EV-Ladeparks mit Batteriespeicher: Schnellladen ohne Netzausbau

Immer mehr E‑Fahrzeuge brauchen kurze Ladezeiten, gleichzeitig stoßen Netzanschlüsse an Grenzen: Das führt zu teuren Aufrüstungen von Transformatoren und Leitungen. Für Fahrer heißt das konkret: An manchen Autobahnrasthöfen bleibt die volle Ladeleistung aus, weil der Netzanschluss zu klein ist. Ein Batteriespeicher im Ladepark kann diese Lücke schließen. Er lädt günstig aus dem Netz oder aus lokal erzeugtem Strom und gibt die Energie dann schnell an mehrere Fahrzeuge weiter. Damit lässt sich oft die geforderte Ladeleistung bereitstellen, ohne sofort umfangreichen Netzausbau zu betreiben.

Dieser Text zeigt, wie solche Systeme technisch funktionieren, welche Beispiele es aus der Praxis gibt und worauf Betreiber achten müssen, damit ein Speicher wirtschaftlich und dauerhaft funktioniert. Die Darstellung bleibt grundlegend und praxisnah, damit Betreiber, Kommunen und interessierte Leser die wichtigsten Entscheidungen besser einschätzen können.

Ein battery-buffered Ladepark kombiniert drei Kernkomponenten: Schnellladepunkte (DC‑Lader), einen stationären Batteriespeicher (BESS) und eine Steuerungseinheit inklusive Wechselrichtern und Batteriemanagementsystem (BMS). Wenn mehrere Fahrzeuge gleichzeitig sehr hohe Leistungen fordern, liefert der Speicher einen Teil der Leistung direkt an die Ladesäulen, während er sich im Hintergrund wieder aus dem Netz oder aus lokalem PV‑Strom auffüllt.

Kurz erklärt: Das Batteriemanagement überwacht Ladezustand (State of Charge, SoC), Temperatur und Lastprofile. Die Steuerung entscheidet, ob die Leistung sofort aus dem Netz oder zuerst aus dem Speicher kommt. Häufige Strategien sind Peak‑shaving (Lastspitzen abfangen) und zeitversetztes Laden (zwischen Ladewellen auffüllen). Ein BESS ist also kein Ersatz für Energie‑lieferung, sondern ein Leistungspuffer: Es stellt kurzzeitig Leistung bereit und verteilt die Energieflüsse so, dass die Netzanbindung nicht überlastet wird.

Batteriespeicher wirken wie ein kurzfristiger Reservetank: Sie geben schnell hohe Leistung ab und füllen sich in ruhigeren Phasen wieder auf.

Eine einfache Faustregel für die Dimensionierung gibt es nicht; üblich sind jedoch unterschiedliche Größenordnungen je nach Standorttyp. Die Tabelle unten fasst typische Bandbreiten zusammen, die in Studien und Pilotprojekten genannt werden. Genaue Werte müssen auf Basis realer Ladeprofile berechnet werden.

Diese Werte sind als Orientierung zu verstehen; sie beruhen auf aggregierten Angaben aus Fachliteratur und Pilotberichten. Für eine belastbare Planung sind realistische Nutzerprofile (Ladeereignisse pro Tag, typische Verweildauer) und lokale Netzparameter nötig.

In Europa gibt es inzwischen mehrere Pilotprojekte, die den Betrieb battery‑buffered Ladesysteme erproben. Ein oft zitiertes Beispiel ist ein Pilot in den Niederlanden, bei dem ein 350 kWh Speicher mit zwei 175 kW DC‑Ladern gekoppelt wurde, um Netzanschlusskosten zu vermeiden und Peak‑Shaving zu testen. Große Betreiber erweitern parallel ihr Angebot an Hochleistungs‑Ladeparks; dort sind Speicher eine Option, aber nicht überall instantan eingebaut worden.

Aus Pilotberichten lassen sich einige praktische Hinweise ableiten: Für Hochleistungs‑Parks mit vielen gleichzeitigen Ladevorgängen sind höhere Speicherenergien und starke Wechselrichter nötig. In mittleren Standorten reicht oft ein kleinerer Puffer, gekoppelt mit intelligenter Steuerung und gegebenenfalls lokal erzeugtem PV‑Strom. Einige Betreiber haben Kooperationen mit Batterieherstellern getestet, andere setzen zunächst auf Lastmanagement allein.

Wichtige Praxisfragen, die Piloten beantworten sollen, sind: Wie groß ist die tatsächliche gleichzeitige Nutzung (simultane Ports)? Wie schnell degradiert die Batterie bei Hochleistungszyklen? Und wie verhält sich das System wirtschaftlich bei verschiedenen Strompreisen und Anschlussgebühren? Viele veröffentlichte Projektinformationen sind headline‑orientiert; vollständige technische Finalreports mit Messdaten bleiben seltener verfügbar, weshalb Betreiber und Auftraggeber auf umfassende Messprogramme achten sollten.

Technisch sinnvoll sind Standards für Kommunikation (z. B. OCPP, ISO 15118) und klare Messprotokolle: Nur damit lassen sich Ergebnisse vergleichen und Sizing‑Empfehlungen verallgemeinern. Für Planer bedeutet das: Pilotdaten anfordern, genaue Lastprofile erheben und Betriebsstrategien testen, bevor eine großflächige Rollout‑Entscheidung getroffen wird.

Chancen: Batteriespeicher reduzieren kurzfristig die notwendige Netzanschlussleistung und können so teure Investitionen in Transformatoren und Leitungen vermeiden. Sie erhöhen die Verfügbarkeit von Ladeleistung, ermöglichen bessere Integration von lokal erzeugtem Strom (z. B. PV) und können perspektivisch zusätzliche Erlösquellen eröffnen, etwa durch regelbare Lastflexibilität für das Netz.

Risiken und Grenzen: Ein Speicher kostet Geld, hat begrenzte Lebensdauer und verliert mit jeder Zyklung Kapazität. Häufige Hochleistungszyklen beschleunigen die Degradation; deshalb sind passende Betriebsstrategien (begrenzte DoD, Temperaturkontrolle) wichtig. Ökonomisch hängt die Rentabilität stark von Anschlusskosten, Stromtarifen, Förderprogrammen und der Nutzungshäufigkeit ab.

Studien und Analysen nennen mögliche Peak‑Reduktionen; als Richtwert werden in der Fachliteratur oft 30–80 % genannte Werte für die Spitzenminderung – diese Angabe stammt aus Analysen früherer Studien und ist älter als zwei Jahre, daher sollte sie für konkrete Projekte durch aktuelle Pilotdaten validiert werden. Entscheidend ist: Je häufiger ein Ladepark ausgelastet ist, desto eher amortisiert sich ein Speicher; bei sehr geringer Nutzung bleibt er oft unwirtschaftlich.

Regulatorische Hürden spielen ebenfalls eine Rolle: Die Verrechnung von Speicherleistung, Marktrollen für Netzdienstleistungen und lokale Vorgaben zur Netzanmeldung können das Geschäftsmodell beeinflussen. Für Betreiber ist es deshalb sinnvoll, frühzeitig Netzbetreiber und Aufsichtsbehörden einzubinden.

Drei Entwicklungen dürften in den nächsten Jahren die Rolle von Batteriespeichern in Ladeparks prägen: sinkende Batteriekosten, verbesserte Steuerungssoftware und Standardisierung bei Kommunikation und Messung. Sinkende Produktionskosten machen größere Pufferspeicher wirtschaftlicher; besseres Energiemanagement erhöht die Lebensdauer und erlaubt Revenue‑Stacking, also die Kombination von Laderlösen mit Erlösen aus Netzdienstleistungen.

Ein weiteres Szenario betrifft Second‑Life‑Batterien: Gebrauchte Fahrzeugbatterien können in stationären Speichern kostengünstig weiternutzen werden, solange Sicherheits- und Leistungsanforderungen erfüllt sind. Das senkt Investkosten, bringt aber Unsicherheiten bei Lebensdauer und Garantiebedingungen mit sich.

Für Städte und Kommunen lohnt sich die Frage, ob Ladeparks als modulare Infrastruktur geplant werden: Kleine, erweiterbare Speicher erlauben schrittweises Wachstum und begrenzen Anfangsinvestitionen. Betreiber sollten Pilotdaten, Standardprotokolle (z. B. OCPP, ISO 15118) und klare Metriken zur Bewertung fordern. Auf politischer Ebene können Förderprogramme und angepasste Netzentgeltstrukturen die Wirtschaftlichkeit erheblich verbessern.

Kurzfristig ist das wichtigste Ziel: Pilotdaten sichtbar, vergleichbar und offen publiziert zu machen. Nur so entstehen belastbare Sizing‑Regeln und verlässliche Geschäftsmodelle für battery‑buffered Ladeparks.

Batteriespeicher für Schnellladen sind eine pragmatische Antwort auf das Ziel, hohe Ladeleistungen verfügbar zu machen, ohne den Netzausbau sofort zu erzwingen. Sie bieten klare technische Vorteile als Leistungspuffer und können die Systemverfügbarkeit erhöhen. Ob ein Speicher wirtschaftlich ist, hängt jedoch von Standort, Anschlusskosten, Nutzungshäufigkeit und Förderbedingungen ab. Realistische Planung erfordert Messdaten aus Piloten, standardisierte Kommunikationsprotokolle und eine Betriebsstrategie, die Batteriezyklen reduziert. Mit diesen Voraussetzungen können Ladeparks mit Pufferspeichern ein wichtiges Instrument werden, um die Ladeinfrastruktur schneller und kosteneffizienter auszubauen.