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Redispatch 2.0 (früher: Einspeisemanagement)

Der Begriff Redispatch beschreibt das gezielte Herunter- und Herauffahren von Einspeiseanlagen, um eine Überlastung von elektrischen Betriebsmitteln zu verhindern. Durch eine stetig wachsende Anzahl von dezentralen Erzeugungsanlagen wird immer mehr Strom in die Elektrizitätsversorgungsnetze eingespeist. Durch diese Einspeisung, die aufgrund der Wetterbedingungen (Wind, Sonne) sehr unregelmäßig sein kann, wird die Systemstabilität der Stromnetze beeinflusst. Zudem werden durch die Energiewende zunehmend große Kraftwerke wie z.B. Kern- und Kohlekraftwerke abgeschaltet. Diese dienten bisher der Netzstabilität, in dem sie gezielte herauf- und heruntergeregelt werden konnten. Um diese Stabilität weiterhin zu gewährleisten, müssen die Erzeugungsanlagen je nach Größe steuerbar bzw. die Wirkleistungseinspeisung begrenzbar sein, um auch zukünftig die Netzsicherheit bei einer zunehmenden Anzahl an dezentralen Anlagen aufrechtzuerhalten.

Rechtliche Grundlage(n)

Mit dem im Mai 2019 in Kraft getretenen Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) wurden zum 1. Oktober 2021 die Vorgaben zum Einspeisemanagement nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime für das Netzengpassmanagement (Redispatch 2.0) nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. 

Hinweis: Die entsprechenden Ausstattungspflichten für die erforderliche Fernsteuerungstechnik werden für EEG- und KWK-Anlagen weiterhin im EEG 2021 geregelt.

Ergänzt werden die gesetzlichen Regelungen durch zahlreiche in diesem Zusammenhang ergangenen Festlegungen der Bundesnetzagentur, z.B. zum „bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen“ und zur „Netzbetreiberkoordinierung bei der Durchführung von Redispatch-Maßnahmen“ (Beschluss vom 6. November 2020, Az. BK6-20-59; Beschluss vom 12.03.2021, Az. BK6-20-060) und zur „Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen“ (Beschluss vom 23. März 2021, Az. BK6-20-061) sowie die Branchenlösung des BDEW zum Redispatch 2.0 vom Mai 2020 („BDEW-Branchenlösung Redispatch 2.0, Datenaustausch-, Bilanzierungs- und Abrechnungsprozesse“).

Konsequenz

Mit den gesetzlichen Regelungen zum Redispatch 2.0 werden Netzbetreiber dazu berechtigt und verpflichtet, im Fall von Gefährdungen oder Störungen der Netzsicherheit u.a. auf die Erzeugungsleistung von Stromerzeugungsanlagen zuzugreifen, um den Netzengpass zu beseitigen: Die Erzeugungsleistung einer Stromerzeugungsanlage wird dann (ggf. ferngesteuert) reduziert oder erhöht (Redispatch-Maßnahme). Der betroffene Anlagenbetreiber erhält für die dann zu ermittelnde Ausfallarbeit weiterhin die ihm zustehenden Zahlungen, da diese im Rahmen des bilanziellen Ausgleichs als produziert gilt. So erhält z.B. eine geförderte EEG-Anlage für den eingespeisten Strom in einem solchen Fall die Marktprämie vom zuständigen Netzbetreiber und den Monatsmarktwert vom Direktvermarkter.

Maßgeblich für die Ermittlung der Ausstattungspflichten und der jeweils geltenden Pflichten zur Fernsteuerung und zur Abrufung der Ist-Einspeisung der Anlagen (ggf. über ein Smart-Meter-Gateway) sind nach dem EEG 2021

  • der jeweilige Energieträger der Anlage (Photovoltaikanlage, sonstige EEG- oder KWK-Anlage)
  • die installierte Leistung der Anlage
  • das Inbetriebnahmedatum der Anlage und
  • das Datum der Bekanntgabe des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI), wonach die technische Möglichkeit für die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem nach dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) für die entsprechende Einbaugruppe besteht (sogenannte BSI-Markterklärung) bzw. das Datum des Einbaus eines intelligenten Messsystems (iMSys)

Aktuelle Vorgaben

  1. Für ab 2021 neu in Betrieb genommene EEG- und KWK-Anlagen, die vor der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, gilt Folgendes:

Bei PV-Anlagen bis 25 kWp, die vor der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen wurden,  muss der Anlagenbetreiber zwischen zwei verschiedenen Varianten wählen. Welche Variante für Sie vorteilhaft ist, besprechen Sie bitte mit dem Errichter der Anlage, da diese standort-, anlagen- und wechselrichterabhängig ist.

  1. Begrenzung der Wirkleistung auf 70 % der installierten Leistung

    Durch eine bestimmte Einstellung am Wechselrichter wird die Leistung der Anlage auf 70 % der installierten Leistung begrenzt, d. h. in den Fällen, in denen die Anlage mehr als 70 % der Generatorleistung erbringt, wird diese Menge nicht ins Netz eingespeist. Dadurch werden die „Spitzen“ der Stromerzeugung deutschlandweit reduziert. Diese Einstellung wird einmalig durch den Elektroinstallateur vorgenommen und produziert keine Folgekosten. Ein weiteres Eingreifen des Netzbetreibers (z.B. Abschaltung im Extremfall) ist nicht möglich.

    In diesem Fall ist es ausreichend, wenn dies im Inbetriebnahmeprotokoll der Anlage vermerkt ist, dass Sie oder der Errichter uns nach der Inbetriebnahme zusenden .

  2. Technische Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung
    Durch den Einbau eines Funk-Rundsteuer-Empfängers (FRE) kann die Dortmunder Netz GmbH im Bedarfsfall auf die Photovoltaikanlage zugreifen und die Einspeiseleistung ganz oder teilweise ferngesteuert reduzieren, d.h. die Einspeiseleistung würde nicht wie bei Variante 1 im Vorfeld reduziert werden. Den FRE können Sie als Anlagenbetreiber bei uns erwerben und wird dann von Ihrem Elektroinstallateur eingebaut. Nach der Montage bestätigt der Elektroinstallateur uns, dass der Einbau ordnungsgemäß erfolgt ist und das Antennensignal ausreichend ist. Zusätzlich zu den Anschaffungskosten muss der Anlagenbetreiber eine jährliche Lizenzgebühr für die Bereithaltung der Funkfrequenz entrichten. Die aktuellen Preise sind in diesem Antragsformular zu sehen, mit dem Sie den FRE bei uns bestellen können.

    Für die Inbetriebsetzung des FREs benötigen wir noch das Formular "Bestätigung des Anlagenbetreibers zur Inbetriebsetzung des Einspeisemanagements mittels Funk-Rundsteuer-Empfänger (PDF)" ausgefüllt zurück.

    Die technischen Informationen finden Sie im "Technischen Datenblatt EK 693 695" und in den "Informationen zum Einbau eines FRE bei der Dortmunder Netz GmbH".

Bei EEG- und KWK-Anlagen von mehr als 25 kW(p) und höchstens 100 kW(p), die vor der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, müssen Sie als Anlagenbetreiber es uns jederzeit ermöglichen, die Einspeiseleistung Ihrer Anlage ganz oder teilweise fernzusteuern.

Durch den Einbau eines Funk-Rundsteuer-Empfängers (FRE) kann die Dortmunder Netz GmbH im Bedarfsfall auf die Photovoltaikanlage zugreifen und die Einspeiseleistung ganz oder teilweise ferngesteuert reduzieren, d.h. die Einspeiseleistung würde nicht wie bei Variante 1 im Vorfeld reduziert werden. Den FRE können Sie als Anlagenbetreiber bei uns erwerben und wird dann von Ihrem Elektroinstallateur eingebaut. Nach der Montage bestätigt der Elektroinstallateur uns, dass der Einbau ordnungsgemäß erfolgt ist und das Antennensignal ausreichend ist. Zusätzlich zu den Anschaffungskosten muss der Anlagenbetreiber eine jährliche Lizenzgebühr für die Bereithaltung der Funkfrequenz entrichten. Die aktuellen Preise sind in diesem Antragsformular zu sehen, mit dem Sie den FRE bei uns bestellen können.

Für die Inbetriebsetzung des FREs benötigen wir noch das Formular "Bestätigung des Anlagenbetreibers zur Inbetriebsetzung des Einspeisemanagements mittels Funk-Rundsteuer-Empfänger (PDF)" ausgefüllt zurück.

Die technischen Informationen finden Sie im "Technischen Datenblatt EK 693 695" und in den "Informationen zum Einbau eines FRE bei der Dortmunder Netz GmbH".

Bei EEG- und KWK-Anlagen von mehr als 100 kW(p), die vor der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, müssen Sie als Anlagenbetreiber es uns jederzeit ermöglichen, die Ist-Einspeisung Ihrer Anlage abzurufen und die Einspeiseleistung Ihrer Anlage ganz oder teilweise fernzusteuern.

Für die Umsetzung der stufenweisen Regelung verwendet die Dortmunder Netz GmbH hier die sog. Fernwirktechnik, d. h. eine eventuell notwendige Reduzierung wird über eine Funkschnittstelle per Modem übertragen. Weitere Einzelheiten und die Parameterwerte, die für die Schnittstelle bereitgestellt werden müssen, finden Sie in unseren "Fernwirktechnische Anforderungen"

Für den Einbau der Fernwirktechnik beauftragen Sie bitte einen Dienstleister.

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2.  Für ab 2021 neu in Betrieb genommene EEG- und KWK-Anlagen, die nach der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, wird folgendes gelten:

- Achtung: die Markterklärung liegt noch nicht vor -

Bei EEG- und KWK-Anlagen von mehr als 7 kW(p) und höchstens 25 kW(p), die nach der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, müssen Sie als Anlagenbetreiber uns jederzeit ermöglichen, die Ist-Einspeisung Ihrer Anlage über das Smart-Meter-Gateway abzurufen.

Bei EEG- und KWK-Anlagen von mehr als 25 kW(p), die nach der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, müssen Sie als Anlagenbetreiber uns jederzeit ermöglichen, über das Smart-Meter-Gateway

  • die Ist-Einspeisung Ihrer Anlage abzurufen und
  • die Einspeiseleistung Ihrer Anlage stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit besteht, stufenlos fernzusteuern.  


Die technischen Informationen finden Sie im "Technischen Datenblatt EK 693 695" und in den "Informationen zum Einbau eines FRE bei der Dortmunder Netz GmbH".

Für Anlagen, die hinter einem Netzanschluss betrieben werden, hinter dem auch mindestens eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG betrieben wird, gelten unterschiedliche technische Vorgaben. Bei diesen Anlagen (egal von welcher Größe), die nach der BSI-Markterklärung in Betrieb genommen werden, müssen Sie als Anlagenbetreiber uns jederzeit ermöglichen, über ein Smart-Meter-Gateway

  • die Ist-Einspeisung Ihrer Anlage abzurufen und
  • die Einspeiseleistung Ihrer Anlage stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit besteht, stufenlos fernzusteuern. 
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Mitteilungspflichten und erforderliche Abstimmungen mit Netzbetreiber und Einsatzverantwortlichen bei Erzeugungsanlagen mit einer Leistung von mind. 100 kW

Alle Einspeiseanlagen ab 100 kW installierter Nennleistung müssen seit dem 1. Oktober 2021 in den Redispatch-Prozess eingebunden werden. Damit sind jederzeit Abrufe von Anlagen möglich, und bei diesen Anlagen haben Anlagenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter spezielle Datenmitteilungspflichten.

Antworten auf die häufigsten Fragen finden Sie nachfolgend (letzte Aktualisierung: 12.10.2021)

Mit diesen FAQ werden häufig gestellte Fragen kurz und leicht verständlich beantwortet. Eine erschöpfende Darstellung der Rechtslage ist in diesem Rahmen weder möglich, noch beabsichtigt. Für die Richtigkeit und Vollständigkeit der FAQ übernehmen wir daher keine Gewähr.

Was versteht man unter Redispatch 2.0?

Mit den gesetzlichen Regelungen zum Redispatch 2.0 werden Netzbetreiber dazu berechtigt und verpflichtet, im Fall von Gefährdungen oder Störungen der Netzsicherheit (im Folgenden: Netzengpässen) u.a. auf die Erzeugungsleistung von Stromerzeugungsanlagen zuzugreifen, um den Netzengpass zu beseitigen: Die Erzeugungsleistung einer Stromerzeugungsanlage wird (ggf. ferngesteuert) reduziert oder – was auch denkbar ist – erhöht (Redispatch-Maßnahme). Der betroffene Anlagenbetreiber hat im Gegenzug für eine tatsächlich erfolgte Redispatch-Maßnahme einen Anspruch auf einen angemessenen finanziellen Ausgleich.

Bislang wurden vergleichbare Maßnahmen gegenüber den Betreibern von EE-, KWK- und Grubengasanlagen in der Regel im Rahmen des sog. Einspeisemanagements durchgeführt. Mit dem Redispatch 2.0 gibt es einen neuen rechtlichen Rahmen, der zusätzliche Pflichten für Anlagenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter mit sich bringt.

Woher stammt der Begriff „Redispatch“?

Der Begriff „Dispatch“ bezeichnet in der Energiewirtschaft die Einsatzplanung von Kraftwerken/Stromerzeugungsanlagen durch den Kraftwerksbetreiber. Der deutsche Begriff für „Dispatch“ lautet daher „Kraftwerkseinsatzplanung“. Der Begriff „Redispatch“ hingegen bezeichnet die kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Verlangen eines Netzbetreibers zur Vermeidung von Netzengpässen.

Was sind die Rechtsgrundlagen für das Redispatch 2.0?

Ausgangspunkt sind die gesetzlichen Regelungen in §§ 13 ff. des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in der Fassung ab dem 01.10.2021. Ergänzt werden diese Bestimmungen durch administrative Entscheidungen (sog. Festlegungen) der Bundesnetzagentur.

Ab wann finden die Regelungen zum Redispatch 2.0 Anwendung?

Hier muss man unterscheiden:

  • Die Redispatch-Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten seit dem 01.10.2021.
  • Um diesen Prozess vorzubereiten gelten jedoch schon seit dem 01.07.2021 ggf. Datenmitteilungspflichten der Anlagenbetreiber an Netzbetreiber.

 

Was ändert sich im Vergleich zur bisherigen Rechtslage, insbesondere zum bisherigen Einspeisemanagement?

Nach bisheriger Rechtslage standen Netzbetreibern u.a. Abregelungsbefugnisse für folgende Fälle zu: Zum einen für große Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 10 MW (sog. Redispatch 1.0) und zum anderen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen (sog. Einspeisemanagement nach EEG oder nach § 13 Abs. 2 EnWG). Mit dem Redispatch 2.0 werden beide „Abregelungsregime“ zusammengeführt und insbesondere das Einspeisemanagement in seiner bisherigen Form aufgehoben.

In diesem Zusammenhang gibt es verglichen mit dem Einspeisemanagement vor allem drei wesentliche Änderungen:

  • Während beim Einspeisemanagement Anlagen bislang auf Basis von Ist-Werten, also ungeplant, abgeregelt wurden, sollen die Maßnahmen mit dem Redispatch 2.0 auf Basis von Plan-Werten durchgeführt werden. Plan-Werte sind voraussichtliche Werte, beispielsweise bezogen auf die Stromeinspeisung einer Anlage. Zu diesem Zweck benötigt der Netzbetreiber – anders als früher – anlagenbezogene Informationen mit einem entsprechenden zeitlichen Vorlauf vom Anlagenbetreiber. Demgemäß entstehen neue Pflichten zur Datenmitteilung für Anlagenbetreiber.
  • Während beim Einspeisemanagement bislang ein absoluter Einspeisevorrang von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen galt, wird dieser Einspeisevorrang mit dem Redispatch 2.0 abgeschwächt.
  • Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter erhalten einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die Bilanzkreisabweichungen, die infolge der Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers entstehen. 
  • Die Umsetzung des bilanziellen Ausgleichs soll allerdings durch die von der Bundesnetzagentur gebilligte Übergangslösung des BDEW bis zum 28.02.2022/31.05.2022 ausgesetzt werden (siehe dazu unten). Die Entschädigungspflicht zugunsten der Anlagenbetreiber bei Redispatch-Maßnahmen, wie sie im Einspeisemanagement bestanden, bleibt unabhängig auch im Redispatch 2.0 grundsätzlich erhalten.

 

Warum wird das Redispatch 2.0 eingeführt?

Insbesondere durch den sukzessiven Ausstieg aus der Kernenergie und durch die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien ergeben sich veränderte Lastflüsse im Netz. Sie führen dazu, dass Netzbetreiber immer häufiger Abregelungsmaßnahmen vornehmen müssen. Dadurch entstehen sehr hohe Kosten, die von allen Netznutzern getragen werden müssen. Mit dem Redispatch 2.0, das wie bereits erläutert planwertbasiert ablaufen soll, sollen die Maßnahmen zur Netzstabilität effizienter werden und damit die Kosten gesenkt werden.

Welche Anlagen (-betreiber) sind vom Redispatch 2.0 betroffen?

Hier muss man unterscheiden:

  • Die Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten zum einen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom ab einer Leistung von 100 kW und zum anderen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom (unabhängig von ihrer Leistung), wenn sie durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind.
  • Die Datenmitteilungspflichten gelten jedoch grundsätzlich nur für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW (siehe dazu sogleich unter III.). Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW treffen also insoweit zunächst keine neuen Pflichten.

 

Welche Pflichten bringt das Redispatch 2.0 für Anlagenbetreiber mit sich?

Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW sind dazu verpflichtet, in einer ganz bestimmten Form und unter Einhaltung bestimmter Fristen Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten mitzuteilen. Diese Daten dienen den Netzbetreibern zur Identifikation von möglichen Netzengpässen und zur Dimensionierung von Maßnahmen, um Netzengpässen entgegenzuwirken. Zudem kann es in bestimmten Situationen dazu kommen, dass Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) eine Erzeugungsprognose für die jeweilige Anlage erstellen müssen. Die Anlagenbetreiber treffen nach einer Redispatch-Maßnahme schließlich Abrechnungsobliegenheiten; dies gilt unabhängig von der installierten Leistung der Anlage. Einzelheiten zu den Pflichten finden sich sogleich unter III. und IV.

Unterliegt meine Anlage auch dann dem Redispatch 2.0, wenn meine Anlage nicht durch den Netzbetreiber fernsteuerbar ist?

Ja, aber nur wenn die Anlage eine Leistung von 100 kW oder mehr aufweist. Die Fernsteuerung der Anlage erfolgt dann nicht technisch (sog. Duldungsfall), sondern im Wege einer Aufforderung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber, die Erzeugungs- oder Bezugsleistung anzupassen (sog. Aufforderungsfall).

Kann ich meine Anlage vom Redispatch 2.0 befreien lassen oder gibt es sonstige Ausnahmen?

Nein. Es müssen grundsätzlich alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Fällen können Anlagenbetreiber aber angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, so bei Nichtbeanspruchbarkeiten wie beispielsweise Wartungsmaßnahmen an der Anlage.

Muss ich als Anlagenbetreiber meine Anlage im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 technisch nachrüsten?

Nein. Die Regelungen zum Redispatch 2.0 knüpfen, soweit erforderlich, an bestehende Fernsteuertechnik an. Nachrüstpflichten anlässlich des Redispatch 2.0 gibt es also nicht. Nachrüstpflichten können sich aber z. B. aus dem EEG ergeben.

Entstehen mir als Anlagenbetreiber Kosten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0?

Nicht zwingend. Anlagenbetreiber müssen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zunächst bestimmte Datenmitteilungspflichten erfüllen. Hierdurch entsteht zwar Aufwand, es entstehen aber keine gesonderten Kosten. Sollte es zu Abregelungsmaßnahmen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 kommen, können Einnahmeausfälle entstehen, die jedoch vom Netzbetreiber angemessen finanziell auszugleichen sind (Entsprechendes gilt bei Hochregelungsmaßnahmen). Aufwand kann in diesem Zusammenhang durch die Geltendmachung der Entschädigungsansprüche entstehen.

Sind auch Stromspeicher vom Redispatch 2.0 betroffen?

Ja. Stromspeicher sind genauso vom Redispatch 2.0 betroffen, wie (reine) Stromerzeugungsanlagen.

Welche Daten muss ich DONETZ als Anlagenbetreiber mitteilen?

Anlagenbetreiber haben im Rahmen des Redispatch 2.0 Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln. Details zu den erforderlichen Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) entnommen werden.

Was versteht man unter Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten?

Stammdaten sind – vereinfacht ausgedrückt – wesentliche Eckdaten zur betriebenen Anlage, die nicht mit der konkreten Fahrweise der Anlage im Einzelfall zusammenhängen. Dazu zählen beispielsweise die Art der technischen Steuerbarkeit der Anlage (absolut auf einen bestimmten Leistungswert oder prozentual auf die installierte Leistung) oder die Mindesterzeugungswirkleistung. Auch ein eindeutiger Identifikator der Anlage (sog. ID der technischen Ressource) gehört zu den Stammdaten.

Planungsdaten betreffen im Wesentlichen die prognostizierte Fahrweise der Anlage. Dazu zählen beispielsweise die geplante Stromerzeugung oder bei Speichern der geplante Stromverbrauch („Einspeicherung“). Die meisten Planungsdaten spielen nur dann eine Rolle, wenn sich die Anlage im sog. Planwertmodell befindet; befindet sie sich dagegen im sog. Prognosemodell, sind (in der Regel) keine Planungsdaten mitzuteilen (zu Prognosemodell und Planwertmodell siehe sogleich in der folgenden Frage).

Mit den Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit kann der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen, wann und in welchem Umfang die Anlage voraussichtlich nicht für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehen wird. Das kann beispielsweise dann der Fall sein, wenn an der Anlage Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Denn in diesem Fall kann die Anlage weder hoch- noch runtergeregelt werden.

Echtzeitdaten grenzen sich von den vorstehend genannten Daten dadurch ab, dass sie höchst aktuell sein müssen. So heißt es in der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061):

„Echtzeit-Daten sind in einem Zeitintervall von ≤ 60 Sekunden zu aktualisieren und an den [Anschlussnetzbetreiber] zu übermitteln.“

Allerdings hat die Bundesnetzagentur in einer Mitteilung vom 23.09.2021 klargestellt, dass ggf. auch eine viertelstündliche Aktualisierung ausreichend sein kann.

Vergangenheitsdaten sind im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 nicht zu melden.

Die zu liefernden Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten sind im Einzelnen in der Anlage zur Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) aufgeführt.

Was versteht man unter Prognosemodell und was unter Planwertmodell?

Die unterschiedlichen Modelle beziehen sich in erster Linie auf die Frage, wer dazu verpflichtet ist, die Strommengen, die in der Anlage erzeugt werden, zu prognostizieren. Je nach einschlägigem Modell greifen daher unterschiedliche Datenmitteilungspflichten. Die prognostizierten Daten sind insbesondere für die Ermittlung des bilanziellen Ausgleichs relevant, den der Netzbetreiber an den Bilanzkreisverantwortlichen liefern muss.

Beim Planwertmodell ist der Anlagenbetreiber (unter anderem) dazu verpflichtet, dem Netzbetreiber mitzuteilen, wieviel Strom seine Anlage voraussichtlich erzeugen wird. Er muss dem Netzbetreiber also gewissermaßen einen Erzeugungsfahrplan mitteilen, daher der Begriff des Planwertmodells.

Beim Prognosemodell ist der Netzbetreiber zur Erstellung der entsprechenden Prognosen verpflichtet. Der Umfang der vom Anlagenbetreiber mitzuteilenden Daten ist daher geringer als im Planwertmodell.

Anlagen werden grundsätzlich dem Prognosemodell zugewiesen, wenn sie nicht verpflichtend dem Planwertmodell zugeordnet werden müssen. Das ist für den Anlagenbetreiber die aufwandsärmste Alternative. Zwar können Anlagenbetreiber auch freiwillig in das Planwertmodell wechseln, doch müssen sie hierfür vorab eine Art Qualifizierungsverfahren durchlaufen, in dem die Güte der von ihnen mitgeteilten Fahrpläne überprüft wird.

Über eine Mitteilung vom 30.06.2021 hat die Bundesnetzagentur allerdings gebilligt, dass das Planwertmodell in seiner bislang vorgesehenen Form bis zum 30.09.2022 (!) ausgesetzt wird. Daher werden zunächst alle Anlagen dem Prognosemodell zugewiesen. Die Anlagenbetreiber, die dem Planwertmodell zugeordnet werden wollen, können jedoch freiwillig Planungsdaten an den Netzbetreiber melden. Soweit diese Daten kontinuierlich korrekt sind, sind sie vom Netzbetreiber zu berücksichtigen.

Ab wann und wie häufig sind die Daten mitzuteilen?

Stammdaten sind auf Aufforderung des Netzbetreibers frühestens ab dem 01.07.2021 und ab dann bei Änderungen mitzuteilen. Planungsdaten sind erstmals am 29.09.2021 um 14:30 Uhr und ab dann bei Änderungen jeweils stündlich mitzuteilen. Nichtbeanspruchbarkeitsdaten sind unverzüglich, spätestens jedoch eine Stunde nach Bekanntwerden mitzuteilen. Echtzeitdaten sind ab dem 01.10.2021 um 0:00 Uhr mitzuteilen. Echtzeitdaten sind innerhalb eines Zeitintervalls von maximal 60 Sekunden zu aktualisieren, wobei nach einer Mitteilung der Bundesnetzagentur vom 23.09.2021 ggf. eine viertelstündliche Aktualisierung ausreichen kann.

Muss ich Daten, die dem Netzbetreiber bekannt sind oder die ich bereits beim Marktstammdatenregister hinterlegt habe, erneut mitteilen?

Die Daten, die im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zu melden sind, überschneiden sich grundsätzlich nicht mit den Daten, die dem Netzbetreiber bereits bekannt sind oder die bereits beim Marktstammdatenregister hinterlegt sind. Insoweit stellt sich die Frage also nicht.

Muss ich Daten, die ich einmal mitgeteilt habe, später ändern oder korrigieren?

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen aktualisiert werden.

Woher erhalte ich die Daten, die ich dem Netzbetreiber mitteilen muss?

Die Daten sind anlagenscharf durch die Anlagenbetreiber in Erfahrung zu bringen. Dazu können z. B. das Herstellerzertifikat oder weiterführende Dokumentationen herangezogen werden. Ggf. ist auch eine Abstimmung mit dem Direktvermarkter zu empfehlen.

Zu den zu melden Stammdaten gehören auch die sog. TR-ID und die sog. SR-ID. Um welche Daten handelt es sich dabei und wie bringe ich diese in Erfahrung?

Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Als TR.ID kann daher die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angegeben werden. Die Marktstammdatenregisternummer gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation der Anlage ist somit sichergestellt. Die TR-ID wird von Ihrem jeweiligen Anschlussnetzbetreiber vergeben. Im Rahmen der Information zum Redispatch 2.0 erhalten Sie unter anderem die TR-ID von Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Bitte verwenden Sie diese TR-ID im Rahmen Ihrer Kommunikation aller relevanten Daten.

Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden. Im Rahmen der Information zum Redispatch 2.0 erhalten Sie unter anderem die SR-ID von Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Bitte prüfen Sie (oder Ihr EIV-Dienstleister) die Zuordnung von TR zu SR und melden mögliche Korrekturen Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Des Weiteren sollten Sie diese SR-ID im Rahmen Ihrer Kommunikation aller relevanten Daten verwenden.

Welchen Meldeweg und welches Format muss ich einhalten?

Der Datenaustausch erfolgt im Redispatch 2.0 über einen sogenannten Data-Provider („Datendrehscheibe“). Die Rolle des Data-Providers wird in der Regel durch das Tool Connect+ eingenommen werden. Somit hat der Datenaustausch grundsätzlich über die Connect+-Plattform im XML-Format zu erfolgen. Allerdings können nicht alle Daten über die Connect+-Plattform gemeldet werden. 

Wie genau muss meine Datenmeldung sein?

Die Datenmeldung des Anlagenbetreibers muss grundsätzlich richtig und genau sein. Zwar liegt es in der Natur der Sache, dass prognostische Daten, wie sie im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 bisweilen mitzuteilen sind, Unsicherheiten unterliegen. Sollte jedoch absehbar sein, dass die zunächst mitgeteilten Daten nicht oder nicht mehr zutreffen, dann sind sie im Rahmen der bestehenden Fristen zu korrigieren.

Was passiert, wenn ich Daten gar nicht oder falsch mitteile?

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, dass sie auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des Verwaltungszwangs reagieren kann, z. B. also durch Festsetzung eines Zwangsgeldes. Außerdem drohen u.a. ggf. Schadensersatzansprüche des Netzbetreibers oder anderer Anlagenbetreiber, wenn durch die unterbliebene oder fehlerhafte Datenmitteilung Schäden entstehen.

Welche weiteren Datenmitteilungspflichten bestehen?

Neben den Pflichten zur Mitteilung von Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten müssen Daten zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen mitgeteilt werden. Diese Daten betreffen im Wesentlichen Daten zum geplanten Einsatz der Anlage, wenn die bilanzielle Abwicklung im sog. Planwertmodell stattfindet. Die Daten sind im Einzelnen in der Festlegung  zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) enthalten.

Muss ich die Pflichten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 selbst erfüllen, insbesondere die Daten selbst mitteilen, oder kann ich mich eines Dienstleisters bedienen?

Die Pflichten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0, insbesondere die Datenmitteilungspflichten, müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden. Hier sehen die Festlegungen zwei voneinander zu unterscheidende Marktrollen vor:

Der sog. Einsatzverantwortliche (EIV) ist, vereinfacht ausgedrückt, derjenige, der die Stammdaten, Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt. Sofern der Anlagenbetreiber keinen dritten EIV bestimmt, übernimmt er selbst die Pflichten des EIV.

Der sog. Betreiber der Technischen Ressource (BTR) ist, vereinfacht ausgedrückt, derjenige, der Echtzeitdaten und Abrechnungsdaten an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt. Sofern der Anlagenbetreiber keinen dritten BTR bestimmt, übernimmt er selbst die Pflichten des BTR.

Unabhängig davon, ob der Anlagenbetreiber einen dritten EIV oder BTR als Dienstleister beauftragt, bleibt er (der Anlagenbetreiber), im Verhältnis zum Anschlussnetzbetreiber der Verpflichtete.

Wie finde ich einen Dienstleister für meine Anlage?

Viele Direktvermarkter oder Stromlieferanten bieten an, die Rolle des Dienstleisters bzw. Einsatzverantwortlichen zu übernehmen. Stimmen Sie sich bitte eigenständig dazu mit Ihrem Direktvermarkter oder Ihrem Stromlieferanten (oder einem anderen Dritten) ab. Unterdessen hat der BDEW, rechtlich unverbindlich, eine Anbieterliste zur Verfügung gestellt.

Welche Daten muss ich meinem Dienstleister bereitstellen?

Das hängt in erster Linie von der vertraglichen Ausgestaltung zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Dienstleister ab. Die vertraglichen Regelungen sollten das Leistungsspektrum des Dienstleisters und die Mitwirkungspflichten des Anlagenbetreibers klar umreißen.

Was passiert, wenn der Einsatzverantwortliche oder der Betreiber der Technischen Ressource gegen die gesetzlichen Vorgaben bzw. gegen die Festlegungen der Bundesnetzagentur im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 verstößt, obwohl dies mit dem Anlagenbetreiber anders vereinbart war?

Wichtig ist zunächst, dass der Anlagenbetreiber auch bei Beauftragung eines Dienstleisters nach außen hin der Verpflichtete bleibt. Der Anlagenbetreiber kann also die Aufgabenerfüllung an einen Dritten übertragen, nicht aber seine Pflichtenstellung selbst. Wenn also ein Pflichtverstoß vorliegt und damit Sanktionen verbunden sind, wird der Anlagenbetreiber in Anspruch genommen. Inwiefern der Anlagenbetreiber die sich daraus ergebenden Schäden vom Dienstleister (EIV und/oder BTR) ersetzt bekommt, hängt insbesondere von den vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber und Dienstleister ab und kann hier deshalb nicht bewertet werden.

Wie hoch ist die Wahrscheinlichkeit, dass meine Anlage zum Gegenstand von Redispatch-Maßnahmen gemacht wird?

Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen sowohl im Netz des Anschlussnetzbetreibers als auch in den vorgelagerten Netzen und im Übertragungsnetz ab. Abhängig u.a. von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.

Kann der Netzbetreiber auch dann auf meine Anlage zugreifen, wenn ich den erzeugten Strom selbst verbrauche und nicht in das Netz einspeise?

Grundsätzlich ja. Es gibt aber eine wichtige und praxisrelevante Ausnahme: Für Strom, der nicht in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird und der aus Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus hocheffizienten KWK-Anlagen stammt, ist der Zugriff auf die Anlage nur in besonderen Notfällen zulässig.

Wie wird eine Redispatch-Maßnahme an meiner Anlage genau ausgelöst?

Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden:

  • Im Aufforderungsfall erhalten Sie (oder Ihr Dienstleister) von uns eine Aufforderung zur Durchführung einer Maßnahme. Das Steuerungssignal wird dann durch Sie (oder durch Ihren Dienstleister) an der Anlage umgesetzt.
  • Im Duldungsfall werden wir als Anschlussnetzbetreiber das Steuerungssignal direkt an die Anlage senden und diese unmittelbar steuern.

 

Für den Anlagenbetreiber am aufwandsärmsten ist der Duldungsfall. Daher werden wir die Anlagen in unserem Netzgebiet standardmäßig dem Duldungsfall zuordnen. Der Aufforderungsfall kann allerdings dann ratsam sein, wenn der Anlagenbetreiber jederzeit selbst auf seine Anlage zugreifen will. Zwingend ist die Zuordnung zum Aufforderungsfall, wenn die Anlage nicht fernsteuerbar ist.

Die Zuordnung der einzelnen Anlagen zu einem dieser Fälle ist insbesondere von den technischen Gegebenheiten vor Ort abhängig.

Welche Rolle spielt es, wenn der Strom aus meiner Anlage über einen Direktvermarkter direkt vermarktet wird?

Für die Pflicht des Netzbetreibers, bei Netzengpässen auf die Anlage zuzugreifen, spielt die Tatsache, dass der erzeugte Strom direktvermarktet wird, keine Rolle. Allerdings kann der Direktvermarkter im Fall einer Redispatch-Maßnahme eigene Ausgleichsansprüche gegen den Netzbetreiber geltend machen (sog. bilanzieller Ausgleich). Dieser gesonderte Anspruch kann wiederum Auswirkungen auf Ihren Direktvermarktungsvertrag haben. Melden Sie sich bei Fragen am besten bei Ihrem Direktvermarkter.

Woher erfahre ich, dass meine Anlage zum Gegenstand von Redispatch-Maßnahmen gemacht worden ist?

Netzbetreiber sind dazu verpflichtet, die Anlagenbetreiber unverzüglich zu informieren, wenn ihre Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen worden ist. Dabei sind der tatsächliche Zeitpunkt, der Umfang, die Dauer und die Gründe für die Redispatch-Maßnahme mitzuteilen.

Gibt es eine Entschädigung, wenn meine Anlage zum Gegenstand von Redispatch-Maßnahmen gemacht wird?

Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei ist der finanzielle Ausgleich angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. Für die Geltendmachung des Entschädigungsanspruchs muss der Anlagenbetreiber bestimmte Daten zum Beleg des Anspruchs an den Anschlussnetzbetreiber mitteilen.

Darüber hinaus gibt es grundsätzlich einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Bilanzkreisverantwortliche/Direktvermarkter, auf deren Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt. Der bilanzielle Ausgleich ist während der Geltung der Übergangslösung bis zum 28.02.2022/31.05.2022 allerdings zunächst ausgesetzt und wird durch einen finanziellen Ausgleich ersetzt (siehe dazu sogleich unten).

Welche Bestandteile sind Gegenstand der Entschädigung?

Nach den gesetzlichen Bestimmungen umfasst der finanzielle Ausgleich – vereinfacht ausgedrückt – bei EEG- und KWK-Anlagen „die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen“ (vgl. § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021). Zu den entgangenen Einnahmen zählt beispielsweise eine entgangene Einspeisevergütung nach dem EEG. Anders als nach früherer Rechtslage werden nicht mehr nur 95 % der entgangenen Einnahmen ausgeglichen, sondern 100 %; das stellt also eine Verbesserung für den Anlagenbetreiber dar. Zu den zusätzlichen Aufwendungen können beispielsweise Mehrkosten durch zusätzliche Einsatzstoffe zählen.
Für Anlagen, die nicht EEG- oder KWK-Anlagen sind, gelten nach den gesetzlichen Bestimmungen abweichende Vorgaben. Im Gegenzug sind außerdem ersparte Aufwendungen des Anlagenbetreibers an den Netzbetreiber zu ersetzen (§ 13a Abs. 2 Satz 4 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021).

Welche Besonderheiten ergeben sich durch die von der Bundesnetzagentur gebilligte Übergangslösung des BDEW für den bilanziellen Ausgleich?

Die Bundesnetzagentur hat mit der Mitteilung Nr. 6 vom 21.09.2021 die vom BDEW erstellte Übergangslösung gebilligt. Danach wird der bilanzielle Ausgleich des Bilanzkreisverantwortlichen zumindest bis zum 28.02.2022 ausgesetzt und letztlich durch einen finanziellen Ausgleich ersetzt. Ab dem 01.03.2022 bis zum 31.05.2022 soll eine parallele Testphase zum bilanziellen Ausgleich stattfinden.
Kern der Übergangslösung ist, dass der bilanzielle Ausgleich im Fall von Redispatch-Maßnahmen sowohl im Verhältnis des ANB zu Bilanzkreisverantwortlichem (BKV) als auch im Verhältnis vorgelagerter Netzbetreiber zu ANB nicht – wie eigentlich vorgesehen – in Höhe der durch die Redispatch-Maßnahme verursachten Bilanzabweichungen, sondern pauschal in Höhe von 0 MWh erfolgen soll. Faktisch findet damit kein bilanzieller Ausgleich statt.

Stattdessen soll es zu einer „finanziellen Kompensation“ des BKV durch den ANB und spiegelbildlich auch des ANB durch den (anfordernden) vorgelagerten Netzbetreiber kommen. Die zu kompensierende Strommenge soll nach dem gewählten Abrechnungsverfahren (Spitzabrechnung, vereinfachte Spitzabrechnung, Pauschal-verfahren) ermittelt werden.

Wie ist das Zusammenspiel von finanziellem Ausgleich zugunsten des Anlagenbetreibers und von bilanziellem Ausgleich zugunsten des Bilanzkreisverantwortlichen genau zu verstehen?

Das lässt sich am besten anhand eines Beispiels verdeutlichen. Befindet sich eine EEG-Anlage in der Direktvermarktung und wird diese Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen, bei der die Wirkleistungseinspeisung reduziert wird, werden zwei Beteiligte benachteiligt:

  • Der Anlagenbetreiber, da er weniger Strom in das Netz einspeisen und damit weniger Erträge nach dem EEG generieren konnte, und
  • der Bilanzkreisverantwortliche (häufig ist das der Direktvermarkter selbst), da er mit einer höheren Einspeisung gerechnet hat, diese aber nicht erfolgt ist, wodurch in seinem Bilanzkreis ein Ungleichgewicht entstanden ist.

Das bilanzielle Ungleichgewicht beim Bilanzkreisverantwortlichen wird durch den bilanziellen Ausgleich des Netzbetreibers neutralisiert. Der Bilanzkreisverantwortliche wird also letztlich so gestellt, wie wenn die von ihm prognostizierte Einspeisung erfolgt wäre. Hierdurch ist er auch in der Lage, dem Anlagenbetreiber weiterhin den Gegenwert für den (eigentlich nicht eingespeisten) Strom zu zahlen. Der Schaden beim Anlagenbetreiber besteht also nur noch in Höhe der vom Netzbetreiber nicht ausgezahlten Marktprämie. Diese Position erhält er als finanziellen Ausgleich.

Darüber hinaus kann im Planwertmodell ein zusätzlicher finanzieller Schaden entstehen, wenn die tatsächliche Ausfallarbeit vom bilanziellen Ausgleich abweicht. Da das Planwertmodell gegenwärtig noch nicht praktiziert wird (siehe dazu oben), spielt diese Schadensposition bislang noch keine Rolle.

Durch die Übergangslösung des BDEW zum bilanziellen Ausgleich ändert sich an dem soeben dargestellten grundsätzlichen Zusammenspiel der Ansprüche von Bilanzkreisverantwortlichem einerseits und Anlagenbetreiber andererseits nichts. Im Einzelfall können sich jedoch Besonderheiten ergeben, die gesondert zu bewerten sind.

Wie wird ermittelt, wie viel Strom bei einer durchgeführten Redispatch-Maßnahme nicht eingespeist worden ist?

Hierzu gibt es drei unterschiedliche Verfahren:

  • Sog. Spitzabrechnungsverfahren: Hier werden gemessene Wetterdaten „an“ der Anlage zugrunde gelegt, woraus die potenzielle Einspeisung ermittelt wird.
  • Sog. vereinfachtes Spitzabrechnungsverfahren: Auch hier werden konkrete Wetterdaten zugrunde gelegt, die in Strommengen „umgerechnet“ werden, doch handelt es sich nicht um Wetterdaten „an“ der Anlage selbst, sondern um Wetterdaten „an“ (repräsentativen) Vergleichsanlagen im räumlichen Zusammenhang zu der herangezogenen Anlage. Alternativ können auch andere anerkannte wissenschaftliche Verfahren genutzt werden.
  • Sog. Pauschalverfahren: Hier wird unterstellt, dass die herangezogene Anlage während der Redispatch-Maßnahme genauso viel Strom erzeugt hat, wie in der Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme.

Die Wahl des Verfahrens steht grundsätzlich im Belieben des Anlagenbetreibers, muss aber einheitlich für jedes Kalenderjahr erfolgen. Die Wahl des Abrechnungsverfahrens für das Jahr 2021 muss bis zum 30.06.2021 durch die Anlagenbetreiber erfolgen, und kann an das E-Mail-Postfach redispatch@do-netz.de geschickt werden. Einzelheiten finden sich in der Anlage 1 zur Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az.: BK6-20-059).

  • Wo finde ich weitere Informationen zum Redispatch 2.0?

Beispielsweise auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur, des BDEW oder von Connect+.

 

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