Source: https://www.bdew.de/energie/redispatch-20/frequently-asked-questions-faq/
Timestamp: 2019-10-15 00:00:25
Document Index: 10884481

Matched Legal Cases: ['§ 34', '§ 5', '§ 13', '§ 5', '§ 4', '§14']

Frequently Asked Questions (FAQ) | BDEW
Energie Redispatch 2.0 Frequently Asked Questions (FAQ)
zum BDEW-Projekt Redispatch 2.0
Wie unterscheiden sich das BDEW-Projekt „Redispatch 2.0“ und das Projekt „Connect+“?
Das Projekt Connect+ ist ein paralleles Umsetzungsprojekt zur Prozessausgestaltung im Rahmen des Projekts Redispatch 2.0. Es hat das Ziel die technische Implementierung eines einheitlichen Datenwegs zum Austausch, der für den zukünftigen Redispatch notwendigen Daten zwischen den Marktakteuren praktisch zu realisieren. Projektpartner sind die vier deutschen Übertragungs- sowie derzeit 16 Verteilnetzbetreiber, die allesamt auch Teil des Projekts im BDEW sind.
Diese technische Implementierung in Connect+ erfolgt zum einen auf Basis der umfangreichen Vorarbeiten zu Prozessen zwischen den Netzbetreibern im BDEW sowie zum anderen auf Basis der im Rahmen von Redispatch 2.0 bis Ende 2019 wertschöpfungsstufenübergreifend erarbeiteten Detailprozesse. Hierzu gehört insbesondere die Identifikation des Datenbedarfs an der Schnittstelle Netzbetreiber/Anlagenbetreiber sowie die Erarbeitung der Modalitäten für die Bilanzierung und Abrechnung des neuen Redispatchregimes.
Wofür steht Redispatch 2.0, gab es ein Redispatch 1.0?
Das heutige Redispatch betrifft konventionelle Anlagen ab 10 MW - wenn man so möchte, wäre dies das Redispatch 1.0. Im Rahmen des BDEW-Projekts wird eine Lösung für ein weiterentwickeltes Redispatchregime unter Einbezug von Erneuerbaren Energien und KWK-Anlagen (Redispatch 2.0) erarbeitet. Das bisherige System des Einspeisemanagements für kleinere Anlagen wird abgelöst. Der Name Redispatch 2.0 drückt daher aus, dass sowohl alle Netzbetreiber (Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber) sowie auch die Betreiber von Stromerzeugungsanlagen größer 100 kW zukünftig Daten austauschen, um ein Gesamtoptimum zu erzielen.
Ändert sich etwas für kleinere Netzbetreiber ohne Engpässe?
Ja, grundsätzlich nehmen die Änderungen der regulatorischen Anforderungen Einfluss auf alle 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland. Zukünftig können auch Erneuerbare-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch einbezogen werden. (Dieses Regime galt bisher nur für konventionelle Großkraftwerke ab 10 MW). Nach Inkrafttreten sind Anweisungen von anderen Netzbetreibern möglich, es befähigt zur Teilnahme an Prozessen und kurzfristige Neuinstallationen von relevanten Anlagen müssen bedacht werden.
Wie geht man als Netzbetreiber mit den Kosten für die Umstellung um?
Mit dem NABEG 2.0 wurde eine Übergangsregelung in § 34 Abs. 15 ARegV aufgenommen:
Abweichend von § 5 Absatz 1 Satz 1 dürfen Netzbetreiber Kosten, die vor dem 1. Oktober 2021 durch die Vorbereitung der Umsetzung der Änderungen in den §§ 13, 13a und 14 Absatz 1c EnWG durch Artikel 1 Nummer 9, 10 und 13 des Gesetzes vom 13. Mai 2019 (BGBl. I S. 706) entstehen, als zusätzliche zulässige Erlöse in das Regulierungskonto einbeziehen. Die sich daraus ergebende zusätzliche Differenz ist nach § 5 Absatz 3 Satz 1 zu genehmigen, wenn die zusätzlichen Kosten effizient sind und nicht bereits auf Grund anderer Regelungen dieser Verordnung in den zulässigen Erlösen nach § 4 berücksichtigt wurden.
Gemäß dieser Regelung werden die bis zum 1. Oktober 2021 entstehenden Kosten für Vorbereitung der Umsetzung der Redispatch-Neuregelungen (z.B. Implementierung) auf dem Regulierungskonto erfasst und nachträglich ausgeglichen. Dies gilt jedoch nur, wenn die Kosten effizient sind und nicht bereits über andere ARegV-Instrumente abgebildet wurden.
Alle nach dem 1. Oktober 2021 entstehenden Kosten für die Implementierung und Umsetzung des Redispatch sind von dieser Regelung nicht erfasst. Der BDEW sieht hier Bedarf für eine Anschlussregelung zur Vermeidung von Regelungslücken.
Verliert der Netzbetreiber durch den Wegfall des Einspeisemanagement nach §14 EEG Instrumente zur Engpassbehebung?
Nein. Grundsätzlich stehen Netzbetreibern die gleichen Maßnahmen zur akuten Behebung von Netzengpässen zur Verfügung wie vorher; auch in Zukunft gilt: im Notfall darf abgeregelt werden. Neu ist die Möglichkeit – und gleichzeitige Verpflichtung – Anlagen weiterer Größenklassen und Typen in den Planprozess des Redispatch zu integrieren. Das ermöglicht in bestimmten Fällen nicht nur ein optimiertes volkswirtschaftliches Ergebnis der Redispatch-Maßnahmen, sondern schafft auch eine verbesserte Planbarkeit für den Markt und die betroffenen Anlagenbetreiber.
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