03.08.2022

Auswirkungen variabler Netzentgelte auf Verteilnetze mit optimierten bidirektionalen Elektrofahrzeugen

Elektrofahrzeuge führen in der Zukunft zu einer zusätzlichen Belastung der Verteilnetze und erhöhtem Netzausbaubedarf 1. Vor allem, wenn die große Flexibilität von bidirektionalen Elektrofahrzeugen im Falle von Vehicle-to-Grid Use Cases (V2G) marktlich genutzt wird 2, wie unter anderem im Projekt „Bidirektionales Lademanagement“ (BDL) an der FfE untersucht wird 3. Netzzustandsabhängige, variable Netzentgelte können dabei eine Möglichkeit sein, die Flexibilität bidirektionaler Elektrofahrzeuge für eine bessere Netzintegration der Elektromobilität zu nutzen.

Durch ein netzzustandsabhängiges variables Netzentgelt könnten 24 % weniger Netze überlastet sein. Dies zeigt ein Vergleich eines gemischten Szenarios für das Jahr 2040 mit und ohne variable Netzentgelte für die effektivste Parameterkombination, welche im Rahmen dieser Studie ermittelt wurde. Für das gemischte Szenario (kurz: GS) wurde dabei angenommen, dass ca. 30 % der Elektrofahrzeuge bidirektional preisoptimiert laden. Von den bidirektionalen Elektrofahrzeugen nimmt knapp die Hälfte am V2G Use Case teil und reagiert demnach auf variable Netzentgelte in Kombination mit variablen Börsenpreisen. Die andere Hälfte erhöht in Kombination mit PV-Anlagen den Eigenverbrauch an Gebäuden (V2H). Für ca. 70 % der Elektrofahrzeuge wird ein bedarfsgeführtes Direktladen angenommen. Die Netzbelastung wurde mit dem Verteilnetzsimulationsmodell GridSim in Kombination mit einem Optimierungsmodell auf Gebäudeebene bestimmt. Die variablen Netzentgelte wurden dabei anhand einer prognostizierten Trafoauslastung je Niederspannungsnetz berechnet und anhand von zwei festgelegten Trafoauslastungsgrenzen um jeweils eine Stufe angehoben.

Entscheidende Parameter zur Berechnung der Netzentgelte wie die Prognosegüte, die Trafoauslastungsgrenze sowie die Stufenhöhe wurden im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse untersucht. Im Ergebnis ist in Abbildung 1 zu sehen, dass dabei die Güte der Prognose den größten Einfluss auf die Netzentlastung hat. Aber auch eine größere Spreizung der Netzentgelte sowie eine höhere Trafoauslastungsgrenze reduzieren die Netzüberlastungen weiter. In einer letzten Sensitivität wurde angenommen, dass alle Elektrofahrzeuge anhand variabler Netzentgelte preisoptimiert werden. Dies führt zwar zu den meisten entlasteten Netzen (36 % entlastet), wird gleichzeitig jedoch als unrealistisch angesehen.

Variable Netzentgelte Einfluss überlastete Netze
Abbildung 1: In der betrachteten Stichprobe von 189 Netzen im „gemischten Szenario“ (GS), in denen Elektrofahrzeuge (EFZ) auch die Ursache für Netzüberlastungen sind, wurde der Einfluss der Lastprognosegüte, Netzentgeltstufenhöhe, Trafoauslastungsgrenze und Anteil teilnehmender Elektrofahrzeuge untersucht.

Die Tatsache, dass die meisten Netze nicht vollständig entlastet werden können, ist auf mehrere Effekte zurückzuführen. Zum einen sind in Netzen mit hoher, langanhaltender Grundlast, welche vor allem durch unflexible Wärmepumpen verursacht wird, Netzentgelte für mehrere Tage am Stück hoch und verlieren damit ihren netzdienlichen Anreiz im Vergleich zum Börsenpreis. Zum anderen können die Netzentgeltspreads auch vollständig von Börsenspreads überlagert werden, so dass sie nicht mehr ins Gewicht fallen. Weiterhin tragen Leitungsüberlastungen und Spannungsverletzungen zu Netzüberlastungen bei, fließen aber nicht in die Berechnung der variablen Netzentgelte ein.

Insgesamt konnte durch das gezeigte Modell für variable Netzentgelte schon ein bedeutender Anteil flexibler Last netzdienlich aktiviert werden. Die Aufnahme zusätzlicher zukünftiger Verbraucher wie beispielsweise Wärmepumpen in das variable Netzentgeltsystem, kann diesen Effekt verstärken und wird weiter untersucht.

Dieser Beitrag wurde auf dem Grid Service Markets Symposium in Luzern, welches vom 04. – 05.07.2022 tagte, vorgestellt. Der Beitrag wird nach der Veröffentlichung hier verlinkt. Bereits abrufbar ist die zugehörige Präsentation.