Elektrofahrzeuge als Stromspeicher

Stromüberschüsse zum Fahren nutzen

Jorgen Pluym, Honda Motor Europe: Die Technik für netzdienliches Laden ist da. Bildquelle: Honda

Während der Parkdauer können elektrische Autos an das Stromnetz angeschlossen werden und Erzeugungsüberschüsse aus erneuerbaren Energien speichern. Technisch ist sogar umgekehrt möglich, dass die Batterie Strom ins Netz liefert. Hierzu läuft in Großbritannien ein gemeinsamer Modellversuch von Honda und dem Aggregator Moixa. Im Interview mit der Zeitschrift „EW – Magazin für die Energiewirtschaft“ erläutert Jorgen Pluym, Energy Management Project Leader, Honda Motor Europe, welche Perspektiven er für eine Markteinführung sieht.

Das Unternehmen Honda bietet seinen Kunden einen flexiblen Tarif zum Laden von Elektrofahrzeugen an, der Erzeugungsspitzen von erneuerbaren Energien berücksichtigt. Perspektivisch sollen weitere Dienstleistungen wie bidirektionales Laden hinzukommen. Unter dem Namen e:Progress bietet Honda einen ergänzenden Service für Kunden von Elektrofahrzeugen an. Dazu gehöre die Auswahl, Installation der Ladestation und ein flexibler Tarif, der den fluktuierenden Verlauf der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windenergie berücksichtige, erläutert Pluym.

Variabler Stromtarif spiegelt Erzeugung durch Sonne und Wind

Der variable Stromtarif für die E-Fahrzeug-Kunden wird von den drei Partnern Honda, Moixa und Vattenfall gemeinsam bereitgestellt. Honda verkauft die Ladestation an den Kunden. Diese kann über das Internet oder das Mobilfunknetz kommunizieren. Der Aggregator Moixa steuert den Ladevorgang über eine Cloud und berücksichtigt sowohl die Informationen zum Stromangebot als auch das Ladeverhalten des Kunden. Vattenfall bietet einen Tarif, der sich nach den Preisveränderungen an den Großhandelsmärkten richtet. Ziel ist es, dass das Auto ausreichend Energie hat, wenn der Kunde es benötigt und genau dann lädt, wenn viel billige Energie im Netz ist, weil die erneuerbaren Energien große Mengen einspeisen.

Modellversuch in London: Autos liefern Strom ins Netz

In London betreibt Honda zudem einen Modellversuch, bei dem die Autos außerdem auch entladen werden, wenn mehr Strom im Netz benötigt als aktuell erzeugt wird. Geplant seien auch Demonstrationsprojekte in Deutschland, berichtet Pluym. Allerdings hänge dies von den regulatorischen Rahmenbedingungen ab. In Deutschland müsse jedes einzelne Gerät durch die Übertragungsnetzbetreiber präqualifiziert werden. Außerdem seien für den Ladevorgang Umsatzsteuer und weitere staatliche Abgaben zu zahlen. Das mache das Angebot schwierig.

In Deutschland sind noch einige Hürden zu nehmen

Bisher werde in Deutschland die Flexibilität in den Märkten von den Übertragungsnetzbetreibern bereit gestellt. Aber mit einem steigenden Anteil von erneuerbaren Energie erwartet Honda, dass die Verteilnetzbetreiber ebenfalls Möglichkeiten entwickeln, um das Netz zu stützen. Dann seien Gesetzesänderungen und Standards in Deutschland nötig, um einen variablen Tarif bundesweit anbieten zu können. Ein kleines Problem sei auch, dass es 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland gebe. In Frankreich gebe es einen, in Großbritannien sechs, in den Niederlanden vier.

Honda ist überzeugt, dass sich der Markt verändern wird. Derzeit werde viel erneuerbare Erzeugung abgeregelt, die eigentlich genutzt werden könnte. Wir akzeptieren daher auch noch geringe Margen, denn wir wollen da sein, wenn die Veränderungen kommen, so Pluym. In Großbritannien seien die Fluktuationen deutlich stärker ausgeprägt.

Das vollständige Interview ist in EW 5/2020 erschienen.

Bildquelle: Honda

https://www.honda.de/cars.html

Zum  Zusammenspiel von Verteilnetz- und Übertragungsnetz: Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Akzeptieren und mitmachen: Die Europäische Idee einer Energieversorgung durch Bürger

Selbstversorgung einer Wohnsiedlung in Amsterdam

Energiegemeinschaft Schoonship in Amsterdam / Bildquelle: Isabel Nabuurs http://www.isabelnabuurs.nl

Energy community – der Begriff klingt gut, die Bedeutung bleibt zunächst wage. Dahinter steht eine Vielzahl von Organisationsformen stehen, die sich derzeit etablieren und sehr unterschiedliche Mitglieder haben. Die EU sieht in solchen Gemeinschaften einen Weg, die Energiewende in der Gesellschaft zu verankern. Auf einer Online-Veranstaltung der österreichischen Initiative „Mission Innovation Austria“ wurde über die unterschiedlichen Ausprägungen in den EU-Mitgliedsstaaten diskutiert.

In den Anfängen wurde die Energiewende vom Mut und dem Engagement einzelner Individualisten und Gruppierungen getrieben, die sich persönlich stark eingebracht haben. Inzwischen ist der Klimaschutz im „Mainstream“ von Politik, Wirtschaft und Gesellschaft angekommen. Dabei hat der Transformationsprozess an Dynamik verloren. Im Gegenteil: Nun sind es oft die Anwohner, die gegen den Ausbau von erneuerbaren Energien protestieren. Restriktive Abstandsregelungen für Windkraftwerke und eine Mengenbeschränkung für Solaranlagen bremsen Investoren.

Energiewende für alle: Smarter Consumer, Smarter Kunde, Smarter Bürger

Sowohl im regulatorischen Rahmen als auch in den Anwohnerprotesten spiegelt sich das Grundproblem der Energiewende: Es fehlt an Akzeptanz für neue Infrastrukturprojekte. Damit wird deutlich, dass die Energiewende nicht gegen die Gesellschaft vorankommen kann. Nicht nur Unternehmen, auch Bürger und Wähler müssen den Transformationsprozess mittragen. Neudeutsch heißt das „smart“ werden.

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Im Nordosten mehr erneuerbare Energien und weniger Redispatchkosten

Stromübertragungsnetz und Schaltanlagen

Stromnetze und Kraftwerke in der Regelzone 50Hertz (Bildquelle: 50Hertz)

Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission hat 2019 mit 60 TWh rund 60 Prozent mehr Strom aus erneuerbaren Energien transportiert als im Vorjahr. Trotzdem konnten die Kosten für das Einspeisemanagement der fluktuierenden Erzeugung aus Sonne und Wind deutlich reduziert werden. Der gesamte Beitrag ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft 4/2020 erschienen.

Das Netzgebiet des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz umfasst die Bundesländer Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen sowie die Stadtstaaten Berlin und Hamburg. 2019 deckten die erneuerbaren Energien im Jahresmittel zu 60 Prozent den Strombedarf im Netzgebiet.„Der Nordosten Deutschlands entwickelt sich immer mehr zum “Grünen Kraftwerk” der Energiewende in Deutschland“, betonte der Vorsitzende der Geschäftsführung Stefan Kapferer.

Für Netzbetreiber bedeutet ein hoher Anteil von erneuerbarem Strom, dass wetterbedingte Erzeugungsschwankungen permanent ausgeglichen werden müssen. Produzieren Windkraftwerke mehr Strom als das Netz aufnehmen kann, werden diese gedrosselt. Reicht die erzeugte Strommenge nicht aus, werden zusätzlich Kraftwerke hochgefahren. Dieses Netzmanagement ist aufwendig und führt zu sogenannten Redispatchkosten in Millionenhöhe. Im Zuge des Netzausbaus gehen diese zunehmend zurück. In der Regelzone 50Hertz musste 2019 seltener in die Fahrweise der konventionellen Kraftwerke eingegriffen werden als im Vergleichszeitraum und die Redispatch-Kosten sanken von 134 Mio. Euro (2018) auf 84 Mio. Euro (2019).

Ausstieg aus der Kohle verändert Netzbedarf

In den nächsten Jahren stehen durch den Ausstieg aus der Kohleverstromung einige strukturelle Veränderungen und damit steigende Transporterfordernisse für Strom an. Ab 2028 sollen die ersten Kraftwerke in der Lausitz vom Netz gehen. Aus politischer Perspektive gebe es damit Planungssicherheit, so Kapferer. Er wies allerdings darauf hin, dass bei niedrigen Strompreisen die Wirtschaftlichkeit der Kohlekraftwerke schon vor den festgelegten Daten nicht mehr gegeben sein könnte.

Trotz des Kohleausstiegs sieht 50Herzt die Sicherheit von System und Versorgung gewährleistet, wenn der Ausbau der erneuerbaren Energien konsequent fortgesetzt werde und Ersatzkapazitäten rechtzeitig zur Verfügung stehen. Zudem müsse für eine passende Bereitstellung von Systemdienstleistungen gesorgt werden.

Investitionen ins Übertragungsnetz und Anschluss von Offshore-Windparks

Im vergangenen Jahr 2019 lag bereits ein Schwerpunkt der Unternehmensaktivitäten von 50Hertz auf den Investitionen. So wurden die Offshore Windparks „Wikinger“ und „Arkona“ an das Stromnetz angebunden. Das Übertragungsnetz wurde durch Austausch von 225 Masten für die 380 kV-Ebene verstärkt. Außerdem wurden Umspannwerke errichtet und ausgebaut und ein Prognose-Modell auf Basis von Künstlicher Intelligenz zur Vorhersage von Netzverlusten eingeführt.

Im laufenden Jahr 2020 will 50Hertz weiter wachsen, die Mitarbeiterzahl um 10% erhöhen und die Investitionen um 40% steigern. 2020 bis 2024 sollen 4,2 Mrd. Euro eingesetzt werden, wobei bis zu 60 Prozent des Investitionsprogramms extern finanziert werde. Dazu plant der Netzbetreiber 2020 rund 750 Mio. Euro Fremdkapital durch die Emission eines sogenannten Green Bonds aufzunehmen.

Große Investitionsvorhaben des laufenden Jahres sind der Baubeginn der Verbindung „Ostwind 2“ als Anschluss für die Offshore-Windparks „Baltic Eagle“ und „Arcadis“ in der Ostsee. Zudem sind Powert-to-Heat-Kooperationen mit den Stadtwerken Neubrandenburg und Rostock in Vorbereitung. Anstatt überschüssigen Windstrom abzuregeln, solle die Energie künftig für die Wärmeversorgung gespeichert werden. Außerdem ist die Fertigstellung des 1. Bauabschnitt der 380kV Freileitung von Güstrow in Mecklenburg-Vorpommern nach Wolmirstedt in Sachsen-Anhalt geplant.

Ein europäisches Kooperationsprojekt von 50Hertz steht kurz vor der Inbetriebnahme: Die Offshore-Windparks „Kriegers Flak“ in Dänemark und „Baltic 2“ in Deutschland sollen im ersten Halbjahr 2020 über ein Seekabel verbunden werden. Dadurch werden die Stromnetze und -märkte Deutschlands und Dänemarks stärker mit einander vernetzt. Als weiteres europäisches Projekt befindet sich Hansa Power Bridge, ein Interkonnektor zwischen Deutschland und Schweden in der Vorplanung.

50hertz.com

50hertz.com/app

 

Weitere Beiträge zum Thema Netzausbau:

Interview mit Stefan Kapferer: Kosteneffiziente Lösungen für politische Entscheidungen finden. 

PPA in Nordeuropa: Windstrom für Rechenzentren und energieintensive Industrie

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Ökostrom direkt vom Erzeuger beziehen? Viele Unternehmen schließen inzwischen mit Anlagenbetreibern von Wind- und Solarparks langfristige Lieferverträge sogenannte Power Purchase Aggreement (PPA) ab. Die größten Kapazitäten werden derzeit von der Aluminium- und IT-Industrie kontrahiert. Dies geht aus dem aktuellen Report „Financing and Investments Trends“ für die Windindustrie in Europa hervor.  

Zu den großen Abnehmern von erneuerbarem Strom über PPA zählen energieintensive Unternehmen wie Aluminiumschmelzen und Datencenter. Die größten Volumen kontrahierten im Jahr 2019 Norsk Hydro, Google, Alcoa, Amazon Web Services, Dutch Railway: Vivens, Facebook, Microsoft und BT Group.

Hauptmotivation: Energiekosten senken

Viele Industrieunternehmen setzen auf PPA, um sich große Mengen kostengünstigen Strom aus erneuerbaren Energien langfristig zu sichern. Für die industriellen Stromverbraucher sind PPA leichter zu realisieren, als selbst eine Anlage zu betreiben. Nach einer Untersuchung von 1.200 Unternehmen in sechs Ländern im Auftrag des Unternehmens BayWa stand bei 92% der Befragten die Reduzierung der Energiekosten im Vordergrund.

Auch für die Betreiber der Wind- und Photovoltaik-Anlagen bringt ein langfristiger Direktvertrag Vorteile. Durch die Abnahmegarantie über einen langen Zeitraum, sinkt das Risiko und das Projekt lässt sich günstiger finanzieren. Mit zunehmendem Auslaufen der bisher üblichen staatlichen Förderung für erneuerbare Energien werden PPA an Bedeutung gewinnen.

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Von der Extraktions- zur Kreislaufwirtschaft

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Andreas Kuhlmann im Interview: „Es ist wichtig, dass wir die gesellschaftliche Debatte über eine Transformation mit der Diskussion über die weiteren Schritte der Energiewende verzahnen.“

Die Corona-Pandemie hat die grundlegenden Probleme in der Welt nicht kleiner gemacht. Und so bleibt auch der Klimaschutz eine zentrale Herausforderung des Jahrhunderts, nicht nur für die Energiewirtschaft. Für eine nachhaltige Dekarbonisierung ist es elementar, sowohl die Sektoren der Wirtschaft als auch die Wertvorstellungen der Gesellschaft zu integrieren. Im Interview für die Zeitschrift et – Energiewirtschaftliche Tagesfragen erläutert Andreas Kuhlmann, Vorsitzender der Geschäftsführung der Deutschen Energieagentur (dena), weshalb des so wichtig ist, die unterschiedlichen Debatten über die Transformation des Gesamtsystems zu verzahnen.

Nach Einschätzung von Kuhlmann verharrt die gesellschaftliche Diskussion in einem Spannungsfeld zwischen apokalyptischen Reitern und Apologeten des grünen Wachstums. Das habe zur Folge, dass die tatsächlichen Anforderungen einer grundlegenden Transformation bis 2050 unterschätzt werden. Klimaschutz werde nicht mit einfachen Reparaturmaßnahmen zu schaffen sein. Die Gesellschaft befinde sich nach wie vor im Rausch einer Extraktionswirtschaft, die in den letzten 200 Jahren aufgebaut worden sei. Es zeige sich, dass das nicht die Zukunft sein könne, sondern eine Kreislaufwirtschaft entwickelt werden müsse.

Grünes Wachstum als Lösung

Das bedeute aber nicht, dass es vor allem um den Verzicht auf Wachstumsprozesse gehe, stellt Kuhlmann klar. Wachstum sei nötig nicht nur für die Strukturen und Stabilität in Deutschland, sondern auch global. Gerade ärmere Länder benötigten eine Entwicklungsperspektive. Die Lösung müsse „grünes“, anderes Wachstum sein, dass sich an den 17 Sustainable Development Goals der Weltgemeinschaft bis 2030 orientiert. Dazu zählten Armutsbekämpfung, Bildung und Gesundheitsvorsorge ebenso wie saubere, bezahlbare Versorgung mit Energie und Wasser sowie Nachhaltigkeit bei Produktion, Konsum und weltweite Klimaschutzmaßnahmen.

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Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Florian Gutekunst und Dr. Martin Konermann stellen die Flexibilisierung im Verteilnetz vor

Florian Gutekunst, TransnetBW und Dr. Martin Konermann, Netze BW, arbeiten gemeinsam an der Integration erneuerbarer Energien.

Rund 90 Prozent der erneuerbaren Erzeugung wird auf der unteren Spannungsebene in das Stromnetz eingespeist. Die fluktuierende Erzeugung kommt damit direkt auf einer Netzebene an, die bisher durch vorgelagerte Netzebenen versorgt wurde. Stabilisierungsmaßnahmen wie sie im Übertragungsnetz durch angeschlossene Großkraftwerken üblich sind, werden künftig auch im Verteilnetz benötigt. In meinem Beitrag für die Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 2/2020 geht es um praktische Fragen des Netzbetriebs beim Austausch von Daten und die Zusammenarbeit von Netzbetreibern unterschiedlicher Spannungsebenen. 

Aus Sicht der Betreiber der Stromnetze bedeutet Energiewende, dass 500 Großkraftwerke in der Höchstspannungsebene durch 5 Millionen Kleinstanlagen auf den unteren Netzebenen ersetzt werden. Dadurch verändert sich die Einspeisehierarchie zwischen den Spannungsebenen. Frühere Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber werden auf die Verteilnetzbetreiber übertragen.

Strom aus erneuerbaren Energien ins Netz integrieren

Zur Koordination über die Spannungsgrenzen hinweg, haben die Netzbetreiber TransnetBW und Netze BW mit Partnern die Initiative Datenaustausch/Redispatch (DA/RE) entwickelt. „Bis 2050 müssen wir dreimal mehr erneuerbare Energien in das Netz integrieren als heute. Bisher ist diese Erzeugung schlecht regelbar. Insbesondere die wetterbedingt starken Volatilitäten führen zu Überlastungssituationen. Daher brauchen wir mehr Transparenz und Aktorik in der Niederspannung“, berichtet Martin Konermann, Geschäftsführer, Netze BW.

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