Herausforderungen für Stromverteilung und Netzstabilität : So wird das Stromnetz fit für die E-Mobilität

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.

Die Stromverteilung in diesen Leistungsdimensionen an einen bestimmten Punkt ist eine Herausforderung. Es gilt, 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 braucht es 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: Der individuelle Akt des Ladens ist dabei sehr schwer vorhersehbar: Nutzer*nnen stecken an und die Ladung beginnt.

⇨ Lösung: Es braucht Modelle, um zu erwartende Verbräuche besser vorhersagen zu können. Dazu kann man sich, ähnlich wie bei Stauvorhersagen im Straßenverkehr oder Lastprognosen im Industriestrombereich, an Erfahrungswerten orientieren, die in einem Prognose-Tool verarbeitet werden.

Für ein stabiles Stromnetz ist ein permanenter Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Verbrauch nötig. Bei zukünftig vielen volatilen Verbrauchern (Elektrofahrzeuge) und volatilen Erzeugern (Wind- und Sonnenkraft) braucht es Maßnahmen für Netzstabilität.

⇨ Lösung: Intelligentes Lastmanagement reguliert die angezapfte Leistung in Echtzeit. Überspitzt formuliert: Weht eine Böe durch einen Windpark, muss die Leistungsabgabe an der Ladestation für E-Fahrzeuge steigen. Ebbt der Wind wieder ab, sollte die Leistungsabgabe entsprechend zurückgefahren werden.

ladestrom-Nutzer*innen sollten dazu angeben können, bis zu welchem Zeitpunkt sie ein vollgeladenes Fahrzeug benötigen, damit sich dieser Prozess an ihre individuellen Mobilitätsbedürfnisse anpassen lässt. Wird intelligentes Lastmanagement im großen Stil umgesetzt, 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 (bidirektionales Laden).

Das Forschungsprojekt „Car2Flex“ beschäftigt sich mit drei unterschiedlichen Nutzergruppen von Elektromobilität: Private Nutzer*innen, 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 wirtschaftliche Anreize schaffen. Zum Beispiel mit Lösungen, mit denen der Eigenverbrauch von Sonnenstrom durch Zwischenspeicherung in der Fahrzeugbatterie erhöht wird. Durch diese flexible Nutzung der Batterie kann Strom aus erneuerbaren Quellen direkt am Ort der Erzeugung gespeichert und später verbraucht werden.

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.

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In Deutschland haben digital vernetzte E-Autos bereits als Teil eines virtuellen Kraftwerks das Stromnetz stabilisiert. 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 Übertragungsnetzbetreiber bisher ungenutzte Speicherkapazitäten von E-Autos aus vernetzten Haushalten zur Verfügung. Nach erfolgreicher Testphase wurde diese Technologie in den Alltag von Haushalten überführt.

Erste Fahrzeuge sind im Netzgebiet von TenneT bereits in das sonnenVPP integriert und können sogenannte 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 zu schaffen und Frequenzschwankungen im Stromnetz vorzubeugen. Dies wird allein über einen intelligenten Ladevorgang erreicht, der 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 dies einem Potenzial von rund 80 Megawatt, die zur Primärregelleistung zur Verfügung stehen.

„Wir stehen an der Schwelle zur Entwicklung eines Ökosystems der erneuerbaren Energien, die sich mit dem Beginn des Internetzeitalters vergleichen lässt“, ist sonnen-CEO Oliver Koch überzeugt. „Bislang isoliert agierende Assets werden miteinander vernetzt und entfalten so ihr volles Potenzial. In der nächsten Stufe der Energiewende wird es darum gehen, dass die Energie aus Solar- oder Windstrom immer zum richtigen Zeitpunkt am richtigen Ort ist.“