Redispatch 3.0 – Wie viel Flexibilität braucht das Stromsystem 2030?
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Der Umbau des deutschen Stromsystems läuft auf Hochtouren. Jahrzehntelang prägten einige hundert große, gut steuerbare Kraftwerke die Struktur, heute entsteht ein dezentrales System mit Millionen erneuerbarer Anlagen. 2023 stammten rund 52 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Energien, wobei Windkraft und Photovoltaik zusammen etwa drei Viertel dieses Anteils liefern – Photovoltaik allein lag bei knapp 12 Prozent. Zugleich steigen die Ausbauziele weiter deutlich: Bis 2030 sollen mindestens 80 Prozent des Stromverbrauchs durch erneuerbare Energien gedeckt werden (BDEW). Mit dieser Verschiebung wächst die Bedeutung von Flexibilität im System – und damit die Rolle des Redispatch.
Redispatch im Umbruch
Redispatch bezeichnet Eingriffe der Netzbetreiber in die Erzeugung, um Netzengpässe zu vermeiden. Kraftwerke werden angewiesen, ihre Leistung zu erhöhen oder zu drosseln, während andere Anlagen gegenläufig fahren. Mit Redispatch 2.0, das im Oktober 2021 eingeführt wurde, ist dieses Instrument grundlegend erweitert worden: Neben großen konventionellen Kraftwerken werden nun auch Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen ab 100 kilowarr einbezogen – damit sind heute Hunderttausende Anlagen grundsätzlich redispatchfähig.
Die Eingriffe haben in den vergangenen Jahren deutlich zugenommen. Laut Bundesnetzagentur lagen die Gesamtkosten für Engpassmanagementmaßnahmen 2022 bei rund 4,2 Milliarden Euro, auch 2023 bewegten sie sich im Milliardenbereich. Ein erheblicher Anteil entfällt dabei auf Redispatch-Maßnahmen und Entschädigungen für abgeregelte Anlagen. Ein zentraler Treiber ist die Geografie: Ein Großteil der installierten Windleistung steht im Norden und Osten, während ein erheblicher Teil der industriellen Nachfrage im Süden und Westen konzentriert ist. Reicht die Netzkapazität nicht aus, müssen Netzbetreiber regelmäßig eingreifen.
Massiver Ausbau der Erneuerbaren
In den kommenden Jahren verschärft sich die Herausforderung weiter. Die Ausbauziele sind ambitioniert: Bis 2030 sind 215 gigawatt Photovoltaik, rund 115 gigawatt Onshore-Wind und mindestens 30 gigawatt Offshore-Wind vorgesehen. Anfang 2024 lag die installierte Leistung bei rund 81–82 gigawatt Photovoltaik, etwa 60 gigawatt Onshore-Wind und gut 8,5 gigawatt Offshore-Wind. Die Photovoltaikleistung dürfte sich damit in wenigen Jahren deutlich mehr als verdoppeln.
Parallel wächst die Zahl dezentraler Erzeuger. In Deutschland sind inzwischen rund 3,5 bis 3,7 Million PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 80 gigawatt installiert. Damit steigen nicht nur die eingespeisten Mengen, sondern auch die Volatilität. An sonnigen Tagen kann Photovoltaik zeitweise mehrere Dutzend Gigawatt ins Netz einspeisen, nachts fällt diese Erzeugung vollständig weg.
Steigender Flexibilitätsbedarf
Mit dem wachsenden Anteil wetterabhängiger Erzeugung nimmt der Flexibilitätsbedarf im Stromsystem deutlich zu. Studien – unter anderem von Fraunhofer-Instituten – kommen zu dem Ergebnis, dass Deutschland bis 2030 mehrere zehn Gigawatt kurzfristiger Flexibilität benötigen könnte, um Einspeiseschwankungen effizient zu bewältigen. Gleichzeitig geht das BMWK von einem Anstieg des Bruttostromverbrauchs auf etwa 680 bis 750 Terawattstunde bis 2030 aus – getrieben durch die Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie.
Dazu gehören insbesondere:
- Elektromobilität mit mehreren Millionen Elektrofahrzeugen und einem potenziellen zusätzlichen Strombedarf im zweistelligen Terawattstunde-Bereich
- Wärmepumpen, für die bis 2030 rund 6 Mio. installierte Geräte angestrebt werden
- Zusatzlasten aus der Elektrifizierung industrieller Prozesse
Diese neuen Verbraucher können zugleich selbst zur Flexibilität beitragen – etwa durch verschiebbares Laden von Elektrofahrzeugen oder die zeitvariable Fahrweise von Wärmepumpen.
Von Redispatch zu Flexibilitätsmärkten
Vor diesem Hintergrund gewinnt die Diskussion über ein mögliches „Redispatch 3.0“ an Fahrt. Gemeint ist ein System, das Redispatch enger mit marktlichen Flexibilitätsmechanismen verknüpft. Statt Erzeugungsanlagen erst im Engpassfall abzuregeln, könnten lokale Flexibilitätsmärkte, dynamische Netzentgelte oder zeitvariable Strompreise Engpässe bereits im Vorfeld entschärfen.
Batteriespeicher werden dabei zunehmend wichtig. Ende 2023 waren in Deutschland bereits über eine Million Heimspeicher installiert, deren nutzbare Speicherkapazität sich innerhalb eines Jahres in etwa verdoppelt hat. Hinzu kommen wachsende Volumina an größeren Netz- und Quartiersspeichern. Szenarien des Fraunhofer ISE zeigen, dass bis 2030 mehrere zehn Gigawatt Batteriespeicherkapazität volkswirtschaftlich sinnvoll sein können. Parallel entstehen neue Rollen im Markt: Aggregatoren bündeln flexible Lasten oder dezentrale Anlagen und bringen diese gebündelt an Markt- und Netzdienstleistungsmärkte.
Digitalisierung als Enabler
Ein hochgradig dezentrales Energiesystem setzt eine durchgängige Digitalisierung voraus. Millionen von Anlagen müssen in Echtzeit oder nahezu Echtzeit erfasst, prognostiziert und gesteuert werden. Smart-Meter-Infrastrukturen, standardisierte Kommunikationsschnittstellen und automatisierte Prognosesysteme werden damit zu tragenden Bausteinen. Bereits heute müssen die Netzbetreiber im Rahmen von Redispatch 2.0 große Datenmengen verarbeiten und Einspeiseprognosen, Netzkapazitäten und Fahrpläne kontinuierlich abgleichen.
Flexibilität als Schlüssel der Energiewende
Bis 2030 wird sich das Stromsystem grundlegend verändern: Statt einiger Hundert Großkraftwerke sind dann Millionen Erzeuger, Speicher und flexible Verbraucher zu koordinieren. Redispatch bleibt dabei ein wichtiges Werkzeug – seine Rolle wird sich jedoch verschieben. Künftig dürfte es weniger um reine Notfallmaßnahmen gehen, sondern stärker um die Einbettung in ein breiteres Flexibilitätsmanagement, das Markt- und Netzsignale zusammenführt. Die zentrale Frage lautet daher nicht nur, wie Netzengpässe beseitigt werden, sondern wie Flexibilität systematisch in Märkte und Netzplanung integriert wird. Denn je höher der Anteil erneuerbarer Energien, desto entscheidender wird die Fähigkeit, Angebot und Nachfrage laufend flexibel auszubalancieren.
