BTR: Zwischen Anspruch und Wirklichkeit

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Montag, 10. Juni 2024 von Lars Ehrler, Geschäftsführer AKTIF Unternehmensgruppe

Die im Oktober 2021 in Kraft getretenen Neuregelungen der Bundesnetzagentur im Rahmen von Redispatch 2.0 brachten diverse Veränderungen für den deutschen Energiemarkt mit sich. Neben einer Vielzahl zusätzlicher Verpflichtungen und Vorgaben, die bestehenden Marktakteuren auferlegt wurden, entstanden mit dem Ziel der optimierten Kraftwerkeinsatzplanung auch zwei weitere Marktrollen: der Einsatzverantwortliche (EIV), der sich hauptsächlich um die Einsatzplanung von Erzeugungsanlagen kümmert, und der Betreiber der technischen Ressource (BTR). Die konkreten Aufgaben können sich hierbei von Fall zu Fall unterscheiden und gehen fließend ineinander über, wobei insbesondere beim BTR viele Unternehmen bis heute keine genaue Vorstellung haben, worauf es im Detail ankommt. So verwundert es auch nicht, dass eigentlich zwar beide Rollen für die jeweiligen Anlagenbetreiber vorgesehen sind – in der Praxis jedoch häufig von Direktvermarktern oder anderen spezialisierten Dienstleistern wahrgenommen werden. Denn wie in vielerlei Hinsicht, wenn es um den Redispatch 2.0 geht, gilt auch beim Thema BTR: Anspruch und Wirklichkeit klaffen ein gutes Stück auseinander.

Deutlich zeigt sich dies etwa an der Art, wie die Abregelung von Erzeugungsanlagen entschädigt wird. Während ursprünglich angedacht war, dass der regelnde Netzbetreiber die Ersatzmengen bilanziell ausgleicht und es somit zu keinen Preis- und Mengenrisiken beim Direktvermarkter kommt, findet im Rahmen einer Übergangslösung der Ausgleich nun wieder finanziell statt, wie es schon beim Redispatch 1.0 üblich war. Die Preis- und Mengenrisiken wurden damit wieder zum Direktvermarkter und Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) verlagert. Die Pflichten des BTR beinhalten dabei, in Kommunikation mit dem Netzbetreiber die geregelte Menge per EDIFACT-CONTRL-Nachricht zu quittieren, diese zu prüfen, um dann zuzustimmen oder abzulehnen. Dieser elektronische Austausch unterliegt einer eigenen Regelung und ist losgelöst von der sonstigen GPKE-Kommunikation (und erfolgt somit auch nicht per AS4).

Normalerweise läuft der entsprechende Prozess hier folgendermaßen ab: Nachdem der Netzbetreiber eine Erzeugungsanlage abgeregelt hat, sendet er dem zugehörigen BTR die entsprechende Regelmenge zu, der diese wiederum mit der prognostizierten Erzeugungsmenge abgleicht. Stimmt der BTR der übermittelten Menge zu, wird diese dem Direktvermarkter zur weiteren Verarbeitung bereitgestellt. Um den finanziellen Ausgleich vom Netzbetreiber zu erhalten, muss diese ihm jedoch aktiv in Rechnung gestellt werden – was besonders zum Start der Regelung zu einigen Problemen führte. Eine für den durchregulierten deutschen Energiemarkt äußerst ungewöhnliche Situation tritt hingegen ein, sollte der BTR der übermittelten Menge nicht zustimmen. Denn die Kommunikation für einen solchen Klärfall zwischen BTR und Netzbetreiber unterliegt praktisch keiner Regelung. De facto bedeutet dies also meist den Griff zum Hörer.

Was nun zunächst recht unkompliziert klingen mag, stellt Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und Co. im Tagesgeschäft durchaus vor Herausforderungen, denn der Teufel steckt, wie so oft, im Detail. Allem voran in Sachen Abrechnung und Marktkommunikation ist dabei passende Software und Expertise entscheidend. Externe Anbieter können hier für Entlastung sorgen, in dem sie die Aufgaben des BTR übernehmen und beispielsweise die Kommunikation mit dem Netzbetreiber oder die Rechnungsstellung abwickeln. Auch wenn nur schwer abzusehen ist, wohin sich die Marktrolle zukünftig entwickeln wird – und angesichts der allgemeinen Frustration über den Redispatch 2.0 und ersten Überlegungen zum Thema Redispatch 3.0 ist von weiteren Veränderungen auszugehen – sind betroffene Marktakteure mit Partnern wie AKTIF selbst im Hinblick auf Ausnahmefälle im Prozessablauf flexibel aufgestellt und prozessseitig abgesichert.

erschienen in e|m|w, Ausgabe 3/2024