V2H und V2G: Sieben Handlungsempfehlungen für bidirektionales Laden
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Die Elektromobilität kann einen wertvollen Beitrag bei der Integration von erneuerbaren Energien und der Verringerung der CO2-Emissionen im Energie- sowie Verkehrssektor leisten. Bis zum Jahr 2030 sollen 15 Millionen vollelektrische Fahrzeuge auf deutschen Straßen unterwegs sein, so der Wunsch der Bundesregierung. Diese würden mit rund 750 GWh die 20-fache Speicherkapazität aller deutschen Pumpspeicherkraftwerke ausweisen. Um dieses Potential zu heben, muss die Bundesregierung jetzt den regulatorischen Rahmen schaffen. Der Bundesverband Neue Energiewirschaft (BNE) unterbreitet dazu sieben konkrete Vorschläge.
„Parallel zum beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren brauchen wir mehr Flexibilität. Sie ist der zentrale Mechanismus im Energiesystem der Zukunft, der die umfassende Nutzung der erneuerbaren Energien erst ermöglicht. Wir benötigen einen Rechtsrahmen, der netzdienliche Flexibilität nicht behindert. Elektroautos bieten durch ihre Speicherkapazität genau diese. Wir müssen sie nur freisetzen“, erklärt Robert Busch, Geschäftsführer des BNE.
Die sieben energiepolitischen Handlungsempfehlungen umfassen konkrete Vorschläge zur Umsetzung des bidirektionalen Ladens. „Vor allem die Doppelbelastung mobiler Speicher durch Abgaben, Umlagen und Steuern verhindert einen wirtschaftlich sinnvollen Einsatz der Technologie”, so Busch. Zwar hat die Bundesregierung jüngst mit dem Gesetz zur Modernisierung der Stromsteuer erste Verbesserungen vorgenommen, diese gehen jedoch nicht weit genug. So werden bisher nur V2H-Anwendungsfälle, also die Rückspeisung vom Auto ins Haus, vereinfacht. Für V2G, die Rückspeisung ins Netz, sei eine entsprechende Ergänzung dringend notwendig.
Weiter mangele es an konkreten gesetzgeberischen Vorgaben für den Datenaustausch zwischen Elektroautos und der Ladeinfrastruktur. Als wettbewerblicher Energiewirtschaftsverband setzt sich der BNE für einen diskriminierungsfrei ausgestalteten Markt ein. Es müsse ein Level-Playing-Field für möglichst viele Marktteilnehmer geben, so der Verband.
Grundsätzlich müssen Speicher zwar messtechnisch abgegrenzt werden, um ihre Flexibilität vermarkten zu können, in Bezug auf die Messtechnik dürfe die Politik jedoch die Praxis nicht aus den Augen verlieren. „Hohe Sicherheitsstandards sind notwendig, um die Systemsicherheit zu gewährleisten. Sicherheit ist aber nicht gleichbedeutend mit dem Einsatz des Smart Meter-Gateways”, führt Busch aus. Die verpflichtende Datenübertragung über intelligente Messsysteme sollte daher auf ein praxistaugliches Minimum beschränkt werden.
Bidirektionales Laden ermöglicht den Energieaustausch in zwei Richtungen, in die Batterie des Elektroautos, aber auch wieder zurück ins Netz. Beim Vehicle-to-Home (V2H) wird der Strom aus der Fahrzeugbatterie in das Gebäude bzw. an das Energiemanagementsystem zurückgeführt. Hierdurch kann in Verbindung mit einer Photovoltaikanlage ein größerer Grad an Eigenversorgung gewährleistet werden. Beim Vehicle-to-Grid (V2G) dagegen wird der Strom aus dem Elektroauto über die Wallbox in das Verteilnetz zurückgespeist. Das E-Auto agiert als Teil des energiewirtschaftlichen Gesamtsystems, indem es seine gespeicherte Energie dann zurückspeist, wenn sie benötigt wird.
Die sieben Handlungsempfehlungen im Einzelnen
1. Stromsteuerbefreiung und Klarstellung zum Versorgerstatus
Das Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht habe eine gute Grundlage geschaffen, die bürokratischen Probleme jedoch nur teilweise gelöst, so der BNE. Es werden klare Vorgaben geschaffen, die verhindern, dass Nutzer von Elektroautos zum Versorger und Steuerschuldner werden. Positiv zu bewerten sei die Klarstellung, dass für V2H-Anwendungsfälle, also die Rückspeisung vom Auto ins Haus, die Stromsteuer nur einmalig anfällt, und zwar beim Endverbraucher.
Mit steigenden Zulassungszahlen gewinnt die öffentliche Ladeinfrastruktur ebenfalls an Bedeutung, so dass das bidirektionale Laden auch für andere Anwendungen als im Eigenheim mitgedacht werden müsse. Vor dem Hintergrund der Energy Performance of Building Directive (EPBD), und dem daraus folgenden Ausbau von Ladeinfrastruktur bei Nichtwohngebäuden, sollte in der Legislative besonderes Augenmerk auf den Anwendungsfall „bidirektionales Laden beim Arbeitgeber“ gelegt werden. Eine Entladung von Flotten- und von Mitarbeiterfahrzeugen kann einen signifikanten Beitrag zur Verringerung des notwendigen Netzausbaus leisten, wenn diese zur Lastgangkurvenoptimierung eingesetzt werden.
Folglich reiche der Vorstoß im Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht nicht aus, da er aktuell keine Verbesserung für V2B (im Sinne von vehicle to business) und V2G – also die Rückspeisung ins Netz – Anwendungen mit sich bringe. Hier sei eine Überarbeitung im Sinn einer Ausweitung auf V2B im gewerblichen Umfeld sowie V2G notwendig.
2. Befreiung von Abgaben und Umlagen bei zwischengespeichertem Strom
Gefordert wird vom BNE eine Befreiung von Ladepunkten von der Konzessionsabgabe, ähnlich zu der KWKG- und der Offshore-Umlage, für bezogenen Strom, soweit dieser wieder in ein Netz eingespeist wird. Nach § 21 EnFG ist zwischengespeicherter Strom von der KWKG- und der Offshore-Umlage befreit. Dies gilt für stationäre, wie für mobile Speicher über eine Saldierung der am Netzanschlusspunkt entnommenen und der eingespeisten Strommenge.
Der BNE empfiehlt, eine Ausweitung von § 21 EnFG auf die Konzessionsabgabe und ggf. die Stromsteuer für V2G-Anwendungen zu prüfen. Die Logik der Erhebung der Konzessionsabgabe sei ohnehin grundsätzlich reformbedürftig, da die überkommene Wälzung über gelieferte Kilowattstunden bei Prosumern und anderen neuen Anwendungen der Energiewende nicht mehr funktioniert.
3. Netzentgeltvariabilisierung für V2G-Anwendungen
Ein Vergütungsmodell für netzdienliche Flexibilität ist ein wichtiger Baustein für ein effizientes Energiesystem. Durch die Novellierung des § 14a EnWG hat die BNetzA den Einstieg in eine marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen vorgezeichnet. Nach der Festlegung der BNetzA sind elektrische Speicher im Verteilnetz zu einer Teilnahme verpflichtet. Ab 2025 sollen dynamische Netzentgelte einen Anreiz bieten, den Verbrauch netzdienlich anzupassen.
Das Ziel müsse jedoch sein, einen Marktrahmen zu entwerfen, der Nachfrage durch den VNB und Flexibilität durch wettbewerbliche Teilnehmer zusammenführt. Die Option der marktgestützten Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen müsse weiter gestärkt werden. So verpflichtet § 14c Abs. 1 EnWG Netzbetreiber zur marktgestützten Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen im Verteilnetz. Die BNetzA kann dabei Spezifikationen für die Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen und für standardisierte Marktprodukte vorgeben (§ 14c Absatz 3 EnWG). So ließe sich eine langfristig tragfähige und wirtschaftlich attraktive Lösung der Netzentgeltfrage für Speicher finden.
4. Austausch und Weitergabe notwendiger Datenpunkte
Die für die Umsetzung des bidirektionalen Ladens erforderlichen Datenpunkte müssen zwischen Fahrzeug- und Infrastrukturseite ausgetauscht werden. Zwingend erforderlich sind aus Sicht des BNE technische Daten, die den Anforderungen der Normung entsprechen (etwa ISO 15118-20) sowie Daten, die den gesetzlichen Anforderungen entsprechen (z.B. RED III). Für das bidirektionale Laden ist der Zugriff auf eine Vielzahl von Fahrzeugdaten erforderlich, insbesondere SoC (state of charge), Batteriekapazität und SoH (state of health).
Als wettbewerblicher Energiewirtschaftsverband setzt sich der BNE für einen diskriminierungsfrei ausgestalteten Markt ein. Es müsse ein Level-Playing-Field für möglichst viele Marktteilnehmer geben. Dafür müssen sämtliche relevanten Funktionalitäten sowohl durch die Automobilunternehmen als auch die Energiewirtschaft abgebildet werden können. Das Ziel der erfolgreichen Einführung bidirektionalen Ladens sei nur dann zu erreichen, wenn die Bedürfnisse der Anwenderinnen und Anwender im Mittelpunkt stehen und die Technologie praktikabel sowie interoperabel ist.
5. Messtechnische Vereinfachungen und praxistaugliche Vorgaben für die Steuerung
Für das bidirektionale Laden wird zukünftig eine Steuerung der Lade- und Einspeisevorgänge notwendig sein. Hohe Sicherheitsstandards sind notwendig, um die Versorgungs- und Systemsicherheit zu gewährleisten. Sicherheit ist aber nicht gleichbedeutend mit dem Einsatz des Smart Meter-Gateways. Die verpflichtende Verwendung der Datenübertragung über intelligente Messsysteme sollte auf ein praxistaugliches Minimum beschränkt werden. ERD im Sinne von § 19 MsbG werden weiterhin über das SMGW übermittelt.
Grundsätzlich müssen Speicher messtechnisch abgegrenzt werden, um ihre Flexibilität vermarkten zu können. Dies erfordert heute schon komplizierte Messkonzepte. Die Messkosten für komplexe Lieferstellen übersteigen in vielen Fällen ihren wirtschaftlichen Nutzen. Für mobile Speicher ergeben sich neue Anforderungen an die Messung, die von der Architektur intelligenter Messsysteme ohnehin nicht abgedeckt werden können. Diese sind auf den Einsatz in stationären Anlagen und nicht für den stetigen Wechsel von Speichern und Marktpartnern ausgelegt. Sowohl bei Untermessungen als auch bei den Anforderungen an die eingesetzte Messtechnik müssen daher pragmatische Wege beschritten werden. Bestehende Kommunikationskanäle und Messgeräte müssen mit Blick auf Kosten und Praktikabilität weiterhin Verwendung finden, bspw. MID-Zähler.
6. Abgrenzung von Grün- und Graustrom
Das Laden von Elektroautos erfolgt in der Regel an verschiedenen Ladepunkten. Die Abgrenzung von Grün- zu Graustrom ist daher komplizierter als bei stationären Speichern. Stromspeicher, die als EEG-Anlage gelten, beispielsweise in Verbindung mit einer PV-Anlage, erhalten das Privileg der vorrangigen Stromabnahme ebenso, wie das Privileg der EEG-Vergütung. Sobald Graustrom in die Fahrzeugbatterie geladen wird, gilt das Ausschließlichkeitsprinzip und damit der Verlust dieser Privilegien. In diesem Zusammenhang ist es zu begrüßen, dass mit den vorgesehenen Änderungen des § 19 EEG die flexiblere Nutzung von Speichern ermöglicht werden soll. Diese Regelung sei auch auf mobile Speicher anzuwenden, findet der BNE.
In der vorliegenden Form bestehe jedoch insbesondere durch unnötige prozessuale Anforderungen die Gefahr, dass die Änderung absehbar keine praktische Wirkung entfalten kann. Nicht ersichtlich sei dabei insbesondere der Vorbehalt einer Festlegung durch die BNetzA (§ 85d EEG) für die in § 19 Abs. 3a EEG vorgesehene Regelung, die einen Wechsel des Speicherbetriebs bis zu fünfmal im Jahr für Perioden von mindestens je zwei Monaten vorsieht. Die Festlegung soll erstmalig bis zum 30. Juni 2025 getroffen werden. Damit wäre die Umsetzung des genannten Speicherbetriebs erst frühestens in über einem Jahr möglich. Dabei könnten die technischen und prozessualen Anforderungen zur Umsetzung des vorgesehenen Modells bereits heute erfüllt werden.
7. Einheitliche Netzanschlussbedingungen für Ladeinfrastruktur
Die nach §14e EnWG geforderte Einführung einer gemeinsamen Internetplattform der Netzbetreiber für Anschlussbegehren ist ein wichtiger Schritt in Richtung von Bürokratieabbau und Vereinheitlichung der Antragsverfahren. Um den Bedürfnissen der überregional tätigen Marktteilnehmer gerecht zu werden, seien jedoch weitere Vereinfachungen und Vereinheitlichungen notwendig.
Dies beinhalte bundesweit einheitliche Formulare und Verfahren sowie einheitliche technische Anschlussbedingungen (TAB). Darüber hinaus müsse der gesamte Netzanschlussprozess von Energiewende-Technologien wie Ladepunkten umfassend digitalisiert werden. Aktuell sei zu befürchten, dass mit den Änderungen des § 8 Absatz 7 EEG sowie den bestehenden Regelungen des § 14e EnWG lediglich Verfahren rund um Netzanschlussbegehren digitalisiert werden sollen. Daher müsse die gesetzliche Grundlage deutlich machen, dass die Anforderungen sämtliche Netzanschlussprozesse umfassen. Für Anmeldung und Anschluss der Anlagen seien aktuell weitere Schritte erforderlich, die hohe administrative Aufwände verursachen. Hier biete die Digitalisierung noch einen großen Spielraum für Vereinfachungen und ein beschleunigtes Verfahren.
Quelle: BNE – Pressemitteilung vom 02.07.2024
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