Die Energiewende verändert nicht nur die Stromerzeugung, sondern auch den Betrieb der Stromnetze. Um das Gleichgewicht zwischen Einspeisung und Verbrauch zu wahren, greifen Netzbetreiber gezielt in Fahrpläne von Erzeugungsanlagen ein. Diese netzstabilisierenden Eingriffe werden als Redispatch bezeichnet. Seit Oktober 2021 gilt mit Redispatch 2.0 ein neuer regulatorischer Rahmen, der den Kreis der betroffenen Anlagen deutlich erweitert. Er verpflichtet auch Betreiber dezentraler Erzeuger, steuerbarer Verbraucher und Speicher zu einer koordinierten Teilnahme an Netzsicherungsmaßnahmen.
Redispatch 2.0 einfach erklärt: Definition, Zielsetzungen und Neuerungen
Redispatch-Maßnahmen dienen der Vermeidung von Netzengpässen. Sie beruhen auf der gezielten Anweisung durch Netzbetreiber, Erzeugungs- oder Verbrauchsleistungen technischer Anlagen temporär zu verändern, um kritische Lastflüsse zu entschärfen. Dies erfolgt unabhängig vom Strommarktgeschehen, basierend auf netztechnischen Erfordernissen.
Am 1. Oktober 2021 trat Redispatch 2.0 als neues Standardverfahren in Kraft. Es erweitert das bisherige Redispatch-System, das vorrangig Großkraftwerke über 10 Megawatt einbezog. Seither gilt der neue Rahmen auch für kleinere Einheiten ab 100 Kilowatt – darunter Photovoltaikanlagen mit Eigenverbrauch, Blockheizkraftwerke, Power-to-Heat-Anlagen und Speichertechnologien. Zweck der Regelung ist es, die wachsende Zahl dezentraler Einspeiser und steuerbarer Verbraucher systematisch in die Netzbetriebsführung einzubinden und die Steuerbarkeit der Lastflüsse vorausschauend sicherzustellen.
Gesetzliche Grundlage und betroffene Anlagentypen
Die Regelungen zu Redispatch 2.0 basieren auf § 13 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Dort ist festgelegt, dass alle netzrelevanten Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchsanlagen in Redispatch-Prozesse einzubeziehen sind. Netzrelevant ist eine Anlage dann, wenn ihr Betrieb die Lastflüsse in überlagerten Netzebenen beeinflussen kann – unabhängig davon, ob Strom eingespeist oder vollständig selbst verbraucht wird.
Betreiber entsprechender Anlagen sind verpflichtet, technische Stammdaten, Steuerbarkeitsinformationen sowie Prognosen zur Erzeugung oder zum Verbrauch bereitzustellen. Zusätzlich ist eine digitale Anbindung an den Netzbetreiber vorzusehen, die Eingriffe im Bedarfsfall ermöglicht. Für die Umsetzung der Kommunikation und Steuerung werden standardisierte Rollenmodelle genutzt, etwa der Einsatzverantwortliche (EIV) oder der Betreiber der technischen Ressource (BTR). Diese Aufgaben werden häufig an externe Dienstleister delegiert.
Redispatch 2.0 und Eigenverbrauchsanlagen
Auch Anlagen, die primär der Eigenversorgung dienen, unterliegen Redispatch 2.0, sofern sie als netzrelevant gelten. Dazu zählen insbesondere PV-Anlagen, BHKW oder Power-to-Heat-Systeme in Industrieunternehmen. Entscheidend ist nicht die Marktintegration, sondern die physikalische Anbindung an das Stromnetz und die Möglichkeit der Fernsteuerung.
Flexibel betreibbare Systeme – etwa in Verbindung mit thermischen oder elektrischen Speichern – können dabei sowohl steuerbar als auch zeitlich verschiebbar agieren. Die Zuordnung zur Redispatch-Verpflichtung ergibt sich auf Basis technischer Leistungsdaten, der Einbindungsart ins Netz und der gemeldeten Anlagencharakteristik. Maßgeblich ist, ob eine Anlage dazu beitragen kann, Überlastungen im Stromnetz zu vermeiden.
Redispatch-Kosten: Finanzierung und Entschädigungsregelungen
Die Anzahl der Redispatch-Eingriffe und die damit verbundenen Kosten sind in den vergangenen Jahren deutlich gestiegen. Hauptursache ist das Auseinanderfallen von Stromerzeugung und Verbrauchsstandorten bei gleichzeitig verzögertem Netzausbau.
Finanziert werden Redispatch-Maßnahmen über die allgemeinen Netzentgelte, die anteilig von allen Stromverbrauchern getragen werden. Betreiber von Anlagen, die direkt in Redispatch-Prozesse eingebunden werden, erhalten eine Vergütung. Diese richtet sich entweder nach realen Marktwerten oder nach pauschalierten Ersatztarifen gemäß den Vorgaben der Netzbetreiber und regulatorischen Rahmenbedingungen.
Redispatch 2.0 und Netzbetreiber: Aufgaben, Datenströme und Abläufe
Die Verantwortung für Planung, Koordination und Durchführung von Redispatch-Maßnahmen liegt bei den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Diese analysieren kontinuierlich die Netzsituation, prognostizieren Lastflüsse und definieren bei erwarteten Engpässen entsprechende Fahrplankorrekturen.
Um dies umzusetzen, sind sie auf vollständige und aktuelle Anlagendaten angewiesen – darunter Prognosen, Echtzeitwerte zur Steuerbarkeit sowie die Möglichkeit zur Fernparametrierung. Zur strukturierten Datenverarbeitung hat sich das Kommunikationsmodell Connect+ etabliert. Es ermöglicht standardisierte Datenflüsse zwischen Marktrollen und sorgt für eine einheitliche Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben.
Viele Anlagenbetreiber bedienen sich hierbei externer Dienstleister, die stellvertretend die technischen, administrativen und kommunikativen Anforderungen gegenüber dem Netzbetreiber erfüllen.
Power-to-Heat im Redispatch 2.0: Rolle steuerbarer Lasten
Power-to-Heat-Anlagen wandeln elektrischen Strom in nutzbare Prozesswärme oder Dampf um und gelten regulatorisch als steuerbare Lasten. Im Kontext von Redispatch 2.0 sind sie besonders relevant, wenn sie kurzfristig ihre Aufnahmeleistung anpassen können – etwa bei tarifoptimiertem Betrieb oder in Kombination mit thermischen Speichern.
Bei entsprechender technischer Ausstattung und Anbindung können diese Systeme zur Entlastung überlasteter Netzabschnitte beitragen, indem sie gezielt elektrische Last aufnehmen. Die Netzrelevanz ergibt sich aus der Einspeise- oder Bezugsleistung sowie der konkreten Wirkung auf die jeweilige Netzebene.
Auch bei der Nutzung im Rahmen eines Heat-as-a-Service-Modells kann Redispatch 2.0 greifen. In solchen Fällen obliegt die regulatorische Einbindung dem Wärmeversorger oder Systembetreiber, der für Steuerbarkeit, Datenbereitstellung und Kommunikation mit dem Netzbetreiber verantwortlich ist. Die Energiebezieher erhalten in diesem Modell ausschließlich Wärme – ohne operative oder regulatorische Schnittstelle zum Strommarkt.
