Das Elektrizitätssystem ist heutzutage vielen neuen Herausforderungen ausgesetzt, wie dem jährlichen Verbrauchsanstieg, einem zunehmenden Anteil dezentraler RES, einer schwer finanzierbaren, alternden Infrastruktur, langen Amortisationszeiten bei Neuprojekten aber auch dem zunehmenden öffentlichen Widerstand gegen neue Projekte. Verbraucherseitige Maßnahmen können dazu beitragen, das Gesamtsystem technisch und wirtschaftlich effizienter zu betreiben sowie das Ungleichgewicht von Elektrizitätsangebot und Nachfrage besser auszuregeln. Das elektrische Energiesystem muss hinsichtlich Erzeugung und Netzbetrieb auf Spitzenbelastungen ausgelegt sein. So werden rund 10 % der Erzeugungsinfrastruktur betrieben, um Spitzen abzudecken, welche weniger als 1 % der Zeit auftreten. Dieser Trend wird durch die zunehmende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien weiter verstärkt.
Der Fokus des Projekts EDRC lag in der die Erforschung von beyond state of the art Demand Response Technologien, welche verschiedene Stakeholder-Interessen (TSO, DSO, Energieversorger, Industrie) durch die Kombination von neuen, übergreifenden Business Modellen adressieren. Mit einem breiten Spektrum steuerbarer Kapazitäten aus verschiedenen Bereichen (von Kühlsystemen bis komplexen Industrieprozessen) und Branchen (von Krankenhäusern bis zur Stahlindustrie) entsteht eine große Menge an dezentralen, aggregierbaren und steuerbaren Lasten, diese Flexibilitäten können auf unterschiedlichen Strommärkte angeboten werden.
Die Erforschung von kommerziellen, marktbezogenen, technologischen, umweltbezogenen und sozialen Aspekten basierte einerseits auf internationalen Literaturrecherchen sowie Experten Workshops und Interviews. Aufbauend darauf wurden detaillierte Potenzialanalysen durchgeführt und neue Anwendungskonzepte und Geschäftsmodelle entwickelt. Zusätzlich erfolgte eine tiefgehende Simulation der Auswirkungen auf das Elektrizitätssystem mit Hilfe des Gesamtsystemmodells ATLANTIS.
Es zeigte sich, dass die Bereitstellung von Tertiärregelleistung sowie der interne Bilanz- gruppenausgleich unter den heutigen Rahmenbedingungen die interessantesten Anwendungsfälle darstellen. Aus der Sicht des Übertragungsnetzbetreibers stellen auch Redispatchmaßnahmen und Notfallsreserven potenzielle Anwendungsgebiete dar. Durch die Analyse von Geschäftsmodellen wurde ersichtlich, dass die jährlichen Kosten für eine Demand Response Lösung in Österreich nicht über 50.000 EUR liegen sollten. Grundsätzlich sollte eine Vielzahl von Lasten in einem Pool aggregiert werden, wobei die Bildung einer Demand Response Bilanzgruppe eine vielversprechende Option darstellt. Viele Stakeholder waren sich des schwierigen Marktumfeldes bewusst, betonten aber zugleich die zunehmende Bedeutung von Demand Response in den nächsten Jahren. Für Stromlieferanten kann Demand Response für die Kundenbindung sowie die Aufwertung der eigenen Markenstrategie einen wertvollen Beitrag liefern. Verteilnetzbetreiber sehen einen mittelfristig entstehenden Bedarf an Lastmanagementsystemen, wobei die Kombination aus technisch erforderlichen und marktgetriebenen Maßnahmen zum Ziel führen dürfte. Für dieses Einsatzgebiet wurde das Konzept des dual-VPP entwickelt. Noch zu überwindende Hemmnisse treten v.a. in den Bereichen Monitoring, Baseline-Berechnung, technische Kommunikation sowie Bewusstseinsbildung auf. Im letzten Bereich konnte das Projekt durch unterschiedlichste Kommunikationswege deutliche Fortschritte in Österreich erzielen.
Die positiven Auswirkungen von Demand Response wurden durch tiefgehende Simulationen des Elektrizitätssystems nachgewiesen. Insbesondere die Reduktion der Erzeugungskosten sowie das Potenzial zur Senkung der CO2-Emissionen und die mögliche Unterstützung der RES-Integration und des Netzbetriebs sind hier hervorzuheben.
