Referenzszenarien für EVU

Partner: ETHZ (FEN), Schweizer EVU
Dauer: 11/2021 - 12/2022
Finanzierung: Schweizer EVU
Projektleiter: ETHZ (FEN)
Projekt Team: Dr. C. Yaman Evrenosoglu

Ziel der Studie ist es, drei Prognosen (niedrig, mittel und hoch) für die folgenden Technologien für jedes Jahr zwischen 2022 und 2050 im Versorgungsgebiet eines Schweizer Stromversorgungsunternehmens zu ermitteln:

1. Elektrofahrzeuge (einschliesslich Aufladen zu Hause sowie und im Büro durch Pendler)
   
   • die Anzahl der E-Fahrzeuge
   • die Anzahl der E-Fahrzeuge, die täglich mobil sind
   • die von den E-Fahrzeugen zurückgelegte Gesamtstrecke (in km)
   • die gesamte elektrische Energie, die zum Laden der mobilen E-Fahrzeuge benötigt wird (in kWh)
   • die Zeitreihe der Ladung basierend auf den variablen Ankunftszeiten für neun (9) repräsentative Tage
2. Wärmepumpen  
   • die gesamte installierte Leistung (in kW)
   • die Zeitreihe in 15-Minuten Intervallen für neun (9) repräsentative Tage

Das Elektrizitätversorgungsunternehmen plant eine Aktualisierung seiner Prognosen für das Jahr 2050 zur Verbreitung von Elektrofahrzeugen und elektrischen Wärmepumpen für Endverbraucher in seinem Versorgungsgebiet (Stadt und Land). Das Versorgungsunternehmen interessiert sich nicht nur für die Prognosen für das Jahr 2050, sondern auch für den jährlichen Fortschritt bei der Verbreitung dieser Technologien. Darüber hinaus plant es, granulare (d. h. räumlich hoch aufgelöste) Projektionen zu ermitteln, anstelle von Projektionen die auf der Ebene des Versorgungsgebiets, z. B. der Stadt oder Region, aggregiert sind. Als Optionen für die räumliche Auflösung hat das Versorgungsunternehmen entweder die Ebene der Postleitzahlen oder die Ebene der Niederspannungstransformatoren (d. h. NE6) gewählt.

Schliesslich benötigt der Energieversorger die Zeitreihen des Ladens von E-Fahrzeugen und des Wärmepumpen-Betriebs auf der Aggregationsebene (z. B. an jedem NS-Transformator, auf Postleitzahlenebene) für jeden geschätzten Verbreitungsgrad in jedem Jahr für neun (9) repräsentative Tage: Werktage, Samstage und Sonntage im Winter, Sommer und Frühjahr/Herbst, um feststellen zu können, ob es in seinen Versorgungsgebieten zu thermischen oder Spannungsüberschreitungen kommt.

Bei der Modellierung der E-Mobilität wird Folgendes berücksichtigt:

• Der Ort des Aufladens (zu Hause oder am Arbeitsplatz)
• Die Größe der Ladestation (2.3, 3.6, 7.4, 11, 22 kW, etc.)
• Die durchschnittlichen Statistiken über die tägliche Nutzung von Autos (Referenzbeispiel: der Bericht des BfS mit dem Titel "Verkehrsvehalten de Bevölkerung" aus dem Jahr 2017)
• Frühere Modellszenarien (z.B. der 2016 veröffentlichte Bericht von ARE mit dem Titel externe Seite“Perspektiven des Schweizerischen Personen- und Güterverkehrs bis 2040call_made”; der 2020 veröffentlichte Bericht von EBP mit dem Titel “externe SeiteSzenarien der Elektromobilität in der Schweizcall_made”)
• Die Lademuster, die die Zeitreihen bilden, werden mit Hilfe von statistischen Annäherungen des Fahrverhaltens auf der Grundlage der zuletzt veröffentlichten Statistiken, wie z. B. dem Bericht des BfS mit dem Titel "Verkehrsverhalten der Bevölkerung" aus dem Jahr 2017, erstellt.

Bei der Modellierung der Wärmepumpen wird Folgendes berücksichtigt:

• Die Art der Wärmepumpe
• Die durchschnittlich benötigte Wärmeenergie pro m2
• Potenzielle Flexibilität
• Saisonale Veränderung der Wärmepumpen-Effizienz
• Die Zeitreihen basierend auf den Daten, die das Versorgungsunternehmen zuvor mitgeteilt hat, d. h. auf dem gemessenen Verbrauch verschiedener Mehrfamilienhäuser.