Vergütung und EinspeisungInformationen & Downloads

Unter die Regelungen fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW und alle EE- und KWK-Anlagen die dauerhaft durch einen Netzbetreiber steuerbar sind.

• Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR)
• Bereitstellung von Stammdaten
• Bereitstellung von Bewegungsdaten
• Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
• Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwertmodell oder Prognosemodell)

Für einen sicheren und reibungslos funktionierenden Austausch von Informationen zur Umsetzung von Redispatch 2.0 wurden bestimmte Verantwortlichkeiten und Aufgaben jeweils genau einer sog. Marktrolle zugeordnet. Natürliche oder juristische Personen können hierbei mehrere Rollen einnehmen. Für Sie als Anlagenbetreiber kommen dabei die folgenden Marktrollen in Betracht

Anlagenbetreiber

Der Anlagenbetreiber ist per Gesetz (siehe § 3 Nr. 2 i. V. m. Nr. 1 EEG) die natürliche oder juristische Person, die eine EEG-, KWK- oder Speicher-Anlage betreibt. Er hat rechtliche Verpflichtungen und Ansprüche, die mit dem Anschlussnetzbetreiber vertraglich geregelt sind (bspw. für den Netzanschluss oder die Vergütung von eingespeistem Strom). Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV), wenn er diese Rollen nicht an Dritte abtritt.

Betreiber der Technischen Ressource (BTR)

Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung beauftragt. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des BTR nicht übernehmen.

Einsatzverantwortlicher (EIV)

Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. So muss er die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen beziehungsweise des BNetzA-Beschlusses zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Dazu gehören insbesondere verbindliche Informationen über den prognostizierten Anlageneinsatz und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage. Der Datenaustausch wird bei MITNETZ STROM über die Austauschplattform Connect+ (Rolle des Data Providers) abgewickelt. Des Weiteren hat der EIV Aufforderungen zur Anpassung des Anlageneinsatzes zur Unterstützung des Netzbetriebes umzusetzen. Die Rolle wird vom Anlagenbetreiber wahrgenommen, soweit dieser keinen Dritten mit der Wahrnehmung beauftragt. Im Allgemeinen bietet sich ein Direktvermarktungsunternehmen für die Übernahme dieser Rolle an. Wir als Ihr Anschlussnetzbetreiber können die Rolle des EIV nicht übernehmen.

Es gelten die Begriffsdefinitionen nach § 3 EnWG sowie § 2 StromNZV i. V. m. den Festlegungsverfahren zu den Kommunikationsprozessen (BK6-20-059) und zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) der Bundesnetzagentur.

Weiterführende Informationen finden Sie hier. Der BDEW hat die wichtigsten Informationen zu Marktrollen, Verantwortlichkeiten und der Marktpartner-ID im RD2.0 zusammengestellt.

Eine TR ist dabei ein technisches Objekt, das Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo) zugeordnet. Den TRs und SRs werden Identifikatoren zugeordnet, die im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung derTechnischen Objekte dienen. 

Die Identifikatoren für TRs und SRs werden entsprechend der Bildungsvorschrift durch die Codevergabestelle des BDEW an den Netzbetreiber vergeben und bestehen aus einer 11-stelligen, alphanumerischen ID-Nummer (bspw. C1010123101 (SR), D1019123001 (TR)). Der Netzbetreiber muss die TR-ID, die SR-ID und die Zuordnung dieser Identifikatoren zu den Erzeugungsanlagen und Fernwirkgeräten an den Einsatzverantwortlichen (EIV) initial übermitteln. Da uns die EIV's derzeit nicht bekannt sind, werden die IDs an den jeweiligen Anlagenbetreiber mit der Bitte übermittelt, diese an seinen Einsatzverantwortlichen (EIV) weiterzuleiten. Stimmt der EIV der TR/SR-Zuordnung nicht zu, erfolgt eine bilaterale Abstimmung mit SWE über folgendes Postfach: redispatch20@sg-sas.de

Bei Engpässen im Stromnetz ist der Anschlussnetzbetreiber berechtigt, die Erzeugungsleistung Ihrer Anlage anzupassen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies ändert sich mit der Einführung von Redispatch 2.0 nicht. Die Leistungsreduzierung kann dabei weiterhin über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Fernwirkgerät umsetzbaren Stufen erfolgen.

Im Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungsfall und Duldungsfall unterschieden.

Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche (EIV) den Einsatz an seiner Anlage selbst umsetzen („Der Anlagenbetreiber wird vom Netzbetreiber zur Regelung aufgefordert.“).

Beim Duldungsfall regelt der Anschlussnetzbetreiber die Anlagen („Der Anlagenbetreiber muss die Regelung des Netzbetreibers dulden.“). Der Duldungsfall entspricht dem heutigen Einspeisemanagement „EinsMan“.

Die Wahl der Abrufart (Aufforderungsfall/Duldungsfall) ist über die Austauschplattform Connect+ im Rahmen der initialen Stammdatenmeldung durch den EIV an den Netzbetreiber ab 01.07.2021 gemäß dem Einführungsszenario zu übermitteln.

Liegt dem Netzbetreiber keine Zuordnung zu einer Abrufart vor, wird die Anlage für die Testphase ab 01.09.2021 dem Duldungsfall zugeordnet.

Entgegen dem jetzigen Einspeisemanagement „EinsMan“ wird im Redispatch 2.0 nicht nur die eingespeiste, sondern auch die abgeregelte Energiemenge (sog. Ausfallarbeit) je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet und somit ein bilanzieller Ausgleich erzielt. Für diesen bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung werden prinzipiell zwei Modelle angeboten. Es wird zwischen dem Prognosemodell und dem Planwertmodell unterschieden. Die beiden Modelle unterscheiden sich vor allem in der Art der Erstellung der Erzeugungsprognose und werden zwischen dem Anlagenbetreiber und seinem Einsatzverantwortlichen (EIV) für jede Steuerbare Ressource (SR) abgestimmt.

Im Planwertmodell muss der EIV Anlagenfahrpläne (Erzeugungsprognosen) für jede Technische Ressource (TR) mindestens am Vortag an den Netzbetreiber übergeben. Um am Planwertmodell teilnehmen zu können, muss der EIV die erforderlichen Voraussetzungen erfüllen (Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur). Für Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung ist zusätzlich der „Kriterienkatalog Planwertmodell“ zu berücksichtigen (Anhang zu Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059 der Bundesnetzagentur). Erzeugungsanlagen mit einer Leistung ab 10 Megawatt müssen am Planwertmodell teilnehmen.

Im Prognosemodell muss der EIV keine Fahrpläne zur Verfügung stellen. Hier werden die Erzeugungsprognose vom Netzbetreiber erstellt.

Initial werden alle Anlagen, die derzeit keine Fahrpläne zur Verfügung stellen, dem Prognosemodell zugeordnet.

Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Fall einer Redispatch-Maßnahme die Ausfallarbeit ermittelt wird.

Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme.

In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt.

Im Redispatch 2.0 besteht zudem die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“) zu nutzen, falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen von Dritten (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber).

Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt dem Anlagenbetreiber.

Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung.

Anlagen mit wetterabhängiger Erzeugung (Wind, Photovoltaik)

Anlagen mit wetterunabhängiger Erzeugung (Biomasse, KWK u. Ä.)

Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt gemäß den Festlegungen der EDI@Energy und ist vom EIV bzw. BTR auf der Website der Vergabestelle des BDEW zu beschaffen.

Mittels der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt.

Eine Kundenanlage im Sinne des § 3 Nr. 24a oder b EnWG entsteht, wenn über eine kundeneigene Energieanlage Letztverbraucher angeschlossen sind und diese Anlage mit einem Summenzähler vom Netz der allgemeinen Versorgung abgegrenzt ist.

Beispiele für Kundenanlagen nach § 3 Nr. 24a EnWG sind Mehrfamilienhäuser vorwiegend in Kombination mit Erzeugungsanlagen. Diese werden auch Mieterstrommodelle genannt. Unter bestimmten Voraussetzungen ist bei PV-Anlagen die Inanspruchnahme eines PV-Mieterstromzuschlags nach EEG möglich (siehe FAQ Kontakte und weitere Informationen).

Beispiele für Kundenanlagen nach § 3 Nr. 24b EnWG sind überwiegend Industriekunden mit Unterabnehmern auf dem Betriebsgelände oder Einkaufsmärkte mit Backshop und ggf. weiteren Läden.

Bei Kundenanlagen nach § 3 Nr. 24a EnWG handelt es sich um geographisch eng begrenzte „Hausanlagen“ innerhalb von Gebäuden oder Gebäudekomplexen. Möglich ist im Einzelfall auch, dass sich eine Kundenanlage außerhalb von Gebäuden über ein größeres Grundstück erstreckt.

Die Versorgung der in der Kundenanlage angeschlossenen Letztverbraucher erfolgt grundsätzlich durch den Kundenanlagenbetreiber. Der Kundenanlagenbetreiber ist für die in seiner Anlage versorgten Kunden verantwortlich und muss deren Versorgung sicherstellen.

Die Letztverbraucher haben das Recht auf freien Netzzugang (Lieferantenwechsel nach § 3 Nr. 24 a und b) EnWG in Verbindung mit § 20 (1d) EnWG), den der Kundenanlagenbetreiber sicherstellen muss. Sogenannte Exklusivitätsvereinbarungen durch den Kundenanlagenbetreiber, also eine der Bindung angeschlossenen Letztverbraucher an einen Energielieferanten, sind unzulässig.

Für die Letztverbraucher innerhalb der Kundenanlage, die nicht von einem dritten Energielieferanten beliefert werden, besteht kein Recht auf Grund-/Ersatzversorgung (gemäß Grundversorgungs-verordnung) durch den jeweils zuständigen Grundversorger des der Kundenanlage vorgelagerten Netzes, da diese Letztverbraucher nicht im Netz der allgemeinen Versorgung im Sinne des § 3 Nr. 17 EnWG angeschlossen sind. Gleiches gilt für die Ersatzbelieferung außerhalb der Niederspannung.

Kunden, die von einem dritten Lieferanten beliefert werden, werden durch den Netzbetreiber zur Grund-/Ersatzversorgung beim zuständigen Grundversorger gemeldet, wenn diese Belieferung beendet wird und keine Folgebelieferung durch einen dritten Lieferanten besteht.

Mit dem Begriff „dritter Energielieferant“ sind alle vom Letztverbraucher frei wählbaren Energielieferanten gemeint. Die Belieferung durch den Kundenanlagenbetreiber selbst ist damit nicht gemeint.

Bei Kunden, die einen dritten Lieferanten wählen, muss der Messstellenbetrieb durch den Netzbetreiber als grundzuständigem Messstellenbetreiber (gMSB) oder durch einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) erfolgen. Gleiches gilt für Erzeugungsanlagen. Entsprechende Zählerplätze sind vom KAB einzurichten.

Der wMSB muss einen Messstellenbetreiberrahmenvertrag nach Vorgaben der Bundesnetzagentur (BK6-17-042) mit dem Netzbetreiber abschließen. Es gelten die Wechselprozesse im Messwesen (WiM).

Die technische Zuständigkeit des Anschlussnetzbetreibers endet am Netzanschluss der Kundenanlage an das Elektrizitätsversorgungsnetz des NB (Eigentumsgrenze zur Kundenanlage). Die Verantwortung für den Betrieb der Kundenanlage obliegt dem KAB und nicht dem Anschlussnetzbetreiber. Für Letztverbraucher, die vom Kundenanlagenbetreiber versorgt werden, liegt die Verantwortung für die Messung dagegen nicht beim Netzbetreiber. Hier ist der Betreiber der Kundenanlage selbst verantwortlich.

Für die Ausstattung von Messstellen mit modernen Messeinrichtungen (mME) bzw. intelligenten Messsystemen (iMSys) gilt das MsbG.

Die Einhaltung der gesetzlichen Anforderungen aus dem Messstellenbetriebsgesetz und dem Eichrecht liegen im Verantwortungsbereich des Kundenanlagenbetreibers.

Die Zählerplätze der Kundenanlage sind entsprechend der TAB und den darin Richtlinien und Verordnungen auszuführen und zu betreiben.

Die in den Umsetzungshilfen zu den gültigen VDE-Anwendungsregeln VDE-AR-N 4100 und 4105 und zu den BDEW-TAB-2019 auf der Homepage der MitnetzStrom angegebenen Messkonzepte finden im Netz der Stadtwerke Weißenfels Energienetze GmbH (SWE) Anwendung.
Link:

https://www.mitnetz-strom.de/netzanschluss/netzanschluss/technische-regeln

Gemäß § 21 Abs. 3 Satz 1 EEG 2017 besteht der Anspruch auf den Mieterstromzuschlag „für Strom aus Solaranlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt bis zu 100 Kilowatt, die auf, an oder in einem Wohngebäude installiert sind, soweit er an einen Letztverbraucher geliefert oder verbraucht worden ist

1. innerhalb dieses Gebäudes oder in Wohngebäuden oder Nebenanlagen im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang mit diesem Gebäude und

2. ohne Durchleitung durch ein Netz.“

Andere Stromerzeugungsanlagen wie etwa BHKW haben unabhängig von ihrem Einsatzstoff keinen Anspruch auf den Mieterstromzuschlag.

Zur Geltendmachung des Mieterstromzuschlag muss er die KAB die Solaranlage der entsprechenden Veräußerungsform gemäß § 21b Abs. 1 Nr. 3 EEG 2017 zuordnen und dies dem Netzbetreiber auf dem Datenblatt EEA mitteilen. Ordnet der Anlagenbetreiber die Anlage dem Mieterstromzuschlag nach § 21 Absatz 3 zu, ist zugleich die Veräußerungsform für den Strom zu wählen, der aus dieser Anlage in das Netz eingespeist wird.

Am Summenzähler wird von der bezogenen Energiemenge der Verbrauch der drittversorgten Letztverbraucher (Unterzähler) abgezogen. Das kleinstmögliche Ergebnis ist 0.

Die Ermittlung der Einspeisemenge am Summenzähler ergibt sich aus der physikalisch eingespeisten Menge zuzüglich der Differenz zwischen dem Bezug der Hauptmessung und dem Verbrauch der drittversorgten Letztverbraucher, sofern die Differenz des physikalischen Bezuges an der Hauptmessung kleiner als die Summe aller Verbrauchswerte der drittversorgten Letztverbraucher ist.

Die eingespeiste Menge wird dem Anlagenbetreiber gemäß den gesetzlichen Vorgaben aus Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) und Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) vom Netzbetreiber vergütet.

Die Netznutzungsabrechnung für die Marktlokation (siehe diesen FAQ: „Drittbelieferung und Lieferantenwechselprozesse“) der Kundenanlage (Summenzähler), sowie die Marktlokationen von drittbelieferten Letztverbrauchern in der Kundenanlage nimmt der Netzbetreiber gemäß den für diese Marktlokationen bestehenden Netznutzungsverträgen vor.

Aufgrund der Saldierung von Summen- und Unterzählern erfolgen alle Abrechnungen turnusmäßig zum 31.12. eines Kalenderjahres.

Die Abrechnung der Netzentgelte für die Unterzähler erfolgt grundsätzlich analog der Abrechnung des Summenzählers. Ist die Kundenanlage beispielsweise in der Mittelspannung angeschlossen, werden sowohl die Marktlokation der Kundenanlage (Summenzähler) als auch die Marktlokationen der drittbelieferten Letztverbraucher (Unterzähler) mit den Netzentgelten Mittelspannung abgerechnet. In diesem Fall sind alle Unterzähler als RLM-Messungen auszuführen, um entsprechende Arbeits- und Leistungswerte für die Abrechnung zu erhalten.

Verluste, die z. B. bei Anschluss der Kundenanlage ans Mittelspannungsnetz und in der Kundenanlage angeschlossenen Letztverbrauchern mit niederspannungsseitiger Messung entstehen, werden bei der Abrechnung nicht berücksichtigt und sind vom Kundenanlagenbetreiber (Summenzähler) zu tragen.

Die Stromlieferung an Dritte unterliegt grundsätzlich der Zahlung der vollen EEG-Umlage. Die Zuständigkeit für die Erhebung der EEG-Umlage bei Mieterstrommodellen obliegt dem ÜNB.

• Der Letztverbraucher oder der vom Letztverbraucher beauftragte Lieferant gibt dem Kundenanlagenbetreiber sein Anliegen bekannt, dass er von einem Lieferanten mit Energie beliefert werden möchte und für die Abwicklung des Prozesses „Lieferbeginn“ gemäß GPKE die relevanten Identifikatoren benötigt. Dieser Vorprozess ist nicht standardisiert und wird bilateral zwischen dem Letztverbraucher und dem Kundenanlagenbetreiber abgewickelt.
• Der Kundenanlagenbetreiber bestellt mittels Formblatt „Anmeldung zur Erstellung einer Marktlokation in einer Kundenanlage“ für den Letztverbraucher beim Netzbetreiber eine Markt- und Messlokation (Download Anmeldung_Marktlokation_Kundeanlagen). Die Ausstattung einer in einer Kundenanlage befindlichen Marktlokation mit einem Identifikator für eine Marktlokation und einem Identifikator für eine korrespondierende Messlokation erfolgt ausschließlich in die Zukunft.
• Der Netzbetreiber richtet innerhalb von 10 Werktagen die Marktlokation und Messlokation ein und übermittelt diese dem Kundenanlagenbetreiber.
• Ein vom Kundenanlagenbetreiber beauftragter dritter Messstellenbetreiber meldet für die Messlokation per WiM-Prozess den Messstellenbetrieb für den Kunden an. Alternativ erfolgt die Beauftragung des gMSB durch den KAB mittels „Inbetriebsetzungsantrag Strom“ unter Angabe der Marktlokation und der vorhandenen Zähler-Nummer. Der gMSB nimmt den Zählereinbau vor.
• Der Kundenanlagenbetreiber nennt dem betroffenen Letztverbraucher seine Marktlokation.
• Der Kunde übermittelt seinem Wunschlieferanten diese Marktlokation.
• Der Lieferant meldet den Kunden beim Netzbetreiber per GPKE-Prozess zur Belieferung an.

• Der Kundenanlagenbetreiber meldet mittels Formblatt „Anmeldung der Belieferung eines Letztverbrauchers durch den KAB“ für den Letztverbraucher beim Netzbetreiber die gewünschte Belieferung spätestens 11 Tage vor dem gewünschten Belieferungsbeginn an (Download Anmeldung_Belieferung_LV).
• Der NB prüft, ob eine Abmeldung des dritten Energielieferanten vorliegt. Liegt dem NB keine Abmeldung vor, verbleibt die Marktlokation beim dritten Energielieferanten. Vorrausetzung für einen erfolgreichen Wechselprozess ist somit, dass der Kunde seinen Liefervertrag mit dem dritten Energielieferanten gekündigt hat. Über den Vorgang informiert der NB den KAB entsprechend.

Hinweis:

Ein Wechsel aus der Drittbelieferung zurück zum KAB wird aus Netzbetreibersicht wie eine Stilllegung behandelt. Hat der gMSB bis dahin den Messstellenbetrieb übernommen, wird der Zähler ausgebaut. Die Verantwortung für den Messstellenbetrieb geht auf den Kundenanlagenbetreiber über. Den Termin zum Zählerausbau stimmen gMSB und der KAB bilateral ab.

Der Abschluss des Mieterstromvertrages des Letzverbrauchers sollte erst nach Kündigung des bestehenden Versorgungsvertrages mit seinem Energielieferanten erfolgen.

Sofern keine Anmeldung der Belieferung eines Letztverbrauchers durch den KAB vorliegt, wird die Marktlokation der Grundversorgung des Grundversorgers zugeordnet.

Im Zuge der Anschlussbeantragung ist das Vorhandensein von Untermessungen mitzuteilen. Das hat zur Folge, dass ein entsprechendes Messkonzept abzustimmen ist.

Sollten drittversorgte Kunden vorhanden sein, ist dies mittels Formblatt „Anmeldung der Belieferung eines Letztverbrauchers durch den KAB“ mitzuteilen. Eine Abstimmung zwischen KAB und Netzbetreiber ist zwingend erforderlich, um Messungen, Drittbelieferungen und Abrechnungen korrekt aufbauen zu können.