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Das „Unplanbare“ planen: Wie viele E-Fahrzeuge verträgt das Stromnetz?

Redakteur: Benjamin Kirchbeck

Mehr als eine Milliarde Fahrzeuge sind auf den Straßen dieser Welt unterwegs. Sie verursachen einen Fünftel aller CO2-Emissionen. Das E-Auto gilt als Hoffnungsträger einer nachhaltigeren Mobilität. Um ihm zum Durchbruch zu verhelfen, kommt den Verteilnetzbetreibern eine Schlüsselrolle zu. Denn mit dem Aufstellen von Ladesäulen allein ist es nicht getan.

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Wo und wie schnell werden Elektroautos künftig geladen werden? Und wie viele werden es sein? Diese Fragen sind knifflig, denn es geht nicht nur um die schiere Anzahl batteriebetriebener Fahrzeuge.
Wo und wie schnell werden Elektroautos künftig geladen werden? Und wie viele werden es sein? Diese Fragen sind knifflig, denn es geht nicht nur um die schiere Anzahl batteriebetriebener Fahrzeuge.
(Bild: Siemens)

Kein Zweifel, die Elektromobilität boomt. Tesla brachte den Stein ins Rollen, und die etablierten Autobauer zogen nach. Mittlerweile hat jeder namhafte Hersteller mindestens ein elektrisch betriebenes Modell im Katalog. Auf den Straßen dieser Welt zeigt sich freilich ein anderes Bild: Zwar steigt die Nachfrage nach Elektroautos rasant. Doch im Vergleich zu neu zugelassenen Benzin- und Dieselfahrzeugen sind die Verkaufszahlen weltweit nach wie vor gering.

Aus klimapolitischer Sicht ist das eine schlechte Nachricht: Der Straßenverkehr ist für fast ein Fünftel der globalen CO2-Emissionen verantwortlich. Würden alle Fahrzeuge mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben, könnten rund 6 Gigatonnen CO2 vermieden werden. Das ist mehr als der jährliche Treibhausgasausstoß der gesamten Europäischen Union. Um die Ziele des Pariser Klimaabkommens zu erreichen, wäre es daher nötig, wenn möglichst bald möglichst viele Elektrofahrzeuge unsere Straßen kreuzten.

Eine Herausforderung für Verteilnetzbetreiber

Doch ganz so einfach ist es nicht. Damit flächendeckend elektrisch gefahren werden kann, muss die bestehende Infrastruktur erweitert werden, um die Fahrzeuge zu betanken. Doch neue Ladesäulen sind nur die Spitze des Eisbergs. Schließlich benötigt das Aufladen eine ganze Menge Energie: An einer heutigen Schnellladestation (mit einer Ladeleistung von 150 Kilowatt) nimmt ein Auto in fünfzehn Minuten in etwa so viel Energie auf wie nötig wäre, um 5000 Scheiben Brot toasten. Würden auf einen Schlag massenhaft Autos rein elektrisch fahren und schnell geladen werden, würde das für die Stromnetze eine enorme Belastung bedeuten.

„Die derzeitigen Stromnetze wären teilweise schlichtweg überfordert, wenn von heute auf morgen Millionen von Fahrzeugen nur noch batteriebetrieben unterwegs wären und innerhalb von Minuten beladen werden sollen“, sagt Ben Gemsjäger, stellvertretender Leiter der Verteilungsnetzplanung bei Siemens PTI. Er muss es wissen, schließlich prüfen Gemsjäger und seine Kollegen im Auftrag von Energieversorgern Verteilnetze auf ihre Zukunftssicherheit – und schlagen Maßnahmen vor, um sie für künftige Herausforderungen zu rüsten und die Investitionsstrategie gegebenenfalls anzupassen.

Die Elektromobilität stellt die Verteilnetzbetreiber vor eine doppelte Herausforderung: Zum einen sind die Elektroautos zusätzliche Verbraucher. Je mehr von ihnen gleichzeitig geladen werden, desto wahrscheinlicher sind Überlastungen im Netz. Zum anderen ist Elektromobilität ökologisch nur dann sinnvoll, wenn der benötigte Strom aus erneuerbaren Quellen stammt. Wind- oder Sonnenenergie fallen aber unregelmäßig an. Hinzu kommt, dass Wind- und größere Solarkraftwerke vorwiegend in ländlichen Gebieten liegen, der Hauptteil der Energie aber weit weg in den Städten verbraucht wird. „Die städtischen Verteilnetze müssen in Zukunft große Mengen der dezentral und unregelmäßig erzeugten Energie ausbalancieren können“, erläutert Gemsjäger weiter. „Damit dies gelingt, müssen sie wesentlich flexibler werden.“

Wie schnell kommen der Durchbruch?

Niemand aber kann genau sagen, wie schnell sich die Elektromobilität durchsetzen wird. Eine entscheidende Rolle spielen dabei die Kosten. Eine Studie von McKinsey rechnet damit, dass ein batterieelektrisches Fahrzeug in spätestens zehn Jahren in Anschaffung und Betrieb günstiger sein wird als ein Benzin- oder Dieselmodell. Mehr und mehr Länder stellen zudem die politischen Weichen in Richtung emissionsärmerer Antriebe, indem sie Verkaufsverbote für Fahrzeuge mit Verbrennungsantrieb erlassen: Vorreiter Norwegen beispielsweise plant, bereits ab 2025 keine Autos mit Verbrennungsmotor mehr zuzulassen. Für 2030 denken die Riesenmärkte China und Indien über ähnliche Maßnahmen nach, ebenso wie viele weitere Länder.

Allerdings ist damit noch nicht gesagt, dass zwingend ausschließlich Elektrofahrzeuge mit Batteriespeicher das Rennen machen werden: Es ist denkbar, wenn nicht gar wahrscheinlich, dass mittelfristig auch andere Technologien wie der Wasserstoffantrieb oder synthetische Kraftstoffe deutlich an Marktanteil gewinnen – mit entsprechenden Auswirkungen auf die benötigte Infrastruktur. Schwierig vorherzusagen ist zudem, welchen Einfluss künftige Mobilitätskonzepte auf den motorisierten Individualverkehr haben werden. Eine exakte Prognose zur Entwicklung batteriebetriebener Autos ist daher ein Ding der Unmöglichkeit: Je nach Zukunftsbild der Mobilität liegt der Anteil der batteriebetriebenen Elektrofahrzeuge in den derzeitigen Szenarien für das Jahr 2050 zwischen 10 Prozent und 95 Prozent. „Allein die Spannweite der Prognosen zeigt schon die Planungsunsicherheit, mit der sich die Netzbetreiber derzeit auseinandersetzen müssen“, sagt Gemsjäger.

Dennoch können die Verteilnetzbetreiber nicht einfach zuwarten: Große Teile ihrer Infrastruktur sind auf 40 bis 50 Jahren ausgelegt. Was heute geplant wird, wird also bis ins Jahr 2060 in Betrieb sein. Doch wo und wie werden Elektroautos dann betankt werden? Und wie viele? Diese Fragen sind knifflig, denn es geht nicht nur um die schiere Anzahl batteriebetriebener Fahrzeuge. Setzen sich beispielsweise Car-Sharing-Konzepte im großen Stil durch, verändert das auch die Anforderungen an die Ladeinfrastruktur. Wenn Fahrzeuge geteilt werden, müssen sie nach einem Einsatz schnell wieder betankt werden können. Es wären deshalb leistungsfähige öffentliche Ladestationen nötig. Solange noch jeder Fahrer sein eigenes Auto besitzt, sind hingegen Lösungen für die Ladung in der Nacht gefragt. Die Ladegeschwindigkeit ist in diesem Szenario weniger wichtig.

Welche Möglichkeiten haben also Netzbetreiber, um ihre Netze zu ertüchtigen? „Um die künftige Ladeinfrastruktur ins Netz zu integrieren, empfiehlt sich ein schrittweises Vorgehen“, sagt Dr. Adam Slupinski, Leiter der Verteilungsnetzplanung bei Siemens PTI: „Zunächst wird die zukünftige Zusatzladelast der Elektrofahrzeuge mit deren Angriffspunkten im Netz bestimmt. Mit dieser Kenntnis werden die Netze simuliert und durch langfristige Planung technisch und wirtschaftlich optimiert“, erklärt Slupinski. Dadurch bringt der Netzbetreiber auch in Erfahrung, welche seiner Betriebsmittel potenziell kritisch sind. Und er kann durch eine vorausschauende und intelligente Reinvestitionsplanung die Ausbaukosten, die durch Elektromobilität entstehen, auf ein Minimum reduzieren.

Diese Vorgehensweise ist gemäß Slupinski insbesondere für Mittelspannungsnetze sinnvoll. „In Niederspannungsnetzen wird man aufgrund der Mengenproblematik und der hohen Unsicherheit der zukünftigen Ladepunkte zur Steuerung der Ladestationen auf ein übergeordnetes Lademanagementsystem zurückgreifen müssen“, ist Slupinski überzeugt. Ein solches intelligentes System ermöglicht die Kommunikation zwischen Verteilnetz und Ladesäulen. Es sorgt dafür, dass nur so viele Elektrofahrzeuge gleichzeitig geladen werden, wie das Netz verträgt.

Batteriespeicher und dezentrale Energiesysteme

Ergänzend könnten in Zukunft vermehrt Batteriespeicher und dezentrale Energiesysteme (DES) zum Einsatz kommen. Batteriespeicher sind gut geeignet, lokal Leistung bereitzustellen, um die Elektrofahrzeuge zu laden. Dabei sind Speicherlösungen für Netzbetreiber auch interessant, weil sie bei Bedarf Regelenergie zur Verfügung stellen. Das heißt: Sie können temporäre Produktionsüberschüsse von Solar- oder Windkraftwerken auffangen und umgekehrt bei zu geringer Produktion Engpässe überbrücken helfen. Dadurch stabilisieren sie das Netz. Parallel bieten DES, vor allem bestehend aus Solar- oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK), die Möglichkeit, Energie nahe an den Verbrauchern zu erzeugen. Der Vorteil solcher dezentralen Kraftwerke: Es sind keine überregionalen Versorgungsstrukturen nötig, weil der Strom lokal erzeugt und verbraucht wird.

Angesichts der komplexen Ausgangslage stoßen die altbewährten Methoden zur Analyse von Netzen an ihre Grenzen. „Das Utility der Zukunft benötigt ein detailliertes, digitales und damit möglichst transparentes Abbild des Energiesystems“, sagt Ben Gemsjäger. Ansonsten sei die bedarfsgerechte Planung einer effizienten und sicheren Versorgung kaum mehr möglich. Ein solches digitales Netzmodell erlaubt es nicht nur, Schwachstellen in der bestehenden Infrastruktur zu ermitteln. Es bezieht auch zusätzliche Daten ein – etwa zur Bevölkerungsstruktur oder zur Mobilitätsinfrastruktur – und berücksichtigt betriebliche Aspekte wie Spannungsregelung, Trennstellverlagerung, und Blindleistungsmanagement. Damit bildet es die Grundlage für szenariobasierte Belastungstests. Diese Stresstests zeigen, wann und wo das Netz an Grenzen stößt und wie es mit künftigen Veränderungen im Nutzerverhalten zurechtkommt.

„Netztransparenz und Modellflexibilität sind der Schlüssel, um sich bestmöglich auf die Elektromobilität der Zukunft vorzubereiten und sogenannte No-Regret-Maßnahmen zu identifizieren. Also Maßnahmen, die heute getroffen werden können, ohne sie morgen zu bereuen, unabhängig davon welches Szenario eintritt“, so Gemsjäger. Und umgekehrt gilt: Je besser die Netzbetreiber auf die Antriebstechnologien der Zukunft vorbereitet sind, desto schneller können sie sich durchsetzen.

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