Standards für Ladesäulen gefordert: Antonio Tajani, EU-Kommissar für Verkehr in Brüssel, hier beim Betanken eines Minis.
Erschienen in: Energy 2.0 April 2010, S. 54
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Fahrzeuge als Energiespeicher

Intelligentes Laden und Entladen von Elektrofahrzeugen

Um erneuerbare Energien im geplanten Ausmaß in den Netzbetrieb zu integrieren, wird es von wesentlicher Bedeutung sein, bei Bedarf den Ladevorgang von Elektrofahrzeugen zu verschieben oder den in Fahrzeugbatterien gespeicherten Strom zurück ins Netz zu speisen. *  Text: Dr. Wolfgang Woyke, Eon Energie Fotos: Eon Energie, Eurelectric

Wie jeder Wandel zieht die Elektromobilität sowohl Herausforderungen als auch Chancen für die Unternehmen der öffentlichen Energieversorgung nach sich. Dieser Wandel vollzieht sich aber parallel zu anderen umwälzenden Entwicklungen, mit der deutlichen Zunahme fluktuierender Erzeugung aus regenerativen Energiequellen, der informationstechnischen Ausrüstung von Elektrizitätskunden mit Smart Meters und neuen Funktionen der Netzführung durch Smart Grids. Aus technischer Sicht des Energieversorgers reduziert sich Elektromobilität auf den Ladevorgang mit Strom aus dem Netz der öffentlichen Energieversorgung. Basierend auf derzeitigen Abschätzungen benötigt der Kunde täglich 7,2kWh, mit denen im Normalfall abends nach der letzten Fahrt in der Garage die Fahrzeugbatterie wieder aufgeladen wird. Nach Herstellung einer Netzverbindung durch einen Stecker oder durch induktive Kopplung erwartet man, dass die Ladeleistung unverzüglich einsetzt und durch das Ladegerät beendet wird. Wenn sich diese „Normalladung“ zur typischen Verhaltensweise entwickelt, stellt sich aber ein sehr hoher Faktor der Gleichzeitigkeit ein, der in allen Netzebenen zu Engpässen führen kann. Auf Erzeugungsseite führt dies zum Beispiel bereits bei einer Penetration von 8,4 Mio. Fahrzeugen zu einem Mehrbedarf in der gesicherten Erzeugung von nahezu 7000MW [1]. Alternativ kann dieser Ladevorgang aber auch verzögert werden. Bei einer moderaten Ladeleistung von 2,4kW, die mit einer üblichen elektrischen Installation ohne spezifische Nachrüstmaßnahmen geleistet werden kann, dauert ein typischer Ladevorgang rund drei Stunden. Im Regelfall steht ein Fahrzeug aber die gesamte Nacht in der Garage. Es bietet sich daher an, die Ladevorgänge künstlich zu entzerren, um die Gleichzeitigkeit zu reduzieren. Steuerungskriterien können die örtliche Netzsituation sein, die Verhinderung von Engpässen in Netz und Erzeugung, oder die wirtschaftliche Optimierung im Marktgeschehen von Erzeugung in Wechselwirkung mit der Einspeisung erneuerbarer Energien. Man spricht von „Demand Side Management“ (DSM), die hier eine Renaissance erfahren könnte. Dabei geht es nicht nur darum, die Preisschwankungen der Spotmarktbörse zu glätten. Eine weitere Wertschöpfung entsteht durch die Planbarkeit aus Handelssicht. Da die in der Elektromobilität verwendeten Batterien natürliche Energiespeicher darstellen, können diese auch als solche in der Energieversorgung eingesetzt werden. Aus Kundensicht würde das bedeuten, dass die Batterie in seinem Fahrzeug gegebenenfalls durch das Netz entladen wird. Natürlich muss dahinter die Garantie stehen, dass die vollständige Wiederaufladung in angemessener Zeit nachgeholt wird. Dadurch wird das Fahrzeug vom Nutzer elektrischer Energie zum aktiven Speicher im Netz (Vehicle to Grid, V2G). Neben der eigentlichen Energielieferung ist es hier insbesondere die Reserveleistung, die diese Funktionalität in einem künftigen Energieversorgungssystem so wertvoll erscheinen lässt.

Lade-Optionen: Demand Side Management reduziert die Gleichzeitigkeit der Ladevorgänge, Vehicle to Grid bietet Reserveleistung für das Netz.
Technische Grundsatzfragen, Neue Technologien E.ON Energie AG München
Erzeugungsportfolio des Jahres 2030 [2]: Bei einer minimalen Residuallast (rote Linie) reicht die Absenkung der Kraftwerksleistung nicht mehr aus, um den erzeugten Windstrom auszugleichen.

Energieversorgung im Jahre 2030

Weder schwankende Preise auf den Spotmärkten noch die Preise für die verschiedenen Arten von Regelenergie und Reserveleistung sind heute ausreichende Anreize für eine sichtbar steigende Nachfrage nach DSM und V2G. Der zunehmende Bedarf von Regelenergie, auf Grund der fluktuierenden Einspeisung erneuerbarer Energien, wurde bislang durch verbesserte Prognosemethoden und durch internationale Zusammenschlüsse von Netzgebieten kompensiert. Dies wird sich in Zukunft deutlich verändern. Prognosestudien [2] für das Jahr 2030 zeigen, dass es in Stunden mit minimaler Residuallast (siehe Abbildung auf der nächsten Seite, Stunde 14 am 3. Tag) nicht mehr ausreicht, Kraftwerke bis auf eine Mindestreserve abzufahren. Dabei ist die Residuallast die elektrische Nachfragelast, von der die elektrischen Einspeisungen aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen schon abgezogen sind. Selbst wenn alle in Deutschland verfügbaren Pumpspeicherkraftwerke (6,8 GW) und mögliche neue Druckluftspeicherkraftwerke (0,8 GW) Energie aufnehmen, muss ein erhebliches Maß an verfügbarer Last aus Elektrofahrzeugen bereitstehen, um in diesem Fall den Saldo aus Erzeugung und Verbrauch auszugleichen. Man müsste also im Rahmen des Möglichen die Ladevorgänge bis zu diesem Zeitpunkt hin verzögern. Während der folgenden Tage kann von Fall zu Fall bei nachlassender Einspeisung der Windenergie die gespeicherte Energie ins Netz zurück gespeist werden (V2G). Längst sind geeignete Informationstechnologien auf dem Markt, um DSM und V2G in die Praxis umzusetzen. Unabhängig davon ist es beschlossen, Smart Metering in Europa einzuführen. Damit wird ein Kommunikationskanal zwischen Energieversorger und Kunde eröffnet. Weitere Kommunikationskanäle entstehen im Netz mit der Entwicklung von Smart Grids für schutz- und leittechnische Funktionen. Gegenstand der weiteren Entwicklung muss es also sein, diese Kommunikationskanäle in geeigneten Marktstrukturen für DSM und V2G zu nutzen.

Forschung, Entwicklung und Demonstration

Im „Flottenversuch Elektromobilität“ wird unter anderem die technische Machbarkeit von DSM und V2G untersucht. Volkswagen und Eon Energie sind zwei der Industriepartner, die in diesem von Bundesumweltministerium (BMU) geförderten Projekt, in den nächsten zwei Jahren zwanzig Fahrzeuge mit Hybridantrieb erproben und Kunden in die Hand geben. Dabei wird der Ladevorgang insbesondere unter dem Gesichtspunkt gesteuert, die Integration erneuerbarer Energien zu fördern. Seit Juli 2009 fahren 15 Mini E im Rahmen eines Pilotprojekts von BMW und Eon über die Straßen der bayerischen Landeshauptstadt und durch das Umland. Die meisten Testfahrer nutzen zum Laden morgens den Stromanschluss an ihrem Arbeitsplatz und abends in der heimischen Garage. Erst an dritter Stelle nutzen sie öffentliche Stromtankstellen in der Münchener Innenstadt oder am Flughafen. Auch wenn dieses Projekt noch keinen Anspruch auf repräsentative Ergebnisse erheben kann, liefert es doch erste Anhaltspunkte für die Entwicklung einer Infrastruktur mit Elektromobilität. Diese praktischen Versuche werden von zahlreichen Studien begleitet. Schwerpunkte bilden dabei die Beanspruchung von Batteriespeichern durch Ladezyklen, die Auswirkungen auf Energiemärkte und Netze und die Nachfrage der Kunden. Die Ergebnisse von Projekten und Studien finden Eingang in zahlreiche Initiativen der Verbände. Allen voran die Initiative „Elan 2020“ unter Führung des BDEW (siehe auch Seite 58), die angekündigte „Plattform Elektromobilität“ der Bundesregierung und die „Taskforce Electric Vehicles“ der Eurelectric.☐

Weitere Informationen

  • [1] Blanck, T.: Elektrizitätswirtschaftliche Einbindung von Elektrostraßenfahrzeugen. Endbericht der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE). München, 2007.- Studie im Auftrag der Eon Energie AG [2] Hundt, M. ; Barth, R. ; Sun, N. ; Wissel, S. ; Voß, A.: Verträglichkeit von erneuerbaren Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio: Technische und ökonomische Aspekte / Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER). Stuttgart, 2009. – Studie im Auftrag der Eon Energie AG

• more@click-Code: E20410052

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Stresemannstraße 128-130
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