Die Pumpspeicherkraftwerke (PSKW) sind bewährte Technik und haben einen vergleichsweise guten Wirkungsgrad. Es ist aber auch bekannt, dass deren Speicherkapazität für ein Stromversorgungssystem mit viel erneuerbaren Energien (EE), besonders mit den volatilen EE (VEE), also aus Wind und Sonne, bei weitem nicht reicht. Das ist schnell überschlagen: allein bei einem heutigen Verbrauch von 1.600 GWh pro Tag und einer Speicherkapazität der PSKW von 40 GWh dauert die Überbrückungszeit bei VEE-Mangel kaum mehr als 30 Minuten. Mangelsituationen können aber viele Tage dauern.
Daher benötigt man einen Langzeitspeicher der einen wetterlagebedingten und saisonalen Ausgleich schafft. Man muss Elektroenergie in einen Energieträger wandeln und diesen lange speichern können. Hierzu bietet sich Gas an (entweder Wasserstoff oder Methan). Mit der Rückverstromung kann dann die Versorgungslücke geschlossen werden. Das nennt man dann Power-to-Gas-to Power (P2G2P). Auf die großtechnische Verfügbarkeit, den Wirkungsgrad oder die Kosten wollen wir hier nicht eingehen, schließlich soll die Energiewende umgesetzt werden, koste es was es wolle. Fast verzweifelt werden die verrücktesten Ideen in den Raum gestellt, Speicher zu realisieren [2]. Zu den Speichervorschlägen gehört auch V2G (vehicle to grid). Soweit die Einleitung.
Daher stellt sich die Frage: Wie sinnvoll und nutzbringend ist die Integration von Batteriespeichern der E-PKWs in das Smart Grid? Auf der Basis eines vorhandenen Modells eines Stromversorgungssystems [3] werden zwei Szenarien modelliert, wobei eines ohne und eines mit V2G ausgestattet wurde [4].
V2G bedeutet in einer fiktiven Zukunft, dass sich viele E-PKW-Eigentümer bereiterklären einen Teil ihrer Autobatterie für die Stabilisierung der Stromversorgung abzutreten. Immer dann, wenn das Fahrzeug steht und eine Ladestation (mit steuerbarer Ein- und Rückspeisefunktion) verfügbar ist, soll es angeschlossen sein, also zu Hause, am Arbeitsplatz, am Supermarkt usw. Unterstellen wir dazu eine künftige Infrastruktur, die aus etwa so vielen Ladestationen besteht, wie es E-PKW gibt, denn nur so könnte bei fast jedem Parken ein Anschluss hergestellt werden. Diese Infrastruktur wird nicht billig. Die Anzahl der Ladestationen könnte deutlich geringer ausfallen, wenn es kein V2G gibt. Hier haben wir es daher mit Mehrkosten zu tun, die dem V2G-Konzept zuzurechnen sind, aber in meiner Modellierung fehlen.
Nehmen wir großzügig an,
- • dass die V2G-PKW durchschnittlich zu 70% der Tageszeit am Netz (Smart Grid) angeschlossen sind,
- • dass es 30 Mill. E-PKW gibt, bei denen 50% der Eigentümer jeweils 10 kWh ihrer Batteriekapazität mit einem V2G-Vertrag zu netzdienlichen Zwecken abtreten.
10 kWh ist durchaus denkbar, wenn man in fernerer Zukunft 80 kWh und mehr pro PKW unterstellt. Mit dieser Annahme kommt man dann auf 30∙106 ∙ 0,5 ∙ 0,7 ∙ 10 kWh ≈ 100 GWh.
Damit können diese E-PKW als ein Summenspeicher am Stromversorgungssystem mit 100 GWh Kapazität und ±100 GW Leistungsfluss angesehen und modelliert werden. Gemessen an den heute existierenden stationären Batteriespeichern ist das ein beträchtlicher Wert. Warum also nicht Batterien in PKWs in das Netz integrieren, die zukünftig vorhanden sind?
Natürlich macht das kein PKW-Eigentümer umsonst, schließlich hat er ja viel Geld für seine Batterie bezahlt. Daher muss der V2G-Vertrag finanziell attraktiv sein. Alternativ könnte man aber auch einen Batteriespeicher von 100 GWh als Summe von vielen stationären Batteriespeichern realisieren. Auch könnten diese gezielt an geeigneten Stellen im Netz stehen. Diese Batterien sind pro kWh sicher günstiger zu bauen und zu betreiben als die in PKWs. Daher wurde hier ein Kostenaufschlag von 20% für einen gedachten V2G-Speicher angenommen.
Es wird ein Referenzsystem definiert, das
- • ca. 1.000 TWh/a nachfrageorientiert erzeugt und damit auch Wärmepumpen für Hausheizungen und 30 Mill. E-PKW versorgt.
- • Es werden keine Gas-Kraftwerke eingesetzt, da es eine Stromversorgung sein soll, die keine fossilen Energieträger verbrennt.
- • Zur Sicherstellung der Nachfrage werden die enthaltenen Speicher (PSKW, P2G2P ohne V2G) verwendet.
Unter dieser Maßgabe wird über das Modell ermittelt, wie stark die VEE auszubauen ist und welche Kapazität der Langzeitspeicher (P2G2P) benötigt (Details in [4]).
Das gleiche Stromversorgungssystem wird dann mit V2G modelliert. Die Frage lautet nun, was sich an der Kapazität des P2G2P-Speichers und am nötigen VEE-Ausbau ändert. Wichtig ist auch die Frage nach den veränderten volkswirtschaftlichen Kosten.
Die Ergebnisse sind naheliegend, aber auch aufschlussreich:
Da eine zusätzliche Speicherkapazität in das System eingefügt wird, kann rechnerisch die Kapazität des Langzeitspeicher etwas kleiner ausfallen. Der zusätzliche Batteriespeicher hat einen mehr als dreifach höheren Wirkungsgrad und verursacht damit weniger Energieverluste im Speicher. Diese Verluste müssen nicht durch VEE ausgeglichen werden, so dass sich auch der VEE-Ausbau reduziert. Wohl auf breiter Front ein Gewinn? Qualitativ ja, aber quantitativ marginal und über alles gesehen kein Gewinn, was wir noch sehen werden.
Die Kapazität des Langzeitspeichers wird rechnerisch lediglich um <0,3% kleiner. Da dieser Speicher sowieso großzügig bemessen werden muss, bedeutet das kein Gewinn. Der V2G-Speicher wird bei der Modellierung als erster Speicher zur Stabilisierung eingesetzt, bis er leer oder voll ist. Erst dann kommen andere Speicher (PSKW, P2L2P) zum Einsatz. Der Batteriespeicher liefert zeitlich selten Energie oder nimmt welche auf. Es sind nur ca. 19 % der 8.760 Jahresstunden. In der übrigen Zeit steht er entweder auf voll oder leer. Tatsächlich wird aber über das ganze Jahr Speicher für den Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch benötigt. In den 81% der Jahreszeit müssen das daher die anderen Speicher im System erbringen.
Der erforderliche Ausbau der VEE fällt um 3,5 %. Aufgrund schwankender VEE-Ertragssituationen der Jahre, ist der VEE-Ausbau mit Sicherheiten zu versehen, also höher auszubauen, als es im Durchschnitt reichen würde. Dieser Zuschlag ist mit mehr als 50% zu veranschlagen [5]. Angesichts dessen sind die 3,5 % Ausbaueinsparung von keiner Bedeutung. Die Gesamtverluste, die sich aus den Verlusten in den Speichern und den Abregelungsverlusten zusammensetzen, reduzieren sich von 499 auf 451 TWh/a. Das sind immerhin 9 %. Diese Energie muss nicht unter Kostenaufwand mit VEE-Anlagen erzeugt werden. Also wenigstens hier ein spürbarer Vorteil?
Letztlich sind die Kosten das entscheidende Optimierungskriterium über alle Für und Wider. Dazu sehen wir uns den Vergleich durch die beiden Stromgestehungskosten an, die alle Kostenanteile enthalten:
Ohne V2G kommt die Modellierung zu 27,7 Ct/kWh und mit V2G auf 29,9 Ct/kWh. Der Unterschied von 2,2 Ct ist nicht gerade viel, aber bei 1.033 TWh/a sind das immerhin 22,7 Mrd.€/a. Hinzu kommen die Mehrkosten für die Ladeinfrastruktur mit grob geschätzten 4 Mrd.€/a [6]. Es entstehen also jährliche V2G-Mehrkosten von etwa 26 Mrd.€.
V2G ist unter Einbeziehung aller Kostenkomponenten zu teuer und technisch wird es komplizierter. Ich komme daher zum Fazit:
Es gibt weder volkswirtschaftliche noch technische Vorteile,
die für das Vehicle-to-Grid-Konzept sprechen.
Verweise:
[1] Sachbuch „Die Abrechnung mit der Energiewende“, Klaus Maier, Hardcover: ISBN 978-3-347-06790-5, Paperback: ISBN 978-3-347-06789-9
[2] Buch [1], Seite 306 ff
[3] Buch [1], Seite 396 ff
[4] Papier „Vor- und Nachteile des Vehicle-to-Grid-Konzepts – Wie sinnvoll ist die Integration von Batteriespeichern der E-PKWs in das Smart Grid“, Download: https://www.magentacloud.de/lnk/LtCIlfb8
[5] Buch [1], Seite 336 ff
[6] Nimmt man eine öffentliche Ladestation inkl. Netzanschluss mit 4.000 € an und unterstellt, dass V2G ca. 10 Mio. mehr Ladestationen braucht, um die Wirksamkeit zu entfalten, entstehen etwa 40 Mrd.€ zusätzliche Investitionskosten. Bei 10% Betriebskosten wären das rund 4 Mrd.€/a.
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Ich komme da auf ganz andere Zahlen weil i.w. die hohen Batteriekosten vergessen wurden, die den Autostrom etwa um den Faktor 5 verteuern. Bei 22 kWh/100 km zu 30 Ct ergeben sich erstmal nur 6,60 €. Für eine Li-Batterie, z.B. 60 kWh x350 € =21000 € ergibt die Kosten-Umlage für 7 Jahre je 15000 km 20,00 €/100 km oder 90,9 ct/kWh. Damit kostet der Strom aus der Autobatterie mit Verlust ca. 1,05 €/kWh. Da der Autobesitzer noch etwas verdienen will und sein Fahrzeug nur eingeschränkt nutzen kann und MWSt und EEG-Zulage beim Wiederverkauf des Netzstroms nochmals anfällt, sollte man in etwa 1,60 €/kWh kalkulieren.
Geht man davon aus dass am Tag ein Fahrzeug dem Netz 20 kWh zur Verfügung stellt und unser Netz 1600 GWh benötigt, so wären – um das Netz nur einen Tag (!) zu versorgen – 80 Mio Fahrzeuge nötig. Und wenn dann am nächsten Tag vielleicht wieder etwas Sonne scheint und Wind weht (oder auch nicht), gehen all die V2Gs an die Steckdose – und wir haben einen satten Netzzusammenbruch – wenn nicht die angedachte Fernabschaltung eingreift und die fluchenden Autobesitzer überzeugt, die Netzspeisung besser zu unterlassen. V2G ist also eher nur eine Schnapsidee.
Ich komme da auch auf andere Zahlen. Der Preis der Batterie mag für den aktuellen etwa passen. Weiterhin ist von etwa 1’000 Vollzyklen bei den Akkus auszugehen. Bei 350 €/kWh an Batteriekosten, kommt man damit auf 35ct pro gespeicherte kWh.
Vernachlässigt wurden:
Bei V2G sehe ich aber auch keinen „Markt“ für die Emobilisten, solange die Batteriegrößen unterhalb von 100kWh bleiben. Es wird wohl eher fürs Gartenhäuschen interessant sein. Selbst den Markt der Spitzenlastglättung, Netzengpassmanagement, Reserve- und Blindleistung werden die Secondlife-Batterien übernehmen. Ansonsten reicht es auch Fahrzeuge beim Laden abzuwerfen, statt aktiv bei Fahrzeugen zu entladen.
Der Artikel beschreibt nur oberflächlich die Berechnungen, die tatsächlich gemacht wurden. Die volle Arbeit findet man in dem angegebenen Download von [4]: https://www.magentacloud.de/lnk/LtCIlfb8 .
Die PKW-Besitzer sollen ja nicht den von ihnen gekauften Strom aus ihren Batterien ans Netz verkaufen, sondern sie sollen einen festen Teil ihrer Batterie an das Netz abtreten. Ihre Batterie ist gewissermaßen um dieses Stück kleiner geworden. Die so in Summe zusammenkommende Kapazität im Netz ist weitgehend mit einer stationären Batterie gleichzusetzen, die in das Netz integriert ist.
Bitte verwechseln Sie nicht meine angegebenen Stromgestehungskosten von z.B. 27,7 ct/kWh mit Stromkosten beim Kunden. Meine Angaben sind eher mit heutigen Marktpreisen von 3 bis 6 ct/kWh zu vergleichen.
Dreisatzrechnungen, die gewisse Zeiten von Dunkelflauten annehmen, sind zwar zur Ermittlung von Größenordnungen geeignet, aber eben nicht zur Dimensionierung von Netzkomponenten.
Bitte schauen Sie in mein Arbeitspapier für mehr Details.
Herr Maier, das verstehe ich nicht. Wie soll ein Autobesitzer an der privaten oder öffentlichen Ladestation an Strom zu 3-6 ct/kWh kommen? Und die Aufteilung und kostenlose (?) Abtretung eines Teils der Batterie geht doch garnicht! Wenn seine Batteriekosten 1,05 €/kWh sind, zahlt er für rückgespeisten Strom schon 1,35 €. Den dürfte er wohl kaum unter 1,80 € wieder hergeben wollen (wenn er nicht blöd ist), zumal er ja auch während der Zeit sein Auto nicht nutzen kann. Und er muss ja auch eine deutlich teuere Ladebox bezahlen, denn die Einspeisung (Wirk und Blind) muss doch vom Netzbetreiber ferngesteuert werden.
Das Ganze ergibt keinen Sinn, zumal ja auch nicht zig Millionen Fahrzeuge verfügbar sind – und schon garnicht gerade dann wenn im Netz Strommangel herrscht. Und statt 1000 Vollzyklen von Herrn Deutering, der die Batteriealterung und die kaum 80%ige Ausnutzung nicht berücksichtigt, werden bei 15000 km/a nach 7 Jahren nur 385 erreicht – weshalb die Kostenumlage etwa um etwa das Dreifache grösser wird.
Wenn das Fahrzeug mit 15000km/jahr angesetzt wird, dann hält die Batterie aber auch merklich länger als 7 Jahre. Damit könnte entweder beim Fahrzeug eine längere Laufzeit oder ein wesentlich größerer Teil des Batterie SOH für das Netzmanagement genutzt werden. Beides führt zu mehr Zyklen.
Die Blindleistungsregelung ist im Wesentlichen ein Softwarethema, da werden keine dicken Impedanzen benötigt wie früher. Die Leistungselektronik kann in Submillisekunden die Phase variieren, wenn die Taktung der Gates richtig berechnet wird. Der Elektronikmehraufwand läge nur im Kommunikationsmodul. Diese werden aber auch heute schon verschiedentlich eingesetzt.
Neue Autobatterien werden 1 kWh je Liter speichern und x-Tausend Ladezyklen vertragen. Die besten Daten hat NANOTECH ENERGY. Mit Single Atomic Layer Graphene (SALG) sollen die kürzesten Ladezeiten erreicht werden. Ein nicht entflammbarer Elektrolyt sorgt für Sicherheit. Deren System soll von -40°C bis >+50°C funktionsfähig sein. Um die 150 Liter genügen (bei 20 kWh/100 km) für 750 km Reichweite. Eine Million km wäre demnach die Lebensdauer eines e-Autoakkus, sofern der Rest hält. Solche Ankündigungen sollte man aber skeptisch betrachten.
Goße Netzbatterien sind nicht sinnvoll*, denn das erste Fusions-Demonstrationskraftwerk von GeneralFusion, Vancouver, soll in UK bis 2025 fertig sein. Und noch in dieser Dekade soll das erste kommerzielle FKW von GeneralFusion in Asien am Stromnetz sein. Die mit dem Green Deal befasste EU hat offenbar nicht bemerkt, dass der Fusions-Zug bereits gestartet ist. Z.B. wäre allein die EEG-Umlage von 2 Jahren ausreichend zur Finanzierung kleiner FKW, um alle kalorischen Kraftwerke in Deutschland (~50 GW) in den 2030er-Jahren zu ersetzen. Die Brennstoffkosten könnten bei ~0,0001 ct/kWh liegen so dass z.B. ein ICE mit etwa 4000 kW für 10 ct 24 h fahren könnte.
Herr Maier informierte mich dass allenfalls eine Netzbatterie von ~20 GWh zum Ausgleich kurzzeitiger Lastschwankungen sinnvoll sei und die saisonale Speicherung nach dem (allerdings ineffizienten) P2G2P-Konzept etwa 125 Mrd.€/a kosten würde, wobei die Speicherung des synthetischen Methans in Erdgaskavernen erfolgen kann.
*) Die Probleme sind dass (nach meiner Berechnung, auch basiert auf Untersuchungen von Prof. Sinn) eine deutsche Li-Netzbatterie für 25 Tage (zur Strompufferung von Sonne, Wind und Dunkelflauten bei Vollversorgung über ein Jahr) mit 40-50.000 GWh etwa 17 Billionen € kosten würde und 290 Mio t wiegt – und die Li-Vorräte begrenzt sind. Auch kann man Autobatteriestrom nicht für 1,80 € einkaufen und nach erneutem Aufschlag von EEG, Netzentgelt und Steuern für 0,30 € verkaufen.
Das ist ein tolles Konzept. Durch die zusätzliche Belastung der Batterie im E-Auto wird deren Lebensdauer weiter verkürzt. Davon profitieren nur die Hersteller und die Netzbetreiber. Aber die Doofies, die glauben, sie könnten mit ihren E-Vehikeln dadurch einen Gewinn erwirtschaften, müssen irgendwann erkennen, dass sie die Dummen sind. Noch ist die Goldgräberstimmung nicht zu Ende.
Die zusätzliche Belastung hält sich im Vergleich zu den bisherigen Zyklenlebensdauern eher in Grenzen. Bei 80kWh sind mit einem Vollzyklus etwa 300…400km in der Batterie. Das macht bei 1000 Vollzyklen 300’000…400’000km. Das ist schon weitab von der Durchschnittslaufleistung.
Ich denke nicht, dass da eine Gewinnerwirtschaftungsabsicht bei potentiellen Kunden dahinter stünde. Es reichen schon Incentives wie Vergünstigungen beim Schnellladen, wenn dafür beim Langsamladen V2G oder netzdienliches, zeitgesteuertes Laden gewählt wird.
Bedenken Sie noch, dass Strom an einem Markt gehandelt wird, d.h. wenn nach einem Tag Sonnenschein oder Sturm alle Autofahrer und Hausbesitzer und Batteriebetreiber auf vollen Akkus sitzen und das Angebot hoch ist (der Preis also niedrig) und man dann nichts verdient, wenn man den Strom verkauft.Wenn der Wetterbericht eine Dunkelflaute vorhersagt, dann würde niemand seinen Strom verkaufen, denn man braucht ihn ja selbst und würde ihn höchsten für das eigene Haus verbrauchen wollen. Sonst kommt man in Verlegenheit, Tage später teuren Netzstrom laden zu müssen.Insofern schlägt auch hier wieder die Realität die grünen Träume. Ich würde an so einem System nicht teilnehmen. Oder höchstens für einen Euro/kwh.