Win-Win-Win durch smartes Laden

In Deutschland wird viel Strom abgeregelt, der regenerativ erzeugt wurde. Mit den rund 6 Milliarden kWh, die 2021 aus Gründen der Netzstabilität nicht erzeugt werden konnten, hätten 2,4 Millionen E-Autos ein Jahr lang fahren können. Hier schlummere ein riesiges Potenzial. Man müsse es nur „geschickt angehen“, sagte Niklas Schirmer bei der Ergebnispräsentation eines Feldtests von Elli und Mitnetz Strom, der von der Beratungsgesellschaft E-Bridge begleitet wurde. Wenn für Verbraucher Anreize bestünden, Flexibilitäten zur Verfügung zu stellen, damit das Netz entlastet wird oder es gar nicht erst zu einer kritischen Situation kommt, wäre der Energie- und Verkehrswende ein großer Dienst erwiesen, meinte der Manager, der bei Elli, dem Smart-Charging-Dienstleister des Volkswagen-Konzerns, den Titel „Vice President Strategy“ trägt.

Wie die Flexibilisierung aussehen kann, haben die Partner anhand eines Projekts mit 56 Haushalten im Netzgebiet der Mitnetz Strom demonstriert. „Wir haben uns auf drei Säulen gestützt: Anreize, einen Netz-Check-in und Notfallmaßnahmen“, erläutert Schirmer. Letztere seien zwar mitgedacht worden. Ziel sei es jedoch gewesen, das System so auszutarieren, dass gar keine Notfallmaßnahmen ergriffen werden müssen.

Mithilfe des sogenannten Netz-Check-in lässt sich die Spitzenlast jedoch so weit reduzieren, dass unabhängig vom E-Auto-Anteil zu jeder Zeit das Netz stabil bleibt, so die Erkenntnis des Projekts, bei dem zeitvariable regionale Preisanreize im Vordergrund standen.

Vollautomatisierter Prozess von wenigen Sekunden

Der vollautomatisierte Prozess, den die entsprechende IT-Lösung zu einer Angelegenheit von wenigen Sekunden gemacht hat, begann bereits mit dem Anschließen des Fahrzeugs an den Ladepunkt. Durch die Eingabe der Präferenzen in die App des Smart-Charging-Anbieters konnte dieser unter Berücksichtigung spezifischer Netztarife einen optimierten Ladeplan erstellen, der an den Netzbetreiber übermittelt wurde. „Die dafür notwendige Leistung wurde ‚eingecheckt‘“, erläuterte Michael Lehmann. Damit hatte man eine gute Prognose, was in den nächsten zwei bis drei Stunden passieren werde, so der Leiter Prozess- und Systemmanagement von Mitnetz Strom. Ein Abgleich mit der verfügbaren Strangkapazität und der Anschlussleistung der Ortsnetzstation habe Aufschluss darüber gegeben, ob sich der Ladewunsch tatsächlich so ausführen ließ. Andernfalls sei die Mitteilung zurückgegangen, der betrachtete Zeitraum sei nicht passend.

Aber, so betont Lehmann, niemand sei am Laden gehindert worden. Es hätte dann eben „nur“ eine Notfallmaßnahme ergriffen werden müssen − als Ultima Ratio. Den Nutzern wurden aber immer Alternativen aufgezeigt, etwa welche Zeitfenster nicht engpassgefährdet waren und wo die E-Mobilisten sicher sein konnten, nicht durch eine Ad-hoc-Maßnahme abgeregelt zu werden. Dann hätten sich die Teilnehmer auch bereit erklärt, das Laden netzdienlich zu verschieben. Laut einer Mitteilung von Volkswagen gaben sie insgesamt 240-mal sogenannte Flexibilitätszeitfenster für ihre Ladevorgänge an. Zum Ende des Projekts seien mehr als 80 Prozent an einer Weiterführung des Versuchs interessiert gewesen. Außerdem hätten die Nutzer keine Einschränkungen des Ladekomforts beklagt.
 
Niemand wird am Laden gehindert
 
„Welcher Zeitraum für eine Verschiebung infrage gekommen ist, haben wir in der Schnittstelle offengelegt“, erläuterte der Mitnetz-Manager. Der Netzbetreiber nutze hier im Prinzip eine Schnittstelle, wie sie ohnehin für die Umsetzung des § 14a EnWG, also für den Zugriff auf steuerbare Verbrauchseinrichtungen beziehungsweise Netzanschlüsse, aufzubauen sei. „Im Grunde ein kleines, feines Add-on zum 14a“, wie es Lehmann umschreibt.

Eine wesentliche Rolle im Projekt spielte die Elli-Smart-Charging-App, über die Kunden ihre Ladewünsche und Präferenzen kommunizieren können. Künftig soll der gesamte Prozess allerdings noch mehr automatisiert werden „Wir gehen fest davon aus, dass über KI das System schon im Vorhinein wissen wird, wann der Kunde nach Hause kommen und laden wird“, sagte Schirmer.

In den nächsten ein bis zwei Jahren werde das Laden von E-Autos noch keine Probleme bereiten. Die Simulationsergebnisse hätten gezeigt, dass bei einem Anteil von 10 Prozent Elektroautos selbst bei konventionellem Ladeverhalten beispielsweise gleich nach Feierabend die maximale Last der Fahrzeuge im Niederspannungsnetz 37 kW nicht übersteigt. Bei einer Voll-Elektrifizierung könnten dann bis zu 143 kW erreicht werden, sofern das Laden nicht gesteuert wird und alle Nutzer etwa am Abend weitgehend gleichzeitig laden, rechnete Lehmann vor. Für den „normalen Bedarf“ bleibe dann nicht mehr viel Kapazität übrig.

Durch Preisanreize allein könnte sich die Situation sogar noch verschärfen, warnte der Netzexperte. Ohne Netz-Check-in bestehe die Gefahr der Verdopplung der Spitzenlast aufgrund von incentivierten Gleichzeitigkeitseffekten. Bringe man aber Anreize und Netz-Check-in zusammen, lasse sich eine Erhöhung der Spitzenlast vermeiden, während die Vorteile des Anreizsystems trotzdem noch wahrnehmbar seien.

Im Simulationszeitraum stellten die Projektpartner fest, dass preisorientierte Anreize schon bei einem Anteil an E-Autos von 30 Prozent für mehr als zwei Stunden an Netzengpässen verantwortlich waren. Beim konventionellen Laden − ohne jegliche Steuerung − hätte sich der Wert sogar auf 11,5 Stunden belaufen. Bei einer Kombination aus Netz-Check-In und Anreizsystem gibt es keine Engpasszeiten. Außerdem lassen sich fünfmal so viele E-Autos an das Netz anschließen, ohne dass abgeregelt werden muss. Die Erkenntnis der Projektpartner daraus: „Smartes Laden hilft, die vorhandenen Netze besser auszulasten.“ Und damit könne letztlich auch der tatsächliche Ausbaubedarf besser identifiziert werden.
 
Erschließbares Flexibilitätspotenzial von 180 GWh
 
Gleichzeitig kamen die Beteiligten zu dem Ergebnis, dass sich 2030 im Netzgebiet der Mitnetz mit smartem Laden ein Flexibilitätspotenzial von 180 GWh erschließen lässt. Das heißt, rund 12 Prozent der dann voraussichtlich benötigten Ladeenergie von 1.500 GWh könnten netzdienlich verschoben werden. Dies entspricht fast dem Doppelten des Redispatch-Volumens des Verteilnetzbetreibers im Jahr 2022 (100 GWh). Somit könnten die steigenden Kosten für engpassbedingte Abregelungen von regenerativ erzeugtem Strom deutlich sinken. Das bundesweite Flexibilisierungspotenzial, das 2030 für die Synchronisierung mit der jeweils regionalen erneuerbaren Erzeugung genutzt werden könnte, schätzt Michael Lehmann auf 4.700 GWh.

Um zu verdeutlichen, dass mit dem smarten Laden eine Win-win-win-Situation einhergeht, nämlich für die Netzbetreiber, die Kunden und die Umwelt, haben die Projektpartner auch die Senkung der CO2-Emissionen durch die Synchronisierung des Ladevorgangs mit der regionalen Erzeugung und die Einsparungen der Kunden bei den Netzentgelten berechnet. Bei den spezifischen CO2-Emissionen des Ladestroms sei eine Reduktion von mehr als 30 Prozent möglich gewesen. Und die Kunden konnten durch die Flexibilisierung des Ladevorgangs Netzentgelteinsparungen von jährlich 60 Prozent gegenüber einem nichtflexiblen Verbraucher erzielen.

Das Pilotprojekt zum smarten Laden muss nach Ansicht der Beteiligten nicht auf die E-Mobilität beschränkt bleiben. Auch andere Kleinstflexibilitäten, insbesondere Wärmepumpen, Heimspeicher und rückspeisende Elektroautos (Vehicle-to-Grid), könnten in das Netz-Check-in- und Anreizsystem integriert werden. Attraktiv sei dies allemal, denn das Konzept sei mit dem aktuellen Stand der Technik umsetzbar und lasse alle Akteure am Erfolg partizipieren.