Redispatch-Einheiten sind Anlagen oder zusammengefasste Anlagen, die für den Redispatch im Stromnetz erfasst, prognostiziert und bei Bedarf durch Netzbetreiber abgerufen oder in ihrer Fahrweise angepasst werden können. Sie bilden die operative Bezugsgröße, über die Netzbetreiber feststellen, welche Einspeisung, Speicherung oder gegebenenfalls welcher flexible Verbrauch an welchem Netzpunkt verfügbar ist und wie diese Leistung zur Behebung eines Netzengpasses verändert werden kann.
Eine Redispatch-Einheit ist damit nicht einfach ein Kraftwerk im umgangssprachlichen Sinn. Sie ist eine im Redispatch-Prozess definierte Einheit mit Stammdaten, technischen Eigenschaften, Zuständigkeiten, Prognosen und Abrufwegen. Zu den relevanten Angaben gehören unter anderem Standort und Netzanschlusspunkt, installierte Leistung, verfügbare Wirkleistung, Mindest- und Höchstleistung, Rampenverhalten, Einsatzbeschränkungen, Prognosewerte und Informationen zur Steuerbarkeit. Ohne diese Daten kann ein Netzbetreiber eine Anlage zwar physisch im Netz haben, sie aber nicht verlässlich in die Netzbetriebsplanung einbeziehen.
Redispatch bezeichnet Eingriffe in den geplanten Einsatz von Anlagen, um Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen. Wenn eine Leitung überlastet zu werden droht, kann Einspeisung vor dem Engpass reduziert und Einspeisung hinter dem Engpass erhöht werden. Bei Speichern oder flexiblen Lasten kann die Wirkung auch über Laden, Entladen oder Verbrauchsverschiebung entstehen. Der Netzbetreiber verändert dabei nicht den Strombedarf der Kunden, sondern die räumliche Verteilung von Einspeisung und Entnahme im Netz. Redispatch-Einheiten sind die Einheiten, über die diese Veränderung praktisch organisiert wird.
Technische und organisatorische Bezugsgröße
Die relevante technische Größe ist in erster Linie Leistung, gemessen in Kilowatt oder Megawatt. Redispatch greift in die momentane oder geplante Einspeise- beziehungsweise Entnahmeleistung ein. Die daraus entstehende Energiemenge über eine bestimmte Dauer wird in Kilowattstunden oder Megawattstunden erfasst, etwa wenn Ausfallarbeit, Ersatzarbeit oder bilanzieller Ausgleich berechnet werden. Für den Netzbetrieb ist jedoch zunächst die Leistung am richtigen Ort und zum richtigen Zeitpunkt maßgeblich. Eine Anlage mit hoher Jahreserzeugung hilft bei einem Engpass nur, wenn sie während des Engpasszeitraums verfügbar ist und ihre Leistungsänderung netztechnisch an der richtigen Stelle wirkt.
Im deutschen Redispatch 2.0 wurden die Prozesse gegenüber dem früheren Redispatch deutlich erweitert. Früher standen vor allem große konventionelle Kraftwerke im Fokus. Seit der Reform werden auch viele kleinere Erzeugungsanlagen, Speicher und erneuerbare Anlagen einbezogen. Grundsätzlich betrifft dies Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung sowie kleinere Anlagen, wenn sie durch den Netzbetreiber fernsteuerbar sind. In der Praxis sind besonders Windenergieanlagen, Photovoltaikanlagen, Biomasseanlagen, KWK-Anlagen und Speicher relevant.
Die Einbindung solcher Anlagen verlangt eine feinere Datenordnung als im alten Kraftwerkspark. Eine einzelne Windenergieanlage, ein Solarpark oder mehrere technische Anlagen an einem Netzanschluss können je nach Prozessmodell unterschiedlich abgebildet werden. Im Redispatch 2.0 wird deshalb mit Begriffen wie technischer Ressource und steuerbarer Ressource gearbeitet. Die technische Ressource beschreibt eine physische Anlage oder einen Anlagenteil. Die steuerbare Ressource beschreibt, was gemeinsam gesteuert werden kann. Eine Redispatch-Einheit liegt in diesem Zusammenhang auf der Ebene, auf der der Netzbetreiber eine netzwirksame Veränderung planen, anfordern und abrechnen kann.
Abgrenzung zu Anlage, Kraftwerk und Flexibilität
Der Begriff Redispatch-Einheit sollte nicht mit dem allgemeinen Anlagenbegriff gleichgesetzt werden. Eine Anlage kann energierechtlich, förderrechtlich, messtechnisch oder netzbetrieblich unterschiedlich abgegrenzt sein. Für das Marktstammdatenregister ist eine andere Detailtiefe relevant als für eine Steueranweisung des Netzbetreibers. Auch eine Marktlokation oder Messlokation ist nicht dasselbe wie eine Redispatch-Einheit. Die Marktlokation dient der bilanziellen Zuordnung von Strommengen, die Messlokation der Erfassung von Messwerten. Die Redispatch-Einheit dient der netzbetrieblichen Planbarkeit und Steuerbarkeit.
Auch mit Flexibilität ist der Begriff nicht identisch. Flexibilität beschreibt die Fähigkeit, Einspeisung oder Verbrauch zeitlich zu verändern. Eine Redispatch-Einheit ist eine konkret registrierte und prozessual eingebundene Einheit, über die solche Änderungen im Engpassmanagement nutzbar gemacht werden können. Eine flexible Anlage ist erst dann redispatchfähig im praktischen Sinn, wenn Daten, Zuständigkeiten, Kommunikation und Abrechnung funktionieren. Umgekehrt ist nicht jede Redispatch-Einheit beliebig flexibel. Eine Windenergieanlage kann nur weniger einspeisen, wenn Wind verfügbar ist. Sie kann nicht auf Abruf mehr erzeugen, als das Wetter zulässt. Ein Speicher kann je nach Ladezustand entlasten oder belasten, aber nicht unabhängig von Energieinhalt, Leistungselektronik und Betriebsstrategie eingesetzt werden.
Von einer Reserveeinheit ist eine Redispatch-Einheit ebenfalls zu unterscheiden. Reservekraftwerke werden vorgehalten, um in bestimmten Situationen zusätzliche gesicherte Leistung bereitzustellen oder Netzstabilität zu stützen. Redispatch-Einheiten können regulär am Markt teilnehmen und werden nur bei netzbedingtem Bedarf in ihrer Fahrweise angepasst. Redispatch ersetzt nicht den Strommarkt, sondern korrigiert Marktergebnisse dort, wo das physische Netz die geplanten Stromflüsse nicht aufnehmen kann.
Warum Redispatch-Einheiten im Stromsystem relevant sind
Strommärkte bilden zunächst Gebote, Preise und Fahrpläne ab. Sie berücksichtigen in Deutschland innerhalb der einheitlichen Stromgebotszone nur begrenzt, ob eine bestimmte Einspeisung an einem bestimmten Netzpunkt eine Leitung belastet. Das Übertragungs- und Verteilnetz muss den physikalischen Transport dennoch in jeder Viertelstunde beherrschen. Wenn viel Windstrom im Norden einspeist und Verbrauch oder konventionelle Erzeugung im Süden anders verteilt sind, entstehen Lastflüsse, die einzelne Leitungen überlasten können. Ähnliche Situationen können auch in Verteilnetzen auftreten, etwa bei starker Photovoltaik-Einspeisung in ländlichen Netzen oder bei hoher gleichzeitiger Einspeisung aus Windparks.
Redispatch-Einheiten machen diese räumliche und zeitliche Wirklichkeit des Stromsystems bearbeitbar. Der Netzbetreiber muss wissen, welche Einspeisung voraussichtlich anliegt, welche Anlagen verfügbar sind, welche technischen Grenzen bestehen und welche Maßnahme einen Engpass tatsächlich entlastet. Eine pauschale Aussage über installierte Leistung reicht dafür nicht. Zwei Photovoltaikanlagen mit gleicher Leistung können in unterschiedlichen Netzgebieten völlig unterschiedliche netztechnische Wirkungen haben. Eine Anlage nahe an einem Engpass kann für dessen Behebung sehr relevant sein, während eine größere Anlage an anderer Stelle kaum Entlastung bringt.
Mit der wachsenden Zahl dezentraler Anlagen verschiebt sich Redispatch aus einer Welt weniger großer Kraftwerke in eine Ordnung vieler kleiner Einheiten. Das ist technisch anspruchsvoller, weil Prognosen, Datenqualität und Steuerbarkeit kleinteiliger werden. Es ist institutionell anspruchsvoller, weil neben Übertragungsnetzbetreibern auch Verteilnetzbetreiber, Anlagenbetreiber, Direktvermarkter, Einsatzverantwortliche und Betreiber technischer Ressourcen Rollen übernehmen. Redispatch-Einheiten stehen deshalb für eine Veränderung im Netzbetrieb: Dezentrale Stromerzeugung muss nicht nur angeschlossen und gemessen, sondern auch vorausschauend in Engpassprozesse integriert werden.
Daten, Rollen und Abrechnung
Eine Redispatch-Einheit funktioniert im Prozess nur, wenn die Zuständigkeiten eindeutig sind. Der Anlagenbetreiber stellt technische Informationen bereit oder beauftragt Dienstleister. Der Einsatzverantwortliche liefert Fahrpläne oder Prognosen, je nach Modell. Der Netzbetreiber bewertet die Netzsituation, identifiziert erforderliche Maßnahmen und übermittelt Abrufe. Bei erneuerbaren Anlagen und KWK-Anlagen entstehen durch Reduzierungen Ausfallarbeit und Entschädigungsfragen. Zudem muss bilanziell ausgeglichen werden, dass eine Anlage anders einspeist als ursprünglich prognostiziert oder vermarktet.
In Deutschland gibt es dabei unterschiedliche Prozessmodelle. Im Prognosemodell erstellt der Netzbetreiber Prognosen für bestimmte Anlagen und kann darauf aufbauend Maßnahmen planen. Im Planwertmodell liefert der Einsatzverantwortliche verbindlichere Planwerte. Beide Modelle versuchen, das gleiche Grundproblem zu lösen: Der Netzbetreiber benötigt eine belastbare Vorstellung davon, was eine Redispatch-Einheit ohne Eingriff getan hätte. Nur dann lässt sich bestimmen, welche Leistungsänderung tatsächlich netzdienlich war und welche Energiemenge auszugleichen oder zu vergüten ist.
Hier entstehen typische Konflikte. Prognosen können falsch sein, Anlagen können technisch nicht verfügbar sein, Kommunikationswege können ausfallen, Stammdaten können unvollständig sein. Dann wird Redispatch nicht allein zu einer Frage der Netzberechnung, sondern auch zu einer Frage der Datenqualität und Prozessverantwortung. Eine Redispatch-Einheit ist deshalb immer auch ein Verwaltungsobjekt: Sie muss eindeutig identifizierbar, erreichbar und abrechnungsfähig sein.
Typische Missverständnisse
Ein häufiges Missverständnis besteht darin, Redispatch-Einheiten als Verursacher von Netzproblemen zu behandeln. Eine Windenergieanlage, die abgeregelt wird, ist nicht deshalb problematisch, weil sie Strom erzeugt. Der Engpass entsteht aus dem Zusammenspiel von Einspeisung, Verbrauch, Netzkapazität, Marktgebiet, Netzplanung und Betriebsführung. Die Anlage wird zur Redispatch-Einheit, weil sie an einer Stelle wirkt, an der eine Leistungsänderung den Netzbetrieb beeinflussen kann.
Ebenso irreführend ist die Gleichsetzung von Redispatch mit verschwendetem Strom. Wenn eine erneuerbare Anlage abgeregelt wird, kann tatsächlich klimafreundliche Erzeugung verloren gehen, sofern sie nicht durch Speicher, Lastverschiebung oder andere Nutzung aufgenommen wird. Netztechnisch ist die Maßnahme aber kein Selbstzweck, sondern eine Schutzmaßnahme für Betriebsmittel und Versorgungssicherheit. Die wirtschaftliche Bewertung hängt davon ab, welche Ersatzmaßnahmen nötig werden, welche Entschädigungen anfallen und ob Netzausbau, Speicher oder flexible Lasten langfristig günstiger wären.
Ein weiteres Missverständnis betrifft die Steuerbarkeit. Fernsteuerbarkeit bedeutet nicht, dass eine Anlage jederzeit jede gewünschte Leistung bereitstellen kann. Sie bedeutet nur, dass ein technischer Zugriff möglich ist. Die tatsächliche Redispatch-Wirkung hängt von Wetter, Brennstoffverfügbarkeit, Wärmebindung bei KWK-Anlagen, Ladezustand von Speichern, Mindestleistungen, Reaktionszeiten und Netzanschlusspunkt ab. Aus installierter Leistung folgt daher keine frei verfügbare Redispatch-Leistung.
Redispatch-Einheiten präzisieren den Blick auf das Stromsystem, weil sie die Verbindung zwischen physischem Netz, Marktfahrplänen, Anlagentechnik und institutionellen Rollen sichtbar machen. Der Begriff beschreibt nicht bloß eine Liste steuerbarer Anlagen. Er bezeichnet die operative Einheit, an der sich entscheidet, ob dezentrale Erzeugung und Speicher im Engpassmanagement zuverlässig planbar, technisch abrufbar und wirtschaftlich korrekt behandelt werden können.