Beim Technologietag im ABB Forschungszentrum zu Industrie 4.0 war auch Demand Site Management eines der Agendapunkte. Die ABB hat die E.ON Smart-Grid-Leitwarte im schwedischen Malmö installiert, welche vor einigen Tagen den Testbetrieb aufgenommen hat. Dort wird auch Demand Site Management (DSM) verprobt auf Basis von Wärmepumpen, war im Vortrag zu hören.

In Deutschland ist Demand Responds/Demand Site Management nach der Smart-Grid Roadmap des BDEW vom letzten Jahr erst für 2017 geplant. Vielleicht erst so spät, da wir bereits heute in Teilen DSM haben, vielleicht aber auch, weil es der Markt schlicht nicht hergibt.

Generell muss im Stromnetz zu jedem Zeitpunkt immer soviel eingespeist werden, wie im selben Moment entnommen wird. Schwankt die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazitäten zum Beispiel bei einem Gewitter durch Kraftwerksausfälle, so müssen entweder andere Erzeuger zeitgleich einspringen, oder der Verbrauch reduziert werden. Unter Demand Side Management versteht man das Managen der Verbrauchsseite. Beim Vortrag der ABB wurden die Erzeuger in Aggregationen zu einem virtuellen Kraftwerk gebündelt, die direkt mit einer Anzahl von Stromabnehmern in Verbindung stehen:

Unter den Begriff Demand Side Management (DSM) versteht man das aktive Schalten von Lasten auf vertraglicher Basis zwischen dem Verbraucher und dem Betreiber des virtuellen Kraftwerks oder direkt mit dem Netzbetreiber.

Die Probleme, die für eine zügige Realisierung von DSM sprechen klingen plausibel, denn wenn es zwei theoretische Stellschrauben gibt, ist es wenig sinnvoll, wenn man diese nicht nutzt. Tatsache ist allerdings, dass es in Deutschland viel zu oft heißt: Option nicht verfügbar.

Wahrscheinlich wird das Thema DSM in Deutschland deshalb so stiefmütterlich behandelt, da die Demand-Side der Stromkunde ist. Für diesen existiert jedoch nur das Konzept „Zählpunktnummer“ und nicht Kunde mit persönlichen Interessen und Präferenzen. Der Versandhandel von Elektronen über Kupferautobahnen kennt keine Fußballländerspiele und auch keinen Weihnachtsbraten.

Da das Problem existiert – und auch durch volatile Erzeugung aus Sonne und Wind tendenziell zunimmt – wird bereits einige Jahre ein gegenläufiger Lösungsweg beschritten. Anstelle einige Kraftwerke zu einem virtuellen Kraftwerk zusammenzuschließen, die dediziert Verträge mit einigen Kunden haben (die Rolle des Stromnetzes zur Vereinfachung entfernt), wird versucht ein möglichst großes Meer aus Strom zu schaffen. Ein Verbesserung der Netze dahingehend, dass möglichst weiträumig der Austausch stattfinden kann. In der Konsequenz entstanden so die Pläne für den Netzsausbau auf der einen Seite und die Price-Coupling-Regions auf der anderen Seite. Weite Teile Europas werden durch das Verbundnetz und die bestehenden Netzkopplungen zu einem großen Strommeer und einer großen „Demand Side“.

Im Projekt Modellstadt Mannheim kam man zu dem Ergebnis, dass 6%-8% des privaten Stromverbrauchs verschiebbar sind  und die überwältigende Mehrheit von 90% der Verbraucher  dynamische Strompreise wünschen (blog.stromhaltig berichtete). Preissignale sind eines der wichtigsten Elemente für das DSM. Wie diese umgesetzt werden können ist bekannt, auch bieten existierende Konzepte wie der Grünstromindex bereits Erfarungen. Es scheitert allerdings an der tatsächlichen Marktsituation und dem Unbundling des Netzbetriebs (vergl. Nachgefragt bei der EnBW zu unstetigen Lasten).

Das eigentliche Problem dürfte an der „Wertschöpfung durch Handel“ liegen, welches zu einer massiven Verzerrung der eigentlichen physikalischen „Demand Side“ geführt hat.  Private Stromkunden zahlen heute an einen Stromanbieter, welcher nach dem sogenannten H0-Lastprofil aus den späten 1990er Jahren einen angenommenen Verbrauch eindeckt, dass heißt irgendwie dafür sorgt, dass Kraftwerke für den Kunden einspeisen. Dieses Lastprofil kennt aber kein Glühbirnenverbot und auch keine Effizienzbestimmungen für Stand-By Geräte. Dies führt dazu, dass regelmäßig in den Nachtstunden mehr Strom eingespeist wird, als tatsächlich von den Kunden benötigt wird. Es ist den Stromanbietern auch nicht möglich etwas anderes als die H0-Lastprofile zu liefern, selbst wenn der Kunde noch so bettelt.

Tatsächliches Demand-Side-Management können nur die Verteilnetzbetreiber erbringen. Diese haben die Möglichkeit per Rundsteuersignal zum Beispiel die Wärmepumpen an- und abzuschalten. Nur dort findet eine Leistungsmessung über ganze Ortschaften (Netzsegmente) statt und lassen sich die Anforderungen der Stromkunden analysieren. Durch das Unbundling der Netze von der Erzeugung und dem Vertrieb, haben die Netzbetreiber jedoch keine Möglichkeit ein preisliches Signal an die Verbraucher zu schicken.

Ganz anders sieht das Bild bei den Sondertarifkunden aus, also Kunden mit einem so hohen Stromverbrauch, dass sie nicht über Standardlastprofile eingedeckt werden. Zumeist Industriekunden können bereits heute sehr gezielte Stromlieferverträge verhandeln, bei denen es auch entsprechende Boni für Flexibilität gibt.

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