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Workshop Reihe Elektromobilität in Bayern

Lademanagement Elektromobilität - Herausforderung für das Verteilnetz

BMW Group, München
03. April 2014

Bericht

Am 3. April fand bei BMW in München der erste Workshop aus einer Reihe von Veranstaltungen statt, die in offenen Diskussionen wesentliche Themen für die künftige Entwicklung der Elektromobilität adressieren.

Die aktuellen Entwicklungen im Bereich der Stromversorgung wurden von Philipp Nobis, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, vorgestellt. Manfred Lang-Henrich, Schneider Electric GmbH, setzte in seinem Vortrag den Schwerpunkt auf die Wechselwirkung zwischen Smart Grid und Elektromobilität in den sich aktuell abzeichnenden Roll Out Phasen. Dr. Willibald Prestl, BMW Group, präsentierte die Aktivitäten des Unternehmens im Bereich energieautarker Smart-Micro-Grids. Inhalt seines Projektes ist die optimierte Nutzung von dezentral erzeugtem PV-Strom für den Betrieb von Elektrofahrzeugen mit Hilfe eines integrierten Energiemanagements.

Nach diesen einführenden Impulsvorträgen ging es in drei separaten Arbeitsgruppen an die Bearbeitung zentraler Fragestellungen.

Der Bericht ist in folgende Bereiche gegliedert:

Kupfer oder Kommunikation: Intelligentes Lademanagement als Luftschloss?

Im Mittelpunkt dieser Gruppe, die durch Philipp Nobis und Michael Dronia, von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft moderiert wurde, stand die Fragestellung, in welcher Anwendung sich intelligentes Lademanagement durchsetzen wird. Motivation für diese Art der Steuerung ist einerseits die Möglichkeit, Lastspitzen im Verteilnetz zu vermeiden und andererseits die Chance, durch das gezielte verschieben von Lasten zu einem Ausgleich im Stromnetz beizutragen.

Anreize durch flexible Stromtarife und die bevorzugte Betankung mit „grünem Strom" könnten hier zur Akzeptanz beitragen.

Ein weiterer möglicher Anwendungsfall liegt im Bereich der Eigenverbrauchsoptimierung. Hier bietet eine Kommunikationsschnittstelle zwischen Netz, Ladeinfrastrukur und Fahrzeug die Möglichkeit der ganzheitlichen Optimierung.

Wie sich in der Diskussion herausstellte gibt es bei der Standardisierung der Schnittstellen noch erheblichen Handlungsbedarf.

Als Fazit läßt sich festhalten, dass Lademanagement zur Lastverschiebung und Netzentlastung noch nicht absehbar ist. Es fehlen aktuell sowohl die Rahmenbedingungen als auch die Standards und die ökonomischen Anreize. Zur Optimierung des Eigenverbrauchs, und damit zur Einbindung in ein ganzheitliches Smart Grid Management, wird sich das Lademanagement daher zuerst etablieren.

Schnellladesysteme: Innovationstreiber oder Investitionsruine?

Die Diskussion der interdisziplinären Expertengruppe orientierte sich an der zentralen Frage: Unter welchen Bedingungen wird sich Schnellladen als Infrastrukturlösung durchsetzen und wenn ja, wo, wie und in welchen Anwendungsfeldern?" Die anwesenden Vertreter aus Forschung, Anwendung, Unternehmen sowie Kammern und Verbänden kristallisierten dabei folgende Gruppenmeinung:

Zur Heranführung der Teilnehmer an die oben gestellte zentrale Frage wurden zunächst nachfolgende Teilaspekte diskutiert (Einzelstatements jeweils aufgeführt), um hieraus eine Gesamtsichtweise zu extrahieren.

Wo beginnt Schnellladen?

Brauchen wir (DC-)Schnellladung und wenn ja, wo?

In welchen Netz-Toppologien hat Schnellladung Auswirkungen auf die Netze?

Ist eine flächendeckende Schnellladeinfrastruktur bezahlbar oder wirtschaftlich?

Bidirektionales Laden: Mit Kanonen auf Spatzen?

Diskutierte Anwendungen

Bidirektionales Laden, also die Nutzung der Batteriekapazität des Elektrofahrzeugs für stationäre Anwendungen, ist einerseits potentiell relevant für die Stabilisierung der Stromversorgung durch Bereitstellung von Regelenergie und andererseits für die Optimierung des Eigenverbrauchs durch die Zwischenspeicherung dezentral erzeugten PV-Stroms. Die beiden Anwendungen wurden vor dem Hintergrund der Machbarkeit und der Wirtschaftlichkeit diskutiert.

Spezifische Speicherkosten

Für die wirtschaftliche Betrachtung spielen die Kosten der Speicherung in der Fahrzeugbatterie eine zentrale Rolle. Diese Wirtschaftlichkeit wurde abgeschätzt, indem die Lebensdauerkapazität der Batterie den Batteriekosten gegenübergestellt wurde und auf diese Weise die spezifischen Speicherkosten je Kilowattstunde ermittelt wurden. Diese Abschätzung basierte auf den Erfahrungen der Arbeitsgruppe und geht von aktuellen, tendenziell optimistischen Werten aus. Angenommen wurde eine 15 KWh Batterie, wie Sie aktuell marktüblich verbaut wird:

--> Zellpreis für die Batterie: 500 €/KWh (+/- 200 €/KWh)
--> Lebensdauer: 2500 (bis 3000 Ladezyklen)
--> Batteriekapazität: 15 KWh

Daraus resultiert eine Speicherleistung über die Lebensdauer von 37500 KWh (2500 Zyklen mit 15 KWh) und ein Batteriepreis von 7500 €. Durch Division der beiden Werte ermittelt ergeben sich 0,2 €/KWh als spezifische Speicherkosten, d.h. die Nutzung der Batterie, um eine Kilowattstunde ein und wieder aus zu speichern kostet 20 Cent.

Wirtschaftlichkeit der Bereitstellung von Regelenergie

Neben der Wirtschaftlichkeit spielt die Verfügbarkeit der Energie in ausreichender Menge und zum erforderlichen Zeitpunkt eine kritische Rolle. Die Regelleistung im deutschen Stromversorgungsnetz bis hin zur Minutenreserve beträgt aktuell 4,5 GW.

Um die Batterien der Fahrzeuge künftig für einen sinnvollen Beitrag nutzen zu können, sollte also eine Leistung in dieser Größenordnung verfügbar sein. In der Diskussion wurde hierbei eine Anzahl von 1 Million in Nutzung befindlicher Elektrofahrzeuge angenommen. Für die Bereitstellung von Regelleistung muss zwingend eine Verbindung der relevanten Fahrzeuge zum Netz bestehen, die Fahrzeuge müssen also mit der Ladeinfrastruktur verbunden sein. In der Diskussion stellte sich heraus, dass hier für die unterschiedlichen Tages- und Nachtzeiten von deutlich unterschiedlichen Anteilen der Fahrzeugflotte ausgegangen werden muss. Es wurde angenommen, dass dies am Tag etwa 20% und in der Nacht etwa 60% der Fahrzeuge sein könnten, die im Mittel mit einer nutzbaren Leistung von je 5 KW angeschlossen sind. Im Ergebnis resultiert daraus ein theoretisches Potenzial zur Bereitstellung von Regelleistung im Korridor von 1 GW bis 3 GW je 1 Million Elektrofahrzeuge. Damit wäre durchaus ein sinnvoller Beitrag zur Bereitstellung der Regelleistung möglich. Dieser beschränkt sich aber auf die kurzfristige Nutzung im Rahmen der Minutenreserve, da die angenommene Entladeleistung von 5 KW je Fahrzeug eine längerfristige Nutzung über z.B. mehrere Stunden nicht sinnvoll erscheinen läßt.

Bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ergibt sich das grundsätzliche Problem, dass der Strom, welcher der Batterie entnommen werden soll, dort erstmal rein muss. Bei aktuellen Endkundenpreisen von ca. 25 Cent/KWh plus den oben ermittelten 20 Cent/KWH an Speicherkosten ergeben sich daraus Kosten der Regelenergie von 4500 €/MWh, ohne Berücksichtigung der aufwändigeren Ladeinfrastruktur. Damit liegen die Kosten dieser Lösung um den Faktor 45 über den aktuell geschätzten Preisen für Regelenergie.

Nutzung der Fahrzeugbatterie zur Eigenverbrauchsoptimierung

Zur Verbesserung des eigengenutzten Anteils selbst erzeugten PV-Stroms ist es in der Regel erforderlich Energie aus der Mittagsspitze in die Abend und Nachtstunden zu verlagern. Vereinfachend wurde diese Betrachtung im Rahmen des Workshops nur für die private Eigennutzung angestellt.

Grundsätzlich passt der Energieinhalt der 15 KWh Batterie gut zu den Energiemengen welche in den Abend- und Nachtstunden gebraucht werden und in einem üblichen Haushalt etwa 1 KWh bis 1,5 KWh pro Person betragen. Damit die Energie am Tag auch gespeichert werden kann, muß das Fahrzeug allerdings 3 bis 5 Stunden während der üblichen Produktionszeiten der PV-Anlage geladen werden.

Für die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit werden wieder die 20 Cent/KWh an Speicherkosten herangezogen. Aus der Differenz von Netzbezug mit 25 Cent/KWh und Einspeisevergütung von etwa 10 Cent/KWh resultiert eine Ersparnis von 15 Cent/KWh für die eigenerzeugte Kilowattstunde. Folglich ist bei den aktuell angenommenen Batteriekosten der Netzbezug 5 Cent/KWh günstiger als die Nutzung der Batterie.

Weiche Faktoren

Neben den angestellten Betrachtungen stellen folgende Punkte eine Herausforderung bei der Umsetzung bidirektionalen Ladens dar:

--> Garantieansprüche des Fahrzeugherstellers verfallen ggf. bei artfremder Nutzung
      der Batterie
--> Technische Integration des Lademanagements im jeweiligen Fahrzeug mit dem
      übergeordneten Lademanagement
--> Kosten der aufwändigeren Infrastruktur bei der wirtschaftlichen Betrachtung nicht
      berücksichtigt

Fazit

Bidirektionales Laden kann ab etwa 1 Mio in Betrieb befindlicher Elektrofahrzeuge einen Beitrag zur Regelenergiebereitstellung im Bereich der Minutenreserve leisten. Die Kosten für die Nutzung der Speicher zu diesem Zweck stehen aber in keiner Relation zur Wirtschaftlichkeit und das Potential ist darüber hinaus nur unzureichend gesichert zu erschließen, da nicht klar ist, wann wie viele Fahrzeuge tatsächlich an der Ladesäule angeschlossen sind. Die Lösung wird sich nach Einschätzung der Teilnehmer also nicht durchsetzen.

Im Bereich der Eigenverbrauchsoptimierung besteht grundsätzlich Potential, wenn das Fahrzeug tagsüber auch mehrere Stunden geladen werden kann. Aktuell sind die spezifischen Batteriekosten aber noch zu hoch, als dass sich die Batterienutzung bei Verfügbarkeit eines Netzanschlusses wirtschaftlich darstellen ließe. Bei künftig längerer Lebensdauer oder sinkenden Batteriepreisen, kann dies jedoch durchaus eine sinnvolle Option werden.

Weiche Faktoren wie Batteriehoheit und Durchgängigkeit der Lösung bilden ggf weitere Hemmnisse.