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Enerige & Management > IT - Mehr Engpass-Prophylaxe
Bild: Fotolia, Nmedia
IT:
Mehr Engpass-Prophylaxe
Netz- und Anlagenbetreiber bereiten sich auf das Redispatch 2.0 vor. Es beruht auf einer umfassenden Datenbasis und neuen Prozessen − viele Dienstleister haben sich schon positioniert.
 
Die Datenbasis, auf der das Redispatch-2.0-Regime basiert, ist enorm. Anlagenstammdaten, Planungsdaten der Erzeugung, Anlagenfahrpläne, Daten über eine mögliche Bereitstellung von Regelenergie und noch viele weitere Angaben bilden die Grundlage für das neu konzipierte Engpassmanagement, das auf den Vorgaben des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (Nabeg) beruht.

Sehr positiv aus Sicht von Philipp Schaltenberg ist die Möglichkeit für KWK-Anlagenbetreiber, eine wärmegebundene Leistung anzugeben. „Wenn beispielsweise 80 Prozent für die Wärmeversorgung gebunden sind, wird das der Netzbetreiber soweit es geht berücksichtigen“, erläutert der Geschäftsführer von VK Energie aus München. Aber, so fügt er im selben Atemzug hinzu, die Stabilität des Stromnetzes gehe grundsätzlich der Wärmeversorgung vor. „Es ist auf jeden Fall ratsam für einen solchen Fall, Vorkehrungen zu treffen“, betont Schaltenberg. Denn die Ersatzwärmelieferung ist vollständig Sache des Anlagenbetreibers.
 
Philipp Schaltenberg
Bild: VK Energie

Mit einem Vorlauf von zwei Tagen erhält künftig ein Netzbetreiber alle Daten der Anlagen in seinem Netzgebiet, die am folgenden Tag noch einmal aktualisiert werden und anhand derer er die voraussichtliche Inanspruchnahme seiner Betriebsmittel errechnen kann. Wenn er feststellt, dass kein Engpass droht, können alle Anlagen weiter wie geplant gefahren werden. Zeichnet sich ein Engpass ab, ist es möglich, schon im Vorfeld die Fahrpläne anzupassen.
 
Im Zuge seiner Berechnungen bildet der Netzbetreiber eine Kaskade der zu schaltenden Anlagen. „Dabei spielt der Anlagentyp, ob EEG-Anlage, KWK-Anlage oder konventionelle Anlage, durchaus eine Rolle“, sagt Schaltenberg. Wenn man eine wärmegebundene Leistung angegeben hat, werde man, zumindest solange Alternativen bestehen, am unteren Ende der Kaskade landen.

VK Energie übernimmt für KWK-Anlagenbetreiber die Rolle des sogenannten Einsatzverantwortlichen. Insbesondere kleinere Unternehmen übertragen diese Rolle an Dienstleister, die ihnen damit die Verantwortung für den Redispatch-Prozess, für die Datenlieferung, die Fahrplanprognose, das Schalten der Anlage und gegebenenfalls für die gesamte IT-seitige Betriebsoptimierung abnehmen.

Allerdings ist Schalten nicht gleich Schalten, denn das Redispatch 2.0 sieht zwei mögliche Wege vor, eine Erzeugungsanlage zu steuern, je nachdem ob es um den Duldungs- oder den Aufforderungsfall geht. Im Duldungsfall steuert der Netzbetreiber selbst über seine Fernwirktechnik. Im Aufforderungsfall schickt er die Aufforderung über die Plattform „Connect+“, die als Single Point of Contact fungiert, an den Anlagenbetreiber, der dann mit seiner Technik steuert. „In unserem Fall nutzen wir dafür die VK Box“, sagt Schaltenberg. Es handelt sich dabei um eine Steuereinheit des Münchner IT- und Energiedienstleisters, die mit künstlicher Intelligenz ausgestattet ist und − so verspricht es der Anbieter − nicht nur einfache Steuerbefehle überträgt, sondern gleich die Fahrweise der KWK-Anlage unter dem Gesamtbündel der Randbedingungen optimiert.

Schalten ist nicht gleich Schalten

Die Anbindung an Connect+ ist nach Überzeugung des VK-Energie-Geschäftsführers einer der wesentlichen Gründe, warum Anlagenbetreiber einen Dienstleister benötigen. Er geht davon aus, dass Landwirte, die eine Biogasanlage betreiben, oder kleine Stadtwerke mit einer knapp über der Leistungsschwelle liegenden Eigenerzeugung nicht die IT-Kapazitäten haben, um die Schnittstelle zur Plattform der Netzbetreiber aufzubauen und dauerhaft zu betreiben. „Diese Schnittstelle ist technisch anspruchsvoll mit entsprechender Verschlüsselung und Zertifizierung“, sagt Schaltenberg.

Bei Redaktionsschluss dieser Ausgabe liefen noch Tests zur Übertragung von Anlagenstammdaten über Connect+. Was auf den ersten Blick als leichte Übung erscheint, beinhaltet neben der IT-technischen Herausforderung auch eine eher organisatorische. Denn wer glaubt, man könne einfach die Daten des Stammdatenregisters übernehmen, übersieht, dass dort nur die Anlagen verzeichnet sind, die nach dem EEG und dem KWK-Gesetz gefördert werden. Nun sind aber auch all die nicht geförderten Anlagen vom Redispatch 2.0 erfasst − und das ist durch die Absenkung der Leistungsschwelle die wesentlich größere Zahl. Außerdem geht der Umfang der Angaben über den im Marktstammdatenregister weit hinaus.
 
Markus Probst
Bild: Kisters AG

Die Riege der Dienstleister, die sich mittlerweile in Position gebracht haben, um Anlagen- und Netzbetreibern unter die Arme zu greifen, ist in den letzten Monaten stark gewachsen. Zu den etablierten IT-Anbietern, die schon lange Prognosesoftware, Fahrplan- oder Energiedatenmanagement im Portfolio haben, hat sich eine steigende Zahl an neuen Wettbewerbern gesellt. Diese treten zum Teil mit dem Versprechen an, mit einem Rundum-sorglos-Paket alle Anforderungen zum Redispatch 2.0 zu erfüllen. Dass damit der Markt zunehmend schwerer zu überblicken ist, findet auch Markus Probst.

Der Vertriebsleiter des Geschäftsbereichs Energie des Softwarehauses Kisters stößt zwar ins gleiche Horn, begründet das aber auch: „Wir können mit Fug und Recht behaupten, eine umfassende Lösung für Redispatch 2.0 zu haben, weil wir schon seit vielen Jahren die verschiedenen Bereiche abdecken, die davon betroffen sind.“

Allerdings findet er es ganz normal, dass eine nicht zu unterschätzende Zahl von Energieversorgern und Netzbetreibern bewusst nicht alle Komponenten aus einer Hand beziehen will. Probst kann sehr gut nachvollziehen, wenn ein Anwender eine Best-of-Breed-Strategie verfolgt und von verschiedenen Anbietern die für ihn jeweils beste Teillösung nutzt. „Es kann sein, dass das Unternehmen sein bisheriges Energiedatenmanagement- oder Leitsystem gut findet und weiter nutzen möchte. In einem solchen Fall stellen wir uns natürlich nicht in den Weg“, sagt der Vertriebschef und betont, dass er und seine Kollegen dem Kunden eine bestmögliche Integration in seine bestehenden Systeme bieten wollen.

Er weiß, dass andere Anbieter einen weniger durchlässigen Ansatz verfolgen, stellt aber klar: „Wir wollen dem Kunden eine Auswahl an Modulen bieten und setzen auf offene, fachlich orientierte Schnittstellen.“ Vor diesem Hintergrund sei auch die Kooperation mit Schleupen zu sehen, bei der es um die Integration von kaufmännischen − Kisters hat kein eigenes Abrechnungssystem − und technischen Prozessen geht. Dazu gehört beispielsweise die Übergabe der Daten zur abrechnungsrelevanten Ausfallarbeit an das Abrechnungssystem von Schleupen und das jeweilige Energiedatenmanagement des Kunden. Dies impliziert aber keine Exklusivität, betont Probst: „Alle Systeme sind offen für eine Anbindung an IT-Lösungen anderer Anbieter.“
 
Bundesnetzagentur hält eine Sanktionierung für nicht erforderlich
 
Wer von den betroffenen Netz- und Anlagenbetreibern jetzt erst anfängt, sich Gedanken über Prozesse und Systeme zu machen, wer jetzt erst die Ausschreibungen startet, ist − da sind sich Berater und Dienstleister einig − wirklich spät dran. Eine bisher entspannte Lage ohne Netzengpässe, ein unübersichtlicher Markt, geringe Ressourcen, schlechtes Zeitmanagement − viele Gründe können dafür verantwortlich sein. Am Ende könnte auch die Hoffnung damit verbunden sein, den Stichtag 1. Oktober einfach stillschweigend vorübergehen zu lassen, ohne Konsequenzen fürchten zu müssen. Denn in einem Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur zur Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen ist zu lesen, dass die Beschlusskammer 6 es nicht für erforderlich hält, Sanktionierungsvorschriften festzulegen. In der Konsultation des neuen Einspeisemanagementregimes haben Teilnehmer zwar darauf hingewiesen, dass sich Anlagenbetreiber weigern könnten, erforderliche Daten zu übermitteln.

Erfahrungen mit anderen Datenlieferverpflichtungen hätten das gelehrt. Die Beamten gehen aber offensichtlich bereits davon aus, dass es gerade am Anfang der Implementierung eines neuen Systems und bei neuen Anforderungen zu Verzögerungen kommen kann. Das geht aus der Begründung zur Festlegung hervor. Allerdings sind sie der Auffassung, um „darüber hinausgehende Verstöße gegen diese Festlegung zu beenden, genügt die Möglichkeit der Verwaltungsvollstreckung nach dem Verwaltungsvollstreckungsgesetz“. 
 

Engpassprognosen geben den Ausschlag

Bis zum 1. Oktober müssen Netzbetreiber und die Betreiber von Stromerzeugungsanlagen die Vorgaben zum Redispatch aus dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (Nabeg) umsetzen. Der Schritt zu einem planwertbasierten Ansatz weg von der bisherigen Ist-Zustandsbetrachtung soll es ermöglichen, Netzengpässe frühzeitig identifizieren und die Erzeugung von Anlagen entsprechend kosteneffizient anpassen zu können. Bislang reagiert das Einspeisemanagement in Echtzeit auf Ungleichgewichte im Netz. Redispatch 2.0 bezieht dagegen Engpassprognosen ein, sodass Maßnahmen gegen mögliche Überlastungen bereits im Vorfeld ergriffen werden können. Das ist aber nicht der einzige Paradigmenwechsel beim Engpassmanagement.
Künftig werden nicht nur konventionelle Kraftwerke mit einer Leistung über 10 MW zur Beseitigung von Netzengpässen herangezogen. Auch Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ab 100 kW sowie durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbare Anlagen jeder Größe können zum Einsatz kommen. Damit will der Gesetzgeber dem Anspruch Rechnung tragen, die erneuerbaren Energien stärker ins Netz zu integrieren und ihr Flexibilitätspotenzial besser zu nutzen.
 

Ein bundesweiter „Single Point of Contact“

Im Juni 2019 haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber und 16 Verteilnetzbetreiber mit den Arbeiten an „Connect+“ begonnen. Die IT-Lösung dient der Koordinierung des Engpassmanagements und soll einen einheitlichen Datenaustausch sicherstellen. Deshalb sind die beteiligten Unternehmen angetreten, die Datenwege zwischen Anlagen- und Netzbetreibern zu definieren, die zur Umsetzung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (Nabeg) erforderlich sind. Dies schließt die Ausgestaltung von Prozessen, Schnittstellen und Formaten ein. Insbesondere für Anlagenbetreiber soll Connect+ ein deutschlandweiter Single Point of Contact für den Datenaustausch sein.

 
 

Fritz Wilhelm
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Donnerstag, 22.07.2021, 10:03 Uhr

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