Redispatch 2.0 und PV
Redispatch 2.0 ersetzt seit Oktober 2021 das alte Einspeisemanagement und bezieht alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW in das Netzengpassmanagement ein. PV-Anlagenbetreiber erhalten eine Entschädigung für abgeregelte Einspeisemengen.
Hintergrund
Die Stromnetze in Deutschland sind auf historische Lastflüsse ausgelegt — von großen Kraftwerken im Süden und Westen zu Verbrauchern überall. Der massive Zubau erneuerbarer Energien im Norden und Osten hat die Lastflüsse umgekehrt. Wenn mehr Strom erzeugt als transportiert werden kann, entstehen Netzengpässe. Redispatch ist das Instrument, um diese Engpässe durch gezieltes Hoch- und Herunterfahren von Erzeugungsanlagen zu managen.
Von Einspeisemanagement zu Redispatch 2.0
| Merkmal | Einspeisemanagement (bis 09/2021) | Redispatch 2.0 (ab 10/2021) |
|---|---|---|
| Betroffene Anlagen | Nur EE und KWK | Alle Erzeuger ab 100 kW |
| Steuerungsbasis | Ist-Einspeisung | Prognosebasiert |
| Datenlieferung | Einfach (Stammdaten) | Komplex (Prognosen, Fahrpläne) |
| Koordination | VNB allein | VNB erstellt Prognosen, ÜNB koordiniert |
| Kostenwälzung | EEG-Umlage | Netzentgelte |
| Entschädigung | Pauschal oder tatsächlicher Ertragsverlust | Basierend auf Ausfallarbeit |
Ablauf eines Redispatch-Eingriffs
Der Prozess folgt einem standardisierten Ablauf mit mehreren Akteuren:
- Prognose: Der Verteilnetzbetreiber (VNB) erstellt eine Einspeiseprognose für jede betroffene Anlage. Für PV basiert diese auf Wetterdaten und Anlagenparametern.
- Engpasserkennung: Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erkennt drohende Netzengpässe im Day-Ahead- oder Intraday-Zeitfenster.
- Maßnahmenplanung: Der ÜNB bestimmt, welche Anlagen heruntergefahren (negative Redispatch-Maßnahme) und welche hochgefahren werden müssen.
- Abruf: Der VNB setzt die Maßnahme um und steuert die betroffenen Anlagen über Fernwirktechnik oder den Direktvermarkter.
- Bilanzierung: Die Ausfallarbeit wird berechnet und der Betreiber entschädigt.
Auswirkungen auf PV-Anlagen ab 100 kW
Pflichten des Anlagenbetreibers
Betreiber von PV-Anlagen ab 100 kW müssen:
- Stammdaten im Marktstammdatenregister aktuell halten
- Fernsteuerbarkeit gewährleisten (Fernwirkanlage oder über Direktvermarkter)
- Verfügbarkeitsstatus an den Netzbetreiber melden
- Bei Direktvermarktung: Fahrpläne über den Vermarkter bereitstellen
Abregelungsmengen
Die abgeregelte Strommenge (Ausfallarbeit) variiert stark nach Region und Netzausbaustand.
| Region | Typische Abregelung PV (Anteil am Jahresertrag) |
|---|---|
| Schleswig-Holstein | 3–6 % |
| Mecklenburg-Vorpommern | 2–5 % |
| Brandenburg | 1–3 % |
| Niedersachsen | 1–3 % |
| Bayern | < 1 % |
| Nordrhein-Westfalen | < 0,5 % |
Deutschlandweit wurden 2024 rund 6,5 TWh erneuerbare Energie abgeregelt, davon etwa 1,8 TWh PV. Die Kosten dafür tragen über die Netzentgelte alle Stromverbraucher.
Entschädigungsmechanismus
Die Entschädigung richtet sich nach dem entgangenen Erlös:
| Vermarktungsform | Entschädigungsbasis |
|---|---|
| EEG-Einspeisevergütung | Anzulegender Wert nach EEG |
| Direktvermarktung (Marktprämie) | Monatlicher Marktwert Solar + Managementprämie |
| Sonstige Direktvermarktung | Nachweis des entgangenen Erlöses |
Die Berechnung der Ausfallarbeit basiert auf der Differenz zwischen prognostizierter Einspeisung ohne Eingriff und tatsächlicher Einspeisung während des Eingriffs. Prognosefehler können zu Über- oder Unterkompensation führen — ein bekanntes Problem, das die Bundesnetzagentur sukzessive adressiert.
Praxisprobleme
Prognoseunsicherheit
PV-Einspeiseprognosen haben eine typische Fehlerrate von 10 bis 25 Prozent auf Stundenbasis. Wird eine Anlage auf Basis einer zu hohen Prognose abgeregelt, obwohl der tatsächliche Ertrag den Engpass gar nicht verursacht hätte, erhält der Betreiber zwar eine Entschädigung — die Abregelung war aber unnötig.
Datenkomplexität
Die Anforderungen an Datenlieferung und -qualität überfordern insbesondere kleinere Anlagenbetreiber. In der Praxis übernimmt häufig der Direktvermarkter die Datenbereitstellung und Kommunikation mit dem Netzbetreiber.
Verzögerte Abrechnung
Die Abrechnung der Entschädigungsansprüche erfolgt teilweise mit Verzögerungen von 6 bis 18 Monaten. Betreiber sollten die Redispatch-Maßnahmen über ihr Monitoring-System dokumentieren, um Ansprüche im Streitfall belegen zu können.
Ausblick
Mit steigendem PV-Zubau und langsamerem Netzausbau werden Redispatch-Maßnahmen häufiger. Die Bundesnetzagentur arbeitet an vereinfachten Verfahren und einer stärkeren Digitalisierung des Prozesses. Langfristig sollen flexible Verbraucher (Wärmepumpen, E-Autos, Speicher) einen Teil des Redispatch-Bedarfs durch Lastverschiebung auffangen.