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 steigen den 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. Diese 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 ModellEVaTar, 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).