Elektrofahrzeuge als Flexibilitätsoption im Redispatch

Mit OctoFlexBW haben TransnetBW und Octopus Energy erstmals alle End-to-End-Prozesse für den Einsatz von Elektrofahrzeugen im Redispatch erfolgreich umgesetzt. Dabei wurden mehr als 700 Elektrofahrzeuge aus Privathaushalten in Baden-Württemberg aggregiert und netzdienlich gesteuert.

Ziel war es, die bislang überwiegend kostenbasierten Redispatch-Maßnahmen – etwa das Hochfahren konventioneller Kraftwerke – um eine marktliche, dezentrale Komponente zu erweitern. Diese Entwicklung wird zunehmend unter dem Begriff „Redispatch 3.0“ diskutiert.

Nach Einschätzung von Dr. Oliver Strangfeld, Mitglied der Geschäftsführung von TransnetBW, habe das Projekt gezeigt, dass marktbasierte Ansätze im Netzengpassmanagement grundsätzlich funktionieren und für den Markthochlauf geeignet sind. Auf Basis der Ergebnisse sei nun eine Weiterentwicklung des bestehenden Redispatch-Regimes hin zu einer marktlichen Komponente für dezentrale Flexibilität erforderlich.

Die technische Umsetzung erfolgte über die Kopplung der Netzbetreiberplattform DA/RE mit der Flexibilitätsplattform KrakenFlex. Letztere aggregiert die Ladeflexibilität der angeschlossenen Elektrofahrzeuge und übermittelt diese gebündelt an den Übertragungsnetzbetreiber. Bei prognostizierten Netzengpässen wird die Ladeleistung der Fahrzeuge gezielt angepasst.

Skalierbares Potenzial für die Energiewende

Die Projektergebnisse zeigen ein erhebliches Skalierungspotenzial: Mit 700 Elektrofahrzeugen wurde eine tägliche Flexibilität von rund 2 MWh realisiert. Hochgerechnet auf eine Million Fahrzeuge entspricht dies etwa 3 GWh pro Tag beziehungsweise rund 0,5 TWh pro Jahr.

Damit könnten Elektrofahrzeuge perspektivisch drei bis fünf Prozent des jährlichen Redispatch-Bedarfs in Deutschland decken. Angesichts steigender Redispatch-Kosten – diese lagen zuletzt bei mehreren Milliarden Euro jährlich – ist dies aus energiewirtschaftlicher Sicht relevant.

Parallel dazu wächst der Bestand an Elektrofahrzeugen dynamisch: 2025 stiegen die Neuzulassungen um 43,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr, ihr Anteil am Gesamtmarkt lag bei 19,1 Prozent. Damit nimmt auch das sogenannte „Eh-da-Potenzial“ an flexiblen Lasten im Niederspannungsbereich deutlich zu.

Relevanz für Photovoltaik und dezentrale Energiesysteme

Für den PV-Markt ist die Entwicklung von besonderer Bedeutung. Mit dem weiteren Ausbau der Photovoltaik steigen die Anforderungen an Flexibilität im Stromsystem. Insbesondere in Zeiten hoher Einspeisung aus PV-Anlagen kommt es regional zu Netzengpässen.

Hier können steuerbare Verbraucher wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen oder Heimspeicher zur Integration erneuerbarer Energien beitragen. Die im Projekt demonstrierte Lastverschiebung ermöglicht es, PV-Überschüsse gezielt vor Ort zu nutzen und gleichzeitig Netzengpässe zu vermeiden.

Auch für Marktakteure wie Stadtwerke und Dienstleister könnte sich perspektivisch ein Geschäftsmodell in der Aggregation und Vermarktung dezentraler Flexibilität ergeben. Voraussetzung sind jedoch standardisierte Schnittstellen, intelligente Messsysteme sowie ein regulatorischer Rahmen.

Kundennutzen und Marktakzeptanz

Die Rückmeldungen der teilnehmenden Haushalte im Projekt waren überwiegend positiv. Die netzdienliche Steuerung erfolgte im Hintergrund, ohne Komforteinbußen für die Nutzer. Gleichzeitig profitierten die Teilnehmer von reduzierten Stromkosten durch zeitoptimiertes Laden. Diese Kombination aus wirtschaftlichem Anreiz und Systemnutzen gilt als entscheidend für die breite Marktakzeptanz. Erste Erfahrungen zeigen zudem eine steigende Nachfrage nach flexiblen Stromtarifen.

Regulatorische Voraussetzungen als Engpass

Trotz der technischen Machbarkeit bleibt die regulatorische Ausgestaltung eine zentrale Herausforderung. Insbesondere die Anerkennung von Abrufkosten für dezentrale Flexibilität im Redispatch ist bislang nicht abschließend geklärt. Zudem ist der flächendeckende Rollout intelligenter Messsysteme (Smart Meter) eine Voraussetzung für die Skalierung solcher Modelle. Ohne entsprechende Infrastruktur lassen sich Flexibilitäten im Niederspannungsnetz nur eingeschränkt heben.

Aus Sicht von Bastian Gierull, Deutschland-Chef von Octopus Energy, ist eine breite Marktintegration nur möglich, wenn Verbraucher ihre Flexibilität aktiv einbringen und dafür wirtschaftliche Anreize erhalten. Voraussetzung seien jedoch geeignete regulatorische Rahmenbedingungen sowie eine flächendeckende Ausstattung mit Smart Metern.

Ausblick: Integration weiterer Flexibilitäten geplant

Die Projektpartner setzen ihre Zusammenarbeit im Folgeprojekt „DataFleX“ fort. Dort sollen mehr als 1.000 Elektrofahrzeuge sowie zusätzliche Flexibilitäten wie Heimspeicher integriert werden. Langfristig könnte sich ein hybrides Redispatch-System etablieren, das zentrale und dezentrale Maßnahmen kombiniert. Für die Energiewirtschaft eröffnet dies neue Möglichkeiten zur Kostenreduktion und zur Integration erneuerbarer Energien.

Fazit
OctoFlexBW zeigt, dass Elektrofahrzeuge technisch und operativ als Redispatch-Ressource einsetzbar sind. Für die Energiewende und den weiteren Ausbau der Photovoltaik bietet dezentrale Flexibilität ein erhebliches Potenzial. Entscheidend für den Markthochlauf bleiben jedoch regulatorische Anpassungen und der Ausbau digitaler Infrastruktur.

Quelle: TransnetBW GmbH | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH