Redispatch

Warum ist Redispatch notwendig?

Der Stromhandel ignoriert die Physik des Netzes: Gehandelt wird deutschlandweit in einer einheitlichen Preiszone, als gäbe es keine Leitungsengpässe. Die physikalischen Stromflüsse verteilen sich jedoch nach den Kirchhoffschen Gesetzen auf die Leitungen – unabhängig davon, was die Handelsfahrpläne vorsehen. Droht eine Leitung zu überlasten, müssen die Netzbetreiber eingreifen: Sie verlagern Erzeugung räumlich, indem Kraftwerke vor dem Engpass gedrosselt und dahinter hochgefahren werden. Genau dieser Eingriff ist der Redispatch; rechtliche Grundlage sind die §§ 13, 13a und 14 EnWG. Je stärker Erzeugung und Verbrauch räumlich auseinanderfallen, desto häufiger sind solche Eingriffe nötig.

Das typische deutsche Muster: Windstrom aus dem Norden kann nicht vollständig zu den Verbrauchszentren im Süden transportiert werden. Also wird Windleistung im Norden abgeregelt, während im Süden Kraftwerke hochfahren, um die Nachfrage zu decken. Hohe Redispatch-Kosten gelten deshalb als Indikator dafür, dass der Netzausbau dem Erneuerbaren-Ausbau hinterherläuft.

Redispatch ist dabei nur ein Werkzeug im Kasten des Engpassmanagements: Daneben stehen Countertrading – gegenläufige Handelsgeschäfte der Netzbetreiber –, der Einsatz von Netzreservekraftwerken und in Ausnahmefällen Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG, wenn marktbezogene Mittel nicht ausreichen. Ziel ist stets, die Netzsicherheit mit möglichst geringen Eingriffen und Kosten zu wahren.

Wie läuft Redispatch 2.0 ab und wer ist betroffen?

Mit Redispatch 2.0 wurde der Kreis der einbezogenen Anlagen 2021 drastisch erweitert: Statt nur großer konventioneller Kraftwerke sind seither auch Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen ab 100 kW einbezogen – vom Windpark bis zur größeren Gewerbe-PV-Anlage. Zuständig sind Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber gemeinsam: Auch im Verteilnetz können Engpässe auftreten, und die Maßnahmen müssen netzebenenübergreifend koordiniert werden.

Der Prozess ist als planwertbasiertes System organisiert: Anlagenbetreiber beziehungsweise ihre Dienstleister liefern Stammdaten und Planungsdaten, auf deren Basis die Netzbetreiber Engpässe prognostizieren und Maßnahmen dimensionieren. Wird eine Anlage abgeregelt, geschieht das per Aufforderung oder direkter Steuerung; anschließend werden Ausfallarbeit und Entschädigung abgerechnet. Betroffene Anlagenbetreiber erhalten einen gesetzlich geregelten finanziellen Ausgleich, der sie wirtschaftlich so stellen soll, als hätte die Anlage normal weiterproduziert.

Redispatch 2.0 kennt zwei Abwicklungsmodelle: Im Aufforderungsfall setzt der Anlagenbetreiber beziehungsweise sein Einsatzverantwortlicher die Maßnahme nach Anweisung selbst um; im Duldungsfall steuert der Netzbetreiber die Anlage direkt, und der Betreiber duldet den Eingriff. Für kleinere EE-Anlagen ist der Duldungsfall der Regelfall, weil er ohne eigene Prozessinfrastruktur auskommt. Auch die Bestimmung der Ausfallarbeit – der Strommenge, die ohne den Eingriff erzeugt worden wäre – folgt festgelegten Verfahren, von der genauen Spitzabrechnung bis zu vereinfachten pauschalen Ansätzen.

Was kostet Redispatch und wer zahlt?

Die Größenordnung ist erheblich: Nach Angaben der Bundesnetzagentur lagen die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements 2024 bei rund 2,8 Milliarden Euro und damit etwa eine halbe Milliarde unter dem Vorjahreswert; in den Krisenjahren zuvor waren es zeitweise über 4 Milliarden Euro. In den Kosten stecken die Entschädigungen für abgeregelte Anlagen, die Brennstoff- und Betriebskosten der hochgefahrenen Kraftwerke und weitere Maßnahmen wie Countertrading. Dazu kommt die abgeregelte Erneuerbaren-Energie, die als bezahlte, aber nicht genutzte Erzeugung volkswirtschaftlich doppelt schmerzt.

Getragen werden die Kosten zunächst von den Netzbetreibern – die sie über die Netzentgelte auf alle Stromkunden abwälzen. Redispatch ist damit ein Kostenfaktor, den jeder Verbraucher mitbezahlt, ohne ihn direkt zu sehen. Mittelfristig sollen Netzausbau, netzdienliche Flexibilität und bessere Standortsteuerung des Zubaus die Kosten senken; bis dahin bleibt das Engpassmanagement ein struktureller Bestandteil der Netzentgelte.

Perspektivisch soll der Eingriffsbedarf auf mehreren Wegen sinken: durch den Ausbau der großen Nord-Süd-Übertragungsleitungen, durch netzdienliche Flexibilität wie steuerbare Verbraucher, Speicher und Elektrolyseure an den richtigen Standorten sowie durch das Prinzip, überschüssigen Strom zu nutzen statt abzuregeln. Auch die europäische Debatte über eine Aufteilung der deutschen Gebotszone speist sich aus den Redispatch-Mengen – regionale Preise würden Engpässe direkt im Handel abbilden, sind politisch aber umstritten.

Welche Pflichten haben Anlagenbetreiber ab 100 kW?

Für Betreiber von Erzeugungsanlagen ab 100 kW bedeutet Redispatch konkrete Pflichten: Die Anlage muss technisch steuerbar sein, damit der Netzbetreiber sie im Engpassfall regeln kann. Die Stammdaten müssen gepflegt und aktuell sein, und die Marktrollen müssen besetzt werden – insbesondere der Einsatzverantwortliche (EIV), der Planungsdaten liefert, und der Betreiber der technischen Ressource (BTR), der die technische Seite verantwortet.

In der Praxis übernimmt diese Aufgaben häufig der Direktvermarkter als Dienstleister – für die meisten Betreiber die sinnvollste Lösung, da die Prozesse Spezialwissen und laufende Datenkommunikation erfordern. Wer die Prozesse nicht sauber aufsetzt, riskiert Probleme bei der Entschädigungsabrechnung und der Kommunikation mit dem Netzbetreiber: Fehlende oder falsche Stammdaten können dazu führen, dass Abregelungen nicht korrekt vergütet werden. Bei der Planung neuer Anlagen ab 100 kW sollten die Redispatch-Anforderungen – Steuerbarkeit, Messkonzept, Dienstleisterverträge – von Anfang an mitgedacht werden.

Praktisch bewährt sich eine klare Aufgabenteilung: Der Betreiber hält die Stammdaten aktuell und stellt die technische Steuerbarkeit sicher, der Direktvermarkter übernimmt Datenlieferungen, Marktkommunikation und die Abrechnung der Ausfallarbeit. Prüfen Sie in Direktvermarktungsverträgen, ob diese Redispatch-Leistungen ausdrücklich enthalten sind und wer bei fehlerhafter Abwicklung haftet. Bei Neuanlagen gehört die Redispatch-Fähigkeit in das Pflichtenheft des Errichters – nachträgliche Umrüstungen der Steuerungstechnik sind teuer und verzögern die Inbetriebnahme.