Szenarien und Einflussfaktoren 06.04.2021, 08:00 Uhr

Energiewende: Wie Netzbetreiber den Redispatch 2.0 meistern können

Die Umsetzung des Redispatch 2.0 führt bei den Verteilnetzbetreibern zu sehr unterschiedlichen Szenarien, die von der Struktur des Netzes, dem Ausmaß an volatilen Einspeisern oder den zu erwartenden Engpässen abhängen. Zusätzlich verursacht die Sicherstellung der Systemstabilität gemäß Redispatch 2.0 viele Folgeprozesse etwa in der Netzbilanzierung und im Energieausgleich. Für all dies benötigen Verteilnetzbetreiber eine an ihre individuelle Situation angepasste IT-Lösung. Folgende Darstellung der möglichen Szenarien und Einflussfaktoren unterstützt Verteilnetzbetreiber bei der Entscheidungsfindung.

Bild: PantherMedia/brianguest

Bild: PantherMedia/brianguest

Mit dem im Oktober 2021 in Kraft tretenden Redispatch 2.0 werden Verteilnetzbetreiber (VNB) zu einer tragenden Säule des Redispatching und somit der Systemstabilität und Versorgungssicherheit. Sie werden gemeinsam in einem engen Abstimmungsprozess für jeden Netzengpass vorausschauend eine kostenoptimale Gesamtlösung bestimmen müssen. Dafür sind basierend auf Prognosen und Planwerten die Wirksamkeit und Kosten möglicher Maßnahmen zu bewerten. Dies erfordert Erweiterungen der Software der VNB, etwa zur Erstellung von viertelstundenscharfen Prognosen, regelmäßigen Netzzustandsanalysen und Maßnahmendimensionierung, in der Bilanzierung und auch in den Konzepten zur Informationssicherheit.

Redispatch 2.0: Mögliche Szenarien in den Verteilnetzen

Eine zielgerichtete Analyse der im eigenen Netz möglichen Szenarien hilft bei der Auswahl einer passenden Software-Lösung. Im Folgenden werden einige Fälle beziehungsweise Teilszenarien skizziert, die in unterschiedlichen Kombinationen in den Verteilnetzen auftreten können, sowie Faktoren aufgezeigt, die bei der Auswahl einer passenden Redispatch-Software-Lösung eine Rolle spielen sollten. Vorweg: Alle Szenarien – von der Minimallösung bis zum Komplettsystem – benötigen eine Verbindung zum Postverteilkonzept (PVZ) und zur Netzbetreiberkoordinierung (NKK) via „Raida“ (Bild 1)

Bild 1: Der neue Redispatch-2.0-Prozess. Bild: Kisters

sowie eine zentrale Stammdatenhaltung mit Informationen über die technischen und steuerbaren Ressourcen (TR, SR) sowie deren Zuordnung zu Clustern und Steuergruppen.

Szenario: Engpässe im eigenen Netz

Netzbetreiber (NB), die Engpässe im eigenen Netz erwarten, benötigen eine ständige Netzzustandsanalyse und eine Maßnahmendimensionierung. Mit den derzeitigen Netzleit- oder Planungssystemen der VNB sind derartige vorausschauende Lastflussrechnungen unter Einbeziehung der aktuellen Netztopologie und aktueller Last- und Einspeiseprognosen oft nicht möglich. Es bietet sich der Einsatz darauf spezialisierter Software inklusive CGMES-Handling (Common Grid Model Exchange Standard der Entso-E) der Netztopologie und Maßnahmendimensionierung an, die die definierten Maßnahmen direkt in den folgenden Schritt der NKK weitergeben können.

Szenario: Engpässe im Netz des vorgelagerten Netzbetreibers

Auch besteht Handlungsbedarf, wenn Engpässe zwar nicht im eigenen Netz zu erwarten sind, wohl aber im Netz des vorgelagerten NBs, und dazu im eigenen Netz Einspeiser > 100 kW vorhanden sind. Denn dann kann der vorgelagerte NB Redispatch-Abrufe anweisen. Folglich braucht der vorgelagerte NB auch Informationen über die Flexibilitäten im nachgelagerten Netz. Die Flexibilitätspotenziale eines Netzes müssen genau wie im zuvor beschriebenen Fall je Anlage als Zeitreihen mit einer Netzsensitivität und gegebenenfalls aggregiert je Netzverknüpfungspunkt übergeben werden. Falls der vorgelagerte NB einen Redispatch-Abruf als Regelung einer Cluster-Ressource (CR) übermittelt, muss der nachgelagerte NB das Cluster auflösen, um die entsprechenden Abrufe je steuerbare Ressource (SR) zu ermitteln, und im Duldungsfall Schaltanweisungen an das eigene Leitsystem weitergeben.

Exkurs: Vereinfachte Netzbetreiberkoordinierung über Zuordnungslisten

Immer öfter ist diesbezüglich inzwischen von einem vereinfachten Verfahren zu hören, bei dem sich die beiden NB auf eine „Zuordnungsliste“ einigen. Das Ziel dieser Netzzustandslisten ist die Bestimmung und Übergabe der resultierenden Einspeisung an den vorgelagerten NB am Netzverknüpfungspunkt (NVP), sodass dieser Teil der Mitteilungspflicht im Rahmen des Redispatch-2.0-Prozesses erfüllt wird (wie in der Anwendungshilfe des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) „Detailprozesse für die Netzbetreiberkoordination im Redispatch 2.0“ vom 1. Februar 2021 beschrieben).

Dieses Verfahren eignet sich für ansonsten starre und vor allem selbst engpassfreie Netze. Darin ändert sich die Netzsensitivität der Anlagen nicht und muss nicht ständig neu berechnet werden. Auch die fortlaufende Lastflussrechnung und Netzzustandsanalyse sind hier überflüssig. Die Netzzustandslisten beschreiben die Zuordnung der vereinbarten SR und ihrer Sensitivitäten zu den vereinbarten Netzübergabepunkten im Sinne einer CR. Diese Zuordnung und Sensitivitätswerte werden einmalig bestimmt und im IT-System als Stammdaten vorgehalten. Dann werden nach den gleichen Marktkommunikationsregeln (connect+, Raida) die aggregierten Prognosen der Einspeiser und die zuvor einmal bestimmte Netzsensitivität zur Netzbetreiberkoordinierung (NKK) übermittelt. Eine Übertragung der gesamten Topologie etwa aus dem Leitsystem im CGMES-Format ist hier nicht erforderlich (Bild 2).

Bild 2: Vereinfachtes Verfahren zur Weitergabe des Netzzustands über Netzzustandslisten an die Netzbetreiberkoordinierung (NKK). Bild: Kisters

Szenario: Umsetzung von Abrufen aus der Netzbetreiberkoordinierung

Im Rahmen der NKK können für Anlagen im eigenen Netzgebiet Maßnahmen bestimmt werden (Bild 3).

Bild 3: Umsetzung von Maßnahmen, die bei der Netzbetreiberkoordinierung festgelegt worden sind. Bild: Kisters

Diese werden ex ante – und möglicherweise sehr kurzfristig – inklusive des erwarteten Zeitpunkts und der zu aktivierenden Leistung (Fahrplan) angekündigt. Der angewiesene NB muss die gegebenenfalls als Cluster- oder Steuergruppenaufruf gemeldete Maßnahme planen, die Abrufe innerhalb des Clusters aufteilen und sowohl den Aufforderungsfall (Anweisung der Abrufe an den Energieeinsatzverantwortlichen (EIV)) als auch den Duldungsfall (automatischer Abruf und Steuerung durch das eigene Leitsystem) korrekt handhaben können. Das bedeutet unter anderem, dass das Leitsystem das „Activation Document“ nach dem Standard des „Planned Resource Schedule Documents“ interpretieren können und die notwendigen Stammdaten für das Declustering verwalten muss. Am Ende werden die durchgeführten Maßnahmen an den auffordernden NB und die betroffenen EIV gemeldet.

Szenario: Netzbilanzierung

Die Redispatch-Abrufe von Anlagen haben Auswirkungen auf die Netzbilanzierung, denn dabei entsteht Ausfallarbeit. Der Maßnahmeninitiator ist für die Berechnung dieser Größe verantwortlich. Das bedeutet, wenn ein NB eigene Engpässe hat, muss er selbst die Ausfallarbeit berechnen, und falls er angewiesene Maßnahmen vom vorgelagerten NB entgegennimmt, ist dieser für die Berechnung verantwortlich. Mit der berechneten Ausfallarbeit lässt sich die Netzbilanz korrekt aufstellen.

Szenario: Ersatzenergiebeschaffung

Auch für den Energieausgleich bei Redispatch-Abrufen ist der Maßnahmeninitiator verantwortlich. Dieser NB muss Fahrpläne versenden und gegebenenfalls Ersatzenergie am Day-Ahead- oder Intraday-Markt für seinen Redispatch-Bilanzkreis beschaffen. Mit Software-Unterstützung kann er diese Prozesse automatisiert abwickeln.

Entscheidungsfaktor: Komplexität des Netzes

Entscheidend für die Komplexität der Berechnungen und Prognosen ist die Anzahl an Erzeugern und Speichern ab 100 kW im eigenen Netz. Der NB muss von diesen Assets die Prognosedaten beschaffen, darauf basierend die Netzzustandsanalyse durchführen, Engpässe identifizieren, Maßnahmen festlegen und bewerten und zum Schluss die Maßnahmen beziehungsweise Schaltanweisungen durchführen oder die Beteiligten entsprechend anweisen. Daraus folgt , dass neben den VNB viele weitere Marktrollen in den Redispatch 2.0 involviert sind, etwa alle Anlagenbetreiber (BTR: Betreiber einer technischen Ressource), EIV, Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und Direktvermarkter (DV) von Anlagen ab 100 kW, die unter anderem die erforderlichen Plandaten zur Verfügung stellen müssen (Bild 4).

Bild 4: Mit dem Redispatch 2.0 steigt die Komplexität durch die höhere Anzahl beteiligter Ressourcen und Rollen. Bild: Kisters

Hierfür sind auch IT-Konzepte denkbar, bei denen alle Beteiligten gemeinsam eine Gesamtlösung in einer Cloud nutzen.

Entscheidungsfaktor: Existierende IT-Landschaft

Bei vielen NB werden Teilprozesse des Redispatch 2.0 bereits von existierenden IT-Lösungen abgedeckt, sodass nur die Lücken mit neuen Komponenten geschlossen werden müssen. Herausfordernd ist die durch den Redispatch 2.0 geforderte Kombination aus energiewirtschaftlicher Software (Energiedatenmanagement, Marktkommunikation, Prognosen) mit Leittechnik. Dies sind nicht nur im IT-Netzwerk oft getrennte eigene Welten. Die Verbindung dieser Welten beziehungsweise IT-Systeme hat auch Auswirkungen auf ISMS- und Kritis-Bewertungen sowie Audits. Zum Aufbau einer vollständigen Redispatch-2.0-Lösung bieten IT-Lösungsanbieter wie Kisters häufig ein modulares Portfolio, aus dem NB die passenden Komponenten wählen und mit der bestehenden IT kombinieren können. Erfahrungsgemäß ist es sinnvoll, alle fehlenden Komponenten bei nur einem einzigen weiteren Anbieter zu beziehen, damit das Puzzle – und damit die Fehleranfälligkeit an den Schnittstellen – nicht zu groß wird. Denn die Lösung muss korrekt, zuverlässig und stabil funktionieren, um die Versorgungssicherheit nicht zu gefährden.

Empfehlung an Verteilnetzbetreiber

Aufgrund der Vielzahl der Beteiligten und der Menge an Daten empfiehlt es sich für VNB, die neuen Prozesse für den Redispatch 2.0 möglichst frühzeitig zu planen, in die Unternehmensabläufe zu integrieren, die für das eigene Netz benötigten Software-Komponenten in die IT-Landschaft einzubauen und ausgiebig zu testen. Der Modellierung und Parametrierung der Netze ist erfahrungsgemäß genügend Zeit einzuräumen. Der Fokus sollte darauf liegen, zum Stichtag einen möglichst hohen Automatisierungsgrad mithilfe der Software zu erreichen. Die modulare VNB-Lösung von Kisters gibt es in mehreren Ausbaustufen, die die Szenarien abdecken, die in Verteilnetzen zukünftig auftreten können. Die Komponenten sind mit Drittsystemen kombinierbar, sodass VNB ihre IT-Landschaft damit passend auffüllen können. Die Software unterstützt VNB mit ausgereiften mathematischen Verfahren wie Prognosealgorithmen, Netzzustandsanalyse und Maßnahmendimensionierung mit Künstlicher Intelligenz. So werden sie geeignete Redispatch-Maßnahmen ableiten und auch die geforderten Kommunikations- und Steuerungsprozesse durchführen können. Auch andere beteiligte Marktakteure können über die Lösung in die Redispatch-2.0-Prozesse integriert werden.

 

Dr. Volker Bühner, Leitung Geschäftsbereich Energie bei der Kisters AG
Astrid Beckers, Leitung Marketing/Presse- und Öffentlichkeitsarbeit bei der Kisters AG

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