Das E-Auto als Stromlieferant

Eine im Herbst 2023 vom Energieversorger E.ON publizierte Umfrage unter 1.000 deutschen Elektroautohaltern, die gleichzeitig ein Eigenheim mit Photovoltaikanlage besitzen, ergab: Fast 70 Prozent können sich eine Teilnahme an diesem Verfahren vorstellen, um überschüssigen elektrischen Strom aus eigener Produktion an die Netzbetreiber zu verkaufen.

Doch sowohl bei Vehicle-to-Home als auch bei Vehicle-to-Grid bestehen noch ungeklärte Fragen. Zum Beispiel diese: Wer haftet für eventuell auftretende Schäden an der Installation oder am Haus, etwa durch ein Feuer nach einem Lade-Kurzschluss? Oder: Wie würden die empfindlichen Auto-Akkus das häufige Be- und Entladen tolerieren? Zumindest bei diesem Thema geben Forscher der Technischen Hochschule Aachen vorsichtige Entwarnung. Die Arbeitsgruppe um Jingyu Gong vom Lehrstuhl für Elektrochemische Energiewandlung und Speichersystemtechnik absolvierte über einen Zeitraum von 20 Monaten Batteriealterungstests unter Laborbedingungen, in denen sich die Anforderungen des realen Autofahrens sowie von Vehicle-to-Home und Vehicle-to-Grid widerspiegelten.

Kaum schnellere Alterung

Im Resultat alterten jene Akkus, die für bidirektionales Laden genutzt wurden, maximal 3,1 Prozent schneller. Das sei weniger als die gängige Alterungsstreuung durch Qualitätsvariationen bei der Herstellung, erläuterte Gong und stellte fest: Durch eine sorgfältige Konfiguration des bidirektionalen Ladens lässt sich die Akku-Alterung reduzieren.

Auf technischer Seite braucht es für Vehicle-to-Grid drei Komponenten:

Deutschland gilt in allen drei technologischen Bereichen als Innovationsführer, was rosige Aussichten verspricht: Das kanadische Marktforschungsinstitut Emergen Research taxiert den weltweiten Markt allein für die Hardware der Stationen zum bidirektionalen Laden für 2032 auf fast sechs Milliarden US-Dollar, Tendenz: stetig steigend.

Bei Weitem nicht immer am Netz

Arnim Wauschkuhn sieht das Marktpotenzial jedoch weniger bei den privaten Haushalten, die Strom aus ihrem Tesla, Audi E-tron oder E-Smart in das Netz abführen: „Ein E-Auto ist ja hauptsächlich ein Mobilitätsmittel und als solches bei Weitem nicht immer am Netz“, sagt der EnBW-Expert. „Und die Alltagsnutzung des Fahrzeugs deckt sich nicht unbedingt mit den optimalen Ein- und Ausspeisezeitpunkten im Netz.“ Eine derart kleinteilig verteilte Einspeisung wäre zudem regulatorisch eine Herausforderung und könne im Sinne der Economies of Scale – der Vorteile großer Stückzahlen – sehr aufwendig und teuer werden.

Damit Vehicle-to-Grid wirklich Sinn mache, müssten entsprechend große Akku-Kapazitäten regelmäßig über lange Zeiträume zur Verfügung stehen und der Strom möglichst zentral eingespeist werden, erläutert Wauschkuhn die Perspektive der Netzbetreiber: „Bei großen betrieblichen Elektrofahrzeugflotten, die Nacht für Nacht am Firmensitz geladen werden, wäre das schon eher darstellbar“, sagt der Experte und denkt perspektivisch etwa an städtische Betriebshöfe mit einer Vielzahl an E-Fahrzeugen und großen elektrisch betriebenen Lkw. „Wenn all diese Fahrzeuge an einem Ort geladen und elektrischer Strom in entsprechend großen Mengen zentral ins Netz speisen würden, wäre das eine kalkulierbare Größenordnung, mit der sich gut arbeiten ließe.“

Noch weitaus verlässlichere Berechnungsgrößen für die Stromnetzbetreiber sind große stationäre Batteriespeicher mit sogenannten Second-Life-Batterien. Das bedeutet: Ausgemusterte Lithium-Ionen-Akkus werden in Autos in der Regel bei einem Absinken ihrer Leistungsfähigkeit auf rund 80 Prozent getauscht – lassen sich aber nach ihrem Ausbau noch lange als stationäre Stromspeicher nutzen. „Die Beanspruchungen sind hier nicht mehr so hoch wie im mobilen Einsatz, wo beim Beschleunigen sehr viel Energie sehr schnell fließen muss.“, erklärt Wauschkuhn.

Versorgung Hunderter Haushalte

Auch die zentrale Stromeinspeisung ist mit Second-Life-Batterien viel leichter zu bewerkstelligen und beinahe beliebig skalierbar: Zwölf in einem Standard-Transportcontainer miteinander verschaltete Akkus können eine Leistung von rund einem Megawatt (MW) erbringen – genug, um Hunderte Haushalte vorübergehend mit Strom zu versorgen. Mehrere zusammengeschaltete Batteriecontainer ergäben entsprechend höhere Speicherleistungen. „Denkbar wäre dieses Prinzip auch im Umfeld großer Wohnanlagen“, meint Wauschkuhn. „Wir planen Batteriespeicher standardmäßig bei unseren Solarparks ein. In Brandscheid in Rheinland-Pfalz, im baden-württembergischen Bruchsal sowie in den Orten Alttrebbin und Gottesgabe in Brandenburg sind bereits Solarparks mit Speicher in Betrieb.“

Im Rahmen eines gemeinsamen Praxis-Forschungsprojekts betreiben EnBW und E-Autohersteller Audi in Heilbronn einen Speicher aus Second-Life-Autobatterien mit einer Kapazität von einer Megawattstunde. „Das ist ein Referenzprojekt, perspektivisch denken wir hier auch an zigfach größere Kapazitäten von ungefähr 100 Megawattstunden“, sagt Wauschkuhn, der den Second-Life-Batterien aus Autos handfeste Vorteile gegenüber entsprechenden fabrikneuen Akkus zuschreibt: „Sie sind nicht nur in der Anschaffung günstiger, sondern sie befinden sich auch bereits in Deutschland.“ Mögliche Lieferkettenprobleme sind damit nicht zu erwarten. „Wir gehen davon aus, Second-Life-Batterien im Schnitt noch etwa zehn Jahre für unsere Zwecke nutzen zu können“, berichtet der EnBW-Experte.

Der Stoff für Recyclingmärkte

Sind die Akkus eines Tages auch für ihre Bestimmung als Second-Life-Energiespeicher zu schwach, gehen sie nach dem Konzept von EnBW und Audi zum Recyceln an den Autobauer zurück. Bei geschätzten 15 Millionen deutschen Elektrofahrzeugen 2030 und gleichzeitig schrumpfenden weltweiten Vorräten an Lithium – dem wichtigsten Rohstoff für die derzeit üblichen Lithium-Ionen-Autobatterien – könnten perspektivisch riesige Second-Life- und Recycling-Märkte entstehen.

Doch auch die private Elektroauto-Flotte kann einen signifikanten Beitrag zur Entlastung des Stromnetzes leisten – und das sogar ohne Vehicle-to-Home oder Vehicle-to-Grid. Erforderlich dafür sind lediglich smart koordinierte, zeitlich versetzte Ladezeiten, wie der Energieökonom Oliver Ruhnau von der Universität Köln ermittelt hat: „Wenn man das Laden der E-Autos per App flächendeckend optimal taktet, könnte man das allgemeine Stromnetz in den Spitzen signifikant entlasten und den Bedarf an neu zu bauenden Kraftwerken im Zuge der fortschreitenden Fahrzeugelektrifizierung entsprechend absenken“, stellt der Forscher fest. Aber wie groß wären die Entlastungspotenziale tatsächlich?

Bisherige Studien zu dieser Frage waren eher unpräzise – auch weil sie nur auf etwa 50 bis 200 Elektroauto-Nutzerprofilen basierten. „Das Mobilitäts-, Lade- und mögliche Einspeiseverhalten des Einzelnen ist hoch individuell und nur über große Datenmengen zuverlässig zu ermitteln“, sagt Ruhnau, dessen Team 12.000 virtuelle Nutzerprofile erstellte, die mit verschiedenen empirischen Mobilitätsstatistiken angefüttert wurden.

Im Resultat ermittelten die Forscher ein Verschiebepotenzial von 6,2 Kilowattstunden pro Elektroauto. Das heißt, dass E-Autos im Durchschnitt rund zehn Prozent ihrer Batteriekapazität dem allgemeinen Netz als Stromflexibilität zur Verfügung stellen können, ohne dass es zu Einschränkungen bei der Mobilität kommt. Hochgerechnet auf die für 2030 angenommenen 15 Millionen E-Autos entsteht dadurch ein Speicherpotenzial von 93 Gigawattstunden. Zur Veranschaulichung: Das ist etwas mehr als doppelt so viel an Stromflexibilität, wie sie derzeit in ganz Deutschland durch die vorhandenen Pumpspeicherkraftwerke zur Verfügung steht.

Reduzierter Kraftwerksbedarf

Folglich sei der mögliche Beitrag durch koordiniertes Laden von E-Autos durchaus „signifikant für die allgemeine Systemstabilität“, erklärt Ruhnau. „Dadurch ließe sich der durch die Elektroautos selbst verursachte Bedarf an zusätzlichen Kraftwerken erheblich reduzieren“, betont der Energieökonom. „Und wir reden hier ausschließlich über die Potenziale von smartem zeitlichem Verschieben der Ladevorgänge – noch nicht mal über bidirektionales Laden.“