Für viele Anlagenbetreiber liegt es auf der Hand, ihre Wind- oder Photovoltaik-Anlage mit Ladeinfrastruktur auszustatten, weil sich dadurch Erlöse steigern lassen. Directcharge, ein im November 2021 gegründetes Start-Up, bietet Betreibern geeigneter Anlagen durch ein standardisiertes Vertragsmodell eine nach eigener Aussage unkomplizierte Möglichkeit, sich zeitnah eine Schnellladeinfrastruktur aufbauen zu lassen.
Der Betreiber stellt die Fläche zur Verfügung und sorgt für einen barrierefreien Zugang. Directcharge schließt mit ihm einen Stromliefervertrag (PPA, Power Purchase Agreement) ab. “In der Regel erhalten sie für den Ladestrom eine Vergütung von mehr als 12 Cent pro Kilowattstunde”, sagt Christian Müller-Elschner, Geschäftsführer von Directcharge. Das sei für viele Anlagenbesitzer ein finanzieller Vorteil im Vergleich zur Direktvermarktung mit Marktprämie oder bei einem Zuschlag in einer Ausschreibung. Das Unternehmen kümmert sich in der Rolle als CPO (Charge Point Operator) und als EMSP (e-Mobility Service Providers, Dienstleister für Elektromobilität) um den Aufbau, die Finanzierung, die Installation und auch den technischen und kaufmännischen Betrieb der Ladeinfrastruktur.
Photovoltaik-Betreiber können sich an Ladegesellschaft beteiligen
Wenn Anlagenbetreiber selber in die Ladeinfrastruktur investieren wollen und, anders als im Rundum-Paket, nur einen Teil der Aufgaben abgeben wollen, ist das auch möglich. “Wir bieten ihnen die Möglichkeit, sich an der Betreibergesellschaft für die Ladeinfrastruktur zu beteiligen”, sagt Müller-Elschner. Sie seien frei in der Entscheidung, wie viel sie in die Gesellschaft investieren wollen.
pv magazine Marktübersicht Wallboxen und Ladesäulen
Die pv magazine Produktdatenbank Wallboxen und Ladesäulen hilft bei der Wahl der Produkte. Wir listen über 200 Produkte von mehr als 50 Anbietern und fragen insbesondere Spezifikationen ab, die für die Einbindung in das Energiemanagement im Zusammenhang mit Photovoltaik relevant sind.
Auf der Übersichtsseite zur Produktdatenbank finden Sie auch Hinweise zu den Hintergrundberichten, die wir jeweils in den Novemberausgaben mit Schwerpunkt Ladeinfrastruktur veröffentlichen.
Durch ihre Anteile profitierten Betreiber neben dem Stromverkauf für rund 12 Cent zusätzlich noch vom Gewinn der Projektgesellschaft. “Durch die Kombination des Verkaufs von Ladestrom, der Einsparung von Umlagen und Abgaben sowie dem Handel der THG-Quoten kann sich ein Ladestandort mit drei HPC-Schnellladern und sechs Ladepunkten an einem fünf Megawatt großen Photovoltaik-Park an einer Autobahnausfahrt bereits nach sechs Jahren amortisieren”, sagt Müller-Elschner.
Die Projektsteuerung übernimmt Directcharge als Dienstleister. “Die Assets liegen in der Projektgesellschaft und wir managen das Kaufmännische”, sagt Müller-Elschner. “Unser Modell ist standardisiert, wir haben immer gleiche Betreiber- und Beteiligungsverträge, sodass es keine lange Diskussionen gibt“. Das soll die Umsetzungszeit verkürzen.
Ladepreise zwischen 45 und 51 Cent pro Kilowattstunde
Der Verkaufspreis des Ladestroms wird nach Aussage von Müller-Elschner in Absprache zwischen dem Anlagenbetreiber und der Projektgesellschaft festgelegt. Er liege derzeit in der Regel zwischen 45 bis 51 Cent pro Kilowattstunde am Schnelllader. Der Preis setzt sich aus mehreren Bestandteilen zusammen: den Kosten für den Solarstrom, circa 35 Cent als Durchschnittspreis für einen Grünstromtarif für den Fall, dass die Erneuerbare-Energien-Anlage nicht genügend Strom liefert, den Kosten und dem anvisierten Gewinn der Projektgesellschaft und der Mehrwertsteuer sowie der Stromsteuer bei größeren Anlagen.
In die Kalkulation fließt auch ein, welcher Anteil des Ladstroms voraussichtich aus der Windkraft- oder Photovoltailk-Anlage erbracht werden wird und damit günstiger ist. Directcharge hat dafür ein Simualtionstool entwickelt, das für für jeden Standort eine Abnahmemenge errechnet.
Directcharge arbeitet, so Müller-Elschner, auch daran, ein wetterbasiertes Pricing umzusetzen. “Wenn zum Beispiel eine lange Wind- oder Sonnenphase herrscht, könnten wir dann den Strom zeitweise für rund 35 Cent pro Kilowattstunde anbieten”, sagt er. “Um keine Verluste einzufahren, brauchen wir dazu eine sehr präzise lokale Wettervorhersage“. Zudem entwickle das Unternehmen Konzepte, Batteriespeicher einzusetzen. “Im Moment rentiert sich das noch nicht”, sagt Müller-Elschner.
Bezahlen können Ladekunden mit den gängigen Zahlungsmitteln. “Alle Ladesäulen sind eichrechtskonform und mit einem EC-Kartenterminal ausgestattet”, sagt Müller-Elschner. Wer eine Rechnung braucht, müsse sich dafür in der Directcharge Lade-App registrieren. Auffindbar sind die öffentlichen Ladepunkte über die Karten, die auf die Ladesäulenkarte der Bundesnetzagentur zugreifen, die Directcharge Lade-App und über die gängigen Mapping-Systeme, wie zum Beispiel Going-Electric oder Cirrantic.
Schnellladen auch für Bewohner von Mehrfamilienhäusern
Damit sich das Geschäftsmodell von Directcharge lohnt, muss der Anteil erneuerbarer Energien am Standort groß genug sein. “Jeder, der eine größere Photovoltaik-Anlage oder einen Windpark ab vier Megawatt hat, ist ein spannender Projektpartner für uns”, sagt Müller-Elschner. Am Ende spiele aber auch die Verkehrsfrequenz an einem Standort eine Rolle. Die Nähe zu Autobahnausfahrten sei verständlicherweise hilfreich. Doch auch in suburbanen Gegenden seien Flächen für eine Erschließung zur dezentralen Energieversorgung interessant. “Wir wollen bezahlbares Schnellladen auch in den ländlichen Raum für Bewohner von Mehrfamilienhäusern bringen, die sonst vielleicht überhaupt keine Möglichkeit haben, mal eben schnell ihr Auto nachzuladen”, sagt Müller-Elschner.
Die Einschätzung zu den sinnvollen Standorten teilt auch Hans Urban, Berater für Photovoltaik und Elektromobilität: “Für DC-Laden wäre die Lage an Schnellstraßen ideal, aber auch in den Städten werden DC-Charger durchaus angenommen, weil dort Autos oft nicht zu Hause geladen werden können”. Für AC-Laden, das meist längere Ladezeiten erfordert, findet Urban eine Lage mit “Destinations”, wie zum Beispiel Einkaufsmöglichkeiten, am Bahnhof oder beim Arbeitgeber ideal. “Immer dort, wo man mindestens ein paar Stunden parkt”, sagt er.
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Keine Ahnung, ob das marktwirtschaftlich heute schon in der Breite möglich ist, aber für mich drängt sich da das zugrundeliegende Geschäftsmodell auf. An geeigneten (hoch frequentierten) Standorten nahe Wind- oder Solarparks Batterie-Pufferspeicher hinstellen, mit dem Strom auf dem Regelmarkt handeln und ihn gleichzeitig lukrativen Schnellladern in einem größeren Ladepark „nebenan“ anbieten. Das eröffnet alle wirtschaftlichen Möglichkeiten im Wechselspiel des lokalen Batteriespeichers, des Netzes und des Direktverbauches des Parks (bidirektional) Geld zu verdienen. Der Ladepark Hilden macht das meines Wissens heute schon so und er macht Gewinne damit.
Ein eigenes Energiemanagement erlaubt dann, immer den aktuell wirtschaftlichsten Weg zu gehen, da könnte zum Beispiel das Schnellladen auch aus Puffern in der Sommernacht mit besonderen Angeboten belegt werden. In Zukunft mit Megawattchargern und LKWs kann dieses Geschäftsfeld für „wirklich“ ordentlich Output noch beliebig erweitert werden. Cool wären (ähnlich wie heute bei Tankstellen) dynamische Preise mit stündlich wechselnden Preistafeln je nach Verfügbarkeit des regenerativen Stromes nebenan vom Windpark oder der PV Fläche… alles möglich, wenn das weitere Geschäftsfeld des Handels mit der Energie im Netz unabhängige Einnahmen verspricht.
Die Preise für Batteriespeicher sind ordentlich gefallen und so langsam müsste so etwas doch wirtschaftlich interessant werden… Ist es dafür noch zu früh und rechnet es sich noch nicht? … sind die gesetzlichen Regelungen mit zu hohen Abgaben noch nicht so weit? … stehen die Vorgaben und Bestimmungen für lokale Leitungen zum Ladepark und/oder für den bidirektional vergüteten Energietransfer ins Netz heute noch im Wege?
Kann ja sein, dass das Laden der Akkus in Sommer halbwegs funktioniert. wenn die Akkus und die PV Anlage entsprechend dimensioniert ist. Aber in 5 Monaten im Jahr funktioniets garantiert nicht. Dann ist die Ladestation ein normaler Verbraucher im Netz, der Mangels Angebotsübergang EE von fossilen Kraftwerken bedient werden muss. Daran ändert auch ein Stück Papier nichts, das was anderes bescheinigt. Und dann wird mit Strom geladen, der netto 0.81 kg CO2 je kWh mitbringt. Brutto sind das sogar noch 0 % mehr. Diese Marginalbetrachtung wurde auch lange Zeit von der BNA sinvertreten. Inzwischen wurde diese Wahrheit von der Politik verboten. Eautos fahren emlmissionsfrei und Tanken zum Strommix. Technisch geht das gar nicht. Getankt wird immer von dem KW, das den Stromerzeugern real erzeugen und das ist immer ein fossiles. Und zwar so lange Bus ein Leistungsüberschuss an EE vorhanden ist. Im Winter also nie!
Keine Ahnung, wie Sie darauf kommen, dass es nur PV gibt. Sie blenden überschüssigen Windstrom, „gerade“ im Winter aus dem Netz komplett aus… warum? … und warum soll es nicht auch Ladeparks geben, die neben einem Windpark liegen und dann aus dem Netz die Sonne einfangen? … und was wäre erst, wenn PV-Fläche und Windkraft direkt nebeneinander vorlägen?
Selbstverständlich ist hier das Geschäftsmodell nicht nur der lokale PV- oder Windstrom, genauso können die Puffer 24 Stunden am Tag für Regelleistung aus und zum Netz verwendet werden. Das ist ein Geschäftsmodell völlig unabhängig von regenerativen Energien, wenn es einfach nur um die Vermeidung von teurer Spitzenlast in den Morgen- und Abendzeiten geht.
Das bringt money und es glättet das Netz… und je mehr das machen, desto weniger Kraftwerksleistung braucht es im Jahr. Mit immer mehr Überschüssen rechnet sich irgendwann in den Dreißigern auch die Wandlung in H2. Ist eigentlich ziemlich simpel…