Redispatch ist das von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) veranlasste tagesaktuelle Abweichen von dem am Vortag festgelegten Fahrplan (Dispatch) für den Kraftwerkspark in Deutschland bzw. in Europa. Eine Fahrplanänderung (Redispatch) ist immer dann notwendig, wenn die ÜNB aufgrund tagesaktueller Lastflußberechnungen feststellen, dass es in der vorliegenden Netzinfrastruktur zu Engpässen in der Stromversorgung und/oder zu Überlastungen von Betriebsmitteln in der Netzstruktur kommen wird. Entsprechend den daraus resultierenden Erfordernissen werden die Kraftwerksbetreiber von den ÜNB angewiesen, ihren am Vortag festgelegten Fahrplan zu verlassen um am Anfang eines sogenannten Netzengpasses die Leistung zu reduzieren (oder zu erhöhen) um dann gleichzeitig am Ende des Netzengpasses die Leistung zu erhöhen (oder zu reduzieren). Damit soll die (europaweite) Versorgungssicherheit gewährleistet und Überlastungen von Betriebsmitteln vermieden werden. Die Änderung der eigentlich am Vortag vorgesehenen Lastflüsse geschieht dann sowohl innerhalb von Deutschland als auch grenzüberschreitend. Reichen die getroffenen Redispatchmaßnahmen nicht aus, bestehen weitere Maßnahmen zur Überlast- und Engpassvermeidung in einem aktiven Lastmanagement mit einem vorgesehenen Lastabwurf entsprechend der aktuellen Netzfrequenz bis hin zu kleinflächigen und kurzfristigen Netztrennungen (Brownouts) um eine großflächige und langanhaltende Netztrennung (Blackout) zu vermeiden.

Die konventionellen Kraftwerksbetreiber werden für jede Redispatchmaßnahme finanziell entschädigt. Die Kosten dafür betrugen bis zum 30. September 2024 bei einem positiven Redispatch (Leistungserhöhung) 222,00€/MWh und bei einem negativen Redispatch (Leistungsreduzierung) 142,23 €/MWh und beziehen sich auf die konventionellen Kraftwerke.

Ab dem 01. Oktober 2024 bis einschließlich 30. September 2025 gilt für positive Redispatchmaßnahmen ein Preis von 181,10 €/MWh und für negative Redispatchmaßnahmen ein Preis von 130,40 €/MWh. [Quelle: Übertragungsnetzbetreiber]

Eine hohe Anzahl an Redispatchmaßnahmen ist auf der einen Seite ein Zeichen für einen hohen Anteil an unzuverlässig liefernden Kraftwerken mit wetterabhängiger volatiler Leistungsabgabe und auf der anderen Seite ein Zeichen für einen Mangel an zuverlässig liefernden Kraftwerken mit wetterunabhängiger stabiler Leistungsabgabe im aktuell vorhandenen Kraftwerkspark in Deutschland bzw. in Europa. Durch die stetige Stilllegung von stabil leistungsliefernden Grundlastkraftwerken und dem gleichzeitigen massiven Ausbau von volatil leistungsliefernden Wind- und Solarkraftwerken mit fehlenden Speichermöglichkeiten und mangelhafter Netzinfrastruktur ist ein ebenso massiver Anstieg an durchgeführten Redispatchmaßnahmen zu verzeichnen.

Der vom Gesetzgeber geplante und bereits begonnene Umbau von einem zentral aufgebauten Stromversorgungsnetz mit relativ wenigen leistungsstarken Grundlastkraftwerken hin zu einem dezentral aufgebauten Stromversorgungssystem mit vielen relativ leistungsschwachen Wind- und Solarkraftwerken führt zu dem aktuell vorgeschriebenen Redispatch 2.0.

Beim Redispatch 2.0 werden dezentrale Kraftwerksbetreiber ab einer Leistung von 100 kW sowie Betreiber von steuerbaren Wind- und Solarkraftwerken verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Das gilt erstmalig auch für die Verteilnetzbetreiber (VNB). Das führt zu einem weiteren Anstieg von erforderlichen Redispatchmaßnahmen mit entsprechenden Kosten.

Die kalkulatorischen Entschädigungssummen für die Betreiber von steuerbaren Wind- und Solarkraftwerken bei den dann angeordneten Redispatchmaßnahmen (nur Leistungsreduzierung bis hin zu Abschaltungen --> Einspeisemanagement) betragen aktuell 325,80 €/MWh.

Müssen konventionelle Kraftwerke aus der Netzreserve an Redispatchmaßnahmen teilnehmen, werden die Betreiber mit 476,90 €/MWh entschädigt. All diese angeführten (kalkulatorischen) Redispatchkosten sind in den Netznutzungsentgelten enthalten und werden auf jeden einzelnen Stromkunden umgelegt.

Im Jahr 2022 beliefen sich die Gesamtkosten aller Netzengpassmanagementmaßnahmen auf 4248 Millionen Euro. [Quelle: Bundesnetzagentur]

[Weiterführende Infos: Energy-Charts]

[Weiterführende Infos: KYON ENERGY]

Die nachfolgende Karte zeigt die überlasteten Stromleitungen der Übertragungsnetzbetrieber im ersten Quartal 2024:

Die nachfolgenden Grafiken zeigen die Entwicklung der Redispatcheingriffe sowie deren Kosten seit 2015 an. Es ist deutlich zu erkennen, dass der Umfang der notwendigen Netzengpassmanagementmaßnahmen seit dem Jahr 2018 stetig zunimmt. Die gesunkenen Kosten für diese Maßnahmen ab 2022 liegt vor allem an den gesunkenen Brennstoffkosten für die Anlagenbetreiber. Die in den Kostengrafiken dargestellte Regelreserve beinhaltet die Kosten für die eingestzte Regelenergie (Primär-, Sekundär- und Minutenregelleistung). Diese Regelleistung dient der Netzstabilität und hat in ihrem Umfang deutlich zugenommen.

Die unteren Kreisdiagramme geben eine Schätzung zu den bisher durchgeführten Maßnahmen des Netzengpassmanagement im aktuellen Jahr an.

Die nachfolgenden Grafiken zeigen die Aufteilung der geleistete Redispatcharbeit sowie die dafür entstandenen geschätzten Kosten an.

Hier werden die tagesaktuellen Redispatchmassnahmen (Leistungserhöhungen, Leistungsreduzierungen) und die daran beteiligten Anlagen dargestellt. Dabei bedeuten positive Leistungswerte eine Wirkleistungssteigerung und negative Werte bedeuten eine Wirkleistungsreduzierung. Die verrichtete Arbeit (Energieeinsatz) ergibt sich aus der Multiplikation der Zeit mit dem dargestellten Mittelwert der positiven oder negativen Leistung. Die rechte Skale stellt die Zeitwerte in Stunden dar.

Die gelben Stundenbalken zeigen die Abregelungen der jeweiligen Offshore-Windparks durch die Netzbetreiber an. Die grünen Balken zeigen diese Abregelungen für die Solar-Kraftwerke und die Onshore-Windkraftanlagen an. Die lila Balken zeigt die Zeitdauer nach dem Einschalten der Netzreserve-Kraftwerke an.

Die unterste horizontale Zeitachse zeigt die Startzeit der jeweiligen Redispatchmaßnahme an. Zu den jeweiligen Starzeitpunkten gehören dann die entsprechenden Stundenbalken (blau, grün, gelb, lila), also die jeweilige Zeitdauer der angestoßenen Redispatchmaßnahme.

Hinweis: UW bedeutet Umspannwerk. OWP bedeutet Offshore-Windpark.

Die nachfolgende Grafik deckt den eindeutigen Zusammenhang zwischen der deutschlandweiten durchschnittlichen Windgeschwindigkeit, der erzeugten elektrischen Leistung aller deutschen Windkraftanlagen, der notwendigen täglichen Anzahl an Redispatchmaßnahmen, der von den Übertragungsnetzbetreibern eingesetzten elektrischen Arbeit (zur Aufrechterhaltung eines ausgeglichenen Lastflussen im deutschen Übertragungsnetz) und die daraus resultierenden Redispatchkosten auf.

Die Redispatchkosten ergeben sich dabei aus der Summe der Kosten für positiven Redispatch (181,10 €/MWh bis zum 30. September 2025) und den Kosten für negativen Redispatch (130,40 €/MWh bis zum 30. September 2025). Mit zunehmendem Netzausbau der Nord-Süd-Trassen wird sich diese Korrelation ändern.

Es gilt aber derzeit immer noch der Merksatz: Je mehr Wind, desto mehr Redispatch.

Kommt es im Netz zu einer Differenz zwischen Angbot und Nachfrage von elektrischer Leistung, kann dass bei einem Leistungsdefizit (Leistungsangebot < Leistungsbedarf) zu einem Abfall der Netzfrequenz unter 50 Hz und bei einem Leistungsüberschuss (Leistungsangebot > Leistungsbedarf) zu einer Erhöhung der Netzfrequenz über 50 Hz führen. Im ersten Fall (Leistungsdefizit) werden vom Übertragungsnetzbetreiber sogenannte Regellleistungs- und Reservekraftwerke in Betrieb genommen, die das negative Leistungsdefizit ausgleichen (z.B. Pumpspeicherwerke im generatorischen Betrieb). Darüber hinaus können Verbraucher abgeschaltet oder in der Leistung reduziert werden. Das führt zu einer positiven Regelleistung. Bei einem Leistungsüberschuss im Netz, regelt der Übertragungsnetzbetreiber Erzeugungsleistung herunter oder schaltet weitere Verbraucher (z.B. Pumpspeicherwerke im motorischen Betrieb) an das Netz. Das führt zu einer negativen Regelleistung. Oberstes Ziel ist es, die Netzfrequenz auf ihren Sollwert von 50 Hz zu halten. Grundsätzlich sollte der Einsatz von Regelleistung so gering wie möglich (idealerweise Null) gehalten werden, was insbesondere durch den hohen Anteil an erneuerbaren volatilen Einspeiseeinheiten im deutschen Energiemix nicht möglich ist. Regelleistung ist ein Bestandteil des Redispatches. Die Kosten für die Bereitstellung (Leistungspreis) und den Einsatz (Arbeitspreis) von Regelleistung werden auf den Strompreis umgelegt. Ein positiver Mittelwert der Regelleistung kennzeichnet ein Leistungsdefizit (Unterproduktion) und ein negativer Mittelwert der Regelleistung kennzeichnet einen Leistungsüberschuß (Überproduktion) in der Tagesproduktion aller eingesetzten regulären konventionellen und regenerativen Kraftwerke.

Die Übertragungsnetzbetreiber schreiben dazu: "Aus der Summe aller eingesetzten Maßnahmen zum Bilanzausgleich wird je ÜNB der Regelzonen-Saldo (RZ-Saldo) ermittelt. Deren Summe bildet den Netzregelverbund-Saldo (NRV-Saldo) für Deutschland ab. Die Saldi geben Auskunft über die Abweichung des Verbrauchs von der Erzeugung, deren Absolutwert die ÜNB durch den Einsatz der Regelenergie minimieren."