Microgrid-Feldtest: Wie weit kommt man mit 125 kW Netzanschluss und einem Batteriespeicher?

Kleiner Netzanschluss, großes Potenzial

Wer Schnellladeinfrastruktur betreiben will, stößt schnell auf ein bekanntes Problem: Der verfügbare Netzanschluss reicht nicht aus, um alle Ladepunkte gleichzeitig mit maximaler Leistung zu versorgen. Genau diese Ausgangssituation stand im Mittelpunkt einer Masterarbeit, die Tom Scheuchenpflug an der Technischen Hochschule Ingolstadt verfasst hat – in enger Zusammenarbeit mit energielösung und der Bayernwerk Akademie.

Das zugrunde liegende Microgrid besteht aus drei Schnellladern: einem alpitronic HYC150, einem alpitronic HYC50 sowie einem ChargePost von ads-tec Energy mit integriertem 201-kWh-Batteriespeicher. Der Netzanschluss ist auf 125 kW begrenzt, im Peak würden die drei Ladepunkte zusammen jedoch knapp 280 kW benötigen. Durch den Batteriespeicher im ChargePost lässt sich diese Lücke schließen: Eigentlich dafür ausgelegt, den ChargePost selbst zu versorgen, übernimmt er in diesem Setup eine erweiterte Rolle – er speist zusätzliche Leistung zurück und versorgt so auch die beiden alpitronic Hypercharger mit, die allein über den Netzanschluss nicht ausreichend bedient werden könnten.

Die Steuerung übernimmt ein externes Energiemanagementsystem (EMS) von ASKI, das alle drei Verbraucher koordiniert und gezielt auf unterschiedliche Ziele hin optimiert werden kann.

Drei Szenarien im Feldtest

Die zentrale Frage der Masterarbeit lautete: Wie verhält sich das Microgrid, wenn man das EMS auf unterschiedliche Optimierungsziele einstellt? Dafür wurden drei Szenarien definiert und jeweils über einen Zeitraum von drei Wochen im realen Betrieb getestet:

Wirtschaftlichkeit: Das EMS reduziert aktiv die Strombezugskosten – etwa durch Lastspitzenkappung und den vergünstigten Einkauf von Strom über die Strombörse zu günstigen Zeiten.

Maximale Ladekomfort: Die Steuerung ist darauf ausgerichtet, den Fahrzeugen jederzeit die höchstmögliche Ladeleistung bereitzustellen und so den Kunden möglichst hohen Komfort zu liefern.

Netzneutralität: Das EMS hält die vom Netzbetreiber vorgegebenen netzneutralen Grenzen für Bezug und Einspeisung ein. Dieses Szenario ist relevant, weil Netzbetreiber dafür in der Regel einen finanziellen Anreiz in Form einer Reduktion des Baukostenzuschusses für den Batteriespeicher gewähren.

Für jedes Szenario wurden vorab konkrete Key Results definiert – etwa eine prozentuale Reduktion der Strombezugskosten oder bestimmte Mindest-Ladeleistungen. Nach dem Feldtest wurden die Ergebnisse ausgewertet und die Szenarien miteinander verglichen.

Kostenoptimierung: Das überzeugendste Szenario

Besonders praxisrelevant erwies sich das Wirtschaftlichkeitsszenario. Durch Lastspitzenkappung und den gezielten Einkauf von Strom zu günstigen Zeiten lassen sich die Betriebskosten eines solchen Ladestandorts spürbar senken – im untersuchten Fall um mehrere Tausend Euro pro Jahr. Dabei muss die Ladeleistung für die Fahrzeuge nicht zwingend leiden: Das EMS koordiniert Speicher und Ladepunkte so, dass der Komfort für die Nutzer weitgehend erhalten bleibt.

Einschränkend gilt jedoch: Wer auf maximale Wirtschaftlichkeit optimiert und dabei stark auf vergünstigten Börsenstrom setzt, muss in Kauf nehmen, dass die Ladeleistung in bestimmten Zeitfenstern deutlich reduziert wird. Das optimale Gleichgewicht zwischen Kosteneffizienz und Ladekomfort hängt stark vom individuellen Nutzungsverhalten des Ladestandorts ab und sollte projektspezifisch bewertet werden.

Netzneutralität ohne Nachteile

Ein überraschend positives Ergebnis lieferte das Netzneutralitätsszenario. Die Befürchtung, dass eine strikte Einhaltung von Netzbetreibervorgaben zu spürbaren Einbußen bei Ladeleistung oder Wirtschaftlichkeit führt, hat sich im Feldtest nicht bestätigt. Die Wirtschaftlichkeit blieb nahezu unverändert. Teilweise wirkte sie sich sogar leicht positiv aus, da die Börsenstrompreise im Testzeitraum aufgrund eines hohen Windenergieanteils im Netz besonders niedrig waren und das EMS davon profitierte.

Leistungsabfälle, die während dieses Szenarios auftraten, lagen nicht an der EMS-Parametrierung, sondern am schwankenden Nutzerverhalten – etwa durch parallele Ladevorgänge, unterschiedliche Fahrzeugtechnologien und kühle Temperaturen. Das Fazit der Arbeit: Eine Optimierung auf Netzneutralität muss keine negativen Auswirkungen auf Ladekomfort oder Wirtschaftlichkeit haben.

Was Betreiber daraus mitnehmen können

Die Erkenntnisse aus dem Feldtest sind direkt auf reale Projekte übertragbar. Batteriegestützte Ladelösungen sind besonders interessant, wenn der Netzanschluss begrenzt ist oder ein Netzausbau, der oft teuer und zeitaufwendig ist, vermieden werden soll. Auch für bestehende Ladeinfrastruktur, die nachträglich erweitert werden soll, bietet ein Batteriespeicher eine attraktive Option.

Darüber hinaus zeigt die Arbeit, dass ein EMS weit mehr kann als reine Lastverteilung: Es lässt sich flexibel auf unterschiedliche Betreiberziele einstellen – heute auf Kosteneinsparung, morgen auf maximale Verfügbarkeit oder netzdienlichen Betrieb. Diese Flexibilität macht batteriegestützte Microgrids zu einem zukunftsfähigen Konzept, das mit steigenden Energiepreisen und wachsenden Anforderungen der Netzbetreiber weiter an Bedeutung gewinnen wird.

Fazit – Was bedeutet das für Betreiber und Planer?

Die Masterarbeit liefert belastbare Praxisdaten dazu, wie sich ein batteriegestützter Schnellladepark unter realen Bedingungen optimieren lässt. Für energielösung fließen die gewonnenen Erkenntnisse direkt in die Kundenberatung ein: Wer einen Ladestandort plant oder erweitern möchte, profitiert von konkretem Wissen darüber, welche Optimierungsstrategie zu welchem Ziel führt und welche Kompromisse dabei zu erwarten sind.

Batteriegestütztes Schnellladen ist kein Nischenthema mehr. Es wird zur praxisrelevanten Antwort auf zwei der drängendsten Herausforderungen bei der Ladeinfrastruktur: begrenzte Netzkapazitäten und steigende Betriebskosten.