Welche Rolle spielt Lastmanagement beim Redispatch für Übertragungsnetzbetreiber?

Berg GmbH · 09 Aug. 2026

Lastmanagement spielt beim Redispatch eine direkte Rolle: Industrielle und gewerbliche Verbraucher können durch gezieltes Laststeuern Leistungsspitzen abflachen und damit aktiv zur Netzstabilität beitragen, die Übertragungsnetzbetreiber durch Redispatch-Maßnahmen aufrechterhalten müssen. Je effizienter Verbraucher ihre eigene Last steuern, desto weniger kostspielige Eingriffe sind im Übertragungsnetz erforderlich. Dieser Artikel erklärt, wie Redispatch technisch funktioniert, was sich mit Redispatch 2.0 verändert hat und ab wann sich aktives Lastmanagement für Unternehmen rechnet.

Wie funktioniert Redispatch technisch im Stromnetz?

Redispatch ist ein netztechnisches Instrument, mit dem Netzbetreiber Engpässe im Stromnetz beheben. Wenn an einem Netzknoten mehr Strom fließt, als die Leitungskapazität zulässt, wird die Einspeisung an einem Kraftwerk reduziert und an einem anderen erhöht, um die Netzbelastung umzuverteilen. Dieses Verfahren sichert die physikalische Netzstabilität in Echtzeit.

Technisch basiert Redispatch auf dem kontinuierlichen Monitoring der Lastflüsse im Übertragungsnetz. Übertragungsnetzbetreiber wie die vier deutschen ÜNB berechnen mithilfe von Lastflussmodellen, welche Engpässe entstehen würden, wenn alle geplanten Einspeisungen und Entnahmen gleichzeitig stattfänden. Ergibt diese Berechnung eine Überlastung, werden Erzeuger oder steuerbare Verbraucher angewiesen, ihre Leistung anzupassen.

Dabei unterscheidet man zwischen Redispatch von Erzeugungsanlagen, bei dem Kraftwerke ihre Einspeisung drosseln oder erhöhen, und dem sogenannten Demand-Side-Redispatch, bei dem steuerbare Lasten auf der Verbraucherseite einbezogen werden. Letzterer gewinnt mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien zunehmend an Bedeutung, weil volatile Einspeisung aus Wind und Solar häufigere und kurzfristigere Netzeingriffe erfordert.

Was ist Redispatch 2.0 und was hat sich geändert?

Redispatch 2.0 ist die seit Oktober 2021 in Deutschland geltende Weiterentwicklung des bisherigen Redispatch-Verfahrens. Die entscheidende Neuerung: Erstmals werden auch Erneuerbare-Energien-Anlagen ab 100 kW sowie Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen verbindlich in das Redispatch-System einbezogen. Damit wird der steuerbare Pool erheblich vergrößert und das Netzmanagement grundlegend digitalisiert.

Zuvor beschränkte sich Redispatch im Wesentlichen auf konventionelle Kraftwerke. Mit dem wachsenden Anteil dezentraler Erzeugungsanlagen reichte dieses Modell nicht mehr aus. Redispatch 2.0 löst das Problem durch einen standardisierten, datengetriebenen Prozess: Anlagenbetreiber, Bilanzkreisverantwortliche und Netzbetreiber tauschen Fahrpläne und Stammdaten über definierte Schnittstellen aus, sodass Eingriffe automatisiert und netzdienlich koordiniert werden können.

Neue Akteure im Redispatch-Prozess

Mit Redispatch 2.0 entstehen neue Rollen. Einspeisemanagement und Redispatch werden unter einem einheitlichen Prozess zusammengeführt. Anlagenbetreiber müssen sogenannte Stammdaten und Ist-Einspeisedaten an Netzbetreiber übermitteln. Aggregatoren und Direktvermarkter übernehmen dabei häufig die Kommunikation zwischen Anlage und Netzbetreiber.

Auswirkungen auf die Netzkosten

Die Kosten für Redispatch-Maßnahmen werden über die Netzentgelte auf alle Netznutzer umgelegt. Je häufiger und umfangreicher Redispatch-Eingriffe notwendig sind, desto höher fallen diese Kosten aus. Ein breiterer Einsatz von Lastmanagement auf der Verbraucherseite kann dazu beitragen, die Häufigkeit solcher Eingriffe zu verringern und damit indirekt die Netzentgeltbelastung für alle zu dämpfen.

Welche Pflichten entstehen für industrielle Verbraucher durch Redispatch 2.0?

Für reine Verbraucher ohne eigene Erzeugungsanlage entstehen durch Redispatch 2.0 zunächst keine unmittelbaren gesetzlichen Meldepflichten. Relevant wird die Regelung jedoch für Unternehmen, die eigene Erzeugungsanlagen betreiben, etwa Photovoltaikanlagen, Blockheizkraftwerke oder Notstromaggregate ab der definierten Leistungsgrenze, da diese in den Redispatch-Prozess einzubeziehen sind.

Unternehmen mit steuerbaren Lasten können freiwillig oder vertraglich in Redispatch-Programme einbezogen werden. Das geschieht häufig über Demand-Response-Vereinbarungen mit dem Netzbetreiber oder über Aggregatoren, die mehrere steuerbare Lasten bündeln und als gemeinsamen Pool anbieten. Wer an solchen Programmen teilnimmt, erhält in der Regel eine Vergütung für die bereitgestellte Flexibilität.

Darüber hinaus verändert Redispatch 2.0 den Kontext für das betriebliche Energiemanagement: Unternehmen, die ihre Lastgänge transparent dokumentieren und aktiv steuern, sind besser aufgestellt, um an netzdienlichen Flexibilitätsprogrammen teilzunehmen. Ein strukturiertes Lastmanagement im Betrieb ist dabei die technische Grundvoraussetzung.

Wie reduziert Lastmanagement die Redispatch-Kosten im Netz?

Lastmanagement reduziert Redispatch-Kosten, indem es Leistungsspitzen auf der Verbraucherseite aktiv dämpft und damit die Netzbelastung in kritischen Zeiten senkt. Weniger Lastspitzen bedeuten geringere Engpässe im Netz, was den Bedarf an kostspieligen Redispatch-Maßnahmen durch Übertragungsnetzbetreiber verringert.

Das Prinzip ist einfach: Wenn viele Verbraucher gleichzeitig hohe Leistung abnehmen, entstehen Engpässe im Netz. Lastmanagementsysteme verhindern das, indem sie energieintensive Prozesse zeitlich verschieben oder stufenweise drosseln, bevor definierte Leistungsgrenzen überschritten werden. Das System misst die aktuelle Leistungsaufnahme in Echtzeit, parallel zum Netzbetreiber, und greift automatisch ein, wenn eine negative Trendentwicklung erkennbar wird.

Besonders relevant ist dabei das 15-Minuten-Intervall, nach dem Netzbetreiber die Leistungsmessung abrechnen. Ein Lastmanagementsystem orientiert sich an genau diesem Messraster und stellt sicher, dass innerhalb jeder Viertelstunde die vereinbarte Leistungsgrenze nicht überschritten wird. Das gilt übrigens nicht nur für Strom: Für Gas existiert ein analoges Verfahren mit 60-Minuten-Perioden, sodass Unternehmen mit beiden Energieträgern entsprechend steuern können.

Auf Netzebene entfaltet sich der Nutzen dann, wenn viele Verbraucher ihr Lastverhalten koordiniert optimieren. Demand-Response-Programme bündeln diese Flexibilitäten und stellen sie Netzbetreibern als Alternative zu klassischen Redispatch-Eingriffen zur Verfügung. Das macht industrielles Lastmanagement zu einem echten Beitrag zur Netzstabilität.

Welche technischen Voraussetzungen braucht ein Unternehmen für Redispatch-Teilnahme?

Für eine aktive Teilnahme an Redispatch-Programmen oder Demand-Response-Mechanismen benötigt ein Unternehmen im Wesentlichen drei Dinge: eine zuverlässige Leistungsmessung in Echtzeit, steuerbare Verbraucher oder Erzeugungsanlagen sowie eine Kommunikationsinfrastruktur, die den Datenaustausch mit dem Netzbetreiber oder Aggregator ermöglicht.

Messtechnik und Datenkommunikation

Die technische Basis ist eine synchronisierte Leistungsmessung, die parallel zur Messung des Netzbetreibers läuft. Lastmanagementsysteme erfassen dazu die energieproportionalen Impulse und den Viertelstundensynchronimpuls des Versorgers und bauen daraus eine Referenzmessung auf. Nur wer denselben Messwert wie der Zähler in der Übergabestation kennt, kann zuverlässig steuern.

Steuerbare Verbraucher und Prozessanforderungen

Steuerbar sind Anlagen dann, wenn sie sich ohne kritische Prozessunterbrechung anpassen lassen. Nicht jeder Verbraucher eignet sich für eine Abschaltung: Laufende Fertigungsprozesse, Tiefkühlbereiche oder kontinuierliche Produktionsanlagen können nicht einfach unterbrochen werden. Deshalb ist ein zentrales Element moderner Lastmanagementsysteme nicht nur das Abschalten, sondern auch das Sperren von Zuschaltungen sowie die analoge Regelung von Großanlagen wie Öfen oder Verdichtern. Für jede Anlage lassen sich minimale Ein- und Ausschaltzeiten hinterlegen, damit Prozesse sicher zurückgeschaltet werden können.

Wann lohnt sich aktives Lastmanagement für Gewerbe und Industrie?

Aktives Lastmanagement lohnt sich für Unternehmen, die einen hohen Leistungsbezug haben und deren Netzentgelt maßgeblich durch die jährliche Leistungsspitze bestimmt wird. Je höher der Leistungspreis pro Kilowatt und je größer die reduzierbare Spitze, desto schneller amortisiert sich die Investition in ein Lastmanagementsystem.

Ein konkretes Beispiel verdeutlicht die Größenordnung: Bei einem Leistungspreis von 140 Euro pro Kilowatt und einer reduzierbaren Spitze von 400 kW ergibt sich allein durch die Senkung der Jahreshöchstlast ein erhebliches jährliches Einsparpotenzial. Solche Einsparungen entstehen nicht durch Verbrauchsreduktion, sondern durch die zeitliche Verlagerung von Lasten innerhalb bestehender Prozesse.

Besonders wirtschaftlich ist Lastmanagement in folgenden Situationen:

Hohe und schwankende Lastspitzen durch diskontinuierliche Produktionsprozesse
Mehrere steuerbare Großverbraucher wie Lüftungsanlagen, Kompressoren, Pumpen oder Öfen
Eigene Erzeugungsanlagen wie Photovoltaik, BHKW oder Batteriespeicher, die in die Laststeuerung eingebunden werden können
Wachsende Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge, die unkontrolliert zu neuen Lastspitzen führen würde
Angestrebte oder bestehende Zertifizierungen wie ISO 50001, die eine systematische Erfassung und Steuerung von Energieverbräuchen voraussetzen

Wichtig ist dabei, dass ein Lastmanagementsystem kein System ist, das einmal eingerichtet und dann dauerhaft unbeaufsichtigt betrieben wird. Sich ändernde Prozesse, neue Anlagen oder veränderte Tarife können Anpassungen erfordern. Wer Lastmanagement einführt, sollte die Lösung regelmäßig überprüfen und bei Bedarf nachjustieren, um das Einsparpotenzial dauerhaft zu sichern.

So unterstützt Berg beim Lastmanagement im Redispatch-Kontext

Berg GmbH bietet mit Optimo ein automatisiertes Lastmanagementsystem, das speziell für die Anforderungen von Industrie und Gewerbe entwickelt wurde. Optimo steuert steuerbare Verbraucher, Erzeugungsanlagen und Speicher in Echtzeit und verhindert zuverlässig das Überschreiten definierter Leistungsgrenzen, ohne Produktionsprozesse unnötig zu unterbrechen.

Konkret unterstützt Berg Unternehmen mit:

Automatischer Leistungsregelung auf Basis des Trendrechnungsverfahrens im 15-Minuten-Takt, synchronisiert mit der Messung des Netzbetreibers
Intelligenter Priorisierung von Verbrauchern, Erzeugern, Batteriespeichern und Ladeinfrastruktur nach individuell definierten Regeln
Analoger Regelung für Großanlagen wie Industrieöfen oder Verdichter, die eine stufenlose Steuerung erfordern
Integration in Energiemanagementsoftware durch nahtlose Verbindung mit Efficio® für ein einheitliches Monitoring von Last und Verbrauch
Professioneller Begleitung von der Lastganganalyse über die Systemauslegung bis hin zu regelmäßigen Wartungs- und Anpassungsleistungen

Optimo lässt sich zudem mit intelligenter Ladeinfrastruktur verbinden, sodass auch wachsende Elektrofahrzeugflotten keine unkontrollierten Lastspitzen verursachen. Für Unternehmen, die ihre Netzentgelte systematisch senken und gleichzeitig zur Netzstabilität beitragen möchten, ist das die entscheidende technische Grundlage.

Jetzt Kontakt aufnehmen und gemeinsam mit Berg analysieren, welches Einsparpotenzial durch aktives Lastmanagement in Ihrem Unternehmen realisierbar ist.

Dieser Artikel wurde mithilfe von Künstlicher Intelligenz (KI) erstellt oder unterstützt und anschließend von unserer Redaktion geprüft.