Was ist Demand Side Response (DSR)? Dienste, Vergütung und Messung

Demand Side Response (DSR) ist eine gezielte Änderung des Strombezugs eines Standorts, nach unten oder nach oben, wenn das Stromsystem sie anfordert, gegen eine Vergütung oder eine niedrigere Rechnung. Ein Kühlhaus, das in der Abendspitze für eine Stunde seine Verdichter abschaltet, ein Werk, das eine Charge in die Nacht verschiebt, ein Elektrokessel, der bei hoher Windeinspeisung stärker heizt, oder eine Batterie, die hinter dem Zähler entlädt: Das alles ist Demand Side Response.

Der Wert entsteht auf der Netzseite. Eine Bezugssenkung im richtigen Moment leistet für den Systembetreiber dasselbe wie das Anfahren eines Kraftwerks, und sie vermeidet Netzausbau dort, wo ein Kabel oder Transformator an seiner Grenze arbeitet. Der Standort wird für seine Verfügbarkeit, für die tatsächlich erbrachte Energie oder für beides vergütet, und der Nachweis sind die Zählerdaten an seinem Netzanschluss.

Demand Side Response, Demand Response und Demand Side Management

Die Begriffe überschneiden sich, und gesucht wird nach allen.

Die EU-Definition in Artikel 2 Nummer 20 der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/944 lautet sinngemäß: eine Änderung der Stromlast von Endkunden gegenüber ihrem üblichen oder aktuellen Verbrauchsmuster als Reaktion auf Marktsignale, einschließlich zeitvariabler Preise oder Anreizzahlungen, oder durch den Verkauf einer Lastsenkung oder -erhöhung auf einem organisierten Markt, allein oder über Aggregierung.

Peak Shaving und Demand Side Response nutzen dieselbe Technik, reagieren aber auf unterschiedliche Signale. Peak Shaving folgt der eigenen Rechnung: Es kappt das höchste Intervall des Monats. Demand Side Response folgt dem Netz: Der Verbrauch ändert sich, wenn eine externe Stelle abruft, unabhängig davon, ob dieser Moment die eigene Spitze des Standorts ist. Der Leitfaden zu Lastspitzenkappung und Lastverschiebung rechnet den Fall auf der Standortseite durch.

Wie Demand Side Response funktioniert

Jeder DSR-Dienst folgt demselben Ablauf, gleich wer ihn betreibt.

1. Registrieren und qualifizieren. Der Standort, meist über einen Aggregator, registriert eine Einheit beim Dienst, weist Zähler und Steuerweg nach und besteht die vorgeschriebene Prüfung.
2. Verfügbarkeit melden. Die Einheit meldet oder bietet an, wie viel sie wann ändern kann. Manche Dienste vergüten bereits diese Verfügbarkeit.
3. Signal empfangen. Eine Anweisung, ein Zuschlag am Markt, ein Preis oder eine lokale Frequenzmessung löst das Ereignis aus.
4. Last ändern. Die Standortsteuerung schaltet Lasten ab, verschiebt oder ergänzt sie oder setzt Erzeugung oder Speicher ein, innerhalb der Prozessgrenzen.
5. Erbringung messen. Intervall-Zählerdaten am Netzanschluss werden mit einer Baseline verglichen, der Schätzung dessen, was der Standort ohne das Ereignis bezogen hätte.
6. Abrechnen. Der Dienst vergütet Verfügbarkeit und gemessene Erbringung und wendet bei Unterlieferung eine etwaige Pönale an.

Standorte haben selten direkt mit dem Systembetreiber zu tun. Ein Aggregator, auch DSR-Anbieter oder Betreiber eines virtuellen Kraftwerks genannt, bündelt viele Standorte zu einer Einheit, die die Mindestgröße des Dienstes erreicht, registriert sie, bietet sie an und teilt die Erlöse. Die Aufgabe des Standorts ist der physische Teil: eine Last, die sich sicher ändern lässt, ein funktionierender Steuerweg und eine Messung, die belegt, was geschehen ist.

Wie Standorte in Großbritannien für DSR vergütet werden

Großbritannien bietet mehrere Wege, und eine Anlage kann oft mehrere nutzen, sofern die Dienste die Kombination erlauben und dieselbe Reaktion nicht zweimal verkauft wird.

Capacity Market. Der Capacity Market vergütet zuverlässige Leistung, die in einem am 1. Oktober beginnenden Lieferjahr verfügbar ist und vier Jahre (T-4) und ein Jahr (T-1) im Voraus beschafft wird. Eine DSR Capacity Market Unit erhält eine Vergütung je kW gesicherter (de-rated) Leistung und muss ihren Bezug senken, wenn NESO ein System Stress Event ausruft. Eine neue DSR-Einheit kann sich ungeprüft präqualifizieren, muss aber vor dem Lieferjahr einen DSR-Test bestehen.

Balancing Mechanism. Unabhängige Aggregatoren können als Virtual Lead Party am Balancing Mechanism teilnehmen, ohne eine Versorgerlizenz zu halten. Diese Rolle wurde mit der Änderung P344 des Balancing and Settlement Code geschaffen und 2018 von Ofgem genehmigt. Die Änderung P444, die Ofgem im April 2025 genehmigte, führte einen Ausgleich für den Versorger ein, dessen Kunden der Aggregator verschiebt. Eine Balancing-Mechanism-Einheit braucht eine betriebliche Messung und muss dem angebotenen Abruf innerhalb ihrer gemeldeten Parameter folgen.

Demand Flexibility Service. Der Demand Flexibility Service (DFS) von NESO begann im Winter 2022/23. Seit dem 27. November 2024 läuft er ganzjährig als Instrument für die Systemreserve nach Merit Order, und seit dem 9. April 2026 nimmt er Einheiten ab 0,1 MW an, umfasst Erhöhung wie Absenkung, beschafft zonal und bietet eine selbst gemeldete Baseline als Option. Ab dem 7. Oktober 2026 nutzt NESO ihn auch für Engpassmanagement, das es bisher über den Local Constraint Market beschaffte. Die Erbringung wird gegen eine Baseline aus halbstündlichen Zählerdaten gemessen; der Leitfaden zu Baselines rechnet das Standardverfahren durch.

Flexibilität im Verteilnetz. Verteilnetzbetreiber kaufen lokale Flexibilität, um Leitungen und Umspannstationen in ihren Grenzen zu halten, als Alternative zum Netzausbau. Die Produkte sind über das Programm Open Networks der Energy Networks Association vereinheitlicht und vergüten Verfügbarkeit, Abruf oder beides. Der Ort zählt: Nur ein Standort hinter dem engpassbehafteten Netzteil kann den Dienst erbringen.

Frequenzregelung. Die dynamischen Dienste reagieren automatisch auf die lokale Frequenz: DC und DM liefern innerhalb von 1 s die volle Leistung, DR innerhalb von 10 s. Sie passen weit besser zu Batterien als zu den meisten Lasten; der Leitfaden zu Dynamic Response behandelt Kennlinien, Zeitbudget und 20-Hz-Nachweise. Statische Frequenzregelung, die bei einer Frequenzschwelle einen Lastblock schaltet, ist der Weg, der flexiblen Verbrauchern offensteht.

Netz- und Energieentgelte. Ein halbstündlich abgerechneter Standort zahlt Arbeitspreise für die Verteilnetznutzung (DUoS), die nach Zeitband variieren; das rote Band deckt typischerweise die werktägliche Abendspitze in den Zeitfenstern ab, die jeder Netzbetreiber in seinem Entgeltblatt festlegt. Wer Verbrauch aus dem roten Band verlagert, senkt die Rechnung ohne jeden Dienstvertrag. Die Triads sind die drei Halbstunden mit der höchsten Winterlast im Übertragungsnetz. Seit April 2023 ist der Transmission Demand Residual ein fester Betrag nach Standortband (Ofgem-Entscheidung CMP343). Nur das kleinere standortabhängige Entgelt wird noch nach der Triad-Last abgerechnet, daher ist die Vermeidung der Triads viel weniger wert als früher.

Demand Side Response in Irland

Im gesamtirischen Single Electricity Market ist der wichtigste Weg die Demand Side Unit (DSU): ein oder mehrere Individual Demand Sites, die EirGrid oder SONI zur Lastsenkung anweisen können, registriert beim Übertragungsnetzbetreiber und bei SEMO. Eine DSU mit Betriebszertifikat muss in der Kapazitätsauktion bieten, kann Verträge über DS3 System Services schließen und wird im Energiemarkt eingesetzt. Nach der veröffentlichten Anleitung von EirGrid braucht eine DSU mindestens 4 MW, und ein Standort über 10 MW kann eine eigenständige DSU sein, aber nicht mit anderen aggregiert werden. Der Leitfaden zu irischen DSUs behandelt Registrierung, Prüfung, Live-Signale und Leistungsnachweise.

Demand Side Response in der EU

Artikel 17 der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/944 verpflichtet die Mitgliedstaaten, Endkunden, auch solchen, die Laststeuerung über Aggregierung anbieten, die diskriminierungsfreie Teilnahme an allen Strommärkten neben Erzeugern zu ermöglichen. Er erlaubt außerdem unabhängigen Aggregatoren den Marktzugang ohne Zustimmung des Lieferanten des Kunden. Jedes Land hat das auf eigene Weise umgesetzt:

• Spanien: unabhängige Aggregierung und aktive Laststeuerung und die SRAD-Verifizierung;
• Frankreich: NEBCO-Lastflexibilität, der Nachfolger des NEBEF-Mechanismus;
• Italien: TIDE und die UVA-Einheiten;
• Deutschland: § 14a EnWG, nach dem der Verteilnetzbetreiber steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen und Wallboxen gegen ein reduziertes Netzentgelt begrenzen darf.

Die Reform des Strommarktdesigns von 2024, Verordnung (EU) 2024/1747, führte ein Produkt zur Spitzenlastreduktion ein. Es gilt nur, nachdem der Rat eine regionale oder EU-weite Strompreiskrise ausgerufen hat: Die Mitgliedstaaten können dann die Netzbetreiber anweisen, Lastsenkungen zu Spitzenzeiten zu beschaffen. ACER kam am 10. Juli 2025 zu dem Schluss, dass solche Produkte unter normalen Marktbedingungen mehr schaden als nützen würden; außerhalb einer ausgerufenen Krise bleiben daher die bestehenden Märkte der Weg für Laststeuerung.

Welche Lasten teilnehmen können

Eine Last eignet sich für Demand Side Response, wenn sie sich schnell ändern, die Änderung so lange halten kann, wie der Dienst verlangt, und sich ohne Schaden für den Prozess erholt. Möglich macht das gespeicherte Energie: thermische Masse, ein Warmwasserspeicher, ein Reservoir, eine Batterie oder ein Produktionspuffer.

Prüfen Sie zwei Grenzen, bevor eine Anlage angeboten wird. Die erste sind Sicherheit und Prozess: Verriegelungen, Mindestlauf- und Mindeststillstandszeiten sowie Warengrenzen müssen in der lokalen Steuerung bleiben, wie der Leitfaden zu lokaler Steuerung und Verriegelungen beschreibt. Die zweite ist die Genehmigung: Für DSR eingesetzte Generatoren unterliegen Emissionsvorschriften, und ein Notstromaggregat, das nur im Notfall oder zur Prüfung laufen darf, kann ohne passende Genehmigung nicht als Flexibilität angeboten werden.

Durchgerechnetes Beispiel: Ein Kühlhaus senkt 300 kW für zwei Stunden

Ein Kühlhaus mit einem üblichen Abendbezug von etwa 900 kW sagt für ein zweistündiges Ereignis 300 kW Absenkung zu, gemessen in 30-Minuten-Intervallen. Die Verdichter schalten stufenweise ab, und die Warentemperatur steigt während des Ereignisses langsam, sodass das letzte Intervall weniger liefert. Nach dem Ereignis laufen die Verdichter stärker, um die Temperatur wieder herunterzuziehen. Wie lange das Kühlhaus durchhalten kann, bestimmt der Grenzwert der Ware: Tiefgefrorene Lebensmittel müssen bei −18 °C oder kälter bleiben, gekühlte Lebensmittel bei dem Grenzwert, den ihr Land festlegt. Der Leitfaden zu Lagertemperaturen für Lebensmittel nennt diese Grenzwerte, und der Leitfaden zur Fühlerplatzierung beschreibt, wie man die Ware statt der Luft misst.

Zugesagt waren 300 kW über 2 Stunden, also 600 kWh. Der Standort erbrachte 565 kWh, im Mittel 282,5 kW oder 94,2 % der Zusage. Der Nachholeffekt nahm in der folgenden Stunde 105 kWh zurück, sodass netto 460 kWh aus dem Ereigniszeitraum verlagert wurden, und der Bezug erreichte kurz nach dem Ereignis 1.050 kW, 150 kW über dem üblichen Niveau.

Die Vergütung folgt aus diesen Zahlen und den Regeln des Dienstes. Mit rein beispielhaften Preisen, keinen Marktpreisen, von 10 £ je MW und Stunde für die Verfügbarkeit über ein vierstündiges Fenster und 200 £ je MWh für den Abruf:

• Verfügbarkeit: 0,3 MW × 4 h × 10 £/MW/h = 12 £, vor einem etwaigen Leistungsfaktor;
• Abruf: 0,565 MWh × 200 £/MWh = 113 £.

Viele Dienste kürzen die Vergütung, wenn die Erbringung hinter der Zusage zurückbleibt, und manche berücksichtigen Mehrlieferung nicht. Ob der Nachholeffekt zählt, hängt vom Dienst ab: Eine reine Ereignismessung ignoriert ihn, doch fällt er in das eigene Spitzenintervall des Standorts oder in ein rotes Zeitband, kostet er Geld, das die Ereignisvergütung decken muss. Daraus folgen zwei Lehren. Sagen Sie zu, was der Standort bis zum letzten Intervall halten kann, hier etwa 260 kW statt 300 kW. Und steuern Sie die Erholung: Wer die Verdichter über eine Stunde gestaffelt wieder zuschaltet, hält den Nachholeffekt unter der üblichen Spitze.

Was ein Standort braucht: Messung und Nachweis

Messung am Netzanschluss. Der Dienst misst die Änderung an einer festgelegten Grenze, meist am Netzanschluss oder am Abrechnungszähler. Jede andere Last hinter dieser Grenze erscheint im Ergebnis; eine Küche oder eine Produktionslinie, die während des Ereignisses anläuft, verdeckt einen Teil der Reaktion. Eine separate Untermessung der flexiblen Anlage zeigt, was sie geleistet hat, auch wenn der Wert am Netzanschluss gestört ist.

Intervallauflösung. Großbritannien rechnet in 30-Minuten-Perioden ab, und die EU-Leitlinie über den Systemausgleich verlangt eine Bilanzkreisabrechnungsperiode von 15 Minuten. Ein Netzanschlusszähler, der in diesen Intervallen aufzeichnet, ist das Minimum. Schnellere Dienste verlangen mehr: Frequenzregelung wird anhand von 20-Hz-Daten bewertet. Mit dem Rechner für die mittlere Intervallleistung rechnen Sie die Intervallenergie eines Zählers in mittlere kW um.

Eine überprüfbare Baseline. Die Vergütung hängt von der Baseline ab; halten Sie daher genug Historie in denselben Zählerdaten vor, um sie nachzurechnen. Die Standard-Baseline eines Programms kann die Erbringung eines Standorts unterschätzen, dessen Last mit Wetter oder Produktion schwankt.

Eine Aufzeichnung des Steuerwegs. Protokollieren Sie Anweisung, Eingangszeit, ausgeführte Aktion und Anlagenzustand auf derselben Uhr wie die Zählerdaten. Bei Unterlieferung zeigt diese Aufzeichnung, ob die Ursache das Signal, die Steuerung, die Anlage oder die Baseline war.

Ein sicherer Zustand bei Verbindungsverlust. Verliert der Standort während eines Ereignisses die Verbindung zum Aggregator, muss er die Lasten pünktlich zurückgeben. Das Ende des Ereignisses darf nicht davon abhängen, dass eine Nachricht ankommt.

Der Leitfaden zu automatisierter Laststeuerung behandelt Signale, Regelkreis und Inbetriebnahmeprüfungen im Detail.

Demand Side Response mit EpiSensor

EpiSensor liefert die Messung und die lokale Steuerung am Standort. Der Aggregator oder Betreiber des virtuellen Kraftwerks behält Marktregistrierung, Gebote, Abruf und Abrechnung.

Ein ZEM-Stromzähler misst den Netzanschluss und jeden flexiblen Stromkreis in Klasse 0,5S mit seinen Stromsensoren, sodass sich die Reaktion der Anlage von anderen Lasten trennen lässt. Der ZDR-Regler für Lastflexibilität misst eine Drehstromversorgung in derselben Klasse und reagiert innerhalb von 100 ms auf Unterfrequenz: ZDR-20 und ZDR-21 schalten über ein Relais eine Last ab oder einen Generator zu, und der ZDR-22 sendet einer Batterie über Modbus einen Sollwert. ZDR-21 und ZDR-22 ergänzen GPS-Zeit und 20-ms-Ereignisaufzeichnungen.

Ein Gateway mit Edge hält Messwerte und Automationen am Standort. Edge setzt lokale Abbruchbedingungen wie eine Grenztemperatur der Ware durch, speichert die Endaktion eines zeitgesteuerten Ereignisses vor dessen Beginn und leitet die Daten über MQTTS oder HTTPS an die Plattform des Aggregators weiter, sobald die Verbindung steht. Die Leitfäden Lastverschiebung für Kälteanlagen, Lastflexibilität mit Elektrokesseln und Lastflexibilität mit Batteriespeichern beschreiben vollständige Standorte, und die Seite Lastflexibilität und VPP zeigt das Gesamtsystem.