Mit dem Start des Pilotprojekts „LadeFlexBW“ beginnt in Baden-Württemberg ein Feldtest zur intelligenten, markt- und netzdienlichen Steuerung privater Elektrofahrzeuge. Ziel des Projekts ist es, Elektrofahrzeuge unter realen Alltagsbedingungen als flexible, dezentrale Energiebausteine in das Stromsystem zu integrieren: „automatisiert, nutzerfreundlich und vergütet“. Anders als viele bisherige Ansätze setzt LadeFlexBW nicht auf Simulationen oder abgeschlossene Testumgebungen, sondern auf einen realen Feldversuch mit privaten E-Fahrzeugen.
„Die Bedeutung von Kleinstflexibilitäten für das Stromnetz nimmt mit der Umsetzung der Energiewende stetig zu. LadeFlexBW ist ein konkreter Schritt, um genau dieses Potenzial unter realen Bedingungen zu erproben: marktbasiert, freiwillig und ohne Komforteinbußen für die E-Mobilisten. Als Übertragungsnetzbetreiber benötigen wir solche Reallabore, um den Weg vom Pilotprojekt zur flächendeckenden Umsetzung möglichst schnell zu durchschreiten“, sagt Oliver Strangfeld, Mitglied der Geschäftsführung von TransnetBW.
„Wir schaffen ein Erlösmodell, das Nutzerinnen und Nutzer für etwas belohnt, das sie ohnehin tun: ihr Elektrofahrzeug laden. Der entscheidende Unterschied ist, dass wir die Flexibilität dahinter nutzbar machen – für den Markt, für das Netz und für den Geldbeutel der Teilnehmenden. Das ist der Ansatz, den wir jetzt im Feld erproben möchten“, ergänzt Dominique Gross, Geschäftsführer von Intelligent Energy System Services (IE2S).
„Innovation unter realen Marktbedingungen“
In Deutschland hinkt der Smart-Meter-Rollout den Erfordernissen für die Hebung dezentraler Flexibilitäten weiterhin hinterher. Ein besonderer Innovationsaspekt von LadeFlexBW liegt darin, dass der Feldtest ohne den Einsatz von intelligenten Messsystemen (Smart Metern / iMSys) durchgeführt wird. Stattdessen erfolgt die Abwicklung im bestehenden Standardlastprofil-(SLP)-Umfeld, wie es heute bei dem Großteil privater Haushalte in Deutschland üblich ist. Damit demonstriere LadeFlexBW, dass netz- und marktdienliches Laden von Elektrofahrzeugen bereits unter den aktuellen regulatorischen und messtechnischen Rahmenbedingungen umsetzbar ist – und damit eine Brücke schlagen kann, bis der Smart-Meter-Rollout weiter vorangeschritten ist, heißt es.
Gleichzeitig sei die Teilnahme an LadeFlexBW vollständig unabhängig vom bestehenden Stromliefervertrag der Nutzer. Ein Wechsel des Energielieferanten oder eine Anpassung des Stromtarifs sei nicht erforderlich. Die Vermarktung der Flexibilität erfolge getrennt von der Energielieferung und berühre weder Vertragsbeziehungen noch die Abrechnung des Strombezugs.
Neues Erlösmodell für Endkunden
Die Flexibilitätsvermarktung ist damit laut den Projektverantwortlichen ein eigenständiges, ergänzendes Erlösmodell für Endkunden, niedrigschwellig, kundenfreundlich und kompatibel mit bestehenden Marktstrukturen. Der Ansatz folge der europäischen Entwicklung hin zu mehr Demand Response – also der aktiven Beteiligung von Verbrauchern am Energiemarkt, wie sie auf EU-Ebene unter anderem durch ACER vorangetrieben wird. LadeflexBW verbinde dabei automatisierte Ladeoptimierung auf Basis realer Netz- und Marktsignale, die Bündelung von Fahrzeugflexibilitäten über eine digitale Pooling-Plattform und transparente Vergütungsmodelle für Teilnehmende zu einem integrierten Gesamtsystem.
Die Systemarchitektur sei von Beginn an auf Skalierbarkeit ausgelegt, von einigen hundert bis hin zu mehreren zehntausend Elektrofahrzeugen, so TransnetBW. Damit leiste LadeFlexBW einen wichtigen Beitrag dazu, Elektromobilität schnell und wirtschaftlich sowie praxistauglich und systemdienlich in das Energiesystem zu integrieren.
Reallabor für die Energiewende
Der Feldtest richtet sich explizit an private E-Autofahrer in Baden-Württemberg. Die Teilnehmer laden ihr Elektrofahrzeug wie gewohnt, die Optimierung der Ladezeiten erfolgt automatisiert im Hintergrund. Gleichzeitig erhalten sie eine finanzielle Vergütung für die bereitgestellte Flexibilität.
Die in LadeFlexBW gewonnenen Erkenntnisse sollen wertvolle Impulse für die Weiterentwicklung von Energie- und Netzentgeltsystemen, neue digitale Lade- und Mobilitätsservices, regulatorische Modelle zur Nutzung dezentraler Flexibilitäten sowie die Integration von Elektromobilität in ein zunehmend erneuerbares Energiesystem liefern.
Sebastian Schille meint
Während enBW mit Feldversuchen startet, verdiene ich mit Tibber schon seit knapp zwei Monaten etwas Geld mit der Unterstützung des Netzes. Als Nutzer eines dynamischen Stromtarifs ist man generell bemüht den Strom netzdienlich zu nutzen, einfach deshalb weil er dann am günstigsten ist. Das E-Auto, die Waschmaschine und der Geschirrspüler machen das inzwischen schon automatisch.
MK meint
Ist mit Sicherheit ein guter Schritt und irgendwie aber auch die Kapitulation vor der Realität…Deutschland ist wahrscheinlich das einzige Land, in dem sich (von unseren Strompreisen) hoch bezahlte Leute damit beschäftigen, wie man das Stromnetz OHNE smarte Stromzähler und dynamische Tarife besser steuern kann und trotz dieser Erknenntnis die Politik grade wieder stark auf die Bremse tritt.
Es ginge mit wirklich smarter Steuerung so viel mehr: Z.B. war es zuletzt hier einige Tage wirklich stürmisch und regnerisch. Heißt: Wenig Solarstrom, enorme Mengen an Windstrom. Was passiert dann: Nachts, wenn wenig Strom gebraucht wird, werden die Windkraftanlagen abgeschaltet und tags bei viel Verbrauch Gaskraftwerke zugeschaltet…und das bei den aktuellen Gaspreisen. Gleichzeitig haben mittlerweile Millionen auch einen fest installierten, 24/7 immer am Netz hängenden Stromspeicher für die Solaranlage im Keller: Dieser könnte auch an Tagen ohne viel Solarstromproduktion nachts doch solch überschüssigen Windstrom aufnehmen und tags zumindest im Haus, vielleicht aber sogar wieder im Netz bereitstellen. Und gleiches dann auch mit allen angeschlossenen eAutos: Manche machen Homeoffice und können das Auto zu Hause über Tage am Netz lassen. Andere können es nachts zu Hause und tagsüber auf der Arbeit anschließen. Warum das nicht ins Netz mit einbeziehen? Während das beim Speicher der Solaranlagen so gestaltet sein könnte, dass die Besitzer es nur auf der Abrechnung am Ende des Monats sehen, wäre der Aufwand beim eAuto halt minimal höher, da ich einmal in irgeneiner App eingeben müsste, wie viel Ladestand ich immer mindestens haben will (für spontane Fahrten) und wann ich das Auto mit welchem Ladestand wieder nutzen will.
eBikerin meint
„Gleichzeitig haben mittlerweile Millionen auch einen fest installierten, 24/7 immer am Netz hängenden Stromspeicher für die Solaranlage im Keller: Dieser könnte auch an Tagen ohne viel Solarstromproduktion nachts doch solch überschüssigen Windstrom aufnehmen und tags zumindest im Haus,…bereitstellen. “
Und wo genau ist da das Problem? Wenn du eine PV und einen Stromspeicher hast, hast du auch einen Smartmeter. Dann holst du dir einen dynamischen Tarif zB Tibber und dann kannst du genau das machen. Oder eben genau zu diesen Zeiten dein Auto laden.
Machen hier übrigens auch einige.
MK meint
@eBikerin:
Es ist aber nicht die Regel und es wird individuell vom Nutzer gesteuert. Mir ging es darum, dass ein Versorger wie z.B. EnBW hunderttausende Speicher zentral so steuert, wie es für das Netz am sinnvollsten ist…wenn bei erreichen einer gewissen Preisgrenze plötzlich zigtausende Speicher auf einen Schlag anfangen, mit voller Leistung Strom aus dem Netz zu ziehen oder umgekehrt einzuspeisen ohne dass der Netzbetreiber das vorher weiß, ist das nämlich noch schlimmer als wenn es gar keine Speicher gäbe.