Integration von Elektromobilität in urbane Stromnetze 5. LIESA Kongress - Block 2: Netze und Speicher

Transkript

1 Integration von Elektromobilität in urbane Stromnetze 5. LIESA Kongress - Block 2: Netze und Speicher Marvin Mosbach, Stadtwerke Saarbrücken Netz AG Saarbrücken, 29. Oktober 2018

2 Elektromobilität im Kontext der Energiewende Aktuelle Entwicklungen und Herausforderungen 2

3 Aktuelle News zur Elektromobilität Quelle: electrive.net 3

4 Anzahl der Pkw Anzahl der Elektrofahrzeuge in Deutschland ,117% bezogen auf aktuellen PKW-Bestand ( , 46 Mio.) ca. 12 von PKW Zusätzlich Plug-In-Hybride Quelle: de.statista.com 4

5 Anzahl der Elektroautos Anzahl der Neuzulassungen von Elektrofahrzeuge in Deutschland ,73% in der Jahresbilanz 2017 (3,44 Millionen) * Hochrechnung auf Basis der Halbjahreszahlen [WERT] Sep * Quelle: de.statista.com 5

6 Energie [GWh] Herausforderung Netzintegration von Elektrofahrzeugen (1) Energiebetrachtung: Entnommene Jahresarbeit je Spannungsebene vs. Energiebedarf zum Laden der Elektrofahrzeuge (electric vehicle = EV) ca private PKW in Saarbrücken (Stand: 2017) km jährliche Fahrleistung 12 kwh/100km Verbrauch EV MS NS 6

7 Leistung [MW] Herausforderung Netzintegration von Elektrofahrzeugen (2) Leistungsbetrachtung: Jahreshöchstlast nach Spannungsebene vs. Lastspitze bei gleichzeitigem Laden der Elektrofahrzeuge PKW 11 kw Ladeleistung Leistungsproblem bei gleichzeitigem Laden Höchstlast NS Höchstlast MS 5% EV 10% EV 20% EV 50% EV 100% EV 7

8 Leistung [MW] Herausforderung Netzintegration von Elektrofahrzeugen (3) Einfluss der Gleichzeitigkeit der Ladevorgänge Gleichzeitigkeit 100% Gleichzeitigkeit 50% Gleichzeitigkeit 20% Höchstlast NS Höchstlast MS MW MW % EV 10% EV 20% EV 50% EV 100% EV 8

9 Fortschrittsbericht 2018 der Nationalen Plattform Elektromobilität (NPE) Kernaussagen: Das Ziel von 1 Million Elektrofahrzeugen wird nach aktuellen Prognosen der NPE voraussichtlich 2022 erreicht. Die Marktentwicklung sieht 2025 einen Anteil von Elektrofahrzeugen am Gesamtbestand in Deutschland von 4 bis 6,5 Prozent. Akuter Handlungsbedarf besteht beim Ausbau der privaten Ladeinfrastruktur. Im Jahr 2025 müssen 2,4 bis 3,5 Millionen private Ladepunkte installiert sein. Quelle: nationale-plattform-elektromobilität.de Quelle: nationale-plattform-elektromobilität.de 9

10 Bestandsaufnahme der NPE zu Ladeinfrastruktur und Netzintegration Aktuell sind die Auswirkungen auf das Stromnetz (lokal) begrenzt Die Verteilnetze sind für die aktuelle moderate Verbreitung von Ladeinfrastruktur ausreichend Der Anschluss von Schnellladesäulen ist für viele VNB Tagesgeschäft (vergleichbar mit Gewerbe oder Industriekunden) Kundeninteresse an Lademanagementsystemen ergibt sich über den anfallenden Baukostenzuschuss (BKZ) Die NPE identifiziert folgende zentrale Maßnahmen: Meldepflicht der Ladeeinrichtungen in der Niederspannung beim VNB -> VDE-AR-N 4100 Sicherstellung der generellen Steuerbarkeit der Ladeeinrichtungen -> imsys, Steuerbox Intelligentes Lademanagement -> im öffentlichen Bereich, Flotten/Fuhrparks, Steuerbarkeit Rechtlichen Rahmen ( 14a EnWG) schaffen um marktgerechte Angebote für netzdienliches Verhalten anbieten zu können -> netzdienliche Leistungsbegrenzung durch VNB, Entschädigung? Regulatorische Anerkennung der Investitionen der Netzbetreiber zur Nutzung von intelligenten Lösungen zusätzlich/alternativ zu Netzausbau -> Kostenanerkennung (OPEX) für IKT 10

11 Auswirkungen der Elektromobilität auf die Niederspannungsnetze Untersuchung der SW Netz AG in Kooperation mit dem Institut für Elektrische Energiesysteme der htw saar 11

12 Struktur der Untersuchungen Teil 1 Identifikation repräsentativer Niederspannungs- Netzgruppen Aufbau der Netzgruppen im Netzberechnungsprogramm ATPDesigner Definition von Entwicklungsszenarien für Elektromobilität Analyse der Auswirkungen der Ladevorgänge auf den Netzzustand 10-kV-Netz 10/0,4 kv 200 A Dyn5 200A 200 A PV 12

13 Leistung [kw] Struktur der Untersuchungen Teil 2 Berücksichtigung von Lastprofilen zur Entwicklung von Lastszenarien Prognose der möglichen Netzkapazität zum Laden von EV Definition von Lademanagement- Strategien Analyse der Auswirkungen der Ladevorgänge auf den Netzzustand :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 13

14 00:15 01:00 01:45 02:30 03:15 04:00 04:45 05:30 06:15 07:00 07:45 08:30 09:15 10:00 10:45 11:30 12:15 13:00 13:45 14:30 15:15 16:00 16:45 17:30 18:15 19:00 19:45 20:30 21:15 22:00 22:45 23:30 Last [kw] Ungesteuertes Laden % Überlast 400 9% Überlast Lastprofil EV Ladeleistung Auslastungsgrenze 50 0 Der Ladevorgang beginnt unmittelbar nach dem Verbinden des Fahrzeugs mit der Ladeinfrastruktur Lastspitzen können durch ungesteuertes Laden, insbesondere bei hoher Gleichzeitigkeit der Ladevorgänge entstehen Lokale Verteilnetze können durch die zusätzlichen Lastspitzen überlastet werden Unterschiedliche Ladestrategien zur Lastverlagerung oder Lastbegrenzung erforderlich 14

15 00:15 01:00 01:45 02:30 03:15 04:00 04:45 05:30 06:15 07:00 07:45 08:30 09:15 10:00 10:45 11:30 12:15 13:00 13:45 14:30 15:15 16:00 16:45 17:30 18:15 19:00 19:45 20:30 21:15 22:00 22:45 23:30 Last [kw] Lademanagement durch Lastbegrenzung Lastprofil EV Ladelesitung Entnahmekapazität Lademanagement ist notwendig um potentielle Überlastungen im Netz zu verhindern Randbedingung ist, dass definierte Auslastungsgrenzen nicht überschritten werden Vorhandene Netzkapazitäten können durch Lademanagement effizienter genutzt werden Voraussetzung dafür sind intelligente Stromnetze und Kommunikation mit den Ladeeinrichtungen 15

16 Zusammenfassung Gleichzeitiges Laden vieler Elektrofahrzeuge kann hohe Lastspitzen und Engpässe im Netz verursachen Zukünftig wird die Steuerung der Ladevorgänge im Niederspannungsnetz notwendig sein Prognosen des Netzzustandes liefern Aussagen zur bestehenden Netzkapazität für Elektromobilität Lademanagement erschließt zusätzliches Potential, um mehr Elektrofahrzeugen das gleichzeitige Laden zu ermöglichen Integration von Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) in die Niederspannungsebene ist zum effizienten Netzbetrieb und zur Reduzierung des Netzausbaubedarfs dringend erforderlich (Smart Grid) Ziel ist es möglichst vielen Elektrofahrzeugen das Laden mit ausreichender Leistung zu ermöglichen (minimale Ladezeit), ohne die Netzstabilität zu gefährden 16 Integration von E-Mobilität in urbane Stromnetze 05. September 2018

17 Entwicklung zum intelligenten Niederspannungsnetz Status Quo und ein Lösungsansatz für das intelligente Netz der Zukunft 17

18 Status Quo im Niederspannungsnetz Mittlere Anzahl an PV-Anlagen Vereinzelt Elektrofahrzeuge Lastsituation geprägt durch Verbraucher (H0-Lastprofil) Keine kontinuierliche Messwerterfassung in den Netzstationen & bei Verbrauchern/Erzeugern Prognose des Netzzustandes ist nicht notwendig 18

19 Intelligentes Niederspannungsnetz Hohe Anzahl an PV-Anlagen, Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge und Speichern Lastsituation geprägt durch Prosumer Kontinuierliche Messwerterfassung in den Netzstationen (Trafo + Abgänge) Intelligente Messsysteme (imsys) bei PV-Anlagen, Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge Kontinuierliche Prognose des Netzzustandes ist möglich Netzdienlicher Einsatz von Flexibilität nach BDEW-Ampelkonzept? 19

20 E-Mobilität als Anwendungsfall der BDEW-Netzampel MSB/MDL Endkunde/Flex-Anbieter Lieferant/Aggregator Netzbetreiber X Steuersignal durchleiten Steuersignal absetzen Parameter liegen vor Prognose erstellen Steuersignal absetzen Netztopologie Messdaten Lastprofile Erzeugungsprofile Ladeprofile Netzzustand in 15-Min Leistungswerten im entsprechenden Netzsegment Anlage messen Anlage verarbeitet Steuersignal + Anlagenfahrplan umsetzen Anlagenfahrplan erstellen Ampel rot Ampel gelb X Bestimmen der Ampelfarbe auf Grundlage der Prognose Messung erfolgt Daten bereitstellen Anlage geregelt X Bilanzierung Flexibilität nachweisen Ampel grün Quelle: BDEW.de 20

21 Lösungsansatz für das intelligente Niederspannungsnetz NSHV der Ortsnetzstation (ONS) Hotspots im Netz Haushalte mit EEG- Anlagen, Elektrofahrzeugen, Speichern Reales Netz Geographisches Informationssystem (GIS) mit Netztopologiedaten Instrumentierung durch Messgeräte im Netz Nachbildung/Export Messewert-/ Datenübertragung zur kontinuierlichen Verifizierung der Berechungen Lastprofile der Verbracher Erzeugungsprofile der EEG-Anlagen Flexibilität Fahrpläne/ Ladeprofile der Elektrofahrzeuge Flexibilität zeitliches Verhalten von Bezugsund Einspeiseanlagen Topologiemodell in Netzberechnungsprogramm Prognose des Netzzustandes durch Lastflussberechnung Instrumentierung der Netze mit IKT zur Zustandserfassung und Datenübertragung Datenverarbeitung im Netzberechnungsprogramm Detaillierte Prognose des Netzzustandes Einordnung der Ampelphasen Einordnung der Ampelphase nach BDEW- Ampelkonzept Ampel rot Ampel gelb Ampel grün 21

22 Engpassmanagement im Konzept der Netzampel Ampel rot Ampel gelb Ampel grün 13 Abs.2 EnWG i.v.m 14 EEG: Notfallmaßnahmen 13 Abs.1 Nr.2 EnWG: marktbezogene Maßnahmen: u.a. zu- und abschaltbare Lasten 13 Abs.1 Nr.1 EnWG: netzbezogene Maßnahmen, insbesondere Netzschaltungen Im Falle eines Engpasses im Verteilnetz würde aktuell ein direkter Wechsel in die rote Ampelphase stattfinden Angebot an marktbezogenen Maßnahmen ( gelbe Ampelphase ) ist derzeit kaum/nicht vorhanden In der roten Ampelphase können Lasten entschädigungsfrei in ihrer Leistung begrenzt oder abgeschaltet werden ( 13 Abs. 2 EnWG für ÜNB, 14 EnWG für VNB) Konkretisierung der Möglichkeiten der VNB für Engpassmanagement (insb. zu- und abschaltbare Lasten) im EnWG (i.v.m 14a EnWG)! 22

23 Auf dem Weg in die Digitalisierung Erfassung, Speicherung und Übertragung von Messdaten Monitoring des Netzzustandes Datengrundlage Prognose des Netzzustandes Infrastruktur zur Überwachung und Steuerung von Flexibilität Steuerung/Regelung des Lastflusses ABER: Wirtschaftliches Optimum zwischen Netzausbau und Smart Grid Lösung (u.a. Flexibilitätsnutzung) beachten! -> Kosten-Nutzen-Analyse! 23

24 Regulatorische Rahmenbedingungen für intelligente Netze Smart Grid im Kontext der Anreizregulierung 24 Integration von E-Mobilität in urbane Stromnetze 05. September 2018

25 Anerkennung operativer Kosten im Rahmen der Netzentgeltregulierung Der jetzige Regulierungsrahmen begünstigt den konventionellen Netzausbau im Vergleich zum intelligenten Netzausbau aufgrund der Ungleichbehandlung von Opex und Capex. (kvk) Intelligente Technologien zur Umsetzung eines Smart Grid haben üblicherweise geringere Investitionskosten aber hohe Betriebskosten [ ] zusätzlich können sich Nachteile hinsichtlich des Effizienzvergleichs ergeben (bbh) Das System der Anreizregulierung muss so weiterentwickelt werden, dass die absehbar notwendigen Investitionen in Intelligenz und Steuertechnik ermöglicht werden. (VKU) Der rechtliche Rahmen sollte es ermöglichen, dass Investitions- und Betriebskosten für Flexibilitätsnutzung kompensiert werden. (bdew) Quellen: beckerbuettnerheld.de, bdew.de, vku.de, bundesnetzagentur.de, kvk-kompetenzzentrum.de Die Anreize der ARegV wirken derzeit der Ausschöpfung der Möglichkeiten zum Engpassmanagement nach 13 EnWG entgegen. (BNetzA) fehlende Kostenanerkennung für innovative Netztechnologien Forderung nach verbesserter Förderung und Kostenanerkennung innovativer Netztechnologien im Rahmen der Anreizregulierung 25 Integration von E-Mobilität in urbane Stromnetze 05. September 2018