Ein Anlagenbetreiber ist per Erneuerbare Energieengesetz Gesetz (§ 3 Nr. 2 i. V. m. Nr. 1 EEG) jede natürliche oder juristische Person, die eine EEG-, KWK- oder Speicher-Anlage betreibt. Sie hat rechtliche Verpflichtungen und Ansprüche, welche mit dem Anschlussnetzbetreiber vertraglich geregelt sind (bspw. Netzanschluss oder die Einspeisevergütung). Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber der technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV), wenn er diese Rollen nicht an Dritte abgetreten hat.

Der BTR ist für den Betrieb der Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann innerhalb des Redispatchprozesses die Übermittlung der Echtzeitdaten oder der meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit beinhalten. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber ausgeführt, es sei denn er hat einen Dritten damit beauftragt (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen). Der Anschlussnetzbetreiber kann die Rolle des BTR nicht übernehmen.

Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. Er muss die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des Beschlusses der Bundesnetzagentur zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Dazu gehören verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Der Datenaustausch wird bei der ÜZ Mainfranken über die Austauschplattform Connect+ (Rolle des Data Providers) abgewickelt.  Weiter hat der EIV Aufforderungen zur Anpassung des Anlageneinsatzes zur Unterstützung des Netzbetriebes umzusetzen. Soweit der Anlagenbetreiber keinen Dritten mit dieser Aufgabe beauftragt hat, muss diese Rolle von Ihm selbst wahrgenommen werden. Die meisten Direktvermarktungsunternehmen bieten die Übernahme dieser Rolle an. Der Anschlussnetzbetreiber kann die Rolle des EIV nicht übernehmen.

Es gelten die Begriffsdefinitionen nach § 3 EnWG sowie § 2 StromNZV i. V. m. den Festlegungsverfahren zu den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059) und zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) der Bundesnetzagentur.

Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs) sind neue Identifikatoren (IDs) nach dem Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Objekten. Eine TR ist ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (z.B. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt und eine TR, ist steuerbar und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet. 

Die Identifikatoren für TRs und SRs werden gemäß der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer. Der Netzbetreiber übermittelt die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen und Fernwirkgeräten an den Anlagenbetreiber. Der Anlagenbetreiber muss diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV) übermitteln. Stimmt der EIV der TR/SR-Zuordnung nicht zu, muss eine bilaterale Abstimmung mit dem Netzbetreiber über folgendes Postfach: Redispatch2.0@uez.de erfolgen.

Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage zu regeln. Dies dient der Erhaltung der Versorgungssicherheit und ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei weiterhin über ein Fernwirkgerät (Rundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) erfolgen.

 Im Redispatch 2.0 wird jetzt jedoch unterschieden, wer die Maßnahme umsetzt. Es wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden. Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Netzbetreiber zur fordert zur Regelung auf.“). Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber duldet die Regelung.“). Der Duldungsfall entspricht dem heutigen Einspeisemanagement. Die Wahl der Abrufart (Aufforderungs- oder Duldungsfall) wird über die Austauschplattform Connect+ durch den EIV an den Netzbetreiber übermittelt. Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung vor, wird die Anlage automatisch dem Duldungsfall zugeordnet

Im Gegensatz zum heutigen Einspeisemanagement wird im Redispatch 2.0 nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und damit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen Ausgleich und die Abrechnung werden zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognose- und dem Planwertmodell unterschieden. Die  Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und  müssen zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem Einsatzverantwortlichen (EIV) für jede Steuerbare Ressource (SR) abgestimmt werden.

Im Planwertmodell müssen Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag vom EIV an den Netzbetreiber übergeben werden. Für eine Teilnahme am Planwertmodell, muss der EIV die Voraussetzungen des „Kriterienkatalog Planwertmodell“ (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur) erfüllen. Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen zwingend am Planwertmodell teilnehmen.

Im Prognosemodell führt der Netzbetreiber die Erzeugungsprognose durch. Es sind daher keine Anlagenfahrpläne an den Netzbetreiber zu übermitteln. Dem Prognosemodell werden automatisch alle Anlagen zugeordnet, die sich nicht im Planwertmodell befinden.

Das Abrechnungsmodell beschreibt, mit welcher Methode im Falle einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird. Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme. In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt. Falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist, besteht bei Redispatch 2.0 die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“) zu nutzen. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen z.B. von einem Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber. Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt dem Anlagenbetreiber. Weitere Informationen können Sie der BDEW-Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059 entnehmen. Das Abrechnungsmodell ist weiter abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Planwertmodell mit vereinfachter Spitzabrechnung (Spitz Light) oder Spitzabrechnung

Planwertmodell mit Spitzabrechnung

Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt entsprechend den Festlegungen der EDI@Energy. Mit der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt. Wenn der Anlagenbetreiber mehrere Rollen (z.B. die des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) ) wahrnimmt, muss er auch zwei Marktpartner-IDs beschaffen. Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. Beauftragt der Anlagenbetreiber einen Dritten mit der Wahrnehmung dieser Rollen, ist keine Beantragung der Marktpartner-ID durch den Anlagenbetreiber erforderlich. Dies ist dann durch den Beauftragten zu gewährleisten.

Hinweis: Auf der Website des BDEW sind alle verfügbaren BTRs und EIVs veröffentlicht. Geben Sie im Suchfenster z.B. „Betreiber einer technischen Ressource“ oder „Einsatzverantwortlicher“ ein.

Alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind fallen unter Redispatch 2.0