The electric power grid is facing immense changes, the production of intermittent electricity is increasing at the same time as a big part of todays base load (mostly nuclear power) as well as the power reserve is in the process of being phased out. Due to these changes it is deemed that a larger amount of demand response will be needed in the near future. In order to accomplish this some sort of stimulus is required. Due to this accompanied by new indications from the regulatory authority Energimarknadsinspektionen Umeå Energi Elnät (UEEN) have started a process where they wish to investigate the consequences of abandoning their current pricing method in favor of a peak demand charge tariff. This new pricing method will increase the costumers ability to affect their electricity bill in addition to providing a higher degree of stimulus for demand response. This report is a part of that investigation and aims to quantify the costumers potential as well as the expected willingness for demand response och load shifting in adherence to the potential change in pricing methods. Accordingly. the question formulation for this thesis is as follows: What is the potential for load shifting, and a decreased power demand, due to a behavoiral change by the means of online measuring for households and business costumers in their testgroups respectively? What is the potential for load shifting, and a decreased power demand, by the means of enabling technology such as batteries, load limiting equipment, storage water heater etc.? How large is the economic stimulus for the costumers of UEEN to achieve load shifting by changing their behaviour or invest in enabling technology? A selection of costumers in four different neighbourhoods (a total of 793 costumers) were chosen, and measured data regaring their peak power demand and their monthly electricity consumption were used in the calculations of this thesis. Based on this data and a literature study conclusions regaring the costumers demand response and load shifting potential were drawn.  Out if the 793 costumers included in this study the absolute majority (771 costumers) currently have a fuse corresponding to 16-25 A which is why only the results for these costumers is presented below. According to a theoretical assessment almost all of the costumers included in this study have a possibility to shift a fairly big part of their load. However, according to the literature study, it is reasonable to expect a load shift corresponding to 2-5 % of the costumers peak demand due to behavioural changes as a consequense of online measuring accompanied by a peak demand charge tariff. This would coincide with a load shift of 0,1-0,45 kW per household during the winter season, which, for the majority of costumers, can be translated into an annual saving of 0-200 SEK/household.  With regards to the expected load shift by the means of enabling technology batteries is not considered to, due to its unprofibility, be a solution that constumers can be expected to invest in in the nearby future. The potential load shift as a result of regulating electricity based heating systems however, is considered to be significantly larger and is deemed to amount to 2-5 kW depending on the heating system and its as well as the builidings built-in heat storage capacity. Based on this, some assumptions regarding the constumers heating systems and their current power demand the potential costumer savings is evaluated to 300-750 SEK per year.

För att kunna hantera en ökad anslutning av förnybar, variabel elproduktion och efterfrågan på elektricitet kan det komma att krävas omfattande investeringar i elnäten. Som ett alternativ till kostsamma investeringar har efterfrågeflexibilitet presenterats som en lösning, bland annat för att utnyttja det elektriska systemet mer effektivt. Efterfrågeflexibilitet handlar om att kunderna frivilligt ändrar sin elanvändning till följd av någon typ av incitament. En typ av incitament som elnätsföretag kan använda för att styra sina kunder i eldistributionsnäten är elnätstariffen, den avgift som slutkunderna betalar till elnätsbolag för leveransen av elektricitet. Det diskuteras att elnätstarifferna bör utformas mer dynamiskt, det vill säga variera över tid, för att ge kunderna incitament att vara mer flexibla. Syftet med det här arbetet att ta fram en elnätstariff som ger elnätsföretag möjlighet att hantera lokala tekniska begränsningar i eldistributionsnötet, såsom krav på spänningsstabilitet och gränser för termisk belastning på nätets komponenter, genom att påverka kundernas efterfrågan. Målet är att tariffen ska också ska ge en mer effektiv användning av eldistributionsnätet genom att reducera nätförluster och inmatningen från överliggande nät. De dynamiska tariffer som testas i arbetet föreslås vara baserade på den prognosticerade eller historiska inmatningen från överliggande nät. För att testa tarifferna används en metod där en optimeringsmodell kombineras med en nätmodell. I optimeringsmodellen simuleras elanvändningen hos hushållskunder som har en solcellsanläggning och en elbil. Den aktiva kunden optimerar sin elanvändning med hjälp av ett stationärt batteri, bland annat utifrån den signal som elnätstariffen sänder, medan en passiv kund inte har möjlighet att kostnadsoptimera sin elanvändning. Elektricitet som kunderna väljer att mata ut och in i elnätet simuleras i två typnät och för tre olika scenarier. Varje scenario har olika hög andel av aktiva kunder. Resultatet från nätsimuleringen utvärderas dels utifrån om nätet har utnyttjats på ett effektivare sätt men också om lokala tekniska begränsningar har kunnat hanteras bättre. Resultatet visar vikten av att en dynamisk elnätstariff har en effektkomponent, som baseras på den maximala uttagna effekten, när en hög andel av aktiva kunder finns i nätet. De aktiva kunderna maximerar sin utmatning av elektricitetet under de timmar på dygnet som den totala kostnaden är som lägst vilket bidrar till att lasttoppar skapas i elnätet. Effektavgifterna kan dock se till så att dessa lasttoppar begränsas, vilket i sin tur har en positiv effekt på de utvärderingsparametrar som studeras i arbetet. En effektkomponent bidrar dock också till att effektuttaget för de aktiva kunderna är som högst i slutet av månaden, vilket har implikationer för hur debiteringen av effektavgiften bör ske. De dynamiska effekttarifferna som testas är resultatmässigt likvärdiga med de mer konventionella effekttariffer som också analyseras. Slutsatsen är därför att vidare studier krävs för att kunna avgöra hur en dynamisk tariff på ett bättre sätt kan ta hänsyn till lokala nätbegränsningar än en mer statisk tariff. För att göra detta kan den metod som utvecklats i detta arbete, och som kombinerar en optimeringsmodell med en nätmodell, användas. / Political goals for more renewables in the energy system may spur an increasing amount of distributed energy in the distribution grid. This development, along with new loads such as the charging of electric vehicles, raises new challenges the distribution grid operators and may lead to costly investments. Demand side management could facilitate a more efficient use of the grid and has been presented as a more cost-effective alternative to infrastructure investments. One of the tools to steer the demand side is by different grid tariff structures. This thesis assesses dynamic household grid tariffs as a means for distribution grid operators to manage limitations on voltage variations and thermal loads on grid components. In addition to this the tariff should also lead to a more efficient use of the low voltage distribution grid by reducing the network losses and the electricity fed into the grid from the medium voltage grid. In order to evaluate the tariffs a method that is integrating an optimization model for the customer behavior with a grid model is used. In the optimization model the electricity load and generation profiles for different customers are simulated. The active customers have the possibility to cost optimize their electricity usage by using stationary batteries, while passive customers lacks this advantage. Three scenarios with different shares of active and passive customers are simulated in two types of low voltage grids; one rural and one urban. The results from the simulations indicate that a power based fee, based on the maximum power peak of the consumer, is needed in order to reduce the negative impacts in a grid with a large amount of customers actively engaging in cost optimization. However, a power fee based on one single power peak also leads to an electricity usage pattern characterized by a stepwise increase in power usage throughout the month and a power peak in the end of the month. This has implications for how the power fee should be designed. No clear distinction could be seen between the effects of dynamic and more static tariffs. However the method developed in the thesis could be used in further studies to investigate the effects of various tariff structures in different grids even more thoroughly.

The purpose of this study is to examine possible tariff designs for a Swedish DSO to better reflect the individual’s future use of the grid when it comes to the expected effects of EV. A qualitative research method with a combination of an experimental and comparative case study design was carried through. The literature review involved data gathering within the subjects of grid tariff design, pricing of natural monopolies and behaviour related to electricity use. Empirical data consisted of quantitative data from the grid in combination with interviews of 5 respondents. With a systematic combining approach, the theoretical framework, empirical data and analysis evolved simultaneously. The results were analysed through emerging themes and evaluated with simulations. The study has shown that a static and easy to understand tariff is preferable. A reflective way to price distribution of electricity does not imply a correct breakdown of allocating costs to direct causes of them. When designing the tariff, a DSO must be aware of the psychological barriers and consequences a tariff design can induce. By that we find the combination of a fixed, demand and ToU component should give incitements well enough to make customers mindful of how they use their electricity. During a transition to a new tariff design, a customer focus approach should be used, were transparency and simplicity are keywords. The future could imply a shift from static to dynamic tariffs designs in which enabling technologies will have to ease the complexity for the customer in order to break down the psychological barriers.

This master thesis evaluates the incentives of a newly implemented market controlled network tariff by analyzing consumption data and constructing a time-differentiated debiting model. The tariff was implemented by Sandviken Energi Elnät AB and the thesis evaluates its customers consumption data compared to data provided by Sundsvall Elnät AB. The differences in data is evaluated by statistical tests of Students t-test, Bayesian t-test and χ2-test with the result that no statistically significant change in user pattern can be found and thus an elucidation of the incentives must be made in the form of a hourly time-differentiated debating model. The thesis also evaluates the cost incentives of the model compared to spot prices where it is shown that the tariff model can benefit much from the spot prices hourly incentives in its hourly time-differentiated model. Five time-differentiated models were constructed and presented where three uses a color coding scheme. The conclusion is that a color coded time-differentiated tariff should give the costumers clear and cost-effective incentives.

I takt med ökad elektrifiering i samhället står elnätet inför en problematik med kapacitetsbrist. Med anledning av detta finns ett behov av att utveckla en mer flexibel och effektiv användning av elnätet. En del i detta är införandet av effekttariffer, vilket ska skapa incitament för elkunder att sprida ut sin elanvändning och på så sätt avlasta elnätet. Företaget Enequi tillhandahåller ett system med smart styrning och batterilagring vilket kan utföra effekttoppskapning i syfte att reducera effektavgiften. I denna studie granskas två bostäder, belägna i Partille och Sollentuna, vilka båda har ett styrsystem från Enequi installerat. Syftet är att undersöka hur styrningen bidrar till en förändring i effektavgiften hos de båda bostäderna, samt att bedöma systemets prestanda. Resultatet från Partille visar att ägaren under de åtta månaderna systemet varit i drift sparar 259 kronor på effektavgiften, medan ägaren i Sollentuna under tolv månader sparar 865 kronor. Analysen av systemets prestanda visar också att systemet presterar mest optimalt när egenproducerad el är tillgänglig. Systemet bidrar till nätnytta genom att flytta lasten i bostaden från högt belastade timmar till lågt belastade. Brister som har identifierats i prestandan inkluderar problematik med förhöjda effektavgifter under vissa månader. Slutsatsen är att systemet presterar funktionellt trots vissa brister och att det är möjligt att göra besparingar på effektavgiften över tid.