Renewable energy sources (RES) can provide valuable flexibility potential for multiple markets and grid services in the future. In this paper, the focus lies on the development of algorithms for an optimal dispatch and bidding of a RES-based virtual power plant (VPP) by considering current short-term and balancing market conditions in Austria, as well as a proposed redispatch market. Specifically, different pricing and bidding strategies for a redispatch market are compared and their feasibility is analyzed. The attractiveness of different pricing models and remuneration mechanisms for redispatch, as well as the influence of the redispatch call probability on the bidding behavior of the VPP, is investigated. The simulation of the bidding behavior is carried out using linear optimization techniques. The paper describes the algorithms as well as the assumptions for market rules in redispatch, balancing and short-term electricity markets. The results show that the probability to be activated for redispatch and thus the required incentives depend highly on the location of the plant. Pre-curtailment of the plant to offer positive redispatch is not recommended as the prices would need to be set at up to 200–300% of the day-ahead price.

Zusammenfassung: Hintergrund: Der Übergang zu einem auf Erneuerbaren Energien basierenden und dezentralen Energiesystem stellt wachsende Herausforderungen für die Netzstabilität dar, insbesondere in Hinblick auf Redispatch-Maßnahmen. Traditionell von großskaligen konventionellen Kraftwerken auf der Übertragungsnetzebene durchgeführt, müssen sich Redispatch-Maßnahmen an die sich verändernden Rahmenbedingungen anpassen, da konventionelle Kapazitäten abnehmen und der Bedarf an Systemflexibilität steigt. Industrieanlagen – insbesondere solche, die auf der Verteilernetzebene angeschlossen sind – bieten ungenutztes Potenzial für eine Beteiligung an der Redispatch-Bereitstellung. Das Projekt Industry4Redispatch, eingebettet in die österreichische NEFI-Modellregion, untersuchte die technischen, regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Integration industrieller Anlagen in den Redispatchprozess, einschließlich der Koordination zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNBs) und Verteilernetzbetreibern (VNBs), sowie der Entwicklung standardisierter Redispatchprozesse. Ansatz: Dieser Artikel fasst die Engpass- und Redispatch-Analyse zusammen, die mit Fokus auf Österreich im Jahr 2030 im Rahmen des Projekts durchgeführt wurde. Unter Berücksichtigung der Unsicherheit hinsichtlich der räumlichen Verteilung zukünftiger Erzeugung, Nachfrage und Flexibilität zeigen die Modellergebnisse eine Übereinstimmung mit realen Redispatch-Ergebnissen verglichen mit den öffentlich verfügbaren Informationen zu Kosten und Aktivierungsvolumina. Neben diesen Unsicherheiten basiert die Modellierung auf dem National Trends+ Szenario des TYNDP 2024 und betrachtet keine Variationen oder Sensitivitäten. Schlussfolgerungen: Die Ergebnisse zeigen, dass die Einbindung industrieller Flexibilität zu moderaten, aber konsistenten Systemvorteilen führt, darunter eine Reduktion der gesamten Redispatch-Kosten um bis zu 1,5 % sowie eine Reduktion der Abregelung von erneuerbarer Erzeugung um etwa 7,5 % in Österreich. Die Ergebnisse zeigen, dass industrielle Flexibilitätspotenziale eine wertvolle Ergänzung zu den bestehenden Redispatch-Ressourcen darstellen und die Effizienz des Engpassmanagements steigern können. Besonders im Bereich des negativen Redispatch leisten sie einen wichtigen Beitrag, da sie die Notwendigkeit zur Abregelung erneuerbarer Erzeugung verringern. Auch wenn der Gesamteinfluss durch örtliche und zeitliche Einschränkungen begrenzt bleibt, unterstützt der gezielte Einsatz industrieller Anlagen bei Redispatch-Aktivierungen und verbessert die Integration Erneuerbarer Energien. Die Ergebnisse verdeutlichen die zentrale Bedeutung eines adäquaten Systemdesigns sowie gezielter regulatorischer Anpassungen, um industrielle Flexibilität zukünftig zuverlässig und kosteneffizient für Redispatch aktivieren zu können.