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Regelleistung aus Elektroautos in 2030: Was bringen 140 Gigawatt Ladeinfrastruktur?

Elektroauto, Ladesäule, Parkplatz

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Bei der Einschätzung der Wirtschaftlichkeit von Großspeichern rückt die Bewertung der Entwicklung von Flexibilität aus dezentralen Anlagen immer mehr in den Fokus. Kann in Zukunft mehr Flexibilität aus Demand Response, Heimspeichern, Wärmepumpen und Ladesäulen bereitgestellt werden, könnte dies die möglichen Erlöse von Speicherkraftwerken verringern. Der folgende Beitrag bewertet das Potenzial von Ladeinfrastruktur für Elektroautos im Regelleistungsmarkt. Dabei werden folgende Schlüsselparameter betrachtet:

  • Ausbaupfad der Elektromobilität und Ladeinfrastruktur
  • Gesicherte Flexibilität im Vergleich zur installierten Ladeleistung
  • Kosten zur Bereitstellung der Flexibilität (Zusätzliche Hardware, Präqualifikation, IT-Anforderungen, etc.)

Unidirektionale vs. bidirektionale Ladeinfrastruktur: Was ist der Unterschied?

Die unidirektionale Ladeinfrastruktur, die heutzutage als Standard gilt, ermöglicht das Aufladen von Elektroautos, sei es zu Hause über eine Wallbox oder an öffentlichen Ladepunkten. Die Ladesäule bezieht Energie aus dem Stromnetz und speist sie in die Batterie des Fahrzeugs ein. Sie kann zwar die Ladeleistung steuern, um auf die Bedürfnisse des Netzes zu reagieren (wie beispielsweise das Reduzieren von Spitzenlasten), ist aber nicht in der Lage, Energie zurück ins Netz zu speisen. Die Regelleistungsbereitstellung erfolgt hier durch intelligentes Laden oder „Smart Charging“. Dabei wird die Ladeleistung je nach Bedarf des Stromnetzes angepasst: Bei einem Stromüberschuss wird der Ladevorgang beschleunigt, während bei einem Defizit die Ladeleistung reduziert wird. Hierbei kann der Ladevorgang im Extremfall auch komplett unterbrochen werden.

Im Gegensatz dazu ermöglicht die bidirektionale Ladeinfrastruktur nicht nur das Laden des Fahrzeugs, sondern auch das Rückführen von Energie aus der Fahrzeugbatterie ins Netz. Diese Fähigkeit eröffnet erweiterte Möglichkeiten für die Teilnahme am Regelleistungsmarkt und bietet eine höhere Flexibilität im Energiemanagement.

Ausbaupfad von Elektromobilität und Ladeleistung

Zur Abschätzung des Hochlaufs der Elektromobilität gibt es bereits einige Studien und die Ziele der Bundesregierung. Demnach sollen 15 Millionen Elektroautos bis zum Jahr 2030 auf Deutschlands Straßen fahren und 1 Million öffentliche Ladepunkte für Elektroautos entstehen. Des weiteren wird geschätzt, dass im privaten Raum etwa sieben Millionen und bei Arbeitgebern nochmals 2,6 Millionen nicht-öffentliche Ladepunkte gebaut werden. Diese Zahlen sollen als Grundlage für die überschlägige Abschätzung der Flexibilität dienen.

Basierend auf der mittleren Leistung von Ladepunkten im öffentlichen Raum von 34 Kilowatt und im nicht-öffentlichen Raum von 11 Kilowatt, ergibt sich bis 2030 eine installierte Gesamtleistung von 140 Gigawatt. Das entspricht rund 40 Prozent mehr als der aktuelle deutsche Spitzenlast-Erzeugungspark liefern kann. Auch wenn ein Gleichzeitigkeitsfaktor berücksichtigt werden muss, bleibt die Zahl beeindruckend.

Abschätzung der gesicherten Leistung

Die Abschätzung der gesicherten Leistung basiert auf dem Verhältnis zwischen dem Gesamtenergiebedarf der Elektromobilität und der installierten Ladeleistung. Der durchschnittliche Energieverbrauch eines PKWs in Deutschland beträgt etwa 15 Kilowattstunden pro 100 Kilometer. Mit einer durchschnittlichen Jahresfahrleistung von 13.000 Kilometern ergibt sich ein Energiebedarf von etwa 2.000 Kilowattstunden pro Auto. Im Jahr 2030 könnte sich somit ein Strombedarf von 30 Terawattstunden durch Elektroautos ergeben.

Verteilt man diesen Bedarf gleichmäßig über das gesamte Jahr, ergibt sich eine konstante „Baseload“ von 3,4 Gigawatt aus unidirektionalen Ladesäulen. Diese Annahme dient als vereinfachende Grundlage, um die hohe theoretische Spitzenlast bei zeitgleicher Benutzung aller Ladepunkte von 140 Gigawatt zu relativieren. Natürlich wird es in der Praxis Schwankungen in der verfügbaren Ladeleistung geben, aber diese Annahme bietet eine realistische Einschätzung der durchschnittliche zu Verfügung stehenden Leistung.

Bei der Schätzung der gesicherten Leistung aus der Ladeinfrastruktur, die über „Smart Charging“ für den Regelleistungsmarkt genutzt werden kann, sind mehrere Abschläge zu berücksichtigen:

  1. Technologie-Abschlag: Technologische Einschränkungen oder Unzuverlässigkeit der Ladestationen und Fahrzeuge können die gesicherte Leistung reduzieren. Diese könnten sowohl von der Qualität der Hardware als auch der Software abhängig sein.
  2. Regulatorischer Abschlag: Bestimmte Gesetze oder Vorschriften könnten die Flexibilität einschränken, besonders wenn es um bidirektionales Laden oder Eingriffe in die Ladeleistung geht.
  3. Netzkapazitäts-Abschlag: Die verfügbare Kapazität des örtlichen Stromnetzes kann ebenfalls einen begrenzenden Faktor darstellen. Wenn das lokale Netz nicht in der Lage ist, die gesamte potenzielle Ladeleistung zu bewältigen, muss dies ebenfalls in die Berechnung einfließen.
  4. Verhaltens-Abschlag: Die Bereitschaft der Autobesitzer, sich an einem solchen System zu beteiligen und die Kontrolle über die Ladezeiten abzugeben, kann variieren und schwer vorhersehbar sein. Menschen könnten sich unwohl dabei fühlen, ihre Ladepräferenzen vollständig einem automatisierten System zu überlassen. Dies sollte an privaten Ladepunkten, bei denen Autos über Nacht geladen werden, weniger kritisch sein als an öffentlichen Ladepunkten.
  5. Prognose-Abschlag: Je kleiner die Pool-Leistung eines Anbieters von Regelleistung ist, desto größer ist die Unsicherheit bei der Abschätzung der tatsächlich vorhandenen Ladeleistung. In einem Pilotprojekt mit Windkraftanlagen wurde beispielsweise für vermarktbare Leistung vom Netzbetreiber eine Verfügbarkeit von 99,994 Prozent gefordert. Der Windpark „Borkum Riffgrund 1“ kann aufgrund dieser Prognoseunsicherheit nur etwa 10 Prozent seiner Leistung als Sekundärregelleistung vermarkten.

Unter Berücksichtigung dieser Faktoren könnte die gesicherte Leistung aus der „Baseload“-Ladeleistung von 3,4 Gigawatt etwa 10 Prozent der Leistungspreisauktion für Primär-, Sekundär- und Minutenreserve, also 340 Megawatt betragen. Auf der anderen Seite gibt es bereits einige Pilotprojekte, bei denen die Ladeinfrastruktur bidirektional genutzt wird. Das erhöht die vorhandene Flexibilität, vor allem bei den nicht-öffentlichen Ladepunkten, da Autos hier oft nach dem Ladevorgang noch am Ladekabel hängen. Mit einem steigenden Anteil an bidirektionalen Ladesäulen würde diese Zahl wahrscheinlich etwas höher ausfallen.

Kosten zur Bereitstellung der Flexibilität

Ein wichtiger Faktor bei der Abschätzung der vermarktbaren Leistung, sind zusätzliche Kosten für die Hardware, Software, Anbindung und Vermarktung von Regelleistung aus Ladeinfrastruktur. In der Schweiz laufen aktuell Versuche mit einer Flotte von Elektroautos, welche sich im Serienzustand befinden und ohne Hard- oder Software-Änderungen für den Sekundär- und Primärregelleistungsmarkt präqualifiziert werden können. Die exakten Kosten für Präqualifikation und zusätzliche Messeinrichtungen im Ladepunkt sind allerdings noch unklar. Sollte Regelleistung durch „Smart Charging“ erbracht werden, sind überschaubare Zusatzkosten zu erwarten, weshalb in diesem Bereich das größte Potenzial gesehen wird.

Beim bidirektionalen Laden sind die Kosten für die Hardware in der Regel höher. In einer Recherche konnte lediglich ein Anbieter für Privatkunden gefunden werden, der eine Wallbox mit bidirektionaler Funktionalität für 4000 Euro anbietet. Dies liegt deutlich über dem Preis einer Standard-Wallbox, der bei etwa 250 Euro exklusive Installation beginnt. Dennoch wird mit steigendem Angebot bis 2030 eine Verringerung der Preise erwartet. Positiv zu vermerken ist die jüngste Ankündigung von VW, dass die Funktion für bidirektionales Laden im Auto per Software-Update nachgerüstet werden kann. Damit scheinen zumindest auf Seiten des Fahrzeugs keine zusätzlichen Kosten zu entstehen, was die Einführung dieser Technologie weiter begünstigen könnte.

Fazit

Ladeinfrastruktur für Elektroautos könnte im Jahr 2030 einen signifikanten Anteil am deutschen Regelleistungsmarkt haben. Es besteht die Möglichkeit, dass bis dahin circa 340 Megawatt an Ladeleistung in den täglichen Leistungspreisauktionen vermarktet werden können. Sie könnte somit über 50 Prozent des heutigen Bedarfs an Primärregelleistung (FCR) decken und zusätzliche den Markt für Sekundärregelleistung (aFRR-) beeinflussen.

Es bestehen jedoch erhebliche Unsicherheiten. Die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Flexibilisierung der Ladeinfrastruktur sind noch unklar, und um einen breiten Roll-Out zu ermöglichen, wären weitere Anstrengungen wie die Standardisierung der Präqualifikation von Wallboxen und eine erhebliche Reduzierung der Kosten für die Messtechnik erforderlich.

Einen größeres Potenzial besteht aus meiner Sicht im Bereich des Stromhandels und bei Demand-Response. Hier sind die Einstiegshürden deutlich niedriger als bei der Regelleistung und es könnte aufgrund der kürzeren Vorlaufzeiten deutlich mehr Flexibilität im Markt bereitgestellt werden.

— Der Autor Christian Schäfer berät Investoren, Projektentwickler und energieintensive Unternehmen bei Investitionen in Großspeicher. Außerdem betreibt er die unabhängige Analyseplattform Regelleistung-Online. Zuvor war er Senior Berater bei der Arup Deutschland GmbH, Mitbegründer der Adaptive Balancing Power GmbH und Portfoliomanager im Kurzfristhandel bei der MVV Energie AG. —

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1 comments

  1. Immer wieder kann ich vor solchen Geschäftsmodellen nur warnen: Regionenübergreifende virtuelle Regelungsnetze dienen nur den Hackern aus Schurkenstaaten oder Erpressern als Einfallstore, um die Sicherheit unseres gesamten Stromnetzes zu gefährden. Also Hände weg von Smartmetern und Smartschaltern. Das Problem sind die Server, die ja auf Datenströme von ‚außen ‚ angewiesen sind und damit auch Schadprogrammen, Fakedaten oder einfach nur einer Überbelastung durch Datenschwemme offenstehen, weil sie ‚offen‘ sein müssen !!!

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