Comments Off on The joy of flex: Embracing household demand-side flexibility as a power system resource for Europe
To meet its 2050 climate goals, Europe will need to purge its power sector of carbon emissions by the mid-2030s. This means integrating renewable energy resources such as wind and solar at an unprecedented scale and pace. Only one path allows for rapid decarbonisation while maintaining a reliable energy system, minimising system costs and increasing energy democracy. We must ensure that customers have the incentives and tools they need to adjust the flexible portion of their electricity use in ways that are beneficial for the system.
Flexible resources are essential to balance supply and demand and make best use of renewable generation.
In addition to climate impacts, the most recent energy price crisis has underscored the urgent need to release Europe from gas dependency — and therefore from exposure to gas price volatility — by progressing swiftly to a clean, efficient and electrified energy system.
This paper focuses on the greatest untapped source of flexible demand across Europe: household flexibility. Households can increasingly shift how and when they use electricity, without compromising utility or comfort, thanks to new digital technologies and storage. Yet, as the users with the lowest individual electricity use, they often face the greatest barriers. If enabled effectively, through inclusive access to flexible assets, markets and retail offers, there is an opportunity to improve energy services and reduce costs, which is particularly important for low-income and vulnerable households.
For household demand-side flexibility to take its rightful place in the energy transition, swift and concurrent effort is needed on multiple levels of policy and regulation. Underpinning this process is the principle that demand-side flexibility is more than an individual customer right; it’s a vital, cost-effective power system resource that should be valued as such.
Europe needs a cohesive regulatory strategy to create the infrastructure that will enable large-scale, aggregated customer flexibility. As a starting point, this paper presents a five-point action plan for scaling up household flexibility in Europe, with specific recommendations for carrying out each action.
Action 1: Create robust tools for measuring and valuing customer flexibility.
Action 2: Incentivise flexibility through energy market price signals.
Action 3: Ensure a level playing field for demand-side resources.
Action 4: Accelerate installation of flexible assets in homes.
Action 5: Make flexible actions easy and safe for customers.
By investing now in strategies that wholeheartedly embrace household demand-side flexibility as a power system resource, Europe can avoid paying a much higher price later.
Comments Off on The time is now: smart charging of electric vehicles (Webinar)
European policymakers and car manufacturers are increasingly committing to the phaseout of internal combustion engine vehicles. With this shift to electric transport, tariffs and services for so-called smart charging of EVs bring significant value to consumers and the power sector. Now is the time to build a robust regulatory framework to expand the markets for these offerings consistently across the entire continent.
On 25 May, the Electrification Academy welcomes Jaap Burger and Julia Hildermeier of the Regulatory Assistance Project (RAP) to share the findings of their study The time is now: smart charging of electric vehicles. The authors, who analysed 139 smart charging tariffs and services across Europe, will share:
A brief overview of the benefits of smart charging for users and the power system.
Innovative approaches and best practice examples of dedicated EV tariffs and services.
Recommendations to accelerate the use of smart charging.
Comments Off on The time is now: smart charging of electric vehicles
The transition to zero-emission mobility and a decarbonised energy system are best planned in tandem, and electric vehicles will play a key role in both shifts in the coming years. Automakers are already committing to phasing out internal combustion engine vehicles, making Europe’s transport future electric. EVs are more than a cleaner vehicle; they are a powerful resource for consumers and power sector actors. It is critical, therefore, to draw the most value from charging electric vehicles through so-called smart charging. Smart charging means charging a vehicle flexibly to lower costs for EV drivers and grid companies, to accommodate the integration of renewable energy sources and to minimise EVs’ collective impact on the power system.
Now is the perfect time to lay the groundwork for a robust regulatory framework that fosters a market for smart charging tariffs and services. By designing policy measures in a consistent manner across Europe, legislators can help ensure that the EV services market can prosper and capture the benefits smart charging offers. To this end, RAP analysed 139 tariffs and services available across Europe that specifically involve smart charging to highlight best practices and innovative approaches.
To ensure that all Europeans can charge smartly wherever they are on the continent, RAP recommends that policymakers:
Make smart charging the default everywhere.
Make public charging smart too.
Empower consumers to make informed choices.
Improve rewards for consumer flexibility.
Stack multiple services for smart charging to increase individual and system benefits.
Comments Off on Unlocking demand-side response in Turkey
Turkey’s energy system has vast potential for integrating renewable energy and for smart technology innovation. Both of these advancements are crucial to decarbonise the power sector, improve grid efficiency and ensure resilience. Policy makers can play a pivotal role in helping Turkey achieve its clean energy vision by designing policies to maximise the value of renewables, encourage investment in clean technology and mitigate consequences for the grid and consumers.
A key policy tool for achieving these goals is demand-side response, meaning consumers are financially incentivised to be flexible about when they consume electricity. This involves shifting their use of energy to times that improve the efficiency of the power system as a whole, such as when the grid faces fewer overnight demands, or when there is a surplus of renewable generation. This flexibility is a powerful energy system resource that should also be rewarded as such.
In a recent study, SHURA Energy Transition Center found it is technically and economically feasible for wind and solar resources to make up at least 30% of Turkey’s power mix by 2030, with an additional 20% provided by other renewable energy resources. Key factors in this scenario are electrification of heating, cooling and transport, energy efficiency, electric vehicles and higher rates of demand response.
In this report, SHURA and RAP explore why consumer-side resources are essential for the transition to clean energy as well as their role in Turkey’s wider decarbonisation scenario. The authors outline a six-point plan for scaling up the country’s use of demand-side response.
Comments Off on Beneficial Electrification and EV Rate Design
In a presentation to the South Carolina Electric Vehicle Stakeholder Initiative, Camille Kadoch and David Farnsworth discussed how time-varying rate design plays a central role in optimizing the public benefits of electric vehicles.
Comments Off on Drama aus dem wahren Leben: Lernen aus einer texanischen Tragödie
Die Ereignisse am Strommarkt in Texas im Februar 2021 waren ein traumatisches Ereignis. Jedoch kann man eine Wiederholung verhindern, wenn man die Ursachen kennt. Wir wollen die wichtigsten Aspekte hervorheben.
So führten die Winterstürme zu Bedingungen, die möglicherweise seit 100 Jahren nicht mehr erreicht wurden. Ausnahmesituationen im US-amerikanischen Stromnetz sind in den letzten 25 Jahren allerdings mehrfach aufgetreten. Gemeinsam war ihnen, dass sie von Wetterereignissen ausgingen, von denen viele besser vorhersehbar waren als die jüngste Kaltfront.
Infolge der Tiefsttemperaturen kletterte die texanische Stromnachfrage am 14. und 15.2 2021 auf einen Spitzenwert von über 74 GW – verglichen mit einem „normalen“ Winter-Spitzenwert von etwa 55 GW. Das “extreme” Planungsszenario des texanischen Systembetreibers ERCOT ging von 67,2 GW aus. 74 GW sind also bis vor kurzem „unvorstellbar“ im Winter gewesen – aber sie sind typisch für die Lastspitzen in den Sommermonaten, die von ERCOT zuverlässig bedient werden. Entsprechend meldeten die Stromnetzagenturen (einschließlich der North American Electric Reliability Corporation – vergleichbar mit ACER) vor der Wintersaison 2020/2021 eine ausreichende Menge an verfügbaren Erzeugungskapazitäten, um den “extremen” Planungsfall ERCOTs von 67,2 GW zu bedienen. Das Problem: Auch ein Großteil dieser geplanten Erzeugungskapazitäten war in der aktuellen Spitzenlastsituation nicht verfügbar.
Warum? Der Ausfall von Erzeugungskapazitäten ist vielleicht der sichtbarste und dennoch am häufigsten falsch dargestellte Aspekt der texanischen Strommarkttragödie. Die relevante Ausgangsbasis ist der Versorgungssicherheitsplan, den ERCOT entwickelt hatte. Windkapazitäten machten nur einen kleinen Teil dieses Plans aus (2 GW im “extremen” Szenario), und obwohl einige eingefrorene Windturbinen ein Problem darstellten, betrug der tatsächliche Fehlbetrag gegenüber dem Planwert im Durchschnitt nur etwa 2-3 GW. Zudem übertraf die tatsächliche Winderzeugung das “extreme Ausfalls”-Szenario von ERCOT in allen bis auf wenige Stunden. Insofern waren die Ereignisse Ausfällen der vermeintlich zuverlässigen fossilen Kraftwerke geschuldet. Der ERCOT-Ressourcenplan enthielt etwa 74 GW thermische Erzeugung (57,7 GW im “extremen” Szenario); am 15.2 waren jedoch nur etwa 42 GW verfügbar. Die Kohleerzeugung lag bei 60% der geplanten Kapazität. Einer der vier Kernkraftwerke des Bundesstaates ging nach wenigen Stunden vom Netz, wahrscheinlich aufgrund eines unzureichenden Frostschutzes. Gaskraftwerke machten 55 GW der geplanten Ressourcen aus, aber nur 31 GW waren am 15.2 verfügbar (dieser Rückgang wäre in Deutschland damit vergleichbar, wenn sämtliche Gaskraftwerke auf einmal ausfallen würden). Gaskraftwerke waren für 80% des Fehlbetrags verantwortlich.
Unklar ist, wie viel der Nichtverfügbarkeit der Gaserzeugung auf das Einfrieren der Anlagen und wie viel auf Probleme bei der Brennstoffversorgung zurückzuführen ist. Die nordamerikanische Gasproduktion fiel während des Wintersturms um 21% und die Produktion in Texas um 45%, und das zu einer Zeit, in der die Gaslieferungen an Endkunden am 14. und 15.2 einen Rekord aufstellten. Die Bohrlöcher, Pipelines und Aufbereitungsanlagen an der Golfküste und im Westen von Texas, die wesentlichen Lieferquellen für texanische Gaskraftwerke, sind auf solche klimatischen Bedingungen nicht vorbereitet und wenig reguliert.
Neben den Stromausfällen, der Kälte in ihren Häusern und dem menschlichen Leid, das viele Menschen in und außerhalb von Texas ertragen mussten, gab es auch starke finanzielle Auswirkungen. Berichte über Einzelfälle, die mit unglaublich hohen Stromrechnungen konfrontiert wurden, waren häufig, aber die meisten texanischen Verbraucher sind durch längerfristige Lieferverträge abgesichert. Vielmehr werden die Auswirkungen auf viele Stromversorger katastrophal sein, auch könnten einige Erzeuger vor dem Ruin stehen. Versorger, die ihre vertraglichen Lieferverpflichtungen teilweise oder alleinig durch Käufe am Kurzfristmarkt abdecken mussten, haben aufgrund der extrem hohen Strombörsenpreise binnen weniger Tage Millionen-Verluste erlitten.
Welche Lehren müssen gezogen werden?
Sicherlich nicht, dass ERCOT einen Kapazitätsmarkt braucht. Wie bereits der Fall des PJM-Markts (im Osten der USA) während des Polarwirbels 2014 gezeigt hat, hätte ein Kapazitätsmarkt dies ebenso wenig vorhersehen können wie die derzeitigen Regelungen in Texas. Warum? Ein Kapazitätsmarkt kann zwar Lastabschaltungen unter einem Planungswert halten, würde aber Extremsituationen wie in Texas, also das gemeinsame Auftreten von überdurchschnittlich hohen Kraftwerksausfällen und unerwartet hohen Spitzenlasten nicht abdecken. ERCOTs Ziel-Reservemarge von 13,75% hat ausgereicht, um vergleichbare Sommerspitzen von 74 GW zuverlässig zu bedienen. Eine falsche Lehre wäre auch, dass erneuerbare Energien das Problem waren – die Variabilität von Windkraft war in den Versorgungssicherheitsstrategien realistisch eingeplant.
Auf Basis der Ereignisse wollen wir abschließend, über Texas hinausgehend, mehrere Empfehlungen abgegeben:
Texas rangiert unter den US-Bundesstaaten auf Platz 29 bei der Energieeffizienz. Hohe Energieeffizienzstandards und effiziente Heizsysteme können sowohl den Energiebedarf bei Extremereignissen als auch die Geschwindigkeit, mit der Häuser unbewohnbar werden, reduzieren.
Texas kann Erfolge bei der Mobilisierung flexibler Nachfrage vorzeigen. Diese trägt in den Sommermonaten wesentlich zur Versorgungssicherheit bei. Aber das extreme Winterwetter offenbarte die Begrenztheit eines Großteils der flexiblen Nachfrage (Klimaanlagen!) auf ein knappes Angebot bei kalten Temperaturen zu reagieren. Es sollte also nicht nur mehr flexible Sommer- sondern auch mehr flexible Winternachfrage ermöglicht werden.
Der ERCOT-Markt ist darauf ausgelegt, gesicherte Reserven durch einen administrativen Knappheitspreismechanismus (die sogenannte ORDC) zu bezahlen. Dieser Mechanismus zeigt eine hohe Effektivität bei der Mobilisierung von Maßnahmen und Investitionen, um extremen Lastbedingungen zu begegnen. Doch ab einem bestimmten Punkt sind die angebots- und nachfrageseitigen Maßnahmen, die durch Knappheitspreise gefördert werden sollen, weitgehend erschöpft. Ab dann ist der Knappheitspreismechanismus nur noch schmerzhaft für die Versorger, ohne dass am Markt kurzfristig mehr Leistung zur Verfügung gestellt werden kann. Ein „Schutzschalter“ wie in Australien könnte die Funktionalität der ORDC erhalten und gleichzeitig ungewollte Folgen, wie sie in Texas vorgekommen sind, vermeiden.
Genauso wie Kapazitätsmärkte auf eine genaue Bilanzierung zuverlässiger Kapazitäten angewiesen sind, gilt dies auch für den ERCOT-ORDC-Mechanismus; Regulierungsbehörden müssen klare Standards festlegen, was als zuverlässige Kapazität gilt (wie in diesem Vorschlag von NERC). Zudem sollten die Grenzen umsichtiger Versorgungssicherheitsplanungen erweitert werden, um die Auswirkungen des Klimawandels einzubeziehen.
Unterm Strich handelte es sich in Texas um eine Ausnahmesituation, in der viele unerwartete Faktoren zusammenspielten. Dafür sind Strommärkte – egal welchen Designs, ob liberalisiert oder nicht, ob mit Kapazitätsmarkt oder ohne – in der Regel nicht ausgelegt. Eine kosteneffiziente Zusatzabsicherung über die in Texas implementierte ORDC hinaus kann mittels einer großzügigeren strategischen Reserve erreicht werden. Das Überdimensionieren eines markweiten Kapazitätsmechanismus wäre keine kosteneffiziente Lösung.
Die hohe Abhängigkeit von der Gaserzeugung in Stromsystemen wie in Texas erfordert entweder eine stärkere Regulierung der vorgelagerten Gasindustrie oder eine Diversifizierung durch Maßnahmen wie Dual-Fuel-Fähigkeit der Kraftwerke mit Flüssigbrennstofflagerung vor Ort.
ERCOT ist elektrisch vom US-amerikanischen Stromnetz isoliert. Auch wenn tendenziell gleichzeitige Höchstbelastungen in benachbarten Netzen die Frage aufwerfen, wie hilfreich eine stärkere Integration gewesen wäre, sollten die Vorteile einer stärkeren Verknüpfung mit den östlichen und westlichen Verbundnetzen der USA untersucht werden. So profitiert das europäische Stromverbundsystem sehr stark von geographischen Ausgleichseffekten. Im Hinblick auf den Einsatz von Windenergie können durch Marktintegration von Ländern mit grundlegend unterschiedlichen Wetterregimen starke Vorteile durch einen geringeren Flexibilitätsbedarf und eine höhere Versorgungssicherheit erzielt werden.
Eine Version dieses Artikels erschien in Euractiv.