Redispatch 2.0

Zum 1. Oktober 2021 tritt Redispatch 2.0 in Kraft und wird für Anlagenbetreiber, welche eine Erzeugungseinheit mit einer installierten Leistung größer 100kW betreiben, verpflichtend. Das bedeutet, dass Sie als Anlagenbetreiber Ihre geplante Stromproduktion bei Netzengpass-Situationen ggf. anpassen müssen. Redispatch 2.0 bringt somit für Sie als Anlagenbetreiber neue Rollen und Pflichten mit sich.

Im BDEW- Einführungsszenario sind die wichtigsten Umsetzungsschritte für alle Marktrollen aufgeführt.

Sie haben Fragen zu Redispatch 2.0, im Folgenden finden Sie Antworten auf die häufigsten Fragen.

Was ist Redispatch 2.0?

Mit der Novellierung des EnWG und den resultierenden Gesetzesanpassungen im Rahmen des NABEG 2.0 (Mai 2019) wird der Prozess des Redispatching erweitert. Ab dem 1. Oktober 2021 werden alle Verteilnetzbetreiber (VNB) und Anlagenbetreiber (ANB) von Energieerzeugungsanlagen in den Redispatch-Prozess integriert. Das bedeutet, dass die bisher weitgehend unabhängige Netzbewirtschaftung der VNB mittels des sogenannten Einspeisemanagements im Rahmen des EEG eingestellt und in den Redispatch-Prozess nach dem EnWG überführt wird. Betroffen von der Novellierung sind vorerst Anlagenbetreiber aller Eigenerzeugungsanlagen mit über 100 kW installierter Leistung.

Wie ist die Anlagendefinition im Redispatch 2.0?

Im Sinne der Marktkommunikation (MaKo) zum Redispatch 2.0 wird Ihre Anlage als technische Ressource (TR) bezeichnet und einer steuerbaren Ressource (SR) zugeordnet. Der Unterschied ist, dass die SR die kleinste durch den Verteilnetzbetreiber (VNB) einzeln steuerbare Einheit darstellt und demzufolge jede TR genau einer SR zugeordnet ist, aber eine SR auch mehrere TR enthalten kann. Sie können sich dies wie folgt Vorstellen: Wenn sie bspw. zwei PV-Anlagen betreiben, welche über eine technische Einrichtung gemeinsam vom Netzbetreiber geregelt werden können, so haben Sie zwei TR, welche einer SR zugeordnet werden können.

Wie funktioniert die Zuordnung der TR-ID zu SR-ID?

Die Zuordnung der Technischen Ressource (TR) zur steuerbaren Ressource (SR) erfolgt durch den Verteilnetzbetreiber (VNB). Dies ist die Stadtwerke Karlsruhe Netzservice GmbH im konkreten Fall. Die Zuordnung geschieht anhand von eindeutigen Identifikatoren, sogenannten IDs. Zur Zuordnung Ihrer einzelnen Erzeuger (TR-ID) zu den Fernwirkgeräten oder Funkrundsteuerempfänger (zukünftig: intelligente Messsysteme bei Anlagen und KWK-Anlagen im Sinne des EEG, welche eine installierte Leistung größer 7 kW besitzen) des Netzbetreibers (SR-ID). Die Zuordnung der TR- und SR-ID versenden wir VNB entweder direkt an den benannten Einsatzverantwortlichen (EIV) oder an die Anlagenbetreiber, welche die ID dem EIV mitteilen müssen. Den Vorschlag zur Zuordnung haben wir Ihnen, sofern Sie angeschrieben wurden, im Schreiben vom 02.06.2021 zukommen lassen.

Welche Rollen und Pflichten haben Anlagenbetreiber im Redispatch 2.0?

Dem Anlagenbetreiber werden im Redispatch 2.0-Prozess zwei Prozessrollen zugedacht. Der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) ist für den Betrieb einer TR verantwortlich. In der Rolle des BTR sind Sie vor allem in den Kommunikationsprozess zur Ermittlung und Abstimmung der Ihnen durch tatsächliche Redispatch-Maßnahmen entgangenen Ausfallarbeit involviert. In der Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) sind Sie unabhängig von konkreten Redispatch-Maßnahmen dafür verantwortlich, dem VNB die Stammdaten, Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten/-verfügbarkeiten Ihrer Anlage zur Planung des Redispatch-Bedarfs zu übermitteln. Darüber hinaus ist der EIV bei der Durchführung im Aufforderungsfall– also bei tatsächlichen Eingriffen in die Fahrweise Ihrer Anlage, durch den VNB bzw. ÜNB– involviert und wird über diese vorab vom NB informiert.

Beide Rollen können grundsätzlich auch durch einen Dienstleister, etwa Ihren Direktvermarkter, übernommen werden. Die Stadtwerke Karlsruhe Netzservice wird zum aktuellen Zeitpunkt diese beiden Rollen nicht als Dienstleister übernehmen.

Welche Bilanzierungsmodelle sind möglich?

Prognosemodell: Dies bedeutet, dass der Verteilnetzbetreiber die Erzeugungsleistung der EEG-Anlagen (z.B. PV und Wind) eigenständig prognostiziert sowie diese via connect+ sendet.

Planwertmodell: Der Einsatzverantwortliche (EIV) erstellt den Fahrplan der Einspeiseleistung und sendet diesen via connect+ (der sogenannte Data Provider) an den VNB.

Was ist der Unterschied zwischen Aufforderungsfall und Duldungsfall?

Im Aufforderungsfall regelt der Anlagenbetreiber selbst bzw. ein von ihm beauftragter Einsatzverantwortlicher die Anlagenleistung. Im Duldungsfall hingegen regelt der Versorgungsnetzbetreiber über die vorhandene Lastmanagementschnittstelle.

Welche Abrechnungsformen der Ausfallarbeit gibt es?

Die Ausfallarbeit definiert den bilanziellen Ausgleich bei einer Redispatch-Maßnahme (z.B. mögliche Abregelung) und ist Grundlage für den Entschädigungsanspruch.

Es stehen folgende Abrechnungsformen zur Verfügung:

Pauschalverfahren: Pauschal bedeutet, dass der eingespeiste Wert der Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme die Grundlage der Berechnung der Ausfallarbeit dieser Redispatch-Maßnahme sein wird.

Spitz-Verfahren: In diesem Fall werden zur Berechnung der Ausfallarbeit vor Ort an der Anlage gemessene Wetterdaten wie Wind- und Globalstrahlung berücksichtigt.

Spitz-Light-Verfahren: Hier werden Wettermodelle oder Wetterdaten von Referenzanlagen (z.B. von einem Wetterdienstleister) als Basis zur Berechnung der Ausfallarbeit genutzt.

Wie und von wem bekomme ich im Falle eines Abrufs meine Entschädigung?

Die Anlagenbetreiber werden für stattfindende Abrufe entschädigt. Die Marktprämie für ermittelte Ausfallarbeit erhalten Sie vom VNB.

Sind auch Anlagen in der Eigenversorgung/Netzersatzanlagen von Redispatch 2.0 betroffen?

Soweit diese mit dem Stromnetz verbunden sind (Netzparallelbetrieb), besteht grundsätzlich die gleiche Teilnahmepflicht wie für alle sonstigen Anlagen über 100 kW installierter Leistung. Die initiale Stammdatenmeldung muss für alle Stromerzeugungsanlagen > 100 kW an conncet+ übermittelt werden. Netzersatzanlagen bzw. Notstromanlagen sind insofern von der zukünftigen täglichen Fahrplanmeldung befreit, wenn sie nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen.

Im Rahmen der Stammdatenabfrage können sie Details wie z.B. ihren Eigenversorgungsanteil angeben. Dieser wird bei der Ermittlung des individuellen Redispatchpotenzials vom Versorgungsnetzbetreiber soweit möglich berücksichtigt.

Was passiert, wenn ich nicht bis zum 01.10.2021 Redispatch 2.0 fähig bin?

Die Nichteinhaltung/Nichtbeteiligung am Redispatch 2.0 stellt einen Verstoß gegen das Gesetz (EnWG) und BNetzA-Festlegung dar und kann mit Geldbußen der BNetzA geahndet werden. Darüber hinaus sind weitere Sanktionierungen möglich.

Ich betreibe eine Netzersatzanlage (Notstromaggregat). Ich wurde von den SWKN hierzu angeschrieben, dass auch ich am Redispatch 2.0 teilnehmen soll. Wie muss ich mich verhalten?

Netzersatzanlagen sind ebenso wie auch KWK-Anlagen und EEG-Anlagen ein Teil des Redispatch 2.0-Regimes. Eine Netzersatzanlage, welche im Inselbetrieb betrieben wird, kann natürlich nicht am Redispatch 2.0-Prozess teilnehmen da die Anlage auch keine Möglichkeit hat, eine Einspeiseleistung in das Netz der allgemeinen Versorgung zu „bewirken“.

Wenn Ihre Netzersatzanlage aber nicht im Inselbetrieb gefahren wird und z.B. im Netzparallelbetrieb monatlich Testbetriebe gefahren werden, so ist die Anlage grundsätzlich Stammdatenpflichtig. Das bedeutet, der EIV muss über Connect+ zumindest die initialen Stammdaten melden. Dies ergibt sich aus den Verpflichtungen.

D.h. auch Netzersatzanlagen müssen ab einer Leistung von 100 kW zumindest am Stammdatenaustausch im Redispatch 2.0-Prozess teilnehmen. Sofern die Anlage nicht der Regelenergievermarktung o.Ä. dient, entfallen vorerst alle weiteren Verpflichtungen (z.B. keine Fahrplanmeldungen notwendig).

Der Anwendungsbereich der Festlegung 20-061 erstreckt sich auf alle Anlagen i.S.d. künftigen, ab 01.10.21 geltenden § 13a Abs. 1 EnWG.

Erbringt die Netzersatzanlage eine Dienstleistung in Form einer Regelenergiebereitstellung oder auch im Rahmen einer Direktvermarktung, so sind alle Pflichten für die Netzersatzanlage im vollen Umfang zu erfüllen (d.h. keine Beschränkung auf die Stammdatenmeldung sondern auch Meldung von Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten/-verfügbarkeiten.

Ich habe keinen Einsatzverantwortlichen (EIV) oder Betreiber einer technischen Ressource (BTR). Selbst kann ich die Pflichten aber nicht erfüllen, was kann ich tun?

Als Anlagenbetreiber nehmen Sie automatisch die Rolle des EIV und BTR wahr, sollten Sie diese Rollen nicht an einen Dienstleister delegieren. Wir, die SWKN, können die Rollen des BTR und EIV zum aktuellen Zeitpunkt nicht dienstleistend für Sie übernehmen. Daher raten wir Ihnen, sich über die Pflichten und Rechte zu informieren und ggf. die Konsultation eines Dienstleisters hierfür in Anspruch zu nehmen. Bei Anlagen in Direktvermarktung übernehmen oft die Direktvermarkter selbst die Rolle des EIV, manchmal zusätzlich noch die Rolle des BTR.

Ich wurde zur Stammdatenmeldung mit dem Schreiben vom 02.06.2021 aufgefordert. Wie melde ich diese Stammdaten?

Die initialen als auch angereicherten Stammdaten werden über den Data Provider Connect+ an die SWKN übermittelt. Hierzu informieren wir Sie nochmals und aktualisieren diese Seite.

Ich habe die zu meldenden initialen Stammdaten zur Kenntnis genommen, weiß aber nicht, wo ich diese Daten ausfindig machen kann?

Hier können wir Ihnen als VNB leider nicht helfen. Die initialen Stammdaten sind Daten, die wir in der Form auch noch nicht bei uns vorliegen haben und Ihnen daher keinen vorausgefüllten Vorschlag machen können. Bitte informieren Sie sich auch in den Festlegungen und FAQ des BDEW und der Bundesnetzagentur.

Welche Stammdaten werden im Redispatch 2.0 -Prozess benötigt?

SWKN reichern diese Stammdaten - soweit möglich -selbst an (die markierten Stammdaten sind also nicht vom EIV zu melden, ggf. nur bei Nachfrage der SWKN).

Wichtiger Hinweis: Die hier veröffentlichte Tabelle bildet den aktuellen Stand der aus unserer Sicht benötigten Stammdaten ab. Einige der Stammdaten sind Teil des Beschlusses BK6-20-061 der Bundesnetzagentur und sind somit in jedem Fall vom EIV einzufordern. Die verbleibende zu meldende Menge an Stammdaten benötigen wir vom EIV, um unsere vorliegenden Stammdaten um noch relevante aber fehlende Datensätze anzureichern. Die Tabelle bildet den Stand Juli 2021 ab und kann sich bei weiteren Festlegungen der Verbände, der Bundesnetzagentur oder auch durch Erfordernisse seitens der noch SWKN ändern.


Relevant für Anlagen                    

Name StammdatensatzBeschreibungPVTerm.WasserWindNEASpeicher
TR IDID der technischen Ressourcexxxxxx
EEG-Anlagenschlüssel
x
xx

EnergieträgerEnergieträger nach SOGL-Konvention: B01 = Biomasse, B02 = Braunkohle, B03 = unbekannt, B04 = Erdgas , B05 = Steinkohle, B06 = Mineralöl, B09 = Geothermie, B10 = Pumpspeicher, B11 = Laufwasser, B12 = Speicherwasser , B14 = Kernenergie, B15 = Biogas , B16 = PV, B17 = Abfall, B18 = Wind-onshore, B19 = Wind-offshore, B20 = sonstige, Z01 = Batteriespeicherxxxxxx
gültig abDatum und Uhrzeit in der Zeitzone UTC. Format: yyyy-MM-ddThh:mm:ssZ Beispiel: 2018-08-09T17:34:02Zxxxxxx
Stilllegungszeitpunkt_endgültigDatum und Uhrzeit in der Zeitzone UTC. Format: yyyy-MM-ddThh:mm:ssZ Beispiel: 2018-08-09T17:34:02Zxxxxxx
Stilllegungszeitpunkt_vorlaeufigDatum und Uhrzeit in der Zeitzone UTC. Format: yyyy-MM-ddThh:mm:ssZ Beispiel: 2018-08-09T17:34:02Zxxxxxx
MaStR-Nr
xxxxxx
VergütungsartErlaubte Werte: Z01, Z02, Z03 Z01 = EEG Z02 = KWKG Z03 = Sonstigesxxxx
x
Betreiber_TRMarktpartner ID des Betreibers mit seiner entsprechenden Codierung gepräfixt: A10 oder NDE. A10 = GS1 NDE = Germany National coding scheme Beispiel: A10:123456 NDE:123456xxxxxx
Code_Kraftwerk (EIC-W-Code)Code Kraftwerk (Code_Kraftwerk enthält den W-Code des übergeordnetenKraftwerkes im Falle von Stromerzeugungs-und -speichereinheiten (SEE / SSE). Für SSE ist die Angabedes W-Codes des übergeordneten Kraftwerks im Prinzipoptional; verpflichtend wird sie nur, wenn dieser KW-Code aus anderweitigen Gründen benötigt werden sollte und die SSE explizit zur Übermittlung dieses Datumsaufgefordert wurde.)xxxx
x
AbrechnungsmodellErlaubte Werte: Z01, Z02, Z03 Z01 = PAUSCHAL Z02 = SPITZ Z03 = SPITZLIGHTxxxxxx
TypZur Unterscheidung zwischen Erzeugern und Speichern Erlaubte Werte: SEE, SSE SEE = Stromerzeugungseinheit SSE = Stromspeichereinheitxxxxxx
TR.KlarnameBei W-Codes (EIC): Displayname; Ansonsten: lesbarer Klarname gemäß folgenderKonvention:-Konventionelle Kraftwerke: ORTSNAME_KW-TYP_BLOCK -EE-SEE: ORTSNAME_ENERGIETRAEGER_LFD-Nxxxxxx
Geokoordinaten_breiteNordlatitude: bevorzugt in WGS 84 (Dezimalgrad).xxxxxx
Geokoordinaten_laengeOstlongitude: bevorzugt in WGS 84 (Dezimalgrad).xxxxxx
Postleitzahl
xxxxxx
Bruttonennleistunginstallierte Leistung der TR in kWxxxxxx
NabenhöheNabenhöhe für Windenergieanlagen in Meter über Bodenlevel


x

Nettonennleistung_Prod
xxxxxx
Nettonennleistung_Verbmaximale Leistung des Speichers (PmaxNetzentnahme)




x
Nettoengpassleistung_ProdNettoengpassleistungxxx
xx
Nettoengpassleistung_VerbNettoengpassleistung


x
x
Wirkungsgrad Speicher%




x
AnlagentypTyp der Windkraftanlage


x

Wechselrichterleistung_kumuliert
x




Absenkung_7070%-Absenkung für Solar Erlaubte Werte: A01 = YES A02 = NOx




Nutzbarer_Energieinhalt_SpeichersMaximal möglicher Energieinhalt eines Speichers, der zur Verfügung steht, unabhängig vom Speichermedium und bezogen auf die vom Speichersystem lieferbare elektrische Energie.




x
Wirkleistung_Einspeichern_max





x
Wirkleistung_Ausspeichern_max





x
Zuordnung SpeicherAngabe ob eine SEE über einen zugeordneten SSE verfügt, der die SEE-Leistung (teilweise) aufnehmen kann.




x
MarktlokationMarktlokation enthält die ID der Marktlokation (MaLo-ID)xxxxxx
Marktlokation LieferrichtungUnterscheidung nach A01 production und A04 consumptionxxxxxx
Bilanzkreis_MarktlokationZuordnung zu produzierenden Lieferantenbilanzkreis für Bilanzierungszwecke.xxxxxx
Messlokationkommaseparierte Liste: Zuordnung von Messlokationen zu produzierender Malo Beispiel: D234234E12345, DE001235238949xxxxxx
Lieferant_MarktlokationMarktpartner ID des Lieferanten der produzierenden Malo mit seiner entsprechenden Codierung gepräfixt: A10 oder NDE. A10 = GS1 NDE = Germany National coding scheme Beispiele: A10:123456 NDE:123456xxxxxx
Spannungsebene_MarktlokationSpannungsebene des Netzanschlusspunktes der produzierenden Malo Z01 = Höchstspannung Z02 = Hochspannung Z03 = Mittelspannung Z04 = Niederspannungxxxxxx
Umspannung_MarktlokationUmspannung des Netzanschlusspunktes der produzierenden Malo Z01 = Hös/HS Umspannung Z02 = HS/MS Umspannung Z03 = MS/NS Umspannungxxxxxx
Malo_Produktion_Tranche_codeID der Tranche unter der produzierenden Maloxxxxxx
Malo_Produktion_TranchengrößeDie Mengenangabe erfolgt in Prozent. Es wird die Teilmenge der erzeugten Energiemenge einer erzeugenden Marktlokation angegeben, die von einem Lieferanten aufgenommen wird. Damit kann eine Aufteilung der gesamten Menge einer erzeugenden Marktlokation auf mehrere Lieferanten in Tranchen erfolgen. Die Angabe der Teilmenge kann maximal zwei Nachkommastellen haben. Der Wert muss größer 0 und kleiner oder gleich 100 sein.xxxxxx
Malo_Produktion_Lieferant Tranche
xxxxxx
Malo_Produktion_Bilanzkreis Tranche
xxx
xx
Malo_Verbrauch_code





x
Malo_Verbrauch_Bilanzkreis





x
Malo_Verbrauch_Messlokationen





x
Malo_Verbrauch_SpannungsebeneSpannungsebene des Netzanschlusspunktes der verbrauchenden Malo Z01 = Höchstspannung Z02 = Hochspannung Z03 = Mittelspannung Z04 = Niederspannung




x
Malo_Verbrauch_UmspannungUmspannung des Netzanschlusspunktes der verbrauchenden Malo Z01 = Hös/HS Umspannung Z02 = HS/MS Umspannung Z03 = MS/NS Umspannung




x
Malo_Verbrauch_Tranche_code






Malo_Verbrauch_Tranchengröße





x
SR.code (SR-ID)
xxxxxx
SR.KlarnameWird zur Anzeige im RD-System verwendetxxxxxx
SG.code (SG-ID)hier kann die nur gemeinsam erfolgende Steuerung von SR über z.B. Funkrundsteuergruppen erfasst werden. Zusammen gesteuerte Einheiten erhalten den selben Eintrag.xxxxxx
SG.Klarnameoptionaler Name der steuerbaren Gruppe für die Anzeigexxxxxx
AnschlussnetzbetreiberUnter dem Redispatch 2.0 ist die 13-stellige MP-Ideinzutragen. Marktpartner ID des ANB mit seiner entsprechenden Codierung gepräfixt: A10 oder NDE. A10 = GS1 NDE = Germany National coding schemexxxxxx
anweisender NetzbetreiberMarktpartner ID des anweisenden Netzbetreibers mit seiner entsprechenden Codierung gepräfixt: A10 oder NDE. A10 = GS1 NDE = Germany National coding schemexxxxxx
betroffene NetzbetreiberReihenfolge: Beginnend bei ANB bis ÜNB. Kommaseparierte Liste: NB-Kaskade“ Inkl. ANB und alle vorgelagerte NB des ANB bis einschl. ÜNB. | Reihenfolge: Beginnend bei ANB bis ÜNB mit seiner entsprechenden Codierung gepräfixt: A10 oder NDE. | A10 = GS1 | NDE = Germany National coding scheme Beispiel: A10:123456789, NDE:5544332211, NDE:123456xxxxxx
weitere betroffene NetzbetreiberHier können weitere betroffene NB (außerhalb der direkten vertikalen Netzebene) angegeben werden, die über Prognosen und Abrufe zu informieren sind.



xx
RegelzoneErlaubte Werte: 10YDE-ENBW-----N, 10YDE-EON------1, 10YDE-RWENET---I, 10YDE-VE-------2, 10YFLENSBURG---3 | 10YDE-ENBW-----N = TransnetBW | 10YDE-EON------1 = Tennet | 10YDE-RWENET---I = Amprion | 10YDE-VE-------2 = 50hertz | 10YFLENSBURG---3 = Flensburgxxxxxx
Status DuldungsfallErlaubte Werte: A01, A02 | A01 = YES | A02 = NOxxxx
x
Abrufart_Aufforderungsfalldefiniert die Abrufart im Aufforderungsfall, ob die Anlage einen Sollwertabruf oder Deltaabruf erhält. | Z01 = DELTA | Z02 = SOLLWERTxxxxxx
BilanzierungsmodellErlaubte Werte: Z01, Z02 | Z01 = PLANWERT | Z02 = PROGNOSExxxxxx
Art der technischen Steuerbarkeit: SchaltstufenGranularität und Ausgestaltung der Steuerung zwischen EIV und An- lage im Aufforderungsfall, aufgeteilt nach Informationen. Liste, in % oder MW in der Form: [1. Stufe][2. Stufe]...[höchste Stufe]Einheit, kann leer sein | Beispiel: [5,5][10,0][25,0]MW | Beispiel: [10,0][10,0][25,0][60]%xxxxxx
Art der technischen Steuerbarkeit: SchrittweiteListe, in % oder MW in der Form: Schrittweite[Min-Max]Einheit, kann leer sein | 5,0[10,0-90,0]% | 5,0[10,0-90,0]MWxxxxxx
Art der technischen Steuerbarkeit: FixierungFixierung der Steuerung. Erlaubte Werte: Z01, Z02, Z03 Z01 = exakt Z02 = max Z03 = minxxxxxx
Einsatzverantwortlicher (EIV)Unter dem Redispatch 2.0 ist die 13-stellige MP-Ideinzutragen. Marktpartner ID des EIV mit seiner entsprechenden Codierung gepräfixt: A10 oder NDE. | A10 = GS1 | NDE = Germany National coding schemexxxxxx
Bearbeitungszeit_EIVZeit von Eingang einer Aufforderung zur Umsetzung einer RD-Maß- nahme beim EIV bis zur Initiierung der technischen Umsetzung in der Anlage.xxxxxx
Fahrbare_MindesterzeugungsleistungMindestleistung enthält die dauerhaft minimal elektrischstabil erzeugbare Leistung unter Normbedingungen in MWxxxxxx
Mindestbetriebszeit einer SEE die mit thermischen Prozessen betrieben wirdMindestbetriebszeit bezeichnet die Zeit, die zwischen An- und Ab- fahrt notwendig ist. Rampen sind davon mitumfasst.
x

x
Mindeststillstandzeit einer SEE die mit thermischen Prozessen betrieben wirdDie Mindeststillstandzeit ist der typische Zeitraum, während dessen die Einheit nach erfolgter Netztrennung nicht zum Wiederanfahren zur Verfügung steht.
x

x
Anfahrtszeit thermische SEE vom Kommando bis zur Synchronisation aus Zustand kalt (> 48 h Stillstandzeit)Minuten (min) Anfahrtszeit vom Kommando bis zur Synchronisation aus Zustand kalt (> 48 h Stillstandzeit)
x

x
TAnfahrtszeit thermische SEE vom Kommando bis zur Synchronisation aus Zustand warm (< 48 h Stillstandzeit)Minuten (min) Anfahrtszeit vom Kommando bis zur Synchronisation aus Zustand warm (< 48 h Stillstandzeit)
x

x
Hochfahrzeit thermische SEE von Synchronisation bis PROD_min aus Zustand kalt (> 48 h Stillstandzeit)Minuten (min) Hochfahrzeit von Synchronisation bis PROD_min aus Zustand kalt (> 48 h Stillstandzeit)
x

x
Hochfahrzeit thermische SEE von Synchronisation bis PROD_min aus Zustand warm (< 48 h Stillstandzeit)Minuten (min) Hochfahrzeit von Synchronisation bis PROD_min aus Zustand warm (< 48 h Stillstandzeit)
x

x
AbfahrzeitAbfahrzeit enthält den typischen Zeitraum in Minuten,innerhalb dessen ausgehend von der Mindestwirkleistungseinspeisung eine Netztrennung erreicht wird. Laut XML nur für thermische SEE. Abfahrzeit ausgehend von PROD_min bis zur Netztrennung.
x

x
Lastgradient_NennleistungLastgradient von PROD_min bis PROD_nenn (Nettonennleistung). Enthält die durchschnittliche Leistungsänderungsgeschwindigkeit bezogen auf einen Betriebszustand bei Leistungserhöhung, abgeleitet aus der Zeitdauer der Leistungsänderung zwischen der minimalen Produktionsleistung bis zur Nennproduktionsleistung in %/min oder MW/min. Bei der Einheit Z02 = MW/min gilt der Wertebereich 0,000 bis 999999,999 (max. 3 Nachkommastellen). Bei der Einheit Z01 = %/min gilt der Wertebereich 0 bis100 (ohne Nachkommastellen)xxxxxx
Lastgradient_Nennleistung_EinheitZ01%/min (% der installierten Leistungenpro Minute)Z02MW/min (Megawatt pro Minute)xxxxxx
Lastgradient_MindestleistungLastgradient von PROD_nenn (Nettonennleistung) bis PROD_min: Enthält die durchschnittliche Leistungsänderungsgeschwindigkeit bezogen auf einen Betriebszustand bei Leistungsreduzierung, abgeleitet aus der Zeitdauer der Leistungsänderung zwischen Nennproduktionsleistung bis zur minimalen Produktionsleistung in %/min oder MW/min. Bei der Einheit Z02 = MW/min gilt der Wertebereich 0,000 bis 999999,999 (max. 3 Nachkommastellen). Bei der Einheit Z01 = %/min gilt der Wertebereich 0 bis100 (ohne Nachkommastellen)xxxxxx
Lastgradient_Mindestleistung_EinheitZ01%/min (% der installierten Leistungenpro Minute)Z02MW/min (Megawatt pro Minute)xxxxxx

Wie erstelle ich XML Dateien, versende und empfange diese zur Dataprovider Kommunikation?

Der Dataprovider hat dafür den Base Client entwickelt. Anbei finden sie die Links zum Download der aktuellen Version des Baseclients.
Baseclient: https://raida.de/#/public/downloads
Link im Registrierungsprozess:https://raida.de/#/

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