Das neue Netzengpassmanagement Redispatch 2.0 ist ab Oktober 2021 für alle Verteilnetzbetreiber mit einspeisenden Anlagen verpflichtend. Das Thüga-Kompetenzteam Technik setzt viel daran, die Partnerunternehmen gut vorzubereiten. Praxislösungen liefert das gemeinsame Redispatch 2.0-Projekt mit der Thüga Energienetze (THEN) und den Plattformgesellschaften.

Ab Oktober 2021 müssen die Verteilnetzbetreiber (VNB) Einspeiser prognostizieren und steuern, um Netzengpässe kostengünstig zu vermeiden. Aufgaben, die bisher bei den Übertragungsnetzbetreibern lagen – nur für Kraftwerke über zehn Megawatt.

Viel zu wuppen

Sollten die VNB die Redispatch 2.0-Prozesse bis Oktober 2021 nicht umsetzen, könnten ihnen laut BDEW ein bußgeldbewehrtes Missbrauchsverfahren und im Engpassfall Schadensersatzansprüche drohen. Das klingt zunächst beunruhigend. Julia Holl von der Thüga-Technik sieht neben dem Aufgabenberg auch Positives: „Ja, die VNB müssen viele neue Prozesse wuppen. Es werden fast alle Bereiche eines Netzbetreibers involviert sein. Aber ich sehe auch einige Chancen.“ So tragen die VNB mit dem neuen Engpassmanagement entscheidend zum Gelingen der Energiewende bei, indem sie ihre erneuerbaren Anlagen optimal integrieren. Das reduziert Kosten und optimiert bisherige Prozesse.
Dazu erwerben die VNB neue Fähigkeiten und können den Übertragungsnetzbetreibern zeigen, wie gut sie Verantwortung für das eigene Netz wahrnehmen können. Im Redispatch 2.0-Projekt mit der THEN stand das Projektteam Mitte Februar in der zweiten Projektphase kurz vor der Hersteller-Vergabe für das neue System. „Wir haben 25 Hersteller kontaktiert, die sich teilweise für die Ausschreibung zusammengetan haben, um ein Gesamtpaket zu liefern“, sagt Holl. Verhandelt wurde mit sechs Herstellern. Im März fällt die Entscheidung. „Wir haben einen umfassenden Marktüberblick erhalten sowie ein Gefühl für die Preise“, so Holl. „Die Ausschreibungsunterlagen stellen wir den Partnerunternehmen auf Nachfrage zur Verfügung. Außerdem gibt es Rahmenverträge mit Beratungshäusern, die die Thüga-Partner vor allem beim Projektmanagement unterstützen können.“ In Projektphase drei starten Implementierung und Testbetrieb bei THEN. In Phase eins, der Konzeption, hatte das Team für die THEN Leistungsbausteine, wie zum Beispiel Prognose, Netzzustandsanalyse und Abrechnung, und deren Anforderungen an ein MVP (Minimum Viable Product) definiert.

Das Umsetzungsprojekt von Thüga und THEN zu Redispatch 2.0 – Projektskizze

Prozesse unter der Lupe

„Wir betrachten derzeit außerdem Prozesse wie die Erstanmeldung von Stromeinspeisern bei THEN und überlegen, wie der Sollprozess unter RD 2.0 aussehen kann“, sagt Dietmar Ehinger, Projektleiter auf THEN-Seite. „Die Ist-Prozesse sind bei jedem VNB unterschiedlich“, fügt er hinzu. „Es gilt, sich daher mit der gesamten IT-Landschaft zu beschäftigen, die Schnittstellen zu prüfen und mit den Sollprozessen abzugleichen. Dann stellt sich heraus, ob der VNB diese alleine abdecken kann oder ein zusätzliches System benötigt.“

THEN ist Redispatch-Dienstleister

Die Thüga Energienetze (THEN) bietet seit vielen Jahren Dienstleistungen im Bereich der Leitstelle an:

  • Bereitstellen des Netzleitsystems
  • Netzüberwachung/Netzsteuerung
  • zertifiziertes Störungsmanagement
  • Krisenvorsorge im Bereich Gas und
    Strom
  • Full IT-Hosting

Neu ist Redispatch 2.0 als Dienstleistung im Produkt-Portfolio der THEN. Sie tauscht sich derzeit mit einigen Thüga-Partnerunternehmen intensiv dazu aus. Das Ziel: Lösungen zu entwickeln, mit denen THEN künftig diese Unternehmen als Dienstleiter unterstützen kann. Die Erfahrungen aus dem Projekt RD 2.0 mit Thüga sind die Basis, um Prozesse und Anforderungen der Unternehmen zu verstehen und umzusetzen. „Gerade kleinere Unternehmen, die die gleiche Betroffenheit und ein ähnliches IT-System wie Thüga Energienetze GmbH haben, können aus den Erfahrungen, die wir aus dem Projekt gewonnen haben, profitieren“, sagt Dietmar Ehinger.