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.

Smarta elnät nämns ofta som ett sätt att hantera ökad elektrifiering av transporter och industri och en växande andel väderberoende elproduktion. Ett syfte med det här examensarbetet är att studera möjliga följder för lokalnätägaren Sala-Heby Energi Elnät AB, om småhuskunder använder smart styrning av elvärmesystem för att sänka sina elnätsfakturor. Med rådande tariffmodell betalar småhusägaren för den gångna månadens tre högsta timmedeleffekter kl. 07 till 19 helgfria vardagar. Hur nätägaren påverkas av styrning, är en central fråga för projektet Auto-Flex, som startade i januari 2021. Uppsatsens litteraturstudie pekar på att efterfrågeflexibilitet kan ge olika följder för elnätet och för elmarknadens parter, beroende på vilka incitament som används för att skapa ett flexibelt beteende. Med efterfrågeflexibilitet avses här kunders förmåga att flytta eller minska sitt lastuttag från elnätet. I det här examensarbetet utförs beräkningar i Excel för att undersöka följderna av laststyrning och analysen utgår från historiska elmätardata från ca 140 anonymiserade hushållskunder samt från data över effektuttag från regionnätet. Beräkningarna visar att styrning som gynnar kunden ekonomiskt blir en förlustaffärför Sala-Heby Energi Elnät AB, trots sänkt effektuttag från regionnätet. Det gäller, i de flesta fall, även när extra styrning läggs till under timmar då effektuttaget från regionnätet är högt. Resultaten bygger på förenklade beräkningar, där ingen hänsyn tagits till hur effektsänkning av elvärmesystem samspelar med väderfaktorer eller med styrningens varaktighet. Samma effektsänkning har antagits vid varje styrtillfälle och för alla hushåll. Ett andra syfte med det här examensarbetet är att undersöka hur huvudaktörerna i projektet Auto-Flex ser på säkerhetsfrågor i samband utvecklingen mot ett mer IT-beroende elnät. Därför genomfördes två semistrukturerade intervjuer, med integritet, leveranssäkerhet och affärsmodeller som teman. Intervjupersonerna lyfte inga allvarliga hot kopplade till projektet Auto-Flex. Samtidigt kunde de se teoretiska risker med storskalig smart laststyrning i kapacitetssvaga elnät. Mer forskning behövs om smarta elnät och hållbarhet. Kopplingen mellan incitament till flexibilitet och flexibilitetens inverkan på elnätet, hur sårbarheter kopplade till informationsteknik påverkar elnätets leveranssäkerhet och hur smartteknik står sig miljömässigt i förhållande till nätutbyggnad är tre intressanta områden. / By facilitating demand side management, smart grids are expected to smooth the way for a transition to cleaner electric energy. This bachelor’s thesis aims to analyse the consequences for a distribution system operator (DSO) of direct load control,which is set to minimize the consumer’s bill for power transmission. This is also a central theme in the recently initiated Auto-Flex smart grid project, with main actors DSO Sala-Heby Energi Elnät AB and tech company Ngenic AB. The included study of scientific articles points out that the impact of demand response on electric grids is largely determined by incentives used to harvest demand side flexibility. In this thesis, the consequences of direct load control are examined by means of simplified calculations in Excel, analysing electric meter data from approximately 140 anonymous customers, in addition to power supply data for the township connection to the regional distribution grid. If customers with electric heating systems would install load control equipment to lower their power transmission bills, the local DSO would experience reduced revenues. The reduction in revenues would not be offset economically by curbed peak power transmission from the regional grid, according to the executed calculations. Even if extra load control was added in peak days, the net economic result for the local DSO would still be negative in most of the studied cases. Individual characteristics of heating systems and buildings have not been accounted for in this study, neither has the correlation between load reduction, outdoor temperature and load control duration. A second aim of this thesis is to examine attitudes of the main actors in the Auto-Flex project on confidentiality, reliability and demand side management business models in relation to the development of smart grids. Through semi-structured interviews, it was revealed that neither chief executive officer of Ngenic AB, Björn Berg, nor chief grid officer of Sala-Heby Energi Elnät AB, Per-Erik Johansson, see any severe threats against customer confidentiality, nor against power reliability, when implementing direct load control within the project. However, it was pointed out that an electric grid with very low physical capacity could become vulnerable to load control failures. Further examination of the connection between business models, power reliability, and cyber security are crucial to ensure socially, economically, and environmentally sustainable smart grids.

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.