Gemeinsame Energiespeicher senken EV-Ladekosten
Eine bahnbrechende Studie von Forschern des Nanjing Institute of Technology und der North China Electric Power University zeigt eine revolutionäre Strategie auf, um die Betriebskosten von Elektrofahrzeug-Ladestationen drastisch zu senken. Durch die Einführung eines „geteilten Energiespeicher“-Modells demonstriert die Forschung erhebliche Einsparungen sowohl bei der Investition als auch bei den täglichen Betriebsausgaben und bietet einen überzeugenden wirtschaftlichen Fahrplan für die Zukunft der EV-Infrastruktur. Die Ergebnisse, veröffentlicht in der Fachzeitschrift Electric Power Engineering Technology, stellen einen detaillierten, zweischichtigen Optimierungsrahmen vor, der die Planung und den Betrieb von Ladesystemen neu gestalten könnte.
Während sich der globale Übergang zur Elektromobilität beschleunigt, steigt die Nachfrage nach leistungsfähiger und effizienter Ladeinfrastruktur rapide an. Die rasante Zunahme der EV-Nutzung stellt jedoch eine erhebliche Herausforderung dar: Die unvorhersehbare und oft stark schwankende Ladeanforderung kann lokale Stromnetze belasten und zu hohen Stromrechnungen für die Betreiber von Ladestationen führen. Traditionelle Lösungen, wie die Installation individueller, privat betriebener Batteriesysteme an jeder Station, sind kapitalintensiv und häufig unterausgelastet, was sie zu einer weniger idealen wirtschaftlichen Option macht. Hier setzt das Konzept des geteilten Energiespeichers an, das sich von einem isolierten Ansatz hin zu einem kooperativeren, gemeinschaftsorientierten Modell bewegt.
Die Forschung, geleitet von Dr. Haihong Bian vom Nanjing Institute of Technology, geht diese Herausforderung direkt an, indem sie ein umfassendes zweischichtiges Optimierungsmodell vorschlägt. Die Kernidee besteht darin, einzelne, stationseigene Batterien durch eine einzige, zentrale Energiespeichereinrichtung zu ersetzen oder zu ergänzen, die mehrere Ladestationen in einem lokalen Gebiet bedient. Dieser gemeinsame Speicher, der von einem speziellen Betreiber verwaltet wird, fungiert als gemeinsamer Energiepool. Anstatt dass jede Station die vollen Kosten einer großen Batterie tragen muss, zahlen die Betreiber eine Servicegebühr, um auf die gemeinsame Ressource zuzugreifen, was ihre Anfangsinvestition erheblich senkt. Das Modell der Studie zielt darauf ab, zwei entscheidende Fragen zu beantworten: Erstens, welche optimale Größe und Leistungskapazität hat dieser gemeinsame Speicher (die Planungsebene)? Und zweitens, wie sollte der Speicher im täglichen Betrieb eingesetzt werden, um die Betriebskosten zu minimieren (die Betriebsebene)?
Die obere Schicht des Modells konzentriert sich auf die langfristige Planung. Ihr primäres Ziel ist die Minimierung der Gesamtkosten pro Jahr, die sich aus den Anschaffungskosten für den gemeinsamen Speicher und den laufenden Betriebskosten zusammensetzen. Die Anschaffungskosten werden auf Basis der Gesamtenergiekapazität (in Kilowattstunden) und der maximalen Leistungsabgabe (in Kilowatt) des Speichers berechnet, wobei die Kosten für Ausrüstung und Installation über die erwartete Lebensdauer amortisiert werden. Die Betriebskosten, die aus den Ergebnissen der unteren Schicht abgeleitet werden, beinhalten die täglichen Wartungskosten des Speichers und die kumulativen Kosten für den Strombezug aus dem Hauptnetz über das Jahr. Diese Schicht bestimmt im Wesentlichen die ideale „Größe“ der gemeinsamen Ressource, die das beste Gleichgewicht zwischen Kapitalausgaben und langfristigen Einsparungen bietet.
Die untere Schicht des Modells verlagert den Fokus auf kurzfristige, tägliche Operationen. Ihr Ziel ist die Minimierung der Gesamtbetriebskosten für einen typischen Tag. Diese Kosten werden hauptsächlich von der Stromrechnung der Station bestimmt, die stark von der zeitabhängigen Preisgestaltung beeinflusst wird. Strom ist während der Nebenlastzeiten (z. B. nachts) viel günstiger und während der Spitzenlastzeiten (z. B. am Mittag und am frühen Abend) deutlich teurer. Das Modell verwendet eine ausgeklügelte Optimierung, um die Lade- und Entladezyklen des gemeinsamen Speichers sowie das Laden der Elektrofahrzeuge selbst zu planen, um diese Preisunterschiede auszunutzen. Beispielsweise wird das System den gemeinsamen Speicher mit günstigem Netzstrom oder überschüssiger erneuerbarer Energie (aus lokaler Solar- oder Windkraft) während der kostengünstigen Zeiten laden. Später, während der teuren Spitzenzeiten, entlädt sich der Speicher, um die Ladestationen zu versorgen, wodurch der Bedarf an teurem Netzstrom reduziert oder sogar eliminiert wird. Dieser Prozess, bekannt als „Lastspitzenabsenkung und Talfüllung“, ist ein zentraler Mechanismus zur Kostensenkung.
Um ihr Modell zu validieren, führten die Forscher eine detaillierte Simulation mit drei verschiedenen Elektrofahrzeug-Ladestationen durch, die jeweils unterschiedliche Eigenschaften aufwiesen. Eine Station war mit Solarstromerzeugung ausgestattet, während die anderen beiden auf Windkraft setzten. Die Stationen hatten auch unterschiedliche tägliche Lasten, was ein realistisches Szenario simuliert, bei dem einige Stationen mehr Kunden bedienen als andere. Die Studie verglich vier verschiedene Betriebsszenarien, um die Vorteile des gemeinsamen Speichermodells zu isolieren.
Das erste Szenario diente als Referenzwert: Jede Station arbeitete mit ihrer eigenen privaten, dezentralen Batterie und erlaubte den Elektrofahrzeugen, ungeordnet und „zufällig“ zu laden. Dieses Szenario, obwohl verbreitet, erwies sich als das teuerste. Das ungeordnete Laden der Elektrofahrzeuge fiel oft mit den Spitzenstrompreisen zusammen, was zu hohen Netzbezugskosten führte. Um dies auszugleichen, wies das Modell großen, teuren Batterien an jeder Station zu, was die Gesamtinvestition weiter erhöhte. Das zweite Szenario verbesserte dies, indem es „geordnetes Laden“ einführte, bei dem das Laden der Elektrofahrzeuge auf die kostengünstigeren Nebenlastzeiten geplant wurde. Allein dies führte zu einer erheblichen Reduzierung der Betriebskosten und demonstrierte die Kraft des Lastmanagements auf der Nachfrageseite.
Das dritte Szenario führte „verbundene Energiespeicher“ ein, bei dem die drei Stationen, jede mit ihrer eigenen privaten Batterie, miteinander über ein lokales Netzwerk Strom austauschen durften. Dieses Modell zeigte weitere Verbesserungen, da eine Station mit überschüssiger erneuerbarer Energie die Batterien ihrer Nachbarn aufladen konnte, was die Gesamteffizienz erhöhte. Die Kosten für den Bau der verbindenden Stromleitungen und die fortgesetzte Notwendigkeit von drei separaten Batteriesystemen beschränkten jedoch das Einsparpotential.
Das vierte und letzte Szenario implementierte das vorgeschlagene „geteilte Energiespeicher“-Modell. Hier waren die drei Stationen mit einem einzigen, zentralen Speicher verbunden. Die Ergebnisse waren beeindruckend. Im Vergleich zum dezentralen Speichermodell mit geordnetem Laden erzielte das geteilte Speichermodell eine Reduzierung der Gesamtbetriebskosten um 12,5 % und eine Verringerung des Gesamtstrombezugs aus dem Netz um 7,9 %. Der dramatischste Unterschied war die erforderliche Batteriekapazität. Das geteilte Modell benötigte einen Speicher, der in der Energiekapazität um 61,2 % und in der Leistung um 63,0 % kleiner war als die kombinierte Kapazität der drei separaten Batterien im dezentralen Modell. Diese massive Reduzierung des erforderlichen Hardwarebedarfs führt direkt zu einer erheblichen Einsparung bei den Anfangsinvestitionen, was die größte Hürde für den großflächigen Einsatz von Energiespeichern darstellt.
Die wirtschaftlichen Vorteile des geteilten Modells sind vielfältig. Erstens erreicht es eine höhere Auslastungsrate für den Speicher. Ein einzelner, größerer Speicher, der mehrere Stationen mit unterschiedlichen Nutzungsmustern bedient, ist viel weniger wahrscheinlich, untätig zu sein, als drei kleinere Speicher, die jeweils den zufälligen Schwankungen der Nachfrage ihrer eigenen Station unterworfen sind. Zweitens nutzt es die „Diversität“ der Ladebelastung. Wenn eine Station eine Spitzenlast hat, könnte eine andere ruhig sein, was es dem gemeinsamen Speicher ermöglicht, die Last effizient über das gesamte Netzwerk auszugleichen. Drittens vereinfacht es die Wartung und das Management, da ein einzelner Betreiber für ein großes Asset verantwortlich ist, anstatt für mehrere kleinere.
Ein entscheidender Bestandteil des geteilten Speichermodells ist der Preismechanismus für den Service. Die Studie schlägt einen neuartigen internen Preismechanismus vor, der auf dem Echtzeit-Angebot und der Nachfrage nach Strom innerhalb des Netzwerks der Ladestationen basiert. Wenn die gesamte erneuerbare Energieerzeugung der Stationen ihre Gesamtnachfrage übersteigt, hat das System einen Überschuss, und der interne Preis für die Nutzung des gemeinsamen Speichers zur Speicherung dieser überschüssigen Energie wird niedriger festgelegt. Umgekehrt wird der interne Preis für den Bezug von Energie aus dem Speicher höher festgelegt, wenn die Gesamtnachfrage die Erzeugung übersteigt. Dieser dynamische Preismechanismus motiviert die Stationen, die gemeinsame Ressource effizient zu nutzen, indem sie sie aufladen, wenn Strom im Überfluss und billig ist, und ihn nutzen, wenn Strom knapp und teuer ist. Die Forschung stellte fest, dass diese internen Transaktionskosten für die Nutzer im geteilten Modell niedriger waren als im verbundenen Modell, was dessen wirtschaftliche Attraktivität weiter erhöht.
Die Studie führte auch eine Sensitivitätsanalyse durch, um zu verstehen, wie Schlüsselvariablen die Gesamtwirtschaftlichkeit beeinflussen. Eine solche Variable ist die Servicegebühr, die der Betreiber des geteilten Speichers erhebt. Die Forschung stellte fest, dass die Gesamtbetriebskosten für die Ladestationen natürlich steigen, wenn diese Gebühr ansteigt. Die Beziehung ist jedoch nicht linear. Bei sehr niedrigen Servicegebühren werden die Stationen motiviert, stark auf den gemeinsamen Speicher zu setzen und ihren Netzstrombezug zu minimieren. Wenn die Gebühr steigt, stellen die Stationen fest, dass es wirtschaftlicher ist, ihre Speichernutzung zu reduzieren und stattdessen mehr Strom direkt aus dem Netz zu beziehen, insbesondere während der Nebenlastzeiten. Dieser Kompromiss bedeutet, dass die optimale Servicegebühr ein Gleichgewicht ist, das eine effiziente Nutzung der gemeinsamen Anlage fördert, ohne sie zu teuer zu machen.
Ein weiterer entscheidender Faktor ist die mit dem Batterieverschleiß von Elektrofahrzeugen verbundene Kosten. Wenn ein Elektrofahrzeug seine Batterie entlädt, um das Netz oder eine Ladestation mit Strom zu versorgen (ein Prozess, der als Vehicle-to-Grid oder V2G bekannt ist), verursacht dies Abnutzung der Fahrzeugbatterie. Für diesen Service müssen die Besitzer der Elektrofahrzeuge für diesen „Entladeverlust“ entschädigt werden. Für die Wirtschaftlichkeit dieses Dienstes ist eine angemessene Entschädigung für den Batterieverschleiß entscheidend. Die Studie berücksichtigte diese Kosten in ihrem Modell und stellte fest, dass mit steigender Entschädigung die Menge an Energie, die aus Elektrofahrzeugen bezogen wird, abnimmt. Ab einem bestimmten Schwellenwert wird es für die Ladestation zu teuer, V2G-Strom zu nutzen, und das System verlässt sich stärker auf den gemeinsamen Speicher und das Netz. Dies verdeutlicht eine zentrale Herausforderung: Die wirtschaftlichen Vorteile des geteilten Speichers werden maximiert, wenn V2G verfügbar ist, aber nur, wenn die Entschädigung für den Batterieverschleiß auf einem angemessenen Niveau gehalten wird.
Die Implikationen dieser Forschung sind tiefgreifend für die Zukunft der Elektrofahrzeug-Ladebranche. Sie bietet einen klaren, datengestützten Beweis dafür, dass der geteilte Energiespeicher kein theoretisches Konzept, sondern eine praktische und äußerst wirtschaftliche Lösung ist. Für die Betreiber von Ladestationen bietet sie einen Weg zur Rentabilität, indem sie ihre beiden größten Ausgaben – Strom und Kapitalinvestition – drastisch senkt. Für Stromversorger und Netzbetreiber kann ein Netzwerk von Ladestationen mit geteiltem Speicher eine wertvolle Netzressource darstellen, die hilft, die Nachfrage zu glätten und mehr erneuerbare Energie zu integrieren. Für Stadtplaner und politische Entscheidungsträger präsentiert sie ein Modell für den Aufbau einer widerstandsfähigeren und nachhaltigeren städtischen Energieinfrastruktur.
Der Erfolg des Modells hängt von der Zusammenarbeit ab. Es erfordert einen Paradigmenwechsel von einzelnen Stationen, die nur an ihre eigenen Kosten denken, hin zu einem kooperativeren Ansatz, bei dem mehrere Interessengruppen von einer gemeinsamen Anlage profitieren. Dies könnte durch ein Energie-Dienstleistungsunternehmen als Dritter ermöglicht werden, das den gemeinsamen Speicher besitzt und betreibt, oder durch eine Kooperative, die von den Betreibern der Ladestationen selbst gebildet wird. Das genaue Geschäftsmodell muss noch entwickelt werden, aber die zugrunde liegende technische und wirtschaftliche Machbarkeit wurde nun klar nachgewiesen.
Darüber hinaus ist die Integration erneuerbarer Energiequellen wie Solar- und Windkraft zentral für die Effektivität des Modells. Der gemeinsame Speicher fungiert als Puffer, der überschüssige erneuerbare Energie speichert, wenn die Sonne scheint oder der Wind weht, und sie freisetzt, wenn sie benötigt wird. Dies reduziert nicht nur die Kosten, sondern erhöht auch den Anteil an sauberer Energie, der zur Stromversorgung von Elektrofahrzeugen verwendet wird, und verstärkt so die ökologischen Vorteile der Elektrifizierung. Die Studie zeigt, dass im Szenario mit geteiltem Speicher die gesamte von den Stationen erzeugte erneuerbare Energie vollständig genutzt wurde, ohne „Abregelung“ oder Verschwendung.
Zusammenfassend stellt die Arbeit von Bian, Li und Tong einen transformierenden Ansatz für die Wirtschaftlichkeit von Elektrofahrzeug-Ladestationen vor. Durch den Übergang von einem Modell isolierter, privat betriebener Speicher zu einer kooperativen, gemeinsamen Ressource entfesselt die Forschung erhebliche Kosteneinsparungen und betriebliche Effizienzen. Das zweischichtige Optimierungsmodell bietet einen robusten Rahmen für die Planung und den Betrieb dieser Systeme und stellt sicher, dass sie sowohl wirtschaftlich tragfähig als auch technisch solide sind. Während die Welt ihr Netzwerk für Elektrofahrzeug-Ladestationen ausbaut, bietet diese Forschung eine überzeugende Vision für eine intelligentere, effizientere und nachhaltigere Zukunft. Die Ergebnisse sind ein bedeutender Schritt vorwärts, um die Nutzung von Elektrofahrzeugen nicht nur umweltverträglich, sondern auch für alle Beteiligten wirtschaftlich tragfähig zu machen.
Haihong Bian, Nanjing Institute of Technology; Can Li, Nanjing Institute of Technology; Yuxuan Tong, North China Electric Power University. Electric Power Engineering Technology. DOI: 10.12158/j.2096-3203.2024.05.017