Redispatch 2.0 bezeichnet ein netzseitiges Steuerungsinstrument, mit dem Netzbetreiber gezielt in die Erzeugung und den Verbrauch von Strom eingreifen, um Netzengpässe zu vermeiden. Seit Oktober 2021 ist Redispatch 2.0 in Deutschland verpflichtend eingeführt und erweitert das bisherige Redispatch-Verfahren deutlich.
Gesetzlich verpflichtend seit Oktober 2021
Redispatch 2.0 ist ein gesetzlich geregeltes Verfahren, bei dem Netzbetreiber Anlagen zur Stromerzeugung, Stromspeicherung oder steuerbaren Verbrauch hoch- oder herunterfahren, um drohende oder bestehende Netzengpässe zu beseitigen. Im Gegensatz zum früheren Redispatch bezieht Redispatch 2.0 nicht nur konventionelle Kraftwerke, sondern auch erneuerbare Energieanlagen, Batteriespeicher und steuerbare Lasten mit ein.
Warum Redispatch 2.0 den bisherigen Ansatz ablöst
Der Ausbau erneuerbarer Energien und die zunehmende Dezentralisierung der Stromerzeugung führen zu steigenden Anforderungen an die Netzstabilität. Strom wird immer häufiger dort erzeugt, wo er nicht unmittelbar verbraucht oder abtransportiert werden kann. Ziel von Redispatch 2.0 ist es, Netzengpässe vorausschauend zu vermeiden, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, Abregelungen effizienter und fairer zu gestalten und erneuerbare Energien möglichst netzdienlich zu integrieren.
Vorausschauende Netzplanung und finanzieller Ausgleich
Redispatch 2.0 basiert auf einer vorausschauenden Netzplanung. Netzbetreiber analysieren Prognosen zu Stromerzeugung, Stromverbrauch und Netzbelastung. Wird ein Engpass erwartet, ordnet der Netzbetreiber Maßnahmen an: Reduzierung oder Erhöhung der Einspeisung, Anpassung von Speicherlade- oder Entladevorgängen sowie Steuerung flexibler Verbraucher. Die betroffenen Anlagen erhalten einen finanziellen Ausgleich für die angeordnete Abweichung vom Marktfahrplan.
Die finanzielle Entschädigung im Rahmen von Redispatch 2.0 basiert auf dem Prinzip des entgangenen Gewinns. Anlagenbetreiber sollen wirtschaftlich so gestellt werden, als hätten sie ihren ursprünglich geplanten Marktfahrplan, beispielsweise aus dem Day-Ahead-Markt, erfüllen können.
Netzbetreiber, Anlagenbetreiber und Direktvermarkter im Datenaustausch
Am Redispatch-2.0-Prozess sind mehrere Akteure beteiligt: Übertragungsnetzbetreiber, Verteilnetzbetreiber, Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und Einsatzverantwortliche. Diese Akteure tauschen kontinuierlich Daten zu Prognosen, Fahrplänen und Netzsituationen aus.
Vom Kraftwerkspark zur Einbindung aller Netzebenen
Der klassische Redispatch war beschränkt auf große konventionelle Kraftwerke und Übertragungsnetze. Redispatch 2.0 erweitert den Ansatz deutlich: Einbindung dezentraler Anlagen, Einbeziehung von erneuerbaren Energien, Integration von Speichern und steuerbaren Lasten sowie einheitliche Prozesse über alle Netzebenen. Damit wird Redispatch 2.0 zu einem zentralen Instrument der netzorientierten Energiewende.
Netzstabilität vor marktlicher Optimierung
Redispatch 2.0 beeinflusst sowohl den Netzbetrieb als auch den Strommarkt: Marktfahrpläne können netzbedingt angepasst werden, Börsenpreise aus dem Day-Ahead-Markt bleiben bestehen, werden aber technisch überlagert, und die Netzstabilität erhält Vorrang vor marktlicher Optimierung. Damit ergänzt Redispatch 2.0 marktbasierte Mechanismen wie das Merit-Order-Prinzip um eine netzseitige Steuerung.
Neue Anforderungen an Prognose und Steuerbarkeit
Für Unternehmen ist Redispatch 2.0 relevant, wenn sie eigene Erzeugungsanlagen betreiben, Batteriespeicher einsetzen oder steuerbare Verbraucher nutzen. Betroffene Unternehmen müssen Prognose- und Stammdaten bereitstellen, Steuerbarkeit ermöglichen und Redispatch-Maßnahmen technisch umsetzen. Gleichzeitig entstehen neue Anforderungen an Energiemanagementsysteme (EMS) und Energiemonitoring.
Speicher als Instrument zur lokalen Engpassentlastung
Energiespeicher spielen im Redispatch 2.0 eine zunehmend wichtige Rolle: Sie können gezielt geladen oder entladen werden, Netzengpässe lassen sich lokal ausgleichen, und Flexibilität wird netzdienlich nutzbar. Damit steht Redispatch 2.0 in engem Zusammenhang mit netzdienlicher Speichersteuerung, Lastverschiebung durch Speicher und Demand Side Management (DSM).
Abgrenzung zu verwandten Begriffen
Nicht zu verwechseln mit: Regelenergie (kurzfristiger Ausgleich von Frequenzabweichungen), Sekundärregelleistung (SRL) und Tertiärregelleistung (TRL) (Teilmärkte der Regelenergie), Engpassmanagement im Stromnetz (übergeordneter Begriff für Maßnahmen zur Netzstabilität), Netzentgelte und Umlagen (preisliche Bestandteile unabhängig vom Redispatch), Kapazitätsmarkt vs. Energiemarkt (Marktmechanismen zur Versorgungssicherheit).
Fazit: netzseitige Steuerung neben dem Markt
Redispatch 2.0 ist ein gesetzlich geregeltes Verfahren, mit dem Netzbetreiber in die Einspeisung, Speicherung oder den Verbrauch eingreifen, um Netzengpässe zu vermeiden und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Für Unternehmen mit Erzeugungsanlagen, Speichern oder Flexibilitätsoptionen entsteht dadurch eine höhere Relevanz von Prognosen, Steuerbarkeit sowie digitalen Systemen wie Energiemanagement und Monitoring.
Häufige Fragen (FAQ)
Seit wann gilt Redispatch 2.0 in Deutschland?
Redispatch 2.0 ist seit Oktober 2021 in Deutschland verpflichtend eingeführt.
Wer ist von Redispatch 2.0 betroffen?
Betroffen sind Unternehmen mit eigenen Erzeugungsanlagen, Batteriespeichern oder steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die Prognosedaten liefern und technische Steuerbarkeit sicherstellen müssen.
Wie unterscheidet sich Redispatch 2.0 vom klassischen Redispatch?
Anders als der klassische Redispatch bezieht Redispatch 2.0 neben großen konventionellen Kraftwerken auch dezentrale Anlagen, erneuerbare Energien, Speicher und steuerbare Lasten über alle Netzebenen hinweg ein.
