IEC 63382-1:2025
(Main)Management of distributed energy storage systems based on electrically chargeable vehicle batteries - Part 1: Use cases and architectures
Management of distributed energy storage systems based on electrically chargeable vehicle batteries - Part 1: Use cases and architectures
IEC 63382-1:2025 series specifies the management of distributed energy storage systems, composed of electrically chargeable vehicle batteries (ECV-DESS), which are handled by an aggregator/flexibility operator (FO) to provide energy flexibility services to grid operators.
IEC 63382-1:2025 describes the technical characteristics and architectures of ECV-DESS, including:
– EV charging stations configurations, comprising several AC-EVSEs and/or DC-EVSEs;
– individual EVs connected to grid via an EVSE and managed by an aggregator/FO.
The focus of this document is on the interface between the FO and the FCSBE and the data exchange at this interface, necessary to perform energy flexibility services (FS).
The data exchange between FO and FCSBE typically includes:
– flexibility service request and response;
– flexibility services parameters;
– EV charging station configuration and technical capabilities;
– credentials check of parties involved in the flexibility service;
– FS execution related notifications;
– event log, detailed service record, proof of work.
The exchange of credentials has the purpose to identify, authenticate and authorize the actors involved in the flexibility service transaction, to check the validity of a FS contract and to verify the technical capabilities of the system EV + CS, and conformity to applicable technical standards to provide the requested flexibility service.
This document also describes the technical requirements of ECV-DESS, the use cases, the information exchange between the EV charging station operator (CSO) and the aggregator/FO, including both technical and business data.
It covers many aspects associated to the operation of ECV-DESS, including:
– privacy issues consequent to GDPR application (general data protection regulation);
– cybersecurity issues;
– grid code requirements, as set in national guidelines, to include ancillary services, mandatory functions and remunerated services;
– grid functions associated to V2G operation, including new services, as fast frequency response;
– authentication/authorization/transactions relative to charging sessions, including roaming, pricing and metering information;
– management of energy transfers and reporting, including information interchange, related to power/energy exchange, contractual data, metering data;
– demand response, as smart charging (V1G).
It makes a distinction between mandatory grid functions and market driven services, taking into account the functions which are embedded in the FW control of DER smart inverters.
This document deals with use cases, requirements and architectures of the ECV-DESSs with the associated EV charging stations.
Some classes of energy flexibility services (FS) have been identified and illustrated in dedicated use cases:
– following a dynamic setpoint from FO;
– automatic execution of a droop curve provided by FO, according to local measurements of frequency, voltage and power;
– demand response tasks, stimulated by price signals from FO;
– fast frequency response.
Furthermore, some other more specific flexibility service use cases include:
– V2G for tertiary control with reserve market;
– V2H with dynamic pricing linked to the wholesale market price;
– distribution grid congestion by EV charging and discharging.
FS are performed under flexibility service contracts (FSC) which can be stipulated between:
– FO and EV owner (EVU or EV fleet manager);
– FO and CSP;
– FO and CSO.
Any flexibility service is requested by the aggregator/FO with a flexibility service request (FSR) communicated through the FCSBE interface to the available resources.
The actors EVU, CSO, CSP have always the right to choose opt-in or opt-out options in case of a FSR, unless it is mandatory for safety or grid stability reasons.
A use case shows how to discover flexibility service contract (FSC) holders.
This document describes many use cases, some of them are dedicated to special applications such as
Gestion des systèmes de stockage d’énergie décentralisés installés sur les batteries de véhicules électriques rechargeables - Partie 1: Cas d’utilisation et architectures
IEC 63382-1:2025 spécifie la gestion des systèmes de stockage d’énergie décentralisés, composés de batteries de véhicules électriques rechargeables (ECV-DESS), qui sont gérés par un agrégateur/opérateur de flexibilité (OF) pour fournir des services de flexibilité énergétique aux opérateurs de réseau.
IEC 63382-1:2025 décrit les caractéristiques techniques et les architectures de l’ECV-DESS, notamment:
– les configurations des bornes de charge pour VE, composées de plusieurs SAVE à courant alternatif et/ou continu;
– les VE individuels connectés au réseau électrique par l’intermédiaire d’un SAVE et gérés par un agrégateur/OF.
Le présent document se concentre sur l’interface entre l’OF et le FCSBE ainsi que sur l’échange de données au niveau de cette interface, nécessaire pour la fourniture des services de flexibilité (FS) énergétique.
L’OF/agrégateur convertit les services de réseau électrique et/ou les fonctions de support réseau demandés par les gestionnaires de réseau (DSO ou TSO) en plusieurs services de flexibilité à fournir par un certain nombre de CS, en utilisant leurs propres algorithmes d’optimisation et d’allocation de ressources.
La communication entre l’OF et les opérateurs de réseau (DSO, TSO), les algorithmes d’optimisation adoptés par l’OF et les procédures d’appel d’offres pour des services de flexibilité ne sont pas traités dans le présent document.
L’échange de données entre l’OF et le FCSBE comprend généralement:
– la demande et la réponse de service de flexibilité;
– les paramètres des services de flexibilité;
– la configuration et les capacités techniques des bornes de charge pour VE;
– le contrôle des identifiants des parties impliquées dans le service de flexibilité;
– les notifications associées à l’exécution du FS;
– le journal d’événements, le relevé de service détaillé et la preuve de travail.
L’échange d’identifiants a pour objectif d’identifier, d’authentifier et d’autoriser les acteurs impliqués dans la transaction du service de flexibilité, de contrôler la validité d’un contrat de FS et de vérifier les capacités techniques du système EV + CS, et la conformité aux normes techniques applicables pour fournir le service de flexibilité demandé.
Le présent document décrit également les exigences techniques de l’ECV-DESS, les cas d’utilisation, l’échange d’informations entre l’opérateur de bornes de charge pour VE (CSO) et l’agrégateur/OF, y compris les données techniques et commerciales.
Il couvre de nombreux aspects associés au fonctionnement de l’ECV-DESS, notamment:
– les problèmes de confidentialité consécutifs à l’application du Règlement général sur la protection des données (RGPD);
– les questions de cybersécurité;
– les exigences des codes de réseau, telles que définies dans les lignes directrices nationales, pour inclure les services système, les fonctions obligatoires et les services rémunérés;
– les fonctions de réseau associées au fonctionnement V2G, y compris les nouveaux services, comme la réponse rapide en fréquence;
– l’authentification/l’autorisation/les transactions relatives aux sessions de charge, y compris les informations d’itinérance, de tarification et de comptage;
– la gestion des transferts d’énergie et des rapports, y compris l’échange d’informations, liés à l’échange d’énergie/de puissance, aux données contractuelles, aux données de comptage;
– la gestion de la demande, comme la charge intelligente (V1G).
Le présent document établit une distinction entre les fonctions de réseau obligatoires et les services axés sur le marché, en tenant compte des fonctions intégrées dans la commande du micrologiciel des onduleurs intelligents DER.
Le présent document couvre les cas d’utilisation, les exigences et les architectures des ECV DESS avec les bornes de charge pour VE associées.
Plusieurs classes de services de flexibilité (FS) énergétique ont été identifiées et expliquées dans des cas d’utilisation spécifiques:
– le suivi d’un point de consigne dynamique
General Information
Standards Content (Sample)
IEC 63382-1 ®
Edition 1.0 2025-11
INTERNATIONAL
STANDARD
Management of distributed energy storage systems based on electrically
chargeable vehicle batteries -
Part 1: Use cases and architectures
ICS 29.240; 33.200; 43.120 ISBN 978-2-8327-0786-9
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CONTENTS
FOREWORD . 5
INTRODUCTION . 7
1 Scope . 9
2 Normative references . 11
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 11
3.1 Terms and definitions . 11
3.2 Abbreviated terms. 19
4 Electric vehicle charging stations (EVCS) – actors and station configurations . 20
4.1 Actors and their interactions . 20
4.2 Electric vehicle charging station (EVCS) configurations . 23
5 Functional requirements . 26
5.1 Data communication . 26
5.1.1 General. 26
5.1.2 Information model principles . 27
5.1.3 Information model compatibility and mapping to other standards . 27
5.1.4 Communication transport protocol. 27
5.1.5 Message transport . 27
5.1.6 Message payload encoding . 28
5.1.7 Physical layer . 28
5.2 Cybersecurity and privacy . 28
5.2.1 General. 28
5.2.2 Cybersecurity and privacy perimeter of the IEC 63382 series . 28
5.2.3 Cybersecurity and privacy risks . 28
5.2.4 Cybersecurity principles and requirements. 31
5.2.5 Cybersecurity and privacy measures . 32
5.3 Grid support functions and flexibility services . 32
5.3.1 Grid support functions – General principles . 32
5.3.2 Flexibility services . 33
6 Use cases . 34
6.1 Overview of use cases . 34
6.2 Flexibility energy transfer use cases . 35
6.2.1 Individual EVU recharge at home CS . 35
6.2.2 EVU recharge at a visited charging station . 45
6.2.3 EV fleet recharge at a private parking . 56
6.2.4 Fleet EV recharge at a public parking . 61
6.2.5 EV service station – EVSS . 70
6.2.6 EV recharge and energy community – use case UC 1.6 . 78
6.2.7 Bidirectional inverter on board. use case UC 1.7 . 90
6.3 Flexibility service use cases. 98
6.3.1 Flexibility service based on setpoint following – use case UC 2.1 . 98
6.3.2 Flexibility service based on demand response – use case UC 2.2 . 103
6.3.3 Flexibility service based on droop control – use case UC 2.3 . 109
6.3.4 Fast frequency response service – use case UC 2.4 . 114
6.3.5 V2G for tertiary control with reserve market – use case UC 2.5. 119
6.3.6 V2X with dynamic pricing linked to wholesale market price – use case
UC 2.6 . 130
6.3.7 Distribution grid congestion management by EV charging and
discharging – Use case UC 2.7 . 140
6.4 Management of FO interface . 151
6.4.1 Enrolment of CSO/CSP by flexibility operator – use case UC 3.1 . 151
6.4.2 Credentials handling – use case UC 3.2 . 155
6.4.3 Management of flexibility service contracts – use case UC 3.3. 159
6.4.4 Proof of flexibility service – use case UC 3.4 . 163
6.4.5 Discover flexibility service contract holders – use case UC 3.5 . 168
6.4.6 flexibility service Phone App – use case UC 3.6 . 172
Annex A (informative) Energy flexibility service use cases and DER operational
functions . 177
Annex B (informative) Supplementary information from Japanese energy markets . 186
B.1 UC 2.5: V2G for tertiary control with reserve market . 186
B.2 UC 2.6: V2X with dynamic pricing linked to the wholesale market . 188
B.3 UC 2.7: Distribution grid congestion management by EV charging and
discharging . 191
Annex C (informative) Energy flexibility services . 193
Bibliography . 195
Figure 1 – Primary actors and secondary actors of the EV infrastructure . 20
Figure 2 – Overall diagram with actors of the EV infrastructure without roaming . 21
Figure 3 – Overall diagram with actors of the EV infrastructure with roaming . 21
Figure 4 – EVCS with multiple EVSE and DC bus, DC charge (diagram 1) . 24
Figure 5 – EVCS with multiple EVSE and AC bus, DC charge (diagram 2) . 24
Figure 6 – EVCS with multiple EVSE and AC bus, AC charge without off board power
converter (diagram 3). 25
Figure 7 – EVCS with single EVSE, AC charge without off board power converter
(diagram 4) . 25
Figure 8 – EVCS with single EVSE, DC charge (diagram 5) . 26
Figure 9 – IEC 63382 use case structure . 29
Figure 10 – UC 1.2 structure . 29
Figure 11 – UC 1.2 compromised communications . 30
Figure 12 – AC–DC power conversion generic diagram . 32
Figure 13 – Flexibility services by FO, basic principle of operation. 34
Figure 14 – Sequence diagram of UC 1.1 scenario 1 – CSBE is present. 41
Figure 15 – Sequence diagram of UC 1.1 scenario 2 – CSBE is not present . 45
Figure 16 – Sequence diagram of UC 1.2 scenario 1 – FS session is controlled by
V-CSO . 52
Figure 17 – Sequence diagram of UC 1.2 scenario 2 – FS session is controlled
by H-CSP . 56
Figure 18 – Sequence diagram of UC 1.3 – EV fleet at private parking . 61
Figure 19 – Sequence diagram of UC 1.4 – Fleet EV at public parking – Scenario 1 –
FS controlled by visited-CSO . 67
Figure 20 – Sequence diagram of UC 1.4 – Fleet EV at public parking – Scenario 2 –
Execution of a flexibility service controlled by home-CSP . 70
Figure 21 – Block diagram of an EV service station power system showing connections
between DERs and actors . 71
Figure 22 – Sequence diagram of UC 1.5 – EV service station . 77
Figure 23 – Block diagram of a prosumer power system showing connections between
DERs and actors . 79
Figure 24 – Sequence diagram of UC1.6 Scenario 1 – Operation of EC in on grid mode . 86
Figure 25 – Sequence diagram of UC1.6 Scenario 2 – Operation of EC in off grid mode . 90
Figure 26 – Block diagram of bidirectional inverter onboard . 91
Figure 27 – Sequence diagram of UC 1.7 – Bidirectional inverter onboard . 97
Figure 28 – Flow chart of use case UC 2.1 . 102
Figure 29 – Sequence diagram of UC 2.1 – flexibility service based on setpoint
following . 103
Figure 30 – Sequence diagram of UC 2.2 – flexibility service based on demand
response . 109
Figure 31 – Sequence diagram of UC 2.3 – flexibility service based on droop control . 114
Figure 32 – Interaction of actors in UC 2.4 . 114
Figure 33 – Sequence diagram of UC 2.4 – Fast frequency response service . 119
Figure 34 – Use case diagram . 122
Figure 35 – Sequence diagram of UC 2.5 – V2G for tertiary control with reserve market . 129
Figure 36 – Use case diagram . 133
Figure 37 – Sequence diagram of UC 2.6 – V2X with dynamic pricing linked to
wholesale market price . 140
Figure 38 – Use case diagram .
...
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Edition 1.0 2025-11
NORME
INTERNATIONALE
Gestion des systèmes de stockage d’énergie décentralisés installés sur les
batteries de véhicules électriques rechargeables -
Partie 1: Cas d’utilisation et architectures
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SOMMAIRE
AVANT-PROPOS . 5
INTRODUCTION . 7
1 Domaine d’application . 10
2 Références normatives . 12
3 Termes, définitions et abréviations . 12
3.1 Termes et définitions. 12
3.2 Abréviations . 21
4 Bornes de charge pour véhicules électriques (EVCS) – Acteurs et configurations
des bornes . 22
4.1 Les acteurs et leurs interactions . 22
4.2 Configurations des bornes de charge pour véhicules électriques (EVCS). 27
5 Exigences fonctionnelles . 31
5.1 Communication de données . 31
5.1.1 Généralités . 31
5.1.2 Principes du modèle d’information . 31
5.1.3 Compatibilité des modèles d’information et mapping avec d’autres
normes . 31
5.1.4 Protocole de transport de communication . 32
5.1.5 Transport de messages . 32
5.1.6 Encodage de la charge utile de message. 32
5.1.7 Couche physique . 32
5.2 Cybersécurité et confidentialité . 32
5.2.1 Généralités . 32
5.2.2 Périmètre de cybersécurité et de confidentialité de la série IEC 63382 . 32
5.2.3 Risques de cybersécurité et de confidentialité . 33
5.2.4 Principes de cybersécurité et exigences associées . 36
5.2.5 Mesures de cybersécurité et de confidentialité . 37
5.3 Fonctions de support réseau et services de flexibilité . 37
5.3.1 Fonctions de support réseau – Principes généraux . 37
5.3.2 Services de flexibilité . 38
6 Cas d’utilisation . 39
6.1 Vue d’ensemble des cas d’utilisation . 39
6.2 Cas d’utilisation du transfert d’énergie de flexibilité . 41
6.2.1 Recharge par un UVE sur une CS domestique . 41
6.2.2 Recharge par l’UVE sur une borne de charge sollicitée . 52
6.2.3 Recharge d’une flotte de VE dans un parking privé . 63
6.2.4 Recharge d’une flotte de VE sur un parking public . 69
6.2.5 Station-service avec borne de charge . 80
6.2.6 Recharge de VE et communauté énergétique – Cas d’utilisation UC 1.6 . 88
6.2.7 Inverseur bidirectionnel embarqué – Cas d’utilisation UC 1.7. 101
6.3 Cas d’utilisation du service de flexibilité . 109
6.3.1 Service de flexibilité basé sur le suivi d’un point de consigne – Cas
d’utilisation UC 2.1 . 109
6.3.2 Service de flexibilité basé sur la gestion de la demande – Cas
d’utilisation UC 2.2 . 116
6.3.3 Service de flexibilité basé sur une commande de statisme — Cas
d’utilisation UC 2.3 . 122
6.3.4 Service de réponse rapide en fréquence – Cas d’utilisation UC 2.4 . 128
6.3.5 V2G pour contrôle tertiaire avec marché de réserve – Cas d’utilisation
UC 2.5 . 133
6.3.6 V2X avec tarification dynamique liée au prix du marché de gros – Cas
d’utilisation UC 2.6 . 144
6.3.7 Gestion de la congestion du réseau de distribution par charge et
décharge des VE – Cas d’utilisation UC 2.7 . 155
6.4 Gestion de l’interface avec l’OF. 166
6.4.1 Inscription du CSO/CSP par l’opérateur de flexibilité – Cas d’utilisation
UC 3.1 . 166
6.4.2 Gestion des identifiants – Cas d’utilisation UC 3.2 . 170
6.4.3 Gestion des contrats de service de flexibilité – Cas d’utilisation UC 3.3 . 174
6.4.4 Preuve de service de flexibilité – Cas d’utilisation UC 3.4 . 178
6.4.5 Découvrir les titulaires de contrats de service de flexibilité – Cas
d’utilisation UC 3.5 . 183
6.4.6 Appli mobile de service de flexibilité – Cas d’utilisation UC 3.6 . 188
Annexe A (informative) Cas d’utilisation du service de flexibilité énergétique et
fonctions opérationnelles DER . 194
Annexe B (informative) Informations supplémentaires concernant les marchés de
l’énergie japonais . 205
B.1 UC 2.5: V2G pour contrôle tertiaire avec marché de réserve . 205
B.2 UC 2.6: V2X avec tarification dynamique liée au marché de gros . 207
B.3 UC 2.7: Gestion de la congestion du réseau de distribution par charge et
décharge des VE . 210
Annexe C (informative) Services de flexibilité énergétique . 212
Bibliographie . 214
Figure 1 – Acteurs principaux et acteurs secondaires de l’infrastructure VE . 23
Figure 2 – Schéma d’ensemble avec les acteurs de l’infrastructure VE sans itinérance . 24
Figure 3 – Schéma d’ensemble avec les acteurs de l’infrastructure VE avec itinérance . 24
Figure 4 – EVCS avec plusieurs SAVE, un bus en courant continu et une charge en
courant continu (schéma 1) . 28
Figure 5 – EVCS avec plusieurs SAVE, un bus en courant alternatif et une charge en
courant continu (schéma 2) . 29
Figure 6 — EVCS avec plusieurs SAVE, un bus en courant alternatif et une charge en
courant alternatif, sans convertisseur de puissance externe (schéma 3) . 29
Figure 7 — EVCS avec un seul SAVE, une charge en courant alternatif, sans
convertisseur de puissance externe (schéma 4) . 30
Figure 8 — EVCS avec un seul SAVE et une charge en courant continu (schéma 5) . 30
Figure 9 – Structure des cas d’utilisation de l’IEC 63382 . 33
Figure 10 – Structure de l’UC 1.2 . 34
Figure 11 – Communications compromises dans le cadre de l’UC 1.2 . 35
Figure 12 – Schéma générique de la conversion de puissance courant alternatif-
courant continu . 38
Figure 13 – Services de flexibilité fournis par l’OF — Principe de fonctionnement
de base . 39
Figure 14 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.1, scénario 1 – CSBE
présent . 47
Figure 15 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.1, scénario 2 –
CSBE non présent . 52
Figure 16 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.2, scénario 1 – La session
FS est contrôlée par le CSO sollicité . 59
Figure 17 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.2, scénario 2 — La session
FS est contrôlée par le CSP contractuel. 63
Figure 18 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.3 – Flotte de VE sur
un parking privé . 69
Figure 19 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.4 – Flotte de VE sur un
parking public – Scénario 1 – FS contrôlé par le CSO sollicité. 76
Figure 20 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.4 – Flotte de VE sur un
parking public – Scénario 2 – Exécution d’un service de flexibilité contrôlée par le CSP
contractuel . 80
Figure 21 – Schéma de principe du réseau d’énergie d’une station-service avec borne
de charge montrant les connexions entre les DER et les acteurs . 81
Figure 22 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.5 – Station-service avec
borne de charge . 87
Figure 23 – Schéma de principe du réseau d’énergie d’un prosommateur montrant les
connexions entre les DER et les acteurs . 89
Figure 24 – Diagramme de séquence du cas d’utilisation 1.6, scénario 1 –
Fonctionnement de la CE en mode réseau . 96
Figure 25 –
...
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CONTENTS
FOREWORD . 5
INTRODUCTION . 7
1 Scope . 9
2 Normative references . 11
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 11
3.1 Terms and definitions . 11
3.2 Abbreviated terms. 19
4 Electric vehicle charging stations (EVCS) – actors and station configurations . 20
4.1 Actors and their interactions . 20
4.2 Electric vehicle charging station (EVCS) configurations . 23
5 Functional requirements . 26
5.1 Data communication . 26
5.1.1 General. 26
5.1.2 Information model principles . 27
5.1.3 Information model compatibility and mapping to other standards . 27
5.1.4 Communication transport protocol. 27
5.1.5 Message transport . 27
5.1.6 Message payload encoding . 28
5.1.7 Physical layer . 28
5.2 Cybersecurity and privacy . 28
5.2.1 General. 28
5.2.2 Cybersecurity and privacy perimeter of the IEC 63382 series . 28
5.2.3 Cybersecurity and privacy risks . 28
5.2.4 Cybersecurity principles and requirements. 31
5.2.5 Cybersecurity and privacy measures . 32
5.3 Grid support functions and flexibility services . 32
5.3.1 Grid support functions – General principles . 32
5.3.2 Flexibility services . 33
6 Use cases . 34
6.1 Overview of use cases . 34
6.2 Flexibility energy transfer use cases . 35
6.2.1 Individual EVU recharge at home CS . 35
6.2.2 EVU recharge at a visited charging station . 45
6.2.3 EV fleet recharge at a private parking . 56
6.2.4 Fleet EV recharge at a public parking . 61
6.2.5 EV service station – EVSS . 70
6.2.6 EV recharge and energy community – use case UC 1.6 . 78
6.2.7 Bidirectional inverter on board. use case UC 1.7 . 90
6.3 Flexibility service use cases. 98
6.3.1 Flexibility service based on setpoint following – use case UC 2.1 . 98
6.3.2 Flexibility service based on demand response – use case UC 2.2 . 103
6.3.3 Flexibility service based on droop control – use case UC 2.3 . 109
6.3.4 Fast frequency response service – use case UC 2.4 . 114
6.3.5 V2G for tertiary control with reserve market – use case UC 2.5. 119
6.3.6 V2X with dynamic pricing linked to wholesale market price – use case
UC 2.6 . 130
6.3.7 Distribution grid congestion management by EV charging and
discharging – Use case UC 2.7 . 140
6.4 Management of FO interface . 151
6.4.1 Enrolment of CSO/CSP by flexibility operator – use case UC 3.1 . 151
6.4.2 Credentials handling – use case UC 3.2 . 155
6.4.3 Management of flexibility service contracts – use case UC 3.3. 159
6.4.4 Proof of flexibility service – use case UC 3.4 . 163
6.4.5 Discover flexibility service contract holders – use case UC 3.5 . 168
6.4.6 flexibility service Phone App – use case UC 3.6 . 172
Annex A (informative) Energy flexibility service use cases and DER operational
functions . 177
Annex B (informative) Supplementary information from Japanese energy markets . 186
B.1 UC 2.5: V2G for tertiary control with reserve market . 186
B.2 UC 2.6: V2X with dynamic pricing linked to the wholesale market . 188
B.3 UC 2.7: Distribution grid congestion management by EV charging and
discharging . 191
Annex C (informative) Energy flexibility services . 193
Bibliography . 195
Figure 1 – Primary actors and secondary actors of the EV infrastructure . 20
Figure 2 – Overall diagram with actors of the EV infrastructure without roaming . 21
Figure 3 – Overall diagram with actors of the EV infrastructure with roaming . 21
Figure 4 – EVCS with multiple EVSE and DC bus, DC charge (diagram 1) . 24
Figure 5 – EVCS with multiple EVSE and AC bus, DC charge (diagram 2) . 24
Figure 6 – EVCS with multiple EVSE and AC bus, AC charge without off board power
converter (diagram 3). 25
Figure 7 – EVCS with single EVSE, AC charge without off board power converter
(diagram 4) . 25
Figure 8 – EVCS with single EVSE, DC charge (diagram 5) . 26
Figure 9 – IEC 63382 use case structure . 29
Figure 10 – UC 1.2 structure . 29
Figure 11 – UC 1.2 compromised communications . 30
Figure 12 – AC–DC power conversion generic diagram . 32
Figure 13 – Flexibility services by FO, basic principle of operation. 34
Figure 14 – Sequence diagram of UC 1.1 scenario 1 – CSBE is present. 41
Figure 15 – Sequence diagram of UC 1.1 scenario 2 – CSBE is not present . 45
Figure 16 – Sequence diagram of UC 1.2 scenario 1 – FS session is controlled by
V-CSO . 52
Figure 17 – Sequence diagram of UC 1.2 scenario 2 – FS session is controlled
by H-CSP . 56
Figure 18 – Sequence diagram of UC 1.3 – EV fleet at private parking . 61
Figure 19 – Sequence diagram of UC 1.4 – Fleet EV at public parking – Scenario 1 –
FS controlled by visited-CSO . 67
Figure 20 – Sequence diagram of UC 1.4 – Fleet EV at public par
...
Questions, Comments and Discussion
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