Kurzbeschreibung
(Deutsch)
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Das Streben nach einer nachhaltigen Energieversorgung führt zu einer Umstrukturierung des elektrischen Energiesystems. Verteilte Ressourcen (Erzeugung, Speicher, flexible Lasten) spielen dabei eine wichtige Rolle und prägen vermehrt die tieferen Spannungsebenen. Derzeit sind in einigen Ländern Peer-to-Peer-Plattformen im Einsatz, die einen lokalen Energiehandel ermöglichen. Dies kann für einige Haushalte Kostenvorteile mit sich bringen, für den Netzbetrieb bleiben die Potenziale einer lokalen Koordination der Ressourcen jedoch grösstenteils ungenutzt. Ziel des Projektes ist es, unter dem Gesichtspunkt der Netzdienlichkeit als auch im Sinne einer fairen Kostenverteilung, das Niederspannungsnetz der Zukunft mit erhöhter Durchdringung von erneuerbaren Energien zu ermöglichen. Der Ansatz verfolgt die Lenkung des Kundenverhaltens über dynamische Tarife, welche Einfluss auf die Netzbelastung ausüben, die Attraktivität intelligenter Steuerungsmechanismen erhöhen und schlussendlich ein gesellschaftlich wünschenswertes Verhalten der Netzteilnehmer fördern. Zentral für die Umsetzung des Ziels ist das Verständnis des Wechselspiels zwischen Tarifierung und Kundenreaktion. Dafür werden Marktmechanismen sowie konkrete statische und dynamische Tarifmodelle definiert. Die Grundlage der Modellierung und Umsetzung sind Tools basierend auf Lernalgorithmen (künstliche Intelligenz) zum automatisierten Energiemanagement. Durch die Optimierung und Automatisierung der Interaktionen wird die Grundlage zu einem zuverlässigen und kosteneffizienten Netzbetrieb gelegt. Die Ergebnisse sollen wichtige Daten und Erkenntnisse für das schweizerische Elektrizitätssystem der Zukunft und die künftige Ausgestaltung der regulatorischen Rahmenbedingungen liefern.
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Kurzbeschreibung
(Englisch)
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The desire to render the energy system more sustainable is leading to a restructuring of the electrical energy system. Distributed resources (generation, storage, flexible loads) play an important role and are increasingly shaping the lower voltage levels. Peer-to-peer platforms are currently in use in some countries to enable local energy trading. This can bring cost advantages for some households, but for grid operation the potential of local coordination of resources remains mostly unrealized. The goal of the project is to enable the low-voltage grid of the future with increased penetration of renewable energy by providing a high grid efficiency and fair cost distribution. The approach aims to steer the customer behavior via dynamic tariffs, which influence the grid load, increase the attractiveness of intelligent control mechanisms and finally promote a socially desirable behavior of the grid participants. Central to the implementation of the objective is the understanding of the interplay between tariff setting and customer reactivity. For this purpose, market mechanisms as well as static and dynamic tariff models are defined. The basis for modeling and implementation are tools based on optimization and learning algorithms (artificial intelligence) for automated energy management. By optimizing and automating the interactions, the foundation is laid for reliable and cost-efficient grid operation. The results will provide important data and insights for the Swiss electricity system of the future and the future design of the regulatory framework.
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Kurzbeschreibung
(Französisch)
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La recherche d'un approvisionnement énergétique durable conduit à une restructuration du système énergétique électrique. Les ressources distribuées (production, stockage, charges flexibles) jouent un rôle important dans ce contexte et marquent de plus en plus les niveaux de tension inférieurs. Actuellement, des plateformes peer-to-peer sont utilisées dans certains pays pour permettre le commerce local d'énergie. Cela peut présenter des avantages en termes de coûts pour certains ménages, mais pour l'exploitation du réseau, les potentiels d'une coordination locale des ressources restent en grande partie inexploités. L'objectif du projet est de rendre possible le réseau basse tension du futur avec une pénétration accrue des énergies renouvelables, tant du point de vue de l'utilité du réseau que de la répartition équitable des coûts. L'approche consiste à orienter le comportement des clients par le biais de tarifs dynamiques qui ont une influence sur la charge du réseau, augmentent l'attractivité des mécanismes de contrôle intelligents et encouragent finalement un comportement socialement souhaitable des participants au réseau. La compréhension de l'interaction entre la tarification et la réaction des clients est essentielle pour la mise en œuvre de l'objectif. Pour ce faire, des mécanismes de marché ainsi que des modèles tarifaires statiques et dynamiques concrets sont définis. La modélisation et la mise en œuvre reposent sur des outils basés sur des algorithmes d'apprentissage (intelligence artificielle) pour la gestion automatisée de l'énergie. L'optimisation et l'automatisation des interactions permettront de jeter les bases d'une exploitation fiable et rentable du réseau. Les résultats doivent fournir des données et des connaissances importantes pour le système électrique suisse du futur et pour la conception future des conditions-cadres réglementaires.
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Schlussbericht
(Deutsch)
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Der steigende Einsatz dezentraler erneuerbarer Energiequellen sowie die Elektrifizierung des Transportund Wärmesektors stellen grosse Anforderungen an das Verteilnetz. Zur Bewältigung der entstehenden Herausforderungen hat das Pilotprojekt OrtsNetz den Einsatz von zeitabhängigen Netznutzungstarifen und automatisierter Laststeuerung untersucht, um Leistungsspitzen im Niederspannungsnetz zu vermeiden und die Integration dezentraler Quellen zu erleichtern. In diesem Kontext untersuchte und verglich das Projekt (i) Verhaltensänderungen von Kundinnen und Kunden durch Tarifsignale, (ii) die automatisierte Laststeuerung wichtiger Verbraucher (Boiler, Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge) mit Hilfe von Tarifsignalen und (iii) die direkte Ansteuerung dieser flexiblen Lasten durch den Verteilnetzbetreiber auf Basis einer zentralen Optimierung. Das Pilotprojekt wurde in der Gemeinde Winkel im Kanton Zürich durchgeführt. An drei Transformatorstationen wurden flexible Lasten gesteuert, wobei jede Station einem OrtsNetz-Steuerungsansatz zugeordnet war. Die ersten beiden Ansätze basierten auf einer indirekten Laststeuerung: einem im Voraus festgelegten Time-of-Use Tarif und einem dynamischen Echtzeittarif, der sich an unterschiedliche Netzsituationen anpassen kann. In einem dritten Ansatz wurden die Schaltbefehle mit Hilfe einer zentralen Optimierung festgelegt. Hier erhielten die Kundinnen und Kunden für die Bereitstellung von Flexibilität einen günstigeren Einheitstarif. Auf Grund von technischen Rahmenbedingungen beschränkte sich die Steuerung in allen drei Ansätzen auf das Sperren oder Freigeben der Leistungsaufnahme flexibler Lasten. Insgesamt erhielten 630 Kundinnen und Kunden im Rahmen des Projekts einen neuen Tarif. Von diesen nahmen 546 ohne eine automatisierte Steuerung teil. Für die Steuerung von Boilern und Wärmepumpen wurden 64 Lastschaltgeräte in den Häusern der Kundinnen und Kunden installiert. Zusätzlich haben 42 Kundinnen und Kunden ihre Elektrofahrzeuge als flexible Lasten angemeldet. Die manuelle Änderung des Energieverbrauchs als Reaktion auf die neuen Tarife war im Allgemeinen gering und lag im einstelligen Prozentbereich. Es besteht ein signifikanter Unterschied in der Reaktion von den Kundinnen und Kunden, die sich aktiv für das Projekt angemeldet haben (Opt-in), und jenen, die passiv aufgenommen wurden (Not Opt-out). Dieser Unterschied in der Aktivität ist auch in der Interaktion mit den Teilnehmerumfragen, der OrtsNetz-Plattform und dem freiwilligen lokalen Solarstromhandel zu beobachten. Die Umfrageteilnehmerinnen und -teilnehmer waren im Allgemeinen mit dem Projekt zufrieden und äusserten ein grosses Interesse an neuartigen Tarifen. Im Gegenzug erwarten sie Einsparungen bei ihrer Stromrechnung. Die Analyse der automatisierten Laststeuerung zeigt, dass der dynamische Echtzeittarif im Sommer die grössten Reduzierungen bezüglich der Einspeisespitzen erzielte, gefolgt von der direkten Laststeuerung und dem Time-of-Use-Tarif. Im Winter konnte die direkte Laststeuerung Bezugsspitzen im Vergleich zur weit verbreiteten Rundsteuerung senken. Im Vergleich zu einer Messphase ohne Steuerung der flexiblen Lasten konnten die OrtsNetz-Ansätze die Bezugsspitzen im Winter jedoch nicht reduzieren. Die Erkenntnisse zu Verhaltensänderungen von Kundinnen und Kunden sind durch die im Projekt umgesetzte Bestabrechnung eingeschränkt, die sicherstellte, dass den Teilnehmerinnen und Teilnehmern keine Mehrkosten entstehen konnten. Nichtsdestotrotz ergeben sich aus den Projektergebnissen wichtige Schlussfolgerungen bezüglich der Nutzung neuartiger Tarife. Während Pilotprojekte und Opt-in-Angebote auf starke Reaktionen der Kundinnen und Kunden hindeuten könnten, muss der tatsächliche Einfluss solcher Tarife in der breiten Öffentlichkeit evaluiert werden, wobei die Auswirkungen wesentlich geringer ausfallen könnten. Bezüglich der automatisierten Laststeuerung zeigen die Projektergebnisse, dass sowohl die direkte als auch die indirekte Laststeuerung technisch umsetzbar sind und dass der dynamische Echtzeittarif und die direkte Laststeuerung zu einer höheren Senkung der Leistungsspitzen führen als der Time-of-Use-Tarif. Simulationsergebnisse deuten darauf hin, dass die Steuerung über den Echtzeittarif und die direkte Steuerung weiter optimiert werden könnten, um höhere Spitzensenkungen im Sommer und Winter zu erzielen. Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass der Mehrwert dieser Ansätze mit einer höheren Anzahl an steuerbaren Elektrofahrzeugen steigt.
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Schlussbericht
(Englisch)
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The increasing deployment of decentralized renewable energy sources and the electrification of the transport and heating sectors place great demands on the distribution grid. To meet these challenges, the OrtsNetz pilot project explored the use of time-dependent grid usage tariffs and automated load control to help avoid power peaks in the low-voltage grid and ease the integration of decentralized sources. In this context, the project investigated and compared (i) changes in customer behavior due to tariff signals, (ii) automated load control of large appliances (electric water heaters, heat pumps, and electric vehicles) via tariff signals, and (iii) direct control of these flexible loads by the distribution grid operator based on central optimization. The pilot project was implemented in the municipality of Winkel, located in the canton of Zurich. Flexible loads from three transformer stations were controlled, with one station assigned to each OrtsNetz scheme. The first two settings were based on indirect load control: a pre-planned Time-of-Use tariff and a fully dynamic real-time tariff able to adapt to different grid situations. In a third scheme, loads were directly controlled using a centralized optimization. In return, the customers received a reduced constant grid-usage tariff for providing flexibility to the distribution system operator. For technical feasibility, the control in all three schemes was limited to blocking or unblocking the power consumption of flexible loads. A total of 630 customers received a new tariff for the project. Out of these, 546 participated without a control device. For automatic control of electric water heaters and heat pumps, 64 load control devices were installed at customer houses. Additionally, 42 customers registered their electric vehicles to be used as flexible loads. The manual change in energy consumption in response to the novel tariffs was generally low, on the order of a few percent. A significant difference in the reaction exists between customers who actively signed up to the project (Opt-in) and those who were passively enrolled (Not Opt-out). This difference in engagement is also observable in the interaction with participant surveys, the OrtsNetz platform, and the voluntary market for local solar power. Survey respondents were generally happy with the project and expressed a high desire for novel tariffs. In turn, they expect savings on their electricity bill. The analysis of the automated load control shows that in summer, the dynamic real-time tariff achieved the largest reductions of feed-in peaks, followed by the direct load control scheme and the Time-of-Use tariff. In winter, the direct load control achieved peak reductions when comparing the peaks during the pilot with the ones observed with the standard well-known ripple control. However, none of the OrtsNetz schemes could reduce the consumption peaks in winter compared to a setting without any control of flexible loads. The findings on customer behavior are limited by the best-accounting policy implemented in the project, which ensured that participants could only accumulate savings and never spend more. Nonetheless, the project results have major implications for the use of novel tariffs. While pilot projects and Opt-in offers may suggest strong customer reactions, the real impact of such tariffs must be evaluated among the wider public and may show substantially lower effects. Regarding automated load control, the project results show that the technology for deploying direct and indirect load control schemes is ready and that the dynamic real-time tariff and direct load control outperform the Time-of-Use tariff. Simulation results indicate that the dynamic tariff scheme and direct load control performance could be enhanced to achieve higher peak reductions in summer and winter. Furthermore, it is expected that a larger fleet of controllable electric vehicles would make the benefits of these schemes more evident.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Französisch)
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Le déploiement croissant d’énergie renouvelables décentralisées et l’électrification des secteurs du transport et du chauffage sollicitent fortement le réseau électrique de distribution. Pour relever ces défis, le projet pilote OrtsNetz a exploré l’utilisation de tarifs d’utilisation du réseau variables dans le temps et la mise en place d’un contrôle automatisé de la charge afin d’éviter les pics de puissance sur le réseau basse tension. Le projet a étudié et comparé : (i) les changements de comportement des consommateurs dus aux signaux tarifaires, (ii) le contrôle automatisé de la consommation des principaux appareils électroménagers (chauffe-eau électriques, pompes à chaleur et véhicules électriques) via des signaux tarifaires, et (iii) le contrôle direct de ces appareils par l’opérateur du réseau de distribution avec l’aide d’une optimisation centralisée. Le projet pilote a été mis en oeuvre dans la municipalité de Winkel, située dans le canton de Zurich. Les charges flexibles de trois transformateurs ont été contrôlées. Plus précisément, un schéma de contrôle du projet OrtsNetz a été implémenté par transformateur. Les deux premiers schémas étaient basés sur un contrôle indirect de la charge : un tarif prédéfini à l’avance qui varie en fonction de l’heure et un autre tarif dynamique capable, cette fois-ci, de s’adapter en temps réel aux changements dans le réseau. Dans un troisième schéma, les charges étaient directement contrôlées à l’aide d’une optimisation centralisée. Les consommateurs recevaient en fait un tarif d’utilisation du réseau réduit et constant pour les récompenser leur fléxibilité. Pour des raisons techniques, le contrôle des charges était limité au blocage ou déblocage de la puissance électrique que celles-ci pouvaient consommer. Au total, 630 consommateurs ont bénéficié d’un nouveau tarif pendant ce projet. Parmi eux, 546 ont participé sans dispositif de contrôle. 64 contrôleurs automatisés de chauffe-eau et pompes à chaleur ont aussi été installés chez des consommateurs. De plus, 42 participants ont accepté que leurs véhicules électriques soient utilisés comme charges flexibles. Le changement manuel de la consommation d’énergie en réponse aux nouveaux tarifs était généralement faible, de l’ordre de quelques pourcents. Il y a une différence importante entre les consommateurs qui se sont volontairement engagés dans le projet (Opt-in) et ceux qui ne sont simplement pas désinscrits (Not Opt-out, notamment visible dans la participation aux enquêtes menées auprès des participants et au marché de l’énergie solaire locale, ainsi que dans l’utilisation de la plateforme OrtsNetz. Les consommateurs répondants aux enquêtes étaient généralement satisfaits du projet et ont exprimé leur envie d’obtenir de nouveaux tarifs. En retour, ils espèrent réaliser des économies sur leur facture d’électricité. En été, le tarif dynamique capable de s’adapter en temps réel est celui qui a réduit le plus les pointes d’injection, suivi par le système de contrôle direct de la charge et le tarif d’utilisation variable en fonction de l’heure. En hiver, le contrôle direct de la charge a permis de réduire les pointes de consommation observées pendant le projet pilote en comparaison avec celles observées avec l’utilisation de télécommande centralisée conventionnelle. Cependant, aucun des schémas OrtsNetz n’a pu réduire les pointes de consommation en hiver par rapport à un scénario sans aucun contrôle des charges. Les conclusions sur le comportement des clients sont restreintes par la politique mise en oeuvre lors de ce projet garantissant aux participants uniquement des économies sur leur facture d’électricité. Néanmoins, les résultats du projet ont des implications majeures pour l’utilisation de nouveaux tarifs. Alors que les projets pilotes et les offres Opt-in peuvent suggérer une forte implication des consommateurs, l’impact réel de ces tarifs doit être évalué auprès d’un public plus large ce qui peut montrer des effets substantiellement plus faibles. En ce qui concerne le contrôle automatisé de la charge, les résultats du projet montrent qu’il est technologiquement possible de déployer des systèmes de contrôle directs et indirects. De plus, le tarif dynamique capable de s’adapter en temps réel et le contrôle direct de la charge sont plus performants qu’un tarif variable prédéfini à l’avance. Les résultats de la simulation indiquent que les performances du tarif dynamique et du contrôle direct de la charge pourraient être améliorées. En outre, à l’avenir, davantage de véhicules électriques devraient être connectés au réseau de basse tension ce qui pourrait rendre les avantages de ces schémas tarifaires plus évidents.
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