Unternehmen, die ihre Flotten elektrifizieren, berechnen den Return on Investment anhand der vermiedenen Kraftstoffkosten, des geringeren Wartungsaufwands und eines möglichen Imagevorteils. Diese Berechnung ist korrekt, aber unvollständig. Die zu Zeiten des Spitzenstrombedarfs auf dem Hof geparkte Elektroflotte ist gleichzeitig eine Reihe von Batterien mit Entladekapazität, die Energie zurück in das Netz oder das Gebäude einspeisen können – wodurch der Bedarf des Unternehmens zum Zeitpunkt der höchsten Kosten reduziert oder sogar Energie an den Verteiler verkauft wird. Das Vehicle-to-Grid-Konzept (V2G) wandelt die Kosten für den Kauf von Elektrofahrzeugen in Investitionen in die Energieinfrastruktur um.
Wie V2G technisch funktioniert
Das Prinzip ist einfach: Elektrofahrzeuge verfügen über Batterien, die sich laden (Energie empfangen) oder entladen (Energie liefern) können. Unidirektionale Ladegeräte – die gebräuchlichsten – ermöglichen nur das Laden. Bidirektionale Ladegeräte ermöglichen beide Ströme. V2G ist die Anwendung dieses bidirektionalen Stroms, der an das öffentliche Stromnetz oder das Stromnetz des Gebäudes angeschlossen ist.
Bei Anschluss an das öffentliche Netz (V2G selbst) kann das Fahrzeug bei Bedarfsspitzen, wenn die Energie mehr wert ist, Energie an den Verteiler zurückverkaufen. Bei Anwendung auf das gebäudeeigene System (Vehicle-to-Building oder V2B) wird das Fahrzeug entladen, um den Bedarf des Gebäudes zu den höchsten Kosten zu decken, wodurch der vertraglich vereinbarte Bedarf oder Spitzengebühren reduziert werden. Vehicle-to-Home (V2H) wendet das gleiche Konzept im Wohnbereich an.
Die notwendigen Komponenten sind: Fahrzeuge, die mit bidirektionaler Entladung kompatibel sind – der Nissan Leaf war Vorreiter des CHAdeMO-Standards, der Hyundai Ioniq 5 und der Kia EV6 unterstützen V2G, und die meisten Hersteller haben Modelle mit dieser Fähigkeit für 2025–2026 auf den Markt gebracht oder angekündigt – zertifizierte bidirektionale Ladegeräte, Energiemanagementsystem (EMS), das auf der Grundlage von Tarifen und Nachfrage entscheidet, wann geladen und wann entladen werden soll, und, im Fall von V2G ins Netz, Vereinbarung mit dem örtlichen Verteiler für den umgekehrten Energiefluss.
Die betrieblichen Anforderungen, die die Rentabilität bestimmen
Die erste Variable, die darüber entscheidet, ob V2G für eine Flotte sinnvoll ist, ist das Fahrzeugnutzungsmuster. V2G funktioniert nur mit geparkten und angeschlossenen Fahrzeugen während der energierelevanten Zeit – in der Regel zu Spitzenzeiten, in Brasilien zwischen 18:00 und 21:00 Uhr. Eine Flotte von Lieferfahrzeugen, die von 7.00 bis 18.00 Uhr im Einsatz sind und nach 18.00 Uhr im angeschlossenen Hof parken, ist ein perfekter Kandidat. Eine jederzeit aktivierbare Flotte von Führungskräften weist nicht das gleiche Profil auf.
Die zweite Variable ist die zur Entladung verfügbare Batteriekapazität. Das tägliche Entladen der Batterie eines Elektrofahrzeugs zur Energienutzung beschleunigte die Verschlechterung dieser Batterie – dies war die Hauptsorge, die die kommerzielle Einführung von V2G verzögerte. Die neuesten Felddaten, insbesondere aus Pilotprojekten in Europa und Japan, zeigen, dass die Verschlechterung bei V2G-Zyklen, die von einem EMS-System verwaltet werden, geringer ist als erwartet und innerhalb der von Herstellern akzeptierten Grenzen liegt, die V2G in ihren Modellen garantieren. Der Schlüssel liegt in der intelligenten Verwaltung: Das System sollte die Batterie niemals unter das Betriebsminimum entladen und das Fahrzeug vorrangig für den Einsatz am nächsten Tag aufgeladen lassen.
Die dritte Variable ist die elektrische Infrastruktur des Standorts. Bidirektionale Ladegeräte mit entsprechender Leistung erfordern dreiphasige Anschlüsse mit ausreichender Kapazität, und die Integration in das Energiesystem des Gebäudes erfordert Wechselrichter und Steuerungssysteme, die zusätzlich zu den Ladegeräten zusätzliche Investitionen erfordern.
Wie die Wirtschaft aussehen könnte
Die Zahlen für ein V2G-Projekt hängen grundsätzlich von der lokalen Tarifstruktur ab. In Brasilien ist der wichtigste finanzielle Treiber nicht die V2G-Einspeisung ins Netz (die immer noch regulatorischen Beschränkungen unterliegt), sondern V2B – die Nutzung der Batterien der Flotte, um den Spitzenbedarf des Gebäudes zu reduzieren.
Der in Energieverträgen für Verbraucher der Gruppe A (Mittelspannung) vertraglich vereinbarte Bedarf wird unabhängig vom tatsächlichen Verbrauch abgerechnet – Sie zahlen für die Verfügbarkeit. Bei Überschreitung des vertraglich vereinbarten Limits fallen zusätzliche hohe Gebühren an. Die Steuerung der Nachfrage, um den Spitzenwert unter dem vertraglich vereinbarten Grenzwert zu halten, ist eine direkte Möglichkeit, die Kosten zu senken. Eine Flotte von 20 Fahrzeugen mit jeweils 60-kWh-Batterien stellt eine Speicherkapazität von 1,2 MWh dar – genug, um bei der Nachfragesteuerung in Industrieanlagen und mittelgroßen Vertriebszentren einen echten Unterschied zu machen.
Auf Märkten mit Time-of-Use-Tarifen kommt durch das Finanzmodell eine Preisarbitrage hinzu: Laden in den frühen Morgenstunden zum niedrigsten Tarif und Entladen am Nachmittag der Spitzenklasse zum höchsten Tarif. Die brasilianische Tarifspanne zwischen Haupt- und Nebenzeiten in Verträgen der Gruppe A kann in der Größenordnung von 3 bis 5 liegen, was ein Schiedsverfahren wirtschaftlich relevant macht.
Das brasilianische Regulierungsszenario
Die brasilianische Stromregulierung war bis vor Kurzem auf einen unidirektionalen Fluss ausgelegt. Die normative Resolution 482/2012 von ANEEL, die den Rahmen für verteilte Mikro- und Minierzeugung schuf, eröffnete Raum für die Einspeisung von Energie aus Quellen wie Solarphotovoltaik in das Netz, die Anwendung auf Elektrofahrzeuge in V2G befand sich jedoch in einer Grauzone.
Die Aktualisierung der Vorschriften im Jahr 2022 mit dem Rechtsrahmen für verteilte Mikro- und Minierzeugung (Gesetz 14.300/2022) brachte mehr Klarheit für die verteilte Erzeugung im Allgemeinen, aber die spezifische V2G-Verordnung befindet sich bei ANEEL in der Entwicklung. Pilotprojekte mit Verteilern wie CPFL, Enel und Energisa testen bereits Betriebs- und Vergütungsmodelle, und der endgültige Regulierungsrahmen soll in den nächsten zwei Jahren konsolidiert werden.
Für Unternehmen, die jetzt Elektroflotten planen, besteht die sicherste Strategie darin, frühzeitig eine bidirektionale Infrastruktur zu installieren – die Grenzkosten für die Entscheidung für bidirektionale gegenüber unidirektionalen Ladegeräten sind niedriger als für eine spätere Nachrüstung – und den regulatorischen Fortschritt zu überwachen, um V2G für das Netz zu ermöglichen, sobald die Regeln definiert sind. V2B ist nicht auf behördliche Genehmigungen angewiesen und kann bereits heute implementiert werden.
So schätzen Sie das Potenzial Ihrer Flotte ein
Ausgangspunkt ist eine Zuordnung von drei Variablen: Größe und Gesamtbatteriekapazität der zukünftigen oder aktuellen Flotte, Fahrzeugnutzungsstunden und wie lange sie geparkt und angeschlossen sind sowie die Struktur der Energierechnung des Standorts – insbesondere, wenn ein Nachfragevertrag besteht und wie groß die Spanne zwischen Spitzen- und Nebenzeiten ist.
Mit diesen Daten ist es möglich, das Potenzial für vertraglich vereinbarte Nachfragereduzierung und Tarifarbitrage zu modellieren und die zusätzliche Investition in bidirektionale Ladegeräte und EMS-Systeme mit der erwarteten Rendite zu vergleichen. Europäische Projekte mit Flotten von 10 bis 50 Fahrzeugen haben eine Rendite auf zusätzliche Investitionen in V2G von drei bis sechs Jahren gemeldet, wobei Ladegeräte eine geschätzte Nutzungsdauer von fünfzehn Jahren haben. Diese Streuung macht das Projekt für Unternehmen mit einem langfristigen Planungshorizont attraktiv – und das sind genau diejenigen, die jetzt ihre Firmenflotten elektrifizieren sollten.
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