Wenn E-Autos Energie speichern: Forschung mit großem Potenzial beim Bauhof Neulengbach

Die NEUKOM / Neulengbacher Kommunalservice GmbH ist Mitglied in unserer Energiegemeinschaft und versucht den Energiebedarf am Bauhof Neuengbach mithilfe von PV-Anlagen und Speichern zu optimieren. Daher nimmt die NEUKOM an einem Forschungsprojekt teil, dessen erste Zwischenergebnisse nun vorliegen.

E-Autos als mobile Stromspeicher: Forschung am Bauhof Neulengbach zeigt großes Potenzial

Wie lässt sich Sonnenstrom dann nutzen, wenn eine Photovoltaikanlage mehr Energie erzeugt, als am Standort gleichzeitig gebraucht wird? Am Bauhof Neulengbach wird im Forschungsprojekt Storebility2Market untersucht, wie kommunale Elektrofahrzeuge als flexible Speicher eingesetzt werden können. Die Simulationen zeigen: Mit einer intelligenten Ladesteuerung könnte die Energiemenge oberhalb einer angenommenen Einspeisegrenze um rund 62 Prozent reduziert werden. Am Bauhof Neulengbach treffen mehrere Bausteine der zukünftigen Energieversorgung aufeinander: eine große Photovoltaikanlage, stationäre Batteriespeicher, Elektrofahrzeuge, eine intelligente Ladestation und die regionale Energiegemeinschaft. Im Forschungsprojekt Storebility2Market wird untersucht, wie diese Komponenten sinnvoll zusammenspielen können.

Die zentrale Idee: Elektroautos sollen nicht nur Strom verbrauchen. Wenn sie zur richtigen Zeit am richtigen Ort angeschlossen sind, können ihre Batterien überschüssigen Sonnenstrom aufnehmen. Später kann diese Energie wieder für den Standort, die Energiegemeinschaft oder das Stromnetz bereitgestellt werden. Grundlage der Auswertung ist der gemeinsame Monitoringbericht des Forschungsprojekts Storebility2Market.

Ein Bauhof, der deutlich mehr Strom erzeugt als er selbst benötigt

Auf den Gebäuden des Bauhofs befindet sich eine Photovoltaikanlage mit einer Leistung von 249 kWp. Für die Simulation wurde eine jährliche Stromerzeugung von rund 238.000 Kilowattstunden berechnet. Dem steht ein modellierter Jahresstrombedarf des Bauhofs von lediglich rund 10.600 Kilowattstunden gegenüber. Das ist kein Nachteil, sondern Teil des Konzepts: Der Großteil des erzeugten Sonnenstroms soll in das öffentliche Netz und insbesondere in die regionale Energiegemeinschaft eingespeist werden. An sonnigen Tagen entstehen jedoch hohe Erzeugungsspitzen. Genau hier sollen stationäre Speicher und Elektrofahrzeuge ansetzen.

Der Forschungsstandort in Zahlen

Die installierte EVEMS-Ladestation besitzt einen eigenen 32-kWh-Speicher. Energie aus einem angeschlossenen Fahrzeug kann über die Vehicle-to-Load-Funktion übernommen, zwischengespeichert und später wieder in das lokale Energiesystem eingespeist werden. Neben dem hauptsächlich untersuchten BMW iX3 stehen am Standort weitere Elektrofahrzeuge zur Verfügung.

Was wurde wissenschaftlich untersucht?

Für den Standort Neulengbach wurden unterschiedliche Betriebsweisen in einem MATLAB-Modell simuliert. Die standortübergreifende Modellierung des Projekts arbeitet mit Zeitreihen in 15-Minuten-Schritten. Für Neulengbach wurden unter anderem folgende Faktoren variiert:

• kein, ein oder drei Elektrofahrzeuge,
• ungesteuertes Laden oder gezieltes Laden bei PV-Erzeugungsspitzen,
• unterschiedliche Batteriegrößen,
• Ladeleistungen von 11 beziehungsweise 30 kW je Fahrzeug,
• Fahrzeuge, die tagsüber am Bauhof stehen,
• Dienstfahrzeuge, die gerade während der Mittagsstunden unterwegs sind,
• sowie eine zusätzliche Einspeisung gespeicherter Energie in den Nachtstunden.

Als zentrale Kennzahl wurde die „Curtailed Energy“ verwendet. Damit bezeichnet der Bericht jene Energiemenge, die in der Simulation oberhalb einer angenommenen Einspeisegrenze von 120 kW liegt. Vereinfacht gesagt: Es handelt sich um jene PV-Energie, die ohne geeignete Steuerung rechnerisch nicht innerhalb dieser Leistungsgrenze eingespeist werden könnte.

Ohne Elektrofahrzeuge liegen im Modell jährlich rund 13,31 MWh PV-Energie oberhalb der angenommenen Einspeisegrenze. Werden Fahrzeuge einfach nach ihrer Ankunft geladen, sinkt dieser Wert zwar, der Effekt bleibt aber begrenzt. Der große Sprung entsteht erst durch gezieltes Peak Shaving: Die Fahrzeuge werden nicht sofort geladen, sondern warten auf jene Stunden, in denen die PV-Anlage besonders viel Strom erzeugt. Bereits mit einem intelligent gesteuerten Fahrzeug sinkt die rechnerische Abregelenergie um knapp 60 Prozent.

Ergebnisse ausgewählter Simulationsvarianten

Die Simulation zeigt damit etwas Überraschendes: Ein einziges zuverlässig verfügbares und intelligent gesteuertes Fahrzeug kann bereits fast den gesamten errechneten Nutzen erzielen. Drei Fahrzeuge erhöhen die Wirkung zwar noch, der zusätzliche Vorteil fällt aber deutlich kleiner aus als der Wechsel von ungesteuertem zu intelligentem Laden.

Die entscheidende Frage lautet nicht nur: Wie groß ist die Batterie? Entscheidend ist vor allem: Ist das Fahrzeug während der PV-Spitze angeschlossen und kann die Steuerung seine freie Speicherkapazität gezielt nutzen?

Die Anwesenheit des Fahrzeuges ist wichtiger als seine Batteriegröße

Besonders deutlich wird das beim Vergleich verschiedener Mobilitätsprofile. Im sogenannten Pendlerprofil steht das Fahrzeug tagsüber am Bauhof. Damit ist es gerade während der hohen PV-Erzeugung rund um die Mittagszeit verfügbar. Im Dienstfahrzeugprofil ist das Fahrzeug hingegen zwischen etwa 7:00 und 16:00 Uhr unterwegs.

Das Ergebnis: Die rechnerisch abzuregelnde Energie steigt beim tagsüber abwesenden Dienstfahrzeug von rund 5,17 MWh auf rund 10,06 MWh. Sie verdoppelt sich damit beinahe. Für die praktische Umsetzung bedeutet das: Ein Fahrzeug mit einer großen Batterie hilft dem Energiesystem nur dann, wenn es im entscheidenden Zeitraum auch tatsächlich angeschlossen ist. Fahrzeugplanung und Energieplanung müssen daher künftig gemeinsam betrachtet werden.

Mehr Ladeleistung bringt nur wenig zusätzlichen Nutzen

Auch die Ergebnisse zur Ladeleistung sind bemerkenswert. In den Simulationen wurde die Leistung von 11 kW auf 30 kW je Fahrzeug erhöht. Die zusätzliche Wirkung blieb jedoch gering. Der Grund dafür ist einfach: Die Erzeugungsspitzen der großen PV-Anlage dauern meist mehrere Stunden. Bereits eine Ladeleistung von 11 kW kann über drei Stunden rund 33 kWh Energie aufnehmen. Bei mehreren Fahrzeugen und den vorhandenen stationären Speichern steht damit ausreichend Flexibilität zur Verfügung. Ähnliches gilt für die Batteriegröße. Eine größere Fahrzeugbatterie bringt nicht automatisch einen größeren Nutzen. Ist das Fahrzeug bereits vollgeladen oder während der Erzeugungsspitze unterwegs, kann auch eine sehr große Batterie keinen zusätzlichen Sonnenstrom aufnehmen.

Sonnenstrom kann auch in die Nacht verschoben werden

Ein weiteres Ziel des Projekts ist, tagsüber gespeicherten PV-Strom in den Abend- und Nachtstunden bereitzustellen. Das ist insbesondere für die Energiegemeinschaft interessant, weil auch dann Strom verbraucht wird, wenn die Photovoltaikanlagen nicht mehr produzieren. In einem der untersuchten Szenarien konnten rechnerisch knapp 12 MWh pro Jahr in die Nacht verschoben werden. Die Reduktion der PV-Spitzen am folgenden Tag wurde dadurch nicht verschlechtert. Voraussetzung ist allerdings, dass Speicher und Fahrzeuge so gesteuert werden, dass am nächsten Tag wieder genügend freie Kapazität für die Mittagsproduktion vorhanden ist.

Was wurde bereits praktisch getestet?

Am Bauhof wurden wesentliche Funktionen nicht nur simuliert, sondern auch im Betrieb untersucht. Dazu zählen:

• die gezielte Einspeisung aus dem stationären Speicher in den Nachtstunden,
• das automatische Beenden der Entladung beim Erreichen eines Mindestladestands,
• sowie die Abgabe von Energie aus einem Fahrzeug an das EVEMS-System.

Diese Tests bestätigen, dass die eingesetzten Komponenten grundsätzlich zusammenarbeiten. Die aktive Begrenzung der PV-Einspeisung auf den simulierten Wert von 120 kW konnte zum Zeitpunkt des Monitoringberichts allerdings noch nicht vollständig im Praxisbetrieb umgesetzt werden. Bei der Fahrzeugentladung wurden außerdem wiederkehrende Unterbrechungen beobachtet, die aus der Steuerungslogik des Systems resultieren.

Ergebnisse zeigen Potenzial – aber noch keinen fertigen Dauerbetrieb

Für die wissenschaftlich korrekte Einordnung sind einige Einschränkungen wichtig. Die Einspeisegrenze von 120 kW ist eine Annahme der Simulation. Außerdem konnte für den Bauhof kein vollständig belastbares reales Jahreslastprofil verwendet werden, weil Berechnungen im bestehenden Energiemanagementsystem fehlerhaft waren. Stattdessen wurde mit einem hochgerechneten PVGIS-Erzeugungsprofil und einem angepassten Standardlastprofil gearbeitet. Die errechnete Verringerung um rund 62 Prozent beschreibt daher ein technisches Potenzial unter den gewählten Modellannahmen. Sie ist noch kein über ein vollständiges Jahr gemessenes Betriebsergebnis. Gerade darin liegt aber der Wert des Forschungsprojekts: Die Simulation zeigt, welche Betriebsstrategien besonders erfolgversprechend sind. Die Praxistests zeigen gleichzeitig, an welchen Stellen Messung, Kommunikation und Steuerung noch verbessert werden müssen.

Vom Bauhof zum regionalen Flexibilitätsknoten

Die Ergebnisse geben eine klare Richtung für die weitere Entwicklung vor. Der erste Schritt besteht nicht zwingend darin, noch größere Speicher oder stärkere Ladegeräte zu installieren. Wichtiger sind:

• eine verlässliche Erfassung aller Energieflüsse,
• eine PV-Prognose für die kommenden Stunden,
• eine Steuerung, die den notwendigen Ladestand der Fahrzeuge berücksichtigt,
• und zumindest ein Fahrzeug, das während der PV-Spitzen regelmäßig am Bauhof verfügbar ist.

Damit kann sich der Bauhof Neulengbach schrittweise von einem großen PV-Erzeugungsstandort zu einem regionalen Energie- und Flexibilitätsknoten entwickeln. Sonnenstrom wird nicht nur erzeugt und eingespeist, sondern gezielt gespeichert, zeitlich verschoben und dann bereitgestellt, wenn er im Bauhof, im Stromnetz oder in der Energiegenossenschaft Elsbeere Wienerwald gebraucht wird.