Netzintegration von Fahrzeugen mit elektrifizierten ... - JUWEL

6. Chancen und Risiken der Netzintegration von Elektrofahrzeugen auf verschiedenen Spannungsebenen
chern und Oberbrunn bei München liegt. Die maximale Veränderung der Knotenspannung im
Vergleich liegt in diesem Szenario bei 0,035 p.u. durch das Laden von 4 Mio. xEV. Auch hier
werden die zulässigen Grenzwerte für die Spannung durch das Laden der xEV nicht verletzt.
Untersucht man das Verhalten des Netzmodells 2020 bei gleichzeitigem Laden von 4,5 Mio.
Fahrzeugen, so kommt es auf eben genannten Leitungsabschnitt bei München zu einer ersten
Überlastung. Viel gravierender ist jedoch, dass die im Netzmodell verfügbare installierte
Leistung zur Beladung von 4,5 Mio. xEV zum Zeitpunkt der Spitzenlast nicht mehr ausreicht.
Dies zeigt, dass die Erzeugung im Jahr 2020 in einem großen Ausmaß auf Windenergie angewiesen
sein wird.
Dieser Effekt tritt im Netzmodell 2030 noch deutlicher zu Tage. Durch die starken Veränderungen
im Kraftwerkspark hin zu einem hohen Anteil erneuerbarer Energiequellen ist die
verfügbare installierte Leistung aus konventionellen Kraftwerken so weit gesunken, dass das
Worst-Case-Szenario ohne Windeinspeisung und ohne der Einspeisung aus Pumpspeicherkraftwerken
nicht einmal die Spitzenlast decken kann, selbst wenn keine Elektrofahrzeuge
zum gleichen Zeitpunkt laden. Lässt man die Einspeisung aus Pumpspeicherkraftwerken im
Netzmodell 2030 zu, so kann die Spitzenlast gedeckt werden. Allerdings ist der konventionelle
Kraftwerkspark dabei so stark ausgelastet, dass nicht einmal 1Mio. Elektrofahrzeuge zusätzlich
geladen werden können. Zur Untersuchung der xEV-Integration ist daher v.a. im
Netzmodell 2030 die Berücksichtigung der Windenergieeinspeisung notwendig.
Um eine Aussage darüber machen zu können, mit welcher Wahrscheinlichkeit eine gewisse
Windenergiemenge zur Verfügung steht, wurden aus den Häufigkeitsverteilungen der onshore
und offshore Windenergieeinspeisung Quantile gebildet. Bevor für jedes Quantil die maximal
mögliche xEV-Integration bestimmt wurde, wurde das Szenario ohne zusätzliche Last
von xEV getestet, um zu vermeiden, dass es Leitungsüberlastungen aufgrund von zu starker
Windenergieeinspeisung gibt.
Sowohl bei einer Windenergieeinspeisung von 0,77GW onshore und 0,54GW offshore
(10%-Quantil) also auch bei einer Windenergieeinspeisung von 1,40GW onshore und
1,47GW offshore (20%-Quantil) ist im Netzmodell 2030 eine zusätzliche Beladung von
1Mio. xEV zum Zeitpunkt der Spitzenlast nicht möglich, weil nicht genügend Erzeugungskapazität
vorhanden ist. Bei einer Windenergieeinspeisung von 2,21GW onshore und 2,51GW
offshore (30%-Quantil) ist eine Beladung von EVs möglich, allerdings kommt es zu ersten
Leitungsüberlastungen an der Küste aufgrund der Einspeisung der offshore Windenergie.
Daher wurde im Modell die offshore Einspeisung bei 1,47GW (20%-Quantil) konstant gehalten,
während die Windeinspeisung onshore weiter Schritt für Schritt erhöht wurde. Bei einer
Windenergieeinspeisung onshore von 2,21GW ist es dann möglich 1Mio. Fahrzeuge gleichzeitig
zu laden, während sich diese Anzahl bei einer onshore Windeinspeisung von
10,88GW auf 3,5Mio. xEV erhöht. Tabelle 37 fasst die einzelnen Untersuchungsschritte
zusammen. In allen Fällen war eine weitere Erhöhung der gleichzeitig ladenden xEV nicht
mehr möglich, weil die Erzeugungskapazität hierfür nicht ausgereicht hat. Stark belastet,
allerdings nicht überlastet, war der Leitungsabschnitt zwischen Irsching und Zolling in Bayern,
wenn die Anzahl gleichzeitig ladender EVs über 3Mio. lag. Liegt die onshore Windenergieeinspeisung
im Netzmodell bei 15,68GW (90%-Quantil), kommt es bei Spitzenlast auch
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