Forschung : Integration der E-Mobilität ins Stromnetz

Elektro-Pkw haben eine Batteriekapazität bis zu 100 Kilowattstunden, ein schwerer, batterieelektrischer Lkw bis zu einer halben Megawattstunde und darüber hinaus. DC-Schnellladungen sind heute schon mit bis zu 360 kW möglich – das ist mehr als die Produktionsleistung eines Kleinwasserkraftwerks. Für E-Lkw im Fernverkehr ist auch das „Megawattladen“ bereits in Entwicklung, künftige Fahrzeuggenerationen werden darauf vorbereitet sein.

Man stelle sich eine größere Autobahnraststation vor, an der zeitgleich hunderte Fahrzeuge Strom tanken. Dadurch ergeben sich gewaltige Belastungen für das elektrische Netz mit Ladestrombedarfen von insgesamt 100 Megawatt an einem einzigen Ort – das ist fast ein Drittel des größten, österreichischen Donaukraftwerks Altenwörth, dessen Turbinen 328 Megawatt Leistung generieren können.

Allein die Allokation von elektrischer Energie in diesen Leistungsdimensionen an einen bestimmten Punkt ist eine Herausforderung. Es gilt dazu, entsprechende Trafostationen zu errichten und Freiluftleitungen oder Kabel in die Erde zu verlegen. Dafür sind in der Regel größere Bauvorhaben mit entsprechenden Genehmigungen nötig, die einen Planungshorizont von einigen Jahren aufweisen.

Lösung: Vorausschauende Planung der Infrastruktur bei Straßenbau- und Rastplatzprojekten, insbesondere im hochrangigen Straßennetz. Hier sollten die anschlussseitigen Leistungserfordernisse bereits im Hinblick auf die zukünftigen Anforderungen durch flächendeckende E-Mobilitätsanwendungen mitgedacht und berücksichtigt werden.

Elektrofahrzeuge sind spontan aktivierbare Spitzenverbraucher mit extrem hoher Leistung: Dabei erfolgt der individuelle Akt des Ladens völlig willkürlich und ist nur sehr schwer vorhersehbar: Der Nutzer steckt an und die Ladung beginnt.

Lösung: Es benötigt Modelle, um die zu erwartenden Verbräuche an bestimmten Punkten besser vorhersagen zu können. Dazu kann man sich, ähnlich wie bei Stauvorhersagen im Straßenverkehr oder Lastprognosen im Industriestrombereich, an Erfahrungswerten orientieren, die man in einem Prognose-Tool verarbeitet, um konkrete Vorhersagen treffen zu können, wann wo wieviel Strom benötigt wird.

Für ein stabiles Stromnetz ist ein permanenter Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Verbrauch nötig. Das bedeutet, dass die generierte Strommenge und die verbrauchte Leistung zu jedem Zeitpunkt gleich groß sein müssen – gerät dieses Gefüge aus dem Gleichgewicht, dann wird das Stromnetz instabil und kann im schlimmsten Fall sogar kollabieren (Blackout).

Gerade im zukünftig angestrebten Setting mit vielen E-Fahrzeugen als volatile Verbraucher und ebenso volatilen, nachhaltigen Erzeugern wie Windkraft und Sonne, ist es essenziell, entsprechende Maßnahmen für die Netzstabilität umzusetzen.

Lösung: Es braucht ein intelligentes Lastmanagement im Hinblick auf das Laden von E-Fahrzeugen. Dabei muss die angezapfte Leistung in Echtzeit reguliert werden, um sie an die zur Verfügung stehenden Energiemengen anzugleichen. Überspitzt formuliert bedeutet das: Wenn eine Böe durch einen Windpark weht, muss die Leistungsabgabe an der Ladestation für E-Fahrzeuge steigen und wenn der Wind wieder abebbt, die Leistungsabgabe simultan zurückgefahren werden. Der Ladestrom-Nutzer sollte dazu angeben können, bis zu welchem Zeitpunkt er wieder ein vollgeladenes Fahrzeug benötigt, damit sich dieser Prozess ideal an seine individuellen Mobilitätsbedürfnisse anpassen lässt. Wird diese Form des intelligenten Lastmanagements im großen Stil umgesetzt, dann kann die E-Mobilität im Idealfall sogar zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen, indem Überschussstrom absorbiert wird. Bei Stromknappheit wird hingegen keine Leistung abgerufen oder womöglich sogar aus der Fahrzeugbatterie wieder Strom ins Netz eingespeist, um einen eventuellen Mangel auszugleichen (bidirektionales Laden).

Das Forschungsprojekt „Car2Flex“ beschäftigt sich mit drei unterschiedlichen Nutzergruppen von Elektromobilität: private Nutzer, elektrische Fahrzeugflotten in Unternehmen und E-Car-Sharing in Mehrparteienhäusern. Dabei steht die Frage im Mittelpunkt, wie sich der steigende Anteil an Elektromobilität unter Berücksichtigung der Mobilitätsbedürfnisse der jeweiligen Gruppen am besten in das Stromnetz integrieren lässt. Darüber hinaus sollen die Car2Flex-Konzepte neue wirtschaftliche Anreize schaffen. Zum Beispiel mit Lösungen, mit denen der Eigengebrauch von Sonnenstrom durch Zwischenspeicherung in der Fahrzeugbatterie erhöht wird, anstatt ihn ins Netz einzuspeisen. Durch diese flexible Nutzung der Batterie kann Strom aus erneuerbaren Quellen direkt am Ort der Erzeugung gespeichert und später verbraucht werden. So können Kosten für zugekauften Strom gespart werden, was wiederrum den Anreiz für Investitionen in Photovoltaik- und Windkraftanlagen im Zusammenspiel mit der Nutzung von E-Fahrzeugen erhöht. Jedes einzelne E-Auto bietet dabei Potenzial für zusätzliche Flexibilität, insbesondere im bidirektionalen Betrieb, da es bei Stromüberschuss geladen und bei Strombedarf entladen werden kann. Daraus ergeben sich sogar Geschäftsmodelle für Aggregatoren, welche die einzelnen Flexibilitäten zusammenfassen (aggregieren) und weitervermarkten können. Auf diese Weise kann das E-Auto nicht nur kostengünstig geladen werden, sondern mit der Kapazität der Antriebsbatterie mitunter sogar Geld verdient werden.

Green Energy Lab hat im Auftrag des österreichischen Klima- und Energiefonds gemeinsam mit winnovation consulting eine sogenannte „Innovation Sandbox“ im Hinblick auf die Anforderungen der E-Mobilität durchgeführt. Ziel des Forschungsprojekts war es, Nutzer-Bedürfnisse zu erheben und daraus Handlungsempfehlungen für die Gestaltung zukünftiger Energiesysteme abzuleiten. Ein besonderes Augenmerk wurde dabei auf bidirektionale Ladeprozesse gelegt. Um die Erwartungen, Bedürfnisse und Ängste der Nutzer zu ermitteln, wurde ein Crowdsourcing-Prozess umgesetzt, an dem sich 1.665 Bürger beteiligt haben. In einem Workshop wurde der Input der Nutzer mit ausgewählten Experten diskutiert. Ziel war es, Rahmenbedingungen zu skizzieren, mit denen man den Nutzerbedürfnissen der Zukunft gerecht werden kann. Dazu wurden Handlungsempfehlungen für Politik und Gestalter erarbeitet, die in den nächsten Jahren dazu beitragen sollen, dass gesteuertes und bidirektionales Laden in österreichischen Unternehmensflotten zum Einsatz kommt und ideale Rahmenbedingungen für einen breiten Einsatz von gesteuertem und bidirektionalem Laden geschaffen werden. Die Handlungsempfehlungen richten sich an Personen aus der Politik in Bund, Ländern und Gemeinden, Vertreter der Netzbetreiber und Energieversorgungsunternehmen, sowie Vordenker im Bereich der Energiewende und Elektromobilität.

„Nutzer und Nutzerinnen zeigen schon jetzt eine hohe Bereitschaft, gesteuertes und bidirektionales Laden umzusetzen. Aus unseren Untersuchungen ist aber auch klar hervorgegangen, dass bei der Handhabung noch Bedenken wahrgenommen werden, die abgebaut werden müssen – beispielweise in Bezug darauf, wie groß die permanent verfügbare Restreichweite des Fahrzeugs ist, oder in Bezug auf die Verfügbarkeit von geeigneten Ladesäulen. Und gerade im Flottenbereich erwarten sich die Betreiber für Mehraufwände, die sie zu leisten bereit sind, auch Anreize. Abgesehen von technischen Lösungen, die die Handhabung vereinfachen, besteht hier auch noch viel Raum für Innovationen im Bereich Geschäfts- und Nutzungsmodelle“, erklärt Susanne Supper, Cluster Managerin im Green Energy Lab und Leiterin des Innovationslabors. Eine Darstellung der Potenziale von bidirektionalem und gesteuertem Laden in Österreich mit einer Zusammenfassung der Nutzer-Anforderungen ist hier zu finden.

In Deutschland haben digital vernetzte E-Autos bereits erstmals als Teil eines virtuellen Kraftwerks das Stromnetz stabilisiert – und das während der normalen Nutzung im Alltag. Übertragungsnetzbetreiber TenneT griff dabei auf die Speicherkapazität von Elektrofahrzeugen der sonnenCommunity zurück, wodurch kurzfristig im Stromnetz auftretende Frequenzschwankungen abgefedert werden konnten.

„Sonnen“ hat als Innovator im Bereich Speicher- und Vernetzungstechnologien sein bisher auf Stromspeichern basierendes, virtuelles Kraftwerk (sonnenVPP) um E-Autos erweitert. Mit diesem neuen „Kraftwerksblock“ stehen dem deutschen Übertragungsnetzbetreiber TenneT bisher ungenutzte Speicherkapazitäten von E-Autos aus vernetzten Haushalten zur Verfügung. Nach erfolgreicher Testphase wurde diese Technologie nun erstmals in den Alltag von Haushalten überführt. Verwendet werden dabei E-Autos mehrerer Hersteller in verschiedenen Haushalten der sonnenCommunity. Die E-Autos werden ganz normal im Alltag genutzt und ganz nebenbei zum aktiven Teil des Stromnetzes: Erste Fahrzeuge sind im Netzgebiet von TenneT bereits in das sonnenVPP integriert und können so genannte Primärregelleistung (FCR) erbringen. Das bedeutet, dass die Speicherkapazität der E-Auto-Batterien innerhalb von 30 Sekunden flexibel regelbar zur Verfügung stehen muss, um bei Laständerungen Ausgleich schaffen zu können und so Frequenzschwankungen im Stromnetz vorzubeugen. Dies wird allein über einen intelligenten Ladevorgang erreicht, sodass der Ladevorgang je nach Stromverfügbarkeit entweder beschleunigt, verlangsamt oder gestoppt wird. Eine zusätzliche Abnutzung der Fahrzeugbatterien durch Entladen findet nicht statt, es handelt sich also nicht um einen bidirektionalen Ladebetrieb.

Im nächsten Schritt sollen weitere 5.000 Haushalte mit einem Elektroauto und einem sonnenCharger für das virtuelle Kraftwerk nutzbar gemacht werden. Gemeinsam mit den jeweiligen Pufferbatterien der Haushalte entspricht das einem Potenzial von rund 80 Megawatt, die zur Primärregelleistung zur Verfügung stehen.

„Wir stehen an der Schwelle zu der Entwicklung eines Ökosystems der Erneuerbaren Energien, die sich mit dem Beginn des Internetzeitalters vergleichen lässt. Bislang isoliert agierende Assets werden miteinander vernetzt und entfalten so ihr volles Potenzial. In der nächsten Stufe der Energiewende geht es nämlich darum, dass die Energie aus Solar- oder Windstrom immer zum richtigen Zeitpunkt am richtigen Ort ist“, sagt Oliver Koch, CEO von sonnen: „Mit der Aufnahme von Elektrofahrzeugen in unser virtuelles Kraftwerk machen wir einen großen Schritt, indem wir das Laden von Elektroautos nutzen, um gleichzeitig Angebot und Nachfrage im Stromnetz auszugleichen und es so stabilisieren. Damit können wir das enorme Speicherpotenzial von E-Autos bereits heute nutzen und dazu beitragen, dass wir fossile Kraftwerke früher abschalten können.“

Tim Meyerjürgens, COO von TenneT, unterstreicht die Relevanz von intelligent gesteuerten Ladeprozessen für das Stromnetz der Zukunft: „Die Integration von E-Autos in das Stromnetz ist ein wichtiger Meilenstein, um auf die Herausforderungen der künftigen Stromverfügbarkeit reagieren zu können.“ Denn je mehr volatile Erzeuger stark schwankende Strommengen aus Wind- und Sonnenenergie in das Stromnetz einspeisen, desto wichtiger ist die Schaffung neuer Speichermöglichkeiten zum Ausgleich zwischen Stromangebot und -nachfrage. Man stelle sich Millionen von E-Autos vor, deren Speicherkapazität für die Netzbetreiber genutzt werden kann, um das Gesamtsystem zu stabilisieren. Dadurch wandelt sich die Integration der E-Mobilität in das zukünftige Stromnetz von einem Belastungsszenario zu einer echten Chance für die Energiewende.

Nicht nur das Laden der Antriebsbatterien von Autos oder Elektro-Lkw kann zur Netzstabilisierung dienen, auch die Produktion von Wasserstoff ist eine Möglichkeit. Wasserstoff (H2) wird durch Elektrolyse gewonnen. Dabei werden Wassermoleküle (H2O) mit elektrischem Strom in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2) aufgespalten. Der Vorteil dieser Lösung: Elektrolyseure sind große Verbraucher und können unabhängig von der Nutzung der Fahrzeuge betrieben werden, da sich der erzeugte Wasserstoff anschließend in Tanks speichern lässt. So können mit der Anlage jederzeit Überkapazitäten aus dem Stromnetz genommen werden.

Die derzeit größte Single-Stack-Elektrolyseur Europas, eine Alkali-Druck-Elektrolyseanlage, wurde am Firmensitz der Handelskette MPreis in Völs in Tirol von der Firma sunfire errichtet. Die 3,2 Megawattanlage kann bis zu 55 Kilogramm Wasserstoff pro Stunde herstellen und ist an eine 30 kV-Hochspannungsleitung angeschlossen. Der Wechselstrom aus dem Netz wird für den Betrieb auf rund 400 Volt und maximal 9.000 Ampere Gleichstrom transformiert. Bei der Wasserstoffproduktion wird auch die Abwärme aus dem Prozess zur Gebäudeheizung genutzt, sodass sich insgesamt ein hoher Wirkungsgrad von insgesamt über 90 Prozent ergibt. Die Anlage wird dabei entsprechend der Energie-Verfügbarkeit auf dem Strommarkt betrieben und kann, im warmen Zustand, in unter fünf Minuten aus dem Stand in den Volllastbetrieb hochgefahren werden. So können bis zu 3,2 Megewatt Strom kurzfristig vom Netz genommen werden.

Errichtet und gefördert wurde die Anlage im Rahmen des Projekts „Demo4Grid“ auf Initiative des Tiroler Startups FEN Systems. Die Anlage wurde je zur Hälfte von der Europäischen Union und dem Schweizer Staat mit rund 7 Mio. Euro mitfinanziert und dient auch zur Erforschung und Demonstration von Stromnetz-Ausgleichsdienstleistungen unter realen Betriebs- und Marktbedingungen. Der produzierte Wasserstoff wird vor Ort in Tanks zwischengespeichert, um später in der Großbäckerei von MPreis verfeuert zu werden oder einen Lkw mit Brennstoffzelle zu betreiben.

„Die Elektrolyseanlage von Sunfire dient bis zum Jahr 2024 der Stromnetzregelung durch die TIWAG (Tiroler Wasserkraft AG) und gehört bis zu diesem Zeitpunkt noch dem Demo4Grid-Konsortium. Danach wird sie von MPreis zu geregelten Konditionen übernommen“, erklärt der Demo4Grid-Projektbetreiber Ewald Perwög, Leiter des H2-Projekts bei MPreis.