Amprion nähert Redispatch der Echtzeit an

Die Diskussion über Redispatch bekommt mit dem schnellen Ausbau von Batteriespeichern eine neue Richtung. Amprion, Tennet und RWE testen im Projekt „KuPilot“, ob sich Maßnahmen gegen Engpässe näher an den tatsächlichen Störungsfall verschieben lassen. Damit berührt der Versuch zentrale Fragen des künftigen Stromsystems: Wie viel präventiver Redispatch ist nötig, wenn flexible Anlagen binnen Minuten reagieren können? Und wie lassen sich insbesondere Speicher dafür nutzen?

Kupilot steht für „Kurative Pilotierung“ eines Redispatch-Verfahrens. Es verfolgt den Ansatz, Redispatch-Maßnahmen vorzubereiten, sie aber erst nach dem tatsächlichen Eintritt einer Überlastungssituation zu aktivieren. In einer Mitteilung von Amprion zum Projektstart ist von einer Aktivierung die Rede, die „innerhalb von maximal fünf Minuten automatisiert und punktgenau“ erfolgen soll. Zwischenzeitlich sollen kurzfristig nutzbare thermische Reserven der Betriebsmittel ausgeschöpft werden. Das Netz könne dadurch im Normalbetrieb höher ausgelastet werden.

Zunächst hatten die drei Partner die Vorbereitungen und Feldtests im laufenden Betrieb durchgeführt. Am 22. Oktober 2025 startete dann die Pilotphase in der Übertragungsnetzregion Emsland, die auf zwölf Monate angelegt ist. Dabei kommen das von RWE gesteuerte Pumpspeicherkraftwerk Vianden des Betreibers SEO als bilanzielle Redispatch-Quelle sowie Offshore-Windparks am Netzverknüpfungspunkt Diele in der Tennet-Regelzone als Senke zum Einsatz. Im Fehlerfall soll die Offshore-Einspeisung um 200 MW sinken und Vianden gleichzeitig 200 MW zusätzlich einspeisen. Dafür hält das Pumpspeicherkraftwerk 200 MW Leistung und 200 MWh Energie vor.

Fixkosten machen hohen Anteil aus

Ein von Amprion beauftragtes Kurzgutachten der Beratungsgesellschaft Consentec über die Beschaffung von Netzbooster-Kapazitäten als Systemdienstleistung, das vor wenigen Wochen veröffentlicht wurde, beschreibt die Erfahrungen mit dem Pilotprojekt nach sechs Monaten Betrieb.

Es habe sich gezeigt, dass die Fixkosten einen Großteil der bisherigen Kosten für die Vorhaltung der Kapazitäten ausmachen. Sie seien unabhängig von den tatsächlichen Anforderungen, deren Anzahl „aufgrund verschiedenster betrieblicher Gründe deutlich geringer ausfällt als die vorab angenommene Anforderungszahl in der Laufzeit“, schreiben die Berater. Ein Vergütungsmechanismus mit anforderungsabhängiger Fixvergütung sei anzustreben.

In Abstimmung mit der Bundesnetzagentur werden die Kosten im Pilotprojekt über eine freiwillige Selbstverpflichtung refinanziert. Die darin vorgesehene Vergütungslogik sei teilweise nicht vollständig in der aktuell geltenden Kostenerstattungssystematik im Redispatch abbildbar. Neben den Fixkosten werden Opportunitätskosten berücksichtigt, also entgangene Erlösmöglichkeiten am aFRR-Markt (automatic Frequency Restoration Reserve; Sekundärregelleistung und -arbeit).

Wenn das Pumpspeicherkraftwerk 200 MW für das Redispatch-Pilotprojekt vorhalten soll, steht diese Leistung entsprechend nicht für die Vermarktung am aFRR-Markt zur Verfügung und wird dafür vergütet. Die Vorhaltung wird bislang zwei Tage vor dem Geschäftstag angefordert, bevor sich Vianden am Markt für Sekundärregelleistung vermarktet.

Die Engpasssituation sei tendenziell überschätzt worden, sodass zahlreiche angeforderte Zeitfenster im Nachhinein keinen Nutzen gebracht hätten, bilanzieren die Autoren der Consentec-Analyse. Eine spätere Entscheidung könne die Prognose verbessern. Gleichzeitig geben sie zu bedenken, dass dann „die kurativen Potenziale“ von Anlagen im Markt reduziert würden.

In einem Post auf Linked in Ende Juli schrieb Christoph Müller, das heutige Stromsystem basiere noch auf einer guten Prognostizierbarkeit. „Noch machen 90 Prozent der Marktteilnehmer im Wesentlichen das, was sie am Vortag in ihren Fahrplänen ankündigen“, so der Amprion-Chef. Er warnte allerdings, wenn in Zukunft große Teile des Marktes die Einsatzentscheidungen von Anlagen erst wenige Minuten vor Echtzeit träfen, bestehe die große Gefahr, dass netztechnische Engpässe mit den herkömmlichen Verfahren nicht mehr beherrschbar seien. Schnelle Flexibilität müsse deshalb gezielt für die Systemführung nutzbar werden. Ein sicher verfügbarer Weg für kurzfristige Reaktionen auf Prognosefehler könne ermöglichen, mehr kurzfristige Anpassungen der Marktteilnehmer zu akzeptieren und teilweise auf „Vorsorge-Redispatch“ zu verzichten.

Aus Kupilot lerne Amprion, wie Anforderungszeitpunkte, Vergütungslogik und Prognosegüte zusammenspielen müssten, schrieb er. In der hohen Reaktionsgeschwindigkeit von Batterien sieht er zugleich Herausforderung und Chance. Consentec trennt dabei bewusst zwischen Funktion und Beschaffungsmodell. „Netzbooster“ bezeichnet die technische Funktionalität: schnell verfügbares kuratives Redispatch-Potenzial. „Systembooster“ ist die Beschaffung dieser Funktionalität als Systemdienstleistung von grundsätzlich marktlich betriebenen Speichern, die nur zeitweise für den Netzbetrieb gebunden sind und sonst weiter am Markt eingesetzt werden können.

Anschlusszusagen über 50 GW erteilt

Hier setzt das Consentec-Gutachten an. Hintergrund ist der massive Ausbau von Großbatterien beziehungsweise deren Projektpipeline. Für das deutsche Übertragungsnetz seien bereits Anschlusszusagen über gut 50 GW Batteriespeicher erteilt worden, davon knapp 25 GW im Amprion-Gebiet. Consentec hält trotz der teilweise spekulativen Anschlussanfragen einen Ausbau von Großbatterien mindestens im zweistelligen Gigawattbereich in den kommenden Jahren für wahrscheinlich.

Daher die Überlegung: Wenn diese Speicher ohnehin von Marktakteuren gebaut werden, müssen Übertragungsnetzbetreiber dann zusätzlich eigene, ausschließlich für den Netzbetrieb vorgesehene „Netzbooster“ bauen? Stattdessen könnten Markt-Batterien zeitweise die Funktion eines Netzboosters übernehmen − als Systemdienstleistung „Systembooster“.

Die Analysen sprechen dafür, die Netzbooster-Funktion nicht dauerhaft zu reservieren. Consentec empfiehlt eine wettbewerbliche Beschaffung mit Vorhalteprämie, anforderungsabhängigem Opportunitätskostenausgleich und zusätzlicher Kompensation bei tatsächlicher Aktivierung. Präqualifizierte Speicher in geeigneten Regionen könnten die Leistung über Auktionen anbieten. Consentec schlägt vor, die Entscheidung über die Notwendigkeit einer Anforderung an D-2 beziehungsweise in der Nacht auf D-1 (Vortag) zu treffen und die Anforderung dann dem Speicherbetreiber bis 7 Uhr zu übermitteln.

Politisch fällt diese Entwicklung in die Debatte über das Netzanschlusspaket der Bundesregierung. Das Bundeskabinett beschloss den Entwurf am 29. Juli. Der in der Debatte als Redispatch-Vorbehalt bezeichnete Mechanismus setzt bereits bei der Investitionsentscheidung an: In besonders belasteten Regionen sollen neue EE-Anlagen einen Teil des finanziellen Risikos späterer Abregelungen tragen. Das soll Standorte mit freier Netzkapazität attraktiver machen und zusätzlichen Redispatch-Bedarf möglichst gar nicht erst entstehen lassen.

Die Arbeitsgemeinschaft ostdeutscher Verteilnetzbetreiber „ARGE FNB Ost“ bezeichnete den Mechanismus als temporäre Härtefallregelung, die Transparenz über Engpassregionen schaffen und zusätzliche Redispatch-Kosten begrenzen könne. Der Bundesverband Erneuerbare Energie fordert dagegen seine Streichung und setzt unter anderem auf flexible Netzanschlussvereinbarungen sowie die gemeinsame Nutzung von Netzanschlüssen und Speichern.

Die Bundesregierung versucht über ein finanzielles Standortsignal ex ante zu verhindern, dass neue Einspeisung zusätzliche Engpässe und damit Redispatch-Bedarf erzeugt. Amprion setzt im Betrieb an: Kupilot soll vorhandene Netzkapazität besser nutzen und präventiven Redispatch durch schnelle kurative Eingriffe verringern. Der Systembooster würde diesen operativen Ansatz weiterführen, indem marktliche Speicher zeitweise als kurative Ressource verfügbar gemacht werden.

Zwar stellt Consentec selbst keinen ausdrücklichen Bezug zum Redispatch-Vorbehalt her. Der Ansatz der Bundesregierung und die Analyse des Systembooster-Konzepts zeigen jedoch die unterschiedlichen Herangehensweisen an das Thema Redispatch. Denn an einer Systembooster-Auktion sollen nur präqualifizierte Speicher mit Netzanschluss in einem netztechnisch geeigneten Gebiet teilnehmen. Der Vorbehalt soll damit Standortentscheidungen auf der Erzeugungsseite beeinflussen. Der Systembooster würde Flexibilität dort schaffen, wo diese Engpässe netzwirksam entlastet.

Großbatterien sind neue Anschlusskunden, können aber zugleich zum Werkzeug des Engpassmanagements werden. Müllers Schlussfolgerung lautet: „KuPilot zeigt: Der Einsatz von Marktspeichern für das Netz ist möglich!“ Er betont allerdings auch, dass es sich um einen ersten Test und noch kein fertiges Produkt handelt. So bleiben auch im Consentec-Gutachten einige Fragen offen: die technische Verfügbarkeit, Präqualifikation, Ladezustandsvorgaben und Pönalen müssten geklärt werden. Der Pilot zeigt jedoch, wo die zentrale Herausforderung liegt: Wird der Strommarkt kurzfristiger und flexibler, muss auch das Engpassmanagement diese Flexibilität sicher nutzen können. (fw)