Redispatch 2.0 verständlich

Redispatch hält das Übertragungs- und Verteilnetz stabil, wenn Strom dort erzeugt wird, wo er nicht verbraucht werden kann. Seit dem 1. Oktober 2021 gilt mit Redispatch 2.0 ein erweitertes Regime, das auch Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen ab 100 Kilowatt sowie die Verteilnetzebene einbezieht. Dieser Beitrag erklärt das Verfahren, die neuen Rollen und Datenmodelle und grenzt Redispatch von §14a EnWG ab.

Das Problem: Strom am falschen Ort

Strom wird zunehmend dort erzeugt, wo er nicht verbraucht wird: Windkraft speist im Norden ein, große Lastzentren liegen im Süden und Westen. Reicht die Netzkapazität für den Transport nicht aus, entsteht ein Engpass. Redispatch löst ihn, indem die Einspeisung gezielt angepasst wird: Kraftwerke vor dem Engpass fahren herunter, Anlagen hinter dem Engpass fahren herauf. Die Gesamterzeugung bleibt gleich, nur ihre räumliche Verteilung ändert sich.

Redispatch ist damit ein Instrument des Engpassmanagements, neben Schaltmaßnahmen im Netz und dem Countertrading. Rechtsgrundlage sind die §§ 13, 13a und 14 EnWG.

Was Redispatch 2.0 neu gemacht hat

Bis September 2021 gab es zwei getrennte Welten: Redispatch mit konventionellen Kraftwerken ab 10 Megawatt und das Einspeisemanagement (EinsMan), mit dem Erneuerbare im Notfall abgeregelt wurden. Das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) hat beide Verfahren zum 1. Oktober 2021 zu Redispatch 2.0 zusammengeführt.

Die praktischen Folgen sind erheblich: Einbezogen sind seither alle EE- und KWK-Anlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung sowie kleinere Anlagen, die der Netzbetreiber bereits fernsteuern kann. Damit wurden aus wenigen hundert Kraftwerken auf einen Schlag über 80.000 redispatchfähige Anlagen, und statt allein der Übertragungsnetzbetreiber sind nun auch rund 850 Verteilnetzbetreiber aktiv am Verfahren beteiligt. Erneuerbare werden dabei nicht mehr entschädigungslos „notabgeregelt", sondern regulär und gegen finanziellen Ausgleich in die Engpassbewirtschaftung einbezogen.

Neue Rollen: EIV und BTR

Mit Redispatch 2.0 kamen zwei Marktrollen hinzu, die es vorher nicht gab. Der Einsatzverantwortliche (EIV) plant den Einsatz einer Anlage und liefert dem Netzbetreiber je nach Modell Plan- und Prognosedaten. Der Betreiber der Technischen Ressource (BTR) verantwortet die technischen Daten der Anlage und die Umsetzung von Maßnahmen. Bei kleineren Anlagen übernimmt häufig der Direktvermarkter oder ein Dienstleister die EIV-Rolle; Anlagenbetreiber können sie aber auch selbst ausfüllen.

Prognosemodell und Planwertmodell

Für die Frage, auf welcher Datenbasis der Netzbetreiber den Einspeiseverlauf einer Anlage annimmt, gibt es zwei Bilanzierungsmodelle:

Beim Abruf selbst unterscheidet das Regime zwei Fälle: Im Aufforderungsfall fordert der Netzbetreiber den EIV auf, den Arbeitspunkt der Anlage zu ändern, und der EIV setzt um. Im Duldungsfall steuert der Netzbetreiber die Anlage selbst, der Betreiber duldet den Eingriff. Nach der Maßnahme wird zweifach ausgeglichen: bilanziell, indem der Netzbetreiber die ausgefallene Energiemenge in den betroffenen Bilanzkreis zurückliefert, und finanziell nach §13a EnWG, damit der Anlagenbetreiber wirtschaftlich so gestellt wird, als hätte er normal eingespeist.

Datenaustausch über Connect+ und RAIDA

Redispatch 2.0 ist vor allem ein Datenprozess. Stammdaten der Technischen Ressourcen, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Abrufmeldungen fließen laufend zwischen Anlagenbetreibern, EIV, Verteilnetz- und Übertragungsnetzbetreibern. Ein Großteil der Netzbetreiber wickelt diesen Austausch über das Gemeinschaftsprojekt Connect+ und dessen Plattform RAIDA ab, die als zentrale Drehscheibe für die Redispatch-Datenprozesse dient. Wer als Netzbetreiber oder Dienstleister teilnimmt, muss seine Systeme an diese Schnittstellen anbinden und die geforderten Datenformate und Fristen bedienen.

Genau hier zeigt sich die Achillesferse des Verfahrens: Fehlerhafte Stammdaten führen zu falschen Prognosen, falsche Prognosen zu unnötigen oder unwirksamen Eingriffen und fehlerhaften Ausgleichszahlungen. Wie stark die Datenqualität den Prozess trägt, beschreibt der Beitrag zur Stammdatenqualität in der Marktkommunikation.

Der Unterschied zu §14a

Beide Instrumente dienen der Netzstabilität, setzen aber an unterschiedlichen Stellen an: Redispatch wirkt auf der Erzeugungsseite (Einspeisung anpassen), §14a EnWG auf der Verbrauchsseite (steuerbare Lasten wie Wärmepumpen und Wallboxen netzorientiert dimmen). Auch die Logik unterscheidet sich: Redispatch ist ein anlagenscharfer Eingriff gegen konkrete Engpässe im Übertragungs- und Hochspannungsnetz, die §14a-Steuerung ein präventives Instrument für die Niederspannung. Zusammen bilden sie zwei Hebel gegen Netzengpässe.

Redispatch und §14a sind zwei Seiten derselben Medaille: Erzeugung und Verbrauch netzdienlich in Einklang bringen.

Was das für Netzbetreiber in der Praxis heißt

1. Stammdaten führen. Technische Ressourcen, Steuerbarkeit und Zuordnungen (Anlage, EIV, BTR) müssen im System vollständig und aktuell sein; sie sind die Grundlage jeder Prognose und jedes Abrufs.
2. Prozesse automatisieren. Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Abrufe im Viertelstundenraster lassen sich nicht manuell bewirtschaften; die Strecke zwischen Netzleitsystem, EDM und RAIDA-Anbindung muss durchgängig laufen.
3. Ausgleich prüffest abwickeln. Bilanzieller und finanzieller Ausgleich müssen nachvollziehbar aus Abrufdaten und Modell (Planwert oder Prognose) hergeleitet werden, sonst drohen Klärfälle mit EIV und Lieferanten.

Häufige Fragen