Der Day-Ahead-Markt klärt sich, als ob jede Gebotszone eine „Kupferplatte“ wäre – unendliche interne Übertragungskapazität. Die Realität sieht anders aus: Innerhalb der Zonen bestehen interne Netzbeschränkungen. Wenn das Marktergebnis zu einer Überlastung der Leitungen führen würde, muss der ÜNB eingreifen erneut versenden — Anweisung an Generatoren, die Leistung zu erhöhen oder zu verringern, um Staus zu entlasten. Das ist ein enorme und wachsende Kosten (Deutschland allein: >4 Mrd. €/Jahr in den letzten Jahren) und eine zentrale Herausforderung der Energiewende.
Seit Oktober 2021 hat sich das deutsche Redispatch-Rahmenwerk deutlich erweitert:
| Aspekt | Vorher (Redispatch 1.0) | Redispatch 2.0 |
|---|---|---|
| Umfang | Nur konventionelle Anlagen ≥ 10 MW | ALLE Erzeugung ≥ 100 kW einschließlich erneuerbarer Energien + Speicherung |
| RES-Beteiligung | Eigenes Einspeisemanagement | Einheitlicher Rahmen – RES wird genauso behandelt wie konventionell |
| Vergütung (konventionell) | Kostenbasiert (variable Kosten + Opportunitätskosten) | Kostenbasiert; detaillierte Kostenüberprüfung |
| Vergütung (RES) | 95 % der entgangenen Markteinnahmen durch das EEG | Zum Marktwert der abgeregelten Energie (Referenz: DA-Preis oder PPA-Preis) |
| Beteiligung des DSO | Beschränkt | VNB identifizieren lokale Engpässe; mit dem ÜNB abstimmen |
| Datenaustausch | Bilateral | Standardisiert über die CONNECT+-Plattform; Verfügbarkeitspläne in Echtzeit erforderlich |
Nach oben (Steigerung): Der ÜNB zahlt die Grenzkosten des Generators für die zusätzliche Leistung. Inbetriebnahme des südlichen Gaskraftwerks: Brennstoff + Kohlenstoff + Anlaufkosten.
Nach unten (Abnahme): Der ÜNB entschädigt Northern Wind für die gedrosselte Leistung zum Marktwert (DA-Preis, den sie verdient hätten).
Nettokosten: Südlicher Gas-MC (hoch) − Kompensation der Nordwinddrosselung ≈ Spanne zwischen eingeschränkten und ausgeschalteten Kosten. Vergesellschaftung über § 13 EnWG durch Netztarife an alle Verbraucher.
Die Gestaltung des Engpassmanagements ist die umstrittenste Frage in der europäischen Strommarktarchitektur:
| Zonal (aktuelle EU) | Nodal (US-ISOs: PJM, CAISO, ERCOT) | Kleinere Zonen | |
|---|---|---|---|
| Modell | Kupferplatte innerhalb der Zone; Engpassmanagement nachträglich durch Redispatch | Jeder Knoten erhält seinen eigenen LMP; Staupreis im Voraus | Teilen Sie große Zonen an strukturellen Engpässen auf (z. B. DE-Nord / DE-Süd) |
| Preissignal | Gleichmäßig innerhalb der Zone – kein Standortsignal | Vollständiges Standortsignal – jeder Knoten anders | Grobes Ortungssignal an Zonengrenzen |
| Investitionssignal | Bauen Sie überall in der Zone – keine Preisnachteile für überlastete Standorte | Bauen Sie dort, wo die Preise hoch sind → entlasten Sie auf natürliche Weise Staus | Etwas örtliche Differenzierung; Besser als Einzelzone |
| Redispatch-Kosten | Hoch – sozialisiert (kein Anreiz, sich optimal zu lokalisieren) | Null – Überlastung im Marktclearing integriert | Reduziert – weniger interne Staus in kleineren Zonen |
| Liquidität | Hoch (große Zone = großer Markt) | Fragmentiert an jedem Knoten (aber Finanzzentren aggregieren) | Mäßig – hängt von der Zonengröße ab |
| Politische Machbarkeit | Status Quo | Massive Überholung; starker Widerstand seitens der etablierten Betreiber | Umstritten, aber technisch machbar (vgl. SE-Spaltung 2011) |
In US-ISOs kümmert sich die Marktbereinigung selbst um Engpässe:
Energie: Grenzkosten des Systems (überall gleich, wenn keine Überlastung vorliegt).
Stau: Schattenpreis verbindlicher Übertragungsbeschränkungen – positiv an Knoten mit Importbeschränkung (Lasttaschen), negativ an Knoten mit Exportbeschränkung (Erzeugungstaschen).
Verluste: Grenzverlustfaktor am Knoten (typischerweise klein, 1–5 %).
Ergebnis: Kein Redispatch erforderlich – der Versand ist unter den gegebenen Einschränkungen optimal. Generatoren in überlasteten Exportgebieten (wie es in Norddeutschland der Fall wäre) sind mit niedrigeren Preisen konfrontiert, was einen Anreiz für eine Verlagerung oder den Bau eines Netzes schafft. Die Engpassrente (Preisdifferenz × Fluss) finanziert Übertragungsrechte (FTRs/CRRs).
Zwischen den Extremen „Überlastung ignorieren“ (aktuelle Zonenregelung) und „vollständiger Knoten“ (radikale Reform) zeichnen sich mehrere Zwischenansätze ab:
| Ansatz | Mechanismus | Beispiele |
|---|---|---|
| Lokale Flexmärkte | DSO/ÜNB beschaffen Flexibilität aus lokalen Anlagen über eine wettbewerbsfähige Plattform zur Engpassentlastung | GOPACS (NL), Enera (DE-Pilot), Piclo Flex (UK), NODES |
| Dynamische Netztarife | Zeitlich und örtlich variierende Netzentgelte schaffen Anreize für den Verbrauch/die Erzeugung, um den Netzbeschränkungen gerecht zu werden | Auftauchend in NL, DE (§14a EnWG für flexible Lasten) |
| Marktbasierter Redispatch | Anstelle einer kostenbasierten Anweisung führt der ÜNB eine lokale Auktion zur Aufwärts-/Abwärtsanpassung durch | In einigen Reformdiskussionen vorgeschlagen; Risiken strategisches Verhalten |
| Unverbindliche Verbindungsvereinbarungen | Neue Generatoren nehmen im Gegenzug für einen schnelleren/günstigeren Netzanschluss das Risiko einer Abregelung in Kauf | UK „vernetzen und verwalten“; Niederländische Staugebiete |
Niederländische Übertragungsnetzbetreiber (TenneT) und VNB betreiben eine Plattform, auf der Flexibilitätsanbieter Kapazitäten für das Engpassmanagement anbieten können. Marktbasiert: Anbieter bieten Preis/Volumen; ÜNB/VNB wählt die kostengünstigste Lösung. Integriert sich für den Abgleich in ETPA (Energy Trading Platform Amsterdam). Stellt den fortschrittlichsten operativen lokalen Flexmarkt in Europa dar.
| Für… | Auswirkungen von Überlastung/Redispatch |
|---|---|
| Generator in exportbeschränktem Gebiet | Risiko einer Kürzung (Downward Redispatch). Unter Redispatch 2.0: Vergütung zum Marktwert, aber Betriebsunterbrechung + Unsicherheit. In einer Knotenwelt: dauerhaft niedrigere Preise → niedrigerer Vermögenswert. Abhilfe: Standort diversifizieren; Hybridspeicher bis zur zeitversetzten Ausgabe. |
| Generator in einfuhrbeschränktem Gebiet | Gelegenheit: häufig eingeschränkt (Upward Redispatch). Zusätzlicher Umsatz durch Redispatch-Aktivierung zusätzlich zum Marktplan. In einer Knotenwelt: dauerhaft höhere Preise → höherer Vermögenswert. Risiko: Regulierungsänderung (Zonenaufteilung → Prämienverlust). |
| Flexibles Asset (Batterie/DR) | Kann SOWOHL Redispatch nach oben als auch nach unten ermöglichen. Lokale Flexmärkte schaffen neue Einnahmequellen. Co-Optimierung: Reserve + Arbitrage + Redispatch. Eine Batterie hinter dem Messgerät kann die Netzverstärkung verzögern → Netzwerkwert über den Großhandel hinaus. |
| RES-Entwickler (Standortentscheidungen) | Unter zonal: kein standortbezogenes Preissignal → Bauen Sie dort, wo Wind-/Solarressourcen am besten sind (oft = überlastet). Unter Knoten- oder Split-Zonen: niedrigerer Erfassungspreis in überlasteten Gebieten → verschiebt die optimale Standortwahl in Richtung Lastzentren. Das Risiko von Netzanbindungswarteschlangen und Netzabschaltungen erzeugt bereits de facto ein Standortsignal. |
| Portfolio-Optimierer | Die Kürzungswahrscheinlichkeit muss pro Anlagenstandort modelliert werden. Erwarteter Umsatz = Marktpreis × (1 − P(Kürzung)) + Redispatch-Vergütung × P(Kürzung). Die Einschränkung steht im Zusammenhang mit starken Windereignissen (wenn die Marktpreise niedrig sind) → Die Auswirkungen sind in €/MWh gering, aber mengenmäßig erheblich. |
| Jahr | Redispatch-Volumen (GWh) | Redispatch-Kosten (Milliarden €) | Schlüsseltreiber |
|---|---|---|---|
| 2017 | ~20.000 | ~1,4 | Zunehmender Wind im Norden; Netzausbau verzögert |
| 2019 | ~25.000 | ~1.2 | Niedrigere Gaspreise reduzierten die Stückkosten |
| 2021 | ~16.000 | ~2.3 | Höhere Rohstoffpreise erhöhten die Vergütung |
| 2022 | ~12.000 | ~4.2 | Energiekrise; extreme Rohstoffpreise |
| 2023 | ~15.000 | ~3.1 | Stabilisierend; neue Verbindungsleitungen gehen online |
Für die Zonen- vs. Knotendebatte im europäischen Kontext:
Neuhoff, K. et al. (2013). „Integration erneuerbarer elektrischer Energie: Quantifizierung des Werts der Gestaltung von Märkten für internationale Übertragungskapazität.“ Energiewirtschaft, 40, 760–772.
Für das deutsche Redispatch-Framework:
BNetzA (Bundesnetzagentur), Überwachungsbericht (jährlich) – enthält detaillierte Redispatch-Statistiken, Kosten und Volumina. Erhältlich unter: bundesnetzagentur.de
Für lokale Flexibilitätsmärkte:
Schittekatte, T. & Meeus, L. (2020). „Flexibilitätsmärkte: Fragen und Antworten mit Projektpionieren.“ Versorgungspolitik, 63, 101017.
Warum führt das aktuelle zonale Marktdesign zu Redispatch-Kosten, anstatt Staus durch die Preisgestaltung zu verhindern?
In einem Nodal Pricing System (LMP) beträgt die Überlastungskomponente an einem Knoten:
Warum steigen die deutschen Redispatch-Kosten trotz relativ stabiler Engpassmengen?
Was unterscheidet Redispatch von der ausgleichenden Aktivierung?
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