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Redispatch 2.0

Redispatch 2.0 bezeichnet Verfahren, mit denen Netzbetreiber geplante Einspeisungen/Entnahmen so anpassen, dass Leitungen nicht überlasten. Neu gegenüber früheren Regeln: Nicht nur konventionelle Kraftwerke, sondern auch erneuerbare Anlagen und Speicher werden einbezogen und dafür organisatorisch und bilanziell sauber abgewickelt.

Redispatch wird eingesetzt, wenn sich abzeichnet, dass eine Leitung oder ein Netzabschnitt überlastet würde. Statt physisch „mehr Strom“ zu erzeugen, werden Einspeise- und Lastflüsse umgelenkt: An einer Stelle wird Erzeugung reduziert (abgeregelt) oder Last erhöht; an anderer Stelle wird Erzeugung erhöht oder Last reduziert. Redispatch 2.0 erweitert seit 2021 den Teilnehmerkreis auf EE-Anlagen (Wind, PV, Biomasse) und Speicher und legt standardisierte Rollen, Datenflüsse und Entschädigungsregeln fest. Grundlage ist ein prognosebasierter Prozess: Anlagen melden Plan- und Stammdaten, Netzbetreiber simulieren Netzbelastungen und lösen bei drohendem Engpass Maßnahmen aus. Wichtig ist die bilanzielle Abwicklung: Eingriffe werden energiewirtschaftlich so verrechnet, dass Bilanzkreise nicht „verbeult“ werden. Für betroffene Anlagen gibt es definierte Entschädigungen für nicht erzeugte bzw. zusätzlich geforderte Arbeit („Ausfallarbeit“), abhängig von Technologie und Regelwerk. Redispatch ist ein netzbezogenes Instrument zur Engpassvermeidung und dient – anders als Regelenergie – nicht der Frequenzhaltung.

Beispiel aus der Praxis:

Ein Verteilnetzabschnitt ist an einem stürmischen Sonntag überlastet. Der Verteilnetzbetreiber ordnet für die Stunde 13:00–14:00 Uhr an:

  • Abregelung eines Windparks um 3 MW im nördlichen Netzbereich (Engpassseite),
  • Hochfahren eines BHKW im südlichen Netzbereich um 3 MW (Entlastungsseite).
    Die Leitungen bleiben innerhalb der thermischen Grenzen. Der Eingriff wird dokumentiert, dem Windpark die Ausfallarbeit vergütet und die Energiemengen den Bilanzkreisen korrekt zugeordnet.

Ablauf & Rollen (kompakt):

  1. Datenbasis: Stammdaten, technische Grenzen, Standort, Netzanschluss, Fernsteuerbarkeit.
  2. Prognosen & Pläne: Erzeugungs-/Lastprognosen und Fahrpläne (i. d. R. 15-minütig).
  3. Netzanalyse: Netzbetreiber (ÜNB/VNB) identifizieren Engpässe in Simulationen.
  4. Maßnahmenplanung: Auswahl geeigneter Ressourcen (Abregelung, Erhöhung, Speicher/Lasten).
  5. Abruf & Steuerung: Anweisung an die Einsatzverantwortlichen (EIV) bzw. den Betreiber der technischen Ressource (BTR); Umsetzung über Leitstelle/Plattform.
  6. Bilanzieller Ausgleich & Entschädigung: Ex-post-Verrechnung in Bilanzkreisen, Vergütung der Ausfallarbeit nach Regelwerk, Reporting.

Technische & organisatorische Voraussetzungen:

  • Fernüberwachung/Fernsteuerbarkeit für Sollwertvorgaben und Statusrückmeldungen.
  • Mess- und Kommunikationsinfrastruktur (zeitnahe Messwerte, standardisierte Schnittstellen).
  • Rollen & Verantwortlichkeiten: EIV koordiniert Fahrpläne/Steuerung; BTR verantwortet die Anlage; Bilanzkreisverantwortliche (BKV) sichern die energiewirtschaftliche Zuordnung.
  • Dokumentation & Auditierbarkeit: Nachvollziehbare Protokolle der Abrufe, Mengen und Vergütungen.

Abgrenzung & verwandte Begriffe:

  • Einspeisemanagement (EinsMan): Frühere, primär auf EE-Abregelung fokussierte Praxis; durch Redispatch 2.0 abgelöst/integriert.
  • Regelenergie (FCR/aFRR/mFRR): Frequenzhaltung im Gesamtsystem; anderes Ziel als Redispatch (Engpassmanagement).
  • Ausgleichsenergie/Bilanzkreis: Ex-post-Abrechnung von Plan/Ist-Abweichungen; Redispatch wird davon separat bilanziell abgewickelt.
  • Markt- vs. Netzmaßnahmen: Marktliche Korrekturen (Intraday-Handel) vs. netzseitige Eingriffe (Redispatch).

Häufige Missverständnisse:

  • „Redispatch heißt nur abregeln.“ – Nein, es umfasst Abregelung und Hochfahren sowie den Einsatz von Speichern und Lasten.
  • „Das ist normaler Handel.“ – Es ist ein netzbetreiberseitiger Eingriff mit eigener Entschädigungslogik, kein Spot- oder Intraday-Trade.
  • „Betroffene Anlagen verlieren Einnahmen.“ – Es existieren Entschädigungsmechanismen; Details hängen von Technologie, Datenqualität und Vorgaben ab.
  • „Regelenergie und Redispatch sind dasselbe.“ – Unterschiedliche Zwecke: Frequenzstabilität vs. Leitungsauslastung.
  • „Kleine Anlagen sind nie betroffen.“ – Teilnahme und Pflichten hängen von Leistung, Netzsituation und Aggregation ab; auch gebündelte Kleinanlagen können einbezogen sein.