
Glossar für Verteilnetzbetreiber
Redispatch 2.0: Neue Anforderungen und neue Chancen für Verteilnetzbetreiber
Was bedeutet Redispatch?
Unter Redispatch versteht man Eingriffe in die Erzeugungsleistung von konventionellen Kraftwerken, um bestimmte Leitungsabschnitte oder Trafostationen vor einer Überlastung zu schützen. Droht ein Netzengpass, werden Kraftwerke angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln oder zu erhöhen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.
Was versteht man unter Redispatch 2.0?
Redispatch 2.0 steht für die neuen Regelungen zum Umgang mit Engpässen im Stromnetz. Durch das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0) verschmelzen das bisherige Redispatch und Einspeisemanagement zum Redispatch 2.0.
Hiernach sind seit dem 1. Oktober 2021 alle konventionellen Anlagen und Anlagen der Erneuerbaren Energien ab 100 kW installierter Leistung sowie alle Verteilnetzbetreiber (VNB) verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen.
Ziel ist es, Netzengpässe vorausschauend und koordiniert zu verhindern, bevor sie entstehen. Mit Redispatch 2.0 sollen zudem die Gesamtkosten aus dem konventionellen Redispatch und dem Einspeisemanagement optimiert und damit die Netzentgelte gesenkt werden.
Warum betrifft Redispatch 2.0 vor allem Verteilnetzbetreiber?
Die Verteilnetze stehen im Zentrum der Energiewende. Mit dem massiven Zubau an Photovoltaik, Windenergie und steuerbaren Verbrauchern wie Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur sind sie zunehmend dynamisch und komplex.
Redispatch 2.0 überträgt den Verteilnetzbetreibern daher eine zentrale Rolle:
- Prognose der Einspeisung und Lasten auf der Basis standardisierter Datenformate (z. B. MaBiS, DA/RE)
- Koordination und Durchführung von Redispatch-Maßnahmen bis zur Niederspannung
- Umsetzung von Maßnahmen über marktbasierte oder technische Steuerung
Die Umsetzung von Redispatch 2.0 stellt Netzbetreiber vor neue Anforderungen, die oft mit einem belastbaren Netzmodell bewältigt werden können.
Dieses muss an externe Datenquellen wie Marktpartner, Bilanzkreisverantwortliche oder Einsatzverantwortliche angebunden sein und exakte Prognosen zur Einspeisung und zum Lastverhalten ermöglichen. Digitale Plattformlösungen wie die Intelligent Grid Platform (IGP) von envelio ermöglichen es, solche Netzmodelle automatisiert zu erstellen, zu pflegen und mit aktuellen Daten zu synchronisieren.
Auf Basis dieser Prognosen müssen Netzengpässe erkannt und bewertet werden. Anschließend sind geeignete Maßnahmen zur Behebung der Engpässe zu planen. Dazu gehören Netzsicherheitsanalysen im Day-ahead- und Intraday-Zeitraum, die Ermittlung betroffener Betriebsmittel sowie die Auswahl geeigneter Anlagen für Redispatch-Maßnahmen – je nach Wirtschaftlichkeit und Netzwirksamkeit.
Der typische Prozess erfolgt in Abstimmung und Koordination zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber und umfasst mehrere Schritte:
- Zunächst erfolgt die Prognose von Last und Einspeisung.
- Darauf folgt eine Netzsimulation, in der potenzielle Engpässe erkannt werden.
- Diese führen zur Maßnahmenplanung, woraufhin entsprechende Steuerbefehle an die betroffenen Anlagen übermittelt werden.
- Abschließend erfolgen ein Monitoring und eine Rückmeldung über die durchgeführten Maßnahmen.
Wir erklären Ihnen die wichtigsten Fachbegriffe der Energiebranche.
Die Energiebranche ist generell erklärungsbedürftig. Von ADMS bis Zielnetzplanung - schon bald finden Sie hier alles auf einen Blick.
ADMS (Advanced Distribution Management System)
Ein Advanced Distribution Management System (ADMS) ist eine Softwareplattform, die verschiedene Netzmanagementsysteme wie DMS (Distribution Management System), SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) und OMS (Outage Management System) kombiniert.
Digitaler Zwilling
Ein digitaler Zwilling ist eine virtuelle Nachbildung eines physischen Systems, das Echtzeitdaten und Simulationen nutzt, um Betriebsabläufe zu überwachen, zu analysieren oder zu optimieren. In der Energiebranche wird der digitale Zwilling unter anderem für die Modellierung von Stromnetzen und deren Betriebszuständen verwendet.
DMS (Distribution Management System)
Ein Distribution Management System (DMS) ist eine spezialisierte Softwarelösung zur Überwachung, Steuerung und Optimierung von Verteilnetzen in Echtzeit. Es wird von Verteilnetzbetreibern (DSOs) eingesetzt, um die Netzstabilität zu gewährleisten, Betriebsprozesse zu automatisieren.
LV SCADA - Niederspannungsnetze-Leitsystem
LV (Low Voltage) SCADA ist eine spezialisierte Version eines SCADA-Systems, die für die Überwachung und Steuerung von Niederspannungsnetzen (LV-Netzen) eingesetzt wird. Es ermöglicht Verteilnetzbetreibern eine präzisere Kontrolle und Analyse der Niederspannungsebene.
OMS (Outage Management System)
Ein Outage Management System (OMS) ist eine Softwarelösung, die Netzbetreiber bei der Erkennung, Analyse und Behebung von Stromausfällen unterstützt. Es verbessert die Effizienz der Störungsbearbeitung und trägt zur schnellen Wiederherstellung der Stromversorgung bei.
Redispatch 2.0: Neue Anforderungen und neue Chancen für Verteilnetzbetreiber
Redispatch 2.0 steht für die neuen Regelungen zum Umgang mit Engpässen im Stromnetz.
SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition)
Ein SCADA-System (Supervisory Control and Data Acquisition) ist eine Software- und Hardware-Lösung zur zentralen Überwachung und Steuerung technischer Prozesse in Energie-, Wasser-, Verkehrs- und Industriesystemen. Es ermöglicht die Erfassung, Verarbeitung und Visualisierung von Betriebsdaten in Echtzeit.
Thought Leadership

Co-Founder und CEO
Dr. Simon Koopmann
Sei es die erfolgreiche Integration von Wärmepumpen, die Automatisierung von Netzanschlussverfahren oder die Digitalisierung der Netzinfrastruktur. In Interviews mit Journalisten verschiedener Fach- und Wirtschaftsmedien, Branchen-Podcasts und Gastbeiträgen erläutert Dr. Koopmann, weshalb die Digitalisierung unserer Verteilnetze elementar für das Gelingen der Energiewende ist und wie diese erfolgreich realisiert werden kann.

Co-Founder und Vice President Product
Dr. Philipp Erlinghagen
Philipp ist leidenschaftlicher Produktleiter, Technologiemanager und Mitgründer von envelio. Seine Expertise liegt in den Bereichen Energieverteilung und Smart Grids sowie Produkt- und IT-Management. Er hat einen Doktortitel (Dr.-Ing.) in Elektrotechnik von der RWTH Aachen.
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