Wissenswertes über Energie einspeisen
Vielleicht helfen Ihnen unsere Kategorien weiter.
Alle notwendigen Schritte zum Anmelden Ihrer Anlagen finden Sie unter steckerfertige Anlage, Einspeiser werden (Niederspannungsnetz) und Einspeiser werden (Mittel- und Hochspannungsnetz), um Ihre Anlage ans Netz anschließen zu lassen und die Vergütung für den eingespeisten Strom zu beantragen.
Aktuell erreichen uns sehr viele Anfragen rund um das Thema Einspeisen. Vor diesem Hintergrund stehen momentan die Telefone bei uns nicht still und sekündlich treffen E-Mails ein. Darüber freuen wir uns sehr, möchten Sie allerdings um Ihr Verständnis für entsprechend längere Wartezeiten bitten. Wir werden niemanden vergessen und uns selbstverständlich um Ihr Anliegen kümmern.
Nach Inbetriebsetzung Ihrer Anlage melden Sie über unser Kundenportal die vergütungsrelevanten Daten. Mit der Einreichung der Daten – Ihre Bankverbindung, Daten zum Marktstammdatenregister sowie Angaben zur Art der Besteuerung – sichern Sie sich die Auszahlung Ihrer Einspeisevergütung.
- Registrieren Sie sich oder loggen Sie sich im Kundenportal ein.
- Über die Kachel „Vergütungsrelevante Daten“ gelangen Sie zu einer Eingabemaske zur Identifikation Ihrer Erzeugungsanlage. Hierfür müssen Sie Ihre Meldungsnummer und Ihre persönliche PIN eingeben. Die PIN wird Ihnen nach erfolgter Inbetriebnahme per E-Mail zugeschickt. Dies gilt nur für Anlagen, deren Inbetriebnahme ab 19.08.2024 über das Portal genehmigt wurden.
- Das Portal leitet Sie durch alle erforderlichen Eingabemasken.
- Sollten Sie zwischenzeitlich die Eingabe unterbrechen, speichert das System Ihre bereits getätigten Angaben. Über die Kachel „Meine Anfragen“ können Sie Ihre Eingabe jederzeit wieder fortsetzen.
Bitte halten Sie folgende Dokumente für die Erfassung bereit:
- Anmeldebestätigung Ihrer Erzeugungsanlage und, falls vorhanden, Ihres Speichers im Marktstammdatenregister
- Ihre Bankverbindung und Ihre Angaben zur Besteuerung für die Gutschrift der Einspeisevergütung
- Gegebenenfalls die Abtretungserklärung für die Vergütung der eingespeisten Strommengen
Eine detaillierte Beschreibung finden Sie in unserem Anleitungshandbuch.
Wenn Sie ihre vergütungsrelevanten Daten im Kundenportal gepflegt haben, werden wir diese überprüfen und Sie erhalten im Anschluss von uns ein Begrüßungsschreiben mit dem entsprechenden monatlichen Abschlag.
Schreiben Sie uns hier eine E-Mail oder rufen uns an unter 0621 585-2945. Halten Sie bitte unbedingt die Meldungsnummer Ihrer Anlage aus der Einspeisezusage bereit (5000xxxxx).
Sie haben eine Erzeugungsanlage in Betrieb genommen? Die Meldung der vergütungsrelevanten Daten, also Ihrer Bank- und Steuerdaten, erfolgt über unser Kundenportal. Den Antrag für sonstige Erzeugungsanlagen finden Sie hier.
Besitzen Sie bereits eine Einspeiseanlage, erhalten Sie von uns jedes Jahr im Dezember ein Anschreiben zur Zählerablesung. Auf Basis der Zählerstände zum 31.12. erstellen wir dann die jeweilige Jahresabrechnung und den neuen Abschlagsplan.
Ihre Meldungsnummer finden Sie auf der Einspeisezusage, die Ihnen nach der Anmeldung und Netzverträglichkeitsprüfung der Erzeugungsanlage und/oder des Speichers ausgestellt wurde.
Das Solarspitzengesetz ist eine neue gesetzliche Regelung für Photovoltaikanlagen, die ab dem 25. Februar 2025 gilt. Ziel ist es, die Einspeisung erneuerbarer Energien gezielter zu steuern und Netzüberlastungen zu vermeiden. Betreiber von neuen PV-Anlagen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes ihre Anlage in Betrieb nehmen, dürfen maximal 60 % der installierten Leistung ins Netz einspeisen.
Weitere Informationen zum Solarspitzengesetz finden Sie auch auf der Seite des Bundesverbands Solarwirtschaft e.V.
Das Gesetz betrifft ausschließlich neue PV-Anlagen, die ab dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen werden. Bestehende Anlagen sind nicht betroffen.
Ab dem 25. Februar 2025 gelten für alle neu in Betrieb genommenen Photovoltaikanlagen folgende Änderungen:
- Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen:
Wenn die Strompreise an der Börse ins Negative fallen, entfällt die Einspeisevergütung für PV-Anlagen ab 2 kWp mit Smart Meter sowie für alle Anlagen ab 100 kWp. Allerdings werden die ausgefallenen Vergütungsstunden an die 20-jährige Förderdauer angehängt, sodass langfristig kein finanzieller Nachteil für Anlagenbetreiber entsteht. - Pflicht zur Nutzung eines Smart Meters mit Steuerungseinrichtung:
PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 7 kWp müssen mit einem intelligenten Messsystem (Smart Meter) und einer Steuereinrichtung ausgestattet sein. Dies ermöglicht es Netzbetreibern, die Einspeisung flexibel zu regulieren und die Netzstabilität zu sichern. - Erleichterter Zugang zur Direktvermarktung:
Betreiber von PV-Anlagen können ihren erzeugten Solarstrom einfacher direkt an der Strombörse verkaufen. Eine Mindestvergütung sorgt für finanzielle Planungssicherheit und macht die Direktvermarktung attraktiver.
Die Einspeisung ins öffentliche Stromnetz ist auf maximal 60 % der Nennleistung begrenzt. Das bedeutet nicht, dass Ihre PV-Anlage nur zu 60 % arbeitet – sie kann weiterhin 100 % Leistung erzeugen. Die Begrenzung betrifft lediglich die Menge an Solarstrom, die ins Netz eingespeist wird. Falls Sie einen Batteriespeicher haben, können Sie überschüssigen Strom speichern und später nutzen.
Die Begrenzung erfolgt über ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) mit Steuerungsfunktion. Dieses regelt die Netzeinspeisung automatisch und kann vom Netzbetreiber ferngesteuert werden.
Nein, die Regelung gilt nur für neue Solaranlagen, die nach dem 25. Februar 2025 ans Netz gehen. Bestandsanlagen müssen nicht nachgerüstet werden.
Ihr Eigenverbrauch bleibt unverändert. Sie können weiterhin den selbst erzeugten Solarstrom direkt nutzen. Nur die Einspeisung ins Netz ist begrenzt.
Die Kosten für ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) können Sie hier entnehmen. Zudem können Sie sich hier über die Funktionen und Vorteile eines Smart Meters informieren.
Betreiber von Photovoltaikanlagen, die sich nicht an die 60-%-Regelung halten, müssen mit finanziellen Sanktionen rechnen. Die genaue Höhe der Strafen ist in der Gesetzgebung geregelt.
Balkonkraftwerk bezeichnet man auch als Steckerfertige PV-Anlagen, Balkon-PV-Anlagen, Plug-In-PV-Anlagen oder Mini-PV-Anlagen. Das sind kleine Photovoltaik-Anlagen meist bestehend aus 1 – 2 Modulen inkl. Wechselrichter mit max. 800 Watt (Ausgangsleistung des Wechselrichters). Mit diesen Anlagen kann man einfach und unbürokratisch, den eigenen Solarstrom selbst erzeugen und nutzen.
Es ist eine Stecker-PV Anlage pro Anschlussnutzeranlage mit der vereinfachten Registrierung im Marktstammdatenregister möglich.
Sofern Sie eine weitere Stecker-Photovoltaik-Anlage betreiben möchten, ist diese im Kundenportal der Pfalzwerke Netz AG unter „Einspeiser“ anzumelden. Bitte wenden Sie sich dafür an Ihre Elektrofachkraft.
Durch die Erweiterung einer Erzeugungsanlage in Überschusseinspeisung durch eine Steckerfertige PV-Anlage ändert sich an der Höhe der Einspeisevergütung Ihrer bestehenden Erzeugungsanlage nichts.
Ihre vorhandene Messeinrichtung zur Erfassung der Einspeisung in das allgemeine Stromnetz misst in diesem Fall die Einspeisung Ihrer bestehenden Erzeugungsanlage zzgl. der Einspeisung des Balkonkraftwerks. Durch das vereinfachte Anmeldeverfahren muss die Einspeisung des Balkonkraftwerks im prozentualen Verhältnis zur bestehenden Erzeugungsanlage bei Ihrer Einspeisevergütung herausgerechnet werden. Die Aufteilung der Zählwerte erfolgt nach § 24 Abs. 3 EEG anteilig im Verhältnis der installierten Leistungen der beiden Erzeugungsanlagen.
Ein Zählerwechsel ist für die Inbetriebnahme der steckerfertigen PV-Anlage nicht erforderlich.
Der Gesetzgeber sieht jedoch vor, dass für den Betrieb einer steckerfertigen Solaranlage an der Entnahmestelle ein Zweirichtungszähler installiert ist oder nachgerüstet werden muss. Ist ein Wechsel des Zählers notwendig, erfolgt dies automatisch durch den Messtellenbetreiber nach der Anmeldung der Anlage im Marktstammdatenregister. Der Messtellenbetreiber setzt sich im Anschluss mit Ihnen in Verbindung.
Mit dem Inkrafttreten des Solarpakets I sind ab dem 1. Juni 2024 steckerfertige PV-Anlagen mit einer Wechselrichterleistung von 800 Watt erlaubt. Steckerfertige PV-Anlagen mit einer höheren Wechselrichterleistung sind nur mit einer Begrenzung auf 800 Watt zulässig.
Wenden Sie sich bei Überschreitung der Werte an Ihre Elektrofachkraft und melden Sie Ihre Anlage über das Kundenportal an.
Die Meldung Ihrer steckerfertigen PV-Anlage beim Netzbetreiber entfällt bei „unentgeltlicher Abnahme“ des Überschussstroms. Sie sind aber weiter verpflichtet, Ihre Anlage im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur zu melden. Bitte geben Sie hier die Zählernummer an, um eine Zuordnung der Registrierung zu gewährleisten.
An welcher der drei Phasen die Steckdose angeschlossen ist, ist egal, da Stromzähler generell über alle Phasen zählen und den Verbrauch mit der gleichzeitig stattfindenden Erzeugung verrechnen (saldieren).
Hier finden Sie weitergehende Informationen und vielleicht die passende Antwort auf Ihre Frage: BMWK - FAQs zum Solarpaket I oder Steckerfertige PV-Anlagen: Was jetzt möglich ist (vde.com)
Bitte rufen Sie uns an unter 0621 57057-2945. Halten Sie bitte unbedingt die Vertragskontonummer/n bereit. Wir erzeugen gerne einen Nachdruck für Sie.
Hier erklären wir Ihnen anhand einer Beispieljahresabrechnung, wie sich Ihre Einspeiseabrechnung zusammensetzt und wo Sie welche Informationen finden.
Sollten Sie darüber hinaus noch Fragen zur Abrechnung haben, stellen Sie diese bitte hier per E-Mail oder telefonisch unter 0621 57057-2946.
Wenn Sie Ihre Bankverbindung für die Einspeisevergütung ändern möchten, senden Sie uns bitte das Formular Änderung der Bankverbindung ausgefüllt und unterschrieben hier per E-Mail.
Erkundigen Sie sich bei Ihrem zuständigen Finanzamt oder Ihrem*Ihrer Steuerberater*in, ob Sie berechtigt sind, die Kleinunternehmerregelung in Anspruch zu nehmen. Falls ja, nutzen Sie einfach und bequem unser Online-Formular. Weitere Informationen erhalten Sie hier.
Die Zählerstände für die Vergütung der eingespeisten Strommengen melden Sie uns bitte jährlich zum 31.12 über unser Zählerstandsportal. Sie erhalten dazu im Dezember ein entsprechendes Anschreiben von uns.
Um das Ablesen Ihrer Verbrauchs- und Einspeisezähler zu erleichtern, stellen wir Ihnen eine Schritt-für-Schritt-Anleitung zur Verfügung.
Sollten Sie kein Ableseschreiben erhalten haben, teilen Sie uns die Zählerstände für alle Zählwerke bitte per E-Mail hier unter Angabe Ihrer Zählernummer und der Vertragskontonummer stichtagsgenau zum 31.12. Gerne können Sie uns auch ein Bild der Zählerstände schicken.
Ferner bitten wir Sie, uns Ihre Adresse zum Abgleich der Kontaktdaten mitzuteilen.
Es tut uns leid, wenn auf Ihrem Schreiben zur Übermittlung des Zählerstandes falsche Daten abgedruckt sind. Um diese zu korrigieren, schreiben Sie uns einfach hier eine E-Mail. Wichtig: Halten Sie unbedingt Ihre Zählernummer und Vertragskontonummer bei der Übermittlung bereit.
Wenn Ihre Daten erfolgreich übermittelt wurden, erscheint nach dem Absenden folgende Einblendung:
Wenn Sie uns mit der Angabe der Zählerstände eine korrekte E-Mail-Adresse mitgeteilt haben, bestätigen wir Ihnen den Erhalt in einer E-Mail an die von Ihnen angegebene E-Mail-Adresse. Bitte prüfen Sie auch den Spam-Ordner Ihres E-Mail-Accounts, falls Sie die Bestätigung nicht erhalten haben.
- Kennzahl 1.8.0: Dieser Wert zeigt den Strombezug.
- Kennzahl 2.8.0: Dieser Wert zeigt die Menge an Strom, welche durch Ihre Erzeugungsanlage (z.B. Photovoltaikanlage) in das Stromnetz des Netzbetreibers eingespeist wurde.
In der folgenden Grafik haben wir dies für Sie dargestellt:
Sie haben Ihre Zählerstände erfolgreich übermittelt, aber nach sechs Wochen keine Jahresabrechnung von uns erhalten? Dann schreiben Sie uns bitte hier eine E-Mail unter Angabe Ihrer Zählernummer und Ihrer Vertragskontonummer. Wir melden uns schnellstmöglich bei Ihnen.
Wenn Sie uns eine Änderung der Adresse, Telefonnummer, Ihres Namens oder anderer Stammdaten mitteilen möchten, schreiben Sie uns bitte hier eine E-Mail.
Liegt bei Ihrem Einspeisezähler ein Fehler oder Defekt vor, wenden Sie sich bitte hier per E-Mail oder telefonisch an das Einspeiserteam unter 0621 585-2945.
In diesem Fall kontaktieren Sie bitte einen Installateurbetrieb, im Idealfall den Einrichter Ihrer Anlage.
Soll eine Erzeugungsanlage dennBetreiber wechseln, muss dies beim Netzbetreiber angezeigt werden. Die entsprechenden Papiere und auszuführenden Schritte finden Sie hier.
Soll eine Erzeugungsanlage den Betreiber wechseln, muss dies beim Netzbetreiber angezeigt werden. Die entsprechenden Papiere und auszuführenden Schritte finden Sie hier.
Alle relevanten Formulare für Einspeiser finden Sie in unserem Formularcenter.
Ja, folgen Sie hierzu den 7 Schritten zur Inbetriebnahme einer Erzeugungsanlage und / oder Speicher.
Bitte folgen Sie den 6 Schritten für technische Änderungen.
Auf der Seite Post-EEG haben wir aktuelle Informationen für Sie zusammengestellt.
Beim Redispatch werden Engpässe bei der Stromübertragung im Höchstspannungsnetz ausgeglichen. Dazu wird die Stromerzeugung für die Dauer des Netzengpasses geregelt: Auf der einen Seite wird die Stromeinspeisung reduziert und auf der anderen Seite erhöht. In Summe soll die Erzeugung während des Engpasses konstant bleiben. So wird der Energiebedarf gedeckt und die Versorgungssicherheit gewährleistet. Bis 30.09.2021 erfolgte der sog. Redispatch 1.0 durch Regelung konventioneller Kraftwerke mit einer Leistung Pinst ≥ 10 MW.
Warum nun Redispatch 2.0?
Aktuell werden stetig dezentrale Erzeugungsanlagen gebaut. Zudem fallen Erzeugungskapazitäten aufgrund des Atom- und Kohleausstiegs weg. Daher sollen nun auch dezentrale Stromerzeugungs- und Stromspeicheranlagen in das Netzengpassmanagement mit einbezogen werden. Für diese Anlagen galten bisher die Anforderungen des sog. Einspeisemanagements, die im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) und Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) festgehalten sind. Die Regelungen des Redispatch 2.0 führen das konventionelle Redispatch und das Einspeisemanagement zusammen und sind seit dem 01.10.2021 von allen Marktpartnern, wie z. B. Anlagenbetreiber*innen, Direktvermarktern und Netzbetreibern, verpflichtend umzusetzen.
Die Erfordernisse des Redispatch 2.0 sind im Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0, Inkrafttreten am 17.05.2019) begründet. Die rechtlichen Grundlagen zum Redispatch 2.0, insbesondere zu Informationspflichten, fassen § 12 Abs. 4 und die §§ 13 ff. EnWG in den ab dem 01.10.2021 geltenden Fassungen sowie die Beschlüsse und Festlegungen der Bundesnetzagentur zusammen (mehr Infos finden Sie hier).
Das Ziel von Redispatch 2.0 ist eine Entlastung und Optimierung der Netzführung und seiner Kosten. Außerdem sollen durch Redispatch 2.0 planbare und nicht planbare Netzengpässen bereinigt werden. Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung werden so ausgebaut und die Kosten der bisherigen Einspeisemanagementmaßnahmen reduziert.
Die Regelungen des Redispatch 2.0 sind für alle durch den Netzbetreiber steuerbaren Stromerzeugungsanlagen, wie Erneuerbare-Energien- oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, sowie Stromspeicheranlagen ab einer installierten Leistung von Pinst ≥ 100 kW verpflichtend. Anlagen mit einer installierten Leistung unter 100 kW werden nur hinzugezogen, wenn sie bereits heute durch den Netzbetreiber geregelt werden können. Dies kann beispielsweise bei Verklammerungen gemäß EEG oder Anbindungen einer Stromerzeugungsanlage mit einer weiteren Stromerzeugungsanlage (bei einer installierten Leistung von Pinst ≥ 100 kW) über denselben Netzanschluss der Fall sein.
- Abstimmung und Festlegung der grundsätzlichen Angaben:
- Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers einer technischen Ressource (BTR), falls diese Rollen nicht durch den Anlagenbetreiber selbst ausgeübt werden
- Prüfung der Zuordnungen Technische- zu Steuerbare Ressourcen-ID
- Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwert- oder Prognosemodell)
- Festlegung des Abrechnungsmodells (Spitz-, Spitz-Light- oder Pauschalwertverfahren)
- Festlegung der Wetterdatenbereitstellung (nur für fluktuierende Einspeiser in Abhängigkeit von Bilanzierungsmodell und Abrechnungsverfahren)
- Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
- Beantragung von Marktpartner-IDs, falls die Rollen EIV und BTR nicht durch den*die Anlagenbetreiber*in selbst ausgeübt werden
- Registrierung und Bereitstellung von Stammdaten bei RAIDA
- Teilnahme an den Prozessen von Redispatch 2.0:
- Bereitstellung von Planungsdaten (nur im Planwertmodell) über RAIDA
- Bereitstellung von Nichtbeanspruchbarkeiten (nur im Prognosemodell) über RAIDA
- Bereitstellung von marktbedingten Anpassungen (nur bei Prognosemodell) über RAIDA
- Bereitstellung von Echtzeitdaten nach Aufforderung durch uns als Netzbetreiber
- Durchführung Abruf der Einspeiseanlage durch uns als Netzbetreiber im Duldungsfall
- Abruf der Einspeiseanlage über RAIDA, falls wir als Netzbetreiber Sie dazu auffodern
Ein für Anlagenbetreiber*innen essenzieller Teil im Redispatch 2.0 ist der Stammdatenaustausch, in dem der Austausch von anlagenspezifischen Stammdaten und Planungsdaten abgehandelt wird.
In diesem Kontext wurden auf Anlagenbetreiber*innenseite zwei neue Marktrollen geschaffen: Der Einsatzverantwortliche (EIV) und Betreiber einer technischen Ressource (BTR). Die Rollen können von dem Anlagenbetreiber selbst oder durch einen von ihm beauftragten Dienstleister übernommen werden. Eine offene Dienstleisterliste mit Anbietern hat der BDEW hier veröffentlicht. Hierzu zählen u. a. Direktvermarkter.
Zum verbesserten Datenaustausch wurde eine neue deutschlandweite Plattform ins Leben gerufen: Die Kommunikation zwischen Anlagenbetreiber*innen und Netzbetreibern wird über die im Netzbetreiberprojekt connect+ entwickelte IT-Plattform RAIDA realisiert. RAIDA übernimmt die neue Marktrolle des "Data-Provider". Zur Kommunikation sind verschiedene Übertragungswege möglich: AS2, E-Mail via SMTP, SFTP oder REST. Der Versand und Empfang von Abrechnungs-, Bilanzierungs- und Echtzeitdaten sowie von Steuerbefehlen erfolgt allerdings weiterhin über die bestehenden Datenwege.
Der Anlagenbetreiber ist für den Einsatz der Anlage zuständig. Zur Rolle des EIV gehört die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource und der Austausch von Stamm-, Planungs- bzw. Bewegungsdaten mit dem Netzbetreiber. Der Einsatzverantwortliche (EIV) ist die durch den Anlagenbetreiber der Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlagen gegenüber dem Netzbetreiber benannte juristische Person, die im Namen dessen die notwendigen Abstimmungen im Rahmen des Redispatch 2.0 führt.
Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource zuständig. Er ist bei der Abstimmung der Ausfallarbeit mittels EDIFACT-Nachrichten nach einem Redispatch-Abruf involviert.
Die eigentlichen Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlagen (bspw. ein Windrad in einem Windpark) werden im Rahmen von Redispatch 2.0 als Technische Ressourcen (TR) bezeichnet. Eine oder mehrere Technische Ressourcen (TR) können über eine gemeinsame Steuerbare Ressource (bspw. eine Fernwirkanlage oder ein Tonfrequenzrundsteuerempfänger) am Netzanschluss abgerufen bzw. geregelt werden. Jede TR ist genau einer SR zugeordnet. Eine SR kann aus mehreren TR aufgebaut sein. Damit die sichere Marktkommunikation im Redispatch 2.0 für alle Marktpartner gewährleistet werden kann, wurden neue BDEW-Codes eingeführt. Unter anderem sind dies der BDEW-Code für TR beginnend mit „D“ und der BDEW-Code für SR beginnend mit „C“. Diese Codenummern beantragt der Netzbetreiber und ordnet diese den entsprechenden Ressourcen zu.
Für den im Redispatch 2.0 vorgesehenen bilanziellen Ausgleich sind zwei Bilanzierungsmodelle definiert:
- Planwertmodell
- Prognosemodell
Jede Steuerbare Ressource muss einem der beiden Bilanzierungsmodelle zugeordnet werden. Einspeiseanlagen, die Fahrpläne liefern müssen, werden dem Planwertmodell zugeordnet. Alle übrigen Anlagen werden dem Prognosemodell zugeordnet. Unter bestimmten Bedingungen können Anlagen mit fluktuierender Stromerzeugung auch dem Planwertmodell zugeordnet werden.
Der wesentliche Unterschied besteht darin, dass im Planwertmodell der*die Anlagenbetreiber*in bzw. der*die EIV die geplanten Einspeisewerte an den Netzbetreiber übermitteln muss, wohingegen im Prognosemodell vom Netzbetreiber eine Einspeiseprognose erstellt wird.
Im Duldungsfall führt der anweisende Netzbetreiber die Steuerung der SR selbst durch. Dies stellt den häufigsten Regelfall dar.
Im Aufforderungsfall fordert der anweisende Netzbetreiber den*die EIV dazu auf, die Stromerzeugung oder den Strombezug seiner SR zu verändern.
Zur Bestimmung der Ausfallarbeit stehen im Prognosemodell prinzipiell drei Abrechnungsvarianten zur Verfügung:
- Spitzabrechnung (Nutzung von gemessenen Wetterdaten an der Anlage)
- Spitzabrechnung Light (Nutzung von Referenzmesswerten in der Nähe des Standorts der Anlage)
- Pauschal-Abrechnung (Fortschreibung des Einspeiselastgangs der letzten vollen Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme)
Zur Bestimmung der Ausfallarbeit stehen im Planwertmodell prinzipiell zwei Abrechnungsvarianten zur Verfügung:
- Spitzabrechnung (Ex-ante-Fahrplan)
- Pauschal-Abrechnung (Fortschreibung des Einspeiselastgangs der letzten vollen Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme)
Die Festlegung auf eine Abrechnungsvariante erfolgt für jede Anlage durch den Anlagenbetreiber bis zum 30.11. eines Jahres für das nachfolgende Kalenderjahr. Die initiale Zuordnung zum 01.10.2021 zu einer Abrechnungsvariante bei Bestandsanlagen erfolgt durch den Anschlussnetzbetreiber, wenn nicht der Anlagenbetreiber bis zum 30.06.2021 eine Festlegung getroffen hat.
Die von Anlagenbetreiber zu übermittelnden Daten werden in Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten unterteilt.
- Stammdaten betreffen im Wesentlichen allgemeine Daten zur Anlage. Einige Daten hierzu sind uns auch bereits bekannt.
- Im Planwertmodell sind von Anlagenbetreiber bzw. EIV bis 14:30 Uhr Planungsdaten für den nachfolgenden Tag zu melden.
- Im Prognosemodell sind von Anlagenbetreiber bzw. EIV Nichtbeanspruchbarkeiten seiner Anlage mitzuteilen. Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit beziehen sich beispielsweise darauf, ob Strom aus der Anlage im Kundennetz selbst verbraucht wird. Im Prognosemodell muss der Anlagenbetreiber bzw. EIV auch die marktbedingte Anpassung melden.
- Echtzeitdaten stellen akute Veränderungen der Fahrweise der Anlage dar, etwa aus marktbezogenen oder technischen Gründen.
Einzelheiten zu den zu übermittelnden Daten sind bei der Bundesnetzagentur hier abrufbar.
Der Austausch der Stamm- und Planungsdaten soll automatisiert mittels definierter Formate zwischen der*dem EIV und dem Anschlussnetzbetreiber der jeweiligen Einspeiseanlage erfolgen.
Informationen zu den notwendigen Formaten für den Datenaustausch im Redispatch 2.0 sind in der „Mitteilung Nr. 16 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Marktkommunikation“ der Bundesnetzagentur einsehbar. Anlagenbetreiber können uns die Daten also nicht formfrei zukommen lassen, sondern müssen den Kommunikationsweg über RAIDA einhalten.
Bei einer Redispatch-Maßnahme erfolgt eine Anpassung bzw. Aufforderung zur Anpassung der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs einer Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlage durch den Netzbetreiber. Der Anlagenbetreiber erhält vom Netzbetreiber eine finanzielle und der Bilanzkreisverantwortliche ggf. eine bilanzielle Entschädigung. Hierfür wird die Ausfallarbeit vom Netzbetreiber ermittelt und mit dem BTR abgestimmt. Eine ausgebliebene Stammdatenmeldung führt jedoch dazu, dass die Ausfallarbeit bei Redispatch-Maßnahmen nicht mit den Betreiber*innen der technischen Ressourcen (BTR) abgestimmt werden kann. Ohne eine Festlegung zur Ausfallarbeit ist eine finanzielle Entschädigung nicht möglich.
Der BDEW informiert hier.
Die Festlegungen der Bundesnetzagentur finden Sie hier.
