Win-Win-Situation durch intelligentes Laden

In Deutschland wird viel Strom abgeregelt, der regenerativ erzeugt wurde. Mit den rund 6 Milliarden Kilowattstunden, die 2021 aus Gründen der Netzstabilität nicht erzeugt werden konnten, hätten 2,4 Millionen E-Autos geladen werden können. Diese Zahlen präsentierte Niklas Schirmer in einem Pressegespräch.

Wenn für Verbraucher Anreize bestünden, Flexibilitäten zur Verfügung zu stellen, um das Netz zu entlasten oder damit 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.

Daher hat Elli gemeinsamen mit der Mitnetz Strom und der Beratungsgesellschaft E-Bridge ein kooperatives Konzept für die Netzintegration der Elektromobilität entwickelt. Die Ergebnisse eines Feldtests mit 56 Haushalten im Gebiet der Mitnetz haben die Partner nun vorgestellt.

In den nächsten ein bis zwei Jahren werde das Laden von E-Autos noch keine Probleme bereiten, sagte Michael Lehmann. Bis 2032, wenn der Anteil von Elektrofahrzeugen über 50 Prozent ausmache, könne eine Maximallast im Ortsnetz von 99 kW und bei Voll-Elektrifizierung dann bis zu 143 kW erreicht werden, sofern das Laden nicht gesteuert wird und alle Nutzer etwa am Abend weitgehend gleichzeitig laden, rechnete der Leiter Prozess- und Systemmanagement beim ostdeutschen Verteilnetzbetreiber Mitnetz Strom vor. Dadurch würde das Netz erheblich belastet. Für den „normalen“ Bedarf bleibe dann nicht mehr viel Kapazität übrig.

Durch Preisanreize alleine könnte sich die Situation sogar noch verschärfen, warnte Lehmann. Denn die Gleichzeitigkeits-Effekte könnten sich durch incentiviertes Laden noch verdoppeln. Im Simulationszeitraum, der auf drei Monate angelegt war, stellten die Projektpartner fest, dass preisorientierte Anreize schon bei einem Anteil an E-Autos von 30 Prozent für mehr als zwei Stunden an Netzengpässen verantwortlichwaren. Beim konventionellen Laden - ohne jegliche Steuerung - hätte sich der Wert sogar auf 11,5 Stunden belaufen.

180 GWh Flexibilitätspotenzial allein bei der Mitnetz

Mit Hilfe des sogenannten Netz-Check-in lasse 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.

Dieser vollautomatisierte Prozess beginnt bereits in dem Moment, in dem der E-Autofahrer sein Fahrzeug an den Ladepunkt anschließt. Durch die Eingabe der Präferenzen in die App des Smart-Charging-Anbieters kann dieser unter Berücksichtigung spezifischer Netztarife einen optimierten Ladeplan erstellen, den er an den Netzbetreiber übermittelt. „Die dafür notwendige Leistung wird ‚eingecheckt‘“, erläuterte Lehmann aus Sicht des Netzbetreibers. Damit habe man eine gute Prognose, was in den nächsten zwei bis drei Stunden passieren werde.

Ein Abgleich mit der verfügbaren Strangkapazität und der Anschlussleistung der Ortsnetzstation zeigt dem Netzbetreiber, ob sich der Ladewunsch tatsächlich so ausführen lässt. Andernfalls gehe die Mitteilung zurück, dass der betrachtete Zeitraum nicht passend ist. Niemand werde am Laden gehindert. „Aber dann könnte es sein, dass wir eine Notfallmaßnahme ergreifen müssen“, so Lehmann.

Alternativ könnte der Nutzer auf einen nicht engpassgefährdeten Slot ausweichen. „Welcher Zeitraum dafür in Frage kommt, legen wir in der Schnittstelle offen“, betont der Mitnetz-Manager. Entsprechende IT-Lösungen machen den gesamten Prozess zu einer Angelegenheit von wenigen Sekunden. Der Ladevorgang wird dabei durch den Netzbetreiber nicht direkt gesteuert.

Sowohl für den Netzbetreiber als auch die Elektromobilisten sehen die Projektpartner eine Win-Win-Situation. Denn zum einen könnten die bestehenden Netze besser ausgelastet und der tatsächliche Ausbaubedarf besser identifiziert werden. Zum anderen könnte ein Flexibilitätspotenzial von 180.000 MWh allein im Mitnetz-Gebiet erschlossen werden, mit dem das Redispatch-Volumen von 100.000 MWh deutlich überkompensiert werden könnte.

Bundesweit schätzt Lehmann das Flexibilisierungspotenzial auf 4,7 Milliarden kWh. Schließlich könnten die Kunden durch die Verlagerung des Verbrauchs von reduzierten Netzentgelten profitieren und die Umwelt durch die CO2-Reduktion, die mit der zusätzlichen Nutzung regenerativen Stroms einhergeht.