Häufige Fragen zum Thema Stromeinspeisung

Anlagen der gleichen Erzeugungsart, die einen identischen Netzverknüpfungspunkt aufweisen und in Summe mehr als 100 kW/kWp erzeugen, müssen in das Redispatch 2.0 eingebunden werden, wenn sie über ein und dasselbe Gerät gesteuert werden. Dies gilt auch, wenn zu einer bestehenden Redispatch 2.0-Anlage eine kleinere Anlage hinzugefügt wird.

Wer kann die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernehmen?

Aufgrund der Komplexität der Marktprozesse empfehlen wir ausdrücklich, einen professionellen Marktteilnehmer zu beauftragen.

Oft übernehmen Direktvermarkter auch die Rolle eines Einsatzverantwortlichen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) hat eine Anbieterliste veröffentlicht: Anbieterliste Dienstleister für Anlagenbetreiber Redispatch 2.0 | BDEW

Wir als Netze BW dürfen die Rolle des Einsatzverantwortlichen nicht übernehmen.

Tritt der Anlagenbetreiber selbst als Einsatzverantwortlicher auf, benötigt dieser so genannte Markpartner-Codes. Er nimmt dann die initiale Stammdatenmeldung seiner Anlage vor. Weitere Informationen hierzu stellt der BDEW bereit. 

Auf der Seite Netzsicherheitsmanagement / Redispatch 2.0 - Netze BW GmbH (netze-bw.de) wird der Prozess für die Einbindung einer Erzeugungsanlage in das Redispatch 2.0 Schritt für Schritt erklärt.

Welche technische Einrichtung für das Netzsicherheitsmanagement installiert werden muss, hängt maßgeblich von der Anlagenleistung ab. Auch der Zeitpunkt der Inbetriebnahme und die Installation eines Smart Meters sind relevant. Eine Übersicht finden Sie auf der Seite Netzsicherheitsmanagement / Redispatch 2.0 - Netze BW GmbH (netze-bw.de).

Die Festlegung auf eine Abrechnungsvariante (Pauschal-, Spitz-, oder vereinfachte Spitz-Abrechnungsvariante) erfolgt durch den Anlagenbetreiber für jede Anlage bis zum 30.11. eines Jahres für das folgende Kalenderjahr (Anlage 1 Bundesnetzagentur BK6-20-059). Nach dem 30.11. ist ein Wechsel der Abrechnung zum folgenden Kalenderjahr nicht mehr möglich - erst wieder zum übernächsten Kalenderjahr.
Ansonsten bitten wir Sie, die aktuell gültigen Vorgaben der BNetzA und des BDEW zu beachten.

Initial hat die Netze BW die TR-/SR-ID Zuordnungen in der folgenden Ausprägung vorgenommen:

- Abrufmodell: Duldungsfall
- Abrechnungsvariante: Pauschalabrechnung
- Bilanzierungsmodell: Prognosemodell

Bitte wenden sich bei Fragen zum Stammdaten-Clearing an: redispatch@netze-bw.de. Für eine leichtere Identifikation geben Sie bitte immer die MaStr-Nr. der Einheit (SEExxx) und gegebenenfalls den EEG-Anlagenschlüssel an.

Im Fall von planbaren Steuerungsmaßnahmen im Rahmen des Redispatch 2.0 informieren wir den Einsatzverantwortlichen und der Anlagenbetreiber erhält eine Ausgleichszahlung. Mit der Zahlung wird der Anlagenbetreiber in der Höhe entschädigt, als wäre seine Erzeugungsanlage nicht geregelt worden.

Seltene Ausnahmen sind nicht planbare Notfallmaßnahmen, um das Netz in unmittelbaren Überlastungssituationen zu schützen. In diesem Fall erfolgt keine Ausgleichszahlung. Die Zielsetzung des Redispatch 2.0 ist, diese Notfallmaßnahmen zu vermeiden.

Die Redispatch-Bilanzkreisnummer wird von Marktteilnehmern, bspw. von den Einsatzverantwortlichen im Redispatch 2.0 Prozess, benötigt. Die Bilanzkreisnummer lautet 11Y0-0000-0901-L.

Die Pflicht, die Anlage ins Redispatch 2.0 einzubinden, ist im § 13a EnWG verankert. Wir als Netzbetreiber sind verpflichtet, Verstöße an die Bundesnetzagentur zu melden. Diese entscheidet über weitere Maßnahmen, wie z. B. die Einführung von Zwangsgeldern.

Von Seiten des Netzbetreibers entstehen Kosten für die Miete des Grid-Moduls. Diese wird jährlich abgerechnet. Sie können hier einen Preis von ca. EUR 275,00 zzgl. USt pro Jahr einkalkulieren. Unabhängig davon können Zusatzkosten durch die Tätigkeit des Einsatzverantwortlichen und des Betreibers der technischen Ressource, oft im Zusammenhang mit der Direktvermarktung, entstehen. Die Höhe dieser Kosten ist von Anbieter zu Anbieter unterschiedlich.

Wir können keine Aussage dazu treffen, wie wahrscheinlich in weiterer Zukunft Abrufe von Anlagen > 100 kW installierter Leistung in Baden-Württemberg sind. Dies hängt immer von der jeweiligen Netzsituation sowohl im Netz der Netze BW, aber insbesondere auch im überregionalen Transportnetz der deutschen Übertragungsnetzbetreiber ab. Die jeweilige Netzsituation ändert sich ständig, sowohl im Verlauf eines Jahres als auch über die Jahre hinweg. Dementsprechend können wir keine regionale Differenzierung vornehmen, die eine konkrete Einschätzung der Abrufwahrscheinlichkeit ermöglicht.

Im Rahmen von Redispatch 2.0 bewertet ein Optimierer, welche Anlage am effizientesten auf die Netzstörung einwirkt und entscheidet über die Abschaltmaßnahmen. Es wird immer nur so viel Leistung wie erforderlich abgerufen, um die Netzstabilität zu sichern und der Fokus liegt immer darauf, möglichst viel Leistung aus erneuerbaren Energien zu nutzen.

Sofern die Maßnahme nach § 13 (1) EnWG notwendig war, um die Netzstabilität zu gewährleisten, erhalten Sie von uns einen Ausgleich in Höhe der entgangenen Erlöse. Bei Notfallmaßnahmen nach § 13 (2) EnWG erfolgt keine Ausgleichszahlung.

Wenn die Leistung Ihrer Erzeugungsanlage verändert wird, müssen wir darüber informiert werden. Die Auswirkung der Änderung auf das Netzsicherheitsmanagement ist vorab mit dem Netzbetreiber abzustimmen, damit die Stabilität des Stromnetzes gewährleistet werden kann.

Um die Einspeiseleistung Ihrer Anlage bei drohender Überlastung des Stromnetzes ferngesteuert reduzieren zu können, brauchen Sie einen Funkrundsteuerempfänger. Diesen können Sie bei uns erwerben. Der Kaufpreis inkl. Parametrierung beläuft sich auf ca. EUR 250,00 zzgl. USt. Die Kosten für den Einbau durch die Elektrofachkraft tragen Sie als Anlagenbetreiber selbst.

Sofern Sie einen Funkrundsteuerempfänger aus anderer Quelle beziehen, muss dieser an uns gesendet und parametriert werden. Hierfür fallen Kosten von ca. EUR 90,00 zzgl. USt an.

Erzeugungsanlagen bis 100 kW/kWp sind selten von Maßnahmen der Steuerung betroffen. Die Netze BW ist sehr bemüht, nur die absolut notwendigen Maßnahmen zum Netzsicherheitsmanagement durchzuführen und Netzengpässe so schnell wie möglich zu beseitigen. In Netzgebieten mit hoher Erzeugungsleistung und wenig Verbrauch durch z. B. industrielle Anlagen kann es dennoch zu Leistungsreduzierungen kommen. Ist eine Maßnahme notwendig, werden zunächst große Anlagen wie z. B. Windparks gesteuert.

Große Kraftwerke, wie z. B. Kern- und Kohlekraftwerke dienen seither der Netzstabilität, da ihre Leistung gezielt und schnell auf den Bedarf im Netz ausgerichtet wird. Die Abschaltung großer Kraftwerke und die massiv zunehmende Zahl kleiner, großflächig verteilter Anlagen für erneuerbare Energien erfordert ein Umdenken, da das Stromnetz starken Schwankungen ausgesetzt ist. Um auch in Zukunft Stabilität des Stromnetzes gewährleisten zu können, wird im § 9 EEG geregelt, dass Netzbetreiber diese Anlagen im Bedarfsfall fernsteuern dürfen.