Studie: E-Mobilität und Stromnetz – Bewertung marktorientierten Ladens unter Berücksichtigung von Netzrestriktionen

Im Auftrag der Elia Group erarbeitete das RLI eine Studie, aus der hervorgeht an welchen Stellen das Verteilnetz durch zunehmenden Energiebedarf für Elektromobilität besonders belastet wird und welche Auswirkungen ungesteuertes und marktorientiertes Laden auf verschiedene Netztypen im Jahr 2030 hätte. Ziel ist es herauszufinden, ob marktorientiertes Laden Vorteile wie bessere Integration der fluktuierenden Erneuerbaren Energien mit sich bringt, Peaks reduziert und Leitungsauslastung verbessert.

Elektrofahrzeuge sind eine Möglichkeit, CO₂-Emissionen im Verkehrssektor kurzfristig zu reduzieren. Zwar ist ihre Zahl noch gering, doch durch politische Fördermaßnahmen und ein zunehmendes Umdenken innerhalb der Bevölkerung ist absehbar, dass es zukünftig immer mehr E-Fahrzeuge geben wird. Gleichzeitig nimmt der Anteil Erneuerbarer Energien im Strommix zu, was die Netze ebenfalls vor Herausforderungen stellt.

Elektrofahrzeuge als flexible Verbraucher

Die Kombination dieser beiden Veränderungen verursacht zwar Probleme, kann aber auch interessante Synergien schaffen. Denn um den Transportsektor tatsächlich dekarbonisieren zu können, sollten Elektrofahrzeuge ausschließlich mit Strom aus erneuerbaren Quellen aufgeladen werden. Um die Erneuerbare Energie in das System integrieren zu können, ist außerdem mehr Flexibilität erforderlich. Elektrofahrzeuge könnten Überschüsse aus Erneuerbaren Energien aufnehmen und so beide Probleme lösen. Allerdings könnten E-Autos das Netz an anderer Stelle zusätzlich belasten, wenn Lademengen und -zeitpunkte nicht intelligent gesteuert werden.

Simulation verschiedener Szenarien

Im Auftrag der Elia Group berechnete das RLI, wie sich für den Szenariorahmen des Szenario B des Netzentwicklungsplan (NEP) 2019 – 2030 jeweils ungesteuertes als auch marktorientiertes Verbrauchsverhalten auf die Verteilnetze auswirkt.

Datengrundlage für Netzaus- und -umbau

Ziel der Studie war es, zu bewerten, ob die Verteilnetze in ganz Deutschland in der Lage sind, das angenommene Flexibilitätspotenzial, das ohne Netzrestriktionen bestimmt wurde, auch tatsächlich bereit zu stellen. So soll dem Netzbetreiber Elia 50Hertz eine wissenschaftlich begründete Datengrundlage erhalten, anhand derer Restriktionen des Verteilnetzes, welche für die Planung des Übertragungsnetzes relevant sind, abgeschätzt werden können.

Zur Berechnung der Studie nutzte das RLI die selbstentwickelten Open-Source-Software „Distribution Network Generator“ (DINGO) mit deren Hilfe sich Verteilnetzdaten generieren lassen. Für die Szenarienberechnungen, verwendeten wir die Software eDisGo, die vom RLI ebenfalls im Rahmen des open_eGo-Projekts entwickelt wurde.

• Regionalisierung der Lasten und Erzeugungskapazitäten aus dem NEP 2019 – 2030, Szenario B
• Simulation von mindestens zwei Szenarien – sowohl gesteuertes als auch marktorientiertes Laden
• N-1-Netz-Berechnung zur Identifizierung von Leitungs- und Transformatorüberlastungen sowie Spannungsbandverletzungen in Mittel- und Niederspannungsnetzen
• Abschätzung von Restriktionen des Verteilnetzes für ganz Deutschland auf Basis repräsentativer Netzstrukturen aus einer Clusteranalyse der ding0-Netztopologien
• Validierung der durchgeführten Simulationen

Assessing the Impacts of Market-Oriented Electric Vehicle Charging on German Distribution Grids – Birgit Schachler, Anya Heider, Tim Röpke, Florian Reinke und Carsten Bakker

Vorgestellt auf dem fünften E-Mobility Power System Integration Symposium