Assessing demand flexibility in decentralized electricity systems

Media type: E-Book

Title: Assessing demand flexibility in decentralized electricity systems

Contributor: Kühnbach, Matthias [Verfasser]; Weidlich, Anke [Akademischer Betreuer]; Weidlich, Anke [Sonstige]; Ragwitz, Mario [Sonstige]

Corporation: Albert-Ludwigs-Universität Freiburg, Fakultät für Angewandte Wissenschaften

imprint: Freiburg: Universität, 2022

Extent: Online-Ressource

Language: English

DOI: 10.6094/UNIFR/224428

Identifier:

Keywords: Electricity ; Demand Response ; Flexibility ; Energy system modeling ; Electric vehicles ; Local energy markets ; Prosuming ; (local)doctoralThesis

Origination:

University thesis: Dissertation, Universität Freiburg, 2022

Footnote: frei zugängliche Version unter IDN 1261839722

Description: Abstract: Im Zuge der Transformation des Stromsystems werden regelbare, konventionelle Kraftwerke durch erneuerbare Energien ersetzt. Da ein Großteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien volatil ist, werden alternative Flexibilitätsoptionen benötigt, um zu jeder Zeit einen Ausgleich von Stromangebot und –nachfrage zu schaffen. Aus diesem Grund befasst sich die vorliegende Dissertation mit der Flexibilisierung der Stromnachfrageseite und geht dabei der Frage nach, inwieweit ein dezentral koordinierter Flexibilitätseinsatz aus lokaler sowie aus systemischer Perspektive vorteilhaft sein kann. Aus der Volatilität und Dezentralität der Stromversorgung aus Photovoltaik- und Onshorewindenergie-Anlagen resultieren zwei Herausforderungen: Der große Bedarf an Flexibilität, die die volatile Stromerzeugung integriert sowie die zunehmende Komplexität des Stromsystems durch die hohe Anzahl Erneuerbarer-Energien-Anlagen und daraus resultierende bidirektionale Stromflüsse im Mittel- und Niederspannungsnetz. Angesichts dessen spielen dezentrale Energiesysteme eine wachsende Rolle in der Diskussion zur Weiterentwicklung des Elektrizitätssystems. Die vorliegende Dissertation adressiert die skizzierten Herausforderungen; sie besteht aus vier wissenschaftlichen Papieren und damit vier Bausteinen. Der erste Baustein legt die Motivation dezentraler Energiesysteme dar. Diese sehen vor, Herausforderungen, die aus der zunehmend dezentralen Stromerzeugung resultieren, gleichsam auf dieser Ebene zu adressieren. Dazu wird die lokale Stromerzeugung stärker auf die lokale Nachfrage ausgerichtet, während gleichzeitig Teile der Nachfrage stärker als bislang flexibilisiert werden. Ein wesentlicher Treiber für die Umsetzung dezentraler Energiesysteme ist jedoch auch das Streben nach Energieautonomie. Im Rahmen des ersten Papiers wird daher am Beispiel der Stadt- und Landkreise Süddeutschlands für das Jahr 2030 betrachtet, welche Effekte auftreten, wenn die Energieautonomie auf Stadt- und Landkreisebene durch die verstärkt regionale Nutzung von erneuerbarem Strom erhöht wird. Hierzu wird auch der regionale Einsatz von Flexibilität in Form von Batteriespeichern simuliert. Es zeigt sich, dass eine deutliche Erhöhung der Kapazität Erneuerbarer-Energien-Anlagen in allen untersuchten Regionen wirtschaftlich vorteilhaft ist. Das Erreichen höherer Autarkiegrade verursacht jedoch zusätzliche Kosten und führt zu Überkapazitäten, obgleich die Abhängigkeit vom übergeordneten Stromsystem bestehen bleibt. Der zweite Baustein der Dissertation nimmt Elektrofahrzeuge als eine vielversprechende Flexibilitätsoption in den Blick. Um das zukünftige techno-ökonomische Potenzial des gesteuerten Ladens für Deutschland zu quantifizieren, wird innerhalb dieses Bausteins von einem zentralen System ausgegangen. Im Rahmen der Untersuchung werden ein Lademanagement von Elektrofahrzeugen sowie Rückkopplungen des Strommarktes modelliert. Hierbei wird einerseits untersucht, welchen Implikationen das gesteuerte Laden auf die Systemlast und den Strompreis hat. Andererseits wird analysiert, wie sogenannte Lawineneffekte, die auftreten, wenn eine kritische Masse flexibler Fahrzeuge unkoordiniert auf ein Signal reagiert, vermieden werden können. Aus den Ergebnissen kann geschlussfolgert werden, dass das gesteuerte Laden von Elektrofahrzeugen ein großes Flexibilitätspotenzial mit positiver Systemwirkung bietet, vorausgesetzt, dass Rückkopplungen der Laststeuerung berücksichtigt werden. Der koordinierte Einsatz kann sich jedoch negativ auf die finanzielle Attraktivität des Lademanagements auswirken. Aus den Ergebnissen der ersten beiden Bausteine lässt sich schlussfolgern, dass nachfrageseitige Flexibilitäten wie Elektrofahrzeuge prinzipiell ein hohes Potenzial für den Ausgleich von Stromerzeugung und -nachfrage bieten. Gleichzeitig skizzieren die Bausteine die Herausforderungen, die bei einer zentralen, aber auch in einer dezentralen Koordination dieser Flexibilitäten bestehen. Die Konzeptionierung und Umsetzung dezentraler Stromversorgungskonzepte setzt voraus, dass Informationen zu Stromerzeugung, Stromnachfrage und den daraus resultierenden Flexibilitätspotentialen in hoher Auflösung zur Verfügung stehen. Im Rahmen des dritten Dissertationsbausteins wird deshalb eine Methode entwickelt, mit der ein räumlich und zeitlich hochaufgelöster Datensatz erstellt werden kann. Diese wird angewandt, um die Nachfrage und das Angebot für die deutschen Landkreise im Jahr 2030 zu modellieren. Darüber hinaus wird unter Nutzung der regionalen, stündlichen Energiebilanz regionales Lastmanagement simuliert. Außerdem werden die Landkreise abhängig von der Stromnachfrage- und Angebotsstruktur in Cluster eingeteilt. Die Clusteranalyse unterstreicht die hohe Heterogenität zwischen den Regionen im Hinblick auf die Ausgeglichenheit von Angebot und Nachfrage und die Wirksamkeit von Lastmanagement zur Reduktion von Stromimporten und -exporten: Speziell in urbanen Regionen ist die Effektivität von flexiblen Endverbrauchern zur Integration von erneuerbaren Energien über den Tagesverlauf hoch. Regionen mit mittelgroßen Städten oder solche mit kleineren energieintensiven Industrien haben bereits ohne den Einsatz von Lastmanagement vergleichsweise ausgeglichene Energiebilanzen. Hier kann Lastmanagement dennoch effektiv eingesetzt werden, um durch Lastverschiebungen über den Tagesverlauf den Anteil des regional verbrauchten Stroms nochmals zu erhöhen. Die Modellierung der dezentralen Nachfrageflexibilität im Rahmen des dritten Bausteins der Dissertation basiert hauptsächlich auf technischen Kenngrößen. Funktionierende dezentrale Stromversorgungskonzepte bedürfen darüber hinaus Anreizen, die eine Teilnahme dezentraler Akteure fördern. Dieser Überlegung trägt der vierte Dissertationsbaustein Rechnung: Hierbei wird ein lokaler Strommarkt für Prosumer simuliert. Diese haben die Möglichkeit den flexiblen Anteil ihrer Nachfrage sowohl auf die Stromerzeugung ihrer Erneuerbaren-Energien-Anlagen als auch auf den lokalen Marktpreis anzupassen und minimieren auf diese Weise ihre Strombezugskosten. Der lokale Strommarkt aggregiert den Strombezug und die Stromeinspeisung aller teilnehmenden Prosumer und reflektiert somit die lokale Angebots- und Nachfragesituation. Zur Bewertung wird dieser einerseits mit der Eigenverbrauchsoptimierung der Prosumer und zum anderen mit der Integration der Prosumer in einen zentralen Spotmarkt verglichen. Dabei zeigt sich, dass die direkte Teilnahme an einem zentralen Spotmarkt unter den unterstellten Rahmenbedingungen finanziell für die untersuchten Prosumern attraktiver wäre als die Teilnahme an einem regionalen Handel oder die Eigenversorgung und auch die systemdienlichste Option zur Flexibilitätsnutzung im Hinblick auf die Integration erneuerbarer Energien darstellt. Die Ergebnisse lassen jedoch auch den Schluss zu, dass die Systemdienlichkeit eines lokalen Prosumermarkt höher einzuschätzen ist als die reine Eigenversorgung. In allen vier Bausteinen dieser Dissertation wird die Nutzung von nachfrageseitiger Flexibilität untersucht. Insbesondere wird die Wirkung eines Ausgleichs von Stromerzeugung und -nachfrage in dezentralen Energiesystemen analysiert. Anreize hierfür können nicht-monetär sein, wie das Streben nach Autarkie, oder monetär wie die Minimierung der Strombezugskosten. Die Ergebnisse zeigen, dass das technische Flexibilitätspotenzial vorhanden ist, um die Volatilität der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zumindest in Teilen auszugleichen und somit dazu beizutragen, den durch die Energiewende entstehenden Herausforderungen zu begegnen. Die ökonomische Attraktivität eines lokal begrenzten Ausgleichs von Angebot und Nachfrage ist im Vergleich zu einem überregionalen Handel gering. Verglichen mit der heutzutage üblichen Eigenversorgung von Prosumern zeigt sich jedoch auch die Vorteilhaftigkeit dezentraler Anreize im Hinblick auf die Systemintegration erneuerbarer Energien. Insofern kann die Etablierung dezentraler Energiesysteme eine Möglichkeit darstellen, ein flexibles Verhalten nachfrageseitiger Akteure anzureizen

Abstract: Over the course of the electricity system's transformation, controllable, conventional power plants are increasingly replaced by renewable energy sources. Since a large proportion of renewable electricity is volatile, alternative flexibility options are needed to balance the electricity supply and demand at any given time. This doctoral thesis explores the flexibilization of the electricity demand-side and the extent to which decentrally coordinated flexibility deployment can be beneficial from a local as well as from a systemic perspective. Two challenges result from the volatility and decentralized nature of electricity generated by photovoltaic and onshore wind energy plants: The need for flexibility to integrate volatile power generation, and the increasing complexity of the electricity system due to the high number of power units and resulting bidirectional power flows in the medium- and low-voltage grids. Due to these challenges, decentralized systems are playing a growing role in the discussion on the further development of the electricity system. This thesis addresses the outlined challenges; it consists of four modules, each described in a scientific paper. The first module analyzes the motivation for decentralized electricity systems. A decentralized electricity system is a decentralized approach to the challenges resulting from increasingly distributed (renewable) electricity generation: On the one hand, the challenge is to align local electricity generation more closely with local demand, while, on the other hand, shifting some parts of the electricity demand to balance the available supply, where possible. One of the key drivers for implementing decentralized electricity systems is the concept of regional energy autonomy. Therefore, the first paper examines the effects of increasing energy autonomy on the district level (NUTS-3) in 2030 by expanding renewable electricity (photovoltaic). The analysis is performed for the urban and rural districts of Southern Germany. In this paper, flexibility is considered in the form of battery storage. It can be seen that a significant increase in renewable electricity capacity is economically advantageous in all regions examined. However, achieving higher levels of energy autonomy causes additional costs and leads to overcapacities, although dependence on the overarching power system remains. The second module focuses on electric vehicles as a promising flexibility option. In order to quantify the techno-economic demand response potential of electric vehicles in Germany in the future, a centralized system is assumed within this module. The paper models both the controlled charging of electric vehicles and their feedback of power to the electricity markets. The implications of controlled charging for the system load and the electricity price are explored on the one hand. On the other hand, the avoidance of so-called avalanche effects is analyzed. These occur if a critical mass of electric vehicles react in an uncoordinated manner to a signal. The results indicate that controlled charging of electric vehicles offers substantial flexibility potential and has positive impacts on the system, provided that the incentive signal also considers the (controlled) charging behavior of other electric vehicles. However, the coordinated deployment of flexibility can have a negative impact on the financial attractiveness of controlled charging. From the results of the first two modules, it can be concluded that, in principle, small-scale flexibility resources offer high potential for balancing electricity generation and demand. At the same time, both modules outline the challenges associated with centralized and decentralized coordination of these flexibility resources. The design and implementation of decentralized systems requires high-resolution information on electricity generation, demand and the resulting flexibility potentials. In the third module of the thesis, therefore, a method is developed to create a data set with high spatial and temporal resolution. This method is applied to model the demand and supply for all German regions (again NUTS-3) in 2030. In addition, regional demand response is simulated using the regional hourly energy balance. Furthermore, the regions are grouped based on their structure of electricity demand and supply based on a k-Means clustering algorithm. The cluster analysis highlights the high heterogeneity between regions in terms of the balance of supply and demand and the effectiveness of demand response in reducing electricity imports and exports. In urban regions, the future regional residual load assumes both positive and negative values. Therefore, flexible end users are particularly effective at integrating volatile renewable electricity over the course of the day. Regions with smaller energy-intensive industries or those with medium-sized cities are already comparatively balanced without demand response. However, demand-side flexibility can still be used here to further increase the share of regionally consumed electricity by shifting loads over the course of the day. The modeling of decentralized demand flexibility in the third module of the thesis is based mainly on technical parameters. Functioning decentralized concepts also require incentives that promote the participation of decentralized actors, which are taken into account in the fourth module of the thesis: The paper simulates a local energy market for prosumers. The prosumers have the possibility to adjust the flexible fraction of their demand (electric vehicles and battery storage) according to their generation unit as well as the local market price and to minimize their electricity procurement costs individually. The local energy market aggregates the electricity purchase and feed-in of all participating prosumers and, thus, provides an incentive that reflects the local supply and demand balance. For evaluation purposes, the prosumers' costs and revenues are benchmarked against a self-consumption scenario and integration into a central spot market. The evaluation shows that direct participation in a central spot market would be financially more attractive for the prosumers studied than participation in regional trading or self-consumption under the assumed framework conditions. It also represents the most advantageous option for flexibility use with regard to integrating renewable electricity. However, the results also suggest that, from the overall system perspective, a local prosumer market has higher benefits than self-consumption. All four modules of this thesis examine the use of demand-side flexibility and in particular, the effect of balancing electricity generation and demand in decentralized systems. The incentives for this can be non-monetary, such as striving for energy autonomy, or monetary, such as minimizing electricity procurement costs. The results show that sufficient technical flexibility potential exists to at least partially compensate for the volatility of electricity generation from renewables, and thus to contribute to meeting the challenges posed by the energy transition. Balancing supply and demand on a local level has limited economic attractiveness compared to trading on a supra-regional level. However, when compared to the self-consumption of prosumers today, the advantages of decentralized incentives are clear with regard to integrating renewable energies into the system. Establishing decentralized electricity systems is therefore one option to incentivize flexibility

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