VPPs könnten bis 2035 15% der Spitzennachfrage in Kalifornien abdecken, indem sie Batterien aus dem Haushalt verwenden.

Er wurde von der gemeinnützigen Organisation Gridlab in Auftrag gegeben und untersuchte fünf kommerziell verfügbare Technologien: Smart-Thermostat-basierte Klimaanlagensteuerung, Batterien hinter dem Zähler, das Laden von Elektrofahrzeugen in Wohnhäusern, grid-interaktive Warmwasserbereitung und automatisierte Demand-Response-Systeme für große Gewerbegebäude und Industrieanlagen.

Die fünf zusammen könnten bis 2035 über 7,5 GW Kapazität darstellen, was einer etwa fünffachen Steigerung gegenüber der aktuellen Demand Response (DR) in Kalifornien entspricht, die in der Resource Adequacy verwendet wird.

Die Einführung von VPPs in Kalifornien könnte nicht nur Einsparungen von über einer halben Milliarde Dollar für die Verbraucher generieren, sondern auch Systemkosten von über 750 Millionen US-Dollar pro Jahr vermeiden. Dies würde zu weniger neuen Kraftwerken und weniger notwendigen Aufrüstungen in Übertragungsleitungen führen und Risiken im Zusammenhang mit Verzögerungen bei der Zusammenschaltung reduzieren. Dies ist ein immer größer werdendes Problem in den USA, mit fast 1 TW Solar-PV-Kapazität in den Warteschlangen für die Zusammenschaltung bis Ende 2022.

Ein früherer Bericht der Brattle Group schätzte, dass VPPs US-Versorgungsunternehmen in den nächsten zehn Jahren bis zu 35 Milliarden US-Dollar sparen könnten, wenn 60 GW VPPs eingesetzt werden.

“Angesichts der schnell steigenden Stromrechnungen im ganzen Bundesstaat zeigt dieser Bericht das enorme Potenzial von VPPs, erschwingliche, saubere Erzeugungskapazität sowie kritische Unterstützung für die Netzzuverlässigkeit bereitzustellen,” sagte Ric O’Connell, Geschäftsführer von Gridlab.