Mit dem Pilotprojekt „OctoFlexBW“ haben der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW und der Stromanbieter Octopus Energy Flexibilität aus privaten Elektrofahrzeugen für Redispatch-Prozesse genutzt. Der Fokus lag dabei im Aufbau einer durchgängigen, energiewirtschaftlich konformen Prozesskette, von der Aussendung der notwendigen Signale bis zur steuerbaren Verbrauchseinheit im Haushalt, sowie auf einer Bilanzierung und Abrechnung.
Im Projekt wurden mehr als 700 batterieelektrische Fahrzeuge aus Privathaushalten gebündelt und in den Redispatch-Prozess integriert. Grundlage war die Kopplung der TransnetBW-Plattform „DA/RE“ (steht für: Datenaustausch/Redispatch) mit der Flexibilitätsplattform Krakenflex von Octopus Energy. Auf dieser Basis konnte die Systemführung des Übertragungsnetzbetreibers bei prognostizierten Netzengpässen Abrufsignale generieren und über standardisierte Schnittstellen an den Aggregator übermitteln. Dort wurden die Signale in konkrete Steuerbefehle für die angeschlossenen Ladepunkte übersetzt. Die Ladevorgänge wurden zeitlich verschoben oder temporär reduziert, um das Netz zu entlasten.
Ein zentrales Ergebnis des Projekts ist, dass sich diese Form der Flexibilitätsbereitstellung in bestehende Redispatch-Prozesse integrieren lässt. Die Projektpartner haben nach eigenen Angaben sämtliche notwendigen Prozessschritte vollständig aufgebaut, getestet und automatisiert. Dazu zählen insbesondere die Übermittlung von Planungsdaten zur Verfügbarkeit von Flexibilität, die standardisierte Kommunikation entlang der etablierten Redispatch-2.0-Prozesse sowie die energiewirtschaftlich korrekte Bilanzierung der tatsächlich erbrachten Lastverschiebungen.
Auch hinsichtlich der verfügbaren Flexibilitätsmengen liefern die Projektergebnisse belastbare Fakten. Mit einer Flotte von rund 700 Fahrzeugen konnte eine tägliche Abrufmenge von etwa zwei Megawattstunden realisiert werden. Hochgerechnet auf eine deutlich größere Flotte ergibt sich daraus ein erhebliches Potenzial. Bereits eine Million Elektrofahrzeuge könnten demnach mehrere Gigawattstunden Flexibilität pro Tag bereitstellen und damit einen relevanten Anteil des heutigen Redispatch-Bedarfs in Deutschland abdecken.
Im Projekt definieren die Nutzer lediglich einen gewünschten Ladezustand zu einem bestimmten Zeitpunkt. Beispielsweise eine gewünschte volle Beladung bis 8 Uhr morgens. Innerhalb dieses Rahmens optimiert der Aggregator die Ladevorgänge im Hinblick auf Strompreis und Netzzustand. Nach Angaben der Projektpartner kam es dabei zu keinen wahrnehmbaren Komforteinbußen. Gleichzeitig konnten die teilnehmenden Haushalte von günstigeren Stromtarifen profitieren. Diese Kombination aus ökonomischem Anreiz und geringer Eingriffstiefe gilt als wesentliche Voraussetzung für eine breite Akzeptanz und damit für die Skalierbarkeit solcher Modelle.
Vor dem Hintergrund dieser Ergebnisse plädieren die Projektpartner für eine Weiterentwicklung der bestehenden Redispatch-Regeln. Dieses basiert bislang weitgehend auf einem kostenbasierten Mechanismus, bei dem Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken kompensiert werden. Perspektivisch könnte eine marktbasierte Ergänzung, die als „Redispatch 3.0“ bezeichnet wird, dazu beitragen, auch dezentrale Flexibilitäten zu erschließen. In einem solchen Modell würden Aggregatoren Flexibilität aktiv anbieten und über Preissignale in den Einsatz bringen. Voraussetzung dafür sind jedoch geeignete regulatorische Rahmenbedingungen, insbesondere im Hinblick auf die Anerkennung von Kosten durch die Netzbetreiber, sowie eine weiter voranschreitende Digitalisierung der Netzinfrastruktur, etwa durch den Rollout intelligenter Messsysteme.
Das Projekt ist zudem in einen größeren energiewirtschaftlichen Kontext einzuordnen. Mit der zunehmenden Elektrifizierung von Verkehr und Wärme wächst das Potenzial steuerbarer Lasten im Niederspannungsbereich deutlich. Neben Elektrofahrzeugen können perspektivisch auch Wärmepumpen, Heimspeicher und weitere flexible Verbraucher einen Beitrag zum Netzengpassmanagement leisten. Ihre Integration könnte nicht nur die Kosten für Redispatch senken, sondern auch den Einsatz fossiler Kraftwerke reduzieren, die bislang häufig zur Stabilisierung des Systems eingesetzt werden.
Nach Abschluss von OctoFlexBW planen die Projektpartner bereits die nächsten Schritte. Im Folgeprojekt „DataFleX“ sollen zusätzliche Fahrzeuge und weitere Technologien wie Heimspeicher integriert und die Prozesse weiter skaliert werden. Überdies werde geprüft, inwieweit sich das Modell auf andere Netzebenen, weitere Regelzonen oder auch europäische Plattformen übertragen lasse.
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Gab es da nicht schon mal was von The Mobilty House?
nannte sich dynamisches Lademanagement. (2018/19?)
(hat nix mit dynamischen Preisen zu tun)
Octopus Energy macht das schon seit Jahren erfolgreich, deren Software Kraken kann das bequem und automatisiert handhaben. Auch im großen Stil und nicht nur so kleine Testballons. Schnittstellen existieren zu den Autoherstellern sowie zu den Herstellern diverser Ladegeräte. Leider sind die Autohersteller da meist eher unzuverlässig und jeder kocht sein eigenes Süppchen mit den jeweiligen Nachteilen.
Nur in Deutschland fehlte es bisher sowohl an EVs, entsprechenden Technischen Regeln und Netzbetreibern, die auch nur das geringste Interesse haben, sich weiter zu entwickeln.
Deutschland ist da einfach fast ein Jahrzehnt zurück und mit jedem Jahr wird es ein weiteres Jahr, in dem man zurück fällt. Die hiesigen Autohersteller haben wohl das Ziel, das Freilandmuseum für Verbrennerfahrzeuge auf unbestimmte Zeit weiter zu finanzieren (lassen), mal sehen, wie gut das funktioniert.
Es mutet irgendwie merkwürdig an, dass man die entsprechende Erzeugungskapazität geschaffen hat (und weiter ausbaut, wenn auch langsamer, statt schneller), nur um sie brachliegen zu lassen.
Auf der einen Seite werden heute horrende Mittel auf eine Wasserstoffwirtschaft ausgegeben, aber die notwendige Erzeugungskapazität für erneuerbaren Strom, aus dem man dann den grünen Wasserstoff gewinnen hätte können, die will man zukünftig noch langsamer ausbauen.
Wasch mich, aber mach mich nicht nass!
@ Dirk,
ich bin mir jetzt nicht sicher, ob ich von der selben Sache rede.
Ich kann mich schwach an The Mobility House erinnern mit diesem dynamischen Energiemanagement.
Dazu gab es von pv magazine auch ein Webinar.
Und von The Mobility House angeblich ein Pilotprojekt hier in Norwegen / Gardemoen (Flughafen Oslo).
Keine Ahnung, was daraus geworden ist. 🤔
Schau mal auf das Datum:
London, 14th May 2024 – Octopus Energy today announces that the UK’s most popular electric vehicle (EV) tariff, Intelligent Octopus Go, now manages a combined 1 gigawatt (GW) worth of EV batteries.
Ja Dirk, das habe ich soweit verstanden.
Wovon ich rede, ist das dynamische Lademanagement.
Da ging es um Entlastung vom Netz beim gleichzeitigen Laden von mehren BEV.
Zb. 3 BEV kommen gleichzeitig nach „Hause“ und jeder hat verschiedene Restkapazität.
der 1. -> 80 %
der 2. -> 50%
der 3. -> 20%
um zu verhindern, daß sich alle 3 gleichzeitig laden, und damit das Netz mit einmal extrem belasten, war der Ansatz, den mit dem größten Bedarf primär zu bedienen ( den mit 20% Rest)
wenn der 1. ferdig, dann der nächste mit 50% Rest und zum Schluss der mit 80% Rest.
Man könnte es auch priorisiert-dynamisches Lademanagement nennen.
Neu ist das nur in Deutschland.