LdN 459: V2G & Strommarktdesign - Warum Flexibilität „smarte“ Preise braucht

Themenvorschläge
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Hallo zusammen,

in der letzten Folge wurde angekündigt, dass ihr euch im neuen Jahr dem Thema bidirektionales Laden (V2G) widmen wollt. Das ist ein extrem relevantes Thema, da die Batterien der E-Autos als riesiger dezentraler Speicher dienen können.

Ich möchte jedoch anregen, dieses Thema nicht isoliert aus Nutzersicht („Geld verdienen mit dem Auto“) zu betrachten, sondern zwingend mit der Diskussion über das Strommarktdesign (Stichwort: Bidding Zone Review) zu verknüpfen. Ohne passende Preissignale droht die massenhafte Flexibilität von E-Autos nämlich, die Systemkosten eher zu treiben als zu senken.

1. Das Kernproblem: Systemdienlich ist nicht gleich Netzdienlich

In der aktuellen Debatte wird oft angenommen, dass eine Reaktion auf den Börsenstrompreis automatisch gut für das System ist. Das ist in der einheitlichen deutschen Gebotszone („Kupferplatte“) jedoch oft ein Trugschluss.

  • Systemdienlich (Markt): Das Auto lädt, wenn der Börsenstrompreis niedrig oder negativ ist (z. B. viel Wind im Norden). Das ist bilanziell korrekt.
  • Netzdienlich (Physik): Das Auto lädt nur dann, wenn das Netz den Strom auch tatsächlich zum Fahrzeug transportieren kann.

Das Paradoxon:
Wenn im Norden viel Wind weht, sinkt der Börsenpreis in ganz Deutschland. V2G-Flotten im Süden (z. B. Bayern) erhalten dadurch ein starkes ökonomisches Signal zu laden. Physikalisch sind die Nord-Süd-Leitungen zu diesen Zeitpunkten aber oft bereits ausgelastet.
Die Folge: Die zusätzliche, preisgetriebene Last im Süden verschärft den Engpass („induzierter Engpass“). Dies erzwingt teuren Redispatch: Windräder im Norden müssen abgeregelt und fossile Kraftwerke im Süden hochgefahren werden.

Studien zeigen, dass eine rein am Einheitspreis orientierte V2G-Steuerung die Redispatch-Kosten sogar erhöhen kann. Werden die Autos hingegen netzdienlich eingesetzt, lassen sich die Redispatch-Kosten um bis zu 35 % senken.

2. Die Lösung: Wir brauchen zweierlei lokale Signale

Flexibilität ist nur dann smart, wenn auch die Preissignale smart sind. Dafür braucht es zwei Ebenen, die oft verwechselt werden:

A. Lokale Marktpreise (Übertragungsnetz)

Um das Nord-Süd-Problem zu lösen, muss der Strompreis die physikalische Knappheit abbilden.

  • Zonal / Nodal Pricing: Würden wir Deutschland in möglichst viele Preiszonen teilen oder (noch effizienter) knotenscharfe Preise einführen, wäre der Strom im Süden bei Engpässen teurer.
  • Der Effekt: Ein V2G-Auto im Süden würde bei Netzengpass automatisch einen hohen Preis sehen und nicht laden (oder sogar entladen/einspeisen). Das Preissignal würde also präventiv den Engpass verhindern, statt ihn nachträglich teuer über Redispatch zu kurieren.
  • Einsparungen: Modellierungen zeigen, dass Nodal Pricing die Systemkosten um ca. 5-6 % senken könnte. Das entspricht einem mittleren einstelligen Milliardenbetrag pro Jahr, da Ressourcen effizienter genutzt und teure Noteingriffe vermieden werden.

B. Variable Netzentgelte (Verteilnetz)

Selbst wenn der Strompreis stimmt, kann es lokal im Wohnviertel eng werden, wenn alle gleichzeitig laden („Gleichzeitigkeitseffekt“).

  • § 14a EnWG: Aktuell dient dieser Paragraph vor allem als „Notbremse“. Der Netzbetreiber darf im Notfall dimmen. Das ist aber rein reaktiv.
  • Variable Entgelte (Modul 3): Um echte Anreize zu schaffen, brauchen wir zeitvariable Netzentgelte (Modul 3 nach § 14a EnWG). Diese setzen einen monetären Anreiz, Lastspitzen lokal zu glätten, bevor eine Drosselung nötig wird.

Fazit für die Sendung

V2G ist eine riesige Chance, aber in der aktuellen „Kupferplatten-Logik“ ein Risiko für die Netzkosten. Ohne eine Reform hin zu lokalen Preissignalen (Marktpreise für die große Distanz, Netzentgelte für die letzte Meile) optimieren wir uns im Blindflug gegen die Physik.

Es wäre toll, wenn ihr diesen Zusammenhang beleuchten könntet, statt nur auf die technischen Möglichkeiten einzugehen.

Wichtigste Quellen:

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Wichtiges Thema, was bei einer Behandlung im Podcast berücksichtigt werden sollte. Die Übersicht finde ich gut :+1:t3:

Selbes gilt ja auch für große Batteriespeicher:

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Nur um das ins Verhältnis zu setzen, angenommen wir hätten hier 8 Mrd € (was eher ein hoher einstelliger Mrd-Betrag wäre), dann entspricht das bei 80 Millionen Menschen aktuell Mehrkosten von 100 € pro Person pro Jahr oder auch 8 € pro Monat.

Völlig unberücksichtigt davon ist, dass der Bärenanteil des Strombedarfs von der Industrie konsumiert wird.

Daher möchte ich zur Diskussion stellen, ob V2G nicht eher Spielerei ist. Man müsste Anreize schaffen, damit sich Personen eine mglw. doppelt so teure V2G kompatible Wallbox anschaffen. Und dann ist da noch die Probleme der höheren Belastung/Abnutzung der Autobatterie und der geringeren Flexibilität wenn der Netzbetreiber die Batterie(ent)ladung steuern kann.

Ich bin ehrlich, mir müsste man wesentlich mehr in Aussicht stellen als mglw. ein paar hundert Euro im Jahr, damit ich diese Nachteile trage. Ich bezweifle, dass die Systemkosten niedriger sind wenn man V2G Anreize mit einrechnet.

Insgesamt scheint mir an dieser Thematik vieles der Energiewende in Deutschland zu kranken. Energie kostet die Verbraucher in Deutschland zu wenig (und die Industrie zuviel), vor allem aus Sicht derer, die ohnehin gut verdienen und damit am ehesten die eigene Transformation finanzieren können. Sich selbst einzuschränken, um damit wenige Euro zu sparen, lockt da kaum jemanden hinterm Schrank vor, während der Sozialarbeiter/Pflegekraft-Haushalt das Geld zwar dringend brauchen könnte, aber die Investition nicht stemmen kann.

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Danke für die Einordnung. Ich stimme dir voll zu, dass man Industrie und Haushalte nicht gegeneinander ausspielen sollte. Beide sind Teil der Lösung.

Ich habe V2G als Beispiel gewählt, weil es im Podcast bald Thema sein wird. Dein Punkt ist aber wichtig: Oft würde schon V1G (also intelligentes, zeitlich verschobenes Laden) reichen, um die Netze zu entlasten. V2G ist dann die Kür, um zusätzlich Kraftwerkskapazitäten einzusparen.

Das eigentliche Problem, das in der Diskussion oft unterschätzt wird, ist die Leistung (Gigawatt) und nicht die verbrauchte Energiemenge (Kilowattstunden). Dazu eine vereinfachte Rechnung, was passiert, wenn wir den Verkehr komplett elektrifizieren (ca. 49 Mio. PKW) und nicht steuern:

Die heutige Jahreshöchstlast in Deutschland liegt bei etwa 80 Gigawatt (GW). Darauf ist unser gesamtes Kraftwerks- und Stromnetzsystem ausgelegt. Nehmen wir nun an, wir haben 100 % E-Autos. Wenn an einem Winterabend alle nach Hause kommen und ungesteuert anstecken, und nur jedes dritte Auto gleichzeitig mit 11 kW lädt (Gleichzeitigkeitsfaktor 0,3), passiert Folgendes:

  • 49 Mio. Autos * 11 kW * 0,3 = ca. 161 GW zusätzliche Last.

Zu den bestehenden 80 GW kämen also schlagartig 160 GW hinzu. Wir hätten eine Gesamtlast von über 240 GW.

Das bedeutet: Wir müssten unser Stromnetz und unseren Kraftwerkspark nicht nur verstärken, sondern die Kapazität verdreifachen. Das würde hunderte Milliarden Euro kosten und vor allem Jahrzehnte dauern.

Daraus folgen für mich vier Punkte:

  1. Flexibilität ist alternativlos: Es geht hier nicht um eine „technische Spielerei“. Ohne flexible Steuerung (V1G/V2G) und flexible Wärmepumpen ist die Voll-Elektrifizierung physikalisch und finanziell schlicht nicht machbar. Wir können nicht für jede kurze Lastspitze am Abend ein neues Kraftwerk bauen.

  2. Flexible Tarife müssen Pflicht werden: Starre Stromverträge („Flatrate“ rund um die Uhr) stammen aus einer Zeit, in der wir Kraftwerke einfach nach Bedarf hochgefahren haben. Das ist ein Auslaufmodell. In einem System mit Wind und Sonne müssen die Preissignale beim Verbraucher ankommen. Wer starr verbrauchen will, muss die echten Kosten dafür tragen. Wer flexibel ist, muss profitieren. Das sollte keine Option sein, sondern der Standard.

  3. Industrie und Gewerbe: Auch hier liegt riesiges Potenzial, das wir heben müssen. Kühlhäuser, Power-to-Heat-Anlagen oder Industrieöfen können ihre Last anpassen. Flexibilität muss in allen Sektoren das neue Normal werden.

  4. Automatisierung statt Verzicht: Niemand soll manuell den Stecker ziehen müssen. Es braucht Technik, die das im Hintergrund regelt. Wenn ich morgens ein volles Auto habe, ist es mir als Nutzer egal, ob es um 18 Uhr (zur Spitzenlast) oder um 3 Uhr nachts geladen hat.

Wer diese Flexibilität bereitstellt (ob durch das E-Auto oder industrielle Prozesse), spart der Allgemeinheit den extrem teuren Netzausbau und Kraftwerksneubau. Dafür sollten faire Anreize geschaffen werden.

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Ich teile deine Einschätzung zur Flexibilität. Und tatsächlich liegt für mich genau darin der entscheidende Ansatzpunkt für V2G: als Speicher, der den eigenen Haushaltsbedarf während Lastspitzen abfedern kann.

Wenn ich zum Beispiel vermeiden möchte, dass die Warmwasserbereitung der Wärmepumpe abgeschaltet wird, just in dem Moment, in dem die ganze Familie nach einem Waldspaziergang bei Minusgraden durchgefroren nach Hause kommt und duschen will, könnte ich rechtzeitig auf den Autoakku zurückgreifen und so den Betrieb sicherstellen.

Dasselbe gilt für die Überbrückung von Stunden mit extrem hohen Strompreisen. Im vergangenen Jahr hatten wir einige wenige Zeitfenster mit sehr starken Preissignalen, die nur dank regulatorischer Vorgaben nicht über 4 € pro kWh hinausgingen.

Oder die Batterie könnte (entsprechende Haltbarkeit vorausgesetzt) individuell zum Arbitage Handel eingesetzt werden.

In solchen Situationen würde die eigene Fahrzeugbatterie nicht als gesellschaftlicher Beitrag wahrgenommen, sondern als persönliches Sicherheitsnetz oder sogar finanziellen Vorteil. Und in einem risikoaversen Land wie Deutschland erscheint mir dieser individuelle Nutzen deutlich attraktiver als ein altruistischer Ansatz, bei dem eine gesichtslose Gesellschaft profitiert, möglicherweise sogar zum eigenen Nachteil im Einzelfall.

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Dein Fokus auf den individuellen Nutzen beschreibt den aktuellen Zustand sehr gut. Genau diese Haltung führt aber momentan zu massiven Ineffizienzen, die das System für alle teurer machen.

1. Das Problem der „Eigenverbrauchsoptimierung“
Wir sehen das heute schon exemplarisch bei Heimspeichern. Diese werden oft morgens so schnell wie möglich geladen, um den eigenen Bedarf zu decken.

  • Status Quo: Mittags sind die Speicher voll, wenn die Sonne am stärksten scheint. Die Solarspitze rauscht dann ungebremst ins Netz und verursacht Engpässe.
  • Lösung: Wäre das System smart (variable Einspeisevergütung oder Einspeisenetzentgelte), würde der Speicherbetreiber bezahlt werden, um erst mittags die Spitze wegzuspeichern.
  • Ziel: Preissignale sorgen dafür, dass „Egoismus“ (Geld sparen) und Netzdienlichkeit (Lastspitze glätten) das Gleiche bedeuten.

2. Das Szenario der kalten Dusche
Dein Beispiel mit der abgeschalteten Wärmepumpe halte ich für unnötige Panikmache, da es technisch an der Realität vorbeigeht.

  • Leistung: § 14a EnWG garantiert auch im Dimm-Fall eine Mindestleistung von 4,2 kW. Eine typische Wärmepumpe im Einfamilienhaus zieht im Betrieb selten mehr als 3 bis 4 kW elektrisch. Sie würde also oft gar nicht gedrosselt werden müssen.
  • Trägheit: Heizungssysteme haben Warmwasserspeicher und eine hohe thermische Trägheit. Selbst eine theoretische Abschaltung für zwei Stunden führt in einem halbwegs modernen Haus nicht dazu, dass das Wasser sofort kalt wird.

Fazit
Wir brauchen keinen Altruismus, sondern ein Marktdesign, bei dem derjenige profitiert, der dem System hilft. Wer seinen Speicher (Auto oder Keller) nutzt, um Lastspitzen zu glätten, soll Geld verdienen. Wer sich abkapselt und stur optimiert, verursacht Kosten für die Allgemeinheit und sollte diese auch tragen. Das ist simple Marktwirtschaft.

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Danke, das war mir so nicht bewusst. Als ich 2022 noch umgebaut habe, hieß es, die Wärmepumpe dürfe stundenweise komplett abgeschaltet werden (vorausgesetzt sie hängt an einem eigenen Stromzähler, um subventionierten Strom zu erhalten).

Die heutige Regelung wirkt auf mich weniger plausibel als ein Modell aus zeitweiser Abschaltung plus V2H‑Kopplung. Denn wenn künftig 30 % der installierten Wärmepumpen gleichzeitig nahezu mit Volllast laufen, dann bringen allein diese Lastspitzen die Leitungen an ihre Grenzen – ganz ohne Laden von Elektroautos (für die ebenfalls die 4,2 kW gesicherte Leistung gelten).

Sinnvoller wäre es aus meiner Sicht, wenn möglichst viele Haushalte für genau diese Stunden gezielter Abschaltung Energie puffern könnten. Dann müsste man einzelne Haushalte temporär gar nicht erst versorgen, weil sie sich über ihre eigenen Speicher versorgen können

Genau darin liegt für mich die Schwierigkeit, die ich bereits in meinem ersten Beitrag angesprochen habe. Für Haushalte mit knapper Finanzlage kann ein Marktdesign, das ihnen vielleicht 100 € im Jahr einspart, durchaus hilfreich sein, aber ihnen fehlt häufig das Kapital, um überhaupt die Voraussetzungen für solche Einsparungen zu schaffen. Für Menschen mit ausreichend finanziellen Ressourcen wiederum stellen ein paar hundert Euro Unterschied keinen echten Anreiz für eine Transformation dar.

Mir ist daher unklar, wie ein Marktdesign aussehen soll, das einkommensschwache Haushalte nicht überfordert und gleichzeitig wohlhabendere Haushalte ausreichend motiviert und das alles unter der Bedingung, dass wir die Systemkosten (inklusive möglicher Subventionen) insgesamt senken.

Mir fällt dazu wenig Überzeugendes ein, weshalb ich andere Hebel in den Vordergrund rücken würde, etwa das persönliche Sicherheitsbedürfnis. Man erinnere sich nur daran, wie 2022 plötzlich Photovoltaik und Wärmepumpen boomen konnten, nachdem Russland die Ukraine angegriffen und unsere Energieabhängigkeit gegen uns ausgespielt hatte. Viele Menschen haben damals Installationen vorgenommen, die wirtschaftlich eigentlich völlig nachteilig waren, nur um möglichst schnell vom Erdgas wegzukommen. Schwiegermutter hat bspw. 80.000€ in ihr Haus investiert, obwohl eine stumpfe Simulation maximale Einsparungen von 30.000 € über 20 Jahre gezeigt hat. Aber es war ihr halt wichtig möglichst schnell vom Gas wegzukommen, bevor Gas zur Mangelware wird.

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Es muss einfach so gestaltet sein, dass der Verbraucher sich um nichts kümmern muss.
Bei meinem Stromanbieter klingt das dann so:

Stell dir vor, du könntest, während du schläfst Geld sparen und dabei noch das Klima schonen.
Mit unseren smarten Auto-Stromtarifen lädst du dein E‑Auto genau dann, wenn Strom günstig und grün ist.

Man übergibt die Kontrolle der Ladungssteuerung an den Stromanbieter. Der kommuniziert mit der Wallbox, weiß den Akkustand und den Strombedarf. Und kümmert sich darum, dass das Auto morgens voll ist.
Und wer seine Daten lieber nicht teilt und gerne an seinem autarken Smarthome-System herumspielt, kann selbst dann laden, wenn es billig ist. Er braucht nur eine App, die ihn das einrichten lässt.

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Hallo zusammen,

danke für die Einblicke. Ich denke, wir kommen hier zu einem guten Schluss, da sich unsere Perspektiven ergänzen.

@der_Matti bringt es auf den Punkt: Der Schlüssel ist Automatisierung. Das Argument, dass 100 oder 200 € Ersparnis für viele kein ausreichender Anreiz sind, stimmt nur, wenn man dafür manuell Aufwand betreiben müsste („Stecker rein/raus“). Wenn aber, wie Matti beschreibt, der Anbieter oder Aggregator das im Hintergrund abwickelt, wird auch ein kleiner Betrag relevant. Man lässt das Geld ja nicht auf der Straße liegen, nur weil man wohlhabend ist (und wenn flexible Stromverträge Pflicht sind).

Zu @HokusPokus1: Das Sicherheitsbedürfnis (Autarkie) ist definitiv ein starker Kaufanreiz, da hast du völlig Recht. Das Marktdesign muss aber sicherstellen, dass diese aus „Angst“ oder „Komfort“ gekauften Anlagen (Speicher, WP) dann im laufenden Betrieb nicht systemschädlich laufen.

Mein Fazit für die Podcast-Redaktion wäre daher: Wir brauchen smarte Preissignale (Zonal/Nodal Pricing + flexible Netzentgelte), damit die Automatik im Hintergrund das Richtige tut. Ob der Kunde die Anlage ursprünglich aus Klimaschutz, Spargründen oder Angst vor Blackouts gekauft hat, ist für die Netzphysik am Ende zweitrangig, solange der Speicher netzdienlich gesteuert wird.

Danke für die Diskussion!

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Da stimme ich dir vollkommen zu – nur ist die Situation dort eine andere, weil man individuell keine Nachteile hat. Bei V2G hingegen entstehen faktisch Nachteile, insbesondere was die Lebensdauer der Fahrzeugbatterie betrifft. Diese sind üblicherweise für etwa 1.000–3.000 Vollzyklen ausgelegt. Bei einem eigenen Nutzungsprofil von 50–100 Zyklen pro Jahr (also ein bis zwei Vollladungen pro Woche) reicht das problemlos für 10–20 Jahre.

Wenn der Netzbetreiber zur Netzstabilisierung jedoch zusätzlich drei bis vier Vollladungen pro Woche verursacht, verteilt auf mehrere kleinere (meist verschleißintensivere) Zyklen pro Tag, dann sollte er bzw. die Gesellschaft der Verbraucher sich am zusätzlichen Verschleiß beteiligen. Und zwar unabhängig davon, ob ich persönlich dadurch Aufwand habe oder nicht.

Rechnet man die ohnehin höheren Investitionskosten hinzu und berücksichtigt die individuelle Reichweitenangst, wird klar: Man muss schon einen spürbaren finanziellen Ausgleich bieten, damit sich jemand freiwillig diese zusätzliche Belastung ans Bein bindet.

Eine Alternative wäre, dass die BNetzA die Fahrzeugbatterien und V2G‑fähigen Wallboxen initial (mit-)finanziert. Je mehr Ladezyklen der Netzbetreiber anschließend nutzt, desto weniger müsste man der BNetzA zurückzahlen. Damit ließe sich zumindest der eigene Anfangsinvest reduzieren. Das würde auch vermögensschwächeren Haushalte die Finanzierung von Transformation ermöglichen.

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Besteht die Gefahr denn, wenn mit den üblichen 3,6kW geladen wird? Der Akku wird dabei nicht sonderlich warm, im Gegensatz zum DC-Laden auf das die begrenzten Zyklen ausgelegt sein werden.
Und ist wirklich damit zu rechnen, dass das 3-4mal die Woche flächendeckend genutzt wird?

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Hallo liebes Lage-Team,

als Nachtrag zu meinem Themenvorschlag V2G und Strommarktdesign (Bidding Zone Review) sind mir noch drei Aspekte eingefallen. Vielleicht helfen diese Punkte bei der Podcastplanung:

1. Komplexität & Expertenrat

Die Wechselwirkung zwischen Netzphysik, Redispatch-Kosten und Marktgebotszonen ist kontraintuitiv und technisch anspruchsvoll. Es besteht die Gefahr, dass man sich in „Stammtisch-Lösungen“ (z. B. „einfach mehr Leitungen bauen“) verliert. Empfehlung: Ladet hierzu eine absolute Expertin oder einen Experten ein. Zwei Ideen meinerseits:

  • Prof. Lion Hirth (Hertie School / Neon) hat im Ariadne-Projekt intensiv zu den Auswirkungen der Gebotszonenteilung geforscht. Er kann sehr verständlich erklären, warum einheitliche Preise physikalischen Unsinn darstellen.
  • Prof. Tom Brown (TU Berlin) modelliert europäische Energiesysteme und kann belegen, wie viel günstiger ein System mit lokalen Preissignalen wäre. Er war beispielsweise bei dem Podcast fossilfrei zu Gast und hat dort unter anderem über diese Thematik gesprochen.

2. Wirtschaftsbooster für Ostdeutschland (Standortpolitik)

Eine Aufteilung der Preiszonen (oder Nodal Pricing) würde im windreichen Nordosten Deutschlands zu dauerhaft niedrigeren Strompreisen führen.

  • Aktuell zahlen Verbraucher in Brandenburg oder Mecklenburg-Vorpommern oft die höchsten Netzentgelte, weil dort die Windräder stehen, profitieren aber nicht vom günstigen Windstrom (da Einheitspreis an der Börse).
  • Die politische Dimension: Günstiger Industriestrom wäre ein massiver Standortvorteil für den Osten. Das könnte Neuansiedlungen fördern und als konkreter wirtschaftlicher Vorteil der Energiewende vor Ort wahrgenommen werden. Das wäre ein potenzielles Gegenmittel zur Unzufriedenheit und Zustimmung zu populistischen Parteien in diesen Regionen.

3. Fairness bei den Netzentgelten

Das aktuelle System wird oft als ungerecht empfunden: Regionen mit viel Erneuerbaren-Ausbau haben hohe Netzkosten (für den Anschluss der Anlagen), zahlen aber den gleichen Börsenstrompreis wie der verbrauchsstarke Süden.

  • Ein möglichst kleinteiliger Zonensplit würde diese Fairness wiederherstellen: Wer den Wind vor der Haustür hat und das Netz belastet, bekommt dafür im Gegenzug deutlich günstigere Energiepreise.
  • Das wäre ein wichtiges Signal für die Akzeptanz der Energiewende: „Wir haben die Windräder, dafür haben wir auch den billigen Strom.“

Das Thema eignet sich hervorragend, um nicht nur über E-Autos zu sprechen, sondern über die große Frage: Wie verteilen wir Kosten und Nutzen der Energiewende fair und effizient?

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Du sprichst einen Punkt an, der intuitiv logisch klingt („Mehr Nutzung gleich mehr Verschleiß“), aber technisch bei modernen Lithium-Ionen-Akkus oft genau andersherum funktioniert. Die Sorge um die Zyklenfestigkeit basiert häufig auf Missverständnissen der Zellchemie.

1. Kalendarische vs. Zyklische Alterung
Es gibt zwei Arten der Alterung, und für ein Auto, das 95 % der Zeit steht, ist die erste oft entscheidender:

  • Status Quo (Dumm laden): Das Auto wird nach Ankunft sofort auf 80 % oder 100 % geladen und steht dann herum. Hohe Ladestände (hohe Spannung) sind Stress für die Zellchemie und beschleunigen die kalendarische Alterung massiv.
  • Smartes Laden/V2G: Der Algorithmus hält den Akku die meiste Zeit in einem „Wohlfühlbereich“ (z. B. um die 50 %) und lädt erst kurz vor der geplanten Abfahrt voll.
  • Effekt: Studien zeigen, dass die Reduktion der kalendarischen Alterung den Verschleiß durch die zusätzlichen V2G-Zyklen oft komplett ausgleicht oder die Lebensdauer der Batterie in Summe sogar verlängert.

2. Die Art der Zyklen
Deine Annahme, dass „kleinere Zyklen meist verschleißintensiver“ seien, ist chemisch nicht korrekt.

  • Fakt: Für Lithium-Ionen-Zellen sind flache Zyklen (Micro-Cycles, z. B. Pendeln um 50 % SoC) wesentlich schonender als tiefe Zyklen (0 % auf 100 %). Der Verschleiß verhält sich nicht linear zum Energieumsatz.
  • Netzdienlichkeit: Oft geht es bei der Netzstabilisierung nur um kurzzeitige Leistungsabgabe, also sehr kleine Energiemengen, nicht um 3 bis 4 volle Zyklen pro Woche.

3. Fazit
Wir müssen keine Angst um die Batterie haben. Wenn der Algorithmus stimmt (Vermeidung hoher Ladestände bei Stillstand), ist V2G eher Batteriepflege als zusätzlicher Batterieverschleiß. Natürlich muss extremer Arbitrage-Handel (täglich voll laden und entladen für Profit) vergütet werden. Aber die typische netzdienliche Nutzung zur Spitzenkappung fällt im „Rauschen“ der normalen Alterung kaum ins Gewicht oder wirkt sogar lebensdauerverlängernd.

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Bitte versuch doch Texte ohne Copilots zu schreiben. Redirigieren ist ja okay, aber deine Beiträge sind schon hart an der Grenze.

Jo, diese Unterscheidung gibt es. Da ein Auto aber doch regelmäßig bewegt und nachgeladen wird, spielt die kalendarische Alterung keinen soo großen Effekt. Es ist ja nun nicht so, dass diese 95% Standzeit bedeuten, dass ein Auto 345 Tage am Stück steht und 20 Tage am Stück fährt. Die meisten Autos werden täglich bewegt. Eine Bewegung seltener als 1 mal pro Woche ist eine krasse Ausnahme und sollte eher dazu führen, Angebote zu finden um diese Leute zum Verzicht auf ein eigenes Auto zu bewegen.

Es wäre daher nett wenn du die entsprechenden Studien, die belegen, dass durch V2G Laden die Lebensdauer von E-Auto Akkus verlängert werden kann, hier auch verlinkst.

Da hat dein Copilot mich falsch verstanden. Mir ging es darum, dass beim V2G üblicherweise nur ein Ladebereich von let’s say 30-100% zur Verfügung steht, denn der Nutzer will im Notfall vielleicht doch spontan ins Krankenhaus wenn das Kind böse von der Schaukel gefallen ist.

Üblicherweise trägt das Aufladen niedrigerer Ladeprozente aber weniger zur Zellalterung bei als das Laden höherer Ladeprozente. Im Klartext, wenn V2G 20 % Kapazität einspeichern muss, dann führt der Zyklus 70-90% zu einer höheren Alterung als der Ladezyklus 20-40%. Gerade die unteren Prozente müssten aber geschützte Kapazität sein, um einen notwendigen Spontaneinsatz zu ermöglichen.

Das ist erstmal eine Behauptung. Ich rechne ganz im Gegenteil mit einer recht intensiven Nutzung von V2G, um unsere Netze zu entlasten. Du schriebst selbst initial, dass unsere Netzleistung sehr begrenzt ist. Daher wäre es nur sinnvoll lokale private Speicher in direkter Nähe zum Verbraucher, also auch Autos, jederzeit anzuzapfen wenn bspw. ein industrieller Großverbraucher eine Kampagne startet, statt den sprunghaft ansteigenden Leistungsbedarf von 50 km entfernten Gaskraftwerken oder Norddeutschen WKA durchs Netz in den Süden zu pressen. Die Autos könnten schließlich anschließend langsam wieder mit passender Leistung geladen werden.

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Wird vermutlich alleine wegen Bayern und BaWü nie kommen und ich weiß nicht, ob es sinnvoll ist, diese Diskussion noch zu führen. Gibt auch viele Experten und vor allem auch Übertragungsnetzbetreiber, die dies ablehnen und den Mehrwert gegenüber dem Aufwand nicht sehen.

Sowas müssen Netzbetreiber meines Wissens schon verpflichtend in einer von 3 Varianten anbieten. Reicht das als Anreiz und für Netzdienlichkeit nicht aus (Smart Meter ist Pflicht)

Die neue § 14a-Regelung des EnWG bietet drei Optionen zur Reduzierung der Netzentgelte:

  • Modul 1: Pauschale Reduzierung des Netzentgelts

  • Modul 2: Prozentuale Reduzierung des Netzentgelts

  • Modul 3: Zeitabhängige Netzentgelt zur Reduzierung von Netzspitzen anhand von 3 verschiedenen Preisniveaus im Tagesverlauf

Das halte ich für zu hoch gegriffen. Aber seis drum. Hinzu kommen ja auch noch Wärmepumpen, wenn du beim Winter Szenario bleibst. Wobei da abends oft Wind weht, also eher das Dunkelflauten Szenario. Zeigt nur wieder, wieso wir weniger Auto fahren sollten :wink: Fahrrad als Zukunft

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Gelöscht.

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Hallo in die Runde,

danke für das kritische Feedback und die neuen Quellen.

@Leopold1: Danke für den Hinweis auf die RWTH-Studie. Das ist ein wichtiger Punkt.
Ich habe mir dazu noch ein weiteres, sehr aktuelles Paper angesehen: Sagaria et al. (2025).

Deren Daten für ein 2030-Szenario erlauben eine Abschätzung:

  • Verlust an Lebensdauer: Durch V2G erreichen die Batterien das „End of Life“ (80 % Kapazität) etwa 1,5 Jahre früher als ohne V2G (Rückgang von ca. 9,9 auf 8,5 Jahre bei durchschnittlicher Nutzung).

  • Monetärer Schaden: Die Studie beziffert die notwendige Kompensation für diesen Verschleiß (plus Infrastrukturkosten) auf ca. 1.300 € bis 1.700 € über die Lebensdauer.

  • Pro Jahr: Das sind also rund 150-170 € Kosten pro Jahr, die man von den V2G-Erlösen abziehen muss.

Wenn man bedenkt, dass V2G-Erlöse oft auf 400-700 € geschätzt werden, bleibt zwar ein Plus, aber die Marge sinkt entsprechend. Deshalb bleibe ich bei meiner Einschätzung, die ich hier im Forum schon im Juni 2024 vertreten hatte: V1G mit smarten Marktsignalen ist der eigentliche „Sweet Spot“.

Es verursacht quasi keine Zusatzkosten, benötigt keine teure Bi-Di-Wallbox und hebt trotzdem einen Großteil des Flexibilitäts-Potenzials für das Netz. Volkswirtschaftlich ist V1G der „No-Regret-Move“.

@HokusPokus1: Zu deinem „Copilot“-Kommentar: Klar nutze ich das. Die Gedanken und Argumente sind meine, aber Formulierung gebe ich inzwischen gerne an die KI ab. Die tippt schneller und strukturierter als ich. Der Inhalt zählt trotzdem.

Zu den technischen Details der Batteriealterung verweise ich auf die Antwort an Matder. Aber: Auch für V1G ist es entscheidend, dass die Preissignale stimmen. Und da sind wir wieder beim Marktdesign.

@longfellow: Du hast recht, aktuell sieht es politisch düster aus für Preiszonen. Aber: Die Haltung der ÜNB ist da nicht so uniform, wie es nach außen scheint. Öffentlich müssen sie der politischen Linie folgen. Intern wissen die Ingenieure aber genau, dass sich Physik nicht per Gesetz austricksen lässt: Die „Kupferplatte“ treibt den Redispatch-Aufwand in die Höhe und bringt die Systemführung ans Limit.

Genau deshalb ist es so wichtig, dass reichweitenstarke Formate wie die „Lage“ das Thema aufgreifen. Solange die breite Öffentlichkeit nicht versteht, dass die physikalische Illusion der „Kupferplatte“ uns alle jährlich Milliarden an Netzentgelten kostet, fehlt der Druck für echte Reformen. Gerade die pauschalen Aussagen der Union zum Erhalt der Einheitszone sollten nicht unkommentiert bleiben. Nur wenn die Vorteile einer Reform (sinkende Systemkosten, faire Standortfaktoren) in der Bevölkerung verstanden werden, wird das Thema überhaupt politisch umsetzbar.

Zu den 161 GW: Klar ist das eine Zuspitzung. Aber selbst wenn wir den PKW-Bestand halbieren (was wünschenswert wäre) ändert das an der Aussage nichts. Und wie du schon richtig sagst, kommen Wärmepumpen und die Elektrifizierung der anderen Sektoren ja noch obendrauf. Das physikalische Grundproblem bleibt also.

Und zu deinem Punkt bezüglich § 14a / Netzentgelte: Ich war mir nicht sicher, ob der Satz „Reicht das nicht aus…“ als Frage oder Feststellung gemeint war. Als Feststellung stimme ich dir zu: Für die lokale Netzdienlichkeit ist Modul 3 ein starker Anreiz und absolut sinnvoll.
Falls es als Frage gemeint war, verweise ich auf meine Erklärung im ersten Post: Das lokale Signal (§ 14a) löst das überregionale Problem leider nicht. Ein lokales Netzentgelt-Signal in Bayern „sieht“ nicht, dass die Höchstspannungsleitung in Hessen gerade dicht ist. Das Auto lädt also fleißig billigen Windstrom (börslich), der physikalisch gar nicht ankommt. Dafür bräuchten wir die Preiszonen.

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Das stimmt wohl technisch. Guter Punkt.

Ich bin eher auf der Argumentationsseite von Claudia Kemfert unterwegs.

  • Strompreiseffekte durch Preiszonen sind zu gering, um Industrie zum Verschieben/Flexibilisierung oder EE Ausbau anzureizen
  • Besser einheitliche Netzentgelte schaffen, die zu Reduzierung im Norden und Anstieg im Süden führen würde
  • Mehr Windausbau im Süden schließt die Stromlücke, die zu Redispatch führt
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V2G könnte spannend sein. VW bspw erlaubt eine bestimmte kWh Menge für V2X im id4. Ich bin mir noch unsicher ob das Sinn macht. Erstens die ganzen Verluste, zweitens eine neue wallbox, drittens der Akku des Autos.. ob dann V2H oder Grid ist dann erstmal egal.

Echte Smart Meter mit dynamischen Preisen würde schon viel helfen, aber die meisten Stadtwerke brauchen da wohl noch Jahrzehnte…

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Ich bin oft bei Claudia Kemfert und schätze sie als progressive Stimme sehr. In diesem Punkt greift ihre Argumentation aus meiner Sicht jedoch zu kurz. Sie unterschätzt die Lenkungswirkung relativer Preise, insbesondere wenn man nicht nur über eine grobe Nord-Süd-Teilung spricht, sondern über einen granulareren Zuschnitt mit mehreren Zonen.

1. Das Preissignal hat zwei Dimensionen: räumlich und zeitlich

Kemfert argumentiert häufig, dass die Preisunterschiede einer groben Zweiteilung zu klein seien, um eine relevante Lenkungswirkung zu entfalten. Das mag für bestehende Standorte stimmen, die nicht kurzfristig reagieren. Für mich ist das aber eher ein Argument gegen eine grobe Zweiteilung und für eine kleinteiligere Teilung, bei der Engpässe und lokale Überschüsse stärker in Preisunterschieden sichtbar werden.

Für neue Flexibilitäten muss man sauber trennen:

a) Räumliche Preisdifferenz (Preisgefälle zwischen Zonen)

Bei Elektrolyseuren und anderen neuen Großlasten spielt die räumliche Preisdifferenz eine Rolle, weil sie die langfristige Standortattraktivität abbildet: Wo ist Strom systematisch häufiger günstig, weil viel EE verfügbar ist und Engpässe die Abfuhr begrenzen? Das ist ein Investitionssignal, nicht nur ein Operativsignal.

b) Zeitlicher Spread (Intraday-Preisspanne über den Tagesverlauf)

Für Batterien und V1G ist meist nicht das durchschnittliche Preisniveau entscheidend, sondern die zeitliche Preisspanne: sehr niedrige Preise zum Laden versus hohe Preise zum Entladen. Das ist das klassische Arbitragesignal.

Und hier kommt die Granularität der Zonen wieder ins Spiel:

  • In Regionen mit viel Wind und PV kann der zeitliche Spread besonders groß werden, wenn lokale Überschüsse zu sehr niedrigen (teils negativen) Preisen führen und Knappheitssituationen, etwa bei Dunkelflaute, zu hohen Preisen.
  • Granularere Zonen können solche Effekte sichtbarer machen und verstärken, weil Engpässe weniger durch großräumiges Netting geglättet werden.

Unterm Strich: Für Batterien und V2G ist der zeitliche Spread das direkte Erlössignal. Die räumliche Preisdifferenz bleibt trotzdem relevant, weil sie beeinflusst, wie oft und wie stark solche zeitlichen Spreads lokal auftreten und damit, wo sich Flexibilität systemisch sinnvoll ansiedelt.

2. Relativ günstiger statt absolut teurer

Es geht nicht darum, dass Strom in Bayern zwangsläufig massiv teurer werden muss. Ziel von Preiszonen ist vor allem, ineffiziente Engpasskosten zu reduzieren. Diese Kosten werden heute systemweit sozialisiert.

Entscheidend ist daher nicht primär das absolute Preisniveau im Süden, sondern dass der Norden relativ günstiger wird.

Das ist kein Bestrafen des Südens, sondern die Auflösung eines impliziten Quersubventionsmechanismus. Regionen mit günstigen Erzeugungsbedingungen erhalten wieder einen Standortvorteil, der aktuell durch die Einheitszone nivelliert wird.

3. Politischer Handlungsdruck

Ohne differenzierte Preissignale fehlt im Süden ein ökonomischer Anreiz, politische Widerstände gegen den Windkraftausbau ernsthaft zu adressieren. Warum sollte man politisch unpopuläre Entscheidungen treffen, wenn der Strompreis dank Einheitszone unabhängig vom eigenen Ausbau gleich bleibt?

Erst wenn Strompreise regional sichtbar divergieren, etwa wenn Strom in München dauerhaft höher notiert als in Hamburg, entsteht realer Druck, die eigene Ökostromlücke zu schließen, um das Preisniveau wieder anzugleichen.

Die Gebotszonenteilung ist dafür kein Selbstzweck, sondern ein Mechanismus, der diesen Druck erzeugt. Der EU-rechtlich angestoßene Review-Prozess, mit ACER als Taktgeber der Methodik, eröffnet hier eine reale Chance. Der reine Appell „Baut mehr im Süden“ hat dagegen seit Jahren kaum Wirkung gezeigt.