Lastverlagerungspotenziale durch variable Stromtarife ... - EEG
Lastverlagerungspotenziale durch variable Stromtarife ... - EEG
Lastverlagerungspotenziale durch variable Stromtarife ... - EEG
Erfolgreiche ePaper selbst erstellen
Machen Sie aus Ihren PDF Publikationen ein blätterbares Flipbook mit unserer einzigartigen Google optimierten e-Paper Software.
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
<strong>Lastverlagerungspotenziale</strong> <strong>durch</strong> <strong>variable</strong><br />
<strong>Stromtarife</strong> – Ergebnisse eines Feldtests<br />
Lutz Hillemacher, Christoph Nolden, Valentin Bertsch, Wolf Fichtner<br />
Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Institut für Industriebetriebslehre und Industrielle<br />
Produktion (IIP), Lehrstuhl für Energiewirtschaft; Hertzstraße 16, D-76187 Karlsruhe, Tel.:<br />
+49 721 608 44409, Fax: +49 721 608 44682, Mail: hillemacher@kit.edu, www.iip.kit.edu<br />
Kurzfassung:<br />
Der fortschreitende Umbruch des Energieversorgungssystems verstärkt permanent die<br />
Notwendigkeit, der fluktuierenden Einspeisung zu begegnen. Eine Möglichkeit, dieser<br />
Herausforderung zu begegnen, ist die Vernetzung von Erzeugungs- und Verbrauchsseite<br />
<strong>durch</strong> eine Integration moderner Informations- und Kommunikationstechnologien bei<br />
gleichzeitiger Umsetzung eines Lastmanagementkonzeptes.<br />
Im Rahmen des Forschungsprojektes „MeRegio“ wurde die Tauglichkeit eines auf der<br />
Aussendung von dynamischen Preissignalen beruhenden anreizbasierten<br />
Lastmanagementkonzepts zur Verbrauchsbeeinflussung von Haushaltskunden getestet.<br />
Die Auswertungen der Reaktionen der Testkunden zeigen nicht nur die prinzipielle Eignung<br />
der Preissignale als Anreizsystem zur Lastverschiebung, sondern auch, dass das<br />
Lastverlagerungspotenzial der Testkunden von einer Vielzahl von Einflussfaktoren abhängt,<br />
deren Konstellationen bei einer für das anreizbasierte Lastmanagement notwendigen<br />
Prognose der Konsumentenreaktionen Berücksichtigung finden müssen. Wichtige<br />
Einflussgrößen sind hierbei der Tagtyp, die Tages- und Jahreszeit sowie die<br />
Tarifstufenkombination.<br />
Keywords: Smart Grids, Preissignale, Lastmanagement<br />
Seite 1 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
1 Motivation und zentrale Fragestellung<br />
Der fortschreitende Ausbau regenerativer Energien stellt das Energieversorgungssystem<br />
zunehmend vor die Herausforderung, der fluktuierenden Einspeisung begegnen zu können.<br />
Ein möglicher Lösungsansatz ist die Vernetzung von Erzeugungs- und Verbrauchsseite<br />
<strong>durch</strong> eine Integration moderner Informations- und Kommunikationstechnologien sowie damit<br />
einhergehend der Implementierung eines Lastmanagementkonzeptes.<br />
Einen wesentlichen Bestandteil des Forschungsprojektes „MeRegio“ 1 als Teil der E-Energy<br />
Projektfamilie stellt daher der regionale Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch mittels<br />
Preisanreizen dar. In dieser Arbeit soll erörtert werden, inwieweit <strong>durch</strong> dieses Anreizsystem<br />
eine Beeinflussung des Verbrauchsverhaltens der am Feldtest beteiligten Testkunden<br />
beobachtet werden konnte.<br />
Die indirekte, anreizbasierte Lastbeeinflussung mithilfe von Preissignalen wurde in der<br />
Vergangenheit bereits in einigen Feldversuchen erprobt. In der Regel orientierten sich diese<br />
Versuche am klassischen Ansatz des Peak-Load-Pricings [1, 7]. Für den deutschsprachigen<br />
Raum sei beispielhaft der Eckernförder Feldversuch erwähnt, bei dem von 1994 bis 1996 die<br />
Testhaushalte ein stetiges Preissignal erhielten, das auf einer am Grenzkostenverlauf der<br />
Stromproduktion orientierten Preisfunktion basierte [6], für eine Übersicht über weitere<br />
Feldversuche sei auf [2] verwiesen. Im Rahmen von MeRegio wurde dieser Ansatz um eine<br />
Komponente, die der regional unterschiedlichen Verfügbarkeit der dezentralen Erzeugung<br />
Rechnung trägt, ergänzt. Dies gestattet demzufolge eine regional höher aufgelöste<br />
Berücksichtigung der schwankenden Verfügbarkeit des dezentral erzeugten Stromes, als es<br />
eine ausschließliche Anlehnung an den Ansatz des Peak-Load-Pricings auf<br />
Großhandelsmarktebene erlauben würde.<br />
2 Versuchs<strong>durch</strong>führung<br />
Im Rahmen des MeRegio-Feldtests erhielten ca. 1000 Testkunden beginnend ab November<br />
2009 für den Zeitraum von nahezu drei Jahren ein dreistufiges Preissignal mit vorab<br />
festgelegter Bepreisung der einzelnen Tarifstufen. Die Generierung der Preissignale erfolgte<br />
modellgestützt unter Berücksichtigung der Kursverläufe an der europäischen Strombörse,<br />
der Prognose der regionalen dezentralen Erzeugung sowie der Prognose der<br />
Netzbeanspruchung [4, 5]. Da die Versuchsteilnahme freiwillig war, sollten die<br />
Auftrittshäufigkeiten der einzelnen Signalstufen für die Kunden in gewissem Rahmen<br />
überschaubar sein, um so die Bereitschaft zur Versuchsteilnahme zu erhöhen. Gleichzeitig<br />
sollte zur Analyse der Kundenreaktionen ein Mindestmaß an täglichen Signalwechseln<br />
gewährleistet werden. Erreicht wurde dies <strong>durch</strong> die Definition von vier täglichen Zeitzonen,<br />
auf die im Folgenden noch genauer eingegangen wird. Innerhalb dieser Zeitzonen traten die<br />
einzelnen Stufen des Preissignals in einer vorbestimmten Anzahl auf, d. h. die Testkunden<br />
wussten im Vorfeld, wie oft in jeder Zeitzone jede Signalstufe auftrat, jedoch nicht wann<br />
genau und in welcher Reihenfolge die Signalstufen kombiniert wurden [4].<br />
1 MeRegio: Aufbruch zu Minimum Emission Regions – www.meregio.de<br />
Seite 2 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Der konkrete Preissignalverlauf wurde den Versuchsteilnehmern jeweils abends für den<br />
kompletten Folgetag über ein im Haushalt installiertes Display sowie online bekannt<br />
gegeben, worauf die Kunden überwiegend manuell reagieren mussten, da eine<br />
automatisierte Gerätesteuerung nur etwas mehr als einem Viertel der Kunden und auch nur<br />
für einzelne Gerätschaften zur Verfügung stand.<br />
Zur Überprüfung der Reaktionen der Testkunden auf das Preissignal wurde deren<br />
Verbrauchsverhalten mit dem einer soziodemografisch vergleichbar zusammengesetzten<br />
Referenzgruppe ohne Preissignal verglichen. Im Gegensatz zu einem Abgleich mit<br />
historischen Verbrauchsdaten der Testkunden vor Beginn des Feldtests konnte auf diese<br />
Weise eine Verfälschung <strong>durch</strong> externe Einflüsse weitgehend ausgeschlossen werden. Zum<br />
Nachweis der Vergleichbarkeit des Verbrauchsverhaltens der Test- und Referenzkunden vor<br />
Beginn der Aussendung der Preissignale wurden entsprechende Verbrauchsmessungen im<br />
Zeitraum von Anfang Juli bis Ende Oktober 2009 <strong>durch</strong>geführt. Eine weitere Ausdehnung der<br />
Vergleichsperiode in die Vergangenheit scheiterte an der Datenverfügbarkeit, da einige der<br />
später ausgewählten Test- bzw. Referenzkunden vor dem 1. Juli 2009 noch nicht über die<br />
erforderliche technische Infrastruktur – insbesondere den sog. „intelligenten Stromzähler“ –<br />
verfügten. Um die aus der Auswertung der Messdaten hergeleiteten Schlussfolgerungen<br />
verifizieren zu können, wurden darüber hinaus versuchsbegleitend wiederholt Befragungen<br />
der Testkunden <strong>durch</strong>geführt.<br />
Über die gesamte Versuchsdauer hinweg wurden die Reaktionen der Testkunden auf die<br />
Aussendung der Strompreissignale analysiert. Eingangs wurde untersucht, ob überhaupt<br />
grundsätzliche Reaktionen auf die <strong>variable</strong>n Strompreise erkennbar sind, bevor sich dann die<br />
Untersuchungen auf Detailaspekte konzentrierten. Daneben wurden auch Untersuchungen<br />
<strong>durch</strong>geführt, ob die Reaktionen über die Versuchsdauer hin anhielten oder sich aber von<br />
nachlassendem Interesse der Kunden getrieben mit der Zeit abschwächten.<br />
3 Ergebnisse und Schlussfolgerungen<br />
Eine Betrachtung des Verbrauchsverhaltens beider Kundengruppen vor und nach Beginn<br />
des Feldtests zeigte einen empirischen Korrelationskoeffizient von 0,95, was belegt, dass vor<br />
Beginn des Feldtests die Lastverläufe in stündlicher Auflösung sehr ähnlich waren. Mit<br />
Beginn der Aussendung der Preissignale konnten in Abhängigkeit von der zeitlichen<br />
Verteilung der Preissignale teils deutliche Unterschiede im Lastverlauf zwischen den beiden<br />
Kundengruppen festgestellt werden [3]. Somit war von einer grundsätzlichen Eignung des<br />
<strong>variable</strong>n Tarifs zum indirekten Lastmanagement auszugehen. Dies bildete mit<br />
fortschreitender Versuchsdauer die Grundlage für nähere Analysen, welche Faktoren die<br />
Lastverlagerung im Detail beeinflussen; exemplarisch genannt seien Tagtyp, Tages- und<br />
Jahreszeit, Tarifstufenverlauf sowie Tarifspreizung.<br />
Begleitend zu den obigen Analysen wurde während der ganzen Versuchsdauer überprüft, ob<br />
sich aus dem Lastverlagerungsverhalten der Testkunden Indizien für ein mit der Zeit<br />
nachlassendes Interesse an der Versuchsteilnahme ergeben. Mögliche Indikatoren hierfür<br />
wären naturgemäß Veränderungen im Ausmaß der Lastverschiebung. Hier ließen sich<br />
jedoch über die Versuchsdauer keine signifikanten Änderungen des Verbrauchsverhaltens<br />
feststellen, ein mit der Zeit abnehmender Umfang der Lastverlagerung konnte nicht<br />
beobachtet werden.<br />
Seite 3 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
3.1 Nicht preissignalgetriebene Kundenreaktionen<br />
Die Zuordnung der beobachteten Kundenreaktionen zu bestimmten Ursachen stellt einen<br />
zentralen Punkt bei der Datenauswertung dar. Neben den in der Hauptsache zu<br />
untersuchenden Reaktionen der Testkunden auf die <strong>variable</strong>n Strompreise können noch<br />
andere Einflüsse wie etwa Transparenzeffekte, witterungs- und jahreszeitbedingte Einflüsse<br />
zu Veränderungen im Stromkonsum führen, die bei der Auswertung der Messdaten zu<br />
berücksichtigen sind. Aus diesem Grund ist ein Vergleich mit historischen Messdaten der<br />
Testkunden problematisch, zumal diese auf Grund veränderter technischer Ausstattung (z.B.<br />
Stromzähler) ohnehin nur in einem eingeschränkten Umfang verfügbar wären. Da aber, wie<br />
bereits zuvor erwähnt, neben den Messdaten der Testkunden auch die Messdaten einer<br />
vergleichbar zusammengesetzten Kontrollgruppe zur Verfügung stehen, können externe<br />
Einflüsse – also witterungs- und jahreszeitbedingte Abweichungen – <strong>durch</strong> den Abgleich der<br />
beiden Gruppen weitgehend eliminiert werden. Daher sind neben den <strong>durch</strong> die<br />
Strompreissignale angeregten Konsumänderungen noch solche von Bedeutung, die <strong>durch</strong><br />
allgemeine Transparenzeffekte auftreten und somit zu einem generell veränderten Konsum<br />
führen. Hervorgerufen werden können diese Transparenzeffekte <strong>durch</strong> die Veränderung der<br />
technischen Ausstattung, also etwa dem Austausch eines älteren Stromzählers <strong>durch</strong> einen<br />
neuen, „intelligenten“ Stromzähler, der es den Kunden erlaubt, ihren Stromkonsum<br />
wesentlich detaillierter nachzuvollziehen und damit mögliche Einsparpotenziale zu<br />
lokalisieren. Zum anderen kann auch <strong>durch</strong> die Versuchsteilnahme eine thematische<br />
Sensibilisierung der Testkunden hervorgerufen werden, die ihrerseits einen Beitrag zu einem<br />
veränderten Konsum leistet.<br />
Abbildung 1: Tarifstufenabhängige und generelle relative Verbrauchsabweichung der Testkunden im<br />
Vergleich zur Referenzgruppe (Messungen November 2009 – Januar 2011)<br />
Zu Vergleichszwecken wurde das Verbrauchsverhalten der Referenzgruppe auf das vor<br />
Beginn des Feldtests beobachtbare Niveau der Testkunden normiert, so dass sich generelle<br />
Transparenz- und Einspareffekte in einer generellen Verbrauchsabweichung nach Beginn<br />
Seite 4 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
des Feldtests niederschlagen müssen. Abbildung 1 zeigt die relative Lastabweichung der<br />
Testkunden bezogen auf die Referenzgruppe nach Tarifstufen und insgesamt. Hierbei zeigt<br />
sich in der linken Hälfte, dass der generelle Stromkonsum der Testkunden über den<br />
Betrachtungszeitraum im Gesamt<strong>durch</strong>schnitt um 2,6% gegenüber den Referenzkunden<br />
abgenommen hat. Dieser generelle Minderkonsum ist somit bei der Analyse der Reaktionen<br />
auf die Preissignale entsprechend zu berücksichtigen. Grundlage dieser Auswertung sind<br />
Messdaten der ersten 15 Versuchsmonate. Ein unterschiedlich häufiges Auftreten der<br />
einzelnen Tarifstufen wurde bei der Herausrechnung des nicht preissignalbedingten<br />
Minderkonsums berücksichtigt, so dass die Unterschiede des relativen Mehr- und<br />
Minderkonsums bei den Tarifstufen 1 und 3 nicht mit dem Durchschnittswert von 2,6%<br />
übereinstimmen.<br />
3.2 Einfluss der Tarifspreizung auf das Lastverschiebungspotenzial<br />
Die Bepreisung der Tarifstufen blieb nicht über die gesamte Dauer des Feldtests konstant.<br />
Erstmalig wurde die Tarifspreizung zum Mai 2010 verändert, über die konkrete Bepreisung<br />
der einzelnen Tarifstufen vor und nach dieser Änderung gibt Tabelle 1 Auskunft. Zum April<br />
2012 wurde nicht nur die Bepreisung der Tarifstufen neuerlich geändert, sondern die ganze<br />
Tarifstruktur modifiziert. Anstelle (nahezu) äquidistanter Bepreisungsintervalle wurde nun die<br />
Spreizung zwischen der mittel- und hochpreisigen Tarifstufe deutlich erhöht bei gleichzeitiger<br />
Senkung der Auftrittshäufigkeit der hochpreisigen Tarifstufe. Aus diesem Grund ist eine<br />
direkte Vergleichbarkeit der Messwerte ab April 2012 mit denen der vorherigen<br />
Versuchsmonate hinsichtlich der Auswirkungen der Bepreisung nicht gegeben, so dass<br />
diese zweite Tarifmodifikation im Folgenden unberücksichtigt bleibt.<br />
Tabelle 1: Tarifstrukturabhängige relative Laständerung der MeRegio-Testkunden im Vergleich zur<br />
Referenzgruppe<br />
Tarifstufe<br />
Tarifstruktur<br />
November 2009 – April 2010<br />
Bepreisung<br />
rel. Verbrauchsänderung*<br />
Tarifstruktur<br />
Mai 2010 – März 2012<br />
Bepreisung<br />
rel. Verbrauchsänderung*<br />
T1 („SNT“) 15,81 ct/kWh 5,9% 15,00 ct/kWh 6,2%<br />
T2 („NT“) 19,31 ct/kWh -1,3% 20,00 ct/kWh -1,6%<br />
T3 („HT“) 22,31 ct/kWh -6,4% 25,00 ct/kWh -4,4%<br />
* relative Verbrauchsänderung der Testkunden im Vergleich zur Referenzkundengruppe<br />
Infolge der Änderung der Bepreisung der einzelnen Tarifstufen ab Mai 2010 wurde<br />
untersucht, ob sich <strong>durch</strong> die größere Tarifspreizung die Lastverlagerung der Testkunden<br />
verändert. Wie aus Tabelle 1 ersichtlich, konnte beim Auftreten der Tarifstufen 1 und 2 nur<br />
eine unwesentliche Änderung des Verhaltens der Versuchsteilnehmer festgestellt werden.<br />
Einzig beim Auftreten der hochpreisigen Tarifstufe 3 ergibt sich eine deutlichere<br />
Seite 5 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Veränderung. Nach Umstellung der Tarifstruktur fällt der Minderverbrauch trotz nun größerer<br />
Differenz zu den beiden anderen Tarifstufen um zwei Prozentpunkte geringer aus.<br />
Dabei ist jedoch zu berücksichtigen, dass diese (erste) Tarifumstellung bereits mit Ablauf des<br />
sechsten Versuchsmonates erfolgte. Damit stehen einerseits zur Auswertung nur eine<br />
geringere Anzahl an Messwerten zur Verfügung als für den Zeitraum nach Umstellung,<br />
andererseits liegen diese Messwerte dem Bezugszeitraum geschuldet fast ausschließlich im<br />
Winterhalbjahr, während die anschließende Messperiode sowohl Monate des Winter- als<br />
auch des Sommerhalbjahres inkludierte. Des Weiteren ist noch eine Eingewöhnungsphase<br />
der Testkunden zu Versuchsbeginn zu unterstellen und bei der vergleichenden Betrachtung<br />
zu bedenken. In Kenntnis dieser Unzulänglichkeiten ist dennoch davon auszugehen, dass<br />
die Höhe der Tarifspreizung – zumindest solange diese keine extrem große oder geringe<br />
Ausmaße annimmt – keinen nennenswerten Einfluss auf die Lastverschiebung hat. Diese<br />
Vermutung wurde <strong>durch</strong> eine versuchsbegleitend <strong>durch</strong>geführte Befragung der Testkunden<br />
bestärkt, wonach mehr als 80% der Testkunden angaben, im Versuchsalltag nur auf die<br />
Tarifstufen selbst und nicht auf deren konkrete Bepreisung zu achten und das<br />
Verbrauchsverhalten dementsprechend auszurichten.<br />
3.3 Tagtyp- und tageszeitabhängiges Lastverschiebungspotenzial<br />
Durch Vergleiche der Lastverläufe beider Kundengruppen wurde das tageszeitabhängige<br />
Lastverlagerungspotenzial je Tarifstufe in stündlicher Auflösung bestimmt. Diese Vergleiche<br />
wurden jahreszeitabhängig <strong>durch</strong>geführt. Abbildung 2 zeigt exemplarisch die relative<br />
Laständerung der Testkunden bezogen auf die Referenzgruppe für die niedrig- und die<br />
hochpreisige Tarifstufe montags bis freitags sowohl in den Sommer- als auch in den<br />
Wintermonaten. Auf eine Darstellung der mittleren Tarifstufe aber auch der<br />
Übergangsmonate wurde aus Gründen der Übersichtlichkeit verzichtet.<br />
Abbildung 2: Tageszeitabhängige relative Laständerung der Testkunden bezogen auf die<br />
Referenzgruppe montags bis freitags<br />
Seite 6 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Erwartungsgemäß reagieren die Testkunden auf eine Vergünstigung des Strombezugs,<br />
repräsentiert <strong>durch</strong> die Tarifstufe 1, im Vergleich zu den Referenzkunden tendenziell mit<br />
einem Mehrkonsum, während sich eine Verteuerung tendenziell in einem Minderkonsum<br />
niederschlägt. Es zeigt sich jedoch, dass das Ausmaß der relativen Lastverschiebung<br />
tageszeitabhängig stark schwankt.<br />
Ferner wird bei Betrachtung der Abbildung 2 deutlich, dass das Lastverlagerungspotenzial<br />
wochentags stark asymmetrisch ausfällt, so zeigt sich, dass an Wochentagen das relative<br />
Lasterhöhungspotenzial am stärksten vor- und nachmittags ausgeprägt ist. Im Gegensatz<br />
dazu kann in den Morgen- und insbesondere in den Abendstunden nur eine geringe relative<br />
Erhöhung der Last bei Gültigkeit der günstigsten Tarifstufe festgestellt werden, speziell im<br />
Winter ist in diesen Zeiträumen sogar eine relative Lastverringerung gegeben. Grundsätzlich<br />
ist das relative Lasterhöhungspotenzial bei den Testkunden mit Ausnahme der<br />
Mittagsstunden im Sommer größer als im Winter. Demgegenüber fällt das relative<br />
Lastverringerungspotenzial in der Wintermonaten geringfügig größer als im Sommer aus.<br />
Hier ist vor allem am Morgen und in den Abendstunden eine deutliche Lastabnahme bei<br />
einer hochpreisigen Tarifstufe erkennbar. Somit kristallisieren sich hier tageszeitabhängige<br />
Hauptrichtungen der Lastverlagerung heraus, was bedeutet, dass sich bestimmte<br />
Tageszeiten eher zur Lastverringerung, nicht jedoch zur Lasterhöhung eignen und<br />
umgekehrt.<br />
Abbildung 3: Tageszeitabhängige relative Laständerung der Testkunden bezogen auf die<br />
Referenzgruppe samstags, sonn- und feiertags<br />
Ein etwas anderes Bild zeigt sich an Wochenenden und Feiertagen, dargestellt in Abbildung<br />
3. Hier ist eine erheblich symmetrischere Ausprägung des Lastverlagerungspotenzials zu<br />
beobachten, abgesehen von einer Spitze beim Lasterhöhungspotenzial in den frühen<br />
Nachmittagsstunden sowie in den Sommermonaten am früheren Abend. Ebenso sind die<br />
Potenziale in beiden Richtungen gleichmäßiger über den Tag verteilt. Zu beachten ist<br />
Seite 7 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
allerdings, dass auf Grund der zuvor bereits erwähnten geringeren Anzahl an Messwerten<br />
die Betrachtung auf die Zeit zwischen 6 und 22 Uhr beschränkt bleiben muss.<br />
3.4 Lastverschiebepotenzial in Abhängigkeit von der Tarifstufenkombination<br />
Waren die Aussagen des vorherigen Abschnitts vor allem auf die Betrachtung der einzelnen<br />
Zeitsegmente gerichtet, wurde darüber hinaus untersucht, inwieweit sich die<br />
Tarifstufenabfolge, insbesondere der unmittelbaren Vor- und Folgestunden, auf das<br />
Lastverlagerungspotenzial auswirken. Exemplarisch sind in Abbildung 4 die möglichen<br />
Tarifstufenkombinationen bei Gültigkeit der Tarifstufe 1 („SNT“) und 3 („HT“) in der mittleren<br />
Stunde aufgetragen. Die mittlere Stunde entspricht dabei der dem jeweiligen Messwert zu<br />
Grunde liegenden Stunde, also gewissermaßen dem aus Kundensicht „gerade aktuellen<br />
Preissignal“.<br />
Diese Tarifstufenkombinationen wurden gewählt, da sich bei Gültigkeit der niedrig- bzw.<br />
hochpreisigen Tarifstufe in der Betrachtungsstunde („gerade aktuelles Preissignal“)<br />
erwartungsgemäß die deutlichsten Veränderungen bei den Messwerten herauskristallisieren,<br />
demzufolge wurden jene Kombinationen, die in der Betrachtungsstunde die mittelpreisige<br />
Tarifstufe 2 enthalten, aus Übersichtsgründen weggelassen.<br />
Hierbei lässt sich feststellen, dass das Lasterhöhungspotenzial in stärkerem Maße von den<br />
Preissignalen der benachbarten Zeitsegmente abhängt als im umgekehrten Fall das<br />
Lastminderungspotenzial. Gleichzeitig sind die Testkunden überwiegend dann zum<br />
Mehrkonsum bereit, wenn die günstigste Tarifstufe länger als eine Zeitscheibe gilt. Die linke<br />
Hälfte der Abbildung 4 zeigt die relative Laständerung der Versuchsteilnehmer für den Fall,<br />
dass in der aktuellen Stunde die niedrigpreisige Tarifstufe 1 („SNT“) gilt. Unter dieser<br />
Prämisse sind alle möglichen Tarifstufenkombinationen der Vor- und Folgestunde aufgeführt.<br />
Wie zu erwarten, führt eine Aussendung des günstigen Preissignals zu einem Mehrkonsum<br />
der Haushalte, allerdings schwanken die Mehrverbräuche zwischen 1,7% und 10,8%.<br />
Abbildung 4: Relative Laständerung der Testkunden bezogen auf die Referenzgruppe in Abhängigkeit<br />
von der Tarifstufenkombination<br />
Daraus ergibt sich, dass ein Preisanreiz überwiegend dann zu einem Mehrkonsum führt,<br />
wenn er sich über einen längeren Zeitraum in Form mehrerer aufeinanderfolgender<br />
Zeitsegmente erstreckt. Im Gegensatz dazu bewirkt ein Preisanreiz zur Lastverringerung in<br />
Seite 8 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Form einer hochpreisigen Tarifstufe in den meisten Fällen bereits bei einem kurzzeitigen<br />
Auftreten im betreffenden Zeitsegment eine Lastreduzierung. Zwar schwanken auch hier die<br />
Verbraucherreaktionen in Abhängigkeit von den Tarifstufen in den benachbarten<br />
Zeitabschnitten, jedoch ist die Schwankungsbreite der Lastveränderung deutlich geringer,<br />
wie die rechte Hälfte der Abbildung 4 verdeutlicht. Hier sind in Analogie zur linken Hälfte<br />
unter der Prämisse, dass in der Betrachtungsstunde die hochpreisige Tarifstufe 3 („HT")<br />
Anwendung findet, die relative Laständerung für alle möglichen Tarifkombinationen<br />
aufgetragen. Die Minderverbräuche der Versuchsteilnehmer schwanken hier zwischen -1,5%<br />
und -7,8%, wobei auf Grund der Datenverfügbarkeit gerade für die den betragsmäßig<br />
kleinsten Wert hervorrufende Tarifkombination eine vergleichsweise geringe Anzahl an<br />
Messwerten zur Verfügung steht. Vergleicht man hierbei die Schwankungsbreiten der<br />
Kundenreaktionen, so fällt diese mit 9,2 Prozentpunkten im Falle eines positiven<br />
Preisanreizes deutlich größer aus als im Falle des negativen Preisanreizes mit 6,3<br />
Prozentpunkten.<br />
Dies lässt den Schluss zu, dass die Testkunden asymmetrisch auf eine Preisänderung<br />
reagieren. Um eine Lastverringerung zu bewirken, bedarf es nur eines vergleichsweise<br />
kurzen, punktgenauen Anreizes in Form einer hochpreisigen Tarifstufe, während eine<br />
Lasterhöhung besonders <strong>durch</strong> einen Block mehrerer Zeitsegmente, in denen eine günstige<br />
Tarifstufe Anwendung findet, hervorgerufen wird. Hieraus lässt sich die Vermutung ableiten,<br />
dass ein größerer Teil der Lastverlagerung <strong>durch</strong> die Verschiebung planbarer, längerer<br />
Anwendungen (z. B. Waschen, Trocknen) erfolgt, die einen längeren Anreiz als nur ein<br />
einstündiges Zeitsegment benötigen.<br />
Tabelle 2: Anzahl der Messwerte je Tarifstufenkombination<br />
Anzahl Messwerte je Tarifstufenkombination (Zeitraum November 2009-Januar 2011)<br />
Zeitzone<br />
HT-SNT-HT<br />
HT-SNT-NT<br />
HT-SNT-SNT<br />
NT-SNT-HT<br />
NT-SNT-NT<br />
NT-SNT-SNT<br />
SNT-SNT-HT<br />
SNT-SNT-NT<br />
SNT-SNT-SNT<br />
HT-HT-HT<br />
HT-HT-NT<br />
HT-HT-SNT<br />
NT-HT-HT<br />
NT-HT-NT<br />
NT-HT-SNT<br />
SNT-HT-HT<br />
SNT-HT-NT<br />
SNT-HT-SNT<br />
6-9<br />
Uhr<br />
9-18<br />
Uhr<br />
18-22<br />
Uhr<br />
22-6<br />
Uhr<br />
18 51 51 55 37 25 16 148 7 0 13 0 117 71 108 7 35 65<br />
56 43 91 21 24 220 193 182 39 323 344 68 336 42 65 133 25 1<br />
102 115 19 54 1 112 0 12 0 147 150 131 34 0 91 66 89 136<br />
4 5 195 24 24 156 184 134 1499 16 56 36 57 84 29 48 103 21<br />
Σ 180 214 356 154 86 513 393 476 1545 486 563 235 544 197 293 254 252 223<br />
Berücksichtigt werden muss hierbei allerdings, dass die Häufigkeiten des Auftritts der<br />
jeweiligen Tarifstufenkombinationen insgesamt und auch in den einzelnen Tagesabschnitten<br />
starken Schwankungen unterliegen. Dieser Aspekt rührt daher, dass – wie im Abschnitt 2<br />
dargelegt – Zeitzonen definiert wurden, in denen jede Tarifstufe in einer vorbestimmten<br />
Anzahl aufzutreten hatte. Diese Regelung begünstigte teilweise das Auftreten bestimmter<br />
Seite 9 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Tarifstufenkombinationen in gewissen Zeitzonen, wie Tabelle 2 zeigt. Mit Rücksicht auf eine<br />
im Versuchsverlauf modifizierte Änderung der Zeitzonendefinition und damit einhergehend<br />
der Auftrittshäufigkeiten der Tarifkombinationen beschränkt sich die Betrachtung in Tabelle 2<br />
auf den Zeitraum von Beginn des Feldtests im November 2009 bis zum Januar 2011. Aus<br />
Gründen der Übersichtlichkeit ist diese Darstellung darüber hinaus auf die in Abbildung 4<br />
dargestellten Tarifstufenkombinationen beschränkt.<br />
Aus Tabelle 2 wird ersichtlich, dass beispielsweise ein dreistündiger Block der günstigsten<br />
Tarifstufe 1 (Kombination „SNT-SNT-SNT“) im Betrachtungszeitraum überwiegend in den<br />
Nachtstunden auftrat. Dieser Umstand erklärt, dass die mittlere relative Lastverlagerung mit<br />
3,65 % vergleichsweise gering ausfällt und entkräftet damit den scheinbaren Widerspruch zu<br />
der zuvor geäußerten These, dass eine Lasterhöhung hauptsächlich bei einem blockweisen<br />
Auftreten der günstigsten Tarifstufe vorgenommen wird. Nimmt man zum Vergleich die<br />
Tarifstufenkombinationen, bei denen ein zweistündiger Block der günstigsten Tarifstufe<br />
auftritt und die gleichmäßiger über den Tag verteilt sind, stellt man eine deutlich größere<br />
Lastverlagerung fest, als wenn bei gleicher Verteilung über den Tag die günstigste Tarifstufe<br />
lediglich eine Stunde lang gilt.<br />
4 Zusammenfassende Betrachtung<br />
Im Rahmen des Feldversuches konnte gezeigt werden, dass sich das Verbrauchsverhalten<br />
der Versuchsteilnehmer <strong>durch</strong> die Preissignale beeinflussen ließ. Die Testkunden zeigten<br />
dabei auch über einen längeren Zeitraum hinweg ein ähnliches Reaktionsverhalten selbst bei<br />
fast ausschließlich manuellen Reaktionsmöglichkeiten auf die Preissignale, was den Schluss<br />
zulässt, dass dort ein konstantes Interesse an der Versuchsteilnahme bestand. Dieses<br />
Ausbleiben von Sättigungseffekten ist eine wichtige Erkenntnis in Bezug auf die<br />
Aussagekraft der Messdaten hinsichtlich einer detaillierteren Auswertung. Es konnte ferner<br />
ein von den Preissignalen unabhängiger grundsätzlicher Minderverbrauch beobachtet<br />
werden. Hier zeigt sich, dass offenbar die Auseinandersetzung der Testkunden mit ihrem<br />
Verbrauchsverhalten in Verbindung mit der neuartigen Informations- und<br />
Kommunikationstechnologie bereits zu einer preissignalunabhängigen Verhaltensänderung<br />
geführt hat. Darüber hinaus führte eine Analyse der Tarifstruktur zu dem Ergebnis, dass bei<br />
einer moderaten Änderung der Tarifspreizung keine signifikanten Unterschiede in den<br />
Reaktionen auf die einzelnen Preissignale festzustellen sind.<br />
Die detailliertere Analyse der Messdaten bezüglich des Lastverschiebungspotenzials zeigte,<br />
dass es im Tagesverlauf Abschnitte gibt, die sich unterschiedlich gut zur Lastverlagerung<br />
eigenen. Insbesondere an Wochentagen ist diese Eignung mit Ausnahme der Nachtstunden<br />
asymmetrisch ausgeprägt. Es gibt folglich Tageszeiten, die sich eher zur Lasterhöhung<br />
eignen und solche, die eher zur Lastverringerung geeignet sind. An Wochenenden ist der<br />
geschilderte Effekt geringer ausgeprägt. Des Weiteren beeinflussen auch saisonale Effekte<br />
das Lastverschiebungspotenzial der Testkunden.<br />
Abschließend ergab sich, dass die Kundenreaktionen auch von der Preissignalfolge<br />
beeinflusst werden. Insbesondere das Ausmaß der Lasterhöhung als Reaktion auf eine<br />
Vergünstigung des Strombezuges ist von der Dauer dieser Vergünstigung abhängig. Hier<br />
kann vermutet werden, dass die Testkunden dieses Lastverlagerungspotenzial <strong>durch</strong><br />
Seite 10 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Anwendungen realisieren, die in der Regel nicht so kurzlaufend sind, als dass sie innerhalb<br />
einer im Feldtest einstündigen Zeitscheibe problemlos <strong>durch</strong>zuführen sind.<br />
Es soll an dieser Stelle jedoch nicht verschwiegen werden, dass sich die Ergebnisse des<br />
Feldtests nicht ohne weiteres auf eine allgemeine Umsetzung einer anreizbasierten<br />
Lastbeeinflussung übertragen lassen. Zum einen haben sich die Teilnehmer des Feldtests<br />
freiwillig zur Teilnahme bereiterklärt, so dass hier im Vorfeld bereits eine Selbstselektion<br />
stattgefunden hat. Zum anderen war ein Punkt, mit dem für die Bereitschaft zur Teilnahme<br />
geworben wurde, eine Bestpreis-Abrechnung, d. h. die Testkunden können sich <strong>durch</strong> ihr<br />
Konsumverhalten finanziell im Vergleich zum Standardtarif nicht verschlechtern, sondern<br />
lediglich verbessern. Gleichwohl konnte die grundsätzliche Eignung dieser indirekten<br />
Lastbeeinflussung nachgewiesen werden und es ist davon auszugehen, dass sich bei einer<br />
zunehmenden automatischen Gerätesteuerung, die kein manuelles Reagieren auf die<br />
Preissignale mehr erfordert, weitere <strong>Lastverlagerungspotenziale</strong> erschließen lassen. Die<br />
versuchsbegleitend <strong>durch</strong>geführten Umfragen unter den Testkunden haben gezeigt, dass<br />
der Komfortgewinn einer automatischen Steuerung bei entsprechender Ausgestaltung, die<br />
einen manuellen Eingriff jederzeit erlaubt, die Bedenken hinsichtlich des Kontrollverlustes<br />
der Versuchsteilnehmer aufwiegt.<br />
Hieraus folgende zukünftige Forschungsfragen wären demzufolge die Analyse der<br />
Auswirkungen auf das Lastverschiebungspotenzial bei einer flächendeckenden Einführung<br />
dynamischer Preissignale über einen kleinen Versuchsteilnehmerkreis hinaus sowie die<br />
Untersuchung der Einflüsse einer weitgehend vollautomatisierten Gerätesteuerung. Darüber<br />
hinaus wäre zu analysieren, inwieweit sich neben den kurzfristigen Lastverlagerungen auch<br />
langfristige Auswirkungen auf das Energiesystem einstellen.<br />
Seite 11 von 12
8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013<br />
Literatur<br />
[1] Boiteux M. (1949): La tarification des demands en point: application del la théorie de<br />
la vente au coût marginal, in: Revue Generale del l'électricité, 58, 321-340, (1949);<br />
ins Englische übertragen von H. W. Izzard als: Peak-LoadPricing, in: The Journal of<br />
Business, 33, 157-179, 1960.<br />
[2] Hackbarth, A., Madlener, R., Reiss, J., Steffenhagen, H. (2008): Smart Metering bei<br />
Haushaltskunden – Stand der Entwicklungen in Deutschland, in:<br />
Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 58 Jg. (2008) Heft 11, S. 70-73.<br />
[3] Hillemacher, L., Eßer-Frey, A., Fichtner, W. (2011): Preis- und Regelsignale im<br />
MeRegio Smart Grid Feldtest – Simulationen und erste Ergebnisse, in: Proceedings<br />
der 7. Internationalen Energiewirtschaftstagung Wien.<br />
[4] Hillemacher, L., Jochem, P., Fichtner, W. (2012): Entscheidungsunterstützung beim<br />
Lastmanagement; in: Renatus, F. et al. (Hrsg.): Entscheidungsunterstützung <strong>durch</strong><br />
Operations Research im Energie- und Umweltbereich – Tagungsband des<br />
Workshops der GOR-Arbeitsgruppen "OR im Umweltschutz" und<br />
"Entscheidungstheorie und Praxis“ am 01. und 02. März 2012 in Goslar, S. 21-39.<br />
[5] Hirsch, C., Hillemacher, L., Block, C., Schuller, A. & Möst, D. (2010): Simulations in<br />
the Smart Grid Field Study MeRegio, in: it - Information Technology: Vol. 52, No. 2,<br />
S. 100-106, 2010.<br />
[6] Morovic, T., Pilhar, R., Möhring-Hüser, W. (1998): Dynamische <strong>Stromtarife</strong> und<br />
Lastmanagement – Erfahrungen und Perspektiven, Forschungsgesellschaft für<br />
umweltschonende Energieumwandlung und -nutzung mbH, Kiel.<br />
[7] Steiner, P. O. (1957): Peak Loads and Efficient Pricing, in: The Quarterly Journal of<br />
Economics (1957) 71 (4): S. 585-610.<br />
_______________________<br />
Diese Arbeit entstand im Rahmen des Forschungsprojektes „MeRegio – Aufbruch zu Minimum<br />
Emission Regions“ im Rahmen der <strong>durch</strong> das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie der<br />
Bundesrepublik Deutschland geförderten „E-Energy“-Projektfamilie.<br />
Seite 12 von 12