Das Projekt THEN RD 2.0 ist erfolgreich abgeschlossen und bei der Thüga Energienetze (THEN) in die Linie übergeben. Nicht nur Redispatch 2.0 verlangt von den Netzbetreibern neue, digitale Prozesse. Was bringt die Zukunft?

„Redispatch 2.0 ist bei der THEN und ihren 13 Mandanten umgesetzt, die neuen Prozesse und Schnittstellen funktionieren“, resümiert THEN-Projektleiter Dietmar Ehinger. Aber: „Nur rund 15 Prozent der Anlagenbetreiber und Einsatzverantwortlichen haben bisher ihre Anlagen an THEN gemeldet beziehungsweise die Steuerboxen korrekt installiert. Zudem ist die Datenqualität in GIS und EDM noch unzureichend.“ THEN hat für den RD 2.0-Regelbetrieb einen zentralen Systemverantwortlichen benannt – bei den zahlreichen abteilungsübergreifenden Prozessen und Systemen unerlässlich. Die aufgrund der engen Zeitvorgaben, der Komplexität und der BDEW-Teilübergangslösungen eingeführten Workarounds wollen die Softwarepartner Thüga SmartService und Venios finalisieren und sich betriebsbereit melden.

Ergebnisse aus dem Projekt für die Gruppe

Das Projekt diente auch als Blaupause für die Thüga-Partnerunternehmen, da Erkenntnisse laufend in die Gruppe kommuniziert wurden, unter anderem über Webinare und das Extranet. „62 der 65 Verteilnetzbetreiber der Thüga-Gruppe waren bei der zentralen Datenplattform RAIDA (Connect+) als empfangsbereit gelistet“, so Julia Holl, Projektleiterin seitens Thüga. In ganz Deutschland sind rund 85 Prozent der Netzbetreiber angemeldet, jedoch nur rund 25 Prozent der Einsatzverantwortlichen und wenige Lieferanten (Stand Mitte Februar).

Auf dem Weg zum digitalen Netzbetreiber

„Der Redispatch 2.0-Prozess zeigt uns, dass Netzbetreiber intelligente Prozesse sowie smarte Infrastruktur integrieren müssen“, so Holl. Dafür sprechen zahlreiche zukünftig erwartete Vorgaben. Zum Beispiel: der Referentenentwurf „Steuerbare Verbrauchseinrichtungen“, der Smart Meter Gateway-Rollout, die Verwendung von intelligenten Messsystemen oder die Anbindung an Plattformlösungen wie TAP. Nicht zu vergessen: ein denkbares Redispatch X.0, bei dem auch Kleinsteinspeiser oder -verbraucher in die Prognose und Engpassbehebung integriert werden könnten. „Für diese Aufgaben benötigen wir qualitativ hochwertige, aussagekräftige Daten, die in den verschiedenen Systemen effektiv genutzt werden“, sagt Holl. „Werden dadurch Prozesse teilautomatisiert, so erleichtert dies die Bewältigung einer der vielen Aufgaben eines Netzbetreibers.“