Redispatch 2.0 und Großbatteriespeicher: Fluch oder Segen für das Stromnetz? Die zwiespältige Rolle riesiger Batteriespeicher

Redispatch 2.0 verständlich erklärt: Was Anlagenbetreiber und Speicher-Investoren wissen müssen

Das deutsche Stromnetz steht vor einer historischen Belastungsprobe: Während Windräder im Norden auf Hochtouren laufen, fehlen oft die Leitungen, um die Energie in die Industriezentren des Südens zu transportieren. Um einen Kollaps der Versorgung zu verhindern, greifen Netzbetreiber fast rund um die Uhr in die Erzeugung ein – ein Verfahren, das als Redispatch bekannt ist und Verbraucher jährlich Milliarden kostet.

Doch mit der Energiewende hat sich dieses System grundlegend gewandelt. Wo früher wenige Großkraftwerke zentral gedrosselt wurden, müssen heute zehntausende dezentrale Anlagen, Solarparks und zunehmend auch leistungsstarke Großbatteriespeicher koordiniert werden. Seit der Einführung von Redispatch 2.0 im Oktober 2021 sind auch Verteilnetzbetreiber und kleinere Anlagenbetreiber in die Pflicht genommen, um die physische Stabilität des Netzes zu gewährleisten.

Besonders spannend ist dabei die Rolle der boomenden Großbatteriespeicher: Sie gelten als Hoffnungsträger der Energiewende, können aber – falsch eingesetzt – lokale Engpässe sogar verschärfen. Das Problem liegt oft nicht an der Technik, sondern an fehlenden regionalen Preissignalen. Der folgende Frage-Antwort-Leitfaden beleuchtet detailliert, wie das moderne Engpassmanagement funktioniert, warum die Kosten explodieren, welche Rolle Batteriespeicher dabei spielen und warum die Diskussion um Strompreiszonen für die Zukunft unserer Versorgungssicherheit entscheidend ist.

Was versteht man unter Redispatch und warum ist dieser Begriff so zentral für das deutsche Stromnetz?

Unter Redispatch versteht man Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt. Der Begriff wird in der energiepolitischen Debatte häufig verwendet, aber selten in seiner gesamten Tragweite erklärt. Dabei ist er zentral für das Verständnis moderner Netze, denn er beschreibt den Mechanismus, mit dem Netzbetreiber die physische Stabilität des Stromnetzes in Echtzeit gewährleisten. Ohne Redispatch würden Netzengpässe zu unkontrollierten Überlastungen führen, die im schlimmsten Fall kaskadenartige Ausfälle nach sich ziehen könnten. Das Prinzip ist dabei zunächst einfach: Wenn an einer Stelle im Netz zu viel Strom eingespeist wird, muss die Erzeugung dort gedrosselt und an einer anderen Stelle kompensiert werden. Doch die praktische Umsetzung dieses Prinzips hat sich im Laufe der Jahre erheblich gewandelt, insbesondere durch den massiven Ausbau erneuerbarer Energien und die damit einhergehende Dezentralisierung der Stromerzeugung.

Welche gesetzlichen Grundlagen hat der Redispatch und wo liegen seine historischen Wurzeln?

Die Wurzeln des Redispatch reichen in das Energiewirtschaftsgesetz von 2005 zurück. Der Paragraph 13 des EnWG, der am 13. Juli 2005 in Kraft trat, verpflichtet die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Sicherstellung der Systemsicherheit. Konkret besagt er, dass die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet sind, Gefährdungen oder Störungen des Elektrizitätsversorgungssystems durch netzbezogene, marktbezogene und zusätzliche Reservemaßnahmen zu beseitigen. In einem damals stark zentralisierten Kraftwerkssystem bedeutete das bei drohenden Netzüberlastungen, einzelne Großkraftwerke anzuweisen, ihre Einspeisung anzupassen. Betroffen waren vor allem konventionelle Anlagen im Übertragungsnetz auf der 220-kV- und 380-kV-Ebene. Die Zahl der betroffenen Anlagen war überschaubar, die Kommunikationswege kurz, und der Koordinationsaufwand vergleichsweise gering. Das System funktionierte in einem Umfeld, in dem wenige große Kraftwerke den Großteil der Stromerzeugung übernahmen und die Lastflüsse gut vorhersehbar waren. Dieses Grundprinzip der zentralen Steuerung bildete die Basis, auf der alle späteren Erweiterungen und Reformen aufbauten.

Wie hat der Ausbau erneuerbarer Energien das Stromsystem verändert?

Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien ab 2010 änderte sich die Systemstruktur grundlegend. Zehntausende dezentrale Einspeiser ersetzten sukzessive wenige zentrale Kraftwerke. Mittelfristig werden rund 90 Prozent der Erzeugungsanlagen in den Verteilnetzen angeschlossen sein, während Großkraftwerke weiter an Bedeutung verlieren. Diese Transformation führte zu neuen Transportwegen, insbesondere von Nord nach Süd, da ein Großteil der Windenergie im Norden Deutschlands erzeugt wird, der Verbrauchsschwerpunkt jedoch im Süden und Westen liegt. Die Leitungskapazitäten waren und sind vielfach nicht ausreichend dimensioniert, um die erzeugten Strommengen vollständig zu den Verbrauchszentren zu transportieren. Gleichzeitig existierte neben dem klassischen Redispatch weiterhin das Einspeisemanagement nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz für erneuerbare Anlagen. Diese Parallelstruktur, bei der konventionelle Kraftwerke über den Redispatch und erneuerbare Anlagen über das Einspeisemanagement geregelt wurden, führte zu steigender Komplexität und wachsenden Kosten für Engpassmaßnahmen. Wind- und Solaranlagen erzeugen Energie abhängig von Wetter und Tageszeit, was die Vorhersagbarkeit der Lastflüsse deutlich erschwert und den Bedarf an steuernden Maßnahmen erhöht.

Was war das Problem mit dem alten System aus Redispatch und Einspeisemanagement?

Das alte System war durch eine strukturelle Zweiteilung gekennzeichnet, die zunehmend ineffizient wurde. Einerseits gab es den klassischen Redispatch nach Paragraph 13 EnWG, der ausschließlich im Übertragungsnetz angewendet wurde und konventionelle Erzeugungsanlagen mit mehr als 10 Megawatt installierter Nennleistung betraf. Die Übertragungsnetzbetreiber konnten diese Anlagen regeln, um Netzengpässe zu vermeiden. Andererseits existierte das Einspeisemanagement nach dem EEG und dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz, das die Regelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen für das Netzengpassmanagement separat behandelte. Beim Einspeisemanagement wurden Anlagen auf Basis von Ist-Werten, also in akuter Situation, abgeregelt. Es fehlte eine vorausschauende, prognosebasierte Planung. Die Abregelung erfolgte ad hoc, was zu höheren Kosten und einem ineffizienten Einsatz der verfügbaren Ressourcen führte. Die Kosten für das gesamte Netzengpassmanagement stiegen zwischen 2019 und 2023 von 1,3 auf 3,2 Milliarden Euro erheblich an. Im Jahr 2023 gingen gut 19 Terawattstunden Strom aufgrund von Netzengpässen verloren, was etwa vier Prozent der gesamten Stromerzeugung Deutschlands entspricht. Davon waren vor allem Offshore- und Onshore-Windparks betroffen.

Was genau wurde mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz 2019 beschlossen?

Die politische Antwort auf die wachsenden Probleme folgte 2019 mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes, das am 17. Mai 2019 in Kraft trat. Ziel war die Zusammenführung von Redispatch und Einspeisemanagement in ein integriertes Engpassmanagement. Die bisherigen Vorgaben zum Einspeisemanagement nach dem EEG und dem KWKG wurden aufgehoben und in ein einheitliches Redispatch-Regime überführt, das als Redispatch 2.0 nach den Paragraphen 13, 13a und 14 des EnWG bekannt wurde. Damit sollte ein deutschlandweit einheitliches, präventives Engpassmanagement in der Elektrizitätsversorgung aufgebaut werden. Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen wurden fortan nicht mehr separat behandelt, sondern nach denselben gesetzlichen Grundlagen geregelt wie konventionelle Kraftwerke. Die Umsetzungsfrist wurde auf den 1. Oktober 2021 festgelegt, wobei erste Datenlieferverpflichtungen bereits ab Juli 2021 zu erfüllen waren.

Seit wann gilt Redispatch 2.0 und was ist dabei grundlegend neu?

Seit dem 1. Oktober 2021 gilt Redispatch 2.0 verbindlich für alle Marktteilnehmer. Neu war nicht die Eingriffsmöglichkeit an sich, sondern ihre umfassende Systemintegration. Alle steuerbaren Anlagen ab 100 Kilowatt Leistung, darunter konventionelle Kraftwerke, erneuerbare Anlagen und Stromspeicher, werden seither in das Engpassmanagement einbezogen. Das ist ein fundamentaler Unterschied zum alten System, bei dem nur konventionelle Großkraftwerke über 10 Megawatt direkt vom Redispatch betroffen waren. Im neuen Prozess wird der Netzzustand durch die Netzbetreiber für einen Planungshorizont von circa 36 Stunden im Voraus bestimmt und bei Bedarf optimiert. Dafür sind Last- und Einspeiseprognosen notwendig. Werden Engpässe erkannt, sind diese durch die Netzbetreiber mithilfe kostenoptimaler Maßnahmen zu beheben. Eine weitere zentrale Neuerung besteht darin, dass die Maßnahmen bilanziell und energetisch auszugleichen sind, sodass dem Anlagenbetreiber durch Steuerungseingriffe keine finanziellen Nachteile entstehen. Zudem liegt die Abwicklung nicht mehr nur bei den Übertragungsnetzbetreibern, sondern auch bei allen Verteilnetzbetreibern, die dadurch zu einer tragenden Säule des Engpassmanagements geworden sind.

Wie funktioniert der Redispatch-2.0-Prozess im Detail?

Der Redispatch-2.0-Prozess basiert auf einem planungsbasierten Ansatz, der sich grundlegend vom früheren reaktiven Vorgehen unterscheidet. Netzbetreiber erstellen Engpassprognosen auf Basis umfassender Daten aller Netzteilnehmer, insbesondere über einspeisende Kraftwerke und größere Verbraucher. Anlagenbetreiber übermitteln dabei entweder Plandaten oder Prognosedaten, je nach gewähltem Bilanzierungsmodell. Im Prognosemodell müssen dem Netzbetreiber Informationen zu marktbedingten Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten übermittelt werden, damit dieser Erzeugungsprognosen erstellen kann. Im Planwertmodell ist der Anlagenbetreiber selbst für die Übermittlung von Prognose- und Plandaten verantwortlich.

Auf Basis dieser Daten sowie von Echtzeitinformationen kann der Netzbetreiber potenzielle Netzengpässe frühzeitig lokalisieren und gezielt proaktiv handeln. Bei absehbaren Überlastungen werden alternative Fahrpläne berechnet, und Abweichungen vom Marktfahrplan werden bilanziell ausgeglichen. Der Paragraph 13a EnWG regelt den bilanziellen und finanziellen Ausgleich gegenüber dem Anlagenbetreiber. Der Bilanzkreisverantwortliche, in den meisten Fällen der Direktvermarkter, bekommt die fehlende Menge in seinem Bilanzkreis vom Netzbetreiber energetisch ausgeglichen. Im neuen Prozess wird die eingespeiste sowie die abgeregelte Energiemenge je Viertelstunde einem Bilanzkreis zugeordnet. Dieses System erfordert eine branchenweite Zusammenarbeit zwischen Übertragungsnetzbetreibern, Verteilnetzbetreibern, Anlagenbetreibern, Bilanzkreisverantwortlichen und sogenannten Einsatzverantwortlichen, denen Anlagenbetreiber einen Großteil ihrer Verantwortlichkeiten übertragen können.

Welche Kosten verursacht das Netzengpassmanagement aktuell und wie haben sie sich entwickelt?

Die Kosten für das Netzengpassmanagement sind in den vergangenen Jahren erheblichen Schwankungen unterworfen gewesen. Im Jahr 2022 erreichten die Gesamtkosten mit etwa 4,2 Milliarden Euro einen Höchststand, bedingt durch die Energiekrise und extrem hohe Brennstoff- und Großhandelspreise. 2023 sanken die vorläufigen Gesamtkosten auf knapp 3,1 Milliarden Euro, obwohl das Maßnahmenvolumen auf 34.297 Gigawattstunden anstieg. Der Rückgang war auf die Entspannung bei den Energiepreisen zurückzuführen, denn die Großhandelspreise für Strom fielen von gut 230 auf etwa 92 Euro je Megawattstunde. Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen lagen 2023 bei rund 1,8 Milliarden Euro, während sich die Kosten der Reduzierungen von erneuerbaren Energien verdreifacht haben und bei etwa 600 Millionen Euro lagen.

Im Jahr 2024 verringerte sich das Maßnahmenvolumen um rund 12 Prozent auf 30.304 Gigawattstunden, und die vorläufigen Gesamtkosten sanken weiter auf rund 2,78 Milliarden Euro. Allerdings zeigte das vierte Quartal 2024 einen besorgniserregenden Anstieg: 10.424 Gigawattstunden mussten zur Stabilisierung des Netzes aufgewendet werden, ein Plus von 19 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal. Besonders der Dezember 2024 stach hervor, in dem allein Kosten von 370 Millionen Euro anfielen, ein neuer Höchstwert seit der Energiekrise. Rund 47 Prozent der abgeregelten Erneuerbare-Energien-Anlagen waren 2024 am Verteilnetz angeschlossen, wobei die Ursache in 74 Prozent der Fälle im Übertragungsnetz lag. Gleichzeitig zeichnet sich eine zunehmende Engpassverlagerung hin zum Verteilnetz ab: Dessen Anteil an den Redispatch-Mengen stieg von 20 Prozent im Jahr 2023 auf 26 Prozent im Jahr 2024. Diese Kosten fließen über die Netzentgelte in die Strompreise ein und betreffen somit alle Verbraucher.

Warum ist Redispatch 2.0 für Großbatteriespeicher besonders relevant?

Ein Batteriegroßspeicher mit vielen Megawatt Leistung ist technisch in der Lage, erhebliche Energiemengen zeitlich zu verschieben. Seine tatsächliche Einspeisung unterliegt jedoch der Netzarchitektur. Er ist redispatchfähig, prognosepflichtig und in das Engpassmanagement eingebunden. Leistung allein garantiert dabei keine Einspeisung: Wo Systemstabilität erforderlich ist, muss die Vermarktung zurückstecken. Gerade bei großer installierter Kapazität ist die Einbettung in Netzplanung, Prognosemodelle und Engpassmanagement entscheidend. Großbatterien können Engpässe entschärfen, indem sie gezielt laden oder entladen. Der Knackpunkt ist jedoch, dass sie ebenso selbst Teil des Engpassszenarios werden können, wenn mehrere Anlagen gleichzeitig einspeisen wollen.

Der Markt für Großbatteriespeicher in Deutschland wächst rasant. Die installierte Kapazität erreichte 2025 bereits über 2 Gigawatt Nennleistung, und 1,46 Gigawatt neue Kapazität sollten allein in 2025 in Betrieb gehen. Bis 2027 ist eine Erhöhung der Kapazität um den Faktor sieben gegenüber 2024 angekündigt, und bis 2030 könnte die Gesamtleistung nach verschiedenen Prognosen auf 15 Gigawatt anwachsen. Anschlussbegehren der Netzbetreiber für Batteriespeicher übersteigen die bestehenden Kapazitäten mittlerweile um nahezu das Hundertfache. Bei derartigen Wachstumsraten wird die Frage der Einbindung in das Engpassmanagement immer drängender.

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Sind Großbatterien grundsätzlich gut oder schlecht für das Stromnetz?

Diese Frage lässt sich nicht pauschal beantworten, denn es kommt auf Standort, Betriebsweise und die jeweilige Netzsituation an. Eine Studie von Neon Neue Energieökonomik, beauftragt vom Speicherentwickler Eco Stor, untersuchte das Verhalten von zwei Großbatterien in Schleswig-Holstein und Bayern für jede Viertelstunde des Jahres. Das Ergebnis zeigt, dass Netzbetreiber Redispatch-Kosten in Höhe von 3 bis 6 Euro im Jahr für jedes Kilowatt an Batterieleistung einsparen. Großbatterien sind also keinesfalls grundsätzlich als belastend für das Netz einzustufen, auch wenn dies in der energiepolitischen Debatte manchmal suggeriert wird.

Allerdings geschieht diese Netzentlastung derzeit rein zufällig, da in Deutschland nur eine Strompreiszone existiert und damit keine regionalen Preise. Batterien richten sich nach dem einheitlichen Preissignal auf den Großhandels- und Regelenergiemärkten. Netzengpässe sind für sie unsichtbar. Die detaillierte Analyse zeigt, dass eine Großbatterie das Netz etwa gleich häufig entlastet und belastet, jeweils in rund 20 Prozent der Viertelstunden. In den restlichen 60 Prozent der Zeit steht entweder die Batterie still oder das Netz ist engpassfrei. Das Fraunhofer ISE weist zudem darauf hin, dass Großbatteriespeicher, die vorrangig nach Marktmechanismen betrieben werden, durch ungünstiges Lade- und Entladeverhalten lokale Leistungsspitzen verstärken und dadurch Transformator- und Leitungsbelastungen verschärfen können.

Was bedeutet netzdienlicher Betrieb bei Großbatteriespeichern?

Von einem netzdienlichen Betrieb spricht man, wenn ein Speicher gezielt dazu eingesetzt wird, das Netz zu stabilisieren, Engpässe zu vermeiden oder Spannungsschwankungen auszugleichen. Das unterscheidet sich vom rein marktdienlichen Betrieb, bei dem Strom hauptsächlich zu günstigen Zeiten eingekauft und teurer verkauft wird, also klassische Preisarbitrage. Ein Großbatteriespeicher ist dann netzdienlich, wenn durch seine Platzierung im Netz und seine Betriebsweise die Netzbelastung reduziert wird, was beispielsweise zu einer Verringerung des Netzausbaubedarfs führen kann.

In der Praxis lassen sich beide Ansätze verbinden: Ein Speicher kann wirtschaftlich am Markt teilnehmen und gleichzeitig systemdienlich arbeiten. Untersuchungen zeigen, dass netzdienlich betriebene Speicher den Strom gezielt dann aufnehmen, wenn hohe Einspeisung bevorsteht, und ihn zeitversetzt einspeisen. Das senkt den Bedarf an Eingriffen und erhöht die Versorgungssicherheit. Damit Batteriespeicher netzdienlich wirken, müssen sie möglichst dort installiert werden, wo das Netz besonders belastet ist. Auch eine intelligente Steuerung ist entscheidend, denn sie stellt sicher, dass der Speicher im richtigen Moment reagiert und Energie effizient bereitstellt. Je größer und flexibler ein Speicher ausgelegt ist, beispielsweise mit mindestens vier Stunden Entladezeit, desto stärker kann er zur Entlastung beitragen.

Warum fehlen derzeit wirksame Anreize für netzdienliches Verhalten von Großbatterien?

Das Problem liegt im deutschen Strommarktdesign. Deutschland verfügt derzeit über eine einzige Strompreiszone mit einheitlichen Day-Ahead-Preisen. Das bedeutet, dass der Strompreis an der Börse überall in Deutschland gleich ist, unabhängig davon, ob in einer Region Netzengpässe herrschen oder nicht. Batteriespeicher und alle anderen Marktakteure richten sich nach diesem einheitlichen Preissignal auf den Großhandels- und Regelenergiemärkten. Netzengpässe sind für sie schlicht unsichtbar, weil es kein Preissignal gibt, das regionale Engpasssituationen abbildet.

In diesem System gibt es keinen finanziellen Anreiz, sich netzdienlich zu verhalten. Ein Speicher in Schleswig-Holstein, der bei starkem Wind lädt, tut dies nicht, weil dort gerade ein Netzengpass herrscht, sondern weil der bundesweite Strompreis gerade niedrig ist. Dass dieses Verhalten gleichzeitig netzdienlich ist, ist ein reiner Zufall. Die Studie von Neon Neue Energieökonomik untersuchte drei regulatorische Ansätze zur Stärkung der Netzdienlichkeit. Am besten schnitt dabei ein dynamisches Redispatch-Preissignal ab, das für jede Viertelstunde die Netzsituation widerspiegelt. Ein solches Preissignal schafft sowohl den größten Netz-Mehrwert als auch die geringsten Einbußen beim Markt-Mehrwert.

Welche Rolle spielt die Diskussion um Strompreiszonen für Großbatteriespeicher und Redispatch?

Die Diskussion um eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone hat in den letzten Jahren erheblich an Dynamik gewonnen und ist direkt mit dem Thema Redispatch und Großbatteriespeicher verknüpft. Die EU-Kommission hat im Rahmen des Bidding Zone Review eine Überprüfung der europäischen Gebotszonen gefordert, die für Deutschland eine Aufteilung in zwei bis vier Zonen vorschlägt. Eine Studie von Agora Energiewende und dem Fraunhofer IEE kommt zu dem Ergebnis, dass ein System lokaler Preise die Redispatch-Kosten erheblich senken und die Versorgungssicherheit stärken könnte. Bereits 2023 hätten lokale Preissignale die Stromkosten für Unternehmen und Haushalte im bundesweiten Schnitt um gut 6 Euro pro Megawattstunde senken können.

Ein Kurzgutachten von Neon Neue Energieökonomik im Auftrag des Energieversorgers Enercity beziffert die innerdeutschen Engpassrenten bei einer Teilung in vier bis fünf Preiszonen auf rund 2 Milliarden Euro pro Jahr. Eine Studie der Technischen Universität München zeigt allerdings, dass die Preisunterschiede zwischen wenigen großen Strompreiszonen gering sind und nur geringe Einsparungen bei den Redispatch-Kosten bringen. Knotenscharfe nodale Preise führen dagegen zu einer deutlichen Reduktion von Redispatch- und Gesamtkosten. Für Großbatteriespeicher wären regionale Preissignale von enormer Bedeutung, da sie erstmals ein wirtschaftliches Interesse an netzdienlichem Verhalten schaffen würden. Allerdings hat sich die neue Bundesregierung im Koalitionsvertrag vorerst auf den Erhalt der einheitlichen Strompreiszone verständigt.

Wie werden Anlagenbetreiber bei einer Redispatch-Maßnahme finanziell entschädigt?

Kommt es zu einer Erzeugungsanpassung durch den Netzbetreiber, regelt Paragraph 13a EnWG den bilanziellen und finanziellen Ausgleich gegenüber dem Anlagenbetreiber. Der Bilanzkreisverantwortliche der betroffenen Einspeise- oder Entnahmestelle hat einen Anspruch auf einen bilanziellen Ausgleich der Maßnahme gegen den Übertragungsnetzbetreiber, der die Aufforderung zur Erzeugungsanpassung ausgesprochen hat. Darüber hinaus ist die Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung angemessen finanziell auszugleichen. Ein angemessener finanzieller Ausgleich umfasst die notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung, den anteiligen Werteverbrauch der Anlage sowie die nachgewiesenen entgangenen Erlöse.

Im Juni 2024 hat die Bundesnetzagentur eine Festlegung zur Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen nach Paragraph 13a Absatz 2 getroffen. Das Prinzip dahinter lautet: Dem Betreiber einer erneuerbaren oder konventionellen Anlage sollen durch Steuerungseingriffe keine wirtschaftlichen Nachteile entstehen. Er wird so gestellt, als hätte der Eingriff nicht stattgefunden. Wenn beispielsweise ein Windpark im Norden abgeschaltet wird, weil die Leitung Richtung Süden überlastet ist, muss der Betreiber trotzdem entschädigt werden. Gleichzeitig muss ein anderes Kraftwerk im Süden mehr Strom produzieren, um die Nachfrage zu decken, was ebenfalls Kosten verursacht.

Welche Bedeutung haben Verteilnetzbetreiber im Redispatch-2.0-Prozess?

Bis zum 30. September 2021 war der Redispatch ausschließlich Aufgabe der vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland. Mit Redispatch 2.0 hat sich dies grundlegend geändert. Die Verteilnetzbetreiber sind zu einer tragenden Säule des Engpassmanagements im deutschen Stromnetz geworden. Sie müssen vorausschauend Netzengpässe erkennen und daraufhin geeignete Maßnahmen unter Einhaltung der Netz- und Versorgungssicherheit ermitteln, abstimmen und umsetzen. Dazu ist es erforderlich, dass sie ihre Netze bezüglich der zu erwartenden Belastung modellieren sowie Netzzustände prognostizieren. Zur Engpassbeseitigung müssen die Verteilnetzbetreiber alle Erneuerbare-Energien-Anlagen, KWK-Anlagen und Speicher ab 100 Kilowatt einbeziehen.

Dies ist eine erhebliche Erweiterung ihrer bisherigen Aufgaben und erfordert neue Marktrollen und Prozesse, um prognosebasiert und in Echtzeit auf etwaige Engpässe reagieren zu können. Die Zunahme der Engpässe im Verteilnetz unterstreicht die Bedeutung dieser Entwicklung. Der Anteil des Verteilnetzes an den Redispatch-Mengen für Erneuerbare-Energien-Anlagen stieg von 20 Prozent im Jahr 2023 auf 26 Prozent im Jahr 2024, ein Trend, der sich mit weiterem Zubau dezentraler Erzeugung fortsetzen dürfte.

Wie können Großbatteriespeicher konkret zur Reduzierung von Netzengpässen beitragen?

Batteriespeicher können genau in den Momenten eingreifen, in denen Netzengpässe entstehen. Wenn zu viel Strom erzeugt wird, nehmen sie Energie auf und geben sie später wieder ab, wenn die Nachfrage steigt. Großspeicher reagieren in Millisekunden und sind damit ideal, um Spannungsschwankungen, Frequenzinstabilitäten oder lokale Lastspitzen zuverlässig zu kompensieren. Sie liefern Regelenergie und können Blackouts verhindern. Jede vermiedene Redispatch-Maßnahme spart Kosten und verhindert, dass Strom aus erneuerbaren Quellen ungenutzt verloren geht.

In einem praktischen Szenario kann ein Großbatteriespeicher in Norddeutschland bei starkem Wind gezielt laden und damit die Einspeisespitze abfedern, die sonst zu einer Netzüberlastung führen würde. Das Fraunhofer ISE analysiert für spezifische Standorte, ob Großbatteriespeicher netzdienlich betrieben werden können, indem Erzeugungs- und Lastzeitreihen des relevanten Umspannwerks untersucht, die resultierenden Leistungsflüsse modelliert und netzdienliche Betriebsstrategien simuliert werden. Darüber hinaus wird analysiert, ob es in der Historie am spezifischen Standort zu Redispatch-Maßnahmen kam. Auch für Gemeinden, Netzbetreiber und Projektentwickler bedeutet dies neue Chancen, denn Batteriespeicher schaffen lokale Wertschöpfung, reduzieren Netzbelastung und stärken die Versorgungssicherheit vor Ort.

Warum können Großbatteriespeicher selbst zum Problem für die Netzstabilität werden?

Das Stromsystem hat sich von einer zentralen Kraftwerkssteuerung zu einer datenbasierten Koordination dezentraler Ressourcen gewandelt. In diesem neuen System ist nicht ausschließlich die Leistung wichtig, sondern die Einbindung in die Systemarchitektur. Ein Großbatteriespeicher mit enormer Leistungsfähigkeit kann problematisch werden, wenn er rein nach Marktsignalen betrieben wird, ohne die lokale Netzsituation zu berücksichtigen. Wenn mehrere Speicher gleichzeitig in einer Region einspeisen wollen, weil der Strompreis gerade hoch ist, kann dies die gleichen Engpässe verursachen oder verschärfen, die eigentlich vermieden werden sollen.

Großbatteriespeicher, die vorrangig nach Marktmechanismen betrieben werden, können durch ungünstiges Lade- und Entladeverhalten lokale Leistungsspitzen verstärken und dadurch Transformator- und Leitungsbelastungen verschärfen. Die rasant wachsende Zahl von Großbatteriespeichern verschärft dieses Problem potenziell. Bei Netzanschlussbegehren von mittlerweile über 200 Gigawatt wird deutlich, dass die Koordination dieser Anlagen eine der zentralen Herausforderungen der kommenden Jahre darstellt. Der Knackpunkt ist, dass Leistung allein keine Einspeisung garantiert. Wo Systemstabilität erforderlich ist, muss Vermarktung zurückstecken. Ein Speicher, der am Markt Geld verdienen möchte, muss akzeptieren, dass seine Einspeisemöglichkeiten durch die physischen Grenzen des Netzes und die Entscheidungen der Netzbetreiber limitiert sind.

Wie sieht die Zukunft des Engpassmanagements aus und was bedeutet Redispatch 3.0?

Während Redispatch 2.0 vor allem Erzeugungsanlagen in das Engpassmanagement einbindet, soll eine Weiterentwicklung in Richtung Redispatch 3.0 künftig auch Speicher, Elektrolyseure und steuerbare Verbraucher noch stärker integrieren. Ziel ist eine noch feinere Abstimmung von Erzeugung und Verbrauch über digitale Plattformen und Echtzeitdaten. Die Diskussion um Strompreiszonen und lokale Preissignale wird dabei eine entscheidende Rolle spielen. Wenn es gelingt, regulatorische Anreize für netzdienliches Verhalten zu schaffen, könnten Großbatteriespeicher eine deutlich größere Rolle bei der Engpassvermeidung spielen als heute. Die Studie von Neon Neue Energieökonomik kommt zu dem Ergebnis, dass ein dynamisches Redispatch-Preissignal den größten Netz-Mehrwert bei gleichzeitig geringsten Einbußen beim Markt-Mehrwert schaffen würde.

Die technologische Entwicklung unterstützt diesen Trend: Die Kosten für Lithium-Ionen-Batterien sind in den letzten zehn Jahren um rund 84 Prozent gesunken, und der Trend geht zu größeren Systemen mit längerer Speicherdauer. Während das durchschnittliche Batterieprojekt 2022 noch ein Ein-Stunden-System war, dominieren inzwischen Zwei-Stunden-Systeme, und auch Vier- und Sechs-Stunden-Systeme kommen zunehmend zum Einsatz. Bis 2030 könnte die Speicherkapazität der Großbatteriespeicher in Deutschland auf 57 Gigawattstunden bei 15 Gigawatt Gesamtleistung steigen. Langfristig, bis 2050, ist sogar ein Bestand von 60 Gigawatt beziehungsweise 271 Gigawattstunden möglich. Mit diesen Kapazitäten könnten Großbatteriespeicher zu einem zentralen Instrument des Engpassmanagements werden, vorausgesetzt, die regulatorischen Rahmenbedingungen schaffen die richtigen Anreize.

Was bedeutet all dies für die Energiewende insgesamt?

Das deutsche Stromsystem befindet sich in einer Phase fundamentaler Transformation. Die Energiewende hat das ehemals zentral gesteuerte System in ein hochkomplexes Netzwerk dezentraler Erzeuger verwandelt, das neue Koordinationsmechanismen erfordert. Redispatch 2.0 ist ein wesentlicher Baustein dieser neuen Koordination, indem es alle relevanten Akteure in ein einheitliches Engpassmanagement einbindet. Großbatteriespeicher sind dabei sowohl Teil der Lösung als auch potenzielle Quelle neuer Herausforderungen. Sie können Engpässe entschärfen, Regelenergie liefern, erneuerbare Energien integrieren und den Netzausbaubedarf verringern. Gleichzeitig erfordern sie eine sorgfältige Einbindung in die Systemarchitektur, um nicht selbst zum Engpasstreiber zu werden.

Die zentralen Stellschrauben für die Zukunft liegen in der Weiterentwicklung des Strommarktdesigns hin zu Preissignalen, die Netzengpässe sichtbar machen, im beschleunigten Netzausbau, in der Digitalisierung der Netzsteuerung und in regulatorischen Rahmenbedingungen, die netzdienliches Verhalten belohnen. Das Energiesystem der Zukunft wird nicht mehr von wenigen großen Kraftwerken gesteuert, sondern durch die datenbasierte Koordination hunderttausender dezentraler Ressourcen, von Windrädern über Solaranlagen und Batteriespeicher bis hin zu Elektrolyseuren und steuerbaren Verbrauchern. Redispatch 2.0 hat den Grundstein für diese Koordination gelegt. Die kommenden Jahre werden zeigen, ob die regulatorischen Rahmenbedingungen Schritt halten können mit der Dynamik des technologischen Wandels.

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Konrad Wolfenstein

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