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.

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.

For an introduction to smart charging, check out our earlier Electrification Academy webinar with Frank Geerts and Michael Hogan, Smart charging puts the pedal to the metal on emobility. 

We will allow ample opportunity for participants’ questions following the presentations.  

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.
• Make local grids ‘smart charging ready.’

California markets in the Lone Star State? Texas regulators consider ‘quasi-capacity’ market system

The RAPPORT, Europe Edition, September 2021

Burying power lines isn’t the only way to weatherproof the grid

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.

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.

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:

1. 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.
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. 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.
6. 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.
7. 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.

Dr. Christian Redl ist Projektleiter European Energy Cooperation und Philipp Litz Projektleiter bei Agora Energiewende.

Image: Ralph Lauer, U.S. Environmental Protection Agency.

对美国得克萨斯州能源危机的一些初步想法

得州能源危机引起了美国以及世界各国媒体的广泛关注。在中国，有关得州事件与中国电改相关性的讨论也正在进行。得州政府和相关专家现在正处于调查分析危机的早期阶段，距离所有相关事实公开还需要一段时间。也许现在给出完全确定的结论还为时过早，但可以从得州的经历中得出一些早期的启示。

目前可以识别出一些与危机相关的因素。2月11日至16日，冬季的天气状况在强度和持续时间上都远远超出了通常被认为是“极端”的水平。得州和其他中西部州的一些地方打破了有史以来最低气温的记录。电力需求在15日和16日达到顶峰，高达约74 GW。这超过了得州独立系统和市场运营商ERCOT去年发布的资源充足性规划中的“极端”冬季规划情景预测的67 GW的高峰需求。这个对“极端”冬季高峰需求的预测，部分来自于2011年发生的一次较小的冬季风暴的经验。然而，得州夏天需求高峰曾超过74 GW，ERCOT对此处理良好。

不幸的是，当时许多发电机组出现了无法使用的状况。在ERCOT假设的冬季“极端”和“低风”情景下，预期风力发电只会占到可用资源的一小部分(约为2 GW )。尽管一些风机被冻结，但风力发电出力超过这一基线，在危机期间，除了几个小时外，风电出力均超过了“低风”情景的预期。与此同时，许多燃气发电和其他火电出人意料地无法使用。ERCOT预测的极端情景下，可调度的火电为58 GW；但在15日，实际可用的火力发电只有42 GW。天然气基础设施的冻结是一个主要因素，一些燃气发电机组无法发电是由于电厂设备的冻结，一些是由于天气作用导致天然气井和管道故障问题。

根据我们国际专家团队对得州和中国能源体系和政策的异同的理解，以下是我们的一些初步想法。

1. 美国各区域独立系统和市场运营商负责资源充足性规划的各级领导和工作者肯定会重新评估各种天气情景。气候变化意味着，在规划情景时，重新审查需要考虑什么样的气候条件将非常重要，包括对“极端”天气的假设。
2. 这场危机凸显了能源政策不同方面相互关联的属性。在规划和政策制定的过程中，应将电力行业改革、天然气行业改革、能效政策和减排政策等方面统筹考虑。
3. 现在说ERCOT电力市场规则的细节是否应该根据危机进行修订还为时过早。正确制定电力市场规则并不容易。必须在必要的地方对这些规则进行不断审查和修订，即使是在像得州这样经验丰富的地方。理想情况下，政策制定者会在需要的地方做出调整，同时保留市场设计的积极因素。
4. 从积极的方面来看，ERCOT市场多年来一直是运用稀缺定价的一个有用例子，它支持经济调度，促进可变可再生能源并网的灵活性，并为需求响应和储能提供激励。ERCOT市场在应对夏季热浪的同时以成本有效的方式做到了这一点。在中国，新的电力现货市场和有弹性的市场机制也有助于向成本有效和可靠的清洁能源转型方面取得进展。对于中国和美国，始终将这些目标放在聚焦的位置是非常重要的，即使在出现新挑战时也需要继续进行调整并确保达到所需的可靠性水平。
5. 科学的规划流程和精心设计的市场都是必要的，并且要相得益彰。得克萨斯州制定了一个资源充足性规划流程，在网上定期公开发布的报告中包含了详细信息，该流程旨在确定电力系统是否有足够的资源来满足未来几年的峰值用电需求。然后，将资源充足性预测的结果用于调整ERCOT市场机制中行政设置的参数，这些参数会影响系统稀缺时电厂和其他资源得到补偿程度。调查结果可能会表明，ERCOT资源充足性规划的假设和统计分析存在一些问题，导致对风险的低估（例如，规划中的统计分析可能没有充分考虑相互关联的风险，即低估了大量发电容量受同一事件影响的可能性）。但是，重要的是这种透明的资源充足性规划过程值得不断完善，对支持成本效益、系统可靠性和可再生能源并网的目标必不可少。得州的危机凸显了在中国现货市场地区正式建立科学且透明的资源充足性规划流程的重要性。
6. 得克萨斯州早已采取一些初步措施来促进需求响应，需求响应是一种非常经济高效且充足的资源，随着风能和太阳能的渗透率增长，可以帮助系统保持平衡。但是，需求响应的巨大潜力才刚刚开始释放。在这场危机中，大量的需求响应本来会非常有价值。虽然需求响应本身无法避免这场灾难，但在减轻其严重性和成本方面可以发挥重要作用。 此外，尽管需求响应在未来应对极端事件中的价值是显而易见的，决策者必须认识到，在非危机时期，特别是随着可变可再生能源的渗透率不断提高，增加需求响应也非常有价值。中国推动需求响应的努力（包括广东省关于需求响应和储能参与现货市场的新政策）是非常值得的。
7. ERCOT区域的电网与北美其他地区的电网是分离的。尽管ERCOT 周边区域的电网在这次冬天风暴时也遇到了压力，但ERCOT和周边区域如果有更大互联输电容量的话，可能部分缓解得州这次的危机。从更广泛的意义上讲，覆盖更大地理范围的一体化系统运行的电力市场可以带来巨大的好处。出于当地政治原因，ERCOT区域不太可能与周边区域组成一个一体化系统运行的更大的电力市场，但美国一些地区和世界其他地区已经认识到了大规模系统运行和市场一体化的好处，并正在创建具有广泛地理范围的一体化市场。 在这方面，中国南方电网地区，作为中国第一个区域现货市场的经验将非常重要。
8. 得州需要进行的一些重要的改革可能与电力市场设计并不直接相关，在无论选择哪种市场结构和规则的情况下都适用。参与市场的资源缺乏基本的绩效标准，这是系统在极端条件下失效的一个主要原因。尤其是，建议得州政府应该考虑对电力和天然气系统（包括燃气电厂）的各个部分制定新的最低防寒规定。在这个问题上，得州可以借鉴美国其他地区的经验。
9. 就支持终端用户节能的政策和项目而言，得州低于美国各州的中位数水平。更好的隔热建筑和更高效的电器和设备将会减少能源需求。这也将有助于减缓房屋在这种极端寒潮中降温的速度。中国的节能政策和项目在很多方面已经超过了得州，但在成本有效地提高能效方面肯定还有更大的潜力。

随着今后对2月份得州事件了解的更多，我们将分享如何解读这场危机的其他结论和建议。

本文首发于中国电力报