt. Mit den derzeitigen Netzleit- oder Planungssystemen der VNB sind derartige vorausschauende Lastflussrechnungen unter Einbeziehung der aktuellen Netztopologie und aktueller Last- und Einspeiseprognosen oft nicht möglich. Es bietet sich der Einsatz darauf spezialisierter Software inklusive CGMES-Handling (Common Grid Model Exchange Standard der ENTSO-E) der Netztopologie und Maßnahmendimensionierung an, welche die definierten Maßnahmen direkt in den folgenden Schritt der Netzbetreiberkoordinierung (NKK) weitergeben können.

Falls das eigene Leitsystem keine Netzzustandsanalyse und Maßnahmendimensionierung liefert, können KISTERS-Software-Komponenten diese Aufgaben übernehmen und geben die resultierenden Schaltanweisungen an das Leitsystem weiter.

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Wenn Engpässe zwar nicht im eigenen Netz zu erwarten sind, wohl aber im Netz des vorgelagerten NBs, und dazu im eigenen Netz Einspeiser größer 100 kW vorhanden sind, besteht Handlungsbedarf. Denn dann kann der vorgelagerte NB Redispatch-Abrufe anweisen. Folglich braucht der vorgelagerte NB auch Informationen über die Flexibilitäten im nachgelagerten Netz. Die Flexibilitätspotenziale eines Netzes müssen je Anlage als Zeitreihen mit einer Netzsensitivität und ggf. aggregiert je Netzverknüpfungspunkt übergeben werden. Falls der vorgelagerte NB einen Redispatch-Abruf als Regelung einer Cluster-Ressource (CR) übermittelt, muss der nachgelagerte NB das Cluster auflösen, um die entsprechenden Abrufe je steuerbare Ressource (SR) zu ermitteln, und im Duldungsfall Schaltanweisungen an das eigene Leitsystem weitergeben.

KISTERS-Software unterstützt diesen Vorgang komplett.

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Das Ziel der Zuordnungs- bzw. Netzzustandslisten ist die Bestimmung und Übergabe der resultierenden Einspeisung an den vorgelagerten NB am Netzverknüpfungspunkt (NVP), so dass dieser Teil der Mitteilungspflicht im Rahmen des Redispatch-2.0-Prozesses erfüllt wird (wie in der Anwendungshilfe des BDEW „Detailprozesse für die Netzbetreiberkoordination im Redispatch 2.0“ vom 1. Feb. 2021 beschrieben).

Dieses Verfahren eignet sich für ansonsten starre und vor allem selbst engpassfreie Netze. Darin ändert sich die Netzsensitivität der Anlagen nicht und muss nicht ständig neu berechnet werden. Auch die fortlaufende Lastflussrechnung und Netzzustandsanalyse sind hier überflüssig. Die Netzzustandslisten beschreiben die Zuordnung der vereinbarten steuerbaren Ressourcen und ihrer Sensitivitäten zu den vereinbarten Netzübergabepunkten im Sinne einer Cluster-Ressource. Diese Zuordnung und Sensitivitätswerte werden einmalig bestimmt und im IT-System als Stammdaten vorgehalten.

Dann werden nach den üblichen Marktkommunikationsregeln (connect+, RAIDA) die aggregierten Prognosen der Einspeiser und die zuvor einmal bestimmte Netzsensitivität zur Netzbetreiberkoordinierung (NKK) übermittelt. Eine Übertragung der gesamten Topologie z.B. aus dem Leitsystem im CGMES-Format ist hier nicht erforderlich.

Vereinfachtes Verfahren zur Weitergabe des Netzzustands über Netzzustandslisten an die Netzbetreiberkoordinierung (NKK) (Quelle: KISTERS AG)
Vereinfachtes Verfahren zur Weitergabe des Netzzustands über Netzzustandslisten an die Netzbetreiberkoordinierung (NKK) (Quelle: KISTERS AG)

Im Rahmen der NKK können für Anlagen im eigenen Netzgebiet Maßnahmen bestimmt werden. Diese werden ex ante – und möglicherweise sehr kurzfristig – inklusive des erwarteten Zeitpunkts und der zu aktivierenden Leistung (Fahrplan) angekündigt. Der angewiesene NB muss die ggf. als Cluster- oder Steuergruppenaufruf gemeldete Maßnahme planen, die Abrufe innerhalb des Clusters aufteilen und sowohl den Aufforderungsfall (Anweisung der Abrufe an den Energieeinsatzverantwortlichen EIV) als auch den Duldungsfall (automatischer Abruf und Steuerung durch das eigene Leitsystem) korrekt handhaben können. Das bedeutet u.a., dass das Leitsystem das Activation Document nach dem Standard des Planned Resource Schedule Documents interpretieren können und die notwendigen Stammdaten für das Declustering verwalten muss. Am Ende werden die durchgeführten Maßnahmen an den auffordernden NB und die betroffenen EIV gemeldet.

Redispatch-Abrufe können rund um die Uhr an sieben Tagen die Woche eintreffen und müssen manchmal ad hoc umgesetzt werden. Dazu sollte man statt auf 24/7-Personal auf automatisierte Software-Lösungen setzen.

KISTERS-Software unterstützt diesen Vorgang komplett.

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Umsetzung von Maßnahmen, die bei der Netzbetreiberkoordinierung festgelegt worden sind (Quelle: KISTERS AG)
Umsetzung von Maßnahmen, die bei der Netzbetreiberkoordinierung festgelegt worden sind (Quelle: KISTERS AG)

Die Redispatch-Abrufe von Anlagen haben Auswirkungen auf die Netzbilanzierung, denn dabei entsteht Ausfallarbeit. Der Maßnahmeninitiator ist für die Berechnung dieser Größe verantwortlich. Das bedeutet, wenn ein NB eigene Engpässe hat, muss er selbst die Ausfallarbeit berechnen, und falls er angewiesene Maßnahmen vom vorgelagerten NB entgegennimmt, ist dieser für die Berechnung verantwortlich. Mit der berechneten Ausfallarbeit lässt sich die Netzbilanz korrekt aufstellen.

KISTERS-Software berechnet die Ausfallarbeit oder importiert diese vom vorgelagerten Netz für die korrekte Aufstellung Ihrer Netzbilanz. Außerdem verarbeitet die Software die überführte Ausfallarbeit aus dem Redispatch-Bilanzkreis des vorgelagerten Netzes.

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Auch für den Energieausgleich bei Redispatch-Abrufen ist der Maßnahmeninitiator verantwortlich. Dieser NB muss Fahrpläne versenden und ggf. Ersatzenergie am Day-Ahead- oder Intraday-Markt für seinen Redispatch-Bilanzkreis beschaffen.

Mit KISTERS-Komponenten versendet der NB automatisiert Fahrpläne und beschafft Ersatzenergie

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Szenarien in der Einsatzverantwortung und im Betrieb

Im Prognosemodell und im Duldungsfall haben Sie als EIV eher eine passive Rolle. Zu empfehlen ist hier, dass die Kommunikation mit den Verteilnetzbetreibern entsprechend ausgeprägt ist, sodass mindestens die Stammdaten ausgetauscht werden können. Mit den KISTERS-Komponenten (z.B. zur RAIDA-Anbindung und der Datenprozessunterstützung für den EIV) ist das möglich.

Im Planwertmodell hat der EIV die Aufgabe, entsprechende Prognosen zu erstellen, zu managen/scoren und an die VNB zu kommunizieren. Je nach Aufforderungs- oder Duldungsfall bestehen dann weitere Pflichten.

Software und IT

Hinsichtlich der Entscheidung, ob es sinnvoller ist, die neuen Redispatching-Prozesse mit einer eigenen Lösung durchzuführen, oder einige/alle Aufgaben an einen Dienstleister abzugeben, spielen nicht nur die Anschaffungs- sowie regelmäßigen Kosten eine Rolle, sondern auch Aspekte wie Kontrolle und IT-Sicherheit: Begibt man sich in die Abhängigkeit von einem Dienstleister, muss man ggf. sein Netzmodell und die Netzsteuerung aus der Hand geben. Ein eigenes System lässt sich unternehmensindividueller aufbauen, die Daten bleiben im eigenen Haus und man kann damit ggf. selbst Redispatch-Dienstleistungen anbieten.

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Ob es sinnvoller ist, eine eigene Lösung im eigenen Rechenzentrum zu betreiben (On-Premises) oder eine Cloud-Lösung (Software-as-a-Service - SaaS) zu abonnieren, ist von EVU zu EVU unterschiedlich: Für die On-Premises-Lösung braucht man sowohl die passende Hardware als auch Personal mit IT-Kompetenz. Mit einer Cloud-Lösung kann man die Verantwortung für das störungsfreie Funktionieren der Lösung an den IT-Anbieter abgeben. Diese bieten eine sehr hohe Verfügbarkeit, z.B. über 99 % für die KISTERScloud. Dies ist für eine Redispatch-2.0-Lösung völlig ausreichend; die Hochverfügbarkeit ist hier nicht so kritisch wie bei einem Leitsystem. Mit einer Cloud-Lösung sind auch IT-Konzepte denkbar, bei denen alle Beteiligten (Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Einsatzverantwortliche usw.) gemeinsam eine Gesamtlösung über gesicherte Zugriffe in die Cloud nutzen. Aus Gründen der Informationssicherheit kommen für SaaS nur zertifizierte Anbieter in Frage.

Weitere Informationen anfordern

Bei vielen EVU werden Teilprozesse des Redispatch 2.0 bereits von existierenden IT-Lösungen abgedeckt. Zur Ergänzung bietet KISTERS ein modulares Portfolio, aus dem EVU die passenden Komponenten mit der bestehenden IT kombinieren können. Erfahrungsgemäß ist es sinnvoll, alle fehlenden Teile bei nur einem einzigen weiteren Anbieter zu beziehen, um das Puzzle – und damit die Fehleranfälligkeit an den Schnittstellen – nicht unnötig zu vergrößern. Denn die Lösung muss korrekt, zuverlässig und stabil funktionieren, um die Versorgungssicherheit nicht zu gefährden.

Herausfordernd ist die durch den Redispatch 2.0 geforderte Kombination aus energiewirtschaftlicher Software (EDM, Marktkommunikation, Prognosen) mit Leitsystemen. Die Verbindung der IT-Systeme hat auch Auswirkungen auf ISMS- und KRITIS-Bewertungen sowie Audits.

Außerdem sollte man sich bewusst sein, dass Redispatch-Abrufe rund um die Uhr an sieben Tagen die Woche eintreffen können und manchmal ad hoc umgesetzt werden müssen. Dazu sollte man statt auf 24/7-Personal auf Automatisierung setzen.

KISTERS-Komponenten sind mit Drittsystemen kombinierbar, so dass VNB ihre IT-Landschaft damit passend auffüllen können. Auch andere beteiligte Marktakteure lassen sich über die Lösung in die Redispatch-2.0-Prozesse integrieren.

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Alle Netze benötigen eine Verbindung zum Postverteilkonzept (PVZ) und zur Netzbetreiberkoordinierung (NKK) via RAIDA sowie eine zentrale Stammdatenhaltung mit Informationen über die technischen und steuerbaren Ressourcen (TR, SR) sowie deren Zuordnung zu Clustern und Steuergruppen.

Entscheidend für die Komplexität der Berechnungen und Prognosen ist die Anzahl an Erzeugern und Speichern ab 100 kW im eigenen Netz. Der NB muss von diesen Assets die Prognosedaten beschaffen, darauf basierend die Netzzustandsanalyse durchführen, Engpässe identifizieren, Maßnahmen festlegen und bewerten und zum Schluss die Maßnahmen bzw. Schaltanweisungen durchführen oder die Beteiligten entsprechend anweisen. Daraus folgt , dass neben den VNB viele weitere Marktrollen in den Redispatch 2.0 involviert sind, z.B. alle Anlagenbetreiber (BTR: Betreiber einer technischen Ressource), Einsatzverantwortliche (EIV), Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und Direktvermarkter (DV) von Anlagen ab 100 kW, die u.a. die erforderlichen Plandaten zur Verfügung stellen müssen. Hierfür sind auch IT-Konzepte denkbar, bei denen alle Beteiligten gemeinsam eine Gesamtlösung in einer Cloud nutzen.

KISTERS-Software eignet sich für große bzw. komplexe Netze und die Einbindung aller Marktrollen.

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