Die Schweizer Energiestrategie 2050 sowie die «20-20-20»-Ziele der EU weisen den Weg in eine Zukunft mit wachsenden Anteilen von erneuerbaren und dezentralen Energiequellen. Daraus entstehen erhebliche Herausforderungen für das heutige Energiesystem mit seinem zentralisierten und hierarchischen Ansatz, in dem Energie von grossen Erzeugern an viele kleine Verbraucher verteilt wird und das Angebot stets dem Verbrauch folgt. Das System ist weder auf die fluktuierende  Erzeugung aus Solar- oder Windkraftanlagen noch auf die direkte Einspeisung ins Verteilnetz ausreichend vorbereitet.

Nachfrage dynamisch steuern

Diesen Herausforderungen kann man mit konventionellem Netzausbau nur bedingt begegnen. Der Schlüssel zu einem stabilen und effizienten Energiesystem ist vielmehr Flexibilität auf der Produktions- wie auf der Nachfrageseite. Diese Flexibilität erlaubt es, die schwankende Einspeisung auszugleichen, die z.B. durch Sonnen- oder Windenergie entsteht. Ausserdem ermöglicht sie, lokale Verteilnetze zu optimieren und stabilisieren.

Demand Response stellt die benötigte Flexibilität bereit, indem es eine Reaktion der Nachfrageseite (also des Verbrauchs) auf Preissignale oder auf Netzauslastung ermöglicht. Sind die Preise hoch bzw. herrscht Unterfrequenz, werden Verbraucher wie Wärmepumpen abgeschaltet, während im gegenteiligen Fall Lasten angeschaltet werden. Lastabwürfe zur Vermeidung von Verbrauchsspitzen sind nicht neu. In der Schweiz kennt man Rundsteuersysteme seit Jahrzehnten. So schalten beispielsweise Boiler über Nacht bei Niedertarif und wenig Nachfrage an, tagsüber hingegen ab. Neu ist das Bündeln von Lasten und Erzeugern sowie die Möglichkeit, diese Flexibilität an Märkten anzubieten, etwa für Regelreserve.

Was bringt Demand Response?

Von dieser Flexibilität profitieren mehrere Stakeholder in der Energiewertschöpfungskette. Energielieferanten und -erzeuger können ihr Portfolio durch Demand Response optimieren. Anstatt teure Energie am Markt einzukaufen oder - im  Falle des Energieerzeugers - teure Spitzenlastkraftwerke anzuschalten, können Lasten günstiger abgeworfen werden. Der Energielieferant kann Demand Response ausserdem dazu nutzen, die Abweichungen von seiner Verbrauchsprognose zu verringern und damit Kosten für die Bereitstellung von Ausgleichsenergie zu sparen.

Für den Übertragungsnetzbetreiber kann die Nachfragesteuerung die Kosten für Regelleistungen senken, wenn sich dadurch die Kapazität günstiger bereitstellen lässt als durch traditionelle Kapazitätsreserven. In jedem Fall profitiert der Verbraucher (bzw. kleine Erzeuger): Er bekommt durch Demand Response die Möglichkeit, seine Flexibilität zu vermarkten und attraktive Erlöse zu erwirtschaften.

Die Umsetzung

Ideal für Demand-Response-Anwendungen sind Anlagen, die (fast) immer an bzw. ausgeschaltet sind und die kurzfristig zugeschaltet werden können. Dazu zählen zum Beispiel Pumpen, Elektrolyseanlagen, Verdichter, Mühlen oder Schleifen, wie sie in der Grundstoffchemie, Papierherstellung, Holzverarbeitung, Metall-, Zement oder Nahrungsmittelproduktion vorkommen. Ausserdem sind (kleinere) Erzeugungseinheiten wie Wasserkraftwerke, Biomassekraftwerke, Kehrichtverbrennungsanlagen oder Netzersatzanlagen gut für Demand Response geeignet. Erfahrungswerte zeigen, dass z.B. in Deutschland Nettoerträge von 50 000 bis 60 000 ?/MW für Sekundärregelleistungen und 10 000 bis 20 000 ?/MW für die Minutenreserve solcher Anlagen realisierbar sind.

Demand Response kann von Energieversorgern selbst oder von Dritten, sogenannten Aggregatoren, durchgeführt werden. In beiden Fällen werden dezentrale Lasten und Erzeugungseinheiten an ein zentrales System angeschlossen. Dieses aggregiert die einzelnen Flexibilitätsbausteine zu Produkten für die Vermarktung an Energie- bzw. Regelmärkten. Die Aggregationsplattform stellt dabei gegenüber den Regelmärkten (bzw. dem Übertragungsnetzbetreiber) sicher, dass die angebotene Leistung jederzeit verfügbar ist. Gleichzeitig ermöglicht sie den Anlagen eine Teilnahme am Regelmarkt ohne Risiken für betriebliche Prozesse.

Demand Response in der Schweiz

Im Gegensatz zu den USA gibt es in Europa noch signifikante regulatorische Hürden für den Einsatz von Demand Response. In der Schweiz hingegen sind die regulatorischen Rahmenbedingungen im Vergleich zu vielen anderen europäischen Ländern relativ gut; positiv dazu beigetragen haben vor allem die neuen Vorschriften und Prozesse für Regelpools. Sie schaffen zum einen klare Spielregeln für das Zusammenwirken der Marktakteure. Zum anderen beseitigen sie auch regulatorische Hürden, indem sie die Aggregation von kleinen Einheiten zu einer grösseren mit mindestens 5 MW erlauben. Diese Änderung trat erst Ende 2013 in Kraft und eröffnet so neue Möglichkeiten für Betreiber von kleineren Kraftwerken sowie für Schweizer Industriebetriebe. Seither sind die ersten Projekte für Regelpools in der Schweiz gestartet worden.

Der Schweizer Markt ist auch finanziell interessant. 2012 zahlte Swissgrid über 200 Mio. CHF für Systemdienstleistungen bzw.  Ausgleichsenergie. Insgesamt werden ca. 900 MW primärer, sekundärer und tertiärer Regelleistung zur Frequenzhaltung bereitgehalten. Demand Response kann hier also eine günstigere Alternative zu konventionellen Methoden des Lastausgleichs darstellen. Die Verteilnetzbetreiberin profitiert dabei auf der einen Seite von sinkenden Kosten; auf der anderen Seite realisieren die Verbraucher den Wert ihrer Flexibilität.

Helvetische Vorreiterrolle

Abschliessend lässt sich festhalten, dass Demand Response in Europa eine vielversprechende Möglichkeit zur Optimierung und Stabilisierung des Netzes bietet. Insbesondere in der Schweiz haben sich die Rahmenbedingungen seit Ende 2013 erheblich verbessert. In jedem Fall kann man sagen, dass die Entwicklung von Demand Response erst ganz am Anfang steht. Die Schweiz hat sich damit in eine gute Ausgangsposition gebracht, auf diesem Gebiet eine Vorreiterrolle in Europa einzunehmen.

(Dr. Sabine Erlinghagen/ETH-Zukunftsblog)