Demand response (DR) has been widely documented as a potential solution for severalchallenges the electrical power system is facing, such as the integration of intermittentrenewable electricity generation and maintaining system reliability undera rapid, global electrification. While l ots of r esearch has been done i nto differentmarket designs and tariffing methods, less work is available on the implications ofdemand response on power grid operation, especially for the low voltage side. Thepurpose of this thesis is to estimate the impact of a demand response program on thepower losses in the low-voltage distribution network.The thesis will also contributeto the, currently limited, knowledge base on practical implementation of demandresponse by evaluating the outcome of a real-life DR pilot project. This pilot is partof smart cities development project ’Stockholm Royal Seaport’ (SRS) in the east ofStockholm.The study compared the consumption behaviour of around 400 reference consumerswith a group of 154 DR enabled apartments, that are provided with an hourly varyingelectricity tariff. The goal was to evaluate what percentage of daily consumptionis being shifted from peak to off-peak hours by the active consumers in responseto the price signal, using hourly metering data collected between the 1st of Januaryand the 22nd of March 2017. During this period, grid measurements were also collectedfrom the SRS smart grid and used to estimate the technical power losses inthe low-voltage distribution network. By combining the daily load shift of the DRconsumers and the observed daily power loss fraction in the grid, an estimation wasmade of the impact of the demand response on the grid losses. A simulation modelwas also proposed, and used to simulate the effect of load shift on losses in a givengrid situation.It was found that the DR apartments overall exhibit a load shift of 2.8% of dailyelectricity consumption towards peak hours, and have a lower average load factor(0.57 versus 0.62 for the reference group). This could either mean that the pricesignal does not sufficiently manage to change load behaviour, or that the referencegroup was not representative. However, a strong variation in average load shift wasobserved amongst the individual DR apartments, ranging from -16% (shift towardspeak hours) to 7%. Especially the most electricity consuming apartments showedpositive load shifts. No direct influence of the load shift on the level of grid losseswas found. This could be due to a too small amount of DR consumers in the grid orconfounding factors such as variations in power factor and load size. To circumventthis problem, the simulation model was used to calculate loss reductions for severalpossible reference consumer groups and their possible reactions to a price signal. Itwas found that in the SRS project, the potential for loss reductions is limited becausethe reference group are already ’good’ consumers. The maximum loss reductionwould be around 4%. For grids with severe peak consumption however, optimalloss reductions from load shifting up to 25% were found.The key take-away is that, while the technical potential for loss reduction is considerablein grids with strong peak loads, more research is needed to identify incentivesthat effectively manage to make households change their consumption behaviour.More work should also be done to find methods that can correctly evaluate loadshifts. / Efterfrågeflexibilitet (DR) har i stor utsträckning setts som en möjlig lösning för flerautmaningar som elsystemet står inför, till exempel integration av intermittent förnybarelproduktion och för att upprätthålla tillförlitligheten i elsystem under en snabb, globalelektrifiering. Medan mycket forskning har gjorts i olika marknadslösningar ochtariffsystem är mindre arbete tillgängligt om konsekvenserna av efterfrågeflexibilitetpå elnätet, speciellt för lågspänningssidan. Syftet med detta examensarbete är attuppskatta inverkan av ett efterfrågeflexibilitetprogram på förluster ilågspänningsdistributionsnätet. Rapporten kommer också att bidra till den förnärvarande begränsade kunskapsbasen om praktisk genomförande avefterfrågeflexibilitet genom att utvärdera resultatet av ett verkligt DR-pilotprojekt.Denna pilot är en del av ett utvecklingsprojekt för smarta städer "Stockholm RoyalSeaport" (SRS) i östra delen av Stockholm.Studien jämförde konsumtionsbeteendet hos cirka 400 referenskonsumenter med engrupp av 154 DR-aktiverade lägenheter, som är försedda med ett varierande timprisför el. Målet var att utvärdera vilken procentandel av daglig förbrukning de aktivakonsumenterna flyttar från höglasttimmar till låglasttimmar som svar på prissignalen.Studien är baserad på timmätningsdata samlad mellan den 1:a januari och den 22:amars 2017. Under denna period samlades också mätdata från elnätet in och dessa datahar använts för att uppskatta de tekniska förlusterna i lågspänningsdistributionsnätet.Genom att kombinera den dagliga lastförflyttningen av DR konsumenterna och denobserverade dagliga effektförlustfraktionen i nätet gjordes en uppskattning av effektenav efterfrågeflexibilitetet på nätförlusterna. En simuleringsmodell föreslogs också, ochanvändes för att simulera effekten av lastförflyttning på förluster i en given situationför nätet.Det konstaterades att DR-lägenheterna totalt sett uppvisar en lastförflyttning på 2,8 %av det dagliga elförbrukning mot höglasttimmar, och har en lägre genomsnittliglastfaktor (0,57 mot 0,62 för referensgruppen). Detta kan antingen betyda attprissignalen inte lyckas tillräckligt med att ändra förbrukningsbeteende eller attreferensgruppen inte var representativ. En stark variation i genomsnitt lastförflyttninghar emellertid observerats bland de enskilda DR-lägenheterna, från -16 % (flyttningtill höglasttimmar) till 7%. Speciellt de mest elförbrukande lägenheterna visadepositiva lastförflyttningar. Inget direkt inflytande av lastflyttning på nätförlusternahittades. Detta kan bero på en för liten mängd DR-konsumenter i nätet eller andrafaktorer som variationer i effektfaktor och belastningsstorlek. För att kringgå dettaproblem användes simuleringsmodellen för att beräkna förlustreduktioner för fleramöjliga referenskonsumentgrupper och deras eventuella reaktioner på en prissignal.Det konstaterades att potentialen för förlustreduktioner är begränsad i SRS-projekteteftersom referensgruppen är redan "bra" konsumenter. Den maximalaförlustreduktionen skulle vara omkring 4 %. För nät med hög topplast hittadesoptimala förlustreduktioner från lastförflyttning upp till 25 %. Den viktigasteslutsatsen är att medan den tekniska potentialen för förlustreduktion är stor i nät medhög topplast så krävs det mer forskning för att identifiera incitament som effektivtlyckas få hushållen att förändra sitt konsumtionsbeteende. Mer arbete bör också görasför att hitta metoder som korrekt kan utvärdera lastförflyttningar.

The Swedish energy markets inspectorate (Ei) regulates the Swedish DSOs revenue cap, to ensure reasonable prices, efficiency, and quality of supply towards the end users. In combination with directives from the European Union and Sweden's environmental goal, Ei implemented efficient grid utilization to the DSOs revenue cap in 2016. The efficient grid utilization can be divided into two incentives: load flow and network losses. Criticism regarding the load flow incentive, and the indicator used to calculate it, has been raised from the industry. The purpose of this degree project was to investigate the possibilities of a new indicator that also could be affected by the DSOs actions. The project identified four main indicators to test, weighted load factor, utilization factor, adjusted utilization factor and a utilization factor that incorporates all local production units. The indicators were calculated with data from a regional and local grid, provided by the Swedish DSO Ellevio. Other parameter changes such as peaks and seasonal based calculations were also tested. To see the impact DSOs could have on the indicator, with today's regulations, was detected to be through load shaving and shifting, demand side management (DSM). MATLAB was used to test the impact DSM had on the indicators. Further, a load prediction for the years 2023–2035, based on provided historical data, was executed to test the indicators long-term outcome. The project concluded that the regional grid had little to non-impact on the indicators with DSM whilst the local grid resulted in high increased outcome for most indicators. The project continues to conclude to separate indicators for the regional and local grid, to better represent the two grids characteristic and purpose in Swedish society. The adjusted utilization factor was proposed for the regional grid, due to its non-negative impact from installing renewable energy resources, and the weighted load factor for the local grid due to being highly affected by DSM. Lastly, the project concluded that the indicator needs to be changed and further developed for regional DSOs, for them to have the opportunity to affect it.

The load in the electricity grid fluctuates during the day and between seasons. As a distribution system operator (DSO), an uneven load profile leads to increased transmission losses and unnecessary high costs for subscribing power from the feeding grid. Efficiency measures and a more even power consumption by the end-users, could therefore lead to that a DSO can achieve lower costs for power-subscription from the feeding grid and transmission losses, but also implies a lowered cap of total revenues. As a step towards implementing the EU energy efficiency directive, the Energy Markets Inspectorate (Ei) have developed two economic incentives which enables for DSOs to profit economically from cost reductions related to transmission losses and feeding grid. For this reason the electricity suppliers Storuman Energi and Affärsverken Energi sees a possibility to offer a load shift-service to low voltage DSOs using the flexibility in the demand of electrically heated households. The aim of this study is therefore to demonstrate how a service such as this one can be valued in the Swedish electricity market. The task at hand was examined by conducting a survey of the values of demand-side flexibility, as well as an investigation of how the costs for the end-user and incentives for the DSO are affected by flexibility. A review of the values associated with demand-side flexibility has been conducted for electricity suppliers, DSOs and end-users. With regard to the DSOs, the main value is connected to the new economic incentives from Ei, whose potential depends on the properties of the grid and the tariff for the feeding grid. Other values related to operation and delivery reliability can also be achieved. The main values for electricity suppliers are a lowered risk for unbalance following as a consequence of better knowledge of their end-users’ usage, and also the possibility to profit by offering a load shift-service. The values for end-users have been divided between cost reductions and system benefits, both of which are regarded to compensate the remuneration end-users require to offer their flexibility. By adapting consumption after the spot market price or the grid tariff, lowered costs for electricity can be achieved. The end-users can also appreciate system-benefits such as the facilitation for intermittent renewable electricity production, electric vehicles and reducing the societal dependency on expensive fossil-fuelled power generation as positive. They do on the other hand regard a possible depreciation of the heat comfort, data confidentiality and reduced control over one’s own electricity consumption as negative. If the service can be bundled with equipment which yields other values, such as an increased heat comfort, the end-users’ demand for remuneration can decrease. To explore what effects demand-side flexibility can have on the electricity costs of end-users and the economic incentives for DSOs, a case study is conducted in the electricity distribution grid of Karlskrona. Through review of previous studies, a potential for demand reductions was established and used as input in the case study. It can be determined that the incentive for a more even load profile constitutes a substantially greater share of the total incentives, compared to the incentive for reduced distribution losses. It is further concluded that a fairly large part of the incentives can be achieved by controlling the end-users on only a few occasions each year. It is also established that the cost reductions for end-users can match their demand for remuneration. A future scenario with more electrical vehicles connected to the grid for charging, greatly increases the possible benefits for both the DSO and end-users. Through the investigation of different possible designs for the energy service, it is recommended that the demand side management of end-users is placed in the hands of an electricity supplier responsible for balancing the consumption of the end-users. A procurement-procedure is deemed problematicfollowing the risk for unproportional use of resources and time. As a result of this, the energy service should not be traded directly between DSOs and electricity suppliers. Instead, it is proposed that the DSO develops a time-differentiated tariff, after which the electricity supplier can adapt the end-users’ consumption. Since the results indicate that controlling the end-users consumption on just a few occasions is sufficient to yield large benefits for the DSO, a grid-tariff with critical peak pricing is recommended. This tariff employs a high price for shorter periods of time when the grid load is peaking and a rebated price during all other occasions. This opens up for controlling the use during the other days according to the spot market price. As the electricity supplier grants the end-user lowered costs for both the electricity grid and trading, they have the opportunity to apply a charge for the service. Both the DSO, end-user and electricity supplier is presumed to improve their profitability with this design. When implementing the energy service, a couple of aspects are important to shed light on. The grid-tariff of the end-user and the tariff for the feeding grid needs to be synchronized with each other, to stimulate the same type of load shifts. It should also be noted that the possible gain from the incentives will decrease as demand side management-measures is taken since the reference-level from which a comparison is made improves. Another interesting aspect is that the regulation stipulates that only a certain percentage of the cost reductions will result in incentives, thus limiting the amount of profitable measures. Since the costs and revenues between the actors in the transmission system (low and medium voltage DSOs and the TSO) are interdependent, the revenue loss for the medium voltage DSO resulting from the cost reduction for the low voltage DSO, can result in a recoil effect. Lastly, a widespread introduction of control equipment to end-users can facilitate other uses for the demand-side flexibility. / Belastningen i elnätet varierar under dagen och mellan olika säsonger. Att som nätägare ha en ojämn belastning i sitt nät leder till ökade nätförluster och onödigt höga kostnader för att abonnera effekt från det överliggande nätet. Effektiviseringar i nätet och ett jämnare effektuttag av användarna kan därmed leda till att en nätägare kan erhålla minskade kostnader för abonnerad effekt från överliggande nät och nätförluster, men innebär också en sänkt intäktsram för nätägaren. Vid implementering av EU:s energieffektiviseringsdirektiv har Energimarknadsinspektionen tagit fram två ekonomiska incitament som möjliggör för nätägare att dra nytta av kostnadsminskningar för nätförluster och överliggande nät. Av denna anledning ser elhandelsbolagen Storuman Energi och Affärsverken Energi möjligheter att, med hjälp av efterfrågeflexibilitet hos framförallt eluppvärmda hushåll, erbjuda en laststyrningstjänst till lokalnätsnätägare. Syftet med denna studie är därmed att demonstrera hur en tjänst som denna kan värdesättas av aktörerna på den svenska elmarknaden. Frågan behandlas genom att undersöka vilka värden efterfrågeflexibilitet kan ge upphov till, exempelvis hur slutanvändares elkostnader och nätägares ekonomiska incitament påverkas av efterfrågeflexibilitet. En inventering har gjorts av efterfrågeflexibilitetens värde för elhandlare, nätägare och slutanvändare. För nätägare bedöms de huvudsakliga värdena finnas kring de nya ekonomiska incitamenten, vars potential beror på nätets förutsättningar och regionnätstariffen. Det finns också nyttor kopplade till driftsäkerhet och leveranskvalitet. Elhandlare kan dra nytta av en lägre risk för obalans genom att de får bättre uppfattning om sina kunders användningsmönster, samt möjligheten att även debitera för utförd laststyrningstjänst. För slutanvändare har värdena delats upp i kostnadsminskningar och systemnyttor. Båda dessa anses kunna kompensera för de krav på ersättning som slutanvändare har för att bidra med sin flexibilitet. Genom anpassning efter exempelvis spotpris eller en nättariff kan lägre kostnader för elhandel respektive nät erhållas. Vad gäller systemnyttor kan följder som att exempelvis främja intermittent förnybar elproduktion, underlätta införande av en eldriven fordonsflotta samt att minska beroendet av dyra fossileldade produktionsslag ses som positiva. Å andra sidan bedöms en upplevd risk för försämrad värmekomfort och datasekretess samt minskad kontroll över sin användning spela in som negativa värden. Om tjänsten kan paketeras tillsammans med utrustning som även ger andra mervärden, exempelvis möjliggör en ökad värmekomfort, kan slutanvändares ersättningskrav minska. För att utreda vilken konkret påverkan efterfrågeflexibilitet kan ha på slutanvändares elkostnader och nätägares ekonomiska incitament görs en undersökning i Karlskronas lokalnät. Där appliceras den potential för efterfrågeflexibilitet som tidigare studier visat på. Det konstateras att incitamentet för jämnare nätbelastning visar betydligt större potential än det för minskade nätförluster samt att en stor del av incitamenten går att erhålla genom att styra endast ett fåtal tillfällen varje år. Vidare pekar resultatet på att slutanvändares kostnadsminskningar kan nå upp i nivåer som motsvarar deras ersättningskrav. Ett framtidsscenario med fler elfordon ger mycket större ekonomisk potential för både nätägare och slutanvändare. Efter att ha utrett olika alternativa utformningar för energitjänsten föreslås att passiv efterfrågeflexibilitet tillämpas genom att laststyrning av slutanvändare sker av en elhandlande aggregator med balansansvar. Ett upphandlingsförfarande bedöms medföra risk för stor resurs- och tidsåtgång, varför handel av tjänsten inte bör äga rum mellan elhandlare och nätägare. Men för att elhandlare ändå ska kunna ta del av värdet från de ekonomiska incitamenten föreslås att nätägaren tar fram en tidsdifferentierad nättariff, vilken elhandlaren kan laststyra slutanvändare efter. Då resultatet pekar på att styrning under endast ett fåtal tillfällen är erforderligt kan en nättariff av typen spetspristariff tillämpas, där kostnaden för effektuttag kraftigt stiger när belastningen är hög i nätet. Då möjliggörs styrning efter exempelvis spotpris de tillfällen som inte är nödvändiga att styra med hänsyn till nätet, eftersom kostnaden för effektuttag då är låg. Genom att elhandlare på så sätt kan erbjuda slutanvändare lägre kostnader för både nät och elhandel har de möjlighet att debitera slutanvändare en avgift för utförd tjänst. Med denna utformning anses både nätägare, elhandlare och slutanvändare kunna nå en ökad lönsamhet. Vid införandet av energitjänsten är ett antal aspekter viktiga att belysa. Slutanvändares nättariff och lokalnätets tariff för överliggande nät spelar en viktig roll då de behöver stimulera till att samma styrning utförs, exempelvis om det är fördelaktigt att styrning sker ofta eller mer sällan. Då incitamentens nivå bestäms utifrån en referensperiod kommer möjlig avkastning att avta i takt med att förbättringar görs. I nätregleringen är det fastställt att bara en viss del av kostnadsbesparingarna erhålls i form av de ekonomiska incitamenten, vilket innebär att vilka åtgärder som är lönsamma begränsas. Genom att kostnader och intäkter är tätt sammankopplade mellan aktörerna i elnätet (lokal-, region- och stamnät) kan regionnätets intäktsbortfall till följd av lokalnätets lägre kostnader, ge upphov till rekyleffekter. Att storskaligt installera styrutrustning hos slutanvändare kan också möjliggöra andra användningsområden, med andra ord skapas det en plattform för efterfrågeflexibilitet.

Sweden has a goal of having an electricity production solemnly comprising renewable energy sources by the year 2040. To cater for the fulfillment of this goal, more onshore wind power will be needed in Sweden. The wind farm itself has been studied both in terms of its impacts on societal and environmental interests as well as how the Swedish spatial planning system paves the way for more wind power or not. The connection of wind farms to the regional and national transmission grid is far less studied. Therefore, this thesis explores the grid connection process and how it is experienced by the practitioners in terms of wind power developers and network operators. Also, the ways in which the power grid is taken into account when finding a location for a wind farm is studied. This is done by a literature review and a thematic analysis of ten conducted interviews. The grid connection process is presented, along with the four main themes identified by the thematic analysis; Making two long processes parallel, The importance of grid capacity, Dialogue between the developer and the network operator and Proactive consideration of grid connection. The results suggest that the grid connection process, in combination with the wind farm development, is experienced as time-consuming, which gives rise to problems regarding technology development and puts the finalization of the entire project at risk. Consequently, the practitioners want to make the processes more parallel. This is however complicated by the associated risks of not being reassured grid capacity and inflexible permit procedures. Another important result is that the network operators and developers often have different interests to guard, which can complicate the grid connection process further. The available capacity in the grid is crucial when locating a wind farm, but also the economic distance to the point of connection, which in turn depends on several parameters. It is suggested that consideration of the power grid should be more integrated with the spatial planning in Sweden. This can improve the predictability of wind power planning, promote adequate power grid planning and facilitate the Swedish goal of an electricity production only comprised of renewable energy by 2040. / För att genomföra en grön omställning av Europas energisystem väntas mer elproduktion av förnyelsebar energi integreras. Sverige har som mål att ha en elproduktion som enbart består av förnyelsebar energi till år 2040. För att åstadkomma detta mål förväntas andelen vindkraft i landet att öka. Att ansluta till elnätet hör till en av de fundamentala nödvändigheterna för att etablera en vindkraftpark. Trots detta så är planering och utförande av nätanslutning till det svenska elnätet en förbisedd del av processen för att etablera vindkraft i Sverige. Syftet med denna studie är därför att undersöka anslutningsprocessen för landbaserad och storskalig vindkraft och bidra att till ökad kunskap kring hur denna process upplevs av utövarna. Dessutom undersöks det hur vindkraftsprojektörer tar hänsyn till elnätet när de letar områden för vindkraft. Detta görs med en litteraturstudie angående hur anslutningsprocessen går till, följt av en tematisk analys av intervjuer med nätägare och vindkraftsprojektörer. En övergripande bild av anslutningsprocessen och relaterad litteratur presenteras. Fyra huvudteman identifieras från den tematiska analysen; Att göra två långa processer parallella, Signifikansen av nätkapacitet, Dialogen mellan vindkraftsprojektör och nätägare och Proaktiv hänsyn av nätanslutning. Resultaten visar att en stor utmaning med anslutningsprocessen är att den tillsammans med utvecklingen av vindparken upplevs som så pass långdragen i tid, att problem uppstår med teknikutveckling och genomförandet av projektet i sig. Detta bidrar till att vindkraftsprojektörer och nätägare vill försöka göra processerna för utveckling av vindparken och nätanslutningen mer parallella. Att processen för att utveckla vindparken är tidskrävande och osäker bidrar till att den nödvändiga nätkapaciteten inte alltid kan garanteras, vilket försvårar en synkronisering av processerna. Ett ytterligare viktigt resultat är att nätägare och vindkraftsprojektörer ofta har olika intressen under nätanslutningsprocessen, vilket kan komplicera dess förlopp. Var det finns nätkapacitet är en stor faktor vid lokalisering av vindkraft, men även det ekonomiska avståndet till en anslutningspunkt som i sin tur beror på flera parametrar. Elnätsfrågan är komplex både när det gäller lokalisering och anslutning av vindkraft. Men för att skapa goda förutsättningar för mer vindkraft i Sverige, och för uppfyllandet av målet till 2040, bör elnätsfrågan hanteras proaktivt och integreras mer i den fysiska planeringen i Sverige.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

En lien étroit avec le projet européen DREAM, le sujet de thèse s’intègre dans les évolutions opérationnelles des réseaux de distribution de demain intégrant de larges quantités d'énergies renouvelables. Un contrôle centralisé de l'ensemble des acteurs est, certes globalement optimal mais complexe et peu fiable. L'étude porte sur la faisabilité d'un contrôle distribué, auto-adaptatif et temps réel des ressources locales et des composants du réseau. La piste principale explorée correspond à des agents autonomes qui peuvent construire des structures collaboratives ad-hoc suivant les besoins du réseau. Ces structures collaboratives adresseront divers modes de fonctionnement, du marché de l'énergie J-1 à infraday au marché d'ajustement (services systèmes) et au contrôle local (fréquence et auto-cicatrisation). / In close relationship with the European project DREAM, this doctoral thesis focus on operational evolutions in tomorrow’s distribution networks wich will integrate a larger amount of distributed renewable resources. A centralized control of all the entities (from controllable loads to embedded generators) is overall optimal but complex and not so reliable. This study addresses the feasibility of a distributed control, autonomous, self-learning and real time operation of local resources and network’s components. The main concern to explore will be the creation of ad-hoc federations of agents that will flexibly adjust their hierarchy to current needs. These collaborative structures will use different coordination strategies ranging from market-based transactions, to balancing optimization market (ancillary services) and to local control (frequency control and self-healing).

European Union has set a target to install nearly 200 million smart metersspread over Europe before 2020, this leads into a vast increase of sensitiveinformation flow for Distribution System Operators (DSO’s), simultaneously thisleads to raised cyber security threats. The in and outgoing information of the DSOneeds to be processed and stored by different Information technology (IT)- andOperational Technology (OT)-systems depending on the information. High demandsare therefore required of the enterprise cyber security to be able to protect theenterprise IT- and OT-systems. Sensitive customer information and a variety ofservices and functionality is examples that could be fatal to a DSO if compromised.For instance, if someone with bad intentions has the possibility to tinker with yourelectricity, while you’re away on holiday. If they succeed with the attack and shuttingdown the house electricity, your food stored in your fridge and freezer would mostlikely to be rotted, additionally damage from defrost water leaking could cause severedamaging on walls and floors. In this thesis, a detailed reference model of theadvanced metering architecture (AMI) has been produced to support enterprisesinvolved in the process of implementing smart meter architecture and to adapt to newrequirements regarding cyber security. This has been conduct using foreseeti's toolsecuriCAD, foreseeti is a proactive cyber security company using architecturemanagement. SecuriCAD is a modeling tool that can conduct cyber security analysis,where the user can see how long time it would take for a professional penetrationtester to penetrate the systems in the model depending of the set up and defenseattributes of the architecture. By varying defense mechanisms of the systems, fourscenarios have been defined and used to formulate recommendations based oncalculations of the advanced meter architecture. Recommendation in brief: Use smalland distinct network zones with strict communication rules between them. Do diligentsecurity arrangements for the system administrator PC. The usage of IntrusionProtection System (IPS) in the right fashion can delay the attacker with a percentageof 46% or greater. / Europeiska Unionen har satt upp ett mål att installera nära 200miljoner smarta elmätare innan år 2020, spritt utöver Europa, implementeringen ledertill en rejäl ökning av känsliga dataflöden för El-distributörer och intresset av cyberattacker ökar. Både ingående och utgående information behöver processas och lagraspå olika IT- och OT-system beroende på informationen. Höga krav gällande ITsäkerhet ställs för att skydda till exempel känslig kundinformation samt en mängdvarierande tjänster och funktioner som är implementerade i systemen. Typer avattacker är till exempel om någon lyckats få kontroll over eltillgängligheten och skullestänga av elektriciteten till hushåll vilket skulle till exempel leda till allvarligafuktskador till följd av läckage från frysen. I den här uppsatsen så har en tillräckligtdetaljerad referens modell för smart elmätar arkitektur tagits fram för att möjliggörasäkerhetsanalyser och för att underlätta för företag i en potentiell implementation avsmart elmätare arkitektur. Ett verktyg som heter securiCAD som är utvecklat avforeseeti har använts för att modellera arkitekturen. securiCAD är ett modelleringsverktyg som använder sig av avancerade beräknings algoritmer för beräkna hur långtid det skulle ta för en professionell penetrationstestare att lyckats penetrera de olikasystem med olika sorters attacker beroende på försvarsmekanismer och hurarkitekturen är uppbyggd. Genom att variera systemens försvar och processer så harfyra scenarion definierats. Med hjälp av resultaten av de fyra scenarierna så harrekommendationer tagits fram. Rekommendationer i korthet: Använd små ochdistinkta nätverkszoner med tydliga regler som till exempel vilka system som fårkommunicera med varandra och vilket håll som kommunikationen är tillåten.Noggranna säkerhetsåtgärder hos systemadministratörens dator. Användningen avIPS: er, genom att placera och använda IPS: er på rätt sätt så kan man fördröjaattacker med mer än 46% enligt jämförelser mellan de olika scenarier.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.:1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 2 Gegenstand und Ziel der Analyse 3 Rahmenbedingungen der Bestimmung der Netznutzungsentgelte 4 Kostenmodell des Übertragungsnetzes 5 Kostenmodell der Verteilungsnetze 6 Auswirkungen des demographischen Wandels auf Stromverbrauch und Netzentgelte 7 Abschätzung der Netznutzungsentgelte und ihrer Zusammensetzung 8 Skizze eines Netzkostenstrukturausgleichs 9 Quellen 10 Anhang