Redispatch und Redispatch 2.0 – damit dein Strom fließt
Strom ist wie ein langer, ruhiger Fluss – na ja, nicht immer, denn manchmal entstehen Engpässe. Damit trotzdem überall genau so viel Strom ankommt, wie gebraucht wird, gibt es Redispatch-Maßnahmen. Seit 2021 gilt der Redispatch 2.0, der die Stromflüsse besser steuern soll. Wir erklären dir, was es damit auf sich hat.
Das Wesentliche in Kürze
Der tägliche Dispatch: Jeden Tag müssen Kraftwerksbetreiber berechnen und dann den Netzbetreibern mitteilen, wie viel Strom sie voraussichtlich am nächsten Tag einspeisen werden. Das ist der sogenannte Dispatch.
Notwendiger Redispatch: Die Netzbetreiber kalkulieren daraufhin, wo es zu Engpässen im Stromnetz kommen könnte. Dann teilen sie den Kraftwerksbetreibern mit, wo Änderungen nötig sind. Dieses Vorgehen nennt sich Redispatch.
Redispatch-Maßnahmen: Die wichtigsten Maßnahmen sind, Kraftwerke hoch- oder herunterzufahren. Dadurch sollen die Stromflüsse ausgeglichen und das Netz stabilisiert werden.
Redispatch 2.0: Seit 2021 werden nicht nur die Übertragungsnetzbetreiber und große Kraftwerke, sondern weitere Netzbetreiber und auch die Betreiber kleinerer Kraftwerke und Anlagen in diesen Prozess einbezogen. Es gibt aber noch Verbesserungspotenzial – mehr dazu erfährst du unten.
Dispatch und Redispatch einfach erklärt
Unser Stromnetz in Deutschland ist riesig und transportiert jeden Tag gigantische Mengen an Energie. Trotzdem ist es überraschend sensibel. Wie ein Fluss, der bei Starkregen über seine Ufer tritt, kann es überlastet werden, wenn in einem Abschnitt zu viel Strom fließt. Auch das andere Szenario kommt vor: Wenn beispielsweise ein Kraftwerk ausfällt, der Fluss also kurzzeitig austrocknet, fließt in einem Abschnitt möglicherweise zu wenig Strom.
Beides könnte zu Schäden am Netz und damit zu Stromausfällen führen. Es ist die Pflicht der Netzbetreiber, solche Situationen zu vermeiden.
Deshalb gibt es den Dispatch und den Redispatch.
Betreiber von Kraftwerken müssen den Netzbetreibern ihre Prognosen für den Folgetag übermitteln. Welches Kraftwerk wird wie lange und mit welcher Kraft laufen? Aus diesen Informationen ermitteln die Netzbetreiber dann auf Basis des Strombedarfs, wo es am nächsten Tag voraussichtlich zu Engpässen (einer „Überflutung“ oder „Austrocknung“) im Stromnetz kommen könnte.
Um solche Engpässe zu vermeiden, leiten die Netzbetreiber dann Redispatch-Maßnahmen ein. Dazu werden bestimmte Kraftwerke gezielt hochgeregelt und andere heruntergefahren.
Welche Redispatch-Maßnahmen gibt es?
In der Hauptsache kommen zwei Redispatch-Maßnahmen regelmäßig zum Einsatz.
Droht das Netz zu überlasten, weisen die Netzbetreiber die Kraftwerke vor der potenziell überlasteten Stelle an, ihre Leistung zu drosseln. Dadurch fließt weniger Strom und die Überlastung wird vermieden.
Auf der anderen Seite, jenseits des Engpasses, droht nun aber ein Mangel an Strom. Deshalb müssen hier andere Kraftwerke ihre Leistung erhöhen, um den Mangel auszugleichen. So greifen diese beiden Redispatch-Maßnahmen immer ineinander und stellen ein Gleichgewicht her.
Die Netzbetreiber haben weitere Möglichkeiten, die Energien im Netz sinnvoll zu steuern. Sie können zum Beispiel Reservekraftwerke zuschalten lassen oder große industrielle Verbraucher anweisen, ihren Bedarf in andere Zeitfenster zu verschieben.
Redispatch-Maßnahmen sind notwendig und gewollt. Allerdings hat die Notwendigkeit im letzten Jahrzehnt zugenommen. Gründe dafür sind unter anderem die Reduzierung von Atomenergie in Deutschland und der Fortschritt der erneuerbaren Energien. Schauen wir uns an, warum das so ist.
Darum brauchen wir Redispatch-Maßnahmen jetzt häufiger
Die letzten deutschen Atomkraftwerke sind im Jahr 2023 vom Netz gegangen. Das schafft Sicherheit und hat den Fokus auf erneuerbare, saubere Energien verstärkt. Dennoch hatte die Kernenergie zwei Eigenschaften, die den Redispatch erleichterten:
Die Kraftwerke befanden sich zum großen Teil in Industriegebieten, wo die Energie gebraucht wurde und wird. Daher waren die Transportwege kurz.
Die Produktion von Kernenergie ist berechenbar: Man weiß ziemlich genau, mit welcher Erzeugung man am Folgetag rechnen kann.
Im Vergleich dazu unterliegen die erneuerbaren Energien Schwankungen – wir wissen trotz Wettervorhersagen einfach nie mit hundertprozentiger Gewissheit, wie viel Sonne oder Wind es am nächsten Tag, in der nächsten Woche oder gar im nächsten Monat geben wird. Außerdem befinden sich insbesondere im Norden und Osten Deutschlands große Windkraftanlagen, während der Industrieschwerpunkt eher im Süden liegt. Der Strom muss also über weite Strecken transportiert werden.
All das belastet das Stromnetz. Die Übertragungsnetzbetreiber – vier große Unternehmen, die für den Stromtransport über weite Strecken zuständig sind – standen und stehen vor großen Herausforderungen bei der Vermeidung von Engpässen. Deshalb wurde 2019 mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) der sogenannte Redispatch 2.0 beschlossen. Er soll dazu beitragen, dass das Netz den hohen Anforderungen standhält.
Der Redispatch 2.0: Turbo für das Stromnetz?
Bisher waren ausschließlich die Übertragungsnetzbetreiber für Redispatch-Maßnahmen zuständig. Es gibt neben den vier großen Übertragungsnetzbetreibern in Deutschland aber noch weit mehr als 800 Verteilnetzbetreiber. Diese werden nun mit dem Redispatch 2.0 in die Redispatch-Maßnahmen einbezogen. Außerdem werden auch die Betreiber weiterer Anlagen in die Pflicht genommen. Folgende Anlagen betrifft das:
Konventionelle Kraftwerke mit mehr als 100 Kilowatt Leistung (vorher: erst ab 10 Megawatt)
Speicheranlagen mit mehr als 100 Kilowatt Leistung (vorher: gar nicht beteiligt)
Erneuerbare-Energien-Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt Leistung (vorher: gar nicht beteiligt)
All diese Systeme sollen nun intensiv zusammenarbeiten und – wie zuvor nur die großen Kraftwerke – ihre Daten zur voraussichtlichen Ein- bzw. Ausspeisung an die Netzbetreiber übermitteln. Um die Koordinierung kümmert sich die Bundesnetzagentur. Ziel ist es, Engpässe über alle Netzebenen hinweg schon vorausschauend zu vermeiden (und weiterhin schnellstmöglich zu beheben).
Die Prozesse dazu sollen einheitlicher gestaltet werden. Deshalb vereint das NABEG Vorschriften, die zuvor auf andere Gesetze verteilt waren, unter anderem das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Vereint wird jetzt alles in den §§ 13, 13a und 14 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG).
Klingt vielversprechend? Ist es auch. Trotzdem bringt der Übergang Herausforderungen mit sich, die wir uns jetzt genauer ansehen.
Warum mit dem Redispatch 2.0 nicht alles einfach geworden ist
Du kannst dir bestimmt vorstellen, welcher Aufwand entsteht, wenn nun täglich Übertragungsnetzbetreiber, Verteilnetzbetreiber und Unmengen von Anlagenbetreibern kommunizieren und große Mengen an Daten austauschen müssen. Das ist ein großer Kritikpunkt am Redispatch 2.0: Die Umsetzung ist schwierig. Das liegt unter anderem daran, dass
der Koordinationsaufwand groß ist,
die IT-Infrastruktur nicht ausreicht,
die Daten noch nicht einheitlich und zuverlässig erfasst werden und
die Meldepflichten sehr umfangreich sind.
Das alles bringt nicht nur zeitlichen Aufwand, sondern auch hohe Kosten mit sich. Zwar werden die Betroffenen bei Redispatch-Maßnahmen vergütet (etwa, wenn es zu Einbußen kommt, weil ein Kraftwerk heruntergeregelt werden muss), doch die Kosten für den erhöhten Aufwand übersteigen mitunter die Kompensierung.
Hinzu kommt, dass gerade kleinere Betreiber die umfangreichen Voraussetzungen noch immer nicht erfüllen können. Da auch der Redispatch 2.0 auf Prognosen basiert, werden außerdem weiterhin teilweise Erneuerbare-Energien-Anlagen abgeregelt – obwohl sie doch den günstigsten und saubersten Strom liefern. Das verursacht ebenfalls Kosten, weil der Strombedarf dann aus weniger günstigen Quellen gedeckt wird.
Die vielleicht schwerwiegendste Kritik am Redispatch 2.0 lautet: Er löst das Problem nicht. Da der Strombedarf perspektivisch weiter steigen wird (zumal immer mehr Strom auch im Wärme- und Verkehrssektor benötigt wird), muss das Stromnetz modernisiert und ausgebaut werden. Zum Beispiel sind Leitungen von Nord- nach Süddeutschland in der Umsetzung, der Prozess zieht sich jedoch hin. Der Anteil erneuerbarer Energien wird ebenfalls zunehmen und mehr Schwankungen mit sich bringen. Die Ursache für Netzengpässe wird also mit dem Redispatch 2.0 nicht behoben.
Was also tun?
Was wir tun können: Redispatch 3.0?
Bei 1KOMMA5° setzen wir schon heute künstliche Intelligenz ein, um Stromflüsse smart zu steuern und das Stromnetz zu entlasten. Das funktioniert zum Beispiel so:
Du betreibst zu Hause eine Photovoltaik-Anlage mit Speicher und eine Wärmepumpe. Zur Mittagszeit, wenn deine Anlage viel Strom produziert, lädst du deinen Speicher voll. Dass du deinen Strom nicht einspeist (wenn ohnehin Engpässe drohen), sondern selbst nutzt, trägt bereits zur Entlastung des Netzes bei.
Am Abend, wenn die Sonne nicht mehr scheint, ist die Nachfrage nach Strom in ganz Deutschland groß. Anstatt jetzt Strom einzukaufen und die Nachfrage noch weiter nach oben zu treiben, nutzt du den Strom aus deinem PV-Speicher.
In der Nacht produzieren Windkraftanlagen bundesweit weiterhin Strom, die Nachfrage ist jedoch gering. Du nutzt die entsprechend günstigen Preise clever aus, indem du mit Strom aus dem Netz deinen Speicher auflädst und deine Wärmepumpe betreibst.
Wenn der Strombedarf mit dem neuen Tag wieder steigt, bist du mit vollem Speicher und laufender Wärmepumpe bestens gerüstet.
Ein einziger Haushalt macht für das Stromnetz keinen Unterschied. Doch mittlerweile sind in Deutschland Millionen von PV-Anlagen und Speichern installiert. Hinzu kommen jedes Jahr mehr E-Autos, die ebenfalls mit Speichern (Batterien) ausgestattet sind.
All diese Kapazitäten ließen sich mittels künstlicher Intelligenz zu einem gigantischen virtuellen Kraftwerk zusammenschließen, das smart arbeiten und in Echtzeit das Stromnetz unterstützen könnte: Strom speichern, wenn ein Überschuss vorhanden ist, Strom wieder abgeben, wenn großer Bedarf besteht.
Diese Prozesse könnten als günstige, effiziente Redispatch-Maßnahmen funktionieren – und zwar nicht basierend auf Prognosen, sondern auf Echtzeit-Signalen direkt aus dem Netz. Das ließe mehr Zeit für den Netzausbau, der außerdem weniger umfangreich sein müsste. Und das Beste: Die Technologien dafür sind bereits vorhanden.
Win-Win: Warum alle vom intelligenten Redispatch profitieren
Ein stabiles Stromnetz, sichere Versorgung und mehr Zeit für den Ausbau: Der intelligent gesteuerte Redispatch könnte ineffiziente Redispatch-Maßnahmen ersetzen und dadurch beträchtliche Kosten einsparen. Die erneuerbaren Energien müssten nicht mehr unnötig abgeregelt werden – das bedeutet mehr sauberen Strom und mehr Schutz fürs Klima.
Finanziell lohnt sich netzdienliches Verhalten schon heute, denn erneuerbare Energien sind der günstigste Stromlieferant. Um davon zu profitieren, brauchst du einen dynamischen Stromtarif. Mit diesem hast du Zugang zu den sich ständig verändernden Börsenpreisen für Strom. Das bedeutet: Wenn du deinen Stromverbrauch in die Zeitfenster verlegen kannst, in denen Strom besonders günstig ist (meist mittags und nachts), reduzierst du deine Stromkosten deutlich. Manchmal werden die Preise sogar negativ – du wirst also für die Abnahme sogar noch bezahlt.
Damit du nicht alles manuell steuern musst, steht dir die künstliche Intelligenz Heartbeat AI von 1KOMMA5° zur Seite. Sie prognostiziert, wann der Strom am günstigsten sein wird, und steuert deine Stromflüsse so, dass du am meisten sparst.
Möglichkeiten für den Redispatch der Zukunft
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft hat bereits dazu Stellung genommen, dass beim Redispatch 2.0 nachgearbeitet werden muss. Dazu wurde eine Taskforce aus Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Energieerzeugern und Direktvermarktern gegründet, die gemeinsam Vorschläge für die Weiterentwicklung ausgearbeitet hat. Die Bundesnetzagentur hat sich dazu bereits positiv geäußert.
Unter anderem sollen die rechtlichen Rahmenbedingungen angepasst werden. Sie sind auch der Grund, dass trotz vorhandener Technologien Millionen von Speichern deutschlandweit noch nicht zur Netzstabilisierung eingesetzt werden dürfen (Stand: Dezember 2024). Wenn hier bürokratische Hürden fallen, wird ein effizienter, günstiger und umweltschonender Redispatch in Echtzeit möglich – auch mit deiner Hilfe.
¹ Voraussetzung zur Teilnahme an der Heartbeat-Preisgarantie ist neben dem Abschluss des Dynamic Pulse Stromliefervertrags der Betrieb eines von 1K5° unter der Marke 1K5° oder Enphase vertriebenen Batteriespeichersystems mit einer Batteriekapazität von mindestens 10 kWh und einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage) mit einer Leistung von mindestens 10 kWp, die Installation und der Betrieb eines intelligenten Messsystems, die Installation von Heartbeat AI am Lieferort, Abschluss des Heartbeat AI Nutzungsvertrags, Abschluss des Energy Trader Vertrags (EUR 9,99 / Monat) und Einhaltung des sich aus dem Angebot ergebenden, individuell errechneten Solargestehungspreises.
Der Heartbeat-Strompreis ist der mit Heartbeat AI ermittelte Preis je kWh. Der Heartbeat-Strompreis wird wie folgt errechnet: (i) Kosten der Solarproduktion, welche sich aus den Investitionskosten für die PV- Anlage und der erzeugten Menge an solarer Energie zusammensetzen und wie sie sich aus der individuellen Ertragsprüfung laut Angebot für den Kunden ergeben, (ii) abzgl. der Einnahmen aus dem Verkauf von Strom bzw. der Einspeisevergütung, welche der Kunde im Garantiezeitraum erhält, gemäß Abrechnung des Netzbetreibers, (iii) zzgl. der Kosten für den durch Heartbeat AI optimierten Netzbezug von Strom, die aus dem durchschnittlich während des Garantiezeitraums bezahlten Arbeitspreis im Rahmen des Dynamic Pulse Tarifs errechnet werden, (iv) geteilt durch den im Abrechnungszeitraum ermittelten Gesamtverbrauch.
² Der mit der Heartbeat-Preisgarantie garantierte Preis in Höhe von 10 ct/kWh gilt ausschließlich in Regionen, in denen der Sockelbetrag (Netzentgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen) < 15,00 ct/ kWh ist. In Regionen mit einem Sockelbetrag zwischen 15,00 ct/kWh und 19,99 ct/kWh beträgt der mit der Heartbeat-Preisgarantie garantierte Preis 12 ct/kWh. In Regionen mit einem Sockelbetrag > 20,00 ct/kWh beträgt der mit der Heartbeat-Preisgarantie garantierte Preis 14 ct/kWh.
Die Heartbeat-Preisgarantie endet während eines Garantiezeitraums, wenn aufgrund einer Änderung der Gesetzeslage die Zahlung der Einspeisevergütung für eine PV-Anlage insgesamt entfällt, oder aber in Zeiten entfällt, in denen die Strompreise am Spotmarkt negativ sind. In diesem Fall rechnet 1K5° die Heartbeat-Preisgarantie bis zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Gesetzesänderung ab. Weitergehende Ansprüche bestehen nicht.
³ Basierend auf einer Auswertung der 1KOMMA5° Kundinnen und Kunden im Zeitraum vom Anfang Mai 2024 bis Ende August 2024, die unter folgendem Link zu finden ist: LINK. In den Herbst- und Wintermonaten ist mit einem Anstieg der Kosten zu rechnen.