Netzengpassmanagement-Maßnahmen umfassen Redispatch-Maßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken sowie Countertrading. Diese Maßnahmen können grenzüberschreitend und innerdeutsch angewendet werden und sind erforderlich, um auftretende strom- bzw. spannungsbedingte Engpässe zu vermeiden oder zu beseitigen sowie Anforderungen aus dem Ausland zu erfüllen.

Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Marktkraftwerken umfassen sowohl Erhöhungen als auch Reduzierungen der Einspeiseleistung. Beim Einsatz von Reservekraftwerken erfolgen ausschließlich Leistungserhöhungen. Countertrading hingegen ist ein marktliches Instrument, das durch gegenläufige Handelsgeschäfte mit ausländischen Übertragungsnetzbetreibern die Einhaltung der Mindesthandelskapazität sicherstellt und zugleich einen netzentlastenden Effekt erzielt. Beim Redispatch von Erneuerbare-Energien-Anlagen handelt es sich um Reduzierungen.

Redispatch-Maßnahmen mit Marktkraftwerken werden sowohl von Verteilernetzbetreibern als auch von Übertragungsnetzbetreibern durchgeführt. Dagegen liegen Countertrading- und Redispatch-Maßnahmen mit Reservekraftwerken ausschließlich in der Verantwortung der Übertragungsnetzbetreiber.

Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) wurden die Vorgaben für Redispatch und Einspeisemanagement grundlegend reformiert. Die bislang im EEG verankerten separaten Regelungen zur Abregelung von Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung (§§ 14, 15 EEG 2021) sind zum 1. Oktober 2021 in das neue System des Redispatch 2.0 überführt worden. Seit 2022 wird das bisherige Einspeisemanagement von EE-Anlagen vollständig als Teil der Redispatch-Maßnahmen mit Marktkraftwerken berücksichtigt.

Die Kosten für Redispatch mit Marktkraftwerken und für Countertrading stellen saldierte Werte dar. Beim Redispatch ergeben sie sich aus den Kosten für das Hochfahren von Kraftwerken abzüglich der Erlöse aus eingesparten Brennstoffen. Beim Countertrading entsprechen sie der Differenz zwischen den Kosten und Erlösen der Handelsgeschäfte.

Kosten für Redispatch mit Reservekraftwerken umfassen Einsatzkosten sowie Kosten für die Vorhaltung der Reservekraftwerke.

Bis Ende 2021 umfassten die Kosten für Redispatch mit Marktkraftwerken ausschließlich Maßnahmen mit konventionellen Kraftwerken. Die Kosten für das Einspeisemanagement wurden separat ausgewiesen und entsprachen den geschätzten Entschädigungsansprüchen der Betreiber abgeregelter EE-Anlagen. Seit 2022 werden diese Posten im Rahmen des Redispatch 2.0 zusammengeführt: Die Redispatchkosten beinhalten nun sowohl den finanziellen Ausgleich an Betreiber von EE-Anlagen, die BKV-Kompensation im Rahmen der BDEW-Übergangslösung als auch die Kosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Kraftwerken.