Betrachtete Kenngrößen

Im Folgenden werden die wichtigsten untersuchten Kenngrößen und deren Berechnung vorgestellt.

Ladekosten

Um die Kosten für den Ladestrom zu ermitteln, werden einerseits die Kosten für den Bezug des Ladestroms über die lokalen Märkte (im Folgenden „Marktbezugskosten“ genannt) sowie die Erlöse durch V2G über ebendiese Märkte unter-sucht. Andererseits werden die Gesamtladekosten inklusive Steuern, Abgaben und Umlagen berechnet. Die Kosten bezie-hen sich dabei auf den Flottendurchschnitt eines Netzknotens und werden zum Zweck der Vergleichbarkeit jeweils pro Jahr und E-PKW und normiert für eine Jahresfahrleistung von 12.500 km/Jahr angegeben (vgl. Abschnitt 5.2.1). Die jähr-lichen Marktbezugskosten werden für jeden Netzknoten durch Summierung über alle C2V-Iterationen 𝑖 basierend auf dem Marktpreis, dem Netzbezug und dem Normierungsfaktor 𝑁 ermittelt.

𝑀𝑎𝑟𝑘𝑡𝑏𝑒𝑧𝑢𝑔𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛 =

Um die Gesamtladekosten¹ zu berechnen, werden Umsatzsteuer 𝑈𝑆𝑡 sowie sonstige Strompreisbestandteile 𝑆𝐴𝑈² zum Deckungsbeitrag des Aggregators (vgl. Zielfunktion 2, Abschnitt 4.2.1) addiert. Als Bezugswert zur Bestimmung der Höhe der Kosten für Umsatzsteuer und sonstige Strompreisbestandteile werden der jährliche, durchschnittliche Marktpreis 𝑝𝑟^𝑑

1 Da der Anwendungsfall im Jahr 2020 energierechtlich noch nicht abgedeckt ist, stellt dieser Ansatz lediglich eine näherungsweise Berechnung dar.

Zur Umsetzung müsste u. a. die jährliche Fahrtenergie gemessen und an den Aggregator übermittelt werden, bspw. unter Nutzung von Kommunika-tionsschnittstellen der Fahrzeuge.

2 Hierunter fallen Entgelte für Abrechnung, Messung und Messtellenbetrieb, Konzessionsabgabe, EEG-Umlage, KWKG-Umlage, § 19 StromNEV Umlage, Offshore-Haftungs-Umlage, Stromsteuer sowie Umlage für abschaltbare Lasten.

sowie die zum Fahren benötigte Ladeleistung der E-PKW-Flotte herangezogen. Für die Ermittlung der jährlichen Gesamt-ladekosten werden die Kosten über die C2V-Iterationen 𝑖 summiert. Die durchschnittlichen GesamtGesamt-ladekosten am Netz-knoten k je Fahrzeug werden wie folgt bestimmt:

𝐺𝑒𝑠𝑎𝑚𝑡𝑙𝑎𝑑𝑒𝑘𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛 =

∑ [∑[(𝑝𝑟𝑡𝑀+ 𝑁𝑁𝐸^𝑀) ∙ 𝑷_𝒕^{𝑵,𝒃𝒆𝒛}+ (𝑝𝑟𝑡𝐸𝐸+ 𝑁𝑁𝐸^𝐸𝐸) ∙ 𝑷_𝒕^{𝑬𝑬,𝒏𝒖𝒕𝒛}− 𝑝𝑟𝑡𝑀∙ 𝑷_𝒕^{𝑵,𝒆𝒊𝒏}]

𝑇

𝑡=1

∙𝑡

𝑖

+ [𝑝𝑟^𝑑∙ 𝑈𝑆𝑡 + 𝑆𝐴𝑈 ∙ (1 + 𝑈𝑆𝑡)] ∙ ∑𝑃_𝑡^𝑓

 ∙

𝑇

𝑡=1

𝑡] ∙ 𝑛_𝑘⁻¹∙ 𝑁

∀𝑡 ∈ 𝑇 (33)

Darüber hinaus werden für die Auswertungen die Mittelwerte der Ladekosten über alle Netzknoten mit E-PKW sowie über die Teilmenge der Netzknoten mit EE-Abregelung bestimmt. Um die monetären Auswirkungen der jeweiligen Ladestrate-gien quantifizieren zu können, werden nicht nur die Ladekosten nach dem Lademanagement durch das C2V-Modell für die verschiedenen Szenarien berechnet, sondern auch die Ladekosten vor der Optimierung, d. h. für die in Abschnitt 5.1.2 beschriebenen Referenzszenarien. Für die Referenzszenarien wird dafür keine Rückspeisung angenommen (𝑃_𝑡^{𝑁,𝑒𝑖𝑛}=0). Die Ladeleistung für das Laden mit Überschussstrom sowie für das Laden mittels Marktbezug werden entsprechend der Glei-chungen (34) und (35) bestimmt. Dabei werden die Zeitreihen der EE-Abregelung aus der Basisvariante des Modells von Schermeyer (2018a), d. h. ohne elektrische Nachfrage von E-PKW, herangezogen (𝑃_𝑡^{𝐸𝐸,𝐵𝑎𝑠𝑖𝑠}).

𝑃_𝑡^{𝐸𝐸,𝑛𝑢𝑡𝑧}= 𝑚𝑖𝑛{𝑃_𝑡^{𝑙,𝑚𝑎𝑥}, 𝑃_𝑡^{𝐸𝐸,𝐵𝑎𝑠𝑖𝑠}} ∀𝑡 ∈ 𝑇 (34)

𝑃_𝑡^{𝑁,𝑏𝑒𝑧}= 𝑃_𝑡^{𝑙,𝑚𝑎𝑥}− 𝑃_𝑡^{𝐸𝐸,𝑛𝑢𝑡𝑧} ∀𝑡 ∈ 𝑇 (35)

Anteil genutzter EE-Abregelung am Ladestrom

Weiterhin wird der Anteil des aus der EE-Abregelung genutzten Ladestroms am gesamten Ladestrom für jeden Netzknoten (kurz: “EE-Anteil”) bestimmt. Dieser Wert wird zunächst für jede Flotte eines Netzknotens basierend auf den Ergebnissen aller C2V-Iterationen 𝑖 als Jahresdurchschnittswert bestimmt:

𝐸𝐸‐ 𝐴𝑛𝑡𝑒𝑖𝑙 =∑ ∑_𝑖 ^𝑇_𝑡=1𝑷_𝒕^{𝑬𝑬,𝒏𝒖𝒕𝒛}

∑ ∑𝑖 ^𝑇_𝑡=1𝑷_𝒕^𝒍 ∀𝑡 ∈ 𝑇 (36)

Für die Auswertungen wird außerdem der Mittelwert des EE-Anteils über alle Netzknoten mit E-PKW bestimmt. Um näherungsweisen Vergleich mit den jeweiligen Referenzszenarien im Fall ungesteuerten Ladens zu ermöglichen, wird auch der EE-Anteil der Referenzszenarien bestimmt. Dafür wird 𝑃_𝑡^{𝐸𝐸,𝑛𝑢𝑡𝑧} wie in Gleichung (34) beschrieben ermittelt. Zudem gilt

𝑃_𝑡^𝑙= 𝑃_𝑡^{𝑙,𝑚𝑎𝑥} ∀𝑡 ∈ 𝑇 (37)

Auch hier wird zudem der Mittelwert über alle Netzknoten berechnet. Eine Vergleichbarkeit der EE-Anteile zwischen einem Szenario und dem zugehörigen Referenzszenario ist jedoch nur begrenzt möglich. Die Ursache liegt darin, dass das C2V-Modell als Eingangszeitreihe die verbleibende Abregelung nach der Maximal-Ladestrategie erhält. Abbildung 5.1 stellt dies schematisch dar. Um den EE-Anteil der Szenarien im Vergleich zur Basisvariante ohne E-PKW zu erhalten, dürfen die beiden EE-Anteile nicht einfach addiert werden. Daher ist lediglich ein näherungsweiser Vergleich möglich.

Abbildung 5.1: Schematische Darstellung der Ermittlung der EE-Anteile in den betrachteten Szenarien sowie den zugehörigen Referenzszenarien.

Treibhausgasemissionen der E-PKW-Flotten (Basis: 2015)

Des Weiteren werden für die betrachteten Szenarien die mit dem Laden verbundenen THG-Emissionen ermittelt. Die Menge der THG-Emissionen wird in t CO2-Äq. angegeben. Die Ermittlung der THG-Emissionen für den bezogenen Netz-strom 𝑷_𝒕^{𝑵,𝒃𝒆𝒛} erfolgt in Anlehnung an Schermeyer (2018a). Dieser rechnet basierend auf Literaturwerten für die THG-Intensität verschiedener Kraftstoffe die o.g. THG in CO2-Äquivalente um und bestimmt damit die THG-Intensität des deutschen Kraftwerksparks. Damit wird die THG-Intensität als stundenscharfe Zeitreihe für das Jahr 2015 ermittelt, die durchschnittlich 0,47 t CO2-Äq./MWh beträgt. Der Ansatz basiert auf einer Durchschnittsbetrachtung für den Austausch mit dem Großhandelsmarkt, wofür die Mittelwerte über alle THG-ausstoßenden Kraftwerke, welche in einem Zeitraum Elektrizität erzeugen, berechnet werden (vgl. Ansatz des zeitabhängigen durchschnittlichen Strommix in Jochem et al.

(2015a). Um die THG-Emissionen der E-PKW-Flotten zu bestimmen, wird der geladene Netzstrom 𝑷_𝒕^{𝑵,𝒃𝒆𝒛} anhand der Zeitreihe für die THG-Intensität des deutschen Kraftwerksparks 𝑇𝐻𝐺𝑡𝐾𝑊𝑃 bewertet.

Der aus EE-Abregelung bezogene Ladestrom 𝑷_𝒕^{𝑬𝑬,𝒏𝒖𝒕𝒛} wird anhand marginaler Emissionen der EE-Anlagen bestimmt, da die zusätzliche Stromnachfrage der E-PKW den andernfalls abgeregelten EE direkt zugeordnet werden kann. Wie in Jochem et al. (2015a) werden die geringen spezifischen THG-Emissionen für die Elektrizitätserzeugung aus EE (𝑇𝐻𝐺_𝑡^𝐸𝐸) für die Untersuchung mit 0 g CO2-Äq./MWh bewertet.

Durchschnittliche THG-Emissionen des Ladestroms am Netzknoten k je Fahrzeug =

∑[𝑷_𝒕^{𝑵,𝒃𝒆𝒛}∙ 𝑇𝐻𝐺_𝑡^𝐾𝑊𝑃+ 𝑷_𝒕^{𝑬𝑬,𝒏𝒖𝒕𝒛}∙ 𝑇𝐻𝐺_𝑡^𝐸𝐸]

𝑇

𝑡=1

∙𝑡 ∙ 𝑛_𝑘⁻¹ ∀𝑡 ∈ 𝑇 (38)

Die THG-Emissionen des über den Markt bezogenen Ladestroms werden basierend auf dem Kraftwerkspark des Jahres 2015 berechnet. Die absolute Höhe der THG-Emissionen kann aus verschiedenen Gründen nicht auf das Jahr 2030 über-tragen werden. Beispielsweise werden der Ausbau erneuerbarer Energien sowie der Kohleausstieg zu einer Änderung des Kraftwerksparks und somit auch des Kraftwerkseinsatzes führen. Die ermittelten Werte stellten jedoch eine Grundlage für den Vergleich zwischen den einzelnen Szenarien dar.

EE-Abregelung Schleswig-Holstein

Weiterhin werden die Ergebnisse für die nach Engpassmanagementmaßnahmen verbleibende Menge abgeregelter EE-Er-zeugung für jeden Netzknoten aus dem Engpassmanagement-Modell sowohl für den Fall des sofortigen Ladens nach Ma-ximal-Ladestrategie als auch für den Fall der durch den Aggregator optimierten Ladestrategie ermittelt. Über die Differenz kann für jedes Szenario das Potenzial zur Reduktion der Einspeisemanagement-Maßnahmen bewertet werden.

Äquivalente Batterievollzyklen/E-PKW/Jahr

Um eine Einschätzung auf Auswirkungen der Szenarien auf die Nutzung der Fahrzeugbatterien zu erhalten, werden darüber hinaus die jährlichen äquivalenten Batterievollzyklen pro Fahrzeug angegeben. Dieser Wert stellt den Flottendurchschnitt für alle Fahrzeuge dar und wird näherungsweise, wie in Gleichung 27 angegeben, bestimmt.

Durchschnittlicher SOC

Zuletzt wird noch der durchschnittliche Batterie-Ladezustand der E-PKW-Flotten berechnet und angegeben.