Techno-socio-economic analysis of the impact of dynamic electricity price components on households and low-voltage grids in Germany

Die beschleunigte Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors in Verbindung mit dem steigenden Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stellt die Niederspannungsnetze vor erhebliche Herausforderungen. Der Stromverbrauch muss flexibler gestaltet werden, um die gestiegene Last und die volatilere Stromerzeugung auszugleichen. In Deutschland entsteht ein erhebliches Flexibilitätspotenzial im Haushaltssektor durch den Einsatz von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und PV-Batteriespeichersystemen (PV-BSS). Eine Möglichkeit, diese Flexibilität zu nutzen, besteht in der Einführung dynamischer Strompreiskomponenten. ... mehrDiese Preise werden nach der Nutzungszeit oder der Nachfrage bestimmt, um die Haushalte zu veranlassen, ihre Last zu verschieben oder zu reduzieren. Die primären Komponenten, die in Betracht gezogen werden, sind Beschaffung, Vertrieb und Marge -- dargestellt durch dynamische Stromtarife (DETs) -- sowie Netzentgelte. Während Haushalte in Deutschland ihren Stromtarif frei wählen und entscheiden können, ob sie ihre Flexibilität nutzen möchten, unterliegen die Netzentgelte der Regulierung.

Die vorliegende Dissertation untersucht den Einfluss dynamischer Strompreiskomponenten auf die Flexibilitätsnutzung durch Haushalte, deren Auswirkungen auf das Stromverbrauchsverhalten sowie Niederspannungsnetze. Dabei wird die Möglichkeit einer höheren Netzauslastung sowie das Potenzial zur Verringerung oder Aufschiebung von Netzverstärkungsbedarfen erörtert.

Das techno-sozio-ökonomische Modell \textit{EVaTar}, welches zur systematischen Beantwortung der Forschungsfragen entwickelt wurde, stellt einen innovativen Ansatz in diesem Bereich dar. Der modulare Aufbau des Modells ermöglicht eine umfassende Analyse der ökonomischen Auswirkungen von DETs und unterschiedlicher Netzentgeltsystematiken auf Haushalte die mit verschiedenen flexiblen Technologien ausgestattet sind, sowie der Auswirkungen auf die Netzauslastung und Netzverstärkungsbedarfe. Im Zentrum der methodischen Entwicklung steht die Berücksichtigung des Entscheidungsverhaltens von Haushalten hinsichtlich der Wahl von Stromtarifen und Investitionen in ein Hausenergiemanagementsystem (HEMS). Im Rahmen der Untersuchung wird ein integrierter Ansatz verfolgt, der das Zusammenspiel zwischen der Netzentgeltsystematik und den versorgungsseitigen Stromtarifen, den Anreizen für die Erzeugung erneuerbarer Energien sowie den Entscheidungen der Haushalte bezüglich der Stromtarifwahl und Flexibilitätsnutzung berücksichtigt.

Die Ergebnisse zeigen, dass das flexible Laden von Elektrofahrzeugen dazu beitragen kann, die zukünftigen Strompreise für Haushalte zu senken. Aus Nutzersicht ist die finanzielle Tragfähigkeit der Flexibilitätsnutzung jedoch davon abhängig, ob die mit HEMS und intelligenten Zählern verbundenen Kosten durch die erzielten Kosteneinsparungen kompensiert werden können. DETs bieten insbesondere für Haushalte mit einem Elektrofahrzeug erhebliche finanzielle Vorteile. Für Haushalte mit einer Wärmepumpe kann es je nach den zusätzlichen Kosten für die Nutzung eines intelligenten Zählers rentabler sein, ihren Eigenverbrauch mit einem HEMS zu erhöhen. Die Integration einer PV-Anlage oder eines PV-BSS steigert die Kosteneffizienz von DETs für Haushalte mit einem Elektrofahrzeug oder einer Wärmepumpe zusätzlich.
Aus Netzperspektive kann die Nutzung der Flexibilität der Haushalte dazu beitragen, die Netzauslastung zu erhöhen und den Bedarf an Netzverstärkung zu verringern oder zu verschieben. Dies ist in erster Linie auf die heterogenen Entscheidungen der Haushalte zurückzuführen. Dazu gehören die Wahl zwischen statischen und dynamischen Stromtarifen sowie die Entscheidung über die Investition in ein HEMS. Des Weiteren kann die Implementierung von Netzentgeltsystematiken mit einem Kapazitätsabonnement das Potential für Kosteneinsparungen durch flexible Energienutzung erhöhen. Dadurch wird eine breitere Nutzung der Flexibilität durch die Haushalte gefördert und der Bedarf an Netzverstärkung weiter verringert.

Die vorliegende Arbeit entstand im Rahmen meiner Forschungsarbeit am Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) und an der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermische Systeme (IEG) unter der Betreuung von Prof. Dr. Martin Wietschel am Institut für Industrielle Produktion (IIP) des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT).

The accelerated electrification of the heating and transportation sectors, coupled with the increased share of renewable electricity generation, presents significant challenges for low-voltage grids. Electricity consumption is required to become more flexible to balance the increased load and the more volatile electricity generation. In Germany, substantial flexibility potential is emerging in the residential sector with by the adoption of electric vehicles (EVs), heat pumps (HPs), and PV battery storage systems (PV-BSSs). One option to utilize this flexibility is the implementation of dynamic electricity price components, with prices based on time of use or demand to encourage households to shift or reduce their load. ... mehrThe primary components considered are electricity procurement and retail -- represented by dynamic electricity retail tariffs (DETs) -- and grid charges. While households in Germany are free to choose their electricity retail tariff and decide whether to utilize their flexibility, grid charges remain subject to regulation.

This dissertation examines the influence of dynamic electricity price components on the flexibility utilization by households, their effects on electricity consumption behavior and the low-voltage grids. It addresses the possibility of higher grid utilization and the potential for reducing or deferring the need for grid reinforcement.

The techno-socio-economic model \textit{EVaTar}, developed to answer the research questions systematically, represents a novel approach in this field. Its modular design allows for a comprehensive analysis of the economic impacts of DETs and different grid charge designs on households equipped with various flexible technologies and the impacts on grid utilization and reinforcement needs. Central to the methodological development is the consideration of household decision-making behavior regarding the choice of electricity retail tariffs and investment decisions in a home energy management system (HEMS). An integrated approach is employed, considering the interplay between the grid charge design and utility-side electricity retail tariffs, incentives for renewable energy generation, as well as household decisions on electricity retail tariffs and flexibility utilization.

Results show that flexible EV charging can reduce future household electricity prices. From a user perspective, the financial viability of flexibility utilization depends on offsetting the costs associated with HEMS and smart meters with the cost savings achieved from flexible energy use. DETs offer substantial financial benefits, particularly for households with an EV. Households with a HP may find it more profitable to increase their self-consumption with a HEMS, depending on the additional costs of metering point operation. The integration of a PV system or PV-BSS further enhances the cost-effectiveness of DETs for households with an EV or a HP.
From a grid perspective, leveraging household flexibility can contribute to increasing grid utilization and decreasing or deferring grid reinforcement needs. This is primarily due to the heterogeneous decisions of households. These include the choice of either static or dynamic electricity retail tariffs, and their decisions regarding the investment in a HEMS. In addition, the implementation of grid charge designs with a capacity subscription can enhance the potential for cost savings resulting from flexible energy use, thereby promoting broader flexibility utilization among households and further reducing the need for grid reinforcement.

This thesis was carried out as part of my research at the Fraunhofer Institute for Systems and Innovation Research (ISI) and the Fraunhofer Research Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems (IEG) under the supervision of Prof. Dr. Martin Wietschel at the Institute for Industrial Production (IIP) at the Karlsruhe Institute of Technology (KIT).