Aufregende und arbeitsreiche Wochen liegen hinter dem Redispatch-Projektteam von Thüga und Thüga Energienetze. Das neue Engpassmanagement Redispatch 2.0 ist am 1. Oktober gestartet – die Thüga Energienetze sind bestmöglich gerüstet.

Seit eineinhalb Jahren bereiten sich die Thüga Energienetze (THEN) in ihrem Umsetzungsprojekt THEN RD 2.0 gemeinsam mit Thüga, E-MAKS und Thüga SmartService auf den 1. Oktober vor. Ab dann müssen die Verteilnetzbetreiber (VNB) Einspeiser prognostizieren und steuern, um zukünftige Netzengpässe kostengünstig zu vermeiden. „Um die Systeme zu befüllen, haben wir im Sommer die Schnittstellen zwischen der Redispatch-Software von Venios und dem Energiedatenmanagementsystem sowie dem Netzleitsystem bei THEN technisch eingerichtet“, so Robert Dietrich vom Thüga-Kompetenzteam Netztechnik. Außerdem musste die Venios-Software mit Daten aus dem GeoInformationsSystem GIS der THEN gefüttert werden. Danach folgten umfangreiche Tests und Schulungen der involvierten Belegschaft. Dabei arbeitete das Projektteam einen Testkatalog von über
140 Positionen ab, nicht wenige davon mit ausführlichen, untergeordneten Testkriterien. „Das war schon sehr sportlich“, bestätigt Dietrich. „Vor allem die Tests mit den externen Partnern konnten wir erst im September starten, da die zentrale Datenplattform von Connect+ erst dann komplett funktionsfähig und mit Schnittstellen versehen war.“

Anlagenbetreiber aufklären

Da den Anlagenbetreibern (AB) bei Redispatch 2.0 neue Aufgaben zufallen, war und ist bezüglich deren Aufklärung „viel Musik drin“, wie es Thüga-Projektleiterin Julia Holl beschreibt. Diese neuen Marktrollen heißen Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der Technischen Ressource (BTR). Für die AB, die einen Direktvermarkter haben, wird in der Regel dieser die Rollen EIV und BTR übernehmen und die nötigen Daten melden. „Besonders die Betreiber ohne Direktvermarkter jedoch haben sich teilweise nicht bei ihrem Anschlussnetzbetreiber zurückgemeldet, geschweige denn die nötigen initialen Daten geliefert“, sagt Holl. Das bedeutet, dass hier noch viel Aufklärungsarbeit zu leisten ist, denn: „EE-Anlagen können nur zum künftigen Engpassmanagement beitragen, wenn sie die erforderlichen Daten liefern und einen EIV benennen. Auch wenn dabei leider beim AB eventuell Kosten entstehen, kann nur mit der Mitwirkung aller Betroffenen das Ziel des Gesetzgebers erreicht werden.“

Branchenentwicklung verfolgen

Es gibt noch weitere To-dos, die zum Teil die gesamte Branche betreffen. So sind beispielsweise die Ende September veröffentlichten „Teil-Übergangslösungen“ und damit einhergehende Vorgaben zu integrieren, sowie aktualisierte Nachfolgeversionen der Redispatch 2.0 Software anzupassen, zu testen und in Betrieb zu nehmen. „Auch werden sich in den Wochen nach dem Go-live hie und da Stellen herauskristallisieren, an denen die RD 2.0-Prozesse noch Lücken oder Unstimmigkeiten aufweisen“, sagt Julia Holl. „Daher ist es umso wichtiger, die Diskussionen und Entwicklungen bei den involvierten Marktrollen von RD 2.0 zu verfolgen, um bei Bedarf diese Mängel möglichst schnell bei Thüga Energienetze beheben und die Thüga-Partnerunternehmen darüber informieren zu können.“