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

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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Lokale Strommärkte – ein Missing Link ?

Dr. Stefan NießenTechnisch ist ein Stromsystem, in dem sich die Verbraucher an die Erzeugungssituation anpassen, inzwischen gut vorstellbar. Die Frage nach der Motivation der Teilnehmer ist hingegen noch offen. Warum sollte jemand auf Strom zeitweise verzichten, wenn er dafür keine Gegenleistung erhält? Tatsächlich gibt es in diesem Bereich für kleine Mengen noch keinen Markt mit Preisbildung. Das Unternehmen Siemens hat nun dieses Thema zum Bestandteil eines Forschungsprojektes gemacht. Nach ersten Einschätzung können lokale Strommärkte einige Vorteile bringen.

In der Online-Ausgabe http://www.ew-magazin.de ist dazu bereits eine Vorschau auf ein längeres Interview mit Dr. Stefan Nießen, Siemens, erschienen: https://www.ew-magazin.de/siemens-untersucht-vorteile-lokaler-strommaerkte/

Bildquelle: Siemens

 

 

Demand Side Management der Industrie wird überschätzt

IMG_0212Eine flexible Nachfrage gilt als Schlüsselfaktor im künftigen Stromsystem. Durch kurzzeitige Reduzierung oder Abschaltung von Großverbrauchern soll fehlende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ausgeglichen werden. Schon heute kontrahieren Netzbetreiber in der Industrie abschaltbare Lasten. Ob sich diese Praxis aber ausweiten wird, ist fraglich, denn viele Produktionsprozesse brauchen kontinuierlich Energie. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 5/2015 erläutert Dr. Frank Holtrup, Covestro, welche Bedeutung ein gleichbleibender Energieverbrauch für die Industrie hat .

Vor dem Hintergrund einer Weiterentwicklung des Strommarktes geht die Bundesregierung geht von einem Potenzial von 5 bis 15 GW Demand Side Management (DSM) in der Industrie aus. Der Begriff werde allerdings sehr unterschiedlich verwendet.  Auf Seiten der Verbraucher sollte zwischen Verschiebung und Verzicht unterschieden werden: Bei der Lastverschiebung werde für eine oder mehrere Stunden weniger Strom verbraucht als ursprünglich geplant, dieser Bedarf werde aber zu einem späteren Zeitpunkt nachgeholt. Der Produktionsprozess wird also nur zeitlich verschoben, ohne dass sich der Output ändert. Beim Lastverzicht hingegen werde die Last ganz oder teilweise ohne Nachholmöglichkeit reduziert. Da im letzteren Fall weniger Energie eingesetzt werde, werde auch weniger produziert.

Flexible Fahrweisen auf der Nachfrageseite bieten auf den ersten Blick mehrere Vorteile für ein Energiesystem auf Basis fluktuierender Erzeugung, erläutert Holtrup. Die Verbraucheranlagen sind in den meisten Fällen bereits vorhanden und müssen nicht neu gebaut werden. Sie dienen zwar vorrangig dazu, Güter zu produzieren, aber als große Energieverbraucher haben sie einen entscheidenden Einfluss auf die Last im Netz. Eine gezielte Steuerung des Stromverbrauchs kann sich stabilisierend auf den Netzbetrieb auswirken. So eine Systemdienstleistung lasse sich auch als Regelenergie vermarkten. Daraus ergebe sich eine zusätzliche Einnahmequelle für den Industriebetrieb.

Die Bereitstellung von Flexibilität auch bei vorhandenen Anlagen sei nicht ohne Zusatzkosten möglich. Es müssen organisatorische Maßnahmen zur Vermeidung von Lastspitzen oder auch Investitionsmaßnahmen für Schichtbetrieb, Produktspeicher und Lagerhaltung getroffen werden. Das Unternehmen muss sich komplett auf diese zusätzliche Leistung einstellen.

Sinnvoll sei so eine Nachfragesteuerung vor allem in der energieintensiven Industrie, weil sich hier mit wenigen Anlagen große Lasten steuern lassen. Neben der Chlorherstellung gehört beispielsweise die Produktion von Aluminium, Kupfer, Stahl, Papier und Zement zu den Industrien, die für DSM grundsätzlich in Frage kommen. Unter den gegenwärtigen Rahmenbedingungen ist der Teilnehmerkreis aber wesentlich geringer: Die Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) orientiert sich an den Betriebsparametern einiger Industriezweige, die relativ häufig und für kurze Zeiten die Energiezufuhr drosseln können. Das ist nicht in allen Branchen und Prozessen gleichermaßen möglich. In der Chemieindustrie sei das eher schwierig.

Viele Produktionsanlagen in der Industrie wurden im Laufe der Jahrzehnte so optimiert, dass sie möglichst gut unter konstanten Bedingungen produzieren. Alle Unternehmen versuchen, diese „Strichfahrweise“ möglichst einzuhalten. Diese Gleichmäßigkeit widerspricht einer hohen Volatilität, wie sie die Stromerzeugung aus Sonne und Wind mitbringt.

Das vollständige Interview ist ew 5/2016 erschienen.

 

Flexibilisierung der Last: Eine Aufgabe für Aggregatoren

Strommast im Winter ohne Netz
Bei der Stromversorgung kommt es auf Genauigkeit an: Erzeugung und Verbrauch müssen jederzeit übereinstimmen. Stimmen die Erwartungen nicht mit Realität überein, muss in Sekundenschnelle reagiert werden. Darüber verständigen sich die Kraftwerke in ganz Europa permanent. Aber auch industrielle Verbraucher sind in der Lage, ihren Stromverbrauch innerhalb von Sekunden zu verändern und damit zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Damit dies aber in relevanten Größenordnungen geschieht, müssen mehrere Produktionsanlagen in verschiedenen Betrieben gemeinsam gesteuert werden. Jörg-Werner Haug, Leiter Energiewirtschaft, EnerNOC / Entelios AG erläutert im Interview in ew 6/2015 wie das Unternehmen Nachfrageflexibilitäten der Industrie erschließt und damit Regelenergie anbietet.

Eine stärkere Flexibilisierung der Stromnachfrage ist derzeit ein viel diskutiertes Thema – Stichwort Demand Side Management oder Demand Response. Dabei ist die Bezeichnung Demand Side Management ist schon länger gebräuchlich. In den USA wurde unter dieser Bezeichnung in den 1970er Jahren ein Konzept entwickelt, um Engpässe bei der Stromerzeugung nicht nur durch Zubau von Kraftwerken oder Netzen, sondern auch durch Lastanpassungen auszugleichen, erläutert Haug. Mit Demand Response, wird die schnelle Reaktion eines Verbrauchers auf eine Anforderung – beispielweise zur Sicherung der Netzstabilität – zum Ausdruck gebracht.

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