TP Forschung

Für den Hochlauf der Elektromobilität bedeutsame Anpassungen im Bereich der Netzentgeltsystematik sind am EU-Rechtsrahmen zu messen. Dieser ist jedoch komplex und widersprüchlich.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Netzentgelte sind ein wichtiger Faktor für den erfolgreichen Hochlauf der Elektromobilität
• BNetzA muss in Folge der EuGH-Entscheidung von September 2021 zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde einen neuen Rechtsrahmen zu schaffen
• Bei der Schaffung des neuen Rechtsrahmens auf nationaler Ebene müssen die teils äußerst komplexen und zum Teil widersprüchlichen Vorgaben aus dem EU-Recht berücksichtigt werden

• Für einen Abgleich mit den unionsrechtlichen Vorgaben kann im Rahmen der Netzentgelt-Reformprozesse auf nationaler Ebene die im Projekt erarbeitete Systematik des EU-Rechtsrahmens herangezogen werden
• Zudem sollte mehr Kohärenz im EU-Rechtsrahmen geschaffen werden

Der Rechtsrahmen für Elektrofahrzeuge als mobile Speicher ist noch nicht passfähig. Dies führt dazu, dass das bidirektionale Laden in regulatorischer Sicht Hemmnissen begegnet, die durch Gesetzgeber und Regulierungsbehörde adressiert werden sollten.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Der Rechtsrahmen ist für das bidirektionale Laden an verschiedenen Stellen noch nicht passfähig; wird der Strom ins Netz rückgespeist, sind umfangreiche Pflichten zu beachten, die für Nutzer ohne Einbindung von Dienstleistern schwer zu erfüllen sind
• Problematisch ist die Kombination von EEG-Vergütung mit bidirektionalem Laden, da der in Elektrofahrzeugen gespeicherte Anlagen-Strom wegen "Mischspeicherung" derzeit nicht vergütungsfähig ist
• Wird Strom aus dem Netz bezogen und wieder rückgespeist, fallen als staatlich induzierte Strompreisbestandteile (SIP) Netzentgelte, Stromsteuer und Konzessionsabgabe an; lediglich im Bereich der Umlagen sind Erleichterungen vorgesehen

• Das bidirektionale Laden sollte durch Gesetzesanpassungen bzw. in Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) zugänglicher ausgestaltet werden
• Dazu gehört eine möglichst unkomplizierte Regelung für die Zwischenspeicherung von nach dem EEG förderfähigem Strom, der im mobilen Speicher des Elektrofahrzeugs zwischengespeichert wird
• Um die Rückspeisung von aus dem Netz bezogenen Strom anzureizen, sind Anpassungen im Rahmen der SIP denkbar

Um begrenzte Netzkapazitäten optimal zu nutzen, könnten Netzkapazität im Engpassfall unter allen betroffenen Anschlussnehmern im NS-Strang versteigert werden. Es wurde gezeigt, dass das Konzept volkswirtschaftliche Mehrwerte bietet und regulatorisch umsetzbar ist.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Mit § 14a EnWG besteht seit 2024 die flächendeckende Möglichkeit für Netzbetreiber steuerbare Lasten im Engpassfall zu dimmen.
• Das EU-Recht fordert grundsätzlich jedoch marktbasierte Ansätze für das Engpassmanagement und die bisher vorgestellten zeitvariablen Netzentgelte in Modul 3 tragen in der jetzigen Form nicht signifikant zur Netzentlastung bei.
• Klassische lokale Flexibilitätsmärkte ermöglichen jedoch strategisches Bieten der Anlagenbetreiber, weshalb sie von den Regulierungsbehörden als Alternativlösung abgelehnt werden.

• Mit dem KOALA Konzept wird ein Weg aufgezeigt, wie sich die bestehenden Regelungen zu § 14a EnWG rechtssicher mit einem konsistenten Marktdesign zur Versteigerung von Netzkapazitäten im Engpassfall erweitern lassen.
• Dadurch dass die Auktionserlöse unter allen Teilnehmenden ausgeschüttet werden, besteht zudem keine Notwendigkeit, die Berechnung der Netzentgelte anzupassen.
• Für eine Einführung des KOALAS als optionales Zusatzmodul im Zuge der nächsten Regulierungsperiode Stroms sollten schon heute die Weichen für eine notwendige Erweiterung der MaKo gestellt werden

Doppelt optionale Netzentgelt-Tarife (dodyNT) mit Echtzeitpreisen bei drohenden Netzengpässen tragen zum Schutz des Netzes bei, reduzieren Ausbaukosten und steigern die soziale Wohlfahrt.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Dynamische Netzentgelte können die Häufigkeit von Netzüberlastungen reduzieren.
• Dynamische Netzentgelte belasten zumindest einige Endnutzer mit einer großen Unsicherheit.
• Ziel: Entwicklung von Tarifen, welche sowohl die Potenziale dynamischer Netzentgelte heben als auch risikoscheuen Verbrauchern die Sicherheit statischer Netzentgelte bieten.

• Die technische und rechtliche Ermöglichung von "doppelt optionalen dynamischen Netzentgelt-Tarifen" (dodyNT).
• Diese Tarife haben folgende Eigenschaften:
  • VNB dürfen dodyNT anbieten, müssen das aber nicht (erste Optionalität).
  • Im dodyNT können Endnutzer wählen zwischen einem dynamischem Netzentgelt und einem statischem, evtl. auch zeitvariablem Netzentgelt
  • das dynamische Netzentgelt ist gekennzeichnet durch (1) eine Echtzeitbepreisung der Netzleistung in Zeiten drohender objektiver Notwendigkeiten, die Netznutzung abzuregeln, und (2) niedrige statische oder zeitvariable Netzentgelte in anderen Zeiten.
  • Endnutzer im dodyNT können jederzeit aus dem dynamischen in das statische oder ggf. das zeitvariable Netzentgelt wechseln; eine Rückkehr in den dynamischen Tarif ist dann erst nach einer Karenzzeit von z. B. einem Jahr möglich.

Netzausbauverpflichtungen sollten abhängig sein von Häufigkeit und Umfang von erforderlichen Abregelungen und von der Höhe des Entgelts, das zur Steuerung der Netzbelastung bei drohender Netzüberlastung erhoben wird.



Ausgangssituation / Problemstellung:

• Aktuell hohe Autonomie der VNB bei Entscheidung über Netzausbau.
• Vorgegebene Verzinsung der Netzausbaukosten bestimmt Rendite des Netzausbaus ohne Anreize zur Berücksichtigung der tatsächlichen Bedeutung von Netzüberlastungen im konkreten Verteilnetz.
• Dadurch eher Anreize zu einem zu geringen als zu einem zu weitgehenden Ausbau (z.B. durch die Berücksichtigung der Kosteneffizienz in der ARegV).
• Effiziente Entscheidungen zum Netzausbau wären am Vergleich der Zahlungsbereitschaft für Mehrnutzung des Netzes und Erweiterungskosten des Netzes orientiert.
• Es fehlen Mechanismen, die Anreize zu Entscheidungen auf dieser Grundlage setzen.

• Ausbauverpflichtungen sollten von Häufigkeit und Umfang von erforderlichen Abregelungen abhängen. (Ansätze in dieser Richtung sind in den aktuellen Festlegungen der BK 8 der BNetzA erkennbar, sie greifen aber deutlich zu kurz). Die erforderlichen Daten werden künftig bereits im Rahmen der Bewertung der Energiewendekompetenz der Netzbetreiber erhoben und sollten die Grundlage für die künftige Qualitätsregulierung der Netzleistungsfähigkeit bilden.
• Ausbauverpflichtungen sollten von der Höhe des Preises, den Netznutzer zur Verhinderung oder Reduzierung von Abregelungen zu zahlen bereit sind (z.B. im KOALA: Höhe des Auktionspreises; z.B. im dodyNT: Höhe des dynamischen Entgelts in Zeiten drohender objektiver Notwendigkeiten, die Netznutzung abzuregeln) abhängen.
  

Die Entscheidung zur Tarifwahl wird primär durch die zu erwartenden Gesamtkosten getrieben. Die individuell wahrgenommene Komplexität des Tarifdesigns ist für systemdienliche Tarife (dynamische Tarife) höher als für Tarife ohne systemdienliche Komponenten (Fixe Preismodelle).


Ausgangssituation / Problemstellung:

• E-Pkw-Ladetarife unterscheiden sich hinsichtlich des Umfangs an Tarifbestandteilen und deren Ausgestaltung.
• Die aus Systemsicht präferierte Tarifstruktur entspricht nicht zwangsläufig der aus Konsumentensicht präferierten Struktur.
• Insbesondere ist die wahrgenommene Komplexität ein Kriterium der Konsumenten bei der Entscheidungsfindung

• Tiefergehende Erkenntnisse für Tarifpräferenzen nicht-statischer Applikationen für eine weitreichende Einbindung der zukünftig gegebenen Flexibilität in das bestehende Energiesystem notwendig.
• Es müssen Wege gefunden werden, Konsumenten in ihrer Entscheidungsfindung hinzu systemdienlichen Tarifen zu unterstützen.
• Die Informationsbereitstellung von kognitiv leicht zu verarbeitenden Erklärungen kann die Einstiegsbarrieren senken.

Gering wahrgenommene Einschränkung durch netzorientierte Steuerungen und variable Preise


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Stromkunden in Deutschland beziehen ihren Strom aktuell fast ausschließlich über statische Tarife. Die Einbindung der Elektromobilität in das Stromnetz wird jedoch nutzerseitige Flexibilität erfordern. Für die Sicherstellung dieser Flexibilität bieten sich unterschiedliche Vertragsgestaltungen an.
• Eine potenziell große Hürde für die Nutzerakzeptanz stellt die Ablehnung von Flexibilitätsbereitstellung aufgrund von Einschränkungen im Lade- und Mobilitätsverhalten dar.
• Im Rahmen des Feldtests im Cluster Heav-E haben die Teilnehmenden innovative Ladetarife genutzt, in denen entweder direkte Eingriffe in die Ladeleistung oder variable Preise erprobt wurden
• Die Ergebnisse regelmäßiger Zwischenbefragungen haben gezeigt, dass die Teilnehmenden sich von den beiden Tarifarten nur in sehr geringem Maße in ihrer Mobilität eingeschränkt fühlten

• Kommunikation der Feldtestergebnisse aus dem Cluster Heav-E in der Öffentlichkeit

Kombination aus Methoden notwendig, um komplexen Customer Journeys gerecht zu werden


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Die vernetzte Elektromobilität führt zu zunehmend komplexen und nicht linearen Customer Journeys, die das Verständnis und die holistische Erfassung der Kundenerfahrungen erschweren.
• Unterschiedliche Standards und fragmentierte Infrastrukturen entlang der Customer Journey tragen zur Komplexität bei und behindern eine nahtlose Nutzererfahrung.
• Fahrzeug- und Komponenten-Hersteller sowie Netzbetreiber stehen vor der Herausforderung, diese vielschichtigen Anforderungen effizient zu adressieren.

• Über das Konzept der Customer Journey und deren Sinn und Zweck sollte umfassend informiert werden.
• Das generelle Vorgehen zur Entwicklung, Optimierung und Evaluierung einer (gesamtheitlichen) Customer Journey mithilfe von passenden Methoden sollte aufgezeigt werden:
  • Auswahl passender Methoden, um die gesamte Journey zu analysieren (z. B. Journey Mapping, Personas, Touchpoint-Analysen),
  • Integration von Datenquellen, um Verhaltensmuster und Bedürfnisse der NutzerInnen besser zu verstehen,
  • Zusammenarbeit zwischen relevanten Stakeholdern, um einen einheitlichen Standard und nahtlose Übergänge entlang der Journey zu gewährleisten.

Intelligentes sowie bidirektionales Laden kann in vielen Fällen signifikant Stromkosten einsparen. Unter Einbezug der Mehrkosten der Technologie ist allerdings vor allem bidirektionales Laden in den nächsten Jahren meist noch nicht profitabel. Durch die unterschiedlichen Use Cases werden zudem heute noch nicht immer Emissionen im Betrieb eingespart.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Unterschiedliche Möglichkeiten zur Reduktion von Stromkosten durch die Use Cases
• Bei Rückspeisung ins Netz: Doppelbesteuerung (STAU und NNE werden zweimal berechnet)
• Hohe Investkosten (insb. bei Bidi durch die bidi Wallbox)
• Bzgl. CO2-Emissionen sind (für die untersuchten Use Cases) die betriebsbedingten Emissionen nicht der größte Stellhebel zur Reduktion. Stattdessen sollen Hersteller auf eine Reduktion des lebenszyklusbasierten Fußabdrucks der Produktionsphase von E-Fahrzeugen achten.
  

• Für den Fall, dass bidirektionales Laden politisch gewollt ist, sollten - um die Technologie ausreichend profitabel zu machen - entweder Infrastrukturkosten (Wallbox-Kosten) und/ oder die aktuelle Doppelbesteuerung bei Rückspeisung reduziert werden.
• Um gleichzeitig noch Emissionen zu reduzieren, kann eine CO2-optimierte Ladestrategie Emissionen im Betrieb des Fahrzeugs verringern, langfristig sollte aber vor allem auf nachhaltigere Herstellungsprozesse entlang der Supply Chain geachtet werden.

Insbesondere kleinere BEVs sind trotz Subvention aus wirtschaftlicher Sicht weniger attraktiv als vergleichbare ICEVs.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Ökonomisch vorteilhafte, alternative Antriebskonzepte sind entscheidend für die Verkehrswende
• Total-Cost-of-Ownership (TCO) ermöglicht den ökonomischen Vergleich von unterschiedlichen Antriebskonzepten
• Ableitung von geeigneten Maßnahmen, um die ökonomische Vorteilhaftigkeit von BEVs herzustellen

• Aktuell sind in kleineren Segmenten ICEVs ökonomisch vorteilhaft
• Vormalige Subventionen haben die ökonomische Vorteilhaftigkeit von BEVs nur in Einzelfällen beeinflusst
• Mögliche Subventionen sollten zielgerichtet ausgestaltet werden, um insbesondere in preissensitiven Segmenten alternativer Antriebskonzepte zu fördern

Systemisch genutzte Elektrofahrzuge können die kostengünstigste Flexibilitätsoption darstellen und durch die zusätzliche Integration von Erneuerbaren Energien die THG-Reduktion der Stromerzeugung mittelfristig reduzieren.

Ausgangssituation / Problemstellung:

• Um die steigende Volatilität von Erneuerbaren Energien zu kompensieren, werden elektrische Speicher zur Bereitstellung von Flexibilität benötigt.
• Elektrofahrzeuge mit intelligenter Ladesteuerung stellen dabei eine der elektrischen Flexibilitätsoptionen dar.

• Da V2G unter den richtigen Rahmenbedingungen das Energiesystem kostengünstig unterstützen kann, sollten aktuelle Barrieren, die dies verhindert, beseitigt werden.
• Der Nutzen von V2G für das System ist allerdings vor allem bei hohen Ansteckwahrscheinlichkeiten gegeben, daher sollte dieses Verhalten bzw. innovative Konzepte, welches das Anstecken erleichtern, gefördert werden.
• Bei der Anpassung des Marktdesigns bzw. der Regulierung für V2G sollten mögliche Kannibalisierungseffekte bei der Vermarktung direkt mitgedacht werden, da ansonsten eine Wirtschaftlichkeit in späteren Jahren möglicherweise nicht mehr gegeben ist.
  

Modellbasierte Markthochlaufszenarien unter Berücksichtigung von Gebrauchtwagenströmen liefern während der Transformationsphase genauere regionale Einblicke in E-Pkw Bestände und entsprechend Handlungsbedarfe für Förderprogramme und Infrastrukturbedarfe


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Abbildung des Hochlaufs von Elektrofahrzeugen bedarf der regionalen Differenzierung.
• Der Gebrauchtwagenmarkt ist ein entscheidender - bislang aber nur eingeschränkt betrachteter - Treiber in der Hochlaufphase.

• Modellbasierte Analysen zum regionalen Markthochlauf müssen Gebrauchtwagenströme für E-Pkw berücksichtigen.
• Dies liefert politischen Entscheidungsträgern und Netzbetreibern eine verlässlichere Datengrundlage für Durchdringungsraten und Infrastrukturbedarfe.

Neben der Abhängigkeit vom Bruttoinlandsprodukt geht der regionalisierte Markthochlauf batterieelektrischer Pkw Hand in Hand mit einer flächendeckenden Ladeinfrastruktur.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Die regionalisierte Betrachtung des Hochlaufs von Elektrofahrzeugen ist für die Planung des zukünftigen Energiesystems von hoher Relevanz.
• Bestimmung von entscheidenden Faktoren, die eine Auswirkung auf den regionalen Markthochlauf von Elektrofahrzeugen haben werden, ist daher essenziell.

• Ausbau einer flächendeckenden Ladeinfrastruktur ist für das Vorantreiben des Markthochlaufs von elektrisch betriebenen Pkw in Regionen mit geringer Durchdringung von BEVs und PHEVs entscheidend.
• Bei Modellierung und Analyse des regionalisierten Markthochlaufs für Energiesystemmodelle ist daher die Einbeziehung von der erklärenden Variable öffentliche Ladesäule von entscheidender Bedeutung, um die Güte und folglich die Vorhersagegenauigkeit der Prognose zum regionalisierten E-Pkw-Bestand zu verbessern.

Um einen starken Anstieg der Spitzenlast im zukünftigen Elektrizitätsversorgungssystem infolge des dynamischen Markthochlaufs der Elektromobilität und den damit verbunden Anstieg der Systemkosten, insbesondere hinsichtlich der Netzinfrastruktur, abzufedern, bedarf es einer smarten Steuerung von Ladevorgängen anhand geeigneter Koordinationsmechanismen zwischen Netzebenen und Energiemärkten.


Ausgangssituation / Problemstellung:

• Einbindung von Sektorenkopplungstechnologien in das zukünftige Energiesystem
• Relevanz der Bewertung des Einflusses des Ladeverhaltens der Elektrofahrzeuge auf die zukünftige Resilienz des Energiesystems sowie die Versorgungssicherheit mit Elektrizität in Bezug auf bestimmte Versorgungseinheitsparameter und -kriterien

• Eine Steuerung der Ladevorgänge, beispielsweise anhand dynamischer Ladetarife, würde sich positiv auf die Versorgungssicherheit auswirken und könnte sich in einem geringeren Bedarf an Netzausbau widerspiegeln.
• Die Systemintegration des Flexbilitätspotentials der Ladevorgänge von Elektrofahrzeugen führt zu einem höheren Versorgungssicherheitsniveau, welches sich in den gängigen Versorgungssicherheitsbewertungskennzahlen niederschlägt.
• Die Abbildung und das Einbeziehen von gesteuertem Laden in die Modellierung von Zukunftsszenarien und Versorgungssicherheitsbewertungen ist unabdingbar.