Zum 1. Oktober 2021 tritt der „Redispatch 2.0“ in Kraft, der weitreichende Änderungen für die Netzintegration der Erneuerbaren Energien (EE) in Deutschland mit sich bringt. Diese Änderungen sind Teil der 2019 vom Bundestag beschlossenen Novelle des „Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz“ (NABEG). Damit kommen auf Netzbetreiber neue Aufgaben zu, bei denen Prognosen eine wichtige Rolle spielen.

Geplante Abregelungen bei Netzengpässen

Mit Redispatch kann ein Netzbetreiber, der in seinem Netz einen Engpass erwartet, die Erzeugungsleistung der angeschlossenen Anlagen anpassen. Während Redispatch-Maßnahmen bisher nur für konventionelle Kraftwerke ab 10 MW installierter Leistung durchgeführt wurden, sind zukünftig Erzeuger aller Energieträger ab 100 kW Nennleistung (teilweise sogar noch kleinere Anlagen) davon betroffen. Das Einspeisemanagement (EinsMan), das bislang das Instrument zur Abregelung von EEG-Anlagen war, wird damit abgelöst.

Im Gegensatz zum bisherigen Einspeisemanagement erfordert der Redispatch 2.0 ein vorausschauendes Engpassmanagement. Netzengpässe sollen rechtzeitig erkannt werden und durch geplanten Redispatch aufgelöst werden. Im Idealfall können durch das rechtzeitige Erkennen der Netzengpässe Abregelungen bei Erneuerbaren Energien vermieden werden, da Redispatch-Maßnahmen bei anderen Erzeugern oder Verbrauchern durchgeführt werden können.

Neuer Bedarf an Prognosen bei Verteilnetzbetreibern

Die zentrale Rolle beim Redispatch 2.0 kommt den Verteilnetzbetreibern zu, an die die meisten EE-Anlagen angeschlossen sind. Diese sind dafür verantwortlich, durch Prognosen des Netzzustands potentielle Engpässe sowie Flexiblitätspotentiale zu erkennen und die Redispatch-Maßnahmen bei den angeschlossenen Anlagen durchzuführen. Eine weitere Aufgabe ist die Koordination mit weiteren (vorgelagerten) Netzbetreibern, da auch bei Engpässen in deren Netzen Redispatch-Maßnahmen der angeschlossenen Anlagen erforderlich sein können.

Für diese Aufgaben müssen die Verteilnetzbetreiber Prognosen aller Erzeuger und Verbraucher zusammenführen. Dies beinhaltet

• Wetterabhängige Erzeuger (volatile Erneuerbare Energien: Wind- und Solarenergie)
• Konventionelle Erzeuger, KWK- und Biogas-Anlagen, Laufwasserkraftwerke, Speicher
• Lastprognosen der Verbraucher

Die jeweiligen Prognosen werden entweder als Planungsdaten von den Anlagenbetreibern zur Verfügung gestellt (Planwertmodell, insbesondere für größere Erzeuger) oder müssen vom Verteilnetzbetreiber selbst erstellt werden. Dies kann auch in aggregierter Form geschehen, etwa im Falle der Erzeugung aus verteilten Kleinanlagen. Aus den einzelnen Prognosezeitreihen werden anschließend Prognosen der Leistungsflüsse auf Netzknotenebene erstellt, um Engpässe erkennen zu können.

enercast unterstützt Netzbetreiber bei der Umsetzung von Redispatch 2.0 durch anlagen- und netzknotenscharfe Prognosen. enercast besitzt langjährige Erfahrung in der Leistungsprognose für erneuerbare Energien mittels physikalischer Modelle und künstlicher Intelligenz. Durch vielfältige Schnittstellen ist die Integration in existierende Systemlandschaften problemlos möglich.

Erfahren Sie mehr in unserem Webinar am 04. November 2021

Möchten Sie mehr über unsere gemeinsame Lösung mit iS Software erfahren? Dann melden Sie sich gleich zu unserem Partner-Webinar „Komplettlösung für den Redispatch 2.0“ am 04. November 2021 an!

Melden Sie sich zu unserem Newsletter an

Hat Ihnen unser Blogbeitrag gefallen und möchten Sie regelmäßige Updates zur Leistungsprognose für erneuerbare Energien erhalten? Dann melden Sie sich jetzt für unseren Newsletter an.