Die National Grid ESO gibt in ihrer ersten Einschätzung für den kommenden Winter an, dass das britische Stromnetz in mehreren Phasen mit Engpässen rechnen muss – also Zeiten, in denen die Stromerzeugung in Echtzeit Schwierigkeiten hat, die Nachfrage und die Reserven zu decken. Als Reaktion darauf führt die ESO einen neuen Demand Flexibility Service ein, um das Netz während Spitzenlastzeiten zu entlasten.

In diesem Artikel betrachten wir:

• Die Anforderungen des Demand Flexibility Service.
• Den letztjährigen Testlauf für Haushalte mit Octopus Energy.
• Die Einführung für den Winter 2022/2023.
• Die potenziellen Auswirkungen eines System-„Ereignisses“ auf die nationale Nachfrage.

Wichtigste Erkenntnisse – Spoiler-Alarm!

• National Grid ESO testet diesen Winter, von November 2022 bis März 2023, den neuen Demand Flexibility Service.
• Der Service steht industriellen und gewerblichen Nutzern mit Halbstunden-Zählern sowie Haushalten mit Smart Metern offen.
• Batteriespeicher bleiben größtenteils außen vor, da Anlagen, die am Kapazitätsmarkt, an Systemdienstleistungen oder am Balancing Mechanism teilnehmen, ausgeschlossen sind.
• Wenn der Service während einer Spitzenlastphase im Winter genutzt wird, könnte die nationale Nachfrage um über 2 GW gesenkt werden.

Was ist der Demand Flexibility Service?

Der Schock auf dem europäischen Gasmarkt durch den russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine bringt diesen Winter direkte Risiken und Unsicherheiten für die Netzstabilität mit sich. Während auf der Angebotsseite verschiedene Maßnahmen ergriffen werden, um die Auswirkungen auf Stromverbraucher abzumildern, versucht die ESO, die Betriebsmargen durch Maßnahmen auf der Nachfrageseite zu erhöhen. Dies ist ein neuer Testlauf für einen Demand Side Response Service.

Der Demand Flexibility Service belohnt Teilnehmer dafür, ihren Stromverbrauch während Spitzenzeiten von November 2022 bis März 2023 zu senken. Dadurch wird der Betrieb des Systems erleichtert, indem das Nachfrageprofil zu Spitzenzeiten abgeflacht wird – entweder durch Verschiebung oder Reduktion des Verbrauchs.

Welche Anforderungen gibt es?

Tabelle 1 (unten) zeigt die wichtigsten Anforderungen für die Teilnahme am Service in diesem Winter.

Der Service zielt darauf ab, möglichst viel neue Flexibilität zu gewinnen, indem Anlagen eingebunden werden, die noch nicht an Diensten wie dem Balancing Mechanism oder der Frequenzregelung teilnehmen. Das betrifft sowohl Haushalte mit Smart Metern als auch industrielle und gewerbliche Nutzer mit Halbstunden-Zählern.

Da Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab in der Regel an Systemdienstleistungen und dem Kapazitätsmarkt, oft auch am Balancing Mechanism, teilnehmen, ist nicht zu erwarten, dass große Batteriespeicher beim Demand Flexibility Service zum Einsatz kommen.

Praxisbeispiel: Demand Flexibility Test von ESO und Octopus Energy

Anfang des Jahres haben National Grid ESO und Octopus Energy gemeinsam einen Test zur Lastverschiebung namens „The Big Dirty Turn Down“ durchgeführt. Rund 100.000 Kunden wurden dafür belohnt, ihren Verbrauch in einem festgelegten 2-Stunden-Fenster unter ein persönliches Ziel zu senken.

Die Teilnehmer reduzierten ihren Verbrauch während der Spitzenzeiten im Schnitt um 18 %. Auch wenn ein durchschnittlicher Haushalt pro 2-Stunden-Ereignis nur 23 Pence einsparte, zeigte der Test das große Potenzial für eine relativ manuelle, haushaltsbasierte Flexibilisierung. Steigt der Unterschied zwischen dem Preis während des Ereignisses und außerhalb dieses Zeitraums, erhöhen sich auch die Einnahmen – vorausgesetzt, dies wird an die Verbraucher weitergegeben. Angesichts der für diesen Winter erwarteten großen Preisunterschiede zwischen Spitzen- und Nebenzeiten könnten Haushalte durch die Teilnahme am Demand Flexibility Service deutlich mehr verdienen.

„The Big Dirty Turn Down“ diente als Machbarkeitsnachweis für ein Flexibilitätsmodell auf der Nachfrageseite. Es könnte eine gerechtere Methode zur Glättung der Spitzenlast darstellen als die Reduzierung der Netzentgelte (TNUoS) durch Triad-Vermeidung.

Wie sieht die Einführung des Demand Flexibility Service im Winter 22/23 aus?

Diesen Winter startet National Grid ESO den Demand Flexibility Service landesweit, mit dem Ziel, ihn zu einer attraktiven Option für Energieversorger und Endverbraucher zu machen. Ein zentraler Aspekt wird sein, Vertrauen in die Mengen der Nachfrage-Reduktion und deren Preisbildung zu schaffen. Doch wie funktioniert das?

Stromanbieter fungieren als Vermittler zwischen Verbrauchern und ESO und prognostizieren die verfügbaren Reduktionsmengen. Die ESO beschafft den Demand Flexibility Service von den Anbietern in Einheiten von 1–100 MW zu einem festgelegten Preis (£/MWh) im Day-Ahead-Markt.

Teilnehmer werden nicht für Unter- oder Übererfüllung ihres Reduktionsziels bestraft. Die Vergütung erfolgt anteilig zur tatsächlich erbrachten Reduktion im relevanten Zeitraum. Auch wenn das genaue Vergütungsmodell noch nicht feststeht, ist davon auszugehen, dass es sich grob am Systemungleichgewichtspreis orientiert. In einem BBC-Artikel zum Octopus-Test wurden 6 £/kWh für die Reduktion genannt. Das entspricht 6000 £/MWh, also 150 % mehr als der höchste jemals gezahlte Ungleichgewichtspreis. Es ist jedoch nicht zu erwarten, dass Teilnehmer bei marktnaher Vergütung solche Summen erzielen!

Wie wird die Verbrauchsreduktion gemessen?

Die Reduktion eines Teilnehmers wird vom Anbieter als Differenz zwischen dem tatsächlich gemessenen Verbrauch und dem „Baseline-Verbrauch“ berechnet.

Der Baseline-Verbrauch stellt den erwarteten Verbrauch während des Flexibilitäts-Ereignisses dar, sofern der Teilnehmer nicht am Service teilnimmt. Er wird anhand der letzten 60 Tage ohne Ereignis ermittelt, wobei die 10 jüngsten Werktage und die 4 jüngsten Wochenend- bzw. Feiertage berücksichtigt werden. Dies ähnelt der Baseline-Berechnung für die Präqualifikation am Kapazitätsmarkt. Ein vereinfachtes Beispiel zeigt Abbildung 1 unten.

Die Baseline-Berechnung erfolgt nach dem Ereignis durch den Anbieter. Die aggregierten Daten werden zur Abrechnung und Prüfung an die ESO übermittelt. Abbildung 2 unten zeigt ein beispielhaftes Verbrauchsprofil eines industriellen Teilnehmers im Demand Flexibility Service und dessen Baseline. Die Differenz zwischen beiden Profilen während des Ereigniszeitraums wird zur Berechnung der Verbrauchsreduktion herangezogen.

Wie wirksam kann der Demand Flexibility Service Engpässe im System reduzieren?

Mit einigen vereinfachenden Annahmen zur Beteiligung am Demand Flexibility Service diesen Winter lässt sich abschätzen, inwieweit Engpässe auf der Nachfrageseite entschärft werden können.

Wir schätzen die Spitzenlast für Haushalte und Nicht-Haushalte auf Basis der durchschnittlichen Jahresverbräuche von 2010 bis 2020 und skalieren diese mit nationalen Nachfragedaten auf die Spitzenwerte. Diese sind in Abbildung 3 unten dargestellt.

Wir nehmen eine Verbrauchsreduktion von 20 % während eines Ereignisses an (wie bei den Ergebnissen von Octopus aus dem letzten Winter). Außerdem gehen wir davon aus, dass 20 % der Haushalte mit Smart Meter die Anforderungen erfüllen und teilnehmen möchten, ebenso wie 50 % der gewerblichen Nutzer mit Halbstunden-Zähler. Auf Basis dieser Daten und Annahmen ergibt sich, dass der Demand Flexibility Service das System um etwa 2,4 GW entlasten könnte.

Der Anteil der Haushalte an der Reduktion (0,3 GW) ist deutlich konservativer geschätzt als bei Octopus (1,9 GW), was auf unterschiedliche Annahmen zur Teilnahmequote zurückzuführen ist. Dennoch übersteigt unsere geschätzte Gesamtreduktion von Haushalten und Gewerbe die 2 GW, die National Grid durch die Verzögerung der Stilllegung von vier Kohlekraftwerksblöcken zusätzlich ins System gebracht hat. Das unterstreicht das große Potenzial des Services, auf umweltfreundliche Weise die Betriebsmargen zu erhöhen.

Der Demand Flexibility Service steht vor mehreren Herausforderungen, insbesondere seiner „nicht festen“ Natur: Die Unsicherheit darüber, wie viel Reduktionsvolumen tatsächlich verfügbar ist, bleibt bis zum Ereignis bestehen. Die Beschaffung am Vortag bedeutet, dass ineffiziente Mengen auf Basis der Differenz zwischen Prognose und tatsächlicher Systemlage eingesetzt werden – etwa aufgrund falsch vorhergesagter Wetterlagen.

Wichtigste Erkenntnisse

Der Demand Flexibility Service von National Grid ESO wird diesen Winter getestet. Teilnehmen können industrielle und gewerbliche Nutzer mit Halbstunden-Zählern sowie Haushalte mit Smart Meter.

Die meisten Batteriespeicher sind von der Teilnahme ausgeschlossen, da sie nicht gleichzeitig am Kapazitätsmarkt, Balancing Mechanism oder an Systemdienstleistungen teilnehmen dürfen.

Wir schätzen, dass der Service das Potenzial hat, Engpässe um 2,4 GW zu verringern – mindestens so viel, wie National Grid durch die Verzögerung von Kohlekraftwerksstilllegungen zusätzlich bereitgestellt hat.

Aus den Erfahrungen mit diesem neuen Service in einem herausfordernden Winter könnte die Flexibilisierung der Nachfrage zu einem noch wichtigeren Instrument für ein intelligenteres, effizienteres und CO₂-ärmeres Netzmanagement werden.