Unsere Kernaufgaben

Unsere Kernaufgaben bestehen aus Übertragungsdienstleistungen, Systemdienstleistungen und der Förderung des europäischen Strommarktes. Sie ergeben sich aus unserem Auftrag als Netzbetreiber nach dem niederländischen 'Elektriciteitswet' (E-wet) and dem deutschen 'Energiewirtschaftsgesetz' (EnWG).

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Innovation

TenneT präsentiert Drehkreuz-Konzept für umfangreiches Windenergieprojekt in der Nordsee.

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Unser Netz

TenneT betreibt das Hochspannungsnetz in den Niederlanden und in großen Teilen von Deutschland. TenneT überträgt Strom mit einer Spannung von 110.000 Volt (110 kV) und höher. Mit um 23.500 Kilometern Hochspannungsleitungen, überqueren wir Grenzen und verbinden Länder.

Unser Netz

Offshore Ausblick 2050

Bereits bis 2030 steigt die ursprünglich geplante Leistung von 15 Gigawatt Offshore-Windenergie auf 20 GW.

zu Offshore Ausblick 2050
Strommarkt

Die Energiebranche wird durch eine rasante Entwicklung gekennzeichnet. Der Prozess der europäischen Marktintegration begann vor einigen Jahren. Ziel dieser Integration ist die Schaffung eines einheitlichen europäischen Marktes, der es den Marktparteien erlaubt, auf einfache und effiziente Weise über die Grenzen hinweg mit Gas und Strom zu handeln.

Strommarkt

Kennzahlen-App iOS

Die TenneT TSO GmbH veröffentlicht in dieser App gemäß den gesetzlichen Bestimmungen netzrelevante Daten in einer für das iPhone optimierten Darstellung. 

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E-Insights

Unsere Vision ist es, einer der transparentesten Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Europas zu sein und damit einen Wert für die Gesellschaft zu schaffen. In der Rubrik Energy Insights stellen wir Daten, Informationen und wertvolle Einblicke rund um das Thema Energie zur Verfügung.

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Hier finden Sie interessante Zahlen und Fakten rund um TenneT.

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Unternehmen

TenneT ist einer der führenden Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für Strom in Europa mit Geschäftstätigkeiten in den Niederlanden und in Deutschland. Unsere Aufgabe ist es, die rund 42 Millionen Endverbraucher in unseren Märkten zuverlässig und rund um die Uhr mit Strom aus unserem Hoch- und Höchstspannungsnetz zu versorgen.

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Wir sind TenneT

Wir versorgen rund 42 Millionen Menschen zuverlässig und rund um die Uhr mit Strom.

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FAQ zum Thema Redispatch 2.0

Bilanzkreisthemen im Redispatch 2.0 Prozess

Fahrplananmeldung

Muss ein Netzbetreiber für jedes einzelne Bilanzierungsgebiet einen eigenen Redispatch-Bilanzkreis anmelden?

Der neue § 11a StromNZV regelt die Umsetzung des energetischen und bilanziellen Ausgleichs für Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 2 EnWG. Absatz 1 verpflichtet die verantwortlichen Netzbetreiber, die Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 2 (i. V. m. § 14 Absatz 1 oder 1c) EnWG durchführen oder nachgelagerte Netzbetreiber zu solchen Maßnahmen nach § 14 Absatz 1c EnWG auffordern, einen gesonderten Bilanzkreis nur für diesen Zweck zu führen.

Ist eine Verkettung (Anlage 5 im Bilanzkreisvertrag) der Redispatch-Bilanzkreise mit dem Hauptbilanzkreis möglich, sodass für mehrere BKVs eine Fahrplanmeldung der Redispatch-Maßnahmen erfolgen kann, oder sind diese einzeln zu melden?

Der neue § 11a StromNZV regelt die Umsetzung des energetischen und bilanziellen Ausgleichs für Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 2 EnWG. Absatz 1 verpflichtet die verantwortlichen Netzbetreiber, die Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 2 (i. V. m. § 14 Absatz 1 oder 1c) EnWG durchführen oder nachgelagerte Netzbetreiber zu solchen Maßnahmen nach § 14 Absatz 1c EnWG auffordern, einen gesonderten Bilanzkreis nur für diesen Zweck zu führen.

Im Falle einer Verkettung sind die involvierten Bilanzkreise ausgeglichen anzumelden. Wenn ein Redispatchbilanzkreis als Subbilanzkreis eine summierte FC-RD-Anmeldung vornimmt, dann hat auch der Hauptbilanzkreis diese summierte Menge an Energie als Import/FC-Prod aufzuweisen. 

Handelsgeschäfte zwischen RD-BK und anderen BK

Besteht die Möglichkeit -gerade auch im Intraday- diesen Redispatch-BK auch aus einem anderen Bilanzkreis (z.B. Haupt-BK) zu bedienen und diesen beispielsweise im Cons / Prod zu variieren? Oder ist das wiederum illegal im Sinne des Standardbilanzkreis-Vertrags?

Handelsgeschäfte zwischen dem RD-BK und einem anderen BK sind möglich. Sofern in dem Haupt-BK daraufhin tatsächlich eine Änderung von Erzeugung bzw. Last erfolgt, kann/muss dies entsprechend auch in den FC-PROD und FC-CONS-Meldungen dem ÜNB mitgeteilt werden.

Wird nur die FC-PROD bzw. FC-CONS-Meldung angepasst, obwohl keine tatsächliche Prognoseänderung für Erzeugung bzw. Last vorliegt, könnte es sich hierbei möglicherweise um eine Prognosepflichtverletzung handeln.

Bilanzkreis-Ausgleich

Muss im täglichen Fahrplanprozess der Redispatch Bilanzkreis ausgeglichen sein?

Gemäß dem Bilanzkreisvertrag und den Regeln der Prozessbeschreibung FPM ist der Bilanzkreis auszugleichen. Eine Fahrplananmeldung vom RD-BK („Out Party“) an den BK 11YD-1111-0001-7 („In Party“) wird hierbei als Entnahme aus dem RD-BK behandelt. Analog wird eine Anmeldung vom BK 11YD-1111-0001-7 („Out Party“) an den RD-BK („In Party“) als Einspeisung behandelt, wobei dieser Fall voraussichtlich selten auftreten wird. Hierbei ist 11YD-1111-0001-7 der EIC für die FC-RD-Anmeldung, vergleichbar mit 11XFC-CONS-----0 bzw. 11XFC-PROD-----E.

Im Prognosemodell: Aus dem Use Case: Übermittlung des Prognosefahrplans im Prognosemodell der BK6-20-059 „Mit Buchung der FC-RD wird die für den Ausgleich der Redispatch-Maßnahme beschaffte Energie im RD-Bilanzkreis des BKV (anfNB) als ex post zu bilanzierende Einspeisung/Entnahme berücksichtigt.“

Im Planwertmodell: Aus dem Use Case: Bilanzieller Ausgleich im Planwertmodell der BK6-20-059 „Die  BKV  (des  anfordernden  NB  und  des  LF)  haben  die Fahrpläne an den ÜNB übermittelt.“

Sind die Redispatch-Maßnahmen mit Gegengeschäften im Planwert- und Prognosemodell auszugleichen?

Redispatch-Maßnahmen sind stets durch Gegengeschäfte auszugleichen. Sonderfälle wie z.B. die gemeinsame Anforderungen mehrerer Netzbetreiber oder ein Beschaffungsvorbehalt der ÜNB werden in den NKK-Detailprozessen des BDEW geregelt.


Kann der Redispatch Bilanzkreis durch die Überführungszeitreihe unausgeglichen werden (z.B. angeforderter Redispatch entspricht nicht der tatsächlichen Abschaltung)?

Wenn ein Ausgleich durch die Ausfallarbeitsüberführungszeitreihe (AAÜZ) erfolgt, handelt es sich um Anlagen im Prognosemodell. Gemäß des Beschlusses BK6-20-059 richtet sich im Prognosemodell die Höhe des bilanziellen Ausgleichs nach der Einspeisung, die sich ohne die Redispatch-Maßnahme ergeben hätte.

Diese lässt sich bei Anlagen mit fluktuierender Einspeisung erst im Nachhinein berechnen, da das tatsächliche Dargebot des Primärenergieträgers zu Grunde zu legen ist. Da somit die Höhe des bilanziellen Ausgleichs nicht im Vorhinein bestimmt wird, erfolgt der Ausgleich per nachträglicher AAÜÜZ. Da im Standardfall beim Prognosemodell keine Abweichungen zwischen dem bilanziellen Ausgleich und der tatsächlichen Ausfallarbeit auftreten, bedarf es insoweit keiner Korrektur beim finanziellen Ausgleich. 

Fahrplanprozess

Muss  täglich ein Fahrplanprozess mit dem BKV der abgeschalteten Anlagenbetreiber (Fahrplanmeldung von RedispatchBK an BK des entsprechenden BKV) durchgeführt werden oder läuft der Ausgleich über die MaBiS?

Im Prognosemodell erfolgt der bilanzielle Ausgleich der reduzierten Einheiten mittels der AAÜZ über die MaBiS. Im Planwertmodell erfolgt der bilanzielle Ausgleich per ESS-FP gemäß der Prozessbeschreibung FPM.

Vorgelagerter Netzbetreiber schaltet auch in nachgelagerten Netzen Anlagen ab, muss hierbei täglich ein Fahrplanprozess von dem Redispatch BK des vorgelagerten Netzbetreibers in den Redispatch BK des nachgelagerten Netzbetreibers durchgeführt werden?

Nur im Clusterfall erfolgt ein Bilanzkreisfahrplanaustausch zwischen den RD-Bilanzkreisen der NB: Aus dem Use Case Bilanzieller Ausgleich bei Clustern: „Die BKV melden beide die auszutauschende Energie über Bilanzkreisfahrpläne. Der ÜNB wendet die Fahrplanregeln an.“ Der liefernde BK ist der BK des BKV des anfNB und der empfangene BK ist der BK des BKV des clusterndenNB.

Fristen zum BK-Ausgleich. Redispatch-BK weist eine offene Menge aus, weil z.B. eine vorgenommene Abschaltung besteht.

Sofern die offenen Positionen im Intraday entstehen, gelten die „Trichterwerte“ gemäß BK-Vertrag. Hier gibt es drei Trichter, „<15 Min“, „15 Min – 2h“ und „>2h“, mit individuellen Schwellwerten für die offenen Positionen, wobei im Trichter „<15 Min“ der Schwellwert immer 0 ist. Diese Trichterwerte gelten für das Portfolio eines Bilanzkreises.


Wie lauten die Fristen zur Anmeldung der Fahrpläne?

Hier gelten die normalen Regeln. Für Fristen zur Anmeldung der Fahrpläne siehe „Prozessbeschreibung Fahrplananmeldung in Deutschland (Version 4.3)“: https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/The_Electricity_Market/German_Market/Balance_groups/BK6-18-061_Mit_05_Prozessbeschreibung.pdf


Mit welcher Vorlaufzeit sind Redispatch-Maßnahmen zu melden, bzw. gibt es hier Fristen? 

Gemäß Anwendungshilfe Redispatch 2.0: Häufig Gestellte Fragen und Antworten Version 1.0 ist der Prozess so angelegt, dass Abrufe grundsätzlich so spät wie möglich und so früh wie nötig erfolgen sollen. Abrufe sind bis zu Ad-hoc-Abrufen in Echtzeit möglich. Aus dem Koordinationsprozess heraus werden geplante Abrufe stets mit einem gewissen Vorlauf erfolgen. 

Abrufweg / Dataprovider

Welchen Abrufweg nutzen die Übertragungsnetzbetreiber?

Die TSOs nutzen Tools für die RD-Maßnahmen, um diese im Inland und mit den Nachbarländern gemeinsam abzustimmen und festzulegen, um danach die Abrufmaßnahmen an die betroffenen Parteien zu verschicken. Sofern es sich nicht um eine durch die  SO GL zur vollständigen Planungsdatenlieferung  verpflichtete Anlage handelt wird derzeit Connect+ als Dataprovider und PVZ für die neu anzubinden  Anlagen nach Redispatch 2.0 Regime empfohlen.
Der Ablauf zum Datenaustausch und Abruffall entnehmen Sie bitte der BDEW Branchenlösung www.bdew.de/service/anwendungshilfen/bdew-branchenloesung-redispatch-2.0/
Zum Vorgehen der Netzbetreiberkoordinierungsprozesse finden Sie unter dem Stichwort „NKK Detailprozesse“ Detailprozesse für die Netzbetreiberkoordination im Redispatch 2.0.

Welche Formate werden genutzt?

BNetzA hat am 1. April 2021 die von EDI@Energy zur Umsetzung des Redispatch 2.0 erstellten EDIFACT- und XML-Datenformate veröffentlicht.  Zum 3. Juni 2021 wurden nun Konkretisierungen zu einzelnen Datenformaten auf der EDI@Energy-Plattform veröffentlicht. Die Lesefassungen zu den EDI@Energy-Dokumenten sind durch alle Marktkommunikationsteilnehmer zu berücksichtigen. Insbesondere sind die Änderungen in den XML-Stammdaten zeitnah zu beachten, da diese gemäß Einführungsszenario zum Redispatch 2.0 ab dem 1. Juli 2021 übermittelt werden sollen.

Gemäß Mitteilung Nr. 19 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Marktkommunikation wurden am 1. April die neu erarbeiteten beziehungsweise angepassten Formate von der Bundesnetzagentur und auf der BDEW-EDI@Energy-Plattform veröffentlicht. Standardmäßig werden Fehlerkorrekturen zu den Datenformaten in Form von „konsolidierten Lesefassungen mit Fehlerkorrekturen“ auf der EDI@Energy-Plattform durch den BDEW veröffentlicht, sofern nach der Veröffentlichung eines EDI@Energy-Dokuments Fehler festgestellt werden. Bei den Formaten umfassen Fehlerkorrekturen Berichtigungen oder Präzisierungen von Ausprägungen, die den Prozess in einem Datenformat nicht erfolgreich abschließen lassen oder beziehen sich beispielsweise im XML-Umfeld auf Diskrepanzen zwischen einer Formatbeschreibung (FB) und Anwendungstabelle (AWT). Diese erlangen ohne Konsultation sowie ohne Mitteilung der Bundesnetzagentur Gültigkeit. Insofern ist jeweils die zuletzt veröffentlichte konsolidierte Lesefassung mit Fehlerkorrektur umzusetzen.

Zum 3. Juni 2021 hat der BDEW nun Fehlerkorrekturen zu 7 der 9 XML-Datenformate veröffentlicht. Eine detaillierte Auflistung aller Änderungen lässt sich dem gemeinsamen Dokument „Änderungshistorie zu den XML-Datenformaten für den Redispatch 2.0“ entnehmen. Schwerpunkte der Fehlerkorrekturen sind Präzisierungen und Korrekturen zu Befüllungen verschiedener Datenelemente. Bei den EDIFACT-Dokumenten befindet sich die Änderungshistorie in dem jeweiligen Dokument.
Zur fristgerechten Einführung des Redispatch 2.0 sind verschiedene vorbereitende Schritte erforderlich, die im Einführungsszenario Redispatch 2.0 des BDEW beschrieben sind und mit der BNetzA abgestimmt wurden (BDEW berichtete und BDEW berichtete). Demnach sollen ab dem 1. Juli 2021 die initialen Stammdaten übermittelt werden, um zum 1. Oktober 2021 einen koordinierten Einstieg in die praktische Anwendung der Redispatch 2.0-Prozesse zu ermöglichen. Die Fehlerkorrekturen für die XML-Stammdaten sind somit bereits zur Übermittlung der initialen Stammdaten ab dem 1. Juli 2021 zu berücksichtigen.

Um jederzeit über die Veröffentlichung von EDI@Energy-Dokumenten und deren Fehlerkorrekturen informiert zu werden oder aber auch Fragen zu den EDI@Energy-Dokumenten stellen zu können, besteht die Möglichkeit sich kostenlos auf www.edi-energy.de zu registrieren und dort Newsletter zu den einzelnen Themen zu abonnieren.