Workshop Reihe Elektromobilität in Bayern

Lademanagement Elektromobilität - Herausforderung für das Verteilnetz

03. April 2014, BMW Group, München

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:

  • Ein 3phasiges AC-Laden wird lange Zeit Hauptbestandteil der Ladeinfrastruktur in Deutschland bleiben, sowohl im Privatbereich als auch bei öffentlichen Ladepunkten. Dies insbesondere vor dem Hintergrund, dass die Mehrkosten gegenüber einer 1phasigen Steckdose gering sind und die erreichbare Ladeleistung von 11 bzw. 22 kW in den meisten Fällen ausreicht. Dies wird auch für andere Länder erwartet, die über eine gut ausgebaute 3phasige Netzstruktur verfügen. Wesentliche Voraussetzung ist jedoch, dass die zukünftigen e-Fahrzeugmodelle auch ein 3phasiges Laden ermöglichen.
  • Bei der heutigen sowie der in naher Zukunft erwarteten Fahrzeugdurchdringung wird keine Netzbeeinträchtigung durch eine flächendeckende 3phasige AC-Ladeinfrastruktur erwartet.
  • Das 1phasige AC-Laden (3,7 kW) wird eher als Not- bzw. Lowcost-Lösung gesehen.
  • Eine DC Schnellladetechnologie mit 50 kW (und darüber hinaus) erscheint vorwiegend an Autobahnen oder halböffentlichen Plätzen wie Flughäfen, Bahnhöfe oder Einkaufszentren sinnvoll, hier insbesondere für den Flotteneinsatz (z.B. Taxi, CarSharing). Aufgrund der höheren Installationskosten wird DC-Schnellladen eher eine „Luxus-Lösung" bleiben und an ein entsprechendes Abrechnungsmodellen gekoppelt sein müssen.

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?

  • Offenbar gibt es hierzu keine einheitliche Definition. Je nach Zielgruppe versteht man unter Schnellladung 22kW AC, 50kW DC oder auch darüber hinaus.
  • Im Rahmen der Expertengespräche wurde vorgeschlagen, Schnellladung nicht primär nach Ladeleistung (kW) zu definieren. Vielmehr erscheint es sinnvoll, sich an den vom Fahrer subjektiv wahrnehmbaren Parametern Reichweite und Ladezeit zu orientieren, d.h. wie lange muss man für 100km Reichweite laden - Reichweite pro Ladezeit [km/h]. Nach dieser Definition wäre Schnellladung: min. 200 km Reichweite für 1 Stunde Ladezeit (200km/h)

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

  • Im Privatbereich genügt vielfach eine 1phasige Ladeleistung mit 3,7 kW AC (Schuko-Leistung). Aufgrund der hohen Verfügbarkeit von „Stark- bzw. Drehstrom" sowie der unwesentlich höheren Installationskosten im Vergleich zur geringeren Ladezeit wird sich aber vss. 3phasig AC etablieren.
  • Im Flottenbetrieb, z.B. Firmenwagen oder Taxis, erscheint leistungsstarkes 3phasige AC-Laden mit 22kW zwingend., um eine schnelle Verfügbarkeit zu ermöglichen.
  • Der Bedarf für eine flächendeckende öffentliche DC-Schnellladeinfrastruktur wird nicht gesehen. Allerdings könnte DC-Schnellladen als mögliche Nischenlösung entlang von Autobahnen sinnvoll sein. Eine Kombination mit AC 3phasig erscheint immer sinnvoll. Schnellladen ist hinsichtlich Akzeptanz in der Öffentlichkeit wichtig. Denn noch ist man vom Verbernner das Nutzerverhalten gewohnt: „Tank leerfahren und nachtanken". Daher müssen geeignete öffentliche Ladealternativen geschaffen werden, bis sich neue Nutzergewohnheiten etabliert haben (Laden beim Parken, nicht parken um zu laden). Aufgrund der hohen Kosten bleibt jedoch das Grundprobleme: Wer stellt auf und wer betreibt!

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

  • Insgesamt steht in Deutschland aus Netzsicht ausreichend Strom zur Verfügung, um unsere Mobilität zu elektrifizieren. Je nach Fahrzeugdurchdringung könnte jedoch die lokale Strombereitstellung bzw. Netzstruktur nicht ausreichen.
  • In reinen Wohngebieten könnten zu viele DC-Schnellladestationen für die Netze problematisch werden, da eine 50kW-Ladesäule der Netzlast von mehr als einem Gebäudes entsprechen kann. Da derartige leistungsstarke Netzschnittstellen aber genehmigungspflichtig sind, wird es hier zugunsten der Netzstabilisierung zu einer entsprechenden Regulierung kommen. Industriegebiete sind hingegen zumeist auf höhere Lasten ausgelegt, so dass DC-Schnellladestationen eher keine negative Netzauswirkung haben sollten.In Wohngebieten kann eine flächendeckende Schnelllade-Infrastruktur zur lokalen Netzüberlastung führen.
  • Insgesamt würde eine flächendeckende Schnellladeinfrastruktur ein zweites Stromnetz erforderlich machen.
  • Bidirektionales Laden zur .Netzstabilisierung benötigt mehr Intelligenz im Netz und erscheint daher frühestens nach einem erfolgten breiten Smart Meter_Roll out sinnvoll. Außerdem würde bidirektionales Laden bedeuten, dass die Autohersteller bzw. der Halter die Batterie „frei geben".
  • Aus heutiger Sicht ist mit einer weiteren Zunahme von E-Fahrzeugen zu rechnen. Da der parallele Ausbau der Lade- bzw. Netzinfrastruktur teuer ist, könnte eine Lösung im Smart Grid liegen.
  • Die Einbindung von e-Fahrzeugen in ein Hausenergiemanagement, z.B. mit PV-Anlage, könnte hinsichtlich Eigenenergie-Optimierung ein sinnvoller Ansatz sein. Allerdings ist aktuell „alles noch sehr teuer", z.B Fahrzeugbatterien oder stationäre Speicher im Haus.

Ist eine flächendeckende Schnellladeinfrastruktur bezahlbar oder wirtschaftlich?

  • Schnellladepunkte (insbesondere DC) sind besonders kostenintensiv. Daher wird das DC-Schnellladen nach Ansicht der Experten immer an ein entsprechendes Bezahlmodell gekoppelt sein müssen.
  • Anreizsysteme sind denkbar (z.B. in USA), in denen bidirektionales Laden wirtschaftlich sein kann. Auf dieser Basis könnten Geschäftsmodelle möglich sein.
  • Allgemein bietet der Stromverkauf - als separiertes Produkt - wenig Potenzial für Geschäftsmodelle.
  • Aufgrund der Gesetzgebung (Unbundling) darf Strom in Deutschland nicht von jedem verkauft werden. Dies erschwert die Entwicklung von Geschäftsmodellen. Daher wird in den meisten Fällen lediglich der Parkplatz vermietet und der Strom dazu „geschenkt".

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.

Diese Veranstaltungen könnten für Sie von Interesse sein:
23.11.2017, Hotel Victoria Nürnberg
Vom Neuprodukt zum Markterfolg: Marketing- und Vertriebsstrategien zielgerichtet entwickeln, umsetzen und kontrollieren
Workshop
27.11.2017, Mindelheim
Alltagstaugliche Elektromobilität in Kommunen
Informationsveranstaltung Kommunale Elektromobilität
29.11.2017, Bayern Innovativ GmbH, Nürnberg
renew
Workshop
29./30.11.2017,
E-Mobility für eine wirtschaftliche und nachhaltige Entwicklung
Seminar und Kooperationsbörse
30.11.2017, Energie Campus Nürnberg
Wärmeeffizienz im betrieblichen Alltag – das ungenutzte Potential
Cluster-Forum