Kurze Definition

Redispatch 2.0 bezeichnet das deutsche Verfahren zur vorausschauenden Vermeidung und Behebung von Netzengpässen. Netzbetreiber lassen dafür die Wirkleistung von Erzeugungsanlagen und Stromspeichern vorübergehend anpassen.

Seit dem 1. Oktober 2021 sind neben konventionellen Kraftwerken auch Anlagen für erneuerbare Energien, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Speicher in das einheitliche Redispatch-Verfahren einbezogen. Das zuvor getrennt geregelte Einspeisemanagement für EE- und KWK-Anlagen ging damit in das einheitliche Redispatch-Verfahren über.

Redispatch 2.0 auf einen Blick

• Redispatch 2.0 dient dem Netzengpassmanagement und ist kein freiwilliges Marktprodukt wie Regelenergie.
• Der gesetzliche Anwendungsbereich umfasst grundsätzlich Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW Nennleistung sowie kleinere Anlagen, wenn sie durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind.
• Netzbetreiber planen Maßnahmen auf Grundlage von Prognosen, Netzzustandsdaten sowie Anlagen- und Einsatzinformationen.
• Eine zuverlässige Umsetzung erfordert steuerbare Anlagen, eindeutige Sollwerte, geeignete Messungen und belastbare Kommunikationswege.
• Vorgaben zum bilanziellen Ausgleich, zur Datenbereitstellung und zur Marktkommunikation werden seit 2026 durch die BilAReM zusammengeführt und weiterentwickelt.

Wie funktioniert Redispatch 2.0?

Netzbetreiber erstellen auf Basis von Erzeugungs-, Verbrauchs- und Netzprognosen Berechnungen der erwarteten Lastflüsse. Zeigt die Berechnung eine mögliche Überlastung, bestimmen die beteiligten Netzbetreiber geeignete Gegenmaßnahmen.

Der technische und prozessuale Ablauf lässt sich vereinfacht folgendermaßen darstellen:

1. Anlagen-, Prognose- und Planungsdaten werden bereitgestellt.
2. Netzbetreiber berechnen die erwarteten Lastflüsse und mögliche Engpässe.
3. Geeignete steuerbare Ressourcen werden für eine Redispatch-Maßnahme ausgewählt.
4. Der Redispatch-Abruf wird an den zuständigen Akteur übermittelt.
5. Die angeforderte Leistungsänderung wird an der betroffenen Ressource umgesetzt.
6. Messwerte und Rückmeldungen dokumentieren die tatsächliche Reaktion.
7. Die durch den Redispatch verursachte Energiemenge wird ermittelt.
8. Anschließend erfolgen der bilanzielle und der finanzielle Ausgleich nach dem jeweils geltenden Prozess.

Negativer Redispatch bezeichnet die Verringerung der Wirkleistungserzeugung oder die Erhöhung des Wirkleistungsbezugs. Bei einer PV-Anlage kann dies beispielsweise eine Reduzierung der Einspeisung bedeuten. Bei einem BESS kann auch eine Erhöhung der Ladeleistung als negativer Redispatch wirken.

Positiver Redispatch bezeichnet umgekehrt die Erhöhung der Wirkleistungserzeugung oder die Verringerung des Wirkleistungsbezugs. Bei einem BESS kann dies beispielsweise durch eine höhere Entladeleistung oder eine geringere Ladeleistung umgesetzt werden. Entscheidend ist jeweils die vereinbarte Bezugsrichtung.

Welche Rollen sind beteiligt?

Eine zentrale Marktrolle ist der Einsatzverantwortliche (EIV). Er ist für den Einsatz der steuerbaren Ressource verantwortlich. Im Aufforderungsfall fordert der Netzbetreiber den EIV auf, die Wirkleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug zu verändern und die Steuerung durchzuführen.

Im Duldungsfall steuert der anweisende Netzbetreiber die Ressource unmittelbar. Die dafür erforderliche technische Zugriffsmöglichkeit muss vorhanden sein.

Der EIV kann mit dem Direktvermarkter identisch sein, dies ist jedoch keine zwingende Zuordnung. Der Direktvermarkter beziehungsweise Lieferant übernimmt die EIV-Rolle nur, wenn diese Rolle entsprechend zugeordnet ist und kein anderes Unternehmen dafür benannt wurde.

Der Betreiber der technischen Ressource (BTR) ist für Einbau, Betrieb und Wartung der technischen Ressource verantwortlich. Welche Stamm-, Betriebs-, Planungs- und Abrechnungsdaten von welchem Akteur bereitzustellen sind, richtet sich nach den jeweils geltenden Redispatch- und Marktkommunikationsprozessen. Die BilAReM macht keine pauschale Datenbereitstellung zur zentralen Aufgabe des BTR.

Der Anlagenbetreiber kann die Rollen EIV oder BTR selbst wahrnehmen oder geeignete Dienstleister damit beauftragen. Er bleibt davon unabhängig Betreiber der betroffenen Anlage.

Bilanzieller und finanzieller Ausgleich

Nach einer Redispatch-Maßnahme wird ermittelt, wie viel Energie gegenüber dem Betrieb ohne Redispatch zusätzlich erzeugt, bezogen oder nicht eingespeist wurde. Diese sogenannte Ausfallarbeit beziehungsweise die durch die Maßnahme verursachte Energiemenge bildet eine Grundlage für die weiteren Ausgleichsprozesse.

Im Planwertmodell erfolgt der bilanzielle Ausgleich grundsätzlich durch den anweisenden Netzbetreiber. Im Prognosemodell wird der Ausgleich durch den Bilanzkreisverantwortlichen des Lieferanten vorgenommen. Welche Regelung anzuwenden ist, hängt von der Zuordnung der jeweiligen steuerbaren Ressource und vom aktuellen Prozessstand ab.

Der finanzielle Ausgleich soll den Anlagenbetreiber unter Berücksichtigung des bilanziellen Ausgleichs grundsätzlich so stellen, als wäre die Redispatch-Maßnahme nicht erfolgt.

Die Bundesnetzagentur hat die früheren Redispatch-Festlegungen 2026 in der BilAReM zusammengeführt und weiterentwickelt. Die einzelnen Vorgaben werden zeitlich gestaffelt angewendet: Regelungen zum bilanziellen Ausgleich durch Übertragungsnetzbetreiber gelten seit dem 1. Juli 2026, während bestimmte vorübergehend weitergeführte MaBiS-Prozesse ab dem 1. Oktober 2026 durch die Anlage zur BilAReM ersetzt werden. Weitere Prozesse und Datenformate für den elektronischen Datenaustausch werden schrittweise entwickelt. Für konkrete Projekte ist daher stets der aktuell geltende Prozessstand maßgeblich.

Wo kommt Redispatch 2.0 zum Einsatz?

Typische Anwendungsfälle sind:

• Abregelung von PV- und Windenergieanlagen: Eine erwartete hohe Einspeisung wird in einem begrenzten Netzabschnitt vorübergehend reduziert.
• Erhöhung steuerbarer Erzeugung: Anlagen auf der entlastenden Seite eines Engpasses erhöhen ihre Wirkleistung.
• Einbindung von BESS: Speicher verändern abhängig von der Netzsituation ihre Lade- oder Entladeleistung.
• Steuerung hybrider Standorte: An Standorten mit PV, BESS und Verbrauchern müssen einzelne Ressourcen koordiniert werden.
• Koordinierung über mehrere Netzebenen: Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber stimmen Maßnahmen miteinander ab, wenn ein Engpass durch Anlagen in einem unterlagerten Netz beeinflusst werden kann.

Ein Redispatch-Abruf wird grundsätzlich einer steuerbaren Ressource zugeordnet. Er ist deshalb nicht automatisch als frei wählbarer Sollwert für den gesamten Netzanschlusspunkt zu verstehen.

Eine Regelung des saldierten Leistungsflusses am Netzanschlusspunkt kann technisch sinnvoll sein, etwa bei einem hybriden Standort mit PV, BESS und Verbrauchern. Sie muss jedoch in der Anlagen-, Mess- und Prozessarchitektur ausdrücklich vorgesehen sein. Dabei ist festzulegen, wie eine auf eine bestimmte Ressource bezogene Redispatch-Anweisung innerhalb des Standorts umgesetzt und nachgewiesen wird.

Nutzen, Grenzen und technische Voraussetzungen

Redispatch 2.0 ermöglicht es, Netzengpässe koordiniert und möglichst vorausschauend zu behandeln. Durch die Einbindung dezentraler Anlagen steht Netzbetreibern ein größerer Pool technisch geeigneter Ressourcen zur Verfügung. Für Anlagenbetreiber ist Redispatch jedoch kein zusätzliches freiwilliges Geschäftsmodell, sondern eine netzbedingte Maßnahme.

Die technische Umsetzung kann abhängig vom Projekt insbesondere folgende Voraussetzungen erfordern:

• steuerbare Wirkleistung der betroffenen Ressource
• kompatible Geräteschnittstellen
• eindeutig definierte Sollwerte und Vorzeichenkonventionen
• geeignete Messung der Anlagenleistung oder des Leistungsflusses
• belastbare Informationen über Verfügbarkeit und Leistungsgrenzen
• definierte Kommunikationswege zwischen den beteiligten Systemen und Akteuren
• nachvollziehbare Rückmeldungen über Sollwertannahme und Umsetzung
• abgestimmte Reaktionen bei Kommunikations- oder Gerätefehlern

Welche Daten tatsächlich bereitzustellen sind, hängt vom Bilanzierungsmodell, der Anlagenart und dem geltenden Kommunikationsprozess ab. Eine allgemeine Verpflichtung zur laufenden Echtzeitübertragung sämtlicher denkbarer Betriebswerte besteht daraus nicht automatisch. Die BilAReM sieht jedoch beispielsweise für Speicher die Übermittlung des nutzbaren Energiegehalts mit einer Aktualisierung innerhalb von höchstens 60 Sekunden vor.

Besondere Aufmerksamkeit erfordern BESS. Sollwerte können sich auf die Einspeisung, den Strombezug, die Lade- oder Entladeleistung oder auf einen saldierten Leistungsfluss beziehen. Zusätzlich müssen Ladezustand, Lade- und Entladegrenzen, Rampen, reservierte Kapazitäten sowie die bilanzielle Zuordnung von Einspeisung und Bezug berücksichtigt werden. Bei getrennten Marktlokationen oder Bilanzkreisen für Ein- und Ausspeicherung ist die Zuordnung besonders sorgfältig festzulegen.

Redispatch 2.0 ist außerdem von § 14a EnWG abzugrenzen. § 14a betrifft die netzorientierte Steuerung bestimmter Verbrauchseinrichtungen im Niederspannungsnetz, beispielsweise Wallboxen, Wärmepumpen oder den Strombezug eines Speichers. Redispatch 2.0 dient dagegen dem Engpassmanagement durch die Anpassung der Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie.

Technische Umsetzung mit EcoPhi

EcoPhi kann als lokale technische Kommunikations- und Steuerungsebene zwischen PV-Anlage, BESS, Messsystemen und den zuständigen externen Redispatch-Akteuren eingesetzt werden.

Das EMS kann projektspezifisch:

• Betriebs-, Leistungs- und Verfügbarkeitsdaten erfassen
• externe Leistungsanforderungen empfangen
• Sollwerte und Vorzeichenkonventionen in die lokale Anlagenlogik übersetzen
• Anforderungen gegen technische Anlagen- und Betriebsgrenzen prüfen
• Sollwerte an kompatible Wechselrichter oder BESS übertragen
• mehrere steuerbare Geräte innerhalb eines Standorts koordinieren
• die tatsächliche Leistungsreaktion erfassen und zurückmelden
• definierte Ersatzreaktionen bei Kommunikationsstörungen ausführen

Voraussetzung sind kompatible Geräteschnittstellen, eine geeignete Messung sowie ein festgelegter Kommunikationsweg zum zuständigen Netzbetreiber, EIV, Direktvermarkter oder einem anderen beauftragten Akteur.

EcoPhi übernimmt dabei nicht automatisch die Marktrollen EIV oder BTR und ist kein eigenständiger Redispatch-Marktakteur. Das EMS führt auch nicht den bilanziellen oder finanziellen Ausgleich durch. Es bildet vielmehr die lokale technische Steuerungs- und Kommunikationsebene innerhalb der projektspezifisch festgelegten Prozessarchitektur.

Redispatch 2.0 zusammengefasst

Redispatch 2.0 bindet dezentrale Erzeugungsanlagen und Speicher in das deutsche Netzengpassmanagement ein. Der Prozess verbindet Netzberechnungen, Planungsdaten, Redispatch-Abrufe, Anlagensteuerung, Messung sowie bilanzielle und finanzielle Ausgleichsprozesse.

Für PV- und BESS-Projekte sind insbesondere die eindeutige Zuordnung der steuerbaren Ressource, klar definierte Leistungsrichtungen, geeignete Messwerte und zuverlässige Kommunikationswege entscheidend. Da die BilAReM die Prozesse seit 2026 schrittweise weiterentwickelt, muss bei konkreten Projekten stets der aktuelle regulatorische und prozessuale Stand geprüft werden.

FAQ

Ist Redispatch 2.0 freiwillig?

Nein. Redispatch 2.0 ist eine netzbedingte Maßnahme des zuständigen Netzbetreibers. Anders als bei Regelenergie bewirbt sich der Anlagenbetreiber nicht freiwillig um eine Aktivierung.

Welche Anlagen fallen unter Redispatch 2.0?

Der gesetzliche Anwendungsbereich umfasst grundsätzlich Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW Nennleistung. Auch kleinere Anlagen können erfasst sein, wenn sie durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind.

Die BilAReM verwendet für einzelne technische Datenpunkte zusätzlich den präziseren Begriff der Nettonennleistung. Dieser ist nicht mit der allgemeinen gesetzlichen Formulierung zur Anlagenschwelle gleichzusetzen.

Was ist der Unterschied zwischen positivem und negativem Redispatch?

Negativer Redispatch verringert die Wirkleistungserzeugung oder erhöht den Wirkleistungsbezug. Positiver Redispatch erhöht die Wirkleistungserzeugung oder verringert den Wirkleistungsbezug. Bei Speichern können daher sowohl Lade- als auch Entladevorgänge betroffen sein.

Was ist der Unterschied zwischen Aufforderungsfall und Duldungsfall?

Im Aufforderungsfall fordert der Netzbetreiber den EIV zur Leistungsänderung und deren technischer Umsetzung auf. Im Duldungsfall führt der Netzbetreiber die Steuerung der Ressource selbst durch.

Ist der EIV immer der Direktvermarkter?

Nein. Der Direktvermarkter beziehungsweise Lieferant kann die Rolle des EIV übernehmen. Es kann jedoch auch ein anderes Unternehmen als EIV benannt werden.

Können BESS für Redispatch 2.0 eingesetzt werden?

Ja. Redispatch kann bei Speichern sowohl die Wirkleistungseinspeisung als auch den Wirkleistungsbezug betreffen. Dafür müssen die steuerbare Ressource, die Leistungsrichtung, die Marktlokationen, die Betriebsgrenzen und die Messung eindeutig definiert sein.