Rechtzeitig starten und auf Automatisierung setzen - Kisters AG
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Netze + Infrastruktur
Redispatch 2.0: Was kommt auf die Verteilnetzbetreiber zu?
Rechtzeitig starten und auf
Automatisierung setzen
Mit der Einführung des erweiterten Redispatch-Prozesses zum 1. Oktober 2021 kommen für Verteil-
netzbetreiber, aber auch für viele weitere Marktteilnehmer, neue Aufgaben hinzu. Folglich sind die
Unternehmen auf automatisierte Software-Lösungen angewiesen, um die neuen Abläufe regelkon-
form und mit möglichst geringem Personaleinsatz abarbeiten zu können. Oliver von Halem rät, sich
frühzeitig mit den neuen Prozessen und den notwendigen Software-Komponenten zu beschäftigen.
Zum 1. Oktober 2021 tritt der neue und für fast alle Marktakteure neue Aufga- im Mai 2019 die Novelle des Netzaus-
deutlich erweiterte Redispatch-2.0-Pro- ben, die in kurzer Zeit intensiv vorberei- baubeschleunigungsgesetzes Nabeg 2.0
zess in Kraft. Während bisher der vor- tet werden müssen. verabschiedet, die unter anderem Neu-
ausschauende und auf Planwerten ba- regelungen zur Bewirtschaftung von
sierende Redispatch einzig Aufgabe der Netzengpässen enthält.
Ziel des Redispatch 2.0
Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) war,
Der daraus folgende Redispatch 2.0 er-
sind ab dann auch die Verteilnetzbetrei- Kurz gesagt: Ziel der neuen Regelungen
folgt vorausschauend und basiert da-
ber (VNB) involviert und werden zu einer ist es, für jeden Netzengpass eine kos-
mit auf Prognosen und Planwerten. Es
tragenden Säule des Redispatch-Prozes- tenoptimale Gesamtlösung unter Ein-
ist erforderlich, im Vorfeld Wirksamkeit
ses. Ebenso wie die Übertragungsnetz- haltung der Netz- und Versorgungssi-
und Kosten möglicher Maßnahmen be-
betreiber müssen sie die zu erwarten- cherheit zu finden – und zwar basierend
werten und abwägen zu können. Die
den Belastungen in ihren Netzen mo- auf Prognosen und Planwerten von An-
Netzbetreiber definieren dann auf den
dellieren und prognostizieren. Künftig lagen auf allen Netzebenen.
verschiedenen Netzebenen in einem
werden alle Anlagen ab 100 kW einbe-
Zum Hintergrund: Bisher war Redispat- engen Abstimmungsprozess geeignete
zogen und müssen berücksichtigt wer-
ching die Änderung der Kraftwerksein- Redispatch-Maßnahmen, um erkenn-
den. Dies gilt sowohl für Erneuerbare-
satzplanung für konventionelle Anlagen bare Netzengpässe zu vermeiden. Unter
Energien- und KWK-Anlagen als auch
ab 10 MW basierend auf den aktuellen Einhaltung der Netz- und Versorgungs-
für Speicher.
Lastfluss- oder Netzbelastungsberech- sicherheit müssen die Netzbetreiber in
Die Regelungen betreffen also potenziell nungen der Übertragungsnetzbetrei- kurzen Zeitintervallen die jeweilige Lö-
nicht nur alle knapp 900 Verteilnetzbe- ber. Durch den Ausbau der erneuerba- sung mit den geringsten Gesamtkosten
treiber, sondern auch alle Anlagenbe- ren Energie auf Mittel- und Niederspan- finden. Neu ist dabei die Ausweitung
treiber (BTR: Betreiber einer technischen nungsebene bei gleichzeitigem Rückbau auf eine deutlich größere Zahl von Res-
Ressource), alle Einsatzverantwortliche von Großkraftwerken sowie durch die sourcen, denn EE-Anlagen und KWK-
(EIV), alle Bilanzkreisverantwortliche deutliche Zunahme der Stromflüsse von Anlagen ab 100 kW sowie Anlagen, die
(BKV) und alle Direktvermarkter (DV) von Offshore-Windparks im Norden zu den jederzeit durch den Verteilnetzbetrei-
Anlagen ab 100 kW. Sie müssen unter Lastzentren im Süden haben sich die ber fernsteuerbar sind, werden in den
anderem die erforderlichen Stamm- und Zahl und die Kosten der erforderlichen Redispatch-Prozess einbezogen. Darü-
Plandaten zur Verfügung stellen. Damit Redispatch-Maßnahmen in den vergan- ber hinaus werden netztechnische Maß-
ergeben sich durch den Redispatch 2.0 genen Jahren vervielfacht. Daher wurde nahmen der Netzbetreiber berücksich-
Bild 1. In den
Redispatch 2.0 sind
weitere Marktrollen
sowie Ressourcen
und Anlagen
involviert.
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tung für den bilanziellen und finanziel-
len Ausgleich sowie für die Abwicklung
der Abrechnungsprozesse mit den
Marktakteuren und muss unter ande-
rem den Redispatch-Bilanzkreis führen.
Im Rahmen der Ausfallarbeitsüberfüh-
rungszeitreihe erfolgt ein bilanzieller
Ausgleich ex post im bekannten MaBiS-
Kontext. Der ständig benötigte Daten-
Bild 2.
austausch zwischen Leitsystemen und
Verteilnetzbetreiber
werden zu einer Energiemarkt erfordert angepasste Si-
tragenden Säule des cherheitskonzepte im Informationssi-
Redispatch- cherheitsmanagementsystem (ISMS).
Prozesses.
Die neuen Aufgaben für Verteilnetzbe-
treiber sind unter anderem (Bild 3):
tigt. Die wichtigsten Änderungen beim Maßnahmen können die Versorgungs-
▖ Netzzustandsprognosen (Einspeiser/
Redispatch sind in Bild 1 dargestellt. sicherheit gefährden. Details des Daten-
Speicher über 100 kW sowie vertika-
austauschs sowie der Bilanzierungs-
le Netzlast) auf Basis von Plandaten
Neue Pflichten und Aufgaben für und Abrechnungsverfahren werden
▖ eigene Einspeiseprognosen für An-
Verteilnetzbetreiber aktuell durch eine Arbeitsgruppe beim
lagen, die nicht durch Einsatzverant-
BDEW, die Definition der Schnittstellen
Bisher oblag den Verteilnetzbetreibern wortliche geplant werden können
und der Datenaustauschplattform zwi-
die Aufgabe des Einspeisemanage- ▖ Modellierung ihrer Netze nach CGMES
schen den Netzbetreibern durch eine
ments, das basierend auf Ist-Werten auf (Common Grid Model Exchange Stan-
Arbeitsgruppe der Netzbetreiber (vier
bereits eingetretene Engpässe reagier- dard der Entso-E), Bestimmung der da-
Übertragungsnetzbetreiber und 16 Ver-
te. Diese Regelungen werden mit Ein- für benötigten Parameter
teilnetzbetreiber, Netzbetreiberprojekt
führung des einheitlichen Redispatch- ▖ Bewertung jeder Redispatch-Flexibi-
connect+) erarbeitet.
Regimes (nach §§ 13, 13a, 14 EnWG) lität auf netztechnische Wirksamkeit
aufgehoben oder integriert. Mit dem Die Verteilnetzbetreiber werden ihre ▖ Meldung von Flexibilitätsbeschrän-
Redispatch 2.0 übernehmen Verteil- Leitsysteme erweitern müssen, um de- kungen an andere Netzbetreiber
netzbetreiber eine aktive und planen- dizierte viertelstundenscharfe Progno- ▖ Redispatch-Bilanzkreis und Abrech-
de Rolle: Sie müssen mehr Netzdaten sen und umfangreiche Netzsicherheits- nungswesen, falls ein Verteilnetzbe-
erfassen oder von Dritten besorgen, berechnungen durchführen zu können. treiber die Anlagen selber anweist
ihre Netze zuverlässig prognostizieren, Vor allem die Aufwände zur Datenbe- ▖ bilanzieller Ausgleich (Produktion
schneller Redispatch-Maßnahmen ab- schaffung, Prognose und Modellierung oder Kauf)
leiten, sich mit den anderen Netzbetrei- der Netze und zur Parametrierung der ▖ umfangreicher Basisdatenaustausch
bern abstimmen und gegebenenfalls Netzelemente für die Netzsicherheits- zwischen Netzbetreibern (teils im
die Maßnahmen durchführen (Bild 2). berechnungen werden nennenswert Viertelstundentakt): Potenziale, ak-
Die Kommunikation und Kooperation sein. Neben der leittechnischen Auf- tuelle und geplante Maßnahmen,
der Netzbetreiber untereinander ist sys- gabe übernimmt der Verteilnetzbetrei- Bewegungsdaten, Flexibilitätsbe-
temrelevant, denn nicht abgestimmte ber mit Redispatch 2.0 auch Verantwor- schränkungen, Sensitivitäten.
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auch für die Endverbraucher sinken, so-
bald der Redispatch 2.0 eingespielt ist
und reibungslos abläuft. Über einheit-
liche automatisierte Datenaustausch-
prozesse, eine verbesserte Datenbasis,
intensive Kooperation der Netzbetrei-
ber und standardisierte Steuerungspro-
zesse entstehen Kostenvorteile.
Die durch Redispatch 2.0 getriebenen
neuen Kenntnisse hinsichtlich der rea-
len Netzbelastung auf Verteilnetzebene
lassen sich auch für weitere Netzsicher-
heitsrechnungen und Optimierungen
Bild 3. Neue wie Optimal Power Flow (OPF) zum Bei-
Aufgaben für spiel zur Spannungs-Blindleistungsop-
Verteilnetzbetreiber timierung und zur Verlustminimierung
im Redispatch 2.0 verwenden.
Die entscheidenden Faktoren:
Demzufolge muss jeder Verteilnetzbe- ▖ Abruf: Anweisung von Redispatch-
Frühzeitige Planung und
treiber viertelstündlich folgenden Pro- Maßnahmen bei Einsatzverant-
hochautomatisierte Software
zess durchführen: wortlichen (Aufforderungsfall) oder
eigenständige Durchführung der Der Redispatch 2.0 erhöht den Aufwand
▖ Datenimport: Einsatzpläne, Einspei- Maßnahmen (Duldungsfall), Ab- der Verteilnetzbetreiber für Datenma-
se- und Lastprognosen, geplante gleich mit Notfallmaßnahmen nagement, Prognosen, Netzsicherheits-
Schalthandlungen, vor- und nach- ▖ bilanzieller Ausgleich ex post: Abwick- rechnungen und Marktkommunikation
gelagerte Netzbetreiber lung durchgeführter Maßnahmen erheblich und wird darüber hinaus eta-
▖ Erzeugung der prognostizierten ▖ Abrechnung: fallbezogen je nach Art blierte Prozesse verändern. Folglich sind
Netzmodelle, Netzrechnungen ein- der Vermarktung und des Bilanzie- die Netzbetreiber in ihrer neuen Verant-
schließlich untergelagerte Ebenen, rungsmodells. wortung auf möglichst automatisier-
Engpassbestimmung te Software angewiesen, die die neuen
▖ Bestimmung interner netzbezogener Potenziale für Verteilnetzbetreiber aus Abläufe regelkonform unter möglichst
Maßnahmen (Topologie, Einsatzpla- dem Redispatch 2.0 geringem Personaleinsatz abarbeitet.
nung, Stufenschaltungen Transfor- Auch alle anderen Marktteilnehmer be-
Die punktgenaue Verhinderung von
matoren) nötigen zur vollständigen und effizi-
Netzengpässen über alle Netzebenen
▖ Redispatch-Dimensionierung, Poten- enten Abwicklung der Pflichtprozesse
hinweg ist der volkswirtschaftliche Nut-
zialermittlung für vorgelagerten eine möglichst komfortable und auto-
zen, der künftig über die Integration und
Netzbetreiber matisierte Software-Lösung, die auf ihre
das koordinierte Zusammenspiel von
▖ Redispatch-Bilanzkreisbewirtschaf- Marktrolle zugeschnitten ist.
zahlreichen zusätzlichen Einspeisean-
tung ex ante: Empfang und Verarbei-
lagen entstehen soll. In rollenspezifische Redispatch-Lösun-
tung neuer Bilanzkreisfahrpläne
gen, die sich auch mit Drittsystemen ver-
(Beschaffung über Handel oder vor- Darüber hinaus können die Gesamt-
wenden lassen, hat die Kisters AG ihre
gelagerten Netzbetreiber) kosten für die Netzbetreiber und somit
langjährige Erfahrung bezüglich Prog-
nosen, Netzsicherheitsrechnungen und
Netzmodellierung eingebracht. Mit den
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auch cloudfähigen Systemen, die den
oben genannten Prozess vollständig in
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einer integrierten Lösung abdecken,
werden Verteilnetzbetreiber geeignete
Redispatch-Maßnahmen ableiten und
auch die davon abhängigen Kommuni-
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News ew kations- und Steuerungsprozesse durch-
News
führen können. Auch die anderen Markt-
netzpraxis teilnehmer erhalten eine passende, rol-
lenspezifische Lösung für die von ihnen
EHP geforderten Prozesse und Aktionen.
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sich für Verteilnetzbetreiber, die neuen
Das Portal der Prozesse möglichst frühzeitig zu planen,
Energiewirtschaft in die Unternehmensabläufe zu inte-
grieren, entsprechende Software in die
IT-Landschaft einzubauen und ausgiebig
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zu testen. Da im Regelfall auf der Ebene der Verteilnetze
bisher keine Netzsicherheitsrechnungen durchgeführt
wurden, ist der Modellierung und Parametrierung der
Netze erfahrungsgemäß genügend Zeit einzuräumen.
Der Fokus sollte darauf liegen, zum Stichtag einen mög-
lichst hohen Automatisierungsgrad mit der Software
zu erreichen.
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treiber ermöglicht die automatisierte und performante
Erledigung aller Redispatch-2.0-Aufgaben in einem ein-
zigen System. Das umfasst unter anderem:
▖ Datenerfassung, Datenintegration, Datentransfor-
mation und Datenaggregation aus den umliegen-
den IT-Systemen, auch von Marktpartnern
▖ Prognose von Netzzuständen (Netzengpässe), Netz-
knoten (energieträgerscharf) und der vertikalen
Netzlasten
▖ Bewertung der Prognosegüte von eigenen und
fremden Prognosen (EIV)
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Erstellung von Netzmodellen im CGMES-Format
Meldung der Daten an die anderen Marktteilneh-
mer, Datenaustausch zwischen Einsatzverantwort-
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Ableitung von Maßnahmen
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▖ Bewirtschaftung des Redispatch-Bilanzkreises
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▖ Schnittstellen zu umliegenden IT-Systemen, um die
Daten zur Schaffung von Mehrwert für das eigene
Unternehmen nutzen zu können. S
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In Summe kommen umfangreiche und komplexe Än-
derungen auf die Verteilnetzbetreiber zu. Folglich kann
der Ratschlag an die Verteilnetzbetreiber nur heißen,
sich mit den Prozessen früh zu beschäftigen und mit
der Auswahl und Einführung der notwendigen Soft-
ware-Komponenten rechtzeitig anzufangen. Im Hinblick
auf eine spätere hohe Automatisierung kommt der Aus-
wahl der passenden Software für die bei jedem Verteil-
netzbetreiber unterschiedliche Ausgangssituation ein
hoher Stellenwert zu und sollte deshalb sorgfältig und
nicht erst in letzter Minute vor dem Einführungstermin
durchgeführt werden.
Die Einführung von Redispatch 2.0 ist nicht nur eine
Pflichtaufgabe, sondern bietet auch Chancen. So las-
sen sich aus den für die neuen Pflichten ermittelten Wissensvorsprung durch Fernmeldung –
Daten weitere Erkenntnisse zum Beispiel bezüglich In- das iHost-System verkürzt die Ausfallzeiten
standhaltung, Verluste, realer Belastungen und optima- dank schnellerer Information.
ler Schutzparametrierung ableiten und für das eigene
Unternehmen gewinnbringend einsetzen. ■ Kontinuierliche Netzüberwachung verhindert
Netzausfälle
■ Drei Fernmeldelösungen für Ortsnetzstationen
Oliver von Halem, ■ iHost Cloud ■ iHost Compact ■ iHost Solo/Pro
Senior Experte Scada und Requirements ■ Einfache Installation und Integration
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