Redispatch 3.0: Welche Software-Anforderungen jetzt auf Netzbetreiber zukommen

Redispatch ist eine Maßnahme zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung, um drohende oder bestehende Netzüberlastungen zu verhindern. Vereinfacht gesagt: Erzeugung wird vor einem Engpass abgeregelt und dahinter hochgefahren, damit keine Leitung über ihre Belastungsgrenze läuft. Die rechtliche Grundlage bilden die §§ 13, 13a und 14 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Einbezogen sind heute konventionelle Kraftwerke, KWK-Anlagen, Anlagen der erneuerbaren Energien sowie Speicher.

Wie groß der Hebel ist, zeigen die Kosten: Das gesamte Netzengpassmanagement in Deutschland schlug 2023 nach dem endgültigen Wert der Bundesnetzagentur mit rund 3,3 Milliarden Euro zu Buche, bei einem Maßnahmenvolumen von etwa 34 Terawattstunden (Bundesnetzagentur: Netzengpassmanagement). Jede Verbesserung im Engpassmanagement wirkt also unmittelbar auf Versorgungssicherheit und Systemkosten. Genau deshalb wächst der Druck, mehr Flexibilität nutzbar zu machen, und zwar aus Netzebenen, die bisher außen vor blieben.

Redispatch 2.0 ist seit dem 1. Oktober 2021 in Kraft. Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) vom 13. Mai 2019 wurde das frühere Einspeisemanagement nach EEG und KWKG abgelöst und in ein einheitliches Redispatch-Regime nach §§ 13, 13a und 14 EnWG überführt (BDEW: Redispatch 2.0). Seitdem werden EE- und KWK-Anlagen ab 100 Kilowatt sowie jederzeit fernsteuerbare Anlagen in die Prozesse einbezogen, und die Netzführung wurde auf ein planwertbasiertes Verfahren umgestellt.

Damit erweiterte sich der Kreis der beteiligten Anlagen und Marktrollen erheblich, und die Daten- und Prozesslandschaft wurde deutlich komplexer. Netzbetreiber tragen seither die Verantwortung für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich, müssen redispatchrelevante Daten bereitstellen und intensiv kooperieren, um Engpässe netzebenenübergreifend zu möglichst geringen Gesamtkosten zu beheben (BDEW: Redispatch 2.0).

Redispatch 3.0 setzt hier an. Der entscheidende Unterschied: Nicht mehr nur Anlagen ab 100 Kilowatt, sondern auch kleinteilige Flexibilitäten unterhalb dieser Schwelle sollen für das Engpassmanagement nutzbar werden, also Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge, Batteriespeicher und PV-Anlagen aus der Niederspannung. Das ist kein Detail: Über 95 Prozent aller Erzeugungsanlagen sind im Niederspannungsnetz installiert. Das heutige Verfahren erreicht dieses Potenzial schlicht nicht.

Der Begriff Redispatch 2.0 Ablösung kursiert in Suchanfragen und Marktgesprächen, trifft die Sache aber nur halb. Redispatch 3.0 ist keine Ablösung im Sinne eines Austauschs, sondern eine Weiterentwicklung, die auf den bestehenden Prozessen aufsetzt und sie erweitert. In den Konzepten ist von einem hybriden Modell die Rede: Für große Erzeugungsanlagen bleibt der kostenbasierte Redispatch bestehen, ergänzt um ein marktbasiertes Engpassmanagement für die kleinteiligen, dezentralen Flexibilitäten (TransnetBW: Redispatch 3.0).

Wichtig für die Einordnung: Redispatch 3.0 ist heute kein in Kraft getretenes Regelwerk, sondern ein vom Bundesministerium für Wirtschaft gefördertes Forschungs- und Demonstrationsprojekt. Es startete Anfang 2022 und wird von einem Konsortium aus Industrie, Netzbetreibern und Forschung getragen, darunter OFFIS, PSI GridConnect, emsys, KISTERS, EWE NETZ, MVV Netze, die DKE sowie Fraunhofer FIT und die Universität Kassel (DKE: Redispatch 3.0). Mit einer breiten Erschließung der Niederspannung für das Engpassmanagement wird frühestens gegen Ende der 2020er Jahre gerechnet. Für Netzbetreiber heißt das: Die Architekturentscheidungen, die heute getroffen werden, müssen für diesen Schritt schon offen sein.

Wenn statt einiger tausend Anlagen plötzlich Millionen Anschlusspunkte relevant werden, verschiebt sich der Engpass von der Leitung in die Datenverarbeitung. Bei der Netzsteuerung entscheiden Daten darüber, ob ein Flexibilitätspotenzial überhaupt erkannt, prognostiziert und sicher abgerufen werden kann. Genau hier liegt die eigentliche Hürde von Redispatch 3.0.

Das Demonstrationsprojekt benennt diese Richtung deutlich: Es geht um skalierbare IT-Lösungen, um die Migration bestehender Redispatch-2.0-Bausteine in föderierte Cloud-Infrastrukturen, um verstärktes Data Sharing zwischen Netzbetreibern und weiteren Akteuren sowie um die Einbindung von IoT-Infrastrukturen. Parallel entsteht mit der VDE SPEC 90032 ein technischer Rahmen für das Engpassmanagement im Verteilnetz mit Anlagen unterhalb von 100 Kilowatt, den sogenannten Mikro-Flexibilitäten (VDE: Redispatch 3.0). Wer Netzsteuerung künftig zuverlässig betreiben will, braucht Systeme, die mit dieser Granularität und Frequenz an Daten umgehen.

Aus den Konzepten und den bereits geltenden Redispatch-2.0-Pflichten lassen sich sieben Anforderungen ableiten, an denen sich eine zukunftsfähige Redispatch Software messen lassen muss.

Hochfrequente Datenverarbeitung und Prognose: Engpässe und Flexibilitätspotenziale lassen sich nur dann zuverlässig bewirtschaften, wenn Mess-, Plan- und Prognosedaten echtzeitnah verarbeitet werden. Mit jeder zusätzlichen Netzebene steigt die Zahl der Datenpunkte, und die vorausschauende Netzzustandsanalyse muss feiner und häufiger rechnen als heute.

Rollen- und Prozessmanagement für viele Akteure: Schon Redispatch 2.0 koordiniert Übertragungsnetzbetreiber, Verteilnetzbetreiber und Anlagenbetreiber. Mit Redispatch 3.0 kommen Aggregatoren als neue Marktrolle hinzu, die dezentrale Flexibilität bündeln. Software muss diese Rollen, ihre Rechte und ihre Prozessschritte sauber abbilden.

Interoperabilität und Schnittstellen: Stammdaten, Planungsdaten, Flexibilitätspotenziale und Anweisungen müssen standardisiert zwischen den Beteiligten fließen. Ohne saubere, dokumentierte Schnittstellen entsteht kein netzebenenübergreifendes Engpassmanagement, sondern ein Flickenteppich aus Insellösungen.

Automatisierte Koordination über Netzebenen hinweg: Der ganze Sinn von Redispatch 3.0 liegt darin, Potenziale aus unteren Netzebenen für übergeordnete Engpässe nutzbar zu machen. Diese Durchlässigkeit funktioniert nur, wenn Abstimmung und Abruf weitgehend automatisiert ablaufen, nicht über manuelle Abstimmschleifen.

Bilanzierung und Abrechnung: Redispatch-Maßnahmen müssen bilanziell und finanziell sauber ausgeglichen werden, eine Pflicht, die schon heute beim Netzbetreiber liegt. Bei marktbasierten Mechanismen und kleinteiligen Anlagen steigt die Zahl der abzurechnenden Vorgänge drastisch.

Auditierbarkeit und Nachvollziehbarkeit: Maßnahmen, Zuordnungen und Ausgleichsprozesse müssen regulatorisch belastbar dokumentiert sein. In einem stärker automatisierten und marktbasierten Umfeld wird die lückenlose Nachvollziehbarkeit jeder Anweisung zur Pflicht, nicht zur Kür.

Skalierbarkeit: Der Sprung von Tausenden auf potenziell Millionen Anschlusspunkte ist keine lineare Steigerung. Architekturen, die für Redispatch 2.0 ausreichen, geraten bei Redispatch 3.0 an ihre Grenzen, wenn Skalierbarkeit nicht von Beginn an mitgedacht wird.

Die naheliegende Reaktion vieler Organisationen ist, ein zusätzliches Redispatch-Modul zu beschaffen und an die bestehende Systemlandschaft anzudocken. In der Praxis greift das zu kurz. Die genannten Anforderungen berühren nahezu jede Schicht der IT: Datenhaltung, Prognoserechnung, Schnittstellen zu Marktpartnern, Abrechnung, Monitoring und Protokollierung. Redispatch 3.0 ist damit weniger ein Regulierungsthema als ein IT- und Integrationsprojekt.

Die eigentliche Schwierigkeit liegt selten in der einzelnen Funktion, sondern im Zusammenspiel: gewachsene Netzleit- und Abrechnungssysteme, heterogene Datenquellen und neue Marktpartner müssen so verbunden werden, dass der laufende Betrieb stabil bleibt und die Prozesse regulatorisch belastbar sind. Das ist genau die Klasse von Aufgaben, an der sich entscheidet, ob aus einem Konzept ein produktiv betreibbares System wird.

Wir bei BAYOOTEC entwickeln seit über 25 Jahren maßgeschneiderte Softwarelösungen für komplexe und regulierte Umfelder, und die Energiewirtschaft gehört zu den Branchen, in denen wir unsere Kompetenz in den vergangenen Jahren gezielt ausgebaut haben. Gerade Vorhaben wie Redispatch 3.0 verbinden mehrere Anforderungen, die unseren Schwerpunkt bilden: anspruchsvolle fachliche Logik, die Integration in gewachsene Systemlandschaften, hohe Anforderungen an Sicherheit und Nachvollziehbarkeit sowie ein langfristig stabiler Betrieb.

Sicherheitsanforderungen behandeln wir dabei nicht als nachgelagerte Prüfung, sondern als festen Bestandteil der Architektur (Security by Design), was im KRITIS-nahen Umfeld der Energiewirtschaft entscheidend ist. Ebenso wichtig ist unser Verständnis von Datenintegration: dezentral verteilte Daten zusammenzuführen, auswertbar zu machen und in automatisierte Prozesse zu überführen, ist der Kern dessen, was Redispatch 3.0 von der IT verlangt. Statt isolierter Module denken wir die Anforderungen als zusammenhängendes System, von der Schnittstelle über die Prognose bis zur auditfähigen Abrechnung.

Redispatch 3.0 ist heute noch Forschungs- und Demonstrationsstadium, nicht geltendes Recht. Die Richtung steht aber fest: mehr Anlagen, mehr Marktrollen, mehr Daten und ein höherer Automatisierungsgrad. Wer Redispatch 2.0 als reine Compliance-Übung abgehakt hat, wird beim nächsten Schritt zweimal investieren. Wer dagegen schon jetzt auf skalierbare, interoperable und auditfähige Architekturen setzt, verwandelt eine regulatorische Pflicht in eine belastbare technische Grundlage.

Die entscheidende Frage für Netzbetreiber lautet deshalb nicht, ob die nächste Redispatch-Stufe kommt, sondern ob die eigene Software-Landschaft darauf vorbereitet ist, Millionen kleinteilige Flexibilitäten sicher, standardisiert und automatisiert einzubinden.