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Jul 10, 2023

Angesichts drohender Lastspitzen bei Elektrofahrzeugen übernehmen PG&E, Duke und andere Versorgungsunternehmen neue Tarifgestaltungs- und Kostendeckungsstrategien

Kritische Lösungen für die Einführung von Elektrofahrzeugen entstehen in dynamischer Geschwindigkeit und

Kritische Lösungen für die Einführung von Elektrofahrzeugen zeichnen sich durch dynamische Tarife und reduzierte Nachfragetarife ab.

Der Übergang zur Elektrifizierung des Transportwesens, die für die Netto-Null-Emissionen-Ambitionen der USA von entscheidender Bedeutung ist, könnte von besseren Strategien der Energieversorger zur Steuerung des Ladevorgangs von Fahrzeugen abhängen, sagten Energiesystemanalysten.

Laut JD Power machten Elektrofahrzeuge im Jahr 2022 weniger als 1 % der US-amerikanischen leichten Nutzfahrzeuge aus, machten aber 7 % der Neuwagenverkäufe aus, wie die Alliance for Automotive Innovation am 23. März berichtete. Nicht gesteuert wird die erwartete Stromnachfrage aus dem Bundesziel für 2030 Die Analysten räumten ein, dass 50 % der Neuwagenverkäufe elektrisch betrieben werden und durch neue Abgasnormen der US-Umweltschutzbehörde EPA verstärkt werden, was die Zuverlässigkeit des Stromsystems gefährden könnte.

Deshalb „unterstützen Befürworter von Elektrofahrzeugen verwaltete Ladeprogramme mit neuen Tarifdesigns und Programmen zur direkten Steuerung von Netzladegeräten, die Kunden entschädigen und die Beteiligung Dritter ermöglichen“, sagte North Carolina Clean Energy Technology Center, oder NCCETC, stellvertretender Direktor für Politik und Märkte, Autumn Proudlove . Managed Charging „kann Besitzern von Elektrofahrzeugen, anderen Kunden und Versorgungsunternehmen zugute kommen und die Zuverlässigkeit gewährleisten“, fügte sie hinzu.

Da führende Energieversorger nun zeitvariierende Tarife (TVRs) und neue Ansätze für die Nachfragetarife vorschlagen, die das Aufladen in großem Umfang behindern, entwickelt sich die Tarifgestaltung weiter, so Fachexperten. Sich ändernde Preise in TVRs können in Echtzeit, nach täglichen Preisperioden oder bei extremen Nachfrageereignissen variieren, um eine sich ändernde Systemnachfrage zu signalisieren, heißt es im EV Retail Rate Design 101 vom Lawrence Berkeley National Laboratory vom Juli 2022.

Duke Energy hat seinen TVR „neu gestaltet“, „um konsistente Preissignale für alle Kunden zu liefern“, sagte Lon Huber, Senior Vice President für Preisgestaltung und Kundenlösungen bei Duke. Seine „Stundenpreis-Option“ werde Elektroflotten und großvolumige „Schnellladungen“ unterstützen und „wahllose Nachfragegebühren“ vermeiden, die die Ladekosten unnötig erhöhen und andernfalls die Wirtschaftlichkeit gefährden könnten, fügte er hinzu.

Dynamischeres TVR wird für das Laden von Elektrofahrzeugen in Privathaushalten funktionieren, sind sich Analysten, Befürworter von Elektrofahrzeugen und Forscher bei der Tarifgestaltung bei Versorgungsunternehmen einig. Es gibt jedoch unterschiedliche Meinungen darüber, wie präzise TVRs sein müssen und wie die Nachfrageentgelte für das Laden großer Mengen angepasst werden müssen, um den dringend benötigten Einsatz von Ladegeräten nicht zu behindern.

Die meisten staatlichen politischen Entscheidungsträger entwickeln neue Richtlinien und Tarifentwürfe zur Unterstützung verteilter Energieressourcen (DER), einschließlich Elektrofahrzeugen und Ladeinfrastruktur, sagten Proudlove vom NCCETC und andere, die staatliche Regulierungsaktivitäten überwachen.

Laut Mark LeBel, Senior Associate des Regulatory Assistance Project, sollten alle Tarifdesigns, auch für die Elektrifizierung des Transportwesens, die Entscheidungen der Kunden mit der Nutzung in Einklang bringen, um die Systemkosten zu minimieren. Neue systemweite TVR-Designs für Privathaushalte können Nutzung und Systemkosten verknüpfen und „nachteilige Auswirkungen“ auf die Einnahmen der Versorgungsunternehmen oder die Kunden vermeiden, sagte LeBel.

Veränderte Lastmuster der Kunden, zunehmende Durchdringung variabler erneuerbarer Energien und der Zugang der Kunden zu intelligenten Technologien „untergraben die Rechtfertigung traditioneller Flatrate-Designs“, sagte LeBel. TVR könne die Einnahmen der Versorgungsbetriebe durch Tarife zurückgewinnen und gleichzeitig „ineffiziente“ feste Nachfragetarife eliminieren, die die Nutzung außerhalb der Spitzenzeiten „überberechnen“ und die Nutzung zu Spitzenzeiten „unterberechnen“, fügte er hinzu.

Mit unterstützenden Technologien können TVR-Kunden die Nutzung von teuren Spitzenzeiten verlagern und die Flexibilität des Stromsystems erhöhen, um Kundenkosten zu senken und die gesamtwirtschaftliche Elektrifizierung zu unterstützen, heißt es in einer Reihe von Dokumenten der Energy Systems Integration Group, die im Januar veröffentlicht wurden. Aber bis 2019 waren nur 1,7 % der Privatkunden bei TVRs registriert, berichtete Travis Kavulla, Vizepräsident für Regulierungsangelegenheiten bei NRG Energy, ehemaliger Vorsitzender der Montana Public Service Commission und ehemaliger Präsident der National Association of Regulatory Utility Commissioners.

„Elektrofahrzeuge können als Nebeneffekt von kostengünstigeren TVR-Zeiträumen zum Laden profitieren“, um die Elektrifizierung des Transportwesens kostengünstiger zu machen als benzinbetriebene Fahrzeuge und zu einer breiteren Akzeptanz der Elektrifizierung des Transportwesens führen, waren sich LeBel von RAP und andere einig.

Laut einer Prognose des Fortune Business Insights-Berichts vom Februar 2022 wird der Wert des US-amerikanischen Marktes für Elektrofahrzeuge im Jahr 2021 28,24 Milliarden US-Dollar betragen und im Jahr 2028 137,43 Milliarden US-Dollar erreichen. Laut einer Analyse von McKinsey & Company vom April 2022 muss der Einsatz von Ladegeräten möglicherweise um das Zwanzigfache steigen. Um den damit verbundenen Strombedarf zu decken, genehmigen die Regulierungsbehörden neue TVR-Designs für Elektrofahrzeuge, heißt es in der nationalen Aktualisierung der NCCETC-Richtlinie für Elektrofahrzeuge vom Februar 2023.

TVRs „sind eine passiv verwaltete Ladeoption für Kunden“, sagte Proudlove vom NCCETC. „Die direkte Steuerung des Ladegeräts durch den Energieversorger ist die aktiv verwaltete Ladeoption, die Energieversorger bevorzugen, weil sie dadurch eine bessere Sicht auf den Ladevorgang haben.“

Um den Kunden die Kontrolle zu geben, testen einige Versorgungsunternehmen TVRs gepaart mit Tarifen für kritische Spitzenzeiten, die den Anreiz für Gebührenkürzungen bei seltenen extremen Nachfrageereignissen erhöhen, sagte Proudlove. Um TVRs effektiv zu nutzen, benötigen Kunden möglicherweise noch nicht weit verbreitete intelligente Ladegeräte, programmierbare Fahrzeugtelematik oder separate Messgeräte, fügte sie hinzu.

Eine weniger verbreitete Alternative sind Abonnementtarife, die den Energieversorgern eine noch größere direkte Kontrolle über das Laden geben, im Gegenzug für „nahezu unbegrenztes Laden außerhalb der Spitzenzeiten“ zu einem einfachen, flachen und niedrigen Tarif, sagte Proudlove.

Alle diese Optionen seien den Aufsichtsbehörden vorgeschlagen worden, und einige seien mit Unterstützung von EV-Befürwortern genehmigt worden, sagte Proudlove. Aber Regulierungsbehörden, Versorgungsunternehmen und Befürworter von Elektrofahrzeugen achten genau auf noch begrenzte schlüssige Ergebnisse, sagte sie.

Laut NCCETC wurden im Jahr 2022 in 31 Bundesstaaten neue Tarifstrukturen für Elektrofahrzeuge mit TVRs in Betracht gezogen. In Kalifornien, wo 39 % aller US-Elektrofahrzeuge verkehren, bieten die drei dominierenden, im Besitz von Investoren befindlichen Energieversorger, Pacific Gas and Electric, Southern California Edison und San Diego Gas and Electric, bereits mehrere EV-spezifische TVR-Pläne an.

Möglicherweise zeichnet sich eine Akzeptanz bei den Fahrern ab.

Bis November 2022 nutzten immer mehr PG&E-Kunden den Standard-EV-TVR und luden außerhalb der Spitzenzeiten, berichtete Paul Doherty, Sprecher des Versorgungsunternehmens. Die geschätzten 80.000 Kunden des TOU-D-Prime TVR von SCE konnten durch die Reduzierung der Spitzennachfrage im Sommer um „20,4 % oder 0,47 kW“ durchschnittlich 216 US-Dollar pro Jahr einsparen, und die Anmeldezahlen steigen „um 4 bis 5 % pro Monat“, sagte SCE Sprecher Paul Griffo.

Andere Staaten befinden sich im Pilot- oder Regulierungsstadium. Das OptimizEV-Programm von Avangrid New York testet TVR-Angebote und der im August 2022 verabschiedete Gesetzentwurf 5060 des Massachusetts House verlangt von staatlichen Schuldscheinen, bis zum 31. Oktober 2025 Vorschläge für EV-TVR für Privathaushalte zur Umsetzung einzureichen.

EV TVRs für El Paso Electric, Xcel Energy Colorado und Arizona Public Service wurden im Jahr 2022 genehmigt und ähnliche Vorschläge für die beiden anderen IOUs von Arizona, Tucson Electric Power und UNS Electric, stehen noch aus. Nachdem eine Guidehouse-Bewertung im Dezember 2021 ergab, dass Kunden auf ein TVR-Pilotprojekt von Evergy Missouri reagierten, ordneten die staatlichen Regulierungsbehörden dem Energieversorger an, bis Ende 2023 alle seine Kunden auf eine Reihe von TVR-Optionen umzustellen.

Laut NCCETC wurde im Januar 2023 ein mehrteiliger TVR- und Abonnementplan von PREPA, dem IOU von Puerto Rico, genehmigt. Austin Energy hat kürzlich einen Pauschalpreis von 0,21 US-Dollar/Minute für die mehr als 25 Schnellladestationen der Stadt zu seinem laufenden Abonnementplan hinzugefügt, mit unbegrenztem Laden für 4,17 US-Dollar/Monat an seinen über 1.000 öffentlichen Ladegeräten der Stufe 2. Und ein Vorschlag von Xcel Energy würde den Tarif für Pilotabonnements dauerhaft machen.

In der von der Kommission im März 2022 in Auftrag gegebenen Tarifgestaltungs-Roadmap von Duke Energy wurden Pläne für TVRs, Abonnementtarife und stündliche Preisvorschläge beschrieben.

Die Stundenpreise „steigen, wenn die Kapazität des Systems begrenzt ist“, was sicherstellt, dass Besitzer von Elektrofahrzeugen in diesen Zeiten mit hoher Nachfrage mehr für das Laden bezahlen und andere Kunden vor einer Quersubventionierung schützen, sagte Huber von Duke.

Und durch eine umsichtige Verwendung der Stundenpreise könnten hochvolumige Ladestationen für Elektrofahrzeuge „erheblich bei ihrer durchschnittlichen Monatsrechnung sparen“, fügte Huber hinzu.

Auf diese Weise ist Dukes Vorschlag auch ein neuer Ansatz für das Problem der Nachfragegebühren für Ladestationen mit hohem Ladevolumen, mit dem viele Regulierungsbehörden, Versorgungsunternehmen und Befürworter der Elektrifizierung des Transportwesens ringen.

Laut einem Whitepaper der Alliance for Transportation Electrification (ATE) vom Mai 2022 handelt es sich bei jeder Bedarfsgebühr um eine Dollar-pro-kW-Bewertung des Abrechnungszeitraums für die höchsten 15 Minuten, 30 Minuten oder 60 Minuten des Stromverbrauchs des Kunden. Ladestationen mit geringer Auslastung müssten eine hohe Nachfragegebühr ausgleichen, indem sie den allen Kunden in Rechnung gestellten Tarif pro kWh erhöhen, hieß es weiter.

„Der Spitzenverbrauch eines großen Einzelhandelsgeschäfts könnte etwa 500 kW betragen, aber eine wenig genutzte Schnellladestation mit nur 16 Steckdosen könnte in einer Stunde 1,8 MW verbrauchen und dann in 80 % der Zeit null kW verbrauchen“, sagte Jim Lazar, ein Kollege mit dem Institut für Energiedemokratie am Energie- und Klimazentrum der PACE-Universität.

Die Energieversorger decken ihre Kosten über die Tarife ab, und „die Kostenauswirkungen für den Energieversorger für die Bereitstellung dieser gelegentlichen Spitzenlast von 1,8 MW könnten erheblich sein“, fügte Lazar hinzu.

Der hohe Ladestrom pro kWh, der zur Deckung einer Bedarfsgebühr des Energieversorgers zur Deckung seiner Kosten erforderlich ist, kann die Wirtschaftlichkeit der Station einschränken, so ATE. Dies könnte „dringend benötigte öffentliche Ladestationen“ für Elektrofahrzeug-Dienstleister behindern, fügte ATE hinzu.

Der Mangel an Nachfragepreisinnovationen, die sowohl EV-Dienstleister unterstützen als auch den Versorgungsunternehmen ermöglichen, ihre Kosten zu decken, könnte sich „negativ auf die Akzeptanz von Elektrofahrzeugen auswirken“, schlussfolgerte ATE.

Unter den Ansätzen zur Lösung des Problems der Nachfragegebühren „sind die vorherrschenden Lösungen derzeit ein Feiertag für eine bestimmte Anzahl von Jahren oder eine gleitende Staffelung, die an die Nutzung gekoppelt ist“, sagte Proudlove vom NCCETC. „Wenn die Auslastung hoch genug ist, kann die Leistungsabgabe für alle Kunden wieder eingeführt oder schrittweise eingeführt werden, ohne dass sich die Gebühr pro kWh spürbar erhöht“, sagte sie.

Im Dezember genehmigten die Aufsichtsbehörden von Massachusetts eine zehnjährige Anpassung der Leistungsentgelte für Eversource, National Grid und Unitil auf der Grundlage der Auslastungsraten. Im April ordneten die Aufsichtsbehörden von New Hampshire für Unitil und Liberty Utilities vorübergehende Feiertagsentgelte an, um eine höhere Auslastung zu ermöglichen.

Im Jahr 2022 schlug Georgia Power eine gestaffelte Leistungsgebühr vor, bis die Auslastung 15 % erreicht, und Entergy Texas schlug eine Anpassung der Leistungsgebühr vor, die bei einer monatlichen Auslastung von 15 % endet. Im Januar 2023 genehmigten die New Yorker Regulierungsbehörden Senkungen der Nachfragegebühren mit Anpassungen bei den Auslastungsraten von 10 %, 15 % und 20 %.

Bedarfssteuerbefreiungen und gleitende Tarife seien vorübergehende Lösungen, aber der größte Teil der Kostendeckung dürfte über TVRs erfolgen, sagte LeBel von RAP. Angesichts des hohen Niveaus an variabler Erzeugung und Last im heutigen Energiesystem werden die meisten Systemspitzenanforderungen durch die Erzeugung von mehr Energie oder die Reduzierung der Last gedeckt, anstatt neue Infrastrukturkosten zu verursachen, heißt es in einem von LeBel mitverfassten RAP-Papier aus dem Jahr 2020.

Die Versorgungsunternehmen prüfen Vorschläge zur Anpassung der Leistungsabgabe, die einen TVR, eine feste Gebühr, „eine volumetrische Gebühr und keine Leistungsabgabe oder die Absicht, diese wieder hinzuzufügen“, umfassen, sagte Proudlove. Dadurch entfällt die „Einzelintervall“-Gebühr, die Rechnung des Kunden wird vereinfacht, „sendet aber ein Preissignal an den Kunden, die Gebührenerhebung zu verlagern, um die Spitzennachfrage des gesamten Systems zu reduzieren, sodass die Servicekosten gedeckt werden können“, fügte sie hinzu.

Solche Tarife, ähnlich dem von Duke vorgeschlagenen Konzept, „können die Servicekosten ohne direkte Bewertung der Nachfragegebühren widerspiegeln“, stimmte ATE zu.

Das Pilotprojekt von Duke würde „einen dynamischen Stundensatz und eine kleine Nachfragegebühr anbieten, um die Systemkosten für die Bereitstellung der neuen Transportelektrifizierungslasten zu decken“, sagte Huber. Die Stundenpreise würden die Systemkosten widerspiegeln, indem sie bei seltenen Systemnachfragespitzen höher und zu anderen Zeiten niedriger seien, fügte er hinzu.

Wenn die Stationen das Laden „während der 100 Stunden auf 200 Stunden pro Jahr, wenn Nachfrage und Preise steigen, reduzieren, können die Energieversorger neue Systeminvestitionen vermeiden“, sagte Huber. „Unsere Berechnungen zeigen, dass sie möglicherweise bis zu 25 % bis 45 % gegenüber unseren traditionellen dreiteiligen Tarifstrukturen einsparen könnten“, und zwar bei „nur kleinen Unannehmlichkeiten“ durch die Umstellung der Gebühren, fügte er hinzu.

Da die Akzeptanz von Elektrofahrzeugen immer noch relativ gering ist und der Einsatz von Schnellladestationen gerade erst begonnen hat, funktioniert der bewusste Regulierungsprozess von Vorschlägen über Pilotprogramme bis hin zu umfassenden Programmen derzeit, sagen Befürworter und Analysten von Elektrofahrzeugen. Doch Innovationen im Tarifdesign können nicht lange warten, waren sich auch sie einig.

„Es ist allgemein bekannt, dass Veränderungen länger dauern als erwartet und dann schneller geschehen als erwartet“, warnte Lazar vom Institute for Energy Democracy.