Redispatch 3.0 SCADA 15-Minuten-Fahrpläne: Der Migrationspfad

**TL;DR:** Mit Redispatch 3.0 fallen stundenbasierte Excel-Fahrpläne weg. Anlagen ab 100 kW müssen 15-Minuten-Fahrpläne automatisiert an den Einsatzverantwortlichen (EIV) übermitteln. Der Migrationspfad führt von manueller Meldung über CSV-Export bis zur vollständigen SCADA-Kopplung mit IEC 60870-5-104 oder REST-API. Frühzeitige Datenqualität entscheidet über Pönalen.

## Was Redispatch 3.0 für Anlagenbetreiber konkret ändert

Redispatch 2.0 brachte seit Oktober 2021 die Pflicht zur Fahrplanmeldung für Anlagen ab 100 kW. Der Prozess ist in vielen Betrieben pragmatisch gelöst: Excel-Tabelle mit Stundenwerten, E-Mail an den Direktvermarkter oder EIV, gelegentlich ein CSV-Upload ins Connect+-Portal. Das funktioniert – aber nur, solange der Netzbetreiber nicht auf viertelstündliche Granularität besteht.

Genau das ändert sich mit Redispatch 3.0. Die

Bundesnetzagentur hat im Festlegungsverfahren BK6-22-086 und den Folgekonsultationen klargestellt, dass die Prognose- und Fahrplanqualität schrittweise auf 15-Minuten-Auflösung gehoben wird. Das Ziel: bessere Netzführung bei hohem EE-Anteil, weniger kurative Eingriffe, transparenterer Bilanzkreisausgleich.

Für Betreiber von Biogasanlagen, PV-Parks, Windparks und Batteriespeichern bedeutet das konkret:

- **Viertelstunden-Fahrpläne** statt Stundenwerte (96 Werte pro Tag statt 24)

- **Automatisierte Übermittlung** mit definierten Cut-off-Zeiten (typisch D-1 14:30 Uhr für Day-ahead, Intraday-Updates alle 15 Minuten)

- **Nicht-Beanspruchbarkeiten** und Ausfälle in Echtzeit

- **Ist-Werte-Rückmeldung** zur Abrechnungsprüfung

Wer das weiter per Hand in Excel pflegt, skaliert nicht. Und ab einer gewissen Anlagengröße drohen Pönalen bei Fahrplanabweichungen, die den Aufwand der Automatisierung schnell rechtfertigen.

### Wer ist betroffen?

Betroffen sind grundsätzlich alle steuerbaren Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung sowie Speicher. Nicht-Redispatch-relevante Kleinanlagen bleiben außen vor, sind aber über §14a EnWG und die Steuerbarkeitspflichten ohnehin in einem parallelen Digitalisierungsprozess.

## Die drei Migrationsstufen im Überblick

In der Praxis sehen wir drei Reifegrade bei Betreibern. Der Sprung von Stufe 1 auf Stufe 3 gelingt selten in einem Schritt – die meisten Betriebe gehen den Weg sequenziell.

### Stufe 1: Manuelle Viertelstundenwerte

Der Einstieg ist trivial: Die bestehende Excel-Datei wird von 24 auf 96 Zeilen erweitert. Die Prognose wird linear interpoliert oder manuell verfeinert. Für kleine BGA mit konstantem Fahrplan und einer einzigen Direktvermarktungsbeziehung reicht das zunächst.

Problem: Die Fehlerquote steigt sprunghaft. Ein Tippfehler in einer Stundenzeile wirkt sich in 24 Fällen aus, in Viertelstundenzeilen in 96. Und Intraday-Korrekturen bei Stördurchläufen, Wärmespitzen oder Substratwechsel werden zum Vollzeitjob.

### Stufe 2: CSV-Export aus der Leittechnik

Die meisten modernen SCADA- und Leitsysteme – ob Siemens WinCC, Schneider EcoStruxure, Bachmann M-PLC oder Open-Source-Stacks mit OpenMUC – können 15-Minuten-Mittelwerte aus den Feldmessungen generieren. Ein CSV-Export im EIV-Format, per SFTP oder HTTPS-Upload an den Direktvermarkter übermittelt, schließt den Großteil der Compliance-Lücke.

Der Aufwand: einmalig Engineering für Datenpunktmapping, Zeitstempel-Handling (UTC vs. Lokalzeit, Sommerzeitwechsel – ein Dauerärger), Validierungsregeln. Danach läuft der Export als Cronjob.

### Stufe 3: Vollautomatische SCADA-Kopplung

Die Endstufe ist die direkte Kopplung an den EIV oder Netzbetreiber, typischerweise über **IEC 60870-5-104** für die Ist-Werte und eine **REST-API oder AS4-Schnittstelle** für die Fahrplanübermittlung. Ergänzt um eine Prognose-Pipeline, die aus Wetterdaten, Substratbeständen (bei BGA) und Marktpreisen automatisiert die optimale Fahrweise rechnet.

Hier setzen wir bei Stromfee an – unsere Causal Engine berechnet 15 Kausalketten für die BGA-Einsatzplanung und liefert 96 Viertelstundenwerte pro Tag, die direkt in den EIV-Export gehen. Mehr dazu im [BESS Live-Dashboard](https://stromfee.ai).

## Technische Anbindung: IEC 60870-5-104, AS4 und REST

Die Protokollwelt im Redispatch-Umfeld ist fragmentiert. Was am Ende eingesetzt wird, hängt stark vom anschließenden Netzbetreiber und Direktvermarkter ab.

### IEC 60870-5-104 für Ist-Werte

Für die Rückmeldung der tatsächlichen Einspeisung ist IEC 60870-5-104 der De-facto-Standard bei Verteilnetzbetreibern. Die Anlage stellt einen TCP-Port (typisch 2404) bereit, der Netzbetreiber pollt die Messwerte zyklisch – Wirkleistung, Blindleistung, Zählerstände, Statussignale. Für Neuanlagen ab 10 MW ist eine 104-Kopplung ohnehin Pflicht.

Stolperfalle: Die ASDU-Typen und IOA-Adressen werden in einer Datenpunktliste abgestimmt, die jeder Netzbetreiber anders ausgestaltet. Wer hier nicht sauber dokumentiert, scheitert bei der Inbetriebsetzungsprüfung.

### AS4 für Fahrplanmeldungen

Für die Fahrplanübermittlung selbst setzen viele EIV mittlerweile auf **AS4-Webservices** (ebMS3 mit ENTSO-E EDI-Profilen). Das ist komfortabel für Geschäftskunden, aber für Anlagenbetreiber ohne eigene IT-Abteilung sperrig. In der Praxis vermittelt der Direktvermarkter – er betreibt den AS4-Endpunkt, der Betreiber liefert CSV oder ein eigenes API-Format zu.

### REST-APIs als pragmatischer Mittelweg

Immer mehr Marktteilnehmer bieten **REST-APIs mit JSON-Payloads** an. Das ist deutlich einsteigerfreundlicher, insbesondere wenn der Betreiber bereits eine Cloud-Anbindung oder einen Energie-IoT-Stack hat. Authentifizierung per OAuth2 oder API-Key, Upload-Frequenz alle 15 Minuten, Response mit Validierungsstatus.

## Typische Stolperfallen in der Migration

Aus unserer Erfahrung mit Migrationsprojekten – darunter ein 1 MW BGA-Betrieb in Norddeutschland und ein mittelständisches Nahwärmenetz mit KWK-Portfolio – tauchen immer wieder dieselben Probleme auf.

**Zeitstempel-Chaos.** Lokalzeit vs. UTC, Sommerzeitwechsel, die "doppelte Stunde" Ende Oktober. Wer hier nicht konsequent UTC intern verwendet und nur an der UI-Schicht konvertiert, produziert jährlich zwei Tage Datenmüll.

**Mittelwert-Definition.** Ist der 15-Minuten-Wert von 09:00 Uhr der Mittelwert von 08:45–09:00, 09:00–09:15 oder 08:52:30–09:07:30? Die Konvention unterscheidet sich zwischen BNetzA-Festlegung und einzelnen EIV. Vor der Integration unbedingt schriftlich abstimmen.

**Prognosequalität.** Ein 15-Minuten-Fahrplan mit 20 % mittlerem absolutem Prognosefehler ist schlechter als ein sauberer Stundenfahrplan mit 8 % Fehler. Granularität ist nur so gut wie die zugrundeliegende Prognose. Bei Biogasanlagen hilft ein Causal-Modell, das Substrat-Mix, Gasspeicherstand und Wärmeabnahme einbezieht – lineare Extrapolation reicht nicht.

**Nicht-Beanspruchbarkeiten.** Ungeplante Ausfälle (Störungen, Schmierölproblem am BHKW, Spannungseinbruch) müssen in Echtzeit gemeldet werden. Manuelle E-Mails aus der Leitwarte skalieren nicht – hier braucht es automatisierte Trigger aus dem SCADA.

## Wirtschaftlichkeit: Wann lohnt sich die Vollautomatisierung?

Die ehrliche Antwort: Es kommt auf die Anlagengröße und das Redispatch-Aufkommen an.

Ein einzelner BGA-Betrieb mit 500 kW, der zweimal jährlich redispatched wird, kommt mit Stufe 2 (CSV-Export) gut zurecht. Die Investition in eine Vollautomatisierung amortisiert sich hier kaum.

Ab einem Portfolio von etwa 5 MW kumulierter Leistung, insbesondere bei mehreren Standorten, ändert sich die Rechnung. Pönalen für Fahrplanabweichungen, Nachbearbeitungsaufwand bei Monatsabrechnungen und Personalbindung in der Leitwarte summieren sich. Aus unseren Projekten schätzen wir, dass der Break-Even einer SCADA-Integration bei Portfolien ab ca. 3–5 MW liegt – exakte Zahlen hängen aber stark vom Einzelfall ab.

In unserer Datenbank mit 4,4 Millionen Redispatch-Maßnahmen seit 2013 sehen wir außerdem, dass die **regionale Häufigkeit stark variiert**. Betreiber im Netzgebiet SchleswigHolstein Netz oder TenneT-Nord sind häufiger betroffen als Anlagen im süddeutschen Raum. Das [Redispatch-Portal auf stromfee.ai](https://stromfee.ai) zeigt die regionale Verteilung der letzten 24 Monate.

## Praktische Schritte für die kommenden 12 Monate

Wer heute noch mit Excel-Stundenfahrplänen arbeitet, sollte einen strukturierten Migrationsplan aufsetzen:

1. **Bestandsaufnahme SCADA/Leittechnik.** Welche 15-Minuten-Mittelwerte liegen bereits vor? Welcher Protokollstack ist verfügbar?

2. **Abstimmung mit Direktvermarkter/EIV.** Welches Zielformat wird akzeptiert? Ab wann ist 15-min-Pflicht produktiv?

3. **Pilotbetrieb Stufe 2.** CSV-Export automatisieren, parallel zur bestehenden Meldung prüfen.

4. **Prognose-Upgrade.** Linear-Interpolation durch ein Modell mit Wetter- und Betriebsdaten ersetzen.

5. **Ausbau Stufe 3.** Bei Bedarf IEC-104- oder API-Anbindung ergänzen.

Unsere [Stromfee Academy](https://stromfee.ai) bietet Simulatoren zu Fahrplanfehlern und deren wirtschaftlicher Auswirkung – inklusive BESS-PV-Game und Arbitrage-Modul.

## Fazit

Redispatch 3.0 ist kein Big Bang, sondern eine schrittweise Verschärfung. Wer heute noch auf Excel-Stundenwerte setzt, hat Zeit – aber nicht viel. Die Migration auf 15-Minuten-Fahrpläne lässt sich in drei klar abgegrenzten Stufen gehen, und die Investition in die zweite Stufe (CSV-Export aus der Leittechnik) ist für praktisch jede Anlage ab 100 kW sinnvoll. Stufe 3 lohnt sich bei Portfolien und häufig redispatch-relevanten Standorten.

Der entscheidende Hebel ist nicht das Protokoll, sondern die Datenqualität: saubere Zeitstempel, belastbare Prognose, konsistente Mittelwertdefinition. Wer hier sauber arbeitet, hat mit Redispatch 3.0 keine Pönale zu befürchten – und spart im Netzbetrieb auf Jahre Nerven.

## FAQ

**1. Ab wann gilt die 15-Minuten-Fahrplanpflicht verbindlich?**

Die schrittweise Einführung läuft bereits. Die konkreten Cut-off-Termine variieren je nach EIV und Anlagentyp – eine verbindliche BNetzA-Festlegung zur flächendeckenden Umstellung ist in mehreren Konsultationsschr

[gekürzt]