Redispatch 2.0 -Wir holen Ihnen Ihre Ausfälle zurück!

Mit dem Begriff Redispatch 2.0 ist die Einbeziehung der EEG-Anlagen in das bestehende Redispatch der konventionellen Kraftwerke in das Stromnetz gemeint.

Oftmals wird diese Rolle an den Direktvermarkter übertragen, unsere Erfahrung zeigt jedoch das viele mit den Aufgaben und Kontrollprozessen überfordert sind. Die Kontrolle und Überprüfung der Abrechnungen des Netzbetreibers können zu erheblichen Unterschieden in der berechneten Ausfallsumme führen. Kommt es zu Differenzen zwischen dem Ausfall des Netzbetreibers und uns als BTR übernehmen wir das Clearing für Sie. Wir überprüfen für Sie die korrekte Berechnung und holen Ihnen so vollumfänglich die Ihnen zustehende Vergütung wieder.

Der Abrechnungsprozess startet mit dem Erstaufschlag des Netzbetreibers mit seinem ersten Vorschlag zur Ausfallarbeit.

Trotz Schalthandlungen unterbleibt ein Versand in vielen Fällen.

•       Umstellung auf neue Prozesse sind immer noch nicht erfolgreich oder unterschätzt worden.

•       Schalthandlungen werden nicht korrekt oder gar nicht zu Erstaufschlägen umgewandelt.

•       BTR-Rolle durch den EIV falsch oder nicht vergeben; Erstaufschläge gehen nicht an den zuständigen BTR

Auf Basis des Erstaufschlags können wir als BTR das Berechnungsergebnis des NB elektronisch bestätigen oder einen Gegenvorschlag (spätestens 3 WT nach Empfang des Erstaufschlags) senden.

•       Mit der Bestätigung ist Bearbeitung abgeschlossen

•       Eine unbegründete Ablehnung nicht vorgesehen. Es ist eine eigene Berechnung der Ausfallmenge je TR auf 15min Ebene zu übermitteln

•       Wird die Frist für den Gegenvorschlag überschritten, gilt das Ergebnis des NB

•       Ursachen einer Differenz können schwer nachvollzogen werden

•       Mit Ablehnung des Gegenvorschlags vom NB ist man im manuellen Clearing

Eine korrekte Berechnung der Ausfallmenge muss die tatsächlichen Nichtverfügbarkeiten (Stillstände und sonstige Einschränkungen) der Anlagen berücksichtigen.

•       Die idealerweise über die im Vorfeld übertragenen, geplanten Nichtverfügbarkeiten an den EIV weichen oft von den tatsächlichen Abschaltungen zeitlich ab.

•       EIV kann diese noch nicht weiterleiten oder der Netzbetreiber kann sie noch nicht verarbeiten

•       Historische Anlagenstörungen werden abgewiesen

Folge: Netzbetreiber rechnet auf unvollständiger Grundlage.

Für die Berechnung der Ausfallarbeit sind die abrechnungsrelevanten Lastgangdaten erforderlich.

•       Um einen qualifizierten Gegenvorschlag zu bestimmen, müssen die Lastgangdaten innerhalb der engen Frist vorliegen

•       Über die (neue) Marktrolle ESA (Energiedaten-Service-Anbieter) kann diese Lücke geschlossen werden, wird aber von einigen NB noch nicht unterstützt und wird mit zusätzlichen Kosten belegt.

•       Der Übertragungsweg der MSCONS/EDIFACT-Nachrichten änderte sich dabei zum 01.04.2024 von S/MIME auf AS4* – einer neuen Herausforderung, der sich die Branche stellen musste.

Die Berechnung der Ausfallenergie ist nach BK6-20-059, Anlage 1 zu bestimmen. Diese ist der ehemaligen Logik nach dem bisherigen Leitfaden zum Einspeisemanagement ähnlich, aber im Detail nicht identisch.

•       Berechnung erfolgt strikt auf ganzen 15min-Intervallen. Die berechnete Zeit wird auf volle Intervalle verlängert.

•       Jedes Intervall kann nur einer Maßnahme zugeordnet werden.

Wird der vom BTR vorgelegte Gegenvorschlag abgelehnt befindet man sich im manuellen Clearing.

•       Das Clearing findet außerhalb der Marktkommunikation statt

•       BTR sendet dem NB am besten eine Berechnungsgrundlage, wie er auf sein Ergebnis gekommen ist

•       Grund sind oft nicht übereinstimmende Basisdaten (Kennlinie, Referenzerträge, Nachabsenkung) sowie fehlende Erstaufschläge und nicht berücksichtigte Anlagenstörungen zur Bestimmung des Vergleichszeitraums und der Korrekturfaktoren.

•       Es gilt die gesetzliche 3-jährige Verjährungsfrist zur Klärung (Abrechnungen 10-12/2021 verjähren in 2025)

Am Ende der ganzen Prozesskette steht der Anlagenbetreiber, der auf eine finanzielle Entschädigung der durchgeführten Maßnahmen wartet. Die Entschädigung wird abweichend vom Redispatch nicht mehr allein vom Netzbetreiber ausgezahlt.

•       Nur noch die Marktprämie (MP=Anzulegender Wert abzgl. Marktwert, wenn > 0) wird vom Netzbetreiber ausgeglichen

•       Der Marktwert (oder andere vertragliche Vereinbarung) wird vom Direktvermarkter ausgeglichen

•       Von Oktober/21 bis Januar/23 wg. hohem Marktwert oft keine MP

•       Vorläufige, schwer nachvollziehbare, wiederholt korrigierte Abrechnungen und abweichende Ergebnisse zwischen BTR, DV und NB

Da Bilanzierungsmodell und Abrufvariante quasi vorgegeben sind, bieten die DV die Übernahme der Rolle BTR neben der Rolle EIV an.

•       Der Rolle EIV ist sicher sinnvoll beim DV als BKV angelegt

•       Erfahrungen in der Einspeisemanagement-Abrechnung liegen aber selten vor

•       Vorzugsweise wird nur eine Pauschalabrechnung angeboten

•       Scada-Daten hat der DV aber nicht im direkten Zugriff und müssten durch AB zugeliefert werden (Kommunikationsweg? Fristen!)

•       Die Preismodelle für die zusätzliche Leistung ist sehr unterschiedlich (z.B. Pauschale oder erhöhtes DL-Entgelt; 0 - X€)

•       Kontrolle/Clearing erfolgt meistens nicht oder wird an AB zurück delegiert

Daher oft nur sinnvoll, wenn (fast) nie geschaltet wird.

Wie alles in der Branche unterliegt auch das Eispeisemanagement einem stetigen Wandel.

Mit dem Redispatch 2.0 ist für Betreiber von EE-Anlagen eine weitere, komplexe Thematik dazugekommen, die verpflichtend umgesetzt werden muss.

Fehler können zu vermeidbaren Verlusten führen, weil entgangene Einnahmen am Ende nicht entschädigt werden.

Insbesondere ist aber festzuhalten, dass Prozesse aller Marktpartner nach Jahren immer noch nicht vollständig funktionsfähig und von der Zielvorstellung entfernt sind.

Ein großer Verarbeitungsstau hat sich wieder aufgebaut.

Sind Sie von vielen Abschaltungen betroffen und suchen einen zuverlässigen PArtner der diese Dienstleistung für Sie übernimmt, sprechen Sie uns gerne an.