Fachartikel

01. September 2014

Smarte Stromer als Stromlieferanten?

Ein Punkt in Diskussionen rund um den Einsatz von Elektroautos ist der Faktor Energie. Hierbei geht es nicht nur um die lokale Infrastruktur und Möglichkeit des Ladens der Fahrzeuge, sondern um die Auswirkungen auf Stromnetze und das Austarierens des Strombedarfs. Oft fällt in diesem Zusammenhang das Stichwort Smart Grid: die intelligente Vernetzung von Energielieferanten und –verbrauchern sowie deren Steuerbarkeit über eine einheitliche Kommunikation. Dabei wird das Elektroauto nicht nur als Stromabnehmer, sondern auch als kurzfristiger Stromlieferant gesehen. Die Batterie als Notstromaggregat. Die beste CO2-Bilanz bieten Elektrofahrzeuge, die mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen geladen werden. Wird diese Energie bei Netzschwankungen ins Stromnetz zurückgespeist, wirkt sich das positiv auf die Bilanz des Gesamtsystems aus.

Technische Universität München erforscht die energieautarke Elektromobilität
Foto: Technische Universität München – Projekt eMOBILie

Foto: Technische Universität München – Projekt eMOBILie

Die TUM ist bekannt für ihr Forschungsengagement im Bereich Elektromobilität. Das im Jahr 2012 vorgestellte, Fachbereich übergreifend entwickelte Fahrzeugkonzept MUTE dient seither als Basis für das Folgeprojekt Visio.M. Dessen Ziel ist es, den Bau effizienter, sicherer und Massenmarkt tauglicher Elektrofahrzeuge zu erforschen. Im November 2013 folgte durch TUM Create die Vorstellung von EVA, einem von den Münchnern gemeinsam mit ihrer Partneruniversität Nanyang Technological University (NTU) in Singapur entwickelten Taxi, das  speziell für Megacities ausgelegt ist. Aktuell wird in Deutschland und dem Tigerstaat an dem VOI genannten Roller mit variablem Vorbau gearbeitet. Jetzt wird an der TUM von dem Zentrum für nachhaltiges Bauen zusammen mit dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik sowie den Partnerfirmen BMW und SMA Solar an den Wechselwirkungen zwischen Elektromobilität und lokaler, regenerativer Energieerzeugung geforscht. Am 23. Juni fand in Hallbergmoos nahe dem Flughafen München der Spatenstich für ein neues Forschungsgebäude statt. Der Strom wird von der 8,8 kWpeak leistungsstarken PV-Anlage geliefert und kann je nach ermitteltem Bedarf für die Wärmepumpe, zum Betrieb verschiedener Haushaltsverbraucher, zum Laden des Elektroautos oder zur Vorhaltung in dem 9,9kWh großen Batteriespeicher auf Lithium-Ionen-Basis genutzt werden. Zusätzlich kann erzeugte Wärme in einem PCM (Phase-Change-Material)-Aggregat aus Salzhydrat gespeichert werden. Das Energiemanagement des Gebäudes lernt über die Zeit die Bedarfe der einzelnen Verbraucher im Gesamtsystem und passt die Regelung entsprechend an. Mit dem Projekt „eMOBILie“ soll gezeigt werden, wie sich das Elektroauto und sein Fahrer in ein autark gesteuertes Kleinststromnetz einfügen lassen, ohne zu starken Eingriff in das tägliche Leben vorzunehmen. Denn was über die intelligente Gebäudesteuerung technisch machbar ist, muss für den Bewohner nicht immer sinnvoll sein. Die Testpersonen – eine vierköpfige Familie mit zwei Erwachsenen Führerscheinhaltern und zwei Kindern – sollen Ende 2014 einziehen, so dass über das gesamte Jahr 2015 Messungen erfolgen können. Aktuell besteht noch die Möglichkeit, sich für diesen Test zu bewerben. Ansprechpartner an der TUM für das Projekt ist Herr Dipl.-Ing. Michael Huith. Extrapoliert man den Ansatz des Smart Micro Grids, könnten Elektroautos sogar zu einem Teil eines virtuellen Kraftwerks werden.

Virtuell, flexibel und effektiv – eine Nische, die den Großen zu klein war

Grafik_NetzfrequenzZielsetzung in Deutschland ist es, im Jahr 2020 35 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energiequellen zu gewinnen. Zweifler betonen hier immer wieder, dass Sonnen- und Windstrom unzuverlässig und nicht planbar sind. Virtuelle Kraftwerke treten diesem Kritikpunkt entgegen. Über eine intelligente Vernetzung verschiedener dezentraler Naturstromanlagen, die sich über ein zentrales Leitsystem steuern lassen, wird eine flexible Energiebereitstellung möglich, die zeitnah auf die Anforderungen zweier Systeme abgestimmt werden kann. Zum einen können die Bedarfe der Strombörse, an der in Leipzig Stromerzeuger und – versorger sowie Großkunden die Strompreise für zeitlich festgelegte Abnahmemengen aushandeln, berücksichtigt werden. Zum anderen kann der Regelenergiemarkt bedient werden, dessen Aufgabe die Stabilisierung des Versorgungsnetzes ist. Das deutsche Stromnetz gilt als stabil, wenn der Transport des eingespeisten sowie des entnommenen Stroms bei einer Frequenz von 50 Hertz erfolgt. Allein aufgrund der nicht vollständig vorhersagbaren Energieabnahme herrscht im Stromnetz ein ständiges sogenanntes Zittern. Da im Netz selbst keine Energie gespeichert werden kann, müssen bei Unter- oder Überschreiten des von 49,98 bis 50,02 Hertz festgelegten Toleranzbandes entsprechend Lasten hinzu- oder abgeschaltet werden.

Je nach Reaktionszeit wird in Primärreserve, die derzeit in Deutschland bei etwa 700 Megawatt Stand-By Energie liegt und sofort abgreifbar sein muss, und Sekundär- oder Minutenreserve, die jeweils nach 30 Sekunden und fünf Minuten vorliegen müssen, unterschieden. In Deutschland sind dafür die vier Übertragungsnetzbetreiber Tennet, Amprion, 50Hertz und Transnet verantwortlich, die aus den großen Stromkonzernen E.ON, REW, Vattenfall und EnBW ausgegliedert wurden. Um Stromausfälle zu verhindern, schreiben die Netzbetreiber kurzfristig verfügbare Kapazitäten auf dem Regelenergiemarkt aus. Anlagenbetreiber und große Stromabnehmer wie Industrieunternehmen, die sich grundsätzlich bereit erklären, auf Schwankungen im Stromnetz schnell zu reagieren, erhalten eine Vergütung für ihre Bereitschaft, flexible Leistung vorzuhalten. Im Falle eines Abrufs von Regelenergie passen sie ihre Produktion oder Leistungsentnahme entsprechend an, so dass die Netzfrequenz wieder innerhalb des Normbereichs stabilisiert werden kann. Dafür erhalten sie einen Arbeitspreis von den Netzbetreibern. Ein guter Anreiz für virtuelle Kraftwerksbetreiber und ihre Anlagenkunden, die schon heute Strom aus erneuerbaren Energien als Sekundärreserve zur Stabilisierung des Netzes liefern.

Jan Aengenvoort quer

Foto: Next Kraftwerke – Jan Aengenvoort

INTERVIEW: Im Gespräch mit Herrn Jan Aengenvoort, Pressesprecher des virtuellen Kraftwerkbetreibers Next Kraftwerke aus Köln

Herr Aengenvoort, wie groß ist Ihr virtuelles Kraftwerk?

Im Juni diesen Jahres haben wir mit 2.000 Anlangen erstmalig eine Leistung von über einem Gigawatt erreicht.

Gibt es Schwerpunkte bei der Stromerzeugung?

Ein Großteil der Leistung, knapp 70 Prozent, stammt aus Bioenergie-Anlagen, gut 18 Prozent wurde jeweils über Sonnenenergie und Wind bereitgestellt und etwa 5 Prozent stammt aus Wasserkraft oder Notstromaggregaten.

Ab welcher Größe rechnet es sich für einen Anlagenbetreiber, in Ihr virtuelles Kraftwerk aufgenommen zu werden?

Wir unterscheiden hier nach den beiden Kernmärkten Strombörse und Regelenergiemarkt, auf denen wir für unsere Kunden tätig werden. Im ersten Fall sollten Solar- und Windanlagen eine Nennleistung von 500kW aufweisen, damit wir sie optimal vertreten können. Bei Biogasanlagen sind bereits 100kW ausreichend, da sie länger und konstanter über das Jahr gefahren werden können. Sofern Solar- und Windanlangen nicht über einen lokalen Stromspeicher verfügen, der zuverlässig eine bestimmte Leistung abgeben kann, sind sie für den Regelenergiemarkt nicht zugelassen. Bei anderen Anlagen wie Biogas, aber auch Wasserkraftwerken oder Notstromaggregaten gilt eine Grenze von 100kW. Lastabwürfe in Industrie und Gewerbe sollten mindestens 300 kW auf die Waagschale bringen.

Virtuelle Kraftwerke werden immer wieder kontrovers diskutiert, da sie eine Nische besetzen. Worin sehen Sie den Nutzen von virtuellen Kraftwerken?

Foto: Next Kraftwerke

Foto: Next Kraftwerke

Einerseits können wir über unseren Verbund eine zuverlässige Sekundärreserve zur Netzstabilität liefern und dies aus rein erneuerbaren Energien. Biogasanlagen sind unseres Erachtens sehr gut dafür geeignet. In den Kuppeln der Fermenter lassen sich große Mengen an Biogas speichern, die kurzfristig, ohne Wandlungsverluste zur Stromerzeugung genutzt und als Primärenergie bereitgestellt werden können, was wiederum eine sehr hohe Flexibilität bietet.Auch große Batterien als Stromspeicher sind aktuell im Kommen. Andererseits erhalten die angeschlossenen Anlagen über unsere gebündelten Strommengen ein größeres Gewicht an der Strombörse, so dass wir für die Betreiber gute Skaleneffekte bei den Preisen erzielen können. Als drittes Standbein bieten wir den Stromhandel für Stadtwerke oder Großverbraucher an, die über unser Bilanzkreismanagement ihre Ausgleichsenergiekosten reduzieren können. Da wir im Gegensatz zu anderen ein Komplettanbieter sind, können wir alle Dienstleistungen über unser selbst entwickeltes System darstellen, das wir auch jederzeit an neue Gegebenheiten anpassen können.

Für die Kommunikation mit den einzelnen Anlagen in Ihrem Verbund ist eine Fernsteuerung über Ihr Leitsystem notwendig. Wie beurteilen Sie die Sicherheit Ihres Systems?

Foto: Next Kraftwerke

Foto: Next Kraftwerke

Sehr sicher, da verschiedene Maßnahmen greifen. Die bei den Anlagenbetreibern installierte Next Box, deren SPS-Steuerung direkt mit der Anlagensteuerung verbunden ist, kommuniziert nach  Fernwirkprotokoll IEC 60870-5-104 über ein GPRS-Modem mit unserem Leitsystem.

Zur Absicherung erfolgt die Kommunikation nicht nur mit verschlüsselter Datenübertragung, sondern auch innerhalb einer geschlossenen Nutzergruppe, deren Zutritt nur über das Leitsystem gewährt werden kann. Dieses arbeitet autark und ist von allen anderen Systemen wie unseren Bürorechnern abgekoppelt.

Wie sehen Sie den Einsatz von Elektrofahrzeugen in einem virtuellen Kraftwerk?

Diese ist Idee sehr reizvoll. Allerdings gibt es dabei einige Hürden zu überwinden, denn das Fahrzeug muss sich einerseits von außen steuern lassen und andererseits, ähnlich einem Handy, dem Stromnetz ein Signal geben, ob es für einen Be- oder Entladevorgang bereit ist. In Projekten wie beispielsweise dem Aktivhaus B10 in Stuttgart, bei dem zwei Elektro-Smarts in einen geschlossenen Energiekreis integriert sind, werden wir sehr viel lernen.

Angemerkt – Kommunikationshoheit

Denkt man an volle Parkhäuser oder Firmenparkplätze wären Elektrofahrzeuge als Teil des Smart Grids interessante Bausteine. Eines der größten Hindernisse wird jedoch die Kommunikation mit dem Fahrzeug darstellen. Um Zugriff auf die Batterieleistung zu bekommen, müssten die Automobilhersteller externen Dienstleistern wie zum Beispiel Betreibern von virtuellen Kraftwerken oder Eigentümern von autarken Gebäuden Zugang zu ihren Kommunikationsprotokollen und –mechanismen gegeben. Diese zählen, selbst bei einer Standardisierung von 80% der Protokolle und Transportwege, immer noch zu den Kronjuwelen.

Hinzu kommt, dass von außen verübte Regeleingriffe in die Batterie des Fahrzeugs vom Hersteller nicht mehr kontrollierbar sind. Dies ist ein hoher Risikofaktor, der nicht in die Garantieleistung eingerechnet werden kann, da die Anzahl der Be- und Entladezyklen nicht vorhersagbar ist. Über einen Zugriff auf das elektronische Management des Fahrzeugs werden letztlich auch Türen aufgestoßen, die rechtliche Konsequenzen haben können. Hier wären Sicherheitsstandards notwendig, um Cyberattacken zu verhindern. Bereits letztes Jahr hatten zwei von der DARPA bezahlte Forscher einen Toyota Prius über die Diagnoseschnittstelle gehackt.

Wer übernimmt in so einem Fall die Verantwortung? Gut vorstellbar wäre, dass Tesla über die Veröffentlichung seiner Patente und die geplante Standardisierung der Ladetechnik zusammen mit Partner wie BMW und Nissan vorprescht und einen Präzedenzfall schafft

Dieser Artikel wurde auch im Magazin ke-next (verlag moderne industrie – Mediengruppe des Süddeutschen Verlag) veröffentlicht.

Autor
AutorBritta Muzyk