Die meisten aktuellen Demand-Response-Systeme konzentrieren sich auf die Optimierung eines flexiblen Verbrauchs, eines stündlichen Strompreises (Poolpreis) oder des vorherrschenden Stromtarifs. Das ist zwar alles sehr gut, lässt aber den größten Teil des Optimierungspotenzials, das Demand Response zu bieten hat, außer Acht (d. h. Demand Response zur Optimierung von Netzen). Hierfür gibt es mehrere Gründe:

• In den meisten entwickelten Volkswirtschaften macht der Poolpreis für Strom nur etwa ein Drittel der Stromrechnung der Kunden aus. Die anderen zwei Drittel sind Netzgebühren und Steuern.
• Mit einigen Ausnahmen haben die meisten entwickelten Volkswirtschaften Überkapazitäten in der Produktion. Die meisten Engpässe im System treten in den Verteilernetzen auf (insbesondere, da E-Fahrzeuge, Wärmepumpen und dezentrale Erzeugung exponentiell zunehmen). Ein Beispiel: Um 19 Uhr in Stockholm, Schweden, können bestimmte Teile des Verteilernetzes unter starkem Druck stehen, aber der Nordpool (der Strompool, in dem die Strompreise in den nordischen Ländern festgelegt werden) “hat noch reichlich Luft”, so dass die Poolpreise um 19 Uhr nur geringfügig steigen, sagen wir um 10%. Da diese Preise nur 30% des Gesamtpreises ausmachen, beträgt die endgültige Änderung des Gesamtpreises durch den Kunden, der seine Nachfrage von 19 Uhr weg verlagert hat, 10% x30 % =3 %. Wer ist daran interessiert, Demand Response für ein Einsparungspotenzial von 1,5% zu nutzen?

• In den meisten entwickelten Volkswirtschaften liegt das größte Kostensenkungspotenzial in den Einsparungen, die durch die Nachfragesteuerung in den Verteilungsnetzen erzielt werden können. In den meisten europäischen und vielen anderen Ländern machen die Netzentgelte einen höheren Anteil der Stromrechnung aus als der Strom selbst. Während die Poolpreise in den meisten europäischen Ländern in den letzten zehn Jahren stabil geblieben sind, sind die Netzentgelte immer weiter gestiegen, was auf die rekordverdächtig hohen Netzinvestitionen zur Erhöhung der Spitzenlastkapazität zurückzuführen ist. Die Netzentgelte werden jedoch nicht auf einem Angebot-Nachfrage-Markt mit einem dynamischen Preissignal in Echtzeit gebildet. Die Preise sind reguliert und daher statisch. Heute profitieren die Verbraucher nicht von dem Optimierungspotenzial ihres flexiblen Verbrauchs gegenüber Netzengpässen. Mit einem Demand-Response-System, das den Verbrauch von den Stunden, in denen das Netz überlastet ist, auf die Stunden verlagern könnte, in denen das Netz nicht ausgelastet ist, könnte ein großer Teil dieser neuen Investitionen vermieden werden, was zu großen CAPEX-Einsparungen für die DSOs führt (und für die Verbraucher, da sie für diese CAPEX-Investitionen der DSOs über die Netzentgelte zahlen).
• Auch die Stromgebühren und -steuern sind (bis jetzt) gleich geblieben.

Die einzigartige TIA-Technologie von Plexigrid ermöglicht die gleichzeitige Optimierung beliebiger flexibler Verbrauchs-/Produktions-/Speichersysteme:

• Strompreise in Echtzeit (bei den meisten Demand-Response-Plattformen möglich).
• Und auch Echtzeit-Netzüberlastungen und alle anderen Gebühren, Abgaben, Steuern oder Preissignale (nur mit Tia von Plexigrid möglich).

Ein solcher Aufbau ermöglicht die Erfassung des gesamten End-to-End-Optimierungspotenzials, vom Kraftwerk über die Netze bis hin zum Haus oder Unternehmen des Kunden. Die Nutzer können der TIA-Plattform beitreten, ihre flexiblen Geräte (Elektroautos, Batterien, Wärmepumpen...) anschließen, ihre Flexibilitätsgrenzen festlegen (z. B. Wärmepumpe bis zu 1 Stunde während der Spitzenzeit oder bis die Temperatur auf 22 Grad sinkt abschalten, Auto muss bis 6.30 Uhr voll aufgeladen sein) und den maximalen Nutzen aus ihrer Flexibilität ziehen.

Mit TIA können DSOs ihren Kunden dynamische Netzpreissignale anbieten, da sie nun in Echtzeit wissen, wo, wann, warum und durch welche Verbraucher der Engpass entstanden ist und was für die lokale flexible Nachfrage getan werden muss (lokale EVs, Batterien, Wärmepumpen..., die mit der Tia-Plattform in dem Teil des Netzes verbunden sind, in dem der Engpass entsteht). Tia ermöglicht es den DSOs, Lastspitzen in ihren Netzen in Zeitzonen zu verlagern, in denen das Netz nicht ausgelastet ist, und so zweistellige Milliardenbeträge pro Jahr an vermiedenen Kapazitätserweiterungen für Spitzenlasten in ihren Netzen einzusparen und diese Einsparungen mit ihren Kunden zu teilen, entweder direkt durch lokal und dynamisch festgelegte "flexible Netztarife" oder indirekt durch die Teilnahme an Flexibilitätsmärkten (in diesem Fall ermöglicht die TIA-Technologie die Umwandlung lokaler sofortiger Netzengpässe in ein Preissignal auf dem Flexibilitätsmarkt für diejenigen Verbraucher, Aggregatoren oder Flex-Akteure, die zur Behebung dieses Engpasses beitragen können, indem sie die Last von der Spitze weg verlagern oder lokal Strom erzeugen, um den Druck auf das Netz zu verringern). Darüber hinaus ermöglicht TIA eine gleichzeitige Optimierung gegen die Sofort-Pool-Preise, so dass die DSOs, Flex-Kunden, Aggregatoren und andere Flex-Akteure (wie z. B. Batteriebetreiber) das volle Optimierungspotenzial ausschöpfen können, indem sie sich aktiv an der Laststeuerung beteiligen.