Flexibilitätspotenziale durch dynamische Stromtarife

Dynamische Stromtarife koppeln den Arbeitspreis für Strom an die zeitlich variierenden Preise des Großhandelsmarkts. Im Unterschied zu statischen Stromtarifen mit festen Arbeitspreisen können dadurch Stromkosten in Abhängigkeit vom Zeitpunkt des Strombezugs schwanken. Für Verbraucher:innen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen ergeben sich dadurch Möglichkeiten, bestehende Flexibilitäten wirtschaftlich zu nutzen und Energiekosten zu reduzieren. Die Höhe dieser Einsparpotenziale hängt insbesondere von den verfügbaren Flexibilitäten und der jeweiligen Anlagenkonfiguration ab.

Vor diesem Hintergrund unterstützte die FfE die Stadtwerke München (SWM) bei der Bewertung von Einsparpotenzialen durch dynamische Stromtarife für typische Kund:innenprofile. Hierzu wurden repräsentative Haushalts-, Mehrfamilienhaus- und Gewerbeprofile mit unterschiedlichen Kombinationen aus Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen, Elektrofahrzeugen und Batteriespeichern modelliert und hinsichtlich ihrer Stromkosten sowie möglicher Einsparungen analysiert.

Methodik

• Definition repräsentativer Kund:innenprofile für Einfamilienhäuser, Mehrfamilienhäuser und Gewerbe mit unterschiedlichen Kombinationen aus Photovoltaik, Wärmepumpe, Batteriespeicher und Elektrofahrzeug.
• Parametrierung und Simulation der Kund:innenprofile mit dem FfE-Optimierungsmodell eFlame unter Berücksichtigung technischer Randbedingungen
• Unter Berücksichtigung von aktuellen und zukünftigen Strompreisentwicklungen werden die flexiblen Assets der Kunden:innenprofile für zwei Fälle optimiert:
  • Ref: Optimierung von Speicher und Elektrofahrzeug unter Verwendung eines statischen Stromtarifs als Referenz
  • Opt: Optimierung aller flexiblen Assets (Speicher, Elektrofahrzeug und Wärmepumpe) unter Verwendung eines dynamischen Stromtarifs
• Ermittlung des Einsparpotenzials aus der Differenz der zwei Fälle.

Ergebnisse

Die Simulationen zeigen, dass dynamische Stromtarife in allen betrachteten Kundensegmenten zusätzliche Einsparpotenziale erschließen können. In den analysierten Szenarien liegen diese in Einfamilienhäusern beispielsweise zwischen 50 bis 345 € im Jahr. Die Ergebnisse basieren auf einer kostenoptimalen Betriebsführung der flexiblen Assets und sind vor dem Hintergrund der zugrunde gelegten Modellannahmen zu interpretieren. Ein Teil der Einsparungen bei Wärmepumpen ist dabei auf die COP-Optimierung zurückzuführen, bei der der Betrieb in Zeiträume mit höherer Effizienz verschoben wird. Zudem erfolgt in Szenarien mit Batteriespeicher bereits im Referenzfall eine PV-Eigenverbrauchsoptimierung, so dass die ausgewiesenen Einsparungen gegenüber einer bereits optimierten Betriebsweise ermittelt werden. Mögliche Kosten für Direktvermarktungs- oder Flexibilitätsdienstleistungen wurden nicht berücksichtigt.

Abbildung 1 vergleicht die jährlichen Stromkosten verschiedener Assetkombinationen eines Einfamilienhauses im Referenzfall mit statischem Stromtarif und bei einer preisoptimierten Betriebsführung unter einem dynamischen Tarif. Für die Kombination aus Photovoltaikanlage, Wärmepumpe, Elektrofahrzeug und Batteriespeicher ergibt sich 2026 mit 345 €/a die höchste Einsparung der untersuchten Konfigurationen. Bis 2035 sinken sowohl die Stromkosten als auch die zusätzliche Einsparung dieser Kombination, die dann 163 €/a beträgt. Die bis 2035 sinkenden Einsparpotenziale sind auf rückläufige Preisspreads zurückzuführen. Für Folgejahre nach 2035 werden wieder steigende Preisspreads und damit höhere Erlöspotenziale erwartet.