/  1.6.2012  -  31.12.2015

INEES - Intelligente Netzanbindung von Elektrofahrzeugen zur Erbringung von Systemdienstleistungen

Partner: Volkswagen AG, LichtBlick AG, SMA Solar Technology AG
Auftraggeber: BMU
Laufzeit: 1.6.2012 - 31.12.2015

Bearbeiter:

 

 

Dr. Thomas Degner (Projektleiter), Ron Brandl (Projektkoordination), Dr. Gunter Arnold, Alexander Bitz, Prof. Dr, Martin Braun, Rodrigo Estrella, Dominik Geibel, Malte Jansen, Stefan Karge, Markus Landau, Marco Portula, Johannes Prior, Dr. Alexander Scheidler, Rainer Schwinn

 

Das Konzept der Bundesregierung Deutschland für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung definiert hohe Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energieträger. Daher erlebt insbesondere die elektrische Energieversorgung aktuell einen fundamentalen Wandel. Immer mehr dezentrale, flexible Einheiten erzeugen Strom und sind dabei von fluktuierenden Faktoren wie der Sonneneinstrahlung oder dem Windaufkommen abhängig. Dadurch entstehen neben den bisherigen, durch schwankenden Stromverbrauch bedingten Fluktuationen zusätzliche kurzfristige Schwankungen im Stromnetz, die zur Erhaltung einer stabilen Netzführung ausgeglichen werden müssen. Wegen des Wegfalls konventioneller Kraftwerke, die bisher diesen Ausgleich vorgenommen haben, müssen hier neue Lösungen gefunden werden. Gleichzeitig gewinnen im Verkehrssektor elektrisch angetriebene Fahrzeuge zunehmend an Bedeutung. Dabei stellt sich die Frage, wie diese Fahrzeuge möglichst vorteilhaft mit dem Stromnetz verbunden werden können.

Im Forschungsprojekt INEES wurde gezeigt, dass es technisch möglich ist, kurzfristige Schwankungen der Frequenz im Stromnetz, die zu einem Abruf von Sekundärregelleistung führen, mit einem Pool von rückspeisefähigen Elektrofahrzeugen auszugleichen. Dazu wurde ein Konzept zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung erstellt, mit einem deutschen Übertragungsnetzbetreiber diskutiert und in einem einjährigen Flottenversuch demonstriert. Für diesen wurden von der SMA Solar Technology AG eine als Experimentiersystem konzipierte, bidirektionale DC-Ladestation entwickelt und eine Kleinserie von 40 Geräten aufgebaut. Weiterhin wurden von der Volkswagen AG 20 e-up1s mit einer bidirektionalen Ladefunktion ausgestattet und eine Kommunikationsanbindung zwischen Ladesteuerung und Volkswagen-Backend implementiert. Des Weiteren wurde eine Mobiltelefon-App als Nutzerschnittstelle entwickelt. Als Schnittstelle zwischen Elektrofahrzeugen und Energiemärkten wurde von der LichtBlick SE der SchwarmDirigent® um die Integration der Fahrzeuge erweitert.

Die Teilnehmer am Flottenversuch haben ihre Fahrzeugbatterie mit großer Begeisterung für die Unterstützung des Stromnetzes freigegeben und dabei grundsätzlich keine Einschränkungen in ihrer alltäglichen Mobilität erlebt. Technische Probleme in der Kommunikation der Forschungskomponenten in Fahrzeug und Ladestation haben teilweise zu erheblichen Ladeproblemen geführt, lieferten aber wichtige Erkenntnisse für zukünftige Standardisierungs und Normierungsbedarfe sowie wertvolle Erfahrungen für eine etwaige spätere Serienproduktentwicklung.

Die Integration der Fahrzeuge in den SchwarmDirigent® der LichtBlick SE zeigt, dass Elektrofahrzeuge mit hoher Sicherheit und kurzer Reaktionszeit eine Leistungsreserve für das Stromnetz bereitstellen können. Damit wurde im Projekt nachgewiesen, dass die Erbringung von Regelleistung mit einem Elektrofahrzeugpool technisch möglich ist. Allerdings lassen die Projektergebnisse ebenfalls erkennen, dass ein hoher Energieumsatz, der den durch die Mobilität verursachten jährlichen Energieumsatz um ein Vielfaches übersteigt, aus technischen und wirtschaftlichen Gründen zu vermeiden ist. Denn dieser führt zu einer hohen zusätzlichen Alterung der Fahrzeugbatterien, zusätzlichen Umwandlungsverlusten und Umlagekosten auf den für die Zwischenspeicherung bezogenen Strom. Damit eignet sich ein Elektrofahrzeugpool mehr für die Vermarktung seines Leistungs- als seines Arbeitsvermögens. Die energiewirtschaftliche Analyse zeigt, dass unter den aktuellen Rahmenbedingungen über die Erlöse am Markt für Regelleistung die laufenden Kosten des Betriebs derzeit nicht gedeckt werden können. Dabei wurden folgende Rahmenbedingungen als hinderlich identifiziert, die derzeit auch im Zusammenhang mit der allgemeinen Einbindung von dezentralen Stromerzeugungseinheiten kontrovers diskutiert werden:

  • die Kosten für Abrechnung und Messwesen für leistungsgemessene Anschlüsse
  • die regulatorischen Rahmenbedingungen der Sekundärregelleistung (verpflichtende Leistungsvorhaltung für eine Woche, Nachweisführung)
  • die technischen Anschlussbedingungen an das Niederspannungsnetz (60 Sekunden Netzüberwachung vor Zuschaltung einer bidirektionalen Ladestation)
  • die in voller Höhe zu bezahlenden Umlagekosten auf den für die Zwischenspeicherung bezogenen Strom und die damit einhergehende Benachteiligung gegenüber anderen Speichertechnologien

Änderungen an diesen Rahmenbedingungen können dazu beitragen, die laufenden Kosten zu senken und das Potenzial der Fahrzeuge besser einzusetzen. Dennoch ist nicht zu erwarten, dass allein durch diese Änderungen eine vollständige Kostendeckung erreicht werden kann.

Nötig wären vielmehr höhere Erlöse an den entsprechenden Märkten. Die Entwicklung während der INEES-Projektlaufzeit ging jedoch in die entgegengesetzte Richtung: Die Preisstruktur an den Märkten für Regelleistung hat sich signifikant geändert; der Wert der Leistungsvorhaltung und damit die mit einem Pool von elektrofahrzeugen erzielbaren Erlöse sind stark gesunken.

Sollte sich im Zuge der Energiewende ein höherer Bedarf zur Leistungsvorhaltung ergeben und sich die Preisstruktur dementsprechend entwickeln, stellen Elektrofahrzeuge eine mögliche Option als kurzfristige Leistungsreserve bei niedrigem Energiedurchsatz dar. Die Analysen der Verteilungsnetzbelastung des Fraunhofer IEE (ehemals Fraunhofer IWES) zur koordinierten Bereitstellung von Regelleistung aus Elektrofahrzeugen ergaben, dass auf kurzfristige Sicht nur selten mit Engpässen zu rechnen ist und somit eine solche Option zur koordinierten Bereitstellung von Regelleistung aus Elektrofahrzeugen darstellbar ist. Einzig schon heute stark belastete Netze können durch einen weiteren Ausbau von EE-Einspeisung oder die gleichzeitige Bereitstellung von Regelleistung aus vielen Elektrofahrzeugen an ihre Kapazitätsgrenzen stoßen. Mittelfristig können vor allem in ländlichen Netzen mit einem hohen Anteil an EE-Einspeisung Netzverstärkungsmaßnahmen notwendig werden. Durch das Nichtanbieten der vollen Poolleistung in den betroffenen Netzen zu den zeitlich sehr begrenzten EE-Einspeisungsspitzen ließen sich die durch die rückspeisenden Elektrofahrzeuge provozierten Netzengpässe fast vollständig vermeiden. Langfristig kann ein sehr hoher Anteil an Elektrofahrzeugen auch im Fall der Erbringung negativer Regelleistung großflächig Netzverstärkungen notwendig machen. Hier können zukünftige Smart-Grid-Technologien (z.B. leistungsflussabhängige Sollspannungsregler, RONT (»regelbarer Ortsnetztransformator«)) die Aufnahmefähigkeit der Netze generell erhöhen und dadurch die Netzausbaukosten reduzieren.

Generell sollte der Einsatz von Fahrzeugen zur Erbringung von Regelleistung die Entwicklungen anderer Funktionen, wie z.B. die Einbindung in ein Heimenergiemanagement zur Eigenverbrauchsoptimierung von Haushalten und Liegenschaften mit eigener Stromerzeugung (Photovoltaik (PV), Blockheizkraftwerke(BHKW)), berücksichtigen und kompatibel dazu dargestellt werden, um flexibel auf geänderte Marktbedingungen reagieren zu können.

Untersuchungen zum volkswirtschaftlichen Nutzen zeigten in Zukunft einen hohen Marktanteil von Elektrofahrzeugen am SRL-Markt (SRL = Sekundärregelleistung), der durch die hohe Effizienz dieses Systems bedingt ist. Dennoch erscheint eine komplette Deckung der Poolbetriebskosten schwierig. Grundsätzlich ist der Nutzen auch im Hinblick auf bestehende Unsicherheiten zur generellen Entwicklung des Speicherbedarfs und des Marktdesigns zu bewerten, wobei Elektrofahrzeuge grundsätzlich Kostenvorteile gegenüber stationären Speichern aufweisen. So sind zusätzliche Einsparungen in Form von vermiedenen Kraftwerksneubauten, Stromspeichern, Demand-Side-Management und anderen sonst notwendigen Flexibilitätsoptionen möglich, welche jedoch schwer zu quantifizieren sind. Auch Energieverluste, welche durch Rückspeisung der bereitgestellten Regelenergie entstehen würden, sind bei Elektrofahrzeugen deutlich geringer, da sie die durch Regelleistung eingespeicherte Energie durch den Fahrbetrieb, soweit möglich, auch wieder verbrauchen, weswegen sie den stationären Batteriespeichern in diesem Aspekt überlegen sind.