"Mehr Hirn statt Bagger"

Ausbau der E-Mobilität geht nur durch mehr Kraftwerks-Kapazitäten und robustere Netze? Nein, es gibt klügere Wege. Interview mit Gerd Heilscher, Professor für Energiedatenmanagement

"Der notwendige Ausbau der E-Mobilität braucht mehr Kraftwerkskapazitäten und robustere Netze", war Ende April auf Telepolis zu lesen: Wie wir in Deutschland 50 Millionen Elektroautos aufladen können. Dazu gibt es aber auch andere Positionen und Entwicklungen, die sich derzeit in mehreren Projekten abzeichnen.

Die Sachlage könnte man bildlich so zuspitzen: Wollte man die Kraftwerks- und Netzinfrastruktur am maximalen Strombedarf fürs Laden von E-Mobilen ausrichten, wäre das vergleichbar mit einem Ausbau der Bundesautobahnen, der sich am Urlaubsreiseverkehr orientiert und diesen gleichzeitig und ohne Stau ermöglichen will. Dieses Stauproblem wurde in Deutschland aber nicht zuletzt mithilfe eines je nach Bundesland unterschiedlichen Ferienbeginns entschärft.

Wer muss den Ausbau von Netzen und Kraftwerkskapazitäten bezahlen?

Mit dem Entbundling der Energieversorgung wurde der Strommarkt in einen reinen Handelsbereich und in einen Bereich aufgetrennt, der für die physische Verfügbarkeit des Stroms am Ort des Verbrauchers sorgen muss.

Investitionen in das Verteilnetz muss sich jeder Netzbetreiber von der Bundesnetzagentur (BNetzA) genehmigen lassen, damit er sie auf seine Kunden umlegen darf. Der Betrieb der Stromnetze wurde mit der "Deregulierung des Stromhandels" sehr streng geregelt: Die Kosten für das Netz werden den Stromkunden als Aufschlag zum reinen Handelsstrompreis berechnet und machen schon heute einen großen Anteil des Endkundenstrompreises aus.

Wollte man die elektrische Hardware-Infrastruktur am erwarteten Spitzenbedarf der E-Mobile ausrichten, müssten die Kosten auf alle Tarif-Endkunden umgelegt werden, auch wenn diese gar kein E-Mobil laden wollen. Diese Mehrkosten würden auch beeinflusst von den zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten, die als reine Reserve bereitgehalten werden und die sich nicht am Stromhandel beteiligen dürfen.

Zur Entwicklung intelligenter Netzstrukturen, die mit dem erwarteten erhöhten Ladestrombedarf umgehen können, hat Telepolis Gerd Heilscher, Professor für Energiedatenmanagement dezentraler regenerativer Energiesysteme an der Technischen Hochschule Ulm (THU), befragt.

Der klassische Ansatz, einfach mehr Kraftwerke und mehr Leitungen zu bauen, wenn der Strombedarf steigt, scheint weder technisch noch wirtschaftlich sinnvoll zu sein. Welche Alternativen gibt es?

Gerd Heilscher: Als Reaktion auf den Klimawandel befinden wir uns in einer grundlegenden Veränderung der Energieversorgung.

• Die großen zentralen Kraftwerke mit hohem CO2 Ausstoß sollen durch dezentrale regenerative Energiesysteme ersetzt werden. Diese kleineren Kraftwerke speisen nicht in das Übertragungsnetz, sondern in das Verteilnetz ein.

• Gleichzeitig wollen wir Verbrennungsmotoren im Verkehr in großer Zahl auf E-Mobilität umstellen. Auch die Aufladung der E-Mobile spielt sich im Verteilnetz ab.

Diese Veränderungen der Belastungen im Verteilnetz sind für die Netzbetreiber neu und erfordern zuerst mehr Kenntnisse über die Lastflüsse im Verteilnetz. Darauf sind die meisten Netzbetreiber nicht besonders gut vorbereitet.

• Bisher genügte es einmal beim Aufbau der Netze eine Auslegung durchzuführen. Die Belastungen also das Verhalten der Energieabnehmer war mit Erfahrungswerten gut abzuschätzen und veränderte sich kaum.

• Dass aus Energieabnehmern jetzt Kunden mit E-Fahrzeugen werden, welche auch noch Solarstromanlagen auf dem Dach aufbauen und Ihre Energiebezug mit lokalen Speichern zudem noch selbst optimieren wollen, ist eine wesentliche Änderung für die Belastung der Verteilnetze.

Der erste Schritt ist also mehr Transparenz im Verteilnetz zu erhalten. Das hat zum einen mit einer Aufbereitung von Information zu tun die zwar grundsätzlich vorhanden, aber oft nicht nutzbar ist. Der gesamte Prozess, der bislang nur in Papierform vorliegt, muss auf die digitale Ebene transformiert werden. Scannen alleine hilft nicht. Zudem fehlen aber auch wichtige Informationen über die Energieflüsse in der Mittel und Niederspannung.

Erst wenn diese Informationen vorliegen, lässt sich mit Netzberechnungen eine Entscheidungsgrundlage erarbeiten. Netzausbau ist dabei nur eine Lösung, die sicher an einigen Stellen auch sinnvoll ist. Die Alternative und Ergänzung zum Netzausbau ist der Aufbau intelligenter Netze.

Das Stromnetz wird um ein Energieinformationsnetz ergänzt. Die Teilnehmer des Netzes stellen Informationen zur Verfügung. Der Netzbetreiber ermittelt so den Netzzustand und leitet daraus Steuerungsentscheidungen ab oder gibt Anreize für eine Veränderung des Last-/Einspeiseverhaltens bei den Kunden.

"Da sind grundlegende Schritte der Digitalisierung notwendig"

Das Stromnetz wandelt sich von einem kaskadierten System mit wenigen großen Kraftwerkszentralen und vielen dezentralen Endkunden in ein Netz mit vielen Einspeisern. Wie lassen sich diese Einspeisungen planen?

Gerd Heilscher: Der erste Schritt ist die Erfassung der Einspeiser - bisher hatten wir hier nur eine Adresse und eine Leistung. Schon die Information welche Solarstromanlage hängt an welchem Transformator lässt sich bei vielen Verteilnetzen noch nicht beantworten. Da sind grundlegende Schritte der Digitalisierung notwendig.

Die eigentliche Einspeisung lässt sich heute großräumig bereits sehr gut vorhersagen. Das wird jedoch schwieriger wenn wir Ortsnetze in der Niederspannung oder einzelne Einspeiser betrachten.

Bereits mit sehr kleinen lokalen Speichern lässt sich aber das Verhalten der Einspeisung so beeinflussen das die Abweichungen zu Vorhersagen sehr gering werden. Bisher gibt es hier aber keine Anreize, das eigene Verhalten so anzupassen, dass das Netz weniger belastet und damit auch nicht/weniger ausgebaut werden muss.

Ohne ein "Smart Grid" ist der Netzbetreiber auch nicht in der Lage, den Kunden Anreize zu geben, wann sie sich in welcher Weise netzdienlich verhalten sollten.

Auf welchen Netzebenen sollten die E-Mobil-Ladepunkte verwaltet werden?

Gerd Heilscher: Die Masse der E-Mobil-Ladepunkte ist direkt im Niederspannungsnetz angeschlossen. Wallboxen zu Hause werden aktuell von niemanden "verwaltet" In Zukunft sind hier aber zahlreiche Gruppen an einer Steuerung interessiert. Zum einen wollen mehrere E-Mobilanbieter nicht nur das Fahrzeug verkaufen, sondern auch noch den Strom zum Laden.

Zum anderen wollen Netzbetreiber auch den Wallboxen Anreize liefern, um die Aufladung in Zeiten mit geringer Netzbelastung zu verlegen - wie das heute ja schon bei der Nachtstromheizung, den elektrischen Warmwasserspeichern oder den Wärmepumpen passiert. Als Anreiz dient dabei bisher ein geringeres Netzentgelt, wenn der Kunde bereit ist, die Einsatzzeiten dieser Lasten steuern zu lassen.

Der Entwurf der Neufassung des EnWG §14a zu steuerbaren Lasten wird derzeit zwischen Politik, KFZ-Industrie und Netzbetreibern sehr kontrovers diskutiert. Eine Steuerbarkeit der E-Ladung ist aber Voraussetzung, um einen sehr teuren Netzausbau, den alle Energieabnehmer durch höhere Netzgebühren bezahlen müssten, zu verhindern.

Vorhersagen zum Ladestrombedarf

Wie lässt sich der Ladestrombedarf verlässlich prognostizieren?

Gerd Heilscher: Jeder Netzanschlusspunkt muss mit seinem Lastverlauf in einer zeitlichen Auflösung von 15 Minuten bereits am Vortag prognostiziert werden. Durch die geringe Anzahl von E-Ladungen werden heute aber weder Lastprofile von Haushalten angepasst, noch eigene E-Lade-Lastprofile etwa für öffentliche Ladesäulen eingesetzt.

Die Grundlagen für eine Vorhersage von Lastprofilen für die E-Ladung werden derzeit erst erarbeitet. Wesentlicher Einflussfaktor ist dabei aber auch der zukünftige Ausbau der Ladeinfrastruktur. Werde ich an Ladepunkten am Arbeitsplatz laden können? Was wird die Aufladung dort kosten?

Lassen sich die Ladevorgänge auch als Flexibilitäten nutzen und wenn ja, von wem?

Dezentrale Flexibilität gibt es heute bei der Aufladung von Nachtspeicherheizungen, bei Wärmepumpen und elektrischen Warmwasserspeichern. Bisher werden dabei größere Gruppen von Lasten in Schwachlastzeiten über Rundsteuersignale vom Netzbetreiber verwaltet. Dafür ist ein Zweitarifzähler und ein Rundsteuerempfänger für das Steuersignal notwendig. Der Anreiz für den Kunden besteht in den günstigeren Tarifen für den Strombezug in der Schwachlastzeit und in den geringeren Netzgebühren.

Hier ist auch wichtig zu erkennen, dass dies im Grunde eine Anpassung der Gesellschaft an die großen zentralen Kraftwerke darstellt. Die thermischen Kraftwerke können Ihre Leistung nur langsam erhöhen oder absenken - deswegen wurden mit den flexiblen Lasten Anreize für einen Energiebezug in den Nachtstunden mit geringer Last geschaffen.

In der Zukunft wollen wir hier "Smart Meter" verwenden. Die deutsche Entwicklung von Smart Metern hat zwar sehr lange gedauert - integriert aber auch die Steuerbarkeit von Einspeisern und Lasten. Damit lassen sich flexible Lasten und Einspeiser individuell steuern. Dieser Funktionen wurden von der THU im Rahmen des C/sells Projekts entwickelt und demonstriert.

Wie können solche Flexibilitäten dem Endkunden einen wirtschaftlichen Vorteil bieten?

Gerd Heilscher: Neue Regeln der EU fordern flexible Stromtarife auch für Endkunden, welche dann einen Anreiz für die Anpassung des Last- und Einspeiseverhaltens an die aktuelle Markt- und Netzsituation ermöglichen. Neben den Energiepreisen ist auch die Anpassung der Netzgebühren bei einer Steuerbarkeit angebracht. Durch die Steuerung von Last- und Einspeisung lassen sich die Kosten des Netzausbaus deutlich begrenzen.

Steuerung des Ladeverhaltens

Ist der oft angeführte E-Mobilist, der kurz nach seiner Rückkehr vom Arbeitsplatz die nächste Fahrt antreten will, welche die volle Akku-Kapazität benötigt, in der Realität wirklich relevant?

Gerd Heilscher: Für diesen Fall der schnellen Ladung mit voller Leistung gibt es ein Produkt - die Schnellladesäule - wie sie vor allem an den Autobahnen aufgebaut werden. Bisher werden diese Schnelladesäulen aber wenig genutzt. Die Kosten sind höher und viele E-Mobilisten sind dann doch so flexibel und laden das Fahrzeug in der Nacht zuhause.

Die Aufladung von mehreren E-Fahrzeugen an einem Netzanschluss, z.B in einer Tiefgarage oder auch in einem Ortsnetz, haben wir an der THU und mit Partnern bereits intensiv untersucht und konnten aufzeigen, dass durch die Steuerung des Ladeverhaltens in den allermeisten Fällen das Fahrzeug am nächsten Morgen wieder mit voller Batterie zur Verfügung stand und das Netz gleichzeitig nicht überlastet wurde.

"Ad hoc laden mit einer EC-Karte muss überall möglich sein"

Die meisten Individualfahrzeuge verbringen einen großen Teil des Tages auf einem Parkplatz. Gibt es schon Systeme, die diese Zeit ebenfalls zum Laden nutzen können und leicht abrechenbar sind?

Gerd Heilscher: Eine leichte Abrechnung bei öffentlichen Ladesäulen ist Voraussetzung für den Betrieb - Ad hoc laden mit einer EC-Karte muss überall möglich sein. Was abschreckt sind aber trotzdem oftmals die Kosten der Ladung. Hier arbeiten wir auch an der THU an Konzepten, wie ich am Arbeitsplatz mein E-Fahrzeug mit dem Strom aus der Solaranlage auf meinem Dach zuhause aufladen kann. Diese Konzepte werden im Herbst diesen Jahres dann auch in unserem neuen Energiepark mit 24 Ladepunkten in der Praxis erprobt.

Damit der Strom zum Laden auch gleich vor Ort bereitgestellt werden kann, wird in BW in naher Zukunft auch die Errichtung von Photovoltaik-Carports gefordert.

Große Kluft zwischen Tempo in Deutschland und Dringlichkeit

Welcher Zeithorizont muss berücksichtigt werden, wenn man das Stromnetz "intelligenter" machen will?

Gerd Heilscher: Da gibt es zwei Antworten: Technische Lösungen mit Smart Metern sind verfügbar und wurden von uns bereits in den Demonstrationsprojekten vorgestellt und auch im Feldtest mit Kunden erprobt. Bei der verbindlichen Einführung der Smart Meter, die dafür notwendig sind, geht es aber nach wie vor sehr langsam voran. Die Steuerbarkeit mit dem Smart Grid Gateway wurde von BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) und BNetzA (Bundesnetzagentur) noch nicht verbindlich freigegeben.

Die Geschwindigkeit, mit der wir hier in Deutschland unterwegs sind, und die Dringlichkeit für den schnellen Ausbau von regenerativen Energien und der Reduzierung der Schadstoffe durch den Individualverkehr mit Hilfe von E-Mobilität klaffen deutlich auseinander. Nach meiner Einschätzung fehlt es an einer verbindlichen und sachkundigen Steuerung der beteiligten Behörden durch die politischen Auftraggeber.

Auch ökonomische Randbedingungen zur Entwicklung wirtschaftlicher Lösungen sind in diesem Prozess vernachlässigt worden. Die Einführung des intelligenten Stromnetzes wird am Ende von den Bürgern über die Netz- und Zählergebühren bezahlt. Die Bürger sollten die Vorteile dieser Entwicklung also auch nachvollziehbar verstehen können.

Disclaimer: "Hirn statt Bagger" ist der Name eines Arbeitskreises bei SmartGridsBW. (Christoph Jehle)