Letzte Aktualisierung: 01.06.2021

Redispatch: Prinzip, Maßnahmen, Kosten und Redispatch 2.0

Was bedeutet Redispatch? Wie funktioniert die Leistungseinspeisung von Kraftwerken? Warum entstehen regionale Überlastungen? Wie stabilisiert man das Stromnetz mit dem „Redispatch 2.0“?

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Während der Anteil der erneuerbaren Energien (EE) an der Stromerzeugung zu- und der Anteil an konventioneller Stromerzeugung abnimmt, entstehen neue Anforderungen, um auch zukünftig die Versorgung mit Strom sicherzustellen. Betreiber von Übertragungsnetzen (ÜNB) und Verteilungsnetzen (VNB) erweitern und verändern dazu die Stromnetze und managen Engpässe mit dem sogenannten „Redispatch“. Redispatch dient dabei entweder der Überlastungsvorbeugung oder -behebung von Leitungsabschnitten im Stromnetz oder dem Frequenzausgleich als Folge fehlender Strommengen im Netz.

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Was passiert bei einem „Bottleneck“ im Stromnetz?

Die Netzbetreiber sind für den störungsfreien Betrieb der Stromnetze in ihrer Regelzone verantwortlich und stellen den physischen Stromtransport von der Erzeugung bis zur Endabnahme sicher. Die Netzfrequenz beträgt rund 50 Hertz wobei die Netzstabilität durch die Balance zwischen Stromeinspeisung und -entnahme gewährleistet wird.

Reicht die Kapazität bestimmter Leitungsabschnitte im Netz nicht aus, bedarf es zum Schutz der Netzinfrastruktur eine Veränderung der Lastflüsse. Die örtliche Verteilung der Stromerzeugung wird geändert, sodass der Stromtransport auf weitere Leitungsabschnitte verlagert wird. Die Summe der Stromeinspeisung bleibt jedoch gleich.

  • Der durch ÜNB veranlasste Eingriff in die ursprünglich geplante Stromerzeugung von Kraftwerken, kurz Redispatch, dient der Überlastungsvorbeugung bzw. -behebung an Leitungsabschnitten innerhalb der Stromnetze.
  • Ebenso dient Redispatch der Versorgungssicherheit. Bei zu geringer Strommenge im Netz wird durch die Anpassung der Erzeugungsleistung entsprechender Kraftwerke die Frequenz im Netz stabilisiert.

Netzmanagement: Dispatch und Redispatch

Die geplante Stromerzeugung von Kraftwerken (Dispatch) wird immer für den Folgetag von den Kraftwerksbetreibern an die ÜNB übermittelt. Auf Basis der übermittelten Daten können die voraussichtlichen Lastflüsse im Netz für den Folgetag prognostiziert werden. Die ÜNB können somit die mögliche Belastung der Netzabschnitte prognostizieren und einen potenziellen Engpass im Vorfeld durch Redispatch vermeiden.

Für die Redispatch-Maßnahmen werden konventionelle Erzeugungsanlagen ab einer installierten Nennleistung von 10 MW (§ 13a EnWG) eingebunden. Die konventionellen Erzeugungsanlagen (z. B. Gas- oder Kohlekraftwerke) sind steuerbar und weitestgehend unabhängig von Umwelteinflüssen einsetzbar.

Tabelle: Konstellationen der strombedingten Engpassbeseitigung (Quelle: "Durchführung und Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen" - bdew vom 21. Mai 2019)
Umfang Erklärung
regelzoneninterner Redispatch Redispatch, bei dem kein zweiter ÜNB beteiligt ist
regelzonenübergreifender Redispatch deutschland-interner Redispatch zwischen den deutschen ÜNB
Cross-Border-Redispatch oder grenzüberschreitender Redispatch Redispatch mit ausländischem Nachbar-ÜNB  Multilateral Remedial Action (MRA): Redispatch unter Beteiligung mehrerer (ausländischer) ÜNB im Rahmen von grenzüberschreitenden Systemsicherheitskooperationen

Ein Netzengpass entsteht - die Nord-Süd-Problematik

Die Stromproduktion erhöht sich durch starke Winde an der Nord- und Ostseeküste, die Windparks produzieren mehr Energie als erwartet. Durch den Einspeisevorrang der Erneuerbaren Energien (Merit-Order) wird der Windstrom vollständig eingespeist.

Die große Stromnachfrage kommt aus den dichtbesiedelten und industriereichen südlicher gelegenen Bundesländern. Ein Leitungsabschnitt zwischen Nord und Süd droht zu überlasten, der Strom aus dem Norden kann nicht komplett in den Süden geleitet werden. Die folgende Reaktion der ÜNB ist ein Redispatch der nördlichen, vorgelagerten konventionellen Kraftwerke.

Damit die bleibende Nachfrage im Süden gedeckt wird und die Netzfrequenz stabil bleibt, müssen konventionelle Kraftwerke „hinter“ dem Netzengpass einspringen und die fehlende Strommenge einspeisen. Der Redispatch nachgelagerter Kraftwerke führt zu einem Lastfluss, der dem Netzengpass entgegenwirkt.

Tabelle: Saldo aus Bruttostromerzeugung und Bruttostromverbrauch in Gigawattstunden nach Bundesländern (Quelle: Institut der deutschen Wirtschaft Köln e.V.)
Bundesland Erzeugung höher als Verbrauch Verbrauch höher als Erzeugung
Baden-Württemberg - 11.723 Gigawattstunden (2017)
Bayern - 2.000 Gigawattstunden (2017)
Berlin - 6.337 Gigawattstunden (2016)
Brandenburg + 33.659 Gigawattstunden (2016)
Bremen + 3.451 Gigawattstunden (2017)
Hamburg - 2.984 Gigawattstunden (2017)
Hessen - 20.588 Gigawattstunden (2017)
Mecklenburg-Vorpommern + 9.267 Gigawattstunden (2017)
Niedersachsen + 30.338 Gigawattstunden (2017)
Nordrhein-Westfalen + 13.562 Gigawattstunden (2017)
Rheinland-Pfalz - 8.380 Gigawattstunden (2017)
Saarland + 1.577 Gigawattstunden (2015)
Sachsen + 15.713 Gigawattstunden (2016)
Sachsen-Anhalt + 5.897 Gigawattstunden (2017)
Schleswig-Holstein + 18.181 Gigawattstunden (2017)
Thüringen - 6.035 Gigawattstunden (2016)

Abregelung von Erneuerbaren ist kein Redispatch

Es kann jedoch auch notwendig werden, z. B. Windkraftanlagen abzuregeln, indem man sie aus dem Wind dreht. Dies ist in Gebieten der Fall, in denen die Netzkapazitäten nicht ausreichen, um den produzierten Windstrom abzutransportieren. Bis das Netz entsprechend ausgebaut wurde, dürfen die Netzbetreiber über das Einspeisemanagement kritische Situationen abwenden. Dabei ist das Einspeisemanagement als allerletzte Maßnahme zu verstehen, die der Netzbetreiber erst ergreifen darf, wenn andere (Redispatch-)Möglichkeiten, den Engpass zu umgehen, gescheitert sind.

  • Im ersten Schritt muss der Netzbetreiber netz- oder marktbezogene Instrumente wie Regelenergie, Countertrading, Redispatch oder abschaltbare Lasten einsetzen. Dabei erfolgt der Einsatz von Regelenergie ausschließlich bei einem Systembilanzproblem und nicht bei einem Netzengpass.
  • In einem zweiten Schritt, vor der Abregelung von EE-Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan), darf der Netzbetreiber konventionelle Kraftwerke auf ein „netztechnisch erforderliches Minimum“ abregeln.
  • Erst im dritten Schritt dürfen EE-Anlagen nach § 13 Abs. 2 EnWG abgeregelt werden, da diese gemäß EEG einen Einspeisevorrang genießen.

Experten-Wissen: Das Verfahren des Herunterregelns von Erneuerbare-Energien-Anlagen ist zwar immer öfter an der Tagesordnung – derzeit (Stand: 2021) aber noch nicht Bestandteil des im Energiewirtschaftsgesetz geregelten, marktlich organisierten Redispatch-Prozesses.

Wenn Leitungen überhitzen - die Folgen eines Netzengpass

Je nach verwendeten Materialien weisen Stromleitungen unterschiedliche physikalische Belastungsgrenzen auf, demnach gibt es ein physikalisches Limit für den Stromtransport.

Durch den Stromfluss erwärmen sich zudem die Leitungen, ähnlich wie sich der Draht bei einer Glühbirne erwärmt. Je höher der Stromdurchfluss, desto stärker erwärmen und dehnen sich die Leitungen aus.

Oberirdische Freileitungen können durch die Erwärmung so weit durchhängen, dass der Sicherheitsabstand zum Boden ab einer gewissen Ausdehnung nicht eingehalten werden kann. Die Folge: der Leitungsabschnitt muss zum Schutz der Materialien und aus Sicherheitsgründen entlastet werden.

Countertrading – Redispatch gegen Spekulanten

Auch der Stromhandel kann es nötig machen, sog. marktbezogene Redispatch-Maßnahmen („Countertrading“) auszuführen, um kurzfristig Engpässe im Stromnetz zu vermeiden. Handelsbedingte Engpässe können dann entstehen, wenn große Strommengen (durch z. B. plötzliche Preisänderungen) am Strommarkt gehandelt werden.

Bei marktbasierten Netzengpässen kauft oder verkauft der Übertragungsnetzbetreiber am kurzfristigen Intraday-Markt Strommengen, um dem ursprünglichen Lastfluss entgegenzuwirken und die betroffenen Leitungen zu entlasten. Im Gegensatz zum kostenbasierten Redispatch nimmt das marktbasierte Countertrading einen geringeren Anteil ein.

Rechnerisch ordnet die Bundesnetzagentur das Countertrading dem Redispatch zu. Häufig werden Countertrading und Redispatch als zwei unterschiedliche Maßnahmen dargestellt.

Tabelle: Kostenschätzung von Redispatch-Maßnahmen in Deutschland
Maßnahme 2017 2018 2019
Netzbezogenes Redispatch 392 Mio. Euro 388 Mio. Euro 227 Mio. Euro
Marktbezogenes Countertrading 29 Mio. Euro 37 Mio. Euro 64 Mio. Euro

Was ist ein spannungsbedingter Redispatch?

Unter einem Redispatch versteht man in der Regel einen „strombedingten“ Redispatch mittels zeitgleichem Eingriff in die Wirkleistung von Anlagen vor und hinter einem Engpass. Im Gegensatz hierzu gibt es auch den „spannungsbedingten“ Redispatch, bei dem die Wirkleistungseinspeisung so angepasst wird, dass eine geänderte bzw. überhaupt eine Blindleistungseinspeisung erfolgen kann.

In der Regel erfolgt bei spannungsbedingtem Redispatch das Anfahren einer Anlage, um bei Mindestwirkleistungseinspeisung ein möglichst großes Band an Blindleistung nutzen zu können. Spannungsbedingter Redispatch kann aber auch die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung bedeuten, um das zulässige Blindleistungsband weiter ausschöpfen zu können. Ausgleichsmaßnahmen für spannungsbedingten Redispatch werden in der Regel über den Strom-Intraday-Markt durchgeführt, wenn kein gezielter lokaler Ausgleich mit netztechnischer Wirkung notwendig ist.

Typisch ist ein erhöhter Bedarf von spannungsbedingtem Redispatch in den Sommermonaten. Dieser lässt sich auf den geringeren Stromverbrauch während der Sommerzeit zurückführen, der zu einem Abfall der Spannung und somit (zur Aufrechterhaltung dieser) zu einem Abruf von Blindarbeit führt. Bedingt durch den geringen Verbrauch sind dann einige konventionelle Kraftwerke, die im Regelfall zur Bereitstellung von Blindleistung dienen, nicht am Markt verfügbar, so dass die Blindleistungsbereitstellung mittels spannungsbedingter Redispatch-Maßnahmen erfolgt.

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Warum steigt die Bedeutung von Redispatch-Maßnahmen?

Die konventionelle Energieversorgung - statisch und sicher

Vor dem Aufkommen Erneuerbarer Energien wurde die Stromversorgung durch wenige große, konventionelle Kraftwerke (z. B. Kohle- oder Kernkraftwerke) gewährleistet. Der Standort der Kraftwerke wurde so gewählt, dass sie sich regional nah an den städtischen und industriellen Verbrauchszentren befanden.

Weiterhin waren die Endkunden (z. B. private Haushalte, Industrie) in dem alten konventionellen Energiesystem ausschließlich Konsumenten (Consumer). Der Strom wurde klassisch von den Kraftwerken über die Netze zu den Stromabnehmern geleitet (monodirektional).

Die Einsatzplanung von Kraftwerken (Dispatch) konnte aufgrund des statischen Energiesystems mit hoher Genauigkeit vorgenommen werden. Netzengpässe traten selten auf.

Voller Dynamik - das Energiesystem im Wandel

Das heutige Energiesystem ist durch eine Vielfalt und Vielzahl an Akteuren (z. B. „Prosumer“) entlang der Wertschöpfungskette geprägt. Im Zuge der Liberalisierung des Stromsektors und der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) wuchs der Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung auf 45,4 Prozent im Jahr 2020. Damit wurde erstmalig mehr Strom durch EE als durch fossile Energieträger produziert.

Die erforderlichen Standortbedingungen und der Flächenbedarf für Wind- und PV-Anlagen haben zu einem Nord-Süd-Gefälle in der Stromversorgung geführt. Während die nördlichen Bundesländer wie Schleswig-Holstein und Brandenburg teilweise mehr als das Doppelte ihres eigenen Strombedarfs produzieren, ist der Strombedarf in südlichen Bundesländern wie Hessen oder Baden-Württemberg mit ausgeprägten Industriezentren deutlich höher als der regional erzeugte Strom.

Der Strom muss daher lange Strecken zu den Verbrauchszentren zurücklegen. Innerhalb der Übertragungs- und Verteilungsnetze kommt es somit zu deutlich größeren Stromflüssen. Der „Stromverkehr“ nimmt zu, ohne Umleitungen und Verkehrsregelung (Redispatch und Einspeisemanagement) wären Staus und Verkehrschaos (Stromausfälle und materielle Schäden) die Folgen.

Die Kosten für Redispatch - die Systemsicherung hat ihren Preis

Kraftwerksbetreiber bieten entsprechende Kapazitäten für drohende Netzengpässe oder fehlende Strommengen im Netz an. Die sog. Netzreservekapazität wird von den ÜNB entsprechend vergütet. Die zusätzlichen Kosten werden über die Netzentgelte auf alle Stromverbraucher umgelegt.

Laut „Fakten - Redispatch in Deutschland - Auswertung der Transparenzdaten April 2013 bis einschließlich September 2020“ bewegten sich die Kosten für Redispatch-Maßnahmen von 2007 bis 2011 zwischen 13 Mio. und 45 Mio. Euro und stiegen ab 2012 deutlich an. Die moderaten Steigerungen ab 2016 gehen dabei einher mit deutlich höheren Kosten für das gesamte Engpassmanagement (Kosten für Netzreserve + Einspeisemanagement).

Tabelle: Kosten von Redispatch-Maßnahmen in Deutschland (Quelle: "Redispatch in Deutschland - Auswertung der Transparenzdaten April 2013 bis einschließlich September 2020" bdew 10.11.2020)
Jahr Kosten
2007 30,0 Mio. Euro
2008 45,0 Mio. Euro
2009 25,0 Mio. Euro
2010 13,0 Mio. Euro
2011 41,6 Mio. Euro
2012 164,8 Mio. Euro
2013 113,3 Mio. Euro
2014 185,4 Mio. Euro
2015 411,9 Mio. Euro
2016 222,6 Mio. Euro
2017 391,6 Mio. Euro
2018 355,1 Mio. Euro
2019 207,1 Mio. Euro

Da die von der BNetzA ausgewiesenen Redispatch-Kosten ausdrücklich ohne die Kosten der Netzreserve veröffentlicht werden, führt der Einsatz dieser Anlagen zu abnehmenden Redispatch-Kosten bei gleichbleibendem Volumen. Durch den zunehmenden Einsatz der Netzreservekraftwerke steigt dagegen der Anteil der variablen Einsatzkosten der Netzreserve.

Redispatch 2.0

Ziel und Zweck des Redispatch 2.0

Über 90 Prozent der Erzeugungsanlagen sind an das Verteilungsnetz angeschlossen. Mit dem geplanten Anstieg der Erneuerbaren Energien werden die Anschlüsse am Verteilungsnetz weiter zunehmen. Damit die Versorgungssicherheit auch in Zukunft gewährleistet werden kann, müssen ÜNB und Verteilungsnetzbetreiber (VNB) bei der Durchführung des Redispatch enger zusammenarbeiten.

Das zum 13. Mai 2019 in Kraft getretene Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) enthält neue Vorgaben für das Netzengpassmanagement. Mit dem Redispatch 2.0 wurde seit Oktober 2021 ein neuer Redispatch Prozess von ÜNB und VNB eingeführt. Dieser löste die Regelungen zum Einspeisemanagement von EE-Anlagen und KWK-Anlagen aus dem EEG und dem KWKG ab.

Mit der Einbindung von kleineren Erzeugungsanlagen ab einer installierten Nennleistung von 100 kW sollen auch EE-Anlagen und KWK-Anlagen zur Systemstabilisierung eingebunden werden.

Für die Einbindung einer Anlage in den Redispatch 2.0 ist es egal, ob die Energieerzeugung primär dem eigenen Verbrauch oder zur Einspeisung ins Netz dient. Teilnehmen müssen alle Anlagen, die an das öffentliche Stromnetz angeschlossen sind. Die Zahl der betroffenen Einheiten liegt nach bisherigen Schätzungen der Netzbetreiber (Stand: 2021) zwischen 80.000 und 400.000 Anlagen.

Durch Redispatch 2.0 soll der Einsatz von teuren Reservekapazitäten konventioneller Kraftwerke optimal reduziert werden. So sollen gesamtbetrachtet die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung reduziert werden.

Die Mindestfaktor-Festlegung - die Reihenfolge für Erzeugungsanlagen

Mit der neuen Regelung zum Redispatch 2.0 bleibt der Abschaltvorrang grundsätzlich bei den konventionellen Kraftwerken. Ist jedoch die Abschaltung EE-Anlagen (nach § 3 Nr. 1 EEG) bzw. die Abschaltung von KWK-Anlagen (nach § 3 Abs. 1 KWKG) um den sog. Mindestfaktor günstiger, so ändert sich die Priorität der Erzeugungsanlagen für Redispatch.

Die Mindestfaktor-Festlegung wurde durch die Bundesnetzagentur veröffentlicht, demnach ergeben sich folgende Mindestfaktoren:

  • EE-Mindestfaktor von 10
  • KWK-Mindestfaktor von 5

Ein vereinfachtes Rechen-Beispiel: Befindet sich eine Windenergieanlage (> 100 kW) in unmittelbarer, nützlicher Nähe eines Netzengpass, so wird sie zum Redispatch hinzugezogen, sofern die Regelung der Anlage um den Faktor 10 günstiger als die einer konventionellen Erzeugungsanlage ist.

Prognosemodell oder Planwertmodell?

Bei der Bilanzierung wird grundsätzlich zwischen dem

  • „Prognosemodell" und dem
  • „Planwertmodell“ unterschieden.

Der maßgebliche Unterschied zwischen den beiden Modellen besteht in der Frage, wer die Erzeugungsprognose erstellt. Auswirkungen hat diese Unterscheidung vor allem bei der Ermittlung der Vergütung von (im Abruffall) potenziell entstehenden energetischen Differenzmengen.

Im Planwertmodell werden die Erzeugungsprognosen durch den „Einsatzverantwortlicher EIV“ – dies ist eine neue Marktrolle im Stromnetz - erstellt und an die betroffenen Verteilnetzbetreiber übermittelt (gemeldete Planungsdaten). Bei EE-Anlagen mit fluktuierender Einspeisung und verbindlicher Planwertlieferung an den Verteilnetzbetreiber können sich Abweichungen zwischen Ausfallarbeit und bilanziell ausgeglichener Strommenge ergeben. Diese energetische Differenz ist finanziell zu bewerten und mit auszugleichen.

Im Prognosemodell werden keine Erzeugungsprognosen durch den EIV erstellt und an den betroffenen Verteilnetzbetreiber übermittelt. Somit sind auch keine ex-ante-Fahrpläne verfügbar. Der Verteilnetzbetreiber ist in diesem Modell für die Erzeugungsprognose zuständig.

Das Prognosemodell stellt im Redispatch 2.0 den Regelfall dar. Die Zuordnung zum Planwertmodell bedingt einen vorgelagerten Evaluierungsprozess beim Verteilnetzbetreiber und schließt mit einem Prozessaufbau zwischen diesem und dem EIV ab.

Alternativen zum Netzausbau reduzieren Redispatch-Bedarf

Aber nicht nur der Netzausbau kann den Bedarf an zukünftigen Redispatch-Maßnahmen drosseln helfen. Auch die weitere

können helfen, Netzengpässe zu vermeiden.

Eine Option besteht im Demand Side Management (DSM), um die Energieflüsse dahingehend zu optimieren, dass Vor-Ort erzeugter Strom möglichst auch dort verbraucht wird. Hierzu können insbesondere Stromspeicher dienen, wie die Masterarbeit „Vergleich des Einflusses von Lastmanagement-Maßnahmen und Batteriespeichersystemen auf die photovoltaische Eigenversorgung von Wohngebäuden“ an der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin feststellt. Zu ähnlichen Ergebnissen kommt EuPD Research 2021.

Erneuerbare Energien können aber auch auf der Angebotsseite einspringen, wenn Strombedarf besteht und dieser nicht vollständig aus u.a. Wind und Sonne gedeckt werden kann.

In dieser Hinsicht bietet die Bioenergie Potenzial. Denn viele Biogasanlagen produzieren Strom flexibel und an den Bedarf angepasst und gleichen so die schwankende Stromversorgung anderer erneuerbarer Energieträger aus.

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FAQ: Viele Leser fragten sich ...

Was bedeutet Redispatch?

Der durch Übertragungsnetzbetreiber veranlasste Eingriff in die ursprünglich geplante Stromerzeugung von Kraftwerken wird Redispatch genannt. Redispatch dient der Überlastungsvorbeugung bzw. -behebung an Leitungsabschnitten innerhalb der Stromnetze. Ebenso kann durch Redispatch einer Erzeugungsanlage fehlender Strom eingespeist werden.

Warum ist Redispatch erforderlich?

Durch den Ausbau von lastfernen Windenergieanlagen (im Norden), Veränderungen im konventionellen Kraftwerkspark und sich ändernde Rahmenbedingungen für den Stromhandel mit anderen Staaten sind Übertragungs- und Verteilungsnetze großen Belastungen ausgesetzt. Zum Schutz der Netzinfrastruktur und zur Gewährleistung einer sicheren Energieversorgung ist die Regelung der Stromflüsse im Netz notwendig. Redispatch ist ein essenzieller Bestandteil des Engpassmanagement der ÜNB.

Welche Änderungen kommen mit dem Redispatch 2.0?

Durch den Redispatch 2.0 werden alle konventionellen sowie EE- und KWK-Anlagen mit installierter Leistung > 100 kW in das Engpassmanagement der ÜNB hinzugezogen. Die konventionellen Erzeugungsanlagen werden grundsätzlich für Redispatch Maßnahmen vorgezogen. Der sog. Mindestfaktor legt für EE- und KWK-Anlagen die Abschaltbedingungen fest. Ist die Regelung für EE-Anlagen um den Faktor 10 bzw. für KWK-Anlagen um den Faktor 5 günstiger, werden diese vor konventionellen Erzeugungsanlagen abgeschaltet. So sollen die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten der Energieversorgung reduziert werden. Der Redispatch 2.0 wird besonders die Verteilungsnetzbetreiber vor enorme zusätzliche Aufgaben und Pflichten stellen.

Erhöhen Erneuerbare die Kosten für Redispatch-Maßnahmen?

Die Kosten für Redispatch-Maßnahmen sind in den letzten Jahren angestiegen. Die Kosten für das Abregeln von z. B. Windkraftanlagen zählen jedoch nicht zu den Redispatch-Kosten, sondern zum Einspeisemanagement (EinsMan). Die Ursachen, warum Redispatch-Maßnahmen nötig werden, sind zudem vielfältig und immer im Zusammenhang zu sehen. Dem Ausbau Erneuerbarer Energien die Hauptschuld an steigenden Kosten des Engpassmanagements zu geben, ist daher sicher nicht richtig.

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