Redispatch 2.0

Die Problemstellung

Redispatch ist kein Gesetz und keine eigenständige Verordnung, sondern ein netzbetriebsbezogenes Instrument, das in Gesetzen und Verordnungen rechtlich verankert ist.

Rechtliche Grundlage von Redispatch 2.0

1. § 13, § 13a EnWG (Energiewirtschaftsgesetz):
   → Verpflichtet Netzbetreiber zur Gewährleistung der Netzstabilität und regelt Eingriffe in den Kraftwerkseinsatz.
   → § 13a EnWG verpflichtet zur Entschädigung bei Abregelung.

2. § 14 EEG 2023 (Erneuerbare-Energien-Gesetz):
   → Regelt die Vergütung bei netzbedingter Reduzierung der Einspeisung.

3. NABEG 2.0 (Netzausbaubeschleunigungsgesetz):
   → Diente als gesetzgeberischer Impuls zur Einführung von Redispatch 2.0 ab 2021.

4. Marktregeln / BNetzA-Festlegungen:
   → MaKo 2020, BK6-20-059 (Redispatch 2.0-Festlegung), BK6-23-241 u. a.
   → Regelt Rollen (EIV, BTR), Datenaustausch (z. B. EDIFACT, RAIDA) und Prozesse.

Redispatch 1.0 griff zunächst nur auf Großkraftwerke (> 10 MW) in konventionellen Netzen zurück. Mit dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0, Mai 2019) wurden die Grundlagen für ein modernes Engpassmanagement geschaffen.

Seit dem 1. Oktober 2021 gilt Redispatch 2.0: Erneuerbare‑, KWK‑ und Speicheranlagen ab 100 kW müssen teilnehmen, ihre Stammdaten und Prognosen melden, und Eingriffe erfolgen vorausschauend über EIV/BTR-Rollen .

Netzbetreiber koordinieren Einsätze über alle Netzebenen hinweg und gleichen die bilanziellen Ausfallmengen nach § 13a EnWG aus.

Es gibt zwei Bilanzierungsmodelle (Prognose- und Planwertmodell) und klare Anforderungen an Datenbereitstellung via RAIDA.

Seit März–Juli 2022 wurde das Meldeverfahren standardisiert und verpflichtend.

Early 2023 wurde ein Task-Force-Verfahren zur Weiterentwicklung initiiert (BNetzA BK6-23-241 …)

Im Zuge der Implementierung von Redispatch 2.0 wurden sanktionsbewehrte Maßnahmen gegenüber Anlagenbetreibern zunächst ausgesetzt, da eine vollumfängliche Umsetzung der standardisierten Prozesse gemäß BNetzA-Festlegung BK6-20-059 durch zahlreiche Verteilnetzbetreiber (VNB) infolge technischer, prozessualer und IT-seitiger Verzögerungen nicht fristgerecht realisierbar war.

Im Zuge der Einführung von Redispatch 2.0 (Festlegung BK6‑20‑059, 06.11.2020) wurde die branchenweite Übergangslösung des BDEW eingesetzt, wonach bis spätestens 31. Mai 2022 sanktionsbewehrte Maßnahmen gegen Anlagenbetreiber ausgesetzt blieben, da viele Verteilnetzbetreiber (VNB) technische, prozessuale und IT‑seitige Voraussetzungen erst bis zum Teststart zum 1. März 2022 vollständig bereitstellen konnten .

Technisch präzisiert: BK6‑20‑059 definiert Anforderungen an Datenlieferung, Melde‑ und Bilanzprozesse, die initial von vielen VNB nur verzögert umgesetzt werden konnten.

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Solarpark steuern und regeln gemäß Redispatch Photovoltaik

Die Herausforderung

Die technische Herausforderung bei der Umsetzung von Redispatch 2.0 liegt vor allem in der herstellerunabhängigen, standardisierten und sicheren Kommunikation sowie der Echtzeit-Steuerbarkeit der dezentralen Erzeugungsanlagen. Im Detail ergeben sich folgende zentrale Herausforderungen.

Technische Herausforderungen bei Redispatch 2.0

1. Fernwirktechnische Anbindung der Erzeugungsanlage

   • Die Anlage muss über eine zertifizierte, bidirektionale Fernwirktechnik (z. B. via IEC 60870-5-104 oder Modbus TCP/IP) mit dem Einsatzverantwortlichen (EIV) bzw. Direktvermarkter verbunden sein.

   • Dabei sind VPN-Verbindungen, feste IPs, Portfreigaben und Verschlüsselung zu berücksichtigen.

2. Datenbereitstellung und -qualität

   • Prognosen, Planwerte, Echtzeit-Messdaten und Stammdaten müssen zeitgenau, vollständig und standardisiert bereitgestellt werden (z. B. via EDIFACT / XML gemäß MaKo2020).

   • Fehlerhafte oder verzögerte Datenübertragung kann zur Disqualifikation führen.

3. Systemintegration heterogener Komponenten

   • Solarparks bestehen oft aus unterschiedlichen Herstellern und Generationen von Geräten (Wechselrichter, Router, Zähler).

   • Diese sind oft nicht vollständig kompatibel oder erfordern aufwendige Middleware-/Gateway-Lösungen.

4. Netzbetreiberkommunikation (RAIDA / Connect+ Schnittstelle)

   • Die Systeme müssen an zentrale Plattformen wie RAIDA (Redispatch-Informationsaustausch) angeschlossen werden.

   • Dafür sind spezielle IT-Systeme (z. B. Prognosetools, Redispatch-Manager, BDEW-konforme Software) notwendig.

5. Verfügbarkeits- und Störsicherheit

   • Die Fernwirktechnik muss dauerhaft funktionsfähig, netzunabhängig gepuffert und gegen Umwelteinflüsse gesichert sein (z. B. im Trafo oder Schaltschrank bei hohen Temperaturschwankungen).

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