Kurzbeschreibung
(Deutsch)
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Die sektorale Kopplung und die zunehmende Produktion aus erneuerbaren Energiequellen führen zu einem wachsenden Bedarf an Netzausbau. Durch die Digitalisierung ermöglichte Netztarife könnten einige dieser Erweiterungen vermeiden, indem sie die Verbraucher dazu anregen, ihre Flexibilität zu niedrigeren Kosten zur Verfügung zu stellen. In diesem Projekt werden wir solche effizienten, kostenminimierenden Tarife ableiten. Zunächst wird analysiert, welche Änderungen der Lastflüsse erforderlich sind, um den Netzausbau zu vermeiden. Wir werden dann ein Bottom-up-Modell der Nachfragekurve erstellen, das es uns ermöglicht, die Kosten dieser Lastflussänderungen in Abhängigkeit von der Größe, Häufigkeit und Dauer der Nachfrage- oder Angebotsbeschränkungen für verschiedene Arten von Verbrauchern zu schätzen.
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Schlussbericht
(Deutsch)
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Im Rahmen des NETFLEX Projektes wurde untersucht, wie Netztarife gestaltet werden sollten, um einen effizienten Einsatz von Flexibilitäten als Alternative zum Netzausbau zu ermöglichen.
Arbeitspaket 1
Gemeinsam mit ENIWA wurde zunächst eine konventionelle Netzausbauplanung für das ENIWA Versorgungsgebiet (Aarau und Umgebung) durchgeführt. Aufgrund des Ausbaus von Wärmepumpen und Elektroautos ergab sich je nach Lastszenario ein Anstieg der Spitzenlast um bis zu 76% bis 2030. Im Falle einer konventionellen Netzausbauplanung führe dies zu einen Kostenanstieg um bis zu 25%.
Arbeitspaket 2
In einem nächsten Schritt wurde analysiert, welche Kostentreiber die Kostenzunahme verursachen. Aus dem Vergleich der in den Lastszenarien angenommenen Spitzenlast und des resultierenden Netzausbaubedarfs, sowie einem Vergleich der aktuellen Netzkosten und der Anzahl von Netzanschlusspunkten in verschiedenen Teilnetzgebieten wurde geschätzt, dass rund 2/3 der Kosten durch die Anzahl und Lage der Netzanschlusspunkte (strukturabhängige Kosten) und rund 1/3 der Kosten durch die Netzhöchstlast (leistungsabhängige Kosten) verursacht werden. Daneben werden die Netzkosten durch viele weitere Faktoren beeinflusst, die von den Netznutzern nicht gesteuert werden können.
Arbeitspaket 3
Auf Basis von Umfragen wurden die Kosten von Lastverschiebungen geschätzt. Grundsätzlich erwarten Haushalte für eine einstündige Lastverschiebung pro Woche eine Kompensation von rund 60 CHF pro Jahr für Wärmepumpen und 36 CHF pro Jahr für Elektroautos. Die erwartete Entschädigung stieg im Durchschnitt um rund 4.8 CHF pro Jahr je Stunde zusätzlicher maximaler Unterbrechungsdauer und um 3.6 CHF pro Jahr je zusätzlicher Einschränkung pro Woche. Für Querschnittstechnologien, wie Raumwärme, Warmwasser, Klimaanlagen, Lüftung und Elektroautos betrug die Kompensationsforderung von Gewerbekunden im Mittel rund 10% der Monatsrechnung im Fall von Lastverschiebungen ohne Komforteinbussen und bis 20% der Monatsrechnung im Fall von Lastverschiebungen, die mit Komforteinbussen verbunden sind. Die meisten der im Rahmen des Projektes befragten Haushaltskunden haben eine starke Abneigung gegen Tarife mit variablen Preisen. Knapp 72% der Befragten würden daher lieber einen Einheitstarif mit direkter Laststeuerung abonnieren als einen Tarif mit variablen Preisen mit oder ohne direkte Laststeuerung.
Arbeitspaket 4
Im Rahmen einer stilisierten Simulation wurden die Auswirkung typischer Tarifansätze für einen einzelnen Netzknoten getestet. Im Fall eines hohen Anteils von automatischer Laststeuerung führten Hoch- Niedertarife in unseren Simulationen zu Rebound-Peaks, deren Auftreten in der Praxis auch bereits von verschiedenen EVU bestätigt wurde. Im Vergleich zu einem Szenario mit konstantem Netztarif konnte die Netzhöchstlast in den Simulationen zu WP4 durch Leistungstarife um bis zu 10% und durch direkte Laststeuerung um bis zu 40% gesenkt werden. Dadurch sanken die Gesamtkosten beim Leistungstarif um 2% und bei direkter Laststeuerung um 6%. Im Fall von direkter Laststeuerung sparten Haushalten mit Elektroauto dadurch bis zu 80 CHF pro Jahr und Haushalte mit Wärmepumpe über 100 CHF pro Jahr, das heisst deutlich mehr als ihre Kompensationsforderung aus AP3. Aus konzeptioneller Sicht könnte der Einsatz von Flexibilität über direkte Laststeuerung jedoch noch weiter verbessert werden, indem Flexibilität in Zeiten, in denen das Netz nicht überlastet ist, dafür eingesetzt wird, die Kosten der Stromerzeugung zu senken, oder zusätzliche Erlöse aus dem Verkauf von Regelenergie oder anderen Dienstleistungen zu erzielen. Anstelle einer direkten Laststeuerung durch den Netzbetreiber, empfehlen wir daher eine direkte Laststeuerung durch das EVU, bei der das EVU über entsprechend ausgestaltete dynamische Netzentgelte einen Anreiz erhält, die Lasten nur dann und dort netzdienlich einzusetzen, wo dies zur Behebung von Netzengpässen erforderlich ist. Aus den bisherigen Arbeiten sowie weiterführenden konzeptionellen Überlegungen wurde ein empfohlenes Tarifdesign hergeleitet. Als langfristiges Zielsystem wird empfohlen:
- rund 2/3 der Netzkosten, die von der Netzstruktur abhängen über eine regional unterschiedliche Grundkomponente pro Anschlusspunkt zu verteilen.
- rund 1/3 der Netzkosten, die von der Netzhöchstlast abhängen, entweder über einen dynamischen Arbeitspreis (für EVUs oder Kunden, die Ihre Lasten selbst steuern) oder über einen konstanten Arbeitspreis (für Kunden, deren Lasten durch das EVU gesteuert werden) umzulegen.
Die Netzentgelte sollten:
- Kunden die Möglichkeit geben verschiedene Qualitätsniveaus zu wählen, die von den Netzbetreiber sowohl bei der Netzplanung als auch bei der Engpassbeseitigung berücksichtigt werden.
- symmetrisch ausgestaltet werden, so dass bei Engpässen in Lastrichtung das Entgelt für Ausspeisungen und die Vergütung von Einspeisungen steigt und bei Engpässen in Einspeiserichtung das Entgelt für Ausspeisungen und die Vergütung für Einspeisungen so lange sinkt, bis der Engpass behoben ist.
- regional ausgestaltet werden, sofern dies durch die lokale Netzsituation und regional unterschiedliche Ausbaukosten gerechtfertigt, angesichts der aus höherer Granularität bei dynamischen Netzentgelte entstehenden Messkosten effizient und aus politischer Sicht akzeptabel ist. Der Strommarkt könnte vorzugsweise so weit geöffnet werden, dass Stromkunden zumindest für die wichtigsten flexiblen Lasten (z.B. Wärmepumpe, Boiler, Elektroautos) einen gerätespezifischen Energieliefervertrag eines unabhängigen Lieferanten wählen können.
Als Übergangslösung könnte im Rahmen der aktuellen technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen:
- rund 2/3 der Netzkosten, die von der Netzstruktur abhängen, über einen konstanten Arbeitspreis umgelegt werden, während
- rund 1/3 der Netzkosten, die von der Netzhöchstlast abhängen, entweder über einen regional einheitlichen mehrstufigen Leistungspreis oder einen regional einheitlichen dynamischen Arbeitspreis umgelegt werden.
Arbeitspaket 5
Im letzten Schritt wurde die Netzausbauplanung von ENIWA unter Berücksichtigung der Lastverschiebungen von Haushaltskunden wiederholt. Im Fall einer automatisierten Reaktion aller Wärmepumpen, Elektroautos und Batteriespeicher konnte die Netzlast durch direkte Laststeuerung um 19% und durch einen Leistungstarif um 12% reduziert werden. Dadurch konnten die Netzkosten bei direkter Laststeuerung um 9% und bei einem Leistungstarif um 6% reduziert werden. In einem nächsten Schritt sollen Teile des vorgeschlagenen Zielsystems innerhalb eines Pilot- und Demonstrationsprojektes getestet und weiter verfeinert werden.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Englisch)
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The NETFLEX project investigated how grid tariffs should be designed to enable the efficient use of flexibilities as an alternative to grid expansion.
Work package 1
Together with ENIWA, a conventional grid expansion planning was first carried out for the ENIWA supply area (Aarau and surroundings). Due to the expansion of heat pumps and electric cars, the peak load increased by up to 76% by 2030, depending on the load scenario. In the case of conventional grid expansion planning, this would lead to a cost increase of up to 25%.
Work package 2
In a next step, it was analysed which cost drivers cause the cost increase. From the comparison of the peak load assumed in the load scenarios and the resulting grid expansion demand, as well as a comparison of the current grid costs and the number of grid connection points in different subgrid areas, it was estimated that about 2/3 of the costs are caused by the number and location of the grid connection points (structure-dependent costs) and about 1/3 of the costs are caused by the grid peak load (capacity-dependent costs). In addition, the grid costs are influenced by many other factors that cannot be controlled by the grid users.
Work package 3
Based on surveys, the costs of load shifting were estimated. In principle, households expect to be compensated for a one-hour load shift per week of around CHF 60 per year for heat pumps and CHF 36 per year for electric cars. The expected compensation increased on average by about 4.8 CHF per year per hour of additional maximum interruption time and by 3.6 CHF per year per additional restriction per week. For cross-sectional technologies, such as space heating, hot water, air conditioning, ventilation and electric cars, the compensation demand from commercial customers was on average around 10% of the monthly bill in the case of load shifts without loss of comfort and up to 20% of the monthly bill in the case of load shifts associated with loss of comfort. Most of the household customers surveyed in the project have a strong aversion to tariffs with variable prices. Almost 72% of the respondents would therefore rather subscribe to a uniform tariff with direct load control than a tariff with variable prices with or without direct load control.
Work package 4
In a stylised simulation, the impact of typical tariff approaches for a single network node was tested. In the case of a high proportion of automatic load control, high-low tariffs led to rebound peaks in our simulations, the occurrence of which has also been confirmed in practice by various energy supply companies. Compared to a scenario with a constant grid tariff, the grid peak load in the simulations for WP4 could be reduced by up to 10% through power tariffs and by up to 40% through direct load control. As a result, the total costs fell by 2% in the case of capacity tariffs and by 6% in the case of direct load control. In the case of direct load control, households with an electric car saved up to 80 CHF per year and households with a heat pump saved over 100 CHF per year, i.e. significantly more than their compensation requirement from WP3. From a conceptual point of view, however, the use of flexibility via direct load control could be further improved by using flexibility in times when the grid is not overloaded to reduce the costs of electricity generation or to generate additional revenues from the sale of balancing energy or other services. Instead of direct load control by the grid operator, we therefore recommend direct load control by the electricity supply company, in which the electricity supply company receives an incentive through appropriately designed dynamic grid charges to only use the loads in a grid-serving manner when and where this is necessary to eliminate grid congestions.
A recommended tariff design was derived from the previous work and further conceptual considerations. The recommended long-term target system is
- to distribute around 2/3 of the grid costs, which depend on the grid structure, via a regionally different fixed charge per connection point.
- to allocate about 1/3 of the grid costs, which depend on the grid peak load, either via a dynamic energy charge (for EVUs or customers who control their loads themselves) or via a constant energy charge (for customers whose loads are controlled by the EVU).
Network charges should:
- allow consumers to choose different quality levels that are considered by the grid operators in both grid planning and congestion elimination.
- be designed symmetrically, so that in case of congestion caused by load the charge for withdrawals and the remuneration for injections increases and in the event of congestion caused by injections the charge for withdrawals and the remuneration for injections decreases until the congestion is removed.
- be regionally structured, provided that this is justified by the local grid situation and regionally different grid expansion costs, efficient in view of the metering costs arising from higher granularity in dynamic grid charges and acceptable from a political point of view.
The electricity market could preferably be opened up to the extent that electricity customers can choose an appliance-specific energy supply contract from an independent supplier, at least for the most important flexible loads (e.g. heat pump, boiler, electric cars).
As a transitional solution, within the current technical and legal framework:
- around 2/3 of the grid costs, which depend on the grid structure, could be allocated via a constant energy charge, while
- around 1/3 of the grid costs, which depend on the grid maximum load, are allocated either via a regionally uniform multi-tier capacity charge or a regionally uniform dynamic energy charge.
Work package 5
In the last step, ENIWA's grid expansion planning was repeated, taking load shifts of residential customers into account. In the case of an automated response of all heat pumps, electric cars and battery storage, the grid peak-load could be reduced by 19% through direct load control and by 12% through a capacity tariff. As a result, the grid costs could be reduced by 9% with direct load control and by 6% with a capacity tariff. In a next step, parts of the proposed target system will be tested and further refined within a pilot and demonstration project.
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Schlussbericht
(Französisch)
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Dans le cadre du projet NETFLEX, on a étudié la manière dont les tarifs de réseau devraient être conçus pour permettre une utilisation efficace des flexibilités comme alternative à l'extension du réseau.
Paquet de travail 1
en collaboration avec ENIWA, une planification conventionnelle de l'extension du réseau a d'abord été réalisée pour la zone d'approvisionnement d'ENIWA (Aarau et ses environs). En raison du développement des pompes à chaleur et des voitures électriques, il en résulte, selon le scénario de charge, une augmentation de la charge de pointe allant jusqu'à 76% d'ici 2030. Dans le cas d'une planification conventionnelle de l'extension du réseau, cela entraîne une augmentation des coûts allant jusqu'à 25%.
Paquet de travail 2
l'étape suivante a consisté à analyser les facteurs à l'origine de l'augmentation des coûts. En comparant la charge de pointe supposée dans les scénarios de charge et le besoin d'extension du réseau qui en résulte, ainsi qu'en comparant les coûts actuels du réseau et le nombre de points de raccordement au réseau dans différentes zones de réseau partiel, on a estimé qu'environ 2/3 des coûts sont causés par le nombre et la localisation des points de raccordement au réseau (coûts dépendant de la structure) et environ 1/3 des coûts par la charge maximale du réseau (coûts dépendant de la puissance). En outre, les coûts du réseau sont influencés par de nombreux autres facteurs qui ne peuvent pas être contrôlés par les utilisateurs du réseau.
Paquet de travail 3
les coûts pour le décalage de charges ont été estimés sur la base de sondages. En principe, les ménages s'attendent à une compensation d'environ 60 CHF par an pour le décalage d’une pompe à chaleur et 36 CHF par an pour le décalage d’une voiture électrique d’une heure par semaine. La compensation attendue a augmenté en moyenne d'environ 4,8 CHF par an par heure d'interruption maximale supplémentaire et de 3,6 CHF par an par restriction supplémentaire par semaine. Pour les technologies transversales telles que le chauffage des locaux, l'eau chaude, la climatisation, la ventilation et les voitures électriques, la demande de compensation des clients commerciaux s'élevait en moyenne à environ 10% de la facture mensuelle dans le cas de délestages sans perte de confort et jusqu'à 20% de la facture mensuelle dans le cas de décalages qui entraînant des pertes de confort. La plupart des clients résidentiels interrogés dans le cadre du projet ont une forte aversion pour les tarifs à prix variables. Près de 72% des personnes interrogées préféreraient donc s'abonner à un tarif unique avec gestion directe de la charge plutôt qu'à un tarif à prix variable avec ou sans gestion directe de la charge.
Paquet de travail 4
dans le cadre d'une simulation stylisée, l'impact de tarifs typiques a été testé pour un seul noeud de réseau. Dans le cas d'une forte proportion de contrôle automatique de la charge, les tarifs haut et bas ont conduit à des pics de rebond dans nos simulations, dont l'apparition a aussi été confirmée dans la pratique par différentes entreprises de distribution d'électricité. Par rapport à un scénario à tarif de réseau constant, les tarifs de puissance ont permis de réduire la charge maximale du réseau jusqu'à 10% et le contrôle direct de la charge jusqu'à 40% dans les simulations du paquet de travail 4. Les coûts totaux ont ainsi diminué de 2% pour le tarif de puissance et de 6% pour le contrôle direct de la charge. Dans le cas du pilotage direct de la charge, les ménages équipés d'une voiture électrique ont économisé jusqu'à 80 CHF par an et les ménages équipés d'une pompe à chaleur plus de 100 CHF par an, c'est-à-dire nettement plus que leur demande de compensation du PA3. D'un point de vue conceptuel, l'utilisation de la flexibilité par le biais de la gestion directe de la charge pourrait toutefois être encore améliorée en utilisant la flexibilité pendant les périodes où le réseau n'est pas surchargé pour réduire les coûts de production d'électricité ou pour obtenir des revenus supplémentaires par la vente d'énergie de réglage ou d'autres services. Au lieu d'une gestion directe de la charge par le gestionnaire de réseau, nous recommandons donc une gestion directe de la charge par l'entreprise d'approvisionnement en électricité, dans le cadre de laquelle l'entreprise d'approvisionnement en électricité est incitée, par le biais de rémunérations dynamiques du réseau conçues en conséquence, à n'utiliser les charges de manière utile pour le réseau que lorsque cela s'avère nécessaire pour éliminer les congestions du réseau. Les travaux réalisés jusqu'à présent ainsi que des réflexions conceptuelles plus poussées ont permis de définir la conception recommandée des tarifs suivante :
- de répartir environ 2/3 des coûts de réseau, qui dépendent de la structure du réseau, par le biais d'une composante de base par point de raccordement, différente selon les régions.
- de répartir environ 1/3 des coûts de réseau qui dépendent de la charge maximale du réseau soit par un prix de travail dynamique (pour les Fournisseurs d’énergie ou les clients qui gèrent eux-mêmes leurs charges) soit par un prix de travail constant (pour les clients dont les charges sont contrôlées par le fournisseur d’énergie).
Les tarifs de réseau devraient :
- distinguer les niveaux de qualité qui sont pris en compte par les gestionnaires de réseau lors de la planification du réseau et de l'élimination des congestions.
- être conçues de manière symétrique, de sorte qu'en cas de congestion dans le sens de la charge, la rétribution des soutirages et la rémunération des injections augmentent et qu'en cas de congestion dans le sens de l'injection, la rétribution des soutirages et la rémunération des injections diminuent jusqu'à ce que la congestion soit éliminée.
- varier d’une région à l’autre, pour autant que cela soit justifié par la situation locale du réseau et les coûts de développement différents selon les régions, que cela soit efficace compte tenu des coûts de mesure résultant d'une plus grande granularité des tarifs de réseau dynamiques et que cela soit acceptable d'un point de vue politique. Le marché de l'électricité pourrait de préférence être suffisamment ouvert pour que les clients de l'électricité puissent choisir un contrat de fourniture d'énergie différent pour chaque appareil d'un fournisseur indépendant, au moins pour les principales charges flexibles (p. ex. pompe à chaleur, chauffe-eau, voitures électriques).
A titre de solution transitoire, dans le cadre des conditions techniques et juridiques actuelles, on pourrait envisager que :
- environ 2/3 des coûts de réseau, qui dépendent de la structure du réseau, soient répartis via un prix de travail constant, tandis que
- environ 1/3 des coûts de réseau qui dépendent de la charge maximale du réseau, soient répartis soit par un prix de puissance à plusieurs niveaux mais uniforme au niveau régional, soit par un prix de travail dynamique uniforme au niveau régional.
Package de travail 5
Dans la dernière étape, la planification de l'extension du réseau de l'ENIWA a été répétée en tenant compte des décalages de charge de clients résidentiels. Dans le cas d'une réaction automatisée de toutes les pompes à chaleur, des voitures électriques et des accumulateurs à batterie, la charge du réseau a pu être réduite de 19% par un contrôle direct des charges et de 12% par un tarif de puissance. Cela a permis de réduire les coûts du réseau de 9% en cas de contrôle directe des charges et de 6% en cas de tarif de puissance. Dans une prochaine étape, certaines parties du système cible proposé seront testées et affinées dans le cadre d'un projet pilote et de démonstration.
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