Electric Vehicle Charging Infrastructure (EVCI)

Die Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge (Electric Vehicle Charging Infrastructure, EVCI) umfasst das gesamte Netzwerk aus physischer Hardware, Softwaresystemen und Netzanschlüssen, das benötigt wird, um Elektrofahrzeuge (EVs) an öffentlichen und halböffentlichen Ladestandorten mit elektrischer Energie zu versorgen. Ein skaliertes EVCI-Netz besteht aus tausenden Ladepunkten an unterschiedlichen Standorten, mit verschiedenen Anlagentypen und über Ländergrenzen hinweg. Sie alle reagieren in Echtzeit auf Netzsignale, Flottenpläne und Marktpreise.

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Die physische Ebene der EVCI: Installation und betriebliche Rollen

Um die Hardwareebene zu verstehen, unterscheiden wir Komponenten danach, wie sie Leistung bereitstellen, wie man auf sie zugreifen kann und auf welche Fahrzeugtypen sie ausgelegt sind.

Leistungsklassen

Wechselstromladen (AC-Laden)

Beim AC-Laden fließt Strom direkt aus dem Netz in das fahrzeugseitige Ladegerät, das ihn anschließend in Gleichstrom umwandelt, um die Batterie zu laden. Da diese Umwandlung von der internen Wandlungskapazität des Fahrzeugs abhängt, ist AC-Laden in der Regel langsamer (üblicherweise zwischen 3 und 22 Kilowatt) und eignet sich am besten für Standorte mit langer Standzeit, wie etwa zu Hause, in Depots über Nacht oder im Büro.

Schnelles Gleichstromladen (DC-Laden)

Beim DC-Laden wandelt die Ladestation den Wechselstrom selbst in Gleichstrom um und umgeht so das fahrzeugseitige Ladegerät. Die Energie fließt direkt in die Batterie. Mit typischen Leistungen zwischen 50 und 150 Kilowatt verkürzt schnelles DC-Laden die Ladezeiten deutlich und ist der Standard für Flottenhubs und gewerbliche Anwendungen im städtischen Raum.

Ultraschnelles Laden (UFC)

Auch bekannt als High-Power-Charging (HPC), liefert diese Klasse Leistungen von 150 bis zu 400 Kilowatt. Durch flüssigkeitsgekühlte Kabel und moderne Leistungselektronik können ultraschnelle Ladepunkte kompatible EV-Batterien in 10 bis 20 Minuten auf 80 % aufladen. Damit sind sie unverzichtbar für Autobahnen und stark ausgelastete Logistik-Hubs.

Megawatt-Laden

An der absoluten Spitze der Leistungsskala steht das Megawatt-Laden, das speziell für schweren Nutzverkehr wie Lkw der Klasse 8, Hafenfahrzeuge und Reisebusse entwickelt wurde. Mit Leistungen von einem Megawatt oder mehr verkürzen diese Systeme die Ladezeiten großer Fahrzeugbatterien von Stunden auf Minuten.

Zugangsmodelle und betriebliche Rollen

Jede physische Ladehardware benötigt einen Betreiber, der festlegt, wie Stationen geführt werden, wie Ladenetzwerke miteinander verbunden sind und wie Fahrer:innen Zugang dazu erhalten. Dieses Feld wird von Ladepunktbetreibern (Charge Point Operators, CPOs) geprägt. Sie sind in der Regel diejenigen, die die Infrastruktur bauen oder beauftragen und anschließend den technischen Zustand, die Verfügbarkeit und die Lastgrenzen ihres Netzes im Tagesgeschäft verantworten.

Auf der Endkund:innenseite kümmern sich E-Mobility-Service-Provider (eMSP) um Fahrer:innenkonten, Kartenintegration und Abrechnung. In der Praxis ist die Trennlinie zwischen beiden nicht immer scharf: Manche CPOs betreiben einen eigenen eMSP, andere konzentrieren sich rein auf das physische Netz und arbeiten über Roaming-Vereinbarungen mit spezialisierten eMSPs zusammen. Diese Roaming-Vereinbarungen ermöglichen es Fahrer:innen, an unterschiedlichen physischen Netzen zu laden, ohne jeweils ein eigenes Konto anlegen zu müssen.

Öffentliches Laden

Öffentliches Laden umfasst Ladepunkte, die jeder fahrenden Person eines Elektrofahrzeugs jederzeit zur Verfügung stehen. Diese liegen typischerweise auf öffentlichen Straßen, in kommunalen Parkhäusern oder entlang von Autobahnen.

Halböffentliches Laden

Dies betrifft Standorte wie Bürogebäude, Kund:innenparkplätze, den Einzelhandel oder Hotels, an denen der Zugang auf bestimmte Zeiten oder eine bestimmte Nutzer:innengruppe beschränkt ist. Die Unterscheidung ist kommerziell relevant, denn Preisstrukturen, regulatorische Anforderungen und Betreiberpflichten unterscheiden sich erheblich zwischen öffentlichen und halböffentlichen Standorten.

Die Regulatorik prägt den Ausbau

Es gibt zwei regulatorische Ebenen, die bestimmen, wo Infrastruktur entsteht und wie Anlagen mit den lokalen Stromnetzen interagieren. Auf der einen Seite stehen die Rahmenwerke für den Infrastrukturausbau und auf der anderen die Regulatorik für Vermarktung und Netzanschluss.

Rahmenwerke für den Infrastrukturausbau

• Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR): Das ist der EU-weite Standard, der verbindliche Ziele für das öffentliche Laden in den Mitgliedstaaten festlegt. Er definiert Mindestleistungen in regelmäßigen Abständen entlang der Hauptverkehrsnetze sowie Anforderungen an Interoperabilität und Bezahlung an öffentlichen Ladepunkten.

Nationale und regionale Programme schließen die Lücken. Sie werden von unterschiedlichen Behörden verwaltet, die lokale Compliance- und Förderregeln vorgeben:

• DeutschlandNetz (Deutschland): Eine bundesweit finanzierte Initiative, die in regelmäßigen Abständen entlang der Autobahnen und in städtischen Gebieten leistungsstarke Ladehubs aufbaut. Die Umsetzung erfolgt über Konzessionsverträge mit privaten Betreibern. Das Bundesministerium finanziert den fortlaufenden Ausbau des „DeutschlandNetzes“ mit einer Mittelzuweisung von rund 2,3 Milliarden Euro. Der Förderrahmen umfasst über 1.000 Standorte, an denen ein Grundnetz mit 9.000 ultraschnellen High-Power-Charging-Punkten (HPC) entstehen soll. Zusätzlich legt die Bundesregierung ein 1-Milliarden-Euro-Förderprogramm für das Laden von Elektro-Lkw auf, um regionale Depots und öffentliche Megawatt-Korridore für den Güterverkehr zu beschleunigen.
• Netherlands Enterprise Agency (RVO): In den Niederlanden ist die RVO die zentrale Stelle, die EVCI-Richtlinien und Maßnahmen  umsetzt und die nationale Agenda für Ladeinfrastruktur steuert. Für private und gewerbliche Standorte verwaltet die RVO das 87,5-Millionen-Euro-Förderprogramm SPRILA für private Ladeinfrastruktur in Unternehmen. Es bezuschusst gewerbliche Ladestationen sowie kombinierte stationäre Batteriespeicher mit bis zu 40 %, um Netzengpässe zu entschärfen. Für den öffentlichen Schwerlastverkehr verwaltet die RVO den 14,5-Millionen-Euro-SPULA-Fonds, um leistungsstarke Logistiknetze auszubauen
• ‍Office for Zero Emission Vehicles (OZEV): Im Vereinigten Königreich (UK) ist OZEV das ressortübergreifende Team, das Politik entwickelt und große Förderrahmen bereitstellt, um Installationen zu subventionieren und die Elektrifizierung gewerblicher Fahrzeuge voranzutreiben. OZEV verantwortet den aktiven LEVI-Fonds mit 450 Millionen Pfund für lokale Ladeinfrastruktur, die Ladepunkte für Anwohner:innen ohne eigenen Stellplatz bereitstellt. Über diesen Rahmen werden Mittel an gezielte lokale Behörden sowie an dedizierte Capability Funds verteilt, um Kooperationsstrukturen zwischen öffentlichen und privaten Betreibern aufzubauen.

Regulatorik für Vermarktung und Netzanschluss

• Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (Deutschland): Nach dieser Regelung dürfen Stromnetzbetreiber die Leistung von steuerbaren Verbrauchern – wie etwa Ladestationen für E-Autos – bei drohenden Netzengpässen vorübergehend drosseln. In der Praxis bedeutet das, dass Betreiber ihre Ladeanlagen mit einer Leistung von mehr als 4,2 kW (egal ob als Einzelstation oder in Summe) beim zuständigen Netzbetreiber anmelden. Dabei stimmen sie zu, dass die Anlage bei einer Netzüberlastung automatisch auf eine garantierte Mindestleistung von 4,2 kW heruntergeregelt werden darf. Als Entschädigung für diese Flexibilität profitieren die Anlagenbetreiber im Gegenzug dauerhaft von reduzierten Netzentgelten. Für Großverbraucher gelten dabei besondere Rahmenbedingungen: Gewerbestandorte oder große Ladenetze mit einem Jahresverbrauch von über 100.000 kWh fallen zwingend in die sogenannte registrierende Leistungsmessung (RLM). In diesem RLM-Bereich sind die Betreiber gesetzlich an ein spezifisches, pauschales Rabattmodell für die Netzentgelte gebunden. Da der Netzbetreiber die Leistung durch diese Regelung von außen reduzieren kann, wird der Einsatz eines intelligenten Energiemanagementsystems (EMS) unverzichtbar. Ein solches System steuert die verfügbare Energie am Standort dynamisch und stellt sicher, dass die Fahrzeuge der Flotte trotz eventueller Netzdrosselungen optimal geladen und jederzeit einsatzbereit bleiben.
• Niederländisches Energiegesetz (Energiewet): Dieses umfassende Gesetzeswerk adressiert Defizite bei Netzengpässen, indem es lokales Engpassmanagement, flexible Transportrechte und das Teilen von Anschlusskapazität legalisiert. Gewerbeparks und EVCI-Betreiber dürfen ihre Energieprofile über Group Transport Agreements hinter einem gemeinsamen Zähler bündeln und so Engpässe der Netzbetreiber umgehen.
• G100: Im Vereinigten Königreich ist G100 der strenge technische Standard der Energy Networks Association für Export- und Importbegrenzungen bei Energiespeichern und Verteilsystemen. Da G100 als kritische Sicherheitsfunktion am Standort dient, muss jede gewerbliche Installation von Batteriespeichern und ultraschneller EV-Ladeinfrastruktur sowie jeder steuerbaren Verbrauchsanlage einen lokalen Controller einsetzen, um Importgrenzwerte zuverlässig einzuhalten. Das lokale Gateway von gridX, die gridBox, ist vollständig G100-konform und führt eine lokale Fail-Safe-Logik aus, die durch die Algorithmen der XENON-Software gesteuert wird. So sorgt die gridBox für lokale Standortsicherheit und dynamische Lastregelung – selbst bei Internetausfällen. Diese herstellerunabhängige Lösung ermöglicht es Ladepunktbetreibern (CPOs), schnelle Netzanschlussfreigaben zu erhalten, ohne sich an einen einzelnen Hardwarehersteller zu binden.

Die Softwareebene der EVCI: Management- und Optimierungsplattformen

Um die betriebliche Effizienz zu maximieren, erfordert Hardware eine übergeordnete Softwareebene. Hier werden Kommunikationsprotokolle verarbeitet, die Systemverfügbarkeit überwacht und eine ganzheitliche Anlagensteuerung mithilfe eines Energiemanagementsystems (EMS) umgesetzt.

Zentrale Managementsysteme

• Charge Point Management System (CPMS): Das ist die grundlegende Softwareplattform, mit der Betreiber den Status von Ladepunkten überwachen, Nutzungszugriffe verwalten, Abrechnungen abwickeln und Sitzungsdaten erfassen. Das CPMS ist das operative Rückgrat eines Ladenetzes – von Fehlermeldungen bis zu Auslastungsberichten.
• Depot- oder Flottenmanagementsystem (DMS): Für gewerbliche EV-Flottenbetreiber mit eigenem Depot koordiniert diese Software Ladepläne mit Routenplanung und Fahrzeugverfügbarkeit. So verlässt jedes Fahrzeug das Depot exakt mit dem benötigten Ladestand. Statt lokale elektrische Limits selbst zu verwalten, gibt das DMS den logistischen Zeitplan vor. Ein integriertes Energiemanagementsystem (EMS) führt die daraus resultierenden Leistungsanforderungen dynamisch aus und schützt währenddessen den Netzanschluss des Standorts.
• Energiemanagementsystem (EMS): Die übergeordnete Softwareschicht, die über den einzelnen Ladepunkten liegt und die EVCI in das umfassendere lokale Energiesystem integriert – inklusive Photovoltaik(PV)-Anlagen vor Ort, Batteriespeicher, Wärmepumpen und Gebäudeverbraucher. Während ein klassisches CPMS Sitzungsdaten und einfache Authentifizierung abdeckt, steuert ein EMS strategisch das Timing und die Leistung an den Ladepunkten. Das geschieht auf Basis von Echtzeit-Gebäudebedarf, Wettermustern und externen Netzsignalen. Darüber hinaus verbindet sich ein leistungsfähiges EMS tief mit dem übergeordneten Netz, reagiert auf direkte Netzbetreiberbefehle sowie auf Echtzeit-Großhandelspreissignale. Diese zweistufige Automatisierung schützt den lokalen Netzanschluss vor Überlasten und verschiebt den Verbrauch automatisch in günstigere Stunden, was die Margen der Infrastrukturbetreiber spürbar verbessert.

Technisches Rückgrat und Protokolle

Jede Softwarekoordination steht und fällt mit zuverlässiger Kommunikation zwischen den Anlagen. Ein EMS, ein CPMS und ein Depotmanagementsystem brauchen eine gemeinsame Sprache, um Informationen weiterzugeben, Daten anzufordern und Steuerbefehle abzusetzen. Die Branche stützt sich auf eine Reihe offener Standards, die genau festlegen, wie Datenpunkte, Telemetrieströme und Steuerbefehle zwischen Hardwareanlagen, lokalen Edge-Systemen und Cloud-Plattformen fließen.

• Open Charge Point Protocol (OCPP): Der weltweit etablierte Standard für die Kommunikation zwischen einzelnen Ladepunkten und zentralen Managementsystemen. Er regelt, wie ein Ladepunkt seinen Status meldet, Steuerbefehle empfängt und Sitzungsdaten überträgt. So wird Interoperabilität zwischen unterschiedlichen Hardwareherstellern und Software-Backends sichergestellt.
• Open Automated Demand Response (OpenADR): Ein offener Standard für automatisierte Demand Response. Er erlaubt es Versorgern oder Marktaggregatoren, Preis- oder Drosselsignale direkt an einen Standort zu senden, sodass das CPMS oder das EMS die Ladelast automatisch anpassen kann.
• Message Queuing Telemetry Transport (MQTT): Ein leichtgewichtiges Publish-Subscribe-Messaging-Protokoll, das Telemetriedaten zwischen lokalen Ladepunkten und Cloud-Backends transportiert. Es ist besonders dort beliebt, wo die Bandbreite begrenzt ist oder ultraschnelle Reaktionszeiten für Echtzeit-Monitoring nötig sind.
• Modbus: Ein grundlegendes serielles Kommunikationsprotokoll, das in der industriellen Automatisierung und Leistungselektronik weit verbreitet ist. Man findet es häufig in Ladepunkten, intelligenten Unterzählern und Gebäudesystemen. Wegen seines geringen Protokoll-Overheads und seiner hohen Stabilität unterstützt gridX EVCI-Installationen explizit über Modbus. Damit ermöglichen wir deterministische Echtzeitsteuerung mit hoher Performance und eine nahtlose Integration in lokale Industriehardware.
• International Electrotechnical Commission 60870-5-104 (IEC 104): Das ist ein Telemetriestandard, der Leitstellen mit entfernten Anlagen verbindet. In großen industriellen EVCI-Installationen, in denen Lade-Hubs direkt an Steuerungssysteme der Verteilnetze angebunden sind, ist IEC 104 das verbindliche Kommunikationsprotokoll.

Lasten managen, das Netz schützen, kommerziellen Mehrwert schaffen

Jeder Standort verfügt über eine fest definierte Anschlussleistung – physisch oder virtuell begrenzt. Ohne Energiemanagementsoftware, die diese Leistung intelligent verteilt, stößt ein Standort an seine Grenze, sobald mehrere Fahrzeuge gleichzeitig laden. Angetrieben vom lokalen Gateway gridBox und integrierten APIs verwandelt die XENON (Connect) Plattform von gridX statische Hardwaregrenzen in automatisierte Betriebsregeln. Dabei sehen wir drei Wertschöpfungsstufen.

1. Standardsteuerung

Diese erste Stufe konzentriert sich auf den Schutz des Standorts und automatisiertes Basislastmanagement, um physische Anlagen zu sichern und auf akute Netzsignale zu reagieren.

• Sicherungsschutz: Eine Softwarefunktion, die kontinuierlich die Stromstärken an kritischen Engpässen des Standorts überwacht. Steigt der Gesamtbedarf des Gebäudes sprunghaft an, drosselt das System die Ladepunkte automatisch, damit lokale Sicherungen nie auslösen.
• Dynamisches Lastmanagement: Da die physische Netzkapazität eines Standorts konstant bleibt, überwacht das EMS den schwankenden Gebäudebedarf laufend und verteilt die verbleibende Last in Echtzeit auf die Ladepunkte. Sobald sich der Gebäudeverbrauch verändert, wird die Leistung dynamisch zwischen den Ladepunkten neu verteilt – passend zur Ladenachfrage. So werden Ladegeschwindigkeiten maximiert und gleichzeitig die Anschlussleistung nie überschritten.
• Peak-Shaving: Die aktive Reduktion der maximal bezogenen Leistung in Hochlastphasen. Da Netzbetreiber gewerbliche Standorte anhand ihrer höchsten Verbrauchsspitze in der Abrechnungsperiode bepreisen, glättet ein EMS diese Spitzen beispielsweise durch Steuerung eines Vor-Ort-Batteriespeichers, der überschüssige Last aufnimmt, um teure Leistungsentgelte zu vermeiden. Nach internen Berechnungen von gridX kann Peak-Shaving je nach Standortprofil, Tarifstruktur und örtlichem Verteilnetzbetreiber (DSO) Einsparungen von bis zu 10.000 € pro Jahr ermöglichen.
• DSO-Signale: Der Verarbeitungspfad für Demand-Side-Response (DSR), bei dem das EMS direkte Anweisungen des Verteilnetzbetreibers empfängt und umsetzt. Bei lokalem Netzengpass verarbeitet das System diese externen Befehle automatisch am Gateway und steuert den Gesamtverbrauch des Standorts herunter, um Compliance-Vorgaben einzuhalten – ohne die Verfügbarkeit der Fahrzeuge unnötig zu beeinträchtigen.

2. Erweiterte Optimierung

Diese Stufe nutzt intelligente Algorithmen, um Betriebskosten zu senken, lokale Erzeugung zu maximieren und physische Netzgrenzen durch Anlagen-Orchestrierung zu erweitern.

• Dynamische Tarifoptimierung: Eine Softwareautomatisierung, die Flottenpläne mit variablen Strompreisen abgleicht. In Märkten mit stündlichen oder halbstündlichen Preisen verschiebt das EMS Hochleistungsfenster automatisch in Tiefpreisphasen und senkt Energiekosten ohne manuelles Eingreifen.
• Dynamische Netzentgeltoptimierung: Über den reinen Strombörsenpreis hinaus optimiert dieses Modul Ladepläne gegen lokale, zeitvariable Netznutzungsentgelte. Indem der Verbrauch automatisch aus teuren Zeitfenstern verschoben wird, sinken die Transportkosten im Netz.
• Virtueller Netzausbau: Ein Koordinationsmechanismus, der einen Batteriespeicher (Battery Energy Storage System, BESS) integriert, sodass sich ein physischer Netzanschluss verhält, als wäre er größer, als er tatsächlich ist. Indem der Speicher in lokalen Lastspitzen Energie einspeist, ermöglicht das EMS, dass mehr Ladepunkte gleichzeitig auf einem bestehenden Anschluss betrieben werden können. Standorte lassen sich so schnell skalieren und die monate- oder jahrelangen Wartezeiten auf einen physischen Netzausbau können umgangen werden.
• Eigenverbrauchsoptimierung: Die strategische Abstimmung der Ladelasten mit lokal erzeugter erneuerbarer Energie. Das EMS überwacht die Echtzeitproduktion der Photovoltaik(PV)-Anlage vor Ort und leitet überschüssige Energie direkt in Fahrzeugbatterien oder stationäre Speicher, statt sie zu niedrigen Einspeisetarifen an das Netz abzugeben.
• Nutzerbasierte Optimierung: Eine Priorisierungslogik, die die Leistungsverteilung anhand von Fahrer:innenprofilen, Flottenplänen oder Standzeiten anpasst. Fahrzeuge, die unmittelbar in den Schichteinsatz starten, erhalten maximale Leistung, während Fahrzeuge mit längerer Standzeit gedrosselt und auf günstige Energiefenster optimiert werden.

3. Flexibilitätsdienste

Auf der höchsten Stufe verwandeln Versorger und CPOs gebündelte Anlagen­flexibilität in direkte Erlöse und bewegen sich damit weg vom reinen Kostenmanagement, hin zur aktiven Wertschöpfung in den Energiemärkten. Konkret managt gridX aktiv über 550 Megawattstunden (MWh) technisch gesteuerte Kapazität und aktiviert europaweit täglich mehr als 40 MWh Flexibilität.

• • Optimierung und Prognose: Vorausschauende Algorithmen analysieren historische Standortdaten, Flottenfahrpläne, Wetterdaten und Marktpreise, um optimale Steuerpfade für die nächsten 24 oder 48 Stunden zu prognostizieren.
  • Aggregation und Disaggregation: Das Bündeln verschiedener dezentraler Energieressourcen (DERs), wie etwa Ladepunkte, stationäre Batterien und PV-Anlagen über mehrere Standorte hinweg zu einem virtuellen Kraftwerk (Virtual Power Plant, VPP). Die Software aggregiert diese Kapazität, um Mindesthandelsgrößen zu erfüllen, und disaggregiert eingehende Netzbefehle wieder zur Steuerung einzelner lokaler Anlagen.
  • Multi-Asset-Optimierung: Die smarte Vernetzung aller Anlagen direkt vor Ort (hinter dem Stromzähler). Das EMS (Energiemanagementsystem) steuert Ladesäulen, Wärmepumpen, Solaranlagen und Stromspeicher gleichzeitig. Dabei nutzt es Strategien wie Batteriearbitrage (bei günstigen Preisen laden, bei teuren Preisen nutzen) und bidirektionales Laden (Vehicle-to-Grid, V2G). Das EMS stimmt die Bedürfnisse aller Geräte perfekt aufeinander ab, um die Energie so effizient wie möglich zu nutzen.
  • Multi-Markt-Handel: Das gleichzeitige Bedienen verschiedener Strom- und Flexibilitätsmärkte, um Erlöse schlau zu kombinieren ( Value-Stacking):
  
  
  • Day-Ahead-Handel: Der Standard in Europa. Hier werden die Strompreise für jede Stunde des nächsten Tages im Voraus festgelegt. Das EMS plant voraus und legt den Stromverbrauch der Anlagen ganz automatisch in die Stunden mit den günstigsten Preisen.
  • Intraday-Handel: Dieser kurzfristige Markt ist besonders bei starken Preisschwankungen (wie in Deutschland) wichtig. Strom wird bis kurz vor dem Verbrauch gehandelt. Das EMS nutzt schnelle Preisänderungen im Minutentakt (subhourly Preisspreads), indem es den Verbrauch der Anlagen schnell hoch- oder herunterfährt.
  • Imbalance-Handel: Wenn die echte Stromproduktion von den Prognosen abweicht, gibt es ein Ungleichgewicht im Netz. Das belegen Netzbetreiber oft mit Strafgebühren. Das EMS steuert die eigenen Anlagen automatisch dagegen (Handel im Imbalance-Pool) und macht aus diesen Schwankungen eine attraktive Einnahmequelle, statt Strafe zu zahlen.
  • Engpassmanagement und Flexibilitätsmärkte: Regionale Märkte, auf denen Netzbetreiber dafür bezahlen, dass lokale Stromengpässe vermieden werden. Wer seine Anlagen bei Bedarf flexibel steuern kann, schließt Flexibilitätsverträge mit dem Netzbetreiber ab. Das EMS regelt das automatisch und verdient damit Geld für das Unternehmen

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Expert:innenstimmen zur Zukunft der Ladeinfrastruktur in Europa

Es gibt ein Muster, das sich bei nahezu jeder EV-Ladeprojektierung wiederholt: Ein Betreiber installiert die Hardware, lädt die Fahrzeuge erfolgreich und stellt nach einigen Monaten fest, dass die Energiekosten nicht ganz zusammenpassen. Oder dass der Netzanschluss bereits an seine Grenzen kommt. Oder dass ein Wettbewerber mit derselben Infrastruktur offenbar Geld verdient.

Philip Grant, Product Manager EVCI bei gridX, beobachtet das regelmäßig.

„Mit einem richtigen EMS trifft der Standort hingegen permanent Entscheidungen (Lasten verschieben, auf Preissignale reagieren, sich mit dem Speicher abstimmen), die kein Betreiber in dieser Geschwindigkeit oder Granularität manuell treffen könnte. Genau das verändert das Geschäft zum Besseren.“

Mit einem EMS verändert sich, was die Infrastruktur überhaupt verdienen kann. Ein isoliert betriebener Ladepunkt zieht Strom und verursacht Kosten. Im Zusammenspiel mit Batterie, Solaranlage und dem Eigenverbrauch des Gebäudes wird er zu einer Anlage, die für das Geschäft arbeitet – und ganz nebenbei für etwas Größeres.

Sebestyén Haty, Product Lead eMobility bei gridX, formuliert es so:

„Die Standorte, die den größten Wert aus EV-Laden ziehen, behandeln Ladepunkte als Teil eines breiteren Energiesystems. Intelligentes Lademanagement, abgestimmt mit Speicher, Solar und Echtzeit-Netzsignalen, ist das, was den Business Case langfristig trägt.“

Ein intelligent gesteuerter Ladestandort unterstützt aktiv den Übergang zu einem sauberen Netz. Jede in den Niedriglastzeitraum verschobene Kilowattstunde, jedes beantwortete Flexibilitätssignal, jede vor Ort verbrauchte statt eingespeiste Einheit Solarstrom ist ein kleiner Beitrag zu einem System unter realer Belastung. In dem Maßstab, den Europa für seine Netto-Null-Ziele erreichen muss, summiert sich das. Die Betreiber, die in diese Richtung bauen, tun es nicht aus Pflicht. Sie tun es, weil dort zunehmend auch der stärkste Business Case liegt.

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