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26.09.2023 | Ladeinfrastruktur | Schwerpunkt | Online-Artikel

Noch viel zu tun bei Vehicle-to-Grid

verfasst von: Frank Urbansky

4:30 Min. Lesedauer

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Für das bidirektionale Laden gibt es zwar inzwischen Fahrzeuge und Wallboxen. Das Hauptproblem, die Einbindung in die Verteilnetze, ist aber noch nicht gelöst – auch wegen Bedenken der Netzbetreiber.

Noch vor drei Jahren gab es in Deutschland keine Fahrzeuge, die bidirektional geladen werden können (auch Vehicle-to-Grid oder V2G), keine Wallboxen. Und keinen Netzbetreiber, der so etwas in seinem Bereich zugelassen hätte.

Seitdem hat sich einiges gebessert, wenngleich es nach wie vor nur wenige Serienmodelle auf dem europäischen Markt gibt. Dazu gehören der Nissan Leaf, der e-NV200 und der mittlerweile eingestellte Mitsubishi i-MiEV sowie der Outlander. Auch die Volkswagen ID-Familie, der Skoda Enyaq, der Volvo EX90 und der Polestar 3 planen oder setzen bereits das bidirektionale Laden um.

Einige Modelle am Markt

Auch General Motors will bis zum Modelljahr 2026 alle Elektrofahrzeuge auf Basis der Ultium-Plattform mit der bidirektionalen Vehicle-to-Home-Ladetechnologie ausstatten. Die ersten Modelle, die diese Technologie erhalten, sind der Chevrolet Silverado EV RST (ab 2024), der GMC Sierra EV Denali Edition 1, der Chevrolet Blazer EV, der Equinox EV, der Cadillac LYRIQ und der kommende Cadillac Escalade IQ. Praktische Versuche zum bidirektionalen Laden werden von nahezu allen Herstellern durchgeführt oder sind in Planung.

Bei den Wallboxen tut sich ebenfalls etwas. Mittlerweile gibt es mehrere Hersteller, die diese anbieten. Auf der ISH 2023 im März waren sie zahlreich zu sehen.

Netzbetreiber halten sich zurück

Ein Manko bleibt jedoch: die Netzbetreiber. Zwar gibt es Feldversuche, etwa der EWE in ihrem nordwestdeutschen Netzgebiet. Doch gerade die Netzbetreiber halten sich zurück. Denn auch ihre Bedenken lassen sich nicht einfach aus dem Weg räumen.

Wenn bidirektionales Laden netzdienlich sein soll, müssten die Kapazitäten auch gesichert zur Verfügung stehen. Für Elektrofahrzeugflotten, die nachts und an einem Standort mit eigenem Netzanschluss geladen werden, ist dies gut darstellbar.

Private E-Autos kaum netzdienlich

Im privaten Bereich jedoch eher nicht. Und hier liegt das Problem. Über 60 % aller Ladevorgänge finden zu Hause statt. Wird aber der Ladevorgang oder die generelle Verfügbarkeit des Elektrofahrzeugs unterbrochen, weil zum Beispiel noch eine Pizza geholt werden muss, funktioniert das ganze System nicht. Zudem gibt es für die netzdienliche Teilnahme am Regelenergiemarkt eine Grenze von 5 MW Leistung. Das wären also gut 500 Fahrzeuge an 11-kW-Wallboxen oder 250 Fahrzeuge an 22-kW-Wallboxen, die ebenfalls zu einem virtuellen Kraftwerk zusammengeschlossen werden müssten.

Immerhin: Innerhalb einer Liegenschaft könnte bidirektionales Laden schon heute sinnvoll eingesetzt werden – ganz ohne Netzanschluss. Denn ein intelligentes Lademanagement vorausgesetzt, könnten Produktionsspitzen, etwa von selbst erzeugter Energie wie Photovoltaik, mit den Antriebsbatterien von Elektroautos und anderen stationären Stromspeichern koordiniert werden.

EnWG-Novelle bringt variable Tarife

Die Bundesregierung hat das Problem teilweise erkannt. In der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) werden ab 2025 alle Stromversorger verpflichtet, variable Preise für die Strombeschaffung und den Stromverkauf anzubieten. Das könnte zumindest die Kosten für das Laden senken und im Gegenzug regeln, wie eine mögliche Speicherung und Rückspeisung ins Netz vergütet wird.

Auf der Ebene der Stromnetze bleiben trotz der Novelle noch weitere Fragen. Variable Netzentgelte, die von Netzbetreibern für die Durchleitung von Strom erhoben werden, sind immer noch nicht möglich. Auch das Recht der Netzbetreiber, das Laden von Elektrofahrzeugen während Engpässen zu steuern, muss noch genauer definiert werden. Die Rechte und Pflichten von Dienstleistern, die Flotten von V2G-fähigen Privatfahrzeugen verwalten, sind ebenfalls noch ungeklärt.

Hinzu kommt eine technische Hürde: der Mangel an Smart Metern, auch wenn die Einführung per Gesetz bereits läuft. Denn diese sind für ein intelligentes Lademanagement – und das ist die Basis von V2G – zwingend erforderlich.

Autobauer handeln selbst

Diese Hürden wollen die Autobauer und Zulieferer teils selbst umgehen. Renault plant ein Projekt, bei dem Besitzer von Elektroautos, die ihre Batterien dem Energiesystem als Speicher zur Verfügung stellen, damit Geld verdienen können. Gemeinsam mit The Mobility House und Mobilize, der Mobilitätsmarke der Renault Group, wird nach eigenen Angaben das erste europaweite Vehicle-To-Grid (V2G)-Angebot für Endkunden auf den Markt gebracht. Der V2G-Service soll ab 2024 verfügbar sein und gleichzeitig mit der Markteinführung des Renault 5 in Frankreich und Deutschland eingeführt werden. Ab 2025 ist auch eine Verfügbarkeit des V2G-Angebots in Großbritannien geplant.

Ladespezialist Ambibox stellt auf seinem Firmengelände in Mainz sechs V2G-fähige DC-Ladegeräte zur Verfügung. Später wird ein weiterer Standort am Hauptsitz von The Mobility House in München folgen. The Mobility House übernimmt die Vermarktung in verschiedenen Energiemärkten und -produkten mithilfe der EV Aggregation Platform und des Flexibility Trading.

Vorteile von V2G sind vielfältig

Wünschenswert wäre es, wenn es hier schneller voranginge. Denn die Vorteile von V2G sind vielfältig. Elektrofahrzeuge können Schwankungen im Stromnetz ausgleichen, indem sie überschüssige Energie aufnehmen oder abgeben, und so die Netzstabilität verbessern. V2G erleichtert die Integration von Wind- und Solarenergie, da überschüssige Energie in den Fahrzeugbatterien gespeichert werden kann.

Fahrzeugbesitzer können von günstigeren Strompreisen profitieren, indem sie zu Zeiten niedriger Stromnachfrage aufladen und Energie zu Zeiten verkaufen, wenn die Preise höher sind. Doch das ist immer noch Zukunftsmusik. 

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