Geld

Sonne im Tank

Batteriesystemhersteller und Stadtwerke rüsten sich für die Verkehrswende. Dabei rangieren Lösungen weit vorn, die Sonnenstrom auf die Straße bringen. Ein Geschäftsmodell für Versorger und Endverbraucher.

12. Dezember 2018
Sonne im Tank
(Bild: Uli-B/Fotolia.de)

Am Autobahnkreuz der A42 und A59 im Norden von Duisburg stehen auf einer Fläche von etwa 1.000 m2 ein Batteriespeicher und vier Gleichstrom-Schnellladesäulen unter einem 180 m2 großen Solardach. Konzeptioniert hat diesen Ladepark der Betreiber und Energieversorger Innogy zusammen mit dem Kooperationspartner Stadtwerke Duisburg.

Denn in Metropolregionen verfügen Autofahrer oftmals über keinen eigenen Stellplatz und sind daher auf schnelles Laden angewiesen. Zu den je zwei 150 kW Schnellladesäulen von Porsche und Delta, ergänzte Innogy den Park um zwei 22 kW Wechselstrom-Ladestationen aus eigenem Haus. »Die Fahrzeuge werden an den Schnellladesäulen in der Regel innerhalb 20 Minuten unkompliziert geladen«, sagt Norbert Verweyen, CTO Emobility bei Innogy. An den Porschestationen ist zudem ein Upgrade auf 350 kW möglich. Den Speicher mit 350 kW Leistung und einer Kapazität von 210 kWh lieferte Belectric. Schließlich sollen die jährlich erzeugten 26.000 kWh Sonnenstrom komplett zum Tanken genutzt werden können. 200.000 Fahrtkilometer eines E-Golfs lassen sich damit abdecken.

Günstig vom Dach

»Solarstrom lässt sich überall in Deutschland inzwischen preiswert erzeugen«, sagt im Herbst BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig. Erzeugungskosten bei neuen großen Solarparks beliefen sich auf rund fünf Cent je kWh und bei Photovoltaik-Anlagen vom Dach auf rund zehn Cent je kWh.

Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh zahlten in den letzten fünf Jahren nach Zahlen des BDEW rund 30 Cent je kWh. Trotz gesunkener EEG-Umlage erwartet der Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung Stefan Kapferer für Stromkunden keine Entlastung. Preistreibend wirkten »deutlich gestiegene Kosten für die Beschaffung von Strom. Auch bleibt die Steuer- und Abgabenlast insgesamt auf einem historisch hohen Niveau. Durchschnittlich 54 Prozent der Strompreise bestehen aus Steuern, Abgaben und Umlagen.«

Für PV-Anlagenbetreiber rechnet es sich folglich, den günstig erzeugten Strom vom Dach weitestgehend selbst zu verbrauchen, indem sie ihn speichern und auch für ein Stromauto nutzen. Die Tochter der EnBW Energie Baden-Württemberg und Speicherspezialist Senec ergänzte für Besitzer von PV-Anlagen und Speichern daher sein Cloud-Angebot um die Cloud to Go, in der sich nicht verbrauchter Sonnenstrom gutschreiben lässt, um diesen an Ladepunkten von Partnerunternehmen zu tanken.

Die Identifizierung an den Ladepunkten erfolgt mittels Chipkarte. Mit Speicher und Stromguthaben in der Cloud können laut Senec Eigenheimbesitzer den Strom ihrer PV-Anlage zu 100 Prozent selbst verbrauchen und dadurch Kosten sparen, weil sie keinen teuren Netzstrom zukaufen müssen.

Smarte Infrastruktur

Um den Ausbau der Infrastruktur für das Aufladen von Elektrofahrzeugen kümmern sich allen voran Stadtwerke. Von 550 geplanten Ladesäulen bis Ende 2019 sind in München 250 am Netz. Sie verfügen jeweils über zwei Ladepunkte, die eine Ladeleistung von bis zu 22 kW aufweisen. Das Laden erfolgt ausschließlich mit Ökostrom, den die SWM in Anlagen in München und Europa erzeugen und auch die Privatkunden per Tarif erhalten. Für schnelleres Laden zu Hause können Kunden bei den SWM Wallboxen von Wallbe ordern. Die Stadtwerke Duisburg haben in ihren Ladepaketen Wallboxen von Herstellern wie Mennekes und Alfen im Angebot. Energieversorger E.on nutzt stattdessen White-Label-Lösungen von Kooperationspartnern wie zum Beispiel Alfen bei der Smart Box oder EBG compleo bei den Ladesäulen Power und Pro.

Fakt

Gespalten in zwei Lager

PV-Anlagenbesitzer mit Batteriespeicher zählen die Bonner Marktforscher von EuPD Research zur Gruppe der Early Adopter für Elektrofahrzeuge. Das geht aus den Ergebnissen in ihrem Endkunden-Monitor 8.0 hervor. Rund 17 Prozent der befragten Besitzer von PV-Anlagen und -Speichern fahren laut Monitor bereits ein Stromauto, während es bei PV-Anlagenbesitzern ohne installierten Speicher lediglich neun Prozent sind. Auch in der Kaufabsicht unterscheiden sich beide Gruppen. Fast die Hälfte der PV-Anlagenbetreiber ohne installierten Speicher drückte keine Absicht aus, sich ein Elektrofahrzeug anzuschaffen. 42 Prozent der Anlagenbetreiber mit installierten Speichern beabsichtigten dagegen, sich in naher beziehungsweise ferner Zukunft ein Stromauto zuzulegen. (Josephine Bollinger-Kanne)

Um einer zunehmenden Anzahl von Elektrofahrzeugen und Stromengpässen im Netz zu begegnen, haben sowohl E.on als auch die SWM das smarte Laden auf der Agenda. Über einen Durchbruch berichten die SWM im Oktober. So wurden auf dem Münchner Unternehmensareal Heimladestationen mithilfe der Smart-Meter-Infrastruktur an das virtuelle Kraftwerk angebunden, sodass diese ferngesteuert werden können. Zudem lässt sich der Ladestrom über das virtuelle Kraftwerk an die aktuell freie Kapazität des Hausanschlusses anpassen. Die SWM sehen darin einen wichtigen Schritt, Elektromobilität für alle nutzbar zu machen und wollen weitere Anwendungsfälle entwickeln und testen.

Zeitnah gehe es dabei um die Entlastung von bestehenden Hausanschlüssen beziehungsweise die Kostenreduktion für Neubauten für den Ausbau mit Ladeinfrastruktur, indem Ladeinfrastruktur eine erweiterte Intelligenz zur Verfügung gestellt wird, heißt es auf Anfrage. Bei der Fernwartung der Verbraucher, die an das virtuelle Kraftwerk angeschlossen sind, seien zudem Funktionen der Netzdienlichkeit mit Kundenservice gepaart.

Das virtuelle Kraftwerk der SWM umfasst derzeit Anlagen verschiedenster Energieträger wie Biomasse, Wind-, Solar- und Wasserkraft. Darüber sind steuerbare Großverbraucher wie zum Beispiel Aluminiumschmelzen, Öfen oder Papierschleifer integriert, die über einen zeitunabhängigen Strombedarf verfügen und demzufolge nicht zu Spitzenlastzeiten teuren Strom beziehen, sondern außerhalb davon, wenn etwa bei viel Wind oder Sonne reichlich Strom verfügbar ist. Zukünftig sollen kleinere Verbraucher, wie unter anderem E-Mobile oder Heizungen, hinzukommen. 

Bedarfsgerechte Energie

Im virtuellen Kraftwerk sind die verschiedenen Erzeuger und Verbraucher nach Aussage der SWM sinnvoll vernetzt, sodass Energie bedarfsgerecht produziert werden kann. Anlagenbetreiber erhielten damit einen professionellen Zugang zum Energiemarkt, auf dem sie neue, lukrative Vermarktungswege für ihren Strom nutzen und die Erlöse ihrer Anlagen maximieren könnten. Die flexible Leistung der steuerbaren Verbraucher werde am Regelleistungsmarkt angeboten und vom Übertragungsnetzbetreiber vergütet. E.on hat sich dagegen mit dem IT-Konzern Microsoft eine neue Smarthome-Vision auf die Fahnen geschrieben. Deren Herzstück ist ein Energiemanagement, das die Daten aller Anlagen im Haus wie Heizung, Klimaanlage, Solaranlage, Batteriespeicher oder Ladegerät für das Elektrofahrzeug auf einer Plattform zusammenfasst, für die Kunden übersichtlich darstellt und einfache Steuerungsmöglichkeiten anbietet. Damit soll die zentrale Steuerung aller Anlagen mit einer einzigen App möglich werden.

»Etwa 54 Prozent der Strompreise bestehen aus Steuern, Abgaben und Umlagen.«

— Stefan Kapferer, BDEW

Bisher sind für unterschiedliche Anlagen und Systeme eigene Apps im Einsatz, die kaum untereinander kompatibel sind. Um möglichst viel Ökostrom durch smartes Laden auf die Straße zu bringen, hält Franz-Josef Feilmeier, Gründer von Fenecon ein standardisiertes Energiemanagementsystem, vergleichbar mit dem Betriebssystem Android auf Smartphones, für nötig, das auf allen Hardware-Komponenten läuft. Solch einen Standard wollen ihm zufolge Energieversorger, Stadtwerke, verschiedene Fraunhofer Gesellschaften und weitere Institute und Universitäten quelloffen in einer neuen Gesellschaft jetzt gemeinsam entwickeln. Die künftige Plattform soll den Energiemarkt zusammenbringen und den nötigen Rückgriff auf Flexibilitäten gewährleisten. Josephine Bollinger-Kanne

Erschienen in Ausgabe: 10/2018