Engpassmanagement & Systembetrieb
Redispatch-Kosten in Milliardenhöhe, wachsende Engpässe und die Debatte um Nodal Pricing, Preiszonen und marktbasierten Redispatch prägen das Engpassmanagement. Zugleich wird der Systembetrieb angesichts immer komplexerer Engpasssituationen zunehmend herausfordernd, während der Netzausbau mit dem Zubau der Erneuerbaren nicht Schritt hält.
Wir beraten Übertragungsnetzbetreiber, Ministerien und ENTSO-E zu Engpassmanagement, Netzplanung und Systembetrieb – mit quantitativen Modellen, Lastflussrechnungen und regulatorischer Expertise. Zuletzt haben wir unter anderem eine Engpassmanagement-Studie für ENTSO-E, netzdienliche Batterien und flexible Nachfrage im Redispatch bearbeitet.
Ansprechpartner für den Bereich Engpassmanagement & Systembetrieb ist Lion Hirth.
Prof. Dr. Lion Hirth
hirth@neon.energy
+49 157 55 199 715
Enercity
2026
Agora Energiewende
2023
Elia / 50Hertz
2021
BMWi
2018
BMWi
2018
The Economics of Power Grids (EN) A comprehensive introduction to the technology, economics, operation, and regulation of electricity grids: from locational pricing and redispatch to network charges and dynamic grid fees. Designed for anyone who plans, operates, regulates, or uses electricity grids, from network operators to flexibility providers.
Congestion Management Review (ENTSO-E). Mit dem Ausbau von Wind- und Solarenergie, Batterien und Elektrifizierung werden Netzengpässe für viele ÜNB zur wachsenden Herausforderung. Der ENTSO-E-Bericht fasst Lösungen für Engpassmanagement und Systembetrieb umfassend zusammen und bewertet sie. Wir prüften und diskutierten die Studie mit ÜNB-Vertretern aus 20 europäischen Ländern. 2025.
DataFlex (ÜNB). Deutschland managt Netzengpässe über verpflichtenden, kostenbasierten Redispatch; die Integration flexibler Verbraucher scheitert an der fairen Vergütung. Marktbasierter Redispatch ist eine Alternative, lädt aber zu Baseline-Manipulation und Inc-Dec-Gaming ein. Mit Consentec unterstützen wir zwei deutsche ÜNB bei Auktions- und Vergütungsregeln und der Pilotvorbereitung. 2025–26.
Regionale Großhandelspreise (Enercity). Kaum eine energiepolitische Frage wird so heftig diskutiert wie die Teilung der deutschen Gebotszone: Der Großhandelsmarkt ist blind für Netzengpässe – mit ineffizientem Dispatch, teurem Redispatch und verzerrtem Außenhandel. Für den Versorger Enercity erstellten wir eine Studie zu Vor- und Nachteilen einheitlicher, zonaler und nodaler Preise. 2025. Studie.
EE-Netz-Synchronisierung (dena). Der schnelle Erneuerbaren-Ausbau treibt die Netzkosten in Deutschland. Für die Deutsche Energie-Agentur dena entwerfen und bewerten wir mit Consentec Politikinstrumente, die diese Kosten internalisieren und Erneuerbaren- und Netzausbau synchronisieren – für netzdienliche Investitions- und Einsatzentscheidungen, ohne die Energiewende zu bremsen. 2025–26.
Lokale Signale (BMWE). Lokale Signale sind zentral, um die wachsende Zahl flexibler Verbraucher effizient zu integrieren und den Netzausbau zu begrenzen. Sie können aus räumlich differenzierten Großhandelsmärkten, Netzentgelten oder Investitionsinstrumenten wie EEG und Kapazitätsmarkt kommen. Für die Bundesregierung entwickeln und bewerten wir solche Instrumente mit Consentec. Laufend.
Stromnetzplanung (BMWE). Geplante Netzinvestitionen von rund 600 Mrd. Euro rücken die Netzfinanzierung weit nach oben auf der Agenda. Dieses große, von Consentec geleitete Projekt mit r2b, BET und DIgSILENT unterstützt die Bundesregierung bei der Netzausbauplanung; wir beraten zu Netzfinanzierung, grenzüberschreitender Kostenteilung (CBCA) und Netzentgeltreformen. Laufend.
PKNS (BMWK). Die „Plattform Klimaneutrales Stromsystem“ ist Deutschlands zentrales Stakeholderforum zum Strommarktdesign. Mit unseren Partnern Guidehouse, Consentec, Fraunhofer ISI, r2b und Öko-Institut begleiteten wir das Wirtschaftsministerium wissenschaftlich; Neon leitete das Arbeitspaket zu lokalen Signalen, etwa Zonenteilung und dynamischen Netzentgelten. 2023–24. Website.
Nutzen statt Abregeln (Agora Energiewende). Wir unterstützten Agora Energiewende, Deutschlands führenden Energie-Think-Tank, beim Strommarktdesign, insbesondere zu regionalen dynamischen Netzentgelten, und entwickelten einen Vorschlag, überschüssigen Windstrom zu nutzen statt abzuregeln. 2022. Studie.
Congestion Management Games (TenneT). Lokale Flexibilitätsmärkte sind anfällig für strategisches Bieten. Für den ÜNB TenneT bewerteten wir solche Märkte gemeinsam mit Takon und ZEW spieltheoretisch und identifizierten formal optimale Inc-Dec-Gebotsstrategien sowie Gegenmaßnahmen. 2021–24. Artikel.
Nodal-Pricing-Modell (ÜNB). Nodale Preise bilden Übertragungsengpässe in lokalen Preisen ab, was detaillierte Netzmodellierung erfordert. Für einen europäischen ÜNB entwickelten wir in einem von d-fine geleiteten Projekt ein GAMS-basiertes Lastflussmodell für ganz Europa zur Simulation lokaler Grenzpreise. 2021–22.
Dispatch Hubs (Elia / 50Hertz). Netzengpässe sind in Europa verbreitet, doch die Teilung von Gebotszonen ist politisch blockiert. Der belgische ÜNB Elia schlug daher „Dispatch Hubs“ vor – kleine flexible Zonen innerhalb bestehender Gebotszonen. Für Elia und 50Hertz bewerteten wir acht Kompensationsoptionen und empfahlen kostenbasierte, vom Gebotsverhalten unabhängige Zahlungen. 2020–22. Studie.
Ehrhart et al. (2026): Congestion management games in electricity markets
Ehrhart et al. (2025): Analysis of a capacity-based redispatch mechanism
Eicke & Schittekatte (2022): Critical assessment of arguments against nodal prices