Die Herausforderung

Solarpark steuern und regeln
Vergütung bei Abschaltung

Die technische Herausforderung bei der Umsetzung von Redispatch 2.0 liegt vor allem in der herstellerunabhängigen, standardisierten und sicheren Kommunikation sowie der Echtzeit-Steuerbarkeit der dezentralen Erzeugungsanlagen. Im Detail ergeben sich folgende zentrale Herausforderungen.

Technische Herausforderungen bei Redispatch 2.0

1. Fernwirktechnische Anbindung der Erzeugungsanlage

   • Die Anlage muss über eine zertifizierte, bidirektionale Fernwirktechnik (z. B. via IEC 60870-5-104 oder Modbus TCP/IP) mit dem Einsatzverantwortlichen (EIV) bzw. Direktvermarkter verbunden sein.

   • Dabei sind VPN-Verbindungen, feste IPs, Portfreigaben und Verschlüsselung zu berücksichtigen.

2. Datenbereitstellung und -qualität

   • Prognosen, Planwerte, Echtzeit-Messdaten und Stammdaten müssen zeitgenau, vollständig und standardisiert bereitgestellt werden (z. B. via EDIFACT / XML gemäß MaKo2020).

   • Fehlerhafte oder verzögerte Datenübertragung kann zur Disqualifikation führen.

3. Systemintegration heterogener Komponenten

   • Solarparks bestehen oft aus unterschiedlichen Herstellern und Generationen von Geräten (Wechselrichter, Router, Zähler).

   • Diese sind oft nicht vollständig kompatibel oder erfordern aufwendige Middleware-/Gateway-Lösungen.

4. Netzbetreiberkommunikation (RAIDA / Connect+ Schnittstelle)

   • Die Systeme müssen an zentrale Plattformen wie RAIDA (Redispatch-Informationsaustausch) angeschlossen werden.

   • Dafür sind spezielle IT-Systeme (z. B. Prognosetools, Redispatch-Manager, BDEW-konforme Software) notwendig.

5. Verfügbarkeits- und Störsicherheit

   • Die Fernwirktechnik muss dauerhaft funktionsfähig, netzunabhängig gepuffert und gegen Umwelteinflüsse gesichert sein (z. B. im Trafo oder Schaltschrank bei hohen Temperaturschwankungen).

Redispatch 2.0 verlangt eine vollständige Digitalisierung der Anlagensteuerung, Datenaustauschprozesse und Netzintegration – mit hohen Anforderungen an IT-Sicherheit, Normenkonformität und Systemkompatibilität.

Dabei ist es wichtig, alle Systemkomponenten der digitalisierung aufeinander abzustimmen.

Auswahl der Systemkomponenten

Abregelung Photovoltaik Anlage Redispatch 2.0

Redispatch 2.0 wird nicht das Ende sein, es werden im Zuge der Erweiterungen der Kraftwarke durch erneuerbare Energien ebenso weitere Steuer- und regeleinheiten hinzu kommen.

Unser System ist heute schon bereit für die Zukunft.

Problemstellung 2: Tarifgetriebenes Wechselverhalten (Switching)

Netzbetreiber schaltet PV ab

Nachteile beim Wechsel des Direktvermarkters – Fokus auf technischen und zeitlichen Aufwand

Kurzum, der Betreiberwechsel des Direktvermarkters, um Kosten zu sparen, ist ein umständliches, zeitaufwändiges sowie kostenintensives Instrument.

Problemstellung 3: Sanktionsmaßnahmen durch den Netzbetreiber

Strom nicht eingespeist Entschädigung

Sanktionsmaßnahmen bei nicht regelbaren PV-Anlagen im Rahmen von Redispatch 2.0

Der VNB ist nicht nur angehalten Ausfälle zu bezahlen, wenn Strom nicht eingespeist werden konnte, sondern auch anders herum: Mit der Einführung von Redispatch 2.0 zum 1. Oktober 2021 sind alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung – unabhängig von der eingesetzten Technologie – verpflichtet, netzseitige Steuerbefehle empfangen und umsetzen zu können. Das betrifft insbesondere die Steuerung von Wirkleistung (Abregelung) und optional auch Blindleistung. Grundlage dafür ist § 13 und § 13a EnWG sowie die Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059.

Ist eine Anlage nicht regelbar – also weder fernwirktechnisch erreichbar noch steuerbar – gilt sie im Redispatch-Prozess als „nicht einsatzfähig“. In diesem Fall kann der Netzbetreiber folgende Sanktionsmaßnahmen ergreifen:

1. Marktprämienentzug
   Im Marktprämienmodell nach § 19 EEG entfällt der Anspruch auf Marktprämie vollständig für die Zeiträume, in denen die Anlage nicht regelbar war.

2. Rückforderungen
   Bereits gezahlte Marktprämien können rückwirkend vom Netzbetreiber oder Direktvermarkter zurückgefordert werden, wenn nachgewiesen wird, dass die Steuerbarkeit nicht gewährleistet war.

3. technischer Zwangseingriff
   Der Netzbetreiber kann eigenständig Maßnahmen zur Abregelung oder Trennung der Anlage vom Netz veranlassen, insbesondere wenn Netzsicherheit oder Systemstabilität gefährdet sind.

4. Vertragsstrafen oder Sonderkündigungen
   Direktvermarkter können bei dauerhafter Nichtkonformität Vertragsstrafen erheben oder bestehende Direktvermarktungsverträge kündigen.

PV Anlage vom Netz genommen was tun

Zur Vermeidung solcher Sanktionen ist es essenziell, dass Anlagenbetreiber die technischen Anforderungen (z. B. Fernwirktechnik, Kommunikationsschnittstellen, Prognosepflichten) vollständig umsetzen und die dauerhafte Funktionalität sicherstellen. Bei Systemfehlern, z. B. durch EDV-Probleme, ist umgehende Fehlerbehebung und Kommunikation mit dem Einsatzverantwortlichen erforderlich.

• Sanktionszahlung: Wird die Direktvermarktungspflicht nicht erfüllt UND zugleich keine Ausfallvergütung beantragt, bzw. ist die Anlage nicht fernsteuerbar, setzt der VNB die Strafe an:

  • 10 € × installierte kW × Kalendermonat.

Beispiel: Bei einer 5000 kW‑Anlage werden 5 0000 € fällig, wenn die Fernsteuerbarkeit einen Monat lang fehlt.

• Meldungspflicht: Seit dem 25. Februar 2025 müssen Direktvermarkter VNBs verpflichtend melden, wenn die Fernsteuerbarkeit nicht eingerichtet ist. Erfolgt die Einrichtung später, kann die Strafe auf 2 € pro kW rückwirkend reduziert werden

Smartregelung.de hat sich diesen Herausforderungen umfassend angenommen und eine praxisbewährte, dauerhafte und kosteneffiziente Lösung für Sie entwickelt.
Wenn Sie an einer stabil funktionierenden und zukunftssicheren Umsetzung interessiert sind, freuen wir uns auf Ihre Kontaktaufnahme.

Ihr Team von Smartregelung.de

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