In wenigen Tagen geht es los: Der in der Novelle des Netzausbau-Beschleu­ni­gungs­ge­setzes (NABEG) von 2019 vorge­sehene Redis­patch 2.0 soll ab dem 1. Oktober 2021 die Stabi­lität der Strom­netze weiter verbessern, unter anderem, weil der Ausbau der Übertra­gungs­netze stottert, während der Strom aus volatil erzeu­genden EE-Anlagen zunimmt. Während bisher nur relativ große konven­tio­nelle Erzeu­gungs­an­lagen und Übertra­gungs­netz­be­treiber in die stabi­li­täts­be­zogene Steuerung der Kraft­werks­ein­satz­planung über „Kraft­werks­pärchen“ einge­bunden waren, ändert sich dies künftig: „Neu“ im Redis­patch 2.0 sind die Verteil­netz­be­treiber (hierzu demnächst hier mehr). Aber auch viele Anlagen­be­treiber sind erstmals Adres­saten von Maßnahmen nach den §§ 13, 13a und 14 EnWG. Details regeln drei Festle­gungen der Bundes­netz­agentur (BNetzA) (BK6-20–059, BK6-20–060 und BK6-20–061).

Für die bisher nicht erfassten Anlagen löst Redis­patch 2.0 das bisherige Einspei­se­ma­nagement ab. Redis­patch 2.0 hat also deutlich mehr Adres­saten als bisher. Erfasst sind künftig alle Strom­erzeu­gungs­an­lagen von 100 kW elektrische Leistung an. Anlagen, die Erneu­erbare Energien verwenden, sind nun ebenfalls ins Redis­patch einbe­zogen wie KWK-Anlagen auch. Anlagen, die durch einen Netzbe­treiber gesteuert werden können, sind sogar unabhängig von ihrer Leistung einbezogen.

Die neu erfassten EEG- und KWK-Anlagen verlieren also neben der Umstellung des Abrufs entlang der Vortags­pro­gnosen den bisher geltenden Vorteil, immer erst dann abgeregelt zu werden, wenn Redis­patch­maß­nahmen nicht gegriffen haben. Doch auch innerhalb des Redis­patch 2.0 sind sie privi­le­giert: Auf KWK-Anlagen wird erst zurück­ge­griffen, wenn die Abregelung fünfmal günstiger ist als bei Zugriff auf eine konven­tionele Anlage. Für EEG-Anlagen gilt das sogar erst dann, wenn der Zugriff zehnmal günstiger ist. Doch gleichwohl bleibt festzu­halten: Die Privi­le­gierung von EEG-Anlagen im Vergleich EinsMan vs. Resdis­patch 2.0 nimmt deutlich ab, was sich auch an der Ausfall­ver­gütung zeigt: Während bisher der Netzbe­treiber die entgan­genen Einnahmen komplett ausge­zahlt hat, wird nun nur noch die Markt­prämie vom Netzbe­treiber gezahlt. Um den Rest muss sich der Anlagen­be­treiber selbst kümmern und sich vertraglich die an den Direkt­ver­markter geflos­senen Börsen­erlöse für die Ausfall­arbeit sichern. Hier besteht Konfliktpotential.

Für die Anlagen­be­treiber ergeben sich aus den neuen Regelungen zusätz­liche Handlungs­ver­pflich­tungen. Sie müssen zunächst entweder selbst als Einsatz­ver­ant­wort­licher (EIV) und Betreiber der techni­schen Ressource (BTR) fungieren oder schalten einen oder mehrere Dienst­leister ein. Handelt es sich um EEG-Anlagen­be­treiber in der Direkt­ver­marktung, so mussten sie die Vertragslage mit dem Direkt­ver­markter anpassen und einige Entschei­dungen treffen, wie etwa die Bestimmung der Abrech­nungs­va­riante für die Ausfall­arbeit, die Zuordnung zum Progno­se­modell oder zum Planwert­modell, die Entscheidung, ob der Anlagen­be­treiber selbst regelt (Auffor­de­rungsfall) oder die Regelung durch den Netzbe­treiber duldet (Duldungsfall) und die Sicher­stellung der Daten­ver­füg­barkeit. Insgesamt steigen die Anfor­de­rungen an den Daten­aus­tausch, weil Stamm­daten, Planungs­daten und Nicht­ver­füg­bar­keiten gemeldet werden mussten bzw. fortlaufend gemeldet werden müssen.