Das Ziel der neuen Regelungen ist, für jeden Netzengpass unter Einhaltung der Netz- und Versorgungssicherheit eine kostenoptimale Gesamtlösung zu finden. Dafür ist es erforderlich, im Vorfeld, d.h. basierend auf Prognosen und Planwerten, Wirksamkeit und Kosten möglicher Maßnahmen bewerten und abwägen zu können. Die Netzbetreiber definieren dann auf den verschiedenen Netzebenen in einem engen Abstimmungsprozess geeignete Redispatch-Maßnahmen, um erkennbare Netzengpässe zu umgehen.

Verteilnetzbetreiber besonders betroffen

Während bisher der vorausschauende und auf Planwerten basierende Redispatch einzig Aufgabe der ÜNB war, sind zukünftig auch die VNB involviert. Sie werden ihre Leitsysteme anpassen müssen, um dedizierte viertelstundenscharfe Prognosen und umfangreiche Netzsicherheitsberechnungen (NSR) durchführen zu können. Insbesondere die Aufwände zur Datenbeschaffung, Prognose und Modellierung der Netze und Parametrierung der Netzelemente für die NSR werden hoch sein. Neben der leittechnischen Aufgabe übernimmt der VNB mit Redispatch 2.0 auch Verantwortung für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich sowie die Abwicklung der Abrechnungsprozesse mit den Marktakteuren und muss u.a. den Redispatch-Bilanzkreis führen. Der ständig benötigte Datenaustausch zwischen Leitsystemen und Energiemarkt erfordert angepasste Sicherheitskonzepte (ISMS).

Gesamtlösungen zur Integration aller Marktteilnehmer

Die Regelungen betreffen also potentiell nicht nur alle 890 VNB, sondern auch alle Anlagenbetreiber (BTR: Betreiber einer technischen Ressource), Einsatzverantwortliche (EIV), Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und Direktvermarkter (DV) von Anlagen ab 100 kW, die u.a. die erforderlichen Plandaten zur Verfügung stellen müssen. Passende Software-Lösungen bedienen nicht nur die VNB, sondern bieten ein Gesamtkonzept zur Integration und Unterstützung aller betroffenen Marktteilnehmer, z.B. auch bei der Marktkommunikation.