Redispatch 2.0

Redispatch dient dem Netzengpass-Management und sorgt dafür, die Netzstabilität und damit die Versorgungssicherheit mit Strom zu gewährleisten. Es beschreibt die Anweisung der Netzbetreiber an die Kraftwerksbetreiber, ihre geplante Stromproduktion zu verschieben, weil sonst Leitungsabschnitte überlastet werden können. Grundlage dafür ist der am Vortrag gemeldete Fahrplan (Dispatch) eines jeden Kraftwerkbetreibers, der rein wirtschaftlichen Prinzipien folgt. Alle Fahrpläne zusammengenommen bilden dann den bundesweiten Dispatch. Wenn durch diese Fahrpläne an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass verursacht wird, muss umgeplant werden. Per Redispatch werden dann die Fahrpläne der Kraftwerke für die Netzstabilität harmonisiert. Konkret: Kraftwerke diesseits des Engpasses werden angewiesen, weniger Energie einzuspeisen, Anlagen jenseits des Engpasses sollen ihre Einspeiseleistung erhöhen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Im klassischen Redispatch liegt die Verantwortung für Netzengpass-Management (Redispatch) bei den vier Übertragungsnetzbetreibern. Beim Redispatch 2.0 müssen neben den vier Übertragungsnetzbetreibern nun auch die etwa 890 Verteilnetzbetreiber eine aktive Rolle im Redispatch-Prozess einnehmen, um Netzengpässe zu vermeiden. Redispatch 2.0 bedeutet konkret, dass nicht mehr nur konventionelle Kraftwerke mit mehr als 10 Megawatt (MW) Nennleistung herangezogen werden, um das Netz stabil zu halten. Jetzt sind auch EE- und KWK-Anlagen sowie Speicher mit einer Leistung ab 100 Kilowatt (kW) und auch kleinere Anlagen, die vom Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch-Prozess eingebunden. Dafür wird der Redispatch konventioneller Kraftwerke mit dem Einspeisemanagement (EisMan) von EE-Anlagen, KWKW-Anlagen und Speichern zusammengebracht, die vornehmlich in die Verteilnetze einspeisen. Mehr zu den gesetzlichen Hintergründen unter „Was bedeutet NABEG 2.0 und was hat es mit Redispatch 2.0 zu tun?“

Die Energiewende findet in den Verteilnetzen statt. Denn in diese Netze speisen Erneuerbare Energieanlagen (EE-Anlagen) vornehmlich ein – auf Mittel- und Niederspanungsebene.

Nach Angaben des Verbunds kommunaler Unternehmen (VKU) sind etwa 98 Prozent der EEG-Anlagen an die Verteilnetze angeschlossen. Ebenfalls 98 Prozent unseres gesamten Stromnetzes macht laut Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) das Verteilnetz selbst aus. Die Verteilnetze spielen daher eine wesentliche Rolle für die Systemintegration der erneuerbaren Energien in unsere Stromnetze und daher auch für die Systemstabilität unsere Stromnetze.

Das bedeutet auch, dass der Handlungsspielraum der Übertragungsnetzbetreiber durch den Anstieg der dezentralen EE-Anlagen in den darunter liegenden Verteilnetzen immer kleiner wird, um per Redispatch – der Harmonisierung der Fahrpläne konventioneller Kraftwerke – die Netzstabilität und damit Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die Redisptach-Maßnahmen nehmen zu, die Kosten steigen und werden von allen Stromkunden als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten über die Netzentgelte bezahlt. Kosten zur Vorbereitung auf Redispatch 2.0 können Netzbetreiber jedoch im Rahmen der Anreizregulierung noch bis zum 21. Oktober 2021 als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten angeben und auf die Netzentgelte umlegen.

Damit mehr regenerative Energie in unsere Netze fließt, ohne die Netzstabilität zu gefährden, hat der Gesetzgeber das „Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus“ – kurz Netzausbaubeschleunigungsgesetz – zum NABEG 2.0 erneuert (Inkrafttreten am 17. Mai 2019). Damit werden die Grundsätze der Einspeisemanagement-Maßnahmen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) integriert – in §§ 13, 13a, 14. EnWG. Heraus kommt Redispatch 2.0, ein einheitliches Redispatch-Regime aller Netzbetreiber.

Nach NABEG 2.0 verantworten damit nicht mehr nur die vier Übertragungsnetzbetreiber Redispatch-Maßnahmen per Lastfluss- oder Netzbelastungsberechnung. Vielmehr müssen sich nun auch die etwa 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland mit Netzengpass-Management auseinandersetzen – ganz gleich, ob es im eigenen Netzengpässe gibt oder nicht.

Redispatch 2.0 bedeutet konkret, dass nicht mehr nur konventionelle Kraftwerke mit mehr als 10 Megawatt (MW) Nennleistung herangezogen werden, um das Netz stabil zu halten. Jetzt sind auch EE- und KWK-Anlagen sowie Speicher mit einer Leistung ab 100 Kilowatt (kW) und auch kleinere Anlagen, die vom Netzbetreiber fernsteuerbar sind, in den Redispatch-Prozess eingebunden.

In diesem Zusammenhang kommen auf Verteilnetzbetreiber zusätzliche und vielfältige Aufgaben zu: Sie müssen Netzzustände erfassen und analysieren, Netzmodellierungen und -berechnungen anstellen, ihr Redispatch-Vermögen prognostizieren und ihre Netzführung daraufhin flexibilisieren, um Netzengpässe zu vermeiden. Diese Modelldaten müssen sie fortan mit den anderen Netzbetreibern und Einsatzverantwortlichen (EIV) bzw. Marktpartnern, zum Beispiel Anlagenbetreibern, austauschen.

Die Frist bis zur Umsetzung von Redispatch 2.0 läuft am 1. Oktober 2021 ab.