GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE - Anwendungsbeispiele und Handlungsbedarf
←
→
Transkription von Seiteninhalten
Wenn Ihr Browser die Seite nicht korrekt rendert, bitte, lesen Sie den Inhalt der Seite unten
GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE Anwendungsbeispiele und Handlungsbedarf KURZSTUDIE
IMPRESSUM
HERAUSGEBER Projekt LamA – Laden am Arbeitsplatz
Begleitforschung Elektro-Mobil Judith Stute (Fraunhofer-Einrichtung für
TÜV Rheinland Consulting GmbH Energieinfrastrukturen und Geothermie IEG)
Matthias Kühnbach (Fraunhofer-Institut
Dr. Sören Grawenhoff für System- und Innovationsforschung ISI)
Am Grauen Stein Dr. Sabine Preuß (Fraunhofer-Institut für System-
51105 Köln und Innovationsforschung ISI)
soeren.grawenhoff@de.tuv.com Aline Scherrer (Fraunhofer-Institut für System-
und Innovationsforschung ISI)
AUTOR:INNEN
Begleitforschung Elektro-Mobil Projekt LamA-Connect
Doris Johnsen (Institut für Innovation und Technik iit) Julien Ostermann (Fraunhofer-Institut für
Daniel Strommenger (Institut für Innovation und Technik iit) Arbeitswirtschaft und Organisation IAO)
Dr. Daniel Stetter (Fraunhofer-Institut für
Externes Projekt Dynamische Netzentgelte Arbeitswirtschaft und Organisation IAO)
Dr. Henning Schuster (E-Bridge Consulting)
Dr. Michael Lehmann (MITNETZ Strom) Projekt BDL
Philipp Laschet (E-Bridge Consulting) Timo Kern (Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. Ffe)
Marina Dreisbusch (Universität Passau)
Projekt BSR-Li-Flx Franziska Kellerer (Universität Passau)
Dr. Alexander Weber (ÖKOTEC Energiemanagement)
GESTALTUNG
Projekt ELBE LoeschHundLiepold Kommunikation GmbH
Dr. Serge Runge (Hamburg Energie GmbH)
Tina Zierul (ChargePoint GmbH) BILDER
Titel: James Thew – Adobe Stock, PIKSEL – iStock
STAND
Dezember 2020INHALTSVERZEICHNIS
1 EINLEITUNG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2 PREISGESTEUERTES LADEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.1 Systemübersicht. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.2 Aktuelle Voraussetzungen für die Nutzung von Preissignalen
aus Markt und Netz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.3 Systematisierung von Use Cases für preisgesteuertes Laden . . . . . . . 15
3 ANWENDUNGSBEISPIELE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.1 Integrierte Spotmarktoptimierung für eine kommunale Fahrzeugflotte. . 20
3.2 Dezentrale Steuerung der Ladeinfrastruktur durch den
Verteilnetzbetreiber anhand von Preissignalen . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.3 Systemarchitektur und technische Konzepte für die Steuerung
des markt- und netztorientierten Ladens. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
3.4 Zeitvariable Netztarife für flexible Netzkund:innen als Preissignal . . . 32
4 WIRKUNGSBETRACHTUNG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4.1 Sicht der Nutzer:innen: Anreizwirkungen und Restriktionen. . . . . . . . 37
4.2 Auswirkungen privater Elektrofahrzeuge auf Haushaltsstrompreise
und Ökobilanz von Elektrofahrzeugen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
5 RESÜMEE UND HANDLUNGSBEDARF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
5.1 Resümee der Anwendungsbeispiele. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
5.2 Handlungsbedarf. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
5.2.1 Normung und Standardisierung/Technik. . . . . . . . . . . . . . . 47
5.2.2 Regulatorik/Anreizsysteme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
5.2.3 Akzeptanz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
6 GLOSSAR UND ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Literaturverzeichnis 57ABBILDUNGSVERZEICHNIS
Abbildung 1: Gesteuertes Laden auf Basis von Preissignalen 9
Abbildung 2: Handelfristen an Strommärkten 10
Abbildung 3: Zusammenspiel der relevanten Akteure beim preisgesteuerten Laden 11
Abbildung 4: Grid Integration Levels Version 5.2 13
Abbildung 5: Use Cases zum preisgesteuerten Laden mit bidirektionaler Erweiterung 16
Abbildung 6: Erlöspotenzial des preisgesteuerten Ladens mit bidirektionaler Erweiterung 18
Abbildung 7: Technische Umsetzung im Projekt BSR-Li-Flx 21
Abbildung 8: Technische Umsetzung im Projekt ELBE 22
Abbildung 9: Illustration der technischen Umsetzung von OpenADR 2.0b
zur Kommunikation zwischen VNB und CPO im Projekt ELBE 25
Abbildung 10: Preise für Privathaushalte in Cent pro Kilowattstunde, EV2-B-Tarif 28
Abbildung 11: Systemarchitektur in Petrol für das Projekt LamA, in Rot für das Projekt LamA-Connect 30
Abbildung 12: Systemstruktur von MITNETZ STROM für zeitvariable Netztarife 33
Abbildung 13: Einordnung der zeitvariablen Netztarife und des Reservierungsmechanismus 34
Abbildung 14: Relative Änderung der Strompreise für Haushaltskund:innen
für ungesteuertes und gesteuertes Laden in 2030 44
TABELLENVERZEICHNIS
Tabelle 1: Systeme des Lademanagements 38
Tabelle 2: Anreize und Bedenken hinsichtlich bidirektionalen Ladens 39
41 EINLEITUNG
GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
1 EINLEITUNG
Mit dem Umstieg auf elektrisch angetriebene Fahrzeuge tes Laden bezeichnet wird. Aktuelle Konzepte beziehen
ist das Ziel verbunden, den Verbrauch fossiler Ressourcen sich hierbei z. T. auf das vom BDEW entwickelte Smart-
zu reduzieren und sowohl global als auch lokal wirkende Grid-Ampelkonzept.2 Das Modell beinhaltet Vorschläge,
Emissionen zu minimieren. Dabei stellt die Elektromobilität wie Marktteilnehmende und Netzbetreiber in einem
das bestehende Stromnetz vor neue Herausforderungen: Smart Grid miteinander agieren können. In der grünen
So steigt etwa durch Elektromobilität die Anzahl der Phase liegt kein Handlungsbedarf vor. Die gelbe Phase
elektrischen Verbrauchsanlagen an. Daher wird mit zeigt auf der Ebene von Netzsegmenten an, dass es ohne
Einführung der Elektromobilität eine hohe Gleichzeitigkeit Maßnahmen zu Netzengpässen kommen wird. Die rote
des Strombedarfs erwartet, parallel dazu steigt auch Ampelphase signalisiert eine unmittelbare Gefährdung
die fluktuierende erneuerbare Energieerzeugung. Um der Netzstabilität im Verteilnetz. Die im Folgenden
diese Herausforderungen zu lösen und die Investitionen behandelten Lösungen für ein Lademanagement bezie-
in das Stromnetz zu begrenzen, sollten intelligente hen sich alle auf die grüne und gelbe Ampelphase.
Ladekonzepte gleich beim Ausbau der Ladeinfrastruktur Sie sehen vor, dass über den Markt oder über ver-
mitberücksichtigt werden. tragliche Vereinbarungen Flexibilitäten im Sinne der
Lastverschiebung oder -reduzierung bereitgestellt werden
Unter intelligentem oder gesteuertem Laden (Smart und der Übergang in die rote Phase vermieden wird.
Charging) versteht man sowohl das netzdienliche als auch Denn in der roten Phase wäre ein direkter Eingriff des
das netzverträgliche Laden, wobei Überschneidungen bei Verteilnetzbetreibers vorgesehen, um die unmittelbare
bestehenden Lademanagementlösungen möglich bzw. Gefährdung der Netzstabilität zu beseitigen. Und genau
sogar erforderlich sind. Diese beiden Begrifflichkeiten diesen Umstand gilt es besonders für die Nutzer:innen
werden nicht immer eindeutig und in gleicher Definition von Elektrofahrzeugen zu vermeiden und ihm im Vorfeld
verwendet. Die Nationale Plattform Zukunft der Mobilität entgegenzuwirken.
(NPM) hat die unterschiedlichen Verwendungen der
Begriffe betrachtet und schlägt folgende Definition vor: Preisgesteuertes Laden ist eine Möglichkeit, die effiziente-
Das netzdienliche Laden hat primär das Ziel, die Stabilität re Auslastung der Verteilnetze zu realisieren und folglich
des Stromnetzes zu erhalten bzw. wiederherzustellen, Kosten für den Netzausbau und Ausgleichsmaßnahmen
indem durch die externe Ladesteuerung die Einhaltung einzusparen. Weiterhin ermöglicht es, den Zeitpunkt des
der verfügbaren Leistung und Energie im Verteilnetz rea- Strombedarfs an die regenerative Energieerzeugung
lisiert wird. Beim netzverträglichen Laden soll hingegen anzupassen und durch eine effizientere Nutzung von
möglichst ein für das Gesamtsystem kostengünstiger regenerativen Energien einen aktiven Beitrag zum
Ladevorgang realisiert werden, was sich beispielswei- Umwelt- und Klimaschutz zu leisten. Zudem könnte auf
se marktgetrieben über den Strompreis steuern lässt.1 diese Weise ein Spielraum geschaffen werden, den
Beim netzverträglichen Laden ergeben sich verschiedene Betriebsaufwand der Ladeinfrastruktur, z. B. durch gerin-
Möglichkeiten zur Einbindung preislicher Anreize in das gere Anschluss- oder Ladestromkosten, zu reduzieren.
Lademanagement, das in dieser Studie als preisgesteuer-
1 NPM – Nationale Plattform Zukunft der Mobilität (2020a): Netzintegration von Elektromobilität – Basis für eine erfolgreiche Sektorkopplung.
Eine Definition. Hrsg. von Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur, Berlin.
2 Vgl. BDEW – Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (2015): Diskussionspapier Smart Grids Ampelkonzept.
Ausgestaltung der gelben Phase, https://www.bdew.de/media/documents/Stn_20150310_Smart-Grids-Ampelkonzept.pdf,
Zugriff am 10.11.2020. Ders. (2017): Diskussionspapier Konkretisierung des Ampelkonzepts im Verteilungsnetz,
https://www.bdew.de/media/documents/Stn_20170210_Konkretisierung-Ampelkonzept-Verteilungsnetz.pdf, Zugriff am 10.11.2020.
61 EINLEITUNG
Einige Projekte des Förderprogramms Elektro-Mobil fokus-
sieren auf die Umsetzung von Konzepten zum preisgesteu-
erten Laden. Dabei müssen für Pilotanwendungen Hürden
bezüglich Schnittstellen und Kommunikationsstandards
bewältigt werden, ggf. Regulatorik angepasst und ein-
fache Zugänge zu flexiblen Strompreisen geschaffen
werden.
Im Rahmen der Zusammenarbeit zwischen Begleitforschung
und den Förderprojekten des Förderprogramms Elektro-
Mobil sowie einem weiteren externen Projekt wurde
diese Kurzstudie erstellt. Ziel der Studie ist zum einen, die
Verbreitung der entwickelten Lösungen aus den Projekten
zu erreichen. Zum anderen soll eine Grundlage geschaf-
fen werden, um das Potenzial und den identifizierten
Handlungsbedarf gegenüber relevanten Akteuren zu
adressieren und so den Weg für eine weitere Umsetzung
zu ebnen. Hierzu werden ausgewählte Konzepte zur
Umsetzung eines preisgesteuerten Lademanagements
dargestellt und beispielhaft zur weiteren Verwendung
oder Weiterentwicklung diskutiert. Die wirtschaftlichen
und technischen Hürden bei der Umsetzung des preis-
gesteuerten Lademanagements werden anhand dieser
Konzepte aufgezeigt und Handlungsbedarf identifiziert.
Neben den technischen und wirtschaftlichen Hürden wird
auch die Sicht der Nutzer:innen beleuchtet.
72 PREISGESTEUERTES LADEN
2 PREISGESTEUERTES LADEN
2 PREISGESTEUERTES LADEN
2.1 SYSTEMÜBERSICHT Teilmärkte zum Handeln von Strom sind die Strombörse,
Daniel Strommenger (iit), Doris Johnsen (iit) der OTC-Handel („Over-the-Counter“) und der
Regelenergiemarkt. Beim OTC-Handel werden langfris-
Die im Folgenden verwendete Bezeichnung des preis- tige Direktverträge zwischen Erzeugern und Abnehmern
gesteuerten Ladens beschreibt ein Lademanagement, vereinbart. Über diesen OTC-Handel wird der Großteil
welches den Ladevorgang von einem oder mehreren (ca. drei Viertel5) der Strommengen in Deutschland
Elektrofahrzeugen in Abhängigkeit von Preissignalen plant verkauft. Die restlichen Mengen werden über die
und umsetzt. Somit wird abhängig von Preissignalen die Strombörsen gehandelt. Die Strombörsen sind aufgliedert
verfügbare Ladeleistung reduziert oder der Ladezeitpunkt in den Terminmarkt und den Spotmarkt. In Europa wer-
verschoben. Auch die Erweiterung dieses Konzepts den beim Strombörsenhandel auf dem Terminmarkt der
durch bidirektionales Laden und die Möglichkeit eines European Energy Exchange (EEX) in Leipzig eher lang-
intelligenten Lademanagements, das auch auf andere fristige Stromliefervereinbarungen (bis zum Ende des vor-
Signale über den Verteilnetzbetreiber reagiert, werden hergehenden Monats) vereinbart. Kurzfristige lieferbare
der Vollständigkeit halber in dieser Kurzstudie thematisiert. Strommengen werden hingegen über den EPEX-Spotmarkt
in Form des Day-Ahead-Handels (am Vortag) oder des
Intraday-Handels (bis 5 Minuten vor Lieferzeitpunkt) ver-
äußert. Um sehr kurzfristig die Netzstabilität bewahren zu
können, werden am Regelenergiemarkt Energiereserven
(Primär-, Sekundär- und Minutenreserve) gehandelt. Dabei
bieten die Erzeuger ihre Leistung an, welche im Notfall
STROMERZEUGUNG STROMNETZ
UND -NACHFRAGE zur Netzstabilisierung eingesetzt wird. Zusätzlich wird
noch ein nachträglicher bilanzieller Austausch über den
Day-After-Handel (bis zum Folgetag) per OTC-Handel
PREISSIGNALE FÜR DAS
LADEMANAGEMENT vorgenommen.
Abbildung 1: Gesteuertes Laden auf Basis von Preissignalen
(Quelle: eigene Darstellung)
Die Preissignale, welche als Referenz für die Steuerung
dienen, können grundsätzlich sowohl aus den
Strommärkten als auch aus dem Stromnetz stammen. Der
Strommarkt setzt sich in der Praxis aus verschiedenen
Teilmärkten mit je eigenen Preissignalen zusammen.3
Dabei werden Preissignale auf Basis der Gesamtbilanz
zwischen Nachfrage und Angebot des erzeugten Stroms
auf der einen und der erforderlichen Beschaffung von
Systemdienstleistungen4 auf der anderen Seite (z. B.
Regelenergie oder Redispatch) generiert.
3 Vgl. https://www.smard.de/page/home/wiki-article/446/384, Zugriff am 10.11.2020
4 Vgl. www.next-kraftwerke.de/wissen/systemdienstleistungen, Zugriff am 10.11.2020.
5 Vgl. www.next-kraftwerke.de/wissen/otc-handel, Zugriff am 10.11.2020.
9GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
ZEIT LIEFERZEITPUNKT
STROMBÖRSE Terminhandel Day-Ahead- Day-Ahead- Intraday-Auktion Intraday-Handel
EEX Auktion EXAA Auktion EPEX EPEX Spot EPEX Spot
Spot
bis 24:00 des bis 10:15 des bis 12:00 des bis 15 Uhr des bis 5 Min. vorher
letzten Tages des Vortags Vortags Vortags
Vormonats
60- und 15-Min.- 60-Min.-Gebote 15-Min.-Gebote 15-Min.-Gebote
Gebote
OVER-THE- Bilateraler Handel Day-After-Handel
COUNTER (OTC) (Nachträglicher
Bis 15 Min. vorher (bei regelzonenübergreifend) bilanzieller
Bis 0 Min. vorher (bei regelzonenintern) Austausch)
bis 16 Uhr
Folgetag
REGELENERGIE Primärreserve
Sekundärreserve
Minutenreserve
Abbildung 2: Handelfristen an Strommärkten (Quelle: Next Kraftwerke GmbH6 )
Das Stromnetz hingegen generiert Preissignale indirekt ben, den Verbrauch unabhängig von den tatsächlichen
auf Basis der Netzbetriebskosten. Beispielsweise kön- Preisen am Strommarkt zu steuern und somit erwartete
nen Netzengpässe dazu führen, dass der Strom im Netzengpässe zu vermeiden.
Netz umverteilt werden muss, was wiederum höhere
Netzentgelte bedingt. Netzentgelte gehen grundsätz- Die Umsetzung des Lademanagements und das
lich anhand der Preisblätter als fixe Größe in den Zusammenspiel aller relevanten Akteure ist jedoch im
Preis des Ladestroms ein. Mit § 14a EnWG wird es Detail deutlich komplexer. Abbildung 3 bietet eine
dem Verteilnetzbetreiber in der Niederspannung mög- schematische Übersicht der wesentlichen Akteure und
lich gemacht, reduzierte Netzentgelte für steuerbare Informationsflüsse sowie der an dieser Kurzstudie betei-
Verbrauchseinrichtungen zu berechnen. So können beim ligten Projekte des Förderprograms Elektro-Mobil. Da ein
Anschluss einer steuerbaren Ladeinfrastruktur reduzierte Projektkonsortium sich meistens aus mehreren der genann-
Netzentgelte verhandelt werden, wenn eine netzdien- ten Akteure zusammensetzt, wurden die Projekte anhand
liche Ladesteuerung erfolgt. Im Gegensatz zu kontinuier- ihres jeweiligen inhaltlichen Schwerpunkts in der Grafik
lich variierenden Preissignalen vom Strommarkt werden (Doppelnennung möglich) zugeordnet.
die Netzentgelte mindestens jährlich oder über die
Vertragslaufzeit fixiert. Folglich spiegeln diese nicht die Das Lademanagement wird üblicherweise durch den
aktuelle Situation (z. B. Netzengpass) wider, können aber Betreiber der Ladeinfrastruktur (Charge Point Operator,
auf Basis von § 14a EnWG dem Netzbetreiber erlau- CPO) umgesetzt und verwaltet. Dieser ist zudem ver-
6 https://www.next-kraftwerke.de/wissen/spotmarkt-epex-spot, Zugriff am 13.11.2020.
102 PREISGESTEUERTES LADEN
antwortlich für Aufbau und Betrieb der Ladeinfrastruktur eMSP vereinheitlichen, um der Kundschaft den Zugang
(LIS). Die Steuerung des Ladevorgangs kann über zur Ladeinfrastruktur zu erleichtern.
das Managementsystem des CPO, das sogenann-
te Backend, oder als Teil des lokalen Energie- und Diese zentralen Akteure können die verschiede-
Leistungsmanagementsystems (EMS) einer Liegenschaft nen Preissignale für das Lademanagement über
erfolgen. Neben dem CPO ist der Anbieter von Stromlieferanten, Aggregatoren und die jeweiligen
Mobilitätsdienstleistungen (eMSP) ein wesentlicher Akteur Netzbetreiber erhalten.
beim preisgesteuerten Laden. Er nimmt in der Regel die
Abrechnung der Ladevorgänge für die Nutzer:innen –A
uf der Seite der Netzbetreiber wird in das
von Elektrofahrzeugen vor. Die Grenzen zwischen CPO Lademanagement vorrangig der Verteilnetzbetreiber
und eMSP verschwimmen in der Praxis zum Teil, des Niederspannungsnetzes eingebunden, zu dem
sodass diese unterschiedlichen Rollen auch durch ein die Letztverbraucher eine vertragliche Beziehung
und dasselbe Unternehmen wahrgenommen werden haben. Letztverbraucher sind Personen, die Strom zum
können. Hinzu kommen Roaming-Anbieter, welche den Eigenverbrauch kaufen und nicht weiterveräußern.
Informationsaustausch zwischen mehreren CPO und Auch Elektrofahrzeuge gelten im Energierecht als Letzt-
BDL
LamA (FhG ISI) BSR-Li-Flx LamA (FhG ISI)
STROM- STROM-
OEM NUTZER:INNEN
ANBIETER MARKT
BDL
EV LIS CPO eMSP VNB
LamA
- connect
LamA - connect
ELBE
EMS ROAMING
LEGENDE
ELBE
Interaktion BSR-Li-Flx
Projektaktivität
EV Elektrofahrzeug eMSP Anbieter von Elektro- EMS Energie- und Leistungs-
LIS Ladeinfrastruktur mobilitätsdienstleistungen managementsystem
CPO Ladeinfrastrukturbetreiber VNB Verteilnetzbetreiber OEM Erstausrüster
Abbildung 3: Zusammenspiel der relevanten Akteure beim preisgesteuerten Laden (Quelle: eigene Darstellung)
11GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
verbraucher. Der Verteilnetzbetreiber verwaltet das an Es sei bereits an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass
die Ladeinfrastruktur angebundene Verteilnetz und legt gesteuertes Laden in drei Domänen – Energiesystem,
entsprechende Netzentgelte fest. Markt und Netz – wirkt.
–D
ie Stromlieferanten bieten Energie über verschiedene Beim gesteuerten Laden handelt es sich um eine
Märkte oder bilaterale Verträge zu unterschiedlichen Integration der Ladeinfrastruktur in das Energiesystem
Preisen an. Daher haben auch diese einen Einfluss auf (Netzintegration). Der Verein CharIN hat vier Eingriffstiefen
die Preissignale für das Lademanagement. („Levels“) der Netzintegration definiert. Die Levels unter-
scheiden sich in der Funktionsumfänglichkeit und in den
– In der Regel besteht eine direkte Kommunikation mit den damit verbundenen technischen Anforderungen. Die in
Stromlieferanten nur bei der Abnahme von großvolumi- dieser Studie dargestellten Lösungsansätze bewegen
gen Energiemengen. Um auch kleineren Abnehmern sich vornehmlich auf den Levels 1 und 2, dem in erster
den Zugang zu variablen Strompreisen zu ermög- Linie einseitigen gesteuerten Laden sowie dem koope-
lichen, bündeln Aggregatoren die Anfragen mehrerer rativen Laden, das einen komplexeren beidseitigen
Stromabnehmer und -erzeuger und stellen so auch Informationsaustausch zur Ladesteuerung beinhaltet. Das
für sie den Zugang zum Strommarkt her. Mittlerweile Level 3 des bidirektionalen Ladens wird allein durch das
spezialisieren sich sogenannte Aggregatoren neben Projekt BDL erprobt.
Kraftwerksparks auch auf Dienstleistungen in der
Elektromobilität.7
– Letztlich kann das Lademanagement eingesetzt wer-
den, um durch die Verschiebung von den Lasten der
Ladevorgänge oder gar der Rückeinspeisung von Strom
aus dem Elektrofahrzeug in das Stromnetz Flexibilitäten
für das System der elektrischen Energieversorgung bereit-
stellen und so auch Systemdienstleistungen anbieten zu
können oder gar den Kraftwerks-Redispatch zu unter-
stützen. Hier agieren die Übertragungsnetzbetreiber
koordinierend, nutzen dazu aber auch überwiegend
Marktplattformen.
7 Zum Beispiel die Zusammenarbeit zwischen Next Kraftwerke GmbH, Betreiber eines der größten virtuellen Kraftwerke Europas, und Jedlix BV,
einem Aggregator für Elektrofahrzeuge und Betreiber einer Plattform für intelligente Ladekonzepte.
122 PREISGESTEUERTES LADEN
GRID INTEGRATION LEVELS
2020-06-26-V5.2
– There are many levels of Grid Integration that can generate value.
– CCS with ISO/ISO 15118 20 is the key enabler of Grid Integration and is ready for V2G.
– This technology is prepared for a wide range of use cases.
Level 4 – V2G
AGGREGATED
Level 3 – V2H
(BIDIRECTIONAL)
BIDIRECTIONAL
Level 2 - V1G/H CHARGING
CHARGING
COOPERATIVE
Level 1 - V1G The EV and the EVSE
CHARGING Energy transfers between
CONTROLLED fulfil functions that go
GRID-COMPLIANT EVs battery and the
CHARGING EV and EVSE negotiate beyond the customer’s
CHARGING home /customer system.
a charging profile own energy system
The charging event can based on various drivers (bidirectional energy
EV and EVSE are be influenced regarding Energy transfers are
(monetary incentives or transfers, aggregators
compliant with the local the charging power and motivated by sustainabi-
grid constraints) mainly qualification, full balan-
requirements, guidelines can be shifted in time lity or economical rea-
w/o user interaction cing market services,
and regulations. remotely by DSO (with sons (storage and usage
(also aggregation); tariff economic interests of the
highest priority), CPO, of power, generated EV owner).
This level only considers tables etc; mobility need by local PV panels or
EV user, EV or home taken into account.
charging events from energy management similar). Supports in front of the
DESCRIPTION
grid to EV. (HEM). Aggregation (local, meter (FTM) use cases
Supports behind the
The charging power per charging spot) meter (BTM) use cases
The EV is capable to Swarm qualification/
is below thresholds, wake up for defined aggregation across
requiring controllability / start/stops. larger area (entire state
load management by
or country)
the DSO. Reaction timings are
defined.
EV/EVSE, HEM
consider variable power
settings.
TECHNICAL REQUIREMENTS
• Various local regula- Local regulations EV Local regulations EV Local regulations EV Local regulations EV
tions per country and EVSE and EVSE and EVSE and EVSE
(e.g. grid codes,
IEC61851-1, IEC • PWM signal, • ISO/IEC15118 Ed1 • See level 2 • See level 2
60364 series,…) IEC 61851 • Telematics • ISO/IEC15118-20 EVSE and grid
• DIN-SPEC 70121 EVSE and grid EVSE and grid • See level 3
(for DC) EVSE and • OCPP 1.6f • See level 2 • Many requirements
grid (Utility, CPO,…) • See level 1 • EEBus still missing
• OCPP 1.6 • ToU • Many requirements
• Demand-response still missing
• Opt-out possibilities
GRID CONNECTION GRID INTEGRATION
EV – electric vehicle, EVSE – electric vehicle supply equipment, DSO – distributed system operator, CPO – charge point operator
Abbildung 4: Grid Integration Levels Version 5.2 (Quelle: CharIN e.V.8)
8 CharIN (o.J.): https://www.charinev.org/fileadmin/Downloads/Papers_and_Regulations/CharIN_Levels_Grid_Integration.pdf,
Zugriff am 01.10.2020.
13GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
2.2 AKTUELLE VORAUSSETZUNGEN FÜR einem Netzanschlusspunkt ausfallen, desto geringer
DIE NUTZUNG VON PREISSIGNALEN AUS ist das entsprechende jährliche Leistungsentgelt. Das
MARKT UND NETZ Jahresleistungsentgelt ist neben dem Arbeitspreis (in Cent
Dr. Alexander Weber (ÖKOTEC) pro Kilowattstunde) einer der beiden Preiskomponenten
des Netzentgelts. So kann ein Anschlussnehmer über
Für die Nutzung von Preissignalen aus Markt und Netz ein intelligentes Management seiner Last (dem Stromnetz
gelten unterschiedliche Voraussetzungen. Preissignale aus entnommene Leistung) besonders die Leistungsspitzen
dem Stromnetz unterliegen durch rechtliche Vorgaben verringern und so das Jahresleistungsentgelt reduzieren.
bereits einem gewissen Regelrahmen, während die In diesem Rahmen ist die Ladung von Elektrofahrzeugen
Nutzung von Preissignalen des Strommarktes bislang nur insbesondere die sogenannte atypische Netznutzung
wenig verbreitet und kaum standardisiert ist. besonders relevant (§ 19 Abs.2 Satz 1 StromNEV).
Netzkunden mit atypischem Verbrauchsverhalten können
Mit Blick auf die Preissignale aus dem Netz ist vorab hiernach ein Sonderentgelt für die Netznutzung beantra-
Folgendes zu berücksichtigen: Konditionen für nor- gen. Die Netzbetreiber legen die Hochlastfenster analog
male Haushaltsstromanschlüsse bestehen aus einsei- zu den Anforderungen durch die Bundesnetzagentur
tigen Preisangeboten, die anhand von sogenannten (BNetzA) fest. Das heißt, wird die Ladung eines oder
Standardlastprofilen (SLP) errechnet werden. Deshalb wer- mehrerer Elektrofahrzeuge auf einen Zeitpunkt außerhalb
den Kunden mit normalen Haushaltsstromanschlüssen als der Hochlastzeitfenster verlagert, so wird dies über die
sogenannte SLP-Kunden9 (Kunde ohne Leistungsmessung) damit verbundene Reduzierung der Maximalleistung
bezeichnet. Die Preisgestaltung ist bei normalen im Vergleich zum sonstigen Bezug vom jeweiligen
Haushaltsstromanschlüssen nicht individuell verhandelbar. Verteilnetzbetreiber honoriert. Im Rahmen verschiede-
Im Gegensatz dazu ist die Preisgestaltung bei Kunden ner Forschungsprojekte wurden Systeme entwickelt,
mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh die die Vermarktung von Netzengpässen (sowohl im
elektrischer Energie (RLM-Kunden) individuell ver- Übertragungs- als auch im Verteilnetz) unterstützen sollen;
handelbar. Voraussetzung hierfür ist eine registrie- bislang ist eine durchgängige Einführung jedoch nicht
rende Lastgangmessung (RLM; auch registrierende erfolgt. Für Anschlüsse im Niederspannungsnetz ist mit
Leistungsmessung) durch den Energieversorger. Nur hier § 14a EnWG ein Gesetz für steuerbare Verbraucher in
ist unter dem aktuellen regulatorischen Rahmen der Kraft, über das diese mit einem geringeren Netzentgelt
Einsatz von Preissignalen umsetzbar. belegt werden können. Dort wird explizit auch die
Ladung von Elektrofahrzeugen als Anwendungszweck
Im Rahmen der Netznutzung bestehen für RLM-Kunden erwähnt. Die entsprechende Durchführungsverordnung
aktuell bereits folgende Preisanreize: Zunächst ist die ist derzeit jedoch in Erarbeitung und ihre konkrete
Minimierung des Jahresleistungsentgeltes interessant. Ausprägung noch nicht bekannt.
Das Jahresleistungsentgelt ist das Produkt aus dem
jeweiligen Jahresleistungspreis (in Euro pro Kilowatt) Für die Nutzung von Preissignalen aus dem Strommarkt,
und der Jahreshöchstleistung (in Kilowatt der jewei- die sich unmittelbar aus der Erzeugungs- und
ligen Entnahme im Abrechnungsjahr). Je geringer Verbrauchssituation ergeben, besteht hingegen kein
die jährlichen bzw. monatlichen Leistungsspitzen an standardisierter Rahmen – weder in gesetzgeberischer
9 Bei juristischen Personen wird in dieser Kurzstudie i. d. R. auf eine gendergerechte Schreibweise verzichtet.
142 PREISGESTEUERTES LADEN
noch in privatrechtlicher oder technischer Hinsicht. lem Kommunikationsmodul die Hauptaufgabe zu, für die
Grundsätzlich ließen sich zwar zwischen Stromversorger sichere Datenübertragung im intelligenten Messsystem
und jeweiligem Stromabnehmer/Ladesäulenbetreiber zu sorgen. Ferner ist auch für Anschlüsse, die von den
beliebige Verträge vereinbaren, in der Regel wird Regelungen des § 14a EnWG Gebrauch machen, ein
jedoch eine Belieferung zum Fixpreis durchgeführt, iMSys vorgeschrieben und die Nutzung preisvariabler
der keine Anreize bietet, den Strombezug so anzu- Tarife grundsätzlich möglich.
passen, dass die Ladung von Elektrofahrzeugen an
Preisen oder der Verfügbarkeit erneuerbaren Stroms Zusammenfassend ist festzuhalten, dass für die Diskussion
ausgerichtet wird. Es existieren jedoch verschiede- um Nutzungsmöglichkeiten von Preissignalen aus
ne Modelle zur Weitergabe von Großhandelspreisen Strommarkt und -netz neben technischen Fragestellungen
bzw. von aktuellen Stromerzeugungskosten: Historisch auch organisatorisch-vertragliche Faktoren prägend sind.
sind hier etwa das Hochtarif-/Niedertarif-Modell zu
nennen, das die Auslastung der Grundlastkraftwerke
sicherstellen sollte. Auch aktuell angebotene Tarife10 2.3 SYSTEMATISIERUNG VON USE CASES
basieren auf der Übermittlung von Preisinformationen, FÜR PREISGESTEUERTES LADEN
nach denen der Strombezug dann abgerechnet wird. Timo Kern (FfE)
Noch näher am Strommarkt sind Modelle, bei denen
der Stromversorger den Strombezug nach Vorgaben Die Möglichkeiten und Ausprägungen von preisgesteu-
des Energiemanagementsystems des Eigentümers der ertem Laden sind vielfältig. Abbildung 5 klassifiziert
Ladeeinrichtung optimiert. die Anwendungsfälle (Use Cases) von preisgesteuertem
Laden mit direkter und indirekter Preissteuerung. Eine
Technisch erfordert eine Belieferung mit flexib- direkte Preissteuerung liegt vor, wenn ein Elektrofahrzeug
len, am Strommarkt orientierten Tarifen zudem eine allein basierend auf zeitlich aufgelösten Preissignalen
Lastgangmessung. Wie oben formuliert, beschreibt die Ladestrategie anpasst. Die Preissignale können hier-
die Lastgangmessung einen Messvorgang durch den bei hochdynamisch im Minutenbereich variieren (z. B.
Energieversorger beim Kunden. Dieser Messvorgang am kontinuierlichen Intraday-Markt) oder über einen
wird bei Kunden mit registrierender Lastgangmessung längeren Zeitraum von mehreren Stunden einen kons-
(RLM) ohnehin seit Jahrzehnten gewährleistet und neuer- tanten Wert aufweisen (z. B. Hochtarif Tagstrom HT/
dings bzw. in naher Zukunft durch sogenannte „Smart Niedertarif Nachtstrom NT). Eine indirekte Preissteuerung
Meter“ (intelligente Messsysteme, iMSys) eingeführt für repräsentiert eine Ladestrategie basierend auf einer
kleinere Verbraucher zwischen 6 und 100 MWh/a Gesamtoptimierung, in die Preissignale mit eingehen.
(vgl. §§ 29, 55 MSBG). Ein intelligentes Messsystem
(iMSys) besteht aus dem Zusammenspiel aus digitalen
Messeinrichtungen und einem Kommunikationsmodul. In
dem nach den Vorgaben des Bundesamts für Sicherheit
in der Informationstechnik (BSI) entwickelten intelligenten
Messsystem kommt dem Smart-Meter-Gateway als zentra-
10 Vgl. z. B. Next Kraftwerke, „Best of 96“, https://www.next-kraftwerke.de/virtuelles-kraftwerk/stromverbraucher/variabler-stromtarif#best-of-96,
Zugriff am 13.11.2020.
15GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
KLASSIFIZIERUNG DER USE CASES
Use Case Preisge- Erlösort Kunden- Regelung Regula- Externe Bidirektional? Regula-
steuert gruppe torik Akteure torik
(gesteuert) (bidirek-
tional)
Zeitliche Arbitrage durch Aggregator,
In front Ja, mit
Handel am Strommarkt VNB,
of the Rückspeisung
> Day Ahead LF, BKV,
meter ins Netz
> Intraday MSB
Tarifoptimiertes Laden
LF, Ja, mit
> HT/NT Behind
MSB, Rückspeisung in
> Börsenpreisorientiert the meter
VNB den Haushalt
> Variable Netzentgelte
Spitzenlastkappung mit Ja, mit
Flottenmanagement Behind VNB, Rückspeisung
the meter MSB in das
Unternehmen
Eigenverbrauchserhöhung
Ja, mit
Behind
MSB Rückspeisung in
the meter
den Haushalt
Systemdienstleistungen Aggregator,
In front Ja, mit
VNB,
of the Rückspeisung
BKV, LF, MSB,
meter ins Netz
ÜNB
ZU HAUSE/SLP-KUNDE GEWERBE/RLM-KUNDE NETZ/MARKT/SYSTEM
Abbildung 5: Use Cases zum preisgesteuerten Laden mit bidirektionaler Erweiterung (Quelle: Projekt BDL)
Zu den direkt preisgesteuerten Use Cases gehören die Weitere Use Cases nutzen indirekte Preissignale, um
Nutzung von zeitlicher Arbitrage am Strommarkt und die Ladestrategie des Elektrofahrzeugs anzupassen. Die
das tarifoptimierte Laden. Beim preisgesteuerten Laden Eigenverbrauchserhöhung führt eine Minimierung der
nach zeitlicher Arbitrage werden Preisdifferenzen an Strombezugskosten durch, die wesentlich durch die Höhe
den Day-Ahead- und den Intraday-Märkten genutzt, der Strombezugskosten und der PV-Einspeisevergütung
indem der Zeitraum des Ladevorgangs in Zeiten mit beeinflusst wird. Spitzenlastkappung in Unternehmen
günstigen Börsenpreisen verschoben wird. Beim tarif- hat das Ziel, die Netzentgelte zu senken, indem das
optimierten Laden werden vom Energieversorger angebo- Laden des Elektrofahrzeugs zu Zeiten einer geringeren
tene dynamische Tarife genutzt, um das Elektrofahrzeug Unternehmenslast durchgeführt wird. Letztlich können poten-
zu Zeitpunkten mit günstigen Strompreisen zu laden. ziell auch die Preissignale von Systemdienstleistungen,
Günstige Preise können durch eine geringe Last (HT/ wie die Bereitstellung von Redispatch oder Regelleistung,
NT), hohe Einspeisungen erneuerbarer Energien (börsen- durch gesteuertes Laden genutzt werden. Der Fokus soll
preisorientiert) oder geringe Netzauslastung (variable im Weiteren auf die direkt preisgesteuerten Use Cases
Netzentgelte) begründet sein. gelegt werden.
162 PREISGESTEUERTES LADEN
Der Energiemarkt ist über Marktrollen organisiert. Preisgesteuerte Use Cases bieten das Potenzial, aus
Wesentliches Element dieser Organisation ist die Nutzer:innen- und Systemsicht einen monetären Mehrwert
Marktkommunikation, welche im Rollenmodell des zu generieren. Tarifoptimiertes gesteuertes Laden ist heute
Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. grundsätzlich umsetzbar; die dafür notwendigen dyna-
(BDEW)11 definiert ist. Teil dieser Marktkommunikation mischen Tarife werden teilweise bereits angeboten. Die
sind unter anderem die Rollen Verteilnetzbetreiber Nutzung von zeitlicher Arbitrage am Strommarkt kann
(VNB), Lieferant, Bilanzkreisverantwortlicher (BKV), Mess- regulatorisch für gesteuertes Laden heute schon umge-
stellenbetreiber (MSB) und Übertragungsnetzbetreiber setzt werden, am einfachsten durch zeitvariable börsen-
(ÜNB). In Abbildung 5 sind im Bereich der Akteure die preisorientierte Tarife. Da der Haushaltsstrompreis durch
Marktrollen den Use Cases zugeordnet. Die Rolle des Abgaben und Umlagen geprägt ist (ca. 80–85 % des
Aggregators ist dabei kein Teil des Rollenmodells. Beim Gesamtpreises)12, schafft der variable Börsenstrompreis
tarifoptimierten Laden wird durch den Lieferanten ein redu- hier allerdings nur einen sehr begrenzten Anreiz zur
zierter Stromtarif in bestimmten Zeiten angeboten. Dies Veränderung des Ladeverhaltens.
ermöglicht es, unterschiedliche Preise für den Strombezug
zu zahlen, welche dann durch eine Ladesteuerung ERWEITERUNG DER USE CASES DURCH
genutzt werden können, um die Strombezugskosten zu BIDIREKTIONALES LADEN
optimieren. Alle in Abbildung 5 aufgezeigten Use Cases lassen
sich grundsätzlich durch eine bidirektionale Anwendung
Bei der Definition der Use Cases wird zwischen erweitern, um das Stromausgleichspotenzial, welches
dem Erlös-Ort und der Kundengruppe unterschieden durch intelligentes Laden bereits erreicht wird, weiter zu
(siehe Abbildung 5). Der Erlös-Ort kann zwischen erhöhen. Denn bidirektionale Elektrofahrzeuge können
Haushalten, Gewerbe und Stromnetz unterteilt wer- zusätzlich Strom aus der Batterie des Fahrzeugs über eine
den. Die Kundengruppen unterscheiden sich nach der geeignete Wallbox zurückspeisen. Beim Use Case zeit-
energiewirtschaftlichen Einordnung in SLP-Kunde (Kunde liche Arbitrage wird dabei der Strom zu Zeiten mit teuren
mit Standardlastprofil), RLM-Kunde (mit registrierender Börsenpreisen zurück ins Netz gespeist. Auch der Use
Leistungsmessung) und dem Markt, d. h. dem Stromsystem. Case tarifoptimiertes Laden ist bidirektional erweiterbar,
An den jeweiligen Erlös-Orten kann das Elektrofahrzeug indem zu Zeiten mit hohen Strompreisen die Haushaltslast
preisgesteuert geladen werden. Hierzu wird eine steuer- aus dem Elektrofahrzeug gedeckt wird, ohne zurück ins
bare Ladestation benötigt, die auf Preissignale reagieren Netz zu speisen.
kann und den Ladevorgang dementsprechend steuert.
Ferner wird eine Messeinrichtung – z. B. ein intelligentes Bidirektionale Elektrofahrzeuge sind eine neue
Messsystem – zur Erfassung der Energiemengen pro Technologie, deren Funktionalität insbesondere bei
Abrechnungsintervall eingesetzt. höheren Mengen an Überschussstrom im Netz an
Relevanz gewinnen wird und für die noch keine regula-
torischen Rahmenbedingungen auf EU-Ebene existieren.13
11 BDEW – Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (2019): Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt –
Strom und Gas, Berlin.
12 BDEW – Bundesverband der Energie-und Wasserwirtschaft (2020): BDEW-Strompreisbestandteile Januar 2020 – Haushalte und Industrie, Berlin.
13 EASE – European Association for Storage of Energy (2019): Energy Storage: A Key Enabler for the Decarbonisation of the Transport Sector,
Brussels.
17GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
Grundsätzlich wird ein bidirektionales Elektrofahrzeug für den Strombezug eines Elektrofahrzeugs dar. Dazu
in Deutschland als Letztverbraucher eingestuft, wobei werden die Erlöspotenziale der Nutzer:innengruppe
noch nicht definiert ist, ob Elektrofahrzeuge als Speicher „Pendler“ dargestellt. Die Erlöspotenziale der nicht abge-
teilweise befreit werden von Abgaben und Umlagen bildeten „Nicht-Pendler“ variieren im Vergleich dazu leicht
auf den Strombezug. Für den Use Case tarifoptimiertes bei einem qualitativ ähnlichen Verlauf. Die dargestellten
Laden ist neben der noch nicht geklärten grundsätzlichen Erlöse am Day-Ahead-Markt und in der Intraday-Auktion
Einordnung des bidirektionalen Elektrofahrzeugs anzu- wurden im Rahmen des BDL-Projekts für einen exemplari-
nehmen, dass gegebenenfalls auch die Regelung für schen Fahrzeugtyp (100 kWh Batteriekapazität, 11 kW
sogenannte De-minimis-Anlagen (Stromerzeugungsanlage Lade-/Entladeleistung) ermittelt. Erlöspotenziale von
von 10 kW bis zu 10 MWh) relevant werden könnte, gesteuertem Laden sind dabei weitgehend unabhängig
die für eine Stromerzeugungsanlage von 10 kW (und von zusätzlichen Abgaben, da diese nur das Niveau
damit auch eine bidirektionale Wallbox) bis zu 10 MWh des Strompreises anheben, die Preisspannen jedoch
von der EEG-Umlage befreit (s. § 61a Nr. 4 EEG) bestehen bleiben. Die Erlösmöglichkeiten von bidirek-
werden, sofern die bidirektionale Wallbox eine tionalem Laden sinken bei nur geringfügigen Abgaben
Ausspeicherleistung mehr als 10 kW aufweist. und Umlagen bereits deutlich ab. Abgaben in Höhe
von 20 Euro/MWh führen beispielsweise bereits zu
Um einen Eindruck der Auswirkung von Abgaben und einer Verringerung der Erlöse von über 60 Prozent. Eine
Umlagen – wie z. B. Netzentgelten und der EEG-Umlage – Wirtschaftlichkeit für den Use Case zeitliche Arbitrage
auf die Erlöspotenziale des Use Cases zeitliche Arbitrage lässt sich potenziell nur erreichen, wenn bidirektionale
zu vermitteln, stellt Abbildung 6 die Differenzerlöse Elektrofahrzeuge, die als Stromspeicher agieren, eine
von bidirektionalem und gesteuertem Laden gegenüber Befreiung von verschiedenen Abgaben und Umlagen
dem ungesteuerten Laden unter verschiedenen Abgaben erlangen.
600
500
Erlöse in €/EV/a
400
300
200
Day-Ahead Bidirektional
Day-Ahead Gest. Laden
100
Intraday Auktion Bidirektional
0 Intraday Auktion Gest. Laden
0 20 40 60 80 100
Abgaben auf bezogenen Strom in €/MWh
Abbildung 6: Erlöspotenziale des preisgesteuerten Ladens mit bidirektionaler Erweiterung (Quelle: Projekt BDL14)
14 Kern, T., Dossow, P. und von Roon, S. (2020): Integrating Bidirectionally Chargeable Electric Vehicles into the Electricity Markets. Energies,
13, 5812.
183 ANWENDUNGSBEISPIELE
GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
3 ANWENDUNGSBEISPIELE
Im Rahmen des Förderprogramms Elektro-Mobil des der Netznutzung (Spitzenlast- und Hochlastzeitfenster)
Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie im Kontext der gewerblichen Nutzung einer (sich stetig
(BMWi) werden erste Konzepte des preisgesteuer- erweiternden) Flotte von Elektrofahrzeugen im regelmäßi-
ten Ladens in unterschiedlichen Anwendungen ent- gen (Schicht-)Dienst. Technisch findet die Stromabnahme
wickelt und erprobt. Im Fokus des Programms steht die bei beiden Akteuren auf der Mittelspannungsebene, inkl.
Integration der Elektromobilität in das Stromsystem und registrierender Lastgangmessung (RLM), statt. Zudem ist es
eine Erprobung dessen in Reallaboren. Einige dieser das Ziel beider Projekte, den Aufbau der Ladeinfrastruktur
Anwendungsbeispiele werden nachfolgend vorgestellt. zukunftsweisend auszugestalten, wobei neben Fragen
Die Projekte zeigen Möglichkeiten der Preissteuerung der weiteren Ausbauplanung insbesondere das Thema
des Lademanagements für Elektrofahrzeuge auf. Sie systemdienliche Integration der Ladung ins Stromnetz
identifizieren Herausforderungen und Handlungsbedarfe im Vordergrund steht. Von der Ausgangslage unterschei-
beispielsweise in Bezug auf technische Entwicklungen, den sich die Projekte in der Form, dass in Hamburg
Normung und Standardisierung oder Regulatorik. Die prä- der Stromanbieter mit Hamburg Energie den zentralen
sentierten Anwendungsbeispiele spiegeln den aktuellen Akteur darstellt, während im Berliner Fall aufgrund der
Erfahrungsstand wider und werden auch bezüglich einer freien Wahl des Stromanbieters eine dezentrale Lösung
weiteren Verwendung oder Weiterentwicklung diskutiert. gewählt wurde.
KONZEPT BSR-LI-FLX
3.1 INTEGRIERTE SPOTMARKTOPTI- Zur Optimierung des Strombezugs wird in Berlin im
MIERUNG FÜR EINE KOMMUNALE FAHR- Projekt BSR-Li-Flx eine vertragliche Vereinbarung mit dem
ZEUGFLOTTE Stromversorger genutzt, welche an jedem Tag mit Bezug
Dr. Alexander Weber (ÖKOTEC), auf den darauffolgenden Tag eine Übermittlung eines
Serge Runge (Hamburg Energie) Flexibilitätsbandes (d. h. Korridor der Bezugsleistung
über die Zeit) durch die Berliner Stadtreinigung an den
Sowohl die Berliner als auch die Hamburger Stromversorger vorsieht. Auf dieser Grundlage gene-
Stadtreinigung elektrifizieren Teile ihrer Fahrzeugflotte. riert der Stromversorger eine am Strommarkt optimierte
Die Ausgangssituationen sind insofern unterschiedlich, Gesamtladekurve, welche er dann an die Stadtreinigung
als im Projekt ELBE mit dem städtischen Energieversorger zurückmeldet. Wird die vorgegebene Gesamtladekurve
Hamburg Energie (HE) ein Stromversorger direkt in das innerhalb gewisser Grenzen eines Toleranzbands einge-
Projekt eingebunden ist, während im Fall der Berliner halten, wird der Kostenvorteil aus der Strombeschaffung
Stadtreinigung (BSR) der Stromversorger extern und damit im Nachgang auf Grundlage von veröffentlichten
potenziell wechselnd ist. Dabei wurden in den Projekten Börsenpreisen errechnet und zwischen Stadtreinigung
ELBE (Hamburg) und BSR-Li-Flx (Berlin) teils ähnliche, teils und Stromversorger aufgeteilt. Grundlage für das an den
unterschiedliche Ansätze verfolgt, die im Folgenden dis- Versorger gemeldete Flexibilitätsband sind Nutzungsprofile
kutiert werden. der Fahrzeuge, die durch das Fuhrparkmanagement sei-
tens der Stadtreinigung erfasst und gepflegt werden. Der
ZIELE, AUSGANGSLAGE UND VORGEHEN Datenaustausch erfolgt über eine speziell dafür einge-
IN DEN PROJEKTEN richtete webbasierte Programmierschnittstelle (Web-API)
Ziel des Projekts BSR-Li-Flx und des hier beschriebenen des Energielieferanten, die direkt und vollautomatisiert
Teilprojekts des Verbundprojekts ELBE ist die energie- durch das EMS (EnEffCo®) der BSR angesprochen wird.
wirtschaftliche Optimierung des Strombezugs sowie Dabei umfasst die Vereinbarung mit dem Stromversorger
203 ANWENDUNGSBEISPIELE
lediglich die Verbräuche der Elektrofahrzeuge, sodass Ladestromoptimierung ergeben sich aus den tatsächlichen
es nicht auf einen Informationsaustausch hinsichtlich der Ankunftszeiten und vordefinierten Nutzungszeitbereichen
(bislang) unflexiblen Restverbräuche der Liegenschaften der Fahrzeuge.
ankommt. Die Verfügbarkeiten der Fahrzeuge für die
FLEXIBILITÄTSMANAGEMENT BEI DER BSR
Wie der Fuhrpark in vollem Umfang genutzt werden kann und im Hintergrund trotzdem Kostenvorteile entstehen.
Anforderungen
an Netzauslastung
Hochaufgelöste Zählerdaten
für Spitzenlastmanagement
EnEffCo®- Energie-
Bedienoberfläche auswertung Anforderungen an
Fahrzeugnutzung/Stromdaten
BSR-Energiemanagement
Automatisierte Anbindung an
Datenquellen und Drittysteme OCPP
BSR
BSR
(Flottenmanagement, ERP etc.)
Ladeinfrastruktur/
Furhpark
BSR BEZUGSOPTIMIERUNG Stromversorger
optimiert Kosten des Strombezugs unter Sicherstellung der betrieblichen
Anforderungen des Fuhrparks mit EnEffCo®
Abbildung 7: Technische Umsetzung im Projekt BSR-Li-Flx (Quelle: Projekt BSR-Li-Flx bzw. WindNODE, das Schaufenster für intelligente Energie
aus dem Nordosten Deutschlands)
KONZEPT ELBE
Im Projekt ELBE in Hamburg tritt der Stromversorger für die Auf-/Ausbauplanung der Ladeinfrastruktur
Hamburg Energie individuell an Betreiber von unter Verwendung historischer oder fiktiver Daten zum
Flottenstützpunkten wie in diesem Beispiel an die Strommarktgeschehen. Abbildung 8 zeigt die grund-
Stadtreinigung heran. Es wird zunächst für jeden Standort legende Wirkkette des entwickelten Konzepts für das
ein Einsatzplanungsmodell aufgebaut. Dieses ermög- netzdienliche Laden von Elektrofahrzeugen.
licht nicht nur die Optimierung der Ladevorgänge
in einer Orientierung auf den Strommarkt und die
Berücksichtigung von Netzentgeltfragen, sondern
auch die Durchführung von Simulationsexperimenten
21GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
Prognosesoftware
Lastgangprognose
Ereignissignal übrige Verbrauchs-
zur Lastreduktion Netzleitsystemsoftware
bereiche
an gewissen Verteilnetzbetrieb
Netzknoten Optimierungssoftware
(OpenADR) Verfügbarkeitsinformationen
Betriebszustandsinformationen
Leitsystemsoftware Fahrplaninformationen
virtueller
Kraftwerksbetrieb
IEC 60870-5-104 BÜRO- UND
Befehl Leistungssollwert VERWALTUNG
Mitteilung Leistungsistwert GROSSKÜCHE
Backendsoftware für Mitteilung Bereitschaftsstatus
KFZ-WERKSTATT
Ladeinfrastrukturbetrieb
OCPP 1.6/2.0 Befehl Start/Stopp Laden Mitteilung Informationen Ladesitzung
Befehl Setzen maximale Ladeleistung Mitteilung Statusinformationen
STELLPLÄTZE STELLPLÄTZE STELLPLÄTZE STELLPLÄTZE
PRITSCHENWAGEN KEHRMASCHINEN MITARBEITER:INNEN-PKW BESUCHER:INNEN-PKW
Abbildung 8: Technische Umsetzung im Projekt ELBE (Quelle: Projekt ELBE)
Mithilfe der Netzleitsystemsoftware wird der de Einsatzplanung in Bezug auf die Ladevorgänge
Verteilnetzbetrieb überwacht. In Echtzeit werden durch der gewerblich genutzten Elektrofahrzeuge durchgeführt.
die Netzleitsystemsoftware entlang der Netzbetriebsmittel Hintergründig setzt der Flexibilitätsvermarkter dazu eine
Messwerte erfasst und eine Einschätzung zum Prognosesoftware ein, mit welcher die Teillastgänge,
Netzzustand getroffen. Unter Berücksichtigung von z. B. einer Kfz-Werkstatt, von Büros, der Verwaltung
flexiblen Lasten – wie hier der Ladeinfrastruktur – oder auch der Großküche auf einer Liegenschaft,
kann mit der Netzleitsystemsoftware eine Vermeidung ermittelt werden. Mit der Optimierungssoftware wird
von Netznutzungsengpässen gesteuert werden. Bei gewährleistet, dass die auf Ladevorgänge entfallende
Bedarf wird dazu mit der Netzleitsystemsoftware Verbrauchsleistung hinsichtlich Netzanschlusskapazität
ein Ereignissignal zur Lastreduzierung bei bestimm- und lokaler Verteilungskapazität sowie eines möglichen
ten Netzknoten an die Backendsoftware des Spitzenverbrauchswerts auf die übrige Verbrauchsleistung
Ladeinfrastrukturbetriebs mittels OpenADR-Protokoll in der Liegenschaft abgestimmt ist. Die Ladevorgänge
(siehe Kapitel 3.3) geschickt. Unterdessen wird im und die darauf entfallende Verbrauchsleistung sind
Rahmen einer Flexibilitätsvermarktung eine optimieren- Gegenstand der sich wiederholenden Einsatzplanung des
223 ANWENDUNGSBEISPIELE
Flexibilitätsvermarkters. Aus der Einsatzplanung können Einrichtungsaufwand verbunden und ein Wechsel des
sich jeweils zusätzliche Handelsgeschäfte im fortlaufen- Stromlieferanten ist schwierig umsetzbar, sie sind dafür
den Stromhandel und entsprechende Anpassungen der aber individuell auf die Liegenschaft angepasst und
Ladekurven ergeben. Solange der Flexibilitätsvermarkter können dann als Bestandteil eines Anlagenportfolios
die Erfüllbarkeit der Einsatzplanung garantieren kann, bei einem Flexibilitätsvermarkter automatisiert operativ
kann der Flexibilitätsvermarkter in Bezug auf eine betrieben werden. Im ELBE-Projekt wird ein Baukasten
bestimmte Lieferviertelstunde Strommengen zukaufen und für die Erstellung von Einsatzplanungsmodellen ent-
auch wieder abverkaufen. Das Handelsvolumen kann wickelt, in denen die Ladeeinrichtungen gewerblicher
sich so aufgrund der sich verändernden Preisgefüge Flottenbetreiber, kommunaler Betriebe und anderen
der Stromprodukte und des fortlaufenden Stromhandels Verbraucher/Erzeuger am Standort abgebildet werden
auf ein Vielfaches der letztlich bei den Ladevorgängen können. Mithilfe solch eines Modellbaukastens können
verbrauchten Strommenge belaufen. Die aus der für eine Mehrzahl interessierter Gewerbetreibender kon-
Optimierungssoftware resultierenden Ladekurven wer- krete Einsatzplanungsmodelle ausgestaltet werden.
den innerhalb eines virtuellen Kraftwerksbetriebs sei-
tens des Flexibilitätsvermarkters durch eine zentrale Im Rahmen des Projekts BSR-Li-Flx konnte eine ver-
Leitsystemsoftware überwacht. Nach und nach über- tragliche Gestaltung zwischen der BSR und dem
mittelt sie den Leistungssollwert einer jeweiligen Stromanbieter genutzt werden, die als Blaupause für
Viertelstunde als Wunschvorgabe für die Ansteuerung zukünftige Anwendungen dienen könnte. Hierbei wird
der Ladeeinrichtungen an die Backendsoftware des dem Stromversorger ein Flexibilitätskorridor übermittelt,
Ladeinfrastrukturbetreibers und erhält die Leistungsistwerte den dieser zur Erstellung eines am Strommarkt optimierten
zurückgemeldet. Typischerweise unterstützt das Ladefahrplans nutzt. Durch die Software EnEffCo® wird
Anwendungsprotokoll OCPP (Open Charging Point dieser Fahrplan durch die Ansteuerung der Ladepunkte rea-
Protocol) in der Version 1.6 die Kommunikation zwischen lisiert. Interessant ist beim Vergleich der beiden Projekte,
einer Ladeeinrichtung und der Backendsoftware des dass zwar die letztliche Optimierungsentscheidung zentral
Ladeinfrastrukturbetreibers. durch den Stromversorger und eng am Strommarkt durch-
geführt wird, dass aber die vorbereitende Bestimmung
PROJEKTERGEBNISSE eines Flexibilitätskorridors bzw. die Einsatzplanung für
Im ELBE-Projekt führt der Verteilnetzbetreiber in seiner eine flexible Last im Hamburger Fall zentral durch den
Netzleitsystemsoftware ein Verzeichnis über sämtliche Stromversorger, im Berliner Fall aber dezentral durch
Ladeeinrichtungen. Im Zuge von Beantragungen zum den Stromkunden ausgeführt wird. Da der Aufwand
Anschluss von Ladeinfrastruktur für Elektromobilität sind in der Hamburger Variante je zusätzlichem Fahrzeug
ihm die einzelnen Ladekapazitäten bekannt und er kann höher ist als im Berliner Fall, könnte sich die dezentra-
sie im Vorhinein den Netzknoten zuordnen. Wird seitens le Aggregation von Nutzungsanforderungen aufgrund
des Verteilnetzbetreibers ein Netznutzungsengpass pro- der höheren Flexibilität und Skalierbarkeit als vorteil-
gnostiziert, so kann er grundsätzlich mit diesem Wissen hafter erweisen. Ferner ist im Hamburger Fall eine
an den betroffenen Netzknoten versuchen, vonseiten Modellierung des Restverbrauchs erforderlich, die eben-
der Ladeinfrastrukturbetreiber eine Lastreduzierung zu so mit Aufwand einhergeht, aber keine signifikante wirt-
erreichen. In diesem Teilprojekt des Verbundprojekts schaftliche Verbesserung des Strombezugs im Vergleich
ELBE wird dies auf verschiedenen Liegenschaften zur Ausgangssituation (Festpreisvertrag) ermöglicht. Dies
der Stadtreinigung Hamburg erprobt. Die erstellten ist im Projektverlauf weiter zu prüfen.
Einsatzplanungsmodelle sind zu Beginn mit hohem
23GESTEUERTES LADEN VON ELEKTROFAHRZEUGEN ÜBER PREISANREIZE
Durch das ELBE-Projekt konnte gezeigt werden, Ladens dargestellt werden, hier nicht von Relevanz sind:
dass es im Rahmen einer Flexibilitätsvermarktung für Zunächst sind die tatsächlich zu bestimmten Zeitpunkten
Flottenstützpunkte möglich ist, auf Jahressicht erhöhte zeitgleich verfügbaren Ladeleistungen sowohl von den
Spitzenverbrauchswerte und damit einhergehende höhe- Nutzungsanforderungen als auch von der tatsächlichen
re Leistungsentgelte zu vermeiden. Es ließen sich sogar Maximallast abhängig. Außerdem kann davon ausgegan-
bei dem integrierten Ansatz die Netzkosten dadurch gen werden, dass eine integrierte Optimierung mit dem
reduzieren, dass dynamische Netzentgelte gemäß § 14a Strommarkt wie hier eine systemisch unerwünschte Ballung
des EnWG bei der Vermarktung des Anlagenportfolios der Nachfrage über das Preissignal verhindern würde.
im Ausschnitt des jeweiligen Standorts berücksichtigt Darüber hinaus stehen den betroffenen Netzbetreibern
werden können. bewährte Instrumente zur Verfügung, die Auslastung ihrer
Netzinfrastruktur durch Gleichzeitigkeit kurzfristig zu regeln.
Bei der Berliner Stadtreinigung konnten im Projekt BSR-Li-Flx
bereits in einem ersten Optimierungsschritt Einsparungen
von 16 Prozent je MWh auf die Strombeschaffungskosten 3.2 DEZENTRALE STEUERUNG DER
realisiert werden. Zudem ist die Nutzung des beschriebe- LADEINFRASTRUKTUR DURCH DEN
nen Vertragsmodells mit dem Stromversorger als besonde- VERTEILNETZBETREIBER ANHAND VON
re Innovation zu werten – insbesondere, da es gut auf PREISSIGNALEN
andere Nutzer und Stromversorger (die selber aktiv an Tina Zierul (ChargePoint)
der Strombörse tätig sind) übertragbar ist. Ein netzentgelt-
minderndes Spitzenlastmanagement findet ebenfalls statt. ZIEL DES PROJEKTS
Ziel dieses Teilprojekts innerhalb des Verbundprojekts
FAZIT UND AUSBLICK ELBE ist es, die Steuerung der Ladeinfrastruktur in der
Beiden Ansätzen ist gemein, dass eine Optimierung mit Form zu ermöglichen, dass der Aufbau der geplan-
Blick auf Netzentgelte und den Strommarkt erfolgreich ten über 7.000 Ladepunkte ohne einen Ausbau des
umgesetzt werden konnte. Mit Blick auf die Optimierung Verteilnetzes bewältigt werden kann. Hierzu wird ein
am Strommarkt haben sich erfreulicherweise keine grund- Prototyp für die Steuerungslogik und die Kommunikation
sätzlichen Probleme gezeigt, d. h. die Optimierung der entwickelt und im Feld getestet.
Ladevorgänge über statische Preissignale ließen sich
technisch umsetzen. Im Ergebnis scheint sich jedoch (bei KONZEPT
vergleichbaren Erlösen) das stärker integrierte Setting in Die Steuerung von Verbrauchern und dezentralen
Hamburg als aufwendiger zu erweisen als das Berliner Erzeugern wird in Europa, Kalifornien und Japan durch
Setting. Das Berliner Setting dürfte auch in Bezug auf die sogenannte Demand Response (DR)-Programme der
Strombeschaffung, bei der ein Wettbewerb zwischen Energieversorger geplant. DR-Programme ermöglichen
verschiedenen Anbietern häufig wünschenswert ist, die eine rechtzeitige Anpassung der Verbrauchernachfrage
praktikablere Lösung sein. Das integrierte Setting in an die Stromversorgungsbedingungen, was dazu
Hamburg würde voraussichtlich seine Stärken erst bei der beiträgt, Unterbrechungen und Schwankungen der
Aggregation größerer Flotten entfalten können. Stromerzeugung auszugleichen. Diese Programme nut-
zen im Regelfall die Open-Source-Schnittstelle OpenADR
Aus dem beschriebenen Vorgehen im Projekt BSR-Li- 2.0b, die nun auch im Hamburger ELBE-Projekt umge-
Flx wird zudem deutlich, dass „Lawineneffekte“ wie setzt wird.
sie gelegentlich als nachteiliges Szenario gesteuerten
24Sie können auch lesen
