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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Gebäude-Energiemanagement als zentraler Akteur im Smart Grid

Siemens-Kempten-31Wie wird das Smart Grid eigentlich smart? Für den Ausgleich von flexiblen Stromangebot und flexibler Stromnachfrage gibt es unterschiedliche Ideen: Zunächst war es die Waschmaschine, die sich nach der Stromproduktion aus Sonne und Wind richten sollte. Inzwischen wird das Flexibilitätspotenzial der Stromnachfrage bei der Steuerung bei Elektroautos, Wärmepumpen und Stromspeichern gesehen. Ausprobiert haben das die Unternehmen Siemens und Allgäuer Überlandwerk. Im Modellprojekt pebbles arbeiten sie gemeinsam daran, ein Smart Grid in der Realität aufzubauen und einen Lokalen Marktplatz zu erproben. Über die Erfahrungen aus Wilpoldsried berichten Michael Lucke, Allgäuer Überlandwerk und Stefan Nießen, Siemens im Gespräch mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft. 

Der Name pebbels steht für „Peer-to-Peer Energiehandel auf der Basis von Blockchain“. Ziel ist die Implementierung eines lokalen Marktplatzes, bei dem Erzeuger, Verbraucher und  Prosumer ihren Strom verkaufen und die Flexibilität ihrer Geräte vermarkten können. Das sei in Deutschland bisher noch nicht in der Praxis getestet worden, auch wenn die Idee dazu schon fast „Common sense“ sei, betont Nießen.

Die Stromanbieter sind Betreiber von kleineren Photovoltaikanlagen, die Konsumenten sind normale Verbraucher und auch intelligente Verbraucher mit Gebäudemanagementsystem, das den Strombedarf ihrer Wärmepumpe, des elektrischen Autos und die Stromspeicherung automatisch regelt. Auf dem Markt handeln diese Teilnehmer primär untereinander, können aber am Handel auf übergeordneten Märkten teilnehmen. Wichtigstes Ziel war zu zeigen, dass dies technisch einwandfrei funktioniert.

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Echtzeit-Energiewirtschaft im Sekundentakt

Björn Spiegel, ARGE Netz, im Interview für die Zeitschrift EW - Magazin für die Energiewirtschaft

Björn Spiegel, Leiter Strategie & Politik, ARGE Netz, erläutert die Echtzeitenergiewirtschaft (Bildquelle ARGE Netz)

In der Industrie werden Prozesse zunehmend digitalisiert und in Echtzeit abgewickelt. Auch für die Energiewirtschaft ist das ein zukunftsweisendes Konzept: Um fluktuierende Erzeugung aus Photovoltaik und Windanlagen mit einer flexiblen Nachfrage jederzeit im Gleichgewicht zu halten, sind komplexe Abstimmungsprozesse nötig. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Björn Spiegel, Leiter Strategie & Politik, ARGE Netz, weshalb die bisherige Taktung der Branche in 15 Minuten-Intervallen zunehmend hinterfragt wird. 

In der Energiewirtschaft verschwimmt die klassische Aufteilung zwischen Kunden und Anbietern zunehmend, berichtet Spiegel. Energieversorger stehen nicht mehr nur mit den Verbrauchern in einer Lieferbeziehung, sondern arbeiten in einem Netzwerk mit IT-Dienstleistern, Infrastrukturbetreibern und Unternehmen zusammen. Die Digitalisierung verbindet erneuerbare Energien, Speicher, flexible konventionelle Kraftwerke, Energienetze, Industrie, Gewerbe, Haushalte und die Verkehrsinfrastruktur.

Lastfolgebetrieb anstatt Erzeugungsfolgebetrieb

Zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung muss die Nachfrage flexibler werden. Anstelle des bisherigen Lastfolgebetrieb soll in Zukunft ein Erzeugungsfolgebetrieb für Industrie, Gewerbe und Haushalte treten. Das bedeutet, die Verbraucher sollen sich zunehmend – natürlich nicht 1:1 – nach der Volatilität der Stromproduktion richten. 

ARGE Netz hat bereits Erfahrungen mit dem Echtzeit-Konzept gemacht. Das Unternehmen hat vor sechs Jahren ein erneuerbares Kraftwerk so aufgebaut, dass Windparks, Photovoltaik- und Biogasanlagen für die Datenerfassung und Regelungszwecke zusammengebunden wurden. Dadurch lassen sich große erneuerbare Strommengen in einem virtuellen Kraftwerk in Echtzeit miteinander verknüpfen. Echtzeit bedeutet, dass die Anlage vollautomatisch und in Intervallen von weniger als einer Sekunde gesteuert wird. Zwischen 15 Minuten und einer Sekunde liegen Welten, so Spiegel.

Echtzeit heißt: Datenprozesse von Industrie und Energiewirtschaft verbinden

Die Herausforderung liegt insbesondere darin, die Datenprozesse von Industrie und Energiewirtschaft zu verbinden und gemeinsame Schnittstellen und Standards schaffen. Flexibilität bedeutet dabei nicht, dass ein Industriebetrieb seine Produktion im Sekundentakt hoch- oder runterfährt. Die Flexibilisierung bezieht sich vorwiegend auf Wärmeprozesse. 

Erfahrungen aus Modellprojekten

Im einem Modellprojekt des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie wird das Konzept bereits erprobt. In New 4.0 geht es darum, erneuerbare Erzeugung in Schleswig-Holstein mit den Lasten in Hamburg zu verknüpfen. Hamburg hat etwa vier Prozent erneuerbare Energien im System, während Schleswig-Holstein weit über 100 Prozent erneuerbare Energien erzeugt. Das Projekt New 4.0 arbeitet bereits auf Echtzeitbasis, berichtet Spiegel. Das virtuelle Kraftwerk wird dort mit Sektorkopplungsanlagen und Speicherlösungen verbunden. 

Als zusätzliches Modellprojekt haben ARGE Netz und Schleswig-Holstein Netz die Plattform ENKO aufgesetzt, über die Industriebetriebe, Power-to-X, Power-to-Heat-Anlagen in die Bewirtschaftung von Netzengpässen mit eingebunden werden und so zu einer Reduzierung von Abschaltungen regenerativer Erzeugungsanlagen beitragen können. 

Das vollständige Interview ist in EW 12/2018 erschienen.

Bildquelle: ARGE Netz

http://www.arge-netz.de

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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