Bidirektionales Laden von Elektrofahrzeugen kann Flottenvorteile bieten und gleichzeitig das Netz unterstützen

Die Nachfrage nach Strom ist nicht konstant. Stattdessen kommt es häufig zu Spitzen. Diese können auf Verhaltensweisen in einer großen Bevölkerungsgruppe zurückzuführen sein, beispielsweise wenn viele Menschen zu Hause sind und gleichzeitig Strom verbrauchen, oder sie können auf Wetterphänomene wie hohe Temperaturen zurückzuführen sein. So berichtete die US-Energieinformationsbehörde (EIA) im vergangenen Oktober, dass die Spitzennachfrage nach Strom am 27. Juli 2023 mit fast 742.000 Megawattstunden (MWh) beinahe einen im Juli 2022 aufgestellten Rekord übertraf.

Ein Ansatz, den Versorgungsunternehmen zur Bewältigung von Nachfragespitzen nutzen, ist die sogenannte Demand Response. Laut dem US-Energieministerium handelt es sich dabei um die Möglichkeit, die ein Versorgungsunternehmen seinen Stromverbrauchern bietet, ihren Energieverbrauch in Zeiten hoher Nachfrage zu reduzieren oder zu verlagern, im Austausch für Vorzugstarife oder andere Anreize.

Bald könnten Energieversorger jedoch über ein weiteres Instrument verfügen, um Nachfragespitzen zu bewältigen: das bidirektionale Laden von Elektrofahrzeugen (EV), auch Vehicle-to-Grid (V2G)-Technologie genannt. Ein solches Verfahren würde es ihnen ermöglichen, den ungenutzten Strom von batteriebetriebenen Elektrofahrzeugen (BEV) bei längeren Ladezeiten zu nutzen.

Bidirektionales Laden 101

Der Mobilitätslösungsanbieter BorgWarner bietet zwei bidirektionale Ladegeräte an, die er in seinem Werk in Dearborn, Michigan, herstellt. Eines ist ein 60-kW-Gleichstrom-Schnellladegerät, das andere hat 125 kW.

„Sowohl der 125 als auch der 60 funktionieren auf dem kommerziellen Markt, je nachdem, ob es sich um einen Lkw der Klasse 8 oder ein normales Fahrzeug handelt“, sagte Dick Johnson, Vertriebsleiter für das Laden von Elektrofahrzeugen in Nordamerika bei BorgWarner.

Ein bidirektionales EV-Ladegerät von BorgWarner. (Foto: BorgWarner)

Laut Johnson ist nicht jedes EV-Ladegerät für das bidirektionale Laden ausgelegt.

„Für Vehicle-to-Grid-Anwendungen ist ein wechselseitiger Stromfluss im Ladegerät erforderlich“, sagte er. „Die meisten Ladegeräte bieten dies nicht, obwohl viele Wettbewerber behaupten, es zu haben. Tatsächlich ist es aber nicht so, da ihnen die vom Energieversorger geforderten UL-, SA- und SB-Qualifikationen fehlen.“

Er fügte hinzu, dass das Fahrzeug selbst bidirektional laden können müsse. Das bedeutet, dass es Strom über das Ladegerät zurücksenden und nicht nur aufnehmen kann. Schließlich muss der Energieversorger bereit sein, sich an ein bidirektionales Ladesystem anzuschließen. Laut Johnson kann die Herstellung dieses Anschlusses und die Einhaltung der Installationsspezifikationen des Energieversorgers sechs bis acht Monate dauern.

Die eigentliche bidirektionale Ladefunktion wird durch eine Aggregationssoftware verwaltet.

„Mithilfe der V2G-Aggregationssoftware erfolgt die Kommunikation über das Ladegerät mit dem Fahrzeug – also mit der Batterie und anschließend zurück in die Cloud“, sagte er und fügte hinzu, dass nach der Verbindung mit dem Energieversorger zu bestimmten Zeiten auf die Batterien zugegriffen werden könne. „Viele Energieversorger verfügen derzeit nicht über eine entsprechende App. Sie sagen im Grunde einen Tag im Voraus, dass Ihre Fahrzeuge zwischen 16:00 Uhr und 19:00 Uhr angeschlossen sein müssen.“

Solche Zeitpläne sind für das Versorgungsunternehmen wichtig, um auf den Strom aus Elektrofahrzeugen zugreifen zu können und so die Nachfrage zu decken.

Ideale Arbeitszyklen

Laut Johnson ist das bidirektionale Laden nicht unbedingt für jede BEV-Flotte ideal.

„Bei länderübergreifenden Lkws macht das wahrscheinlich keinen Sinn, es sei denn, es gibt Ladestationen entlang der Strecke“, sagte Johnson, „und sie parken nachts oder zu unterschiedlichen Zeiten.“

Das von Johnson erwähnte Parken über Nacht ist aus Sicht der Nachfragesteuerung von entscheidender Bedeutung für das Funktionieren des bidirektionalen Ladens, da es bei vielen Versorgungsunternehmen am späten Nachmittag und frühen Abend zu Nachfragespitzen kommt.

Im Dezember 2023 gab Fermata Energy bekannt, dass es Teil des ersten bidirektionalen Ladestationsprojekts für Elektrofahrzeuge (EV) in Kanada in British Columbia ist. (Foto: Mark Rabin, Coast to Coast Experiences (CTCE))

Johnson sagte, dass BorgWarner den Flottentyp, den wir derzeit am meisten für das bidirektionale Laden ansehe, vor allem auf Müllwagen konzentriert, „weil sie morgens losfahren und am späten Nachmittag zurückkommen – die perfekte Zeit, um sie tatsächlich zu nutzen –, weil sie über riesige Batterien verfügen und [beim Laden] alle dicht beieinander stehen.“

Eine weitere gute Flottenanwendung sind Schulbusse.

„Ich denke, der Schulbusmarkt ist nicht ohne Grund das Paradebeispiel“, sagte George Miller, Direktor für Geschäftsentwicklung beim Elektrofahrzeug-Ladetechnologieunternehmen Fermata Energy. „Der Einsatz dieser Fahrzeuge ist sehr sinnvoll, da sie in der Regel zweimal täglich fahren, im Sommer jedoch nur selten. Daher sind sie oft gegen 16:30 oder 17:00 Uhr mit ihrer Route fertig. Dann kommen die meisten Leute nach Hause und schalten Trockner, Klimaanlagen und all diese Stromverbraucher ein.“

Zusätzliche Einnahmen erzielen

Johnson nannte mehrere Gründe, warum V2G für Flotten wichtig ist, darunter den Mehrwert, den sie aus ihren Fahrzeugen ziehen können, sowie einen höheren ROI, beides resultierend aus den zusätzlichen Einnahmen durch Versorgungsanreize. Eine von Johnson vorgestellte Fallstudie betraf Highland Electric Fleets, ein Unternehmen, das Schulbusse elektrifiziert.

„Im Wesentlichen verdiente Highlands Kunde zwischen 2021 und 2022 – und das tun sie immer noch – rund 23.000 Dollar durch die Anbindung von zwei Bussen während der Sommerspitzenzeit“, sagte Johnson. „Das gibt Ihnen einen Anhaltspunkt für das Umsatzpotenzial.“

Versorgungsunternehmen müssen planen

Während Versorgungsunternehmen in vielen Bundesstaaten dem Einsatz bidirektionaler Fahrzeugladung zur Bewältigung von Spitzenlasten aufgeschlossen gegenüberstehen, erforschen viele diese Anwendung noch. Eine Herausforderung besteht darin, sicherzustellen, dass die bestehende Netzinfrastruktur V2G verarbeiten kann. Zachary Kuznar, Geschäftsführer für Netzlösungsentwicklung bei Duke Energy, sagte, dass die gleichzeitige Einführung von V2G durch mehrere große Flotten, beispielsweise für die Zustellung auf der letzten Meile, das Netz erheblich überlasten könnte.

„Die Transformatoren und die Verteilungs- und Übertragungsinfrastruktur sind derzeit nicht darauf ausgelegt, dass all diese Anlagen 100 Lieferfahrzeuge aufnehmen und das Stromnetz dann auch noch dafür bereit sein muss“, sagte er. „Das ist eine enorme Belastung.“

Laut Kuznar ist es für ein Versorgungsunternehmen vor der Implementierung von V2G wichtig, die Kapazität des Systems zu verstehen und die Ladesteuerung so zu steuern, dass nicht alle Fahrzeuge gleichzeitig geladen werden. Dadurch wird sichergestellt, dass keine wesentlichen Netzausbauten zur Bewältigung der elektrischen Last erforderlich sind.

Dennoch scheint V2G als Option zur Bewältigung von Spitzen im Strombedarf ein Schritt in die richtige Richtung zu sein.

„Elektrofahrzeuge können das Stromnetz und seine Stabilität deutlich verbessern“, sagte Jeff Monford, Sprecher von Southern California Edison (SCE). „Wir begrüßen und fördern die Integration von Fahrzeugen ins Stromnetz und ihre zukünftigen Möglichkeiten. Bidirektionale Fahrzeuge und Geräte werden im Alltag eingesetzt und können, bei richtiger Nutzung, sowohl Kunden als auch das Stromnetz bereichern. SCE ist führend bei der Ermöglichung dieser Entwicklung, trägt zur flächendeckenden Verfügbarkeit bei und setzt Industriestandards.“

Fermata Energy integriert sich mit BorgWarner-Ladegeräten Integration mit bidirektionalen BorgWarner-Ladegeräten zur Verbesserung der Ladekapazitäten für Elektrofahrzeugflotten