Die Marginal-Theorie übersieht auch, dass die Strom-Nachfrage durch E-Autos flexibel handhabbar ist. „Elektroautos müssen nicht sofort geladen werden, nachdem die Besitzer nach Hause gekommen sind“, sagt Matthias Huber, Professor für Energiewirtschaft an der Technischen Hochschule Deggendorf. Das ist meistens zwischen 19 und 22 Uhr der Fall, wenn es ohnehin schon eine Nachfragespitze gibt. Doch Elektroautos haben Batterien von 50, 70 oder gar 100 kWh, was dem rund Zehnfachen ihres durchschnittlichen Fahrstrombedarfs pro Tag entspricht. Das bedeutet, sie könnten auch zeitlich flexibel laden, ohne dass die Besitzer am nächsten Tag stranden. Idealerweise würden sie geladen, wenn gerade viel Wind- oder Sonnenstrom im Netz ist.
Dominik Husarek, Energiemarktforscher bei Siemens, hat es im Rahmen seiner Doktorarbeit durchkalkuliert: Welchen Strom laden E-Autos, wenn man die tatsächlichen Lade-Zeitpunkte kennt? Ergebnis: Weder die Mix-Methode noch der Ansatz, dem E-Auto immer den temporär dreckigsten Strom zuzurechnen, bilden die Wirklichkeit ab. Aber der Mix stimmt auf das ganze Jahr gesehen schon eher.
„Anders als bei der reinen Marginalmix-Methode unterstellt, ist der CO2-Ausstoß des Strommix keine Konstante, sondern er ändert sich quasi stündlich“, sagt Husarek. Nach seinen Berechnungen verursachen E-Autos heute zwar etwas mehr CO2 als die weiter oben errechneten 66 Gramm, wenn man nicht einfach den Jahresstrommix annimmt, sondern die tatsächlichen Ladezeitpunkte und den jeweiligen zeitgenauen Mix einbezieht. 75 Gramm sind es laut Husarek. Aber das Potenzial ist immens: „Bis 2030 kann sich dieser Wert um 91 Prozent verringern.“ Allein das flexible Laden je nach Angebot an Grünstrom im Netz senke die Emissionen dabei um 32 Prozentpunkte.
Skandinavien macht es vor
Damit das aber klappen kann, muss der grüne Strom nicht nur erzeugt werden, er muss auch zur richtigen Zeit an den richtigen Ort. Helfen würden flexible Stromtarife, damit die Autobesitzerinnen einen Anreiz haben, nicht sofort zu laden, sondern vielleicht ein paar Stunden zu warten, bis Windüberschuss herrscht. Dazu wären flächendeckend Smart Meter nötig – intelligente digitale Stromzähler, die erfassen, wann welcher Hausanschluss wie viel Leistung zieht und diese Informationen an die Netzbetreiber kommunizieren können. Leider hat Deutschland, anders als Skandinavien, Italien oder Estland, deren flächendeckenden Einsatz gebremst. Eigentlich, so sieht es eine EU-Richtlinie von 2005 vor, sollte bis 2020 jeder Haushalt damit ausgestattet sein. Tatsächlich haben erst 12,3 Prozent der Haushalte einen solchen Zähler. Die Einbaupflicht wurde auf 2032 ausgedehnt.
Deutsche Stromkunden profitieren bisher nicht vom schwankenden Grünstromangebot. Dass das möglich ist, macht Skandinavien vor: „Norweger und Schweden laden ihre E-Autos und heizen ihr Duschwasser inzwischen wie selbstverständlich in Zeiten mit viel Stromüberschuss an der Osloer Strombörse Nord Pool“, sagt Marion Nöldgen, Chefin des Stromanbieters Tibber. Die nötige Digitalisierung der Netze haben die beiden Staaten schon vor mehr als zehn Jahren umgesetzt. Schwedens Haushalte sind seit 2009 flächendeckend mit smarten Zählern ausgestattet. Auch in den Niederlanden können 85 Prozent der Stromzähler digital die Verbräuche melden.
Wären die Smart Meter einmal da, wäre die Software auch in Deutschland schnell einsatzbereit. Die Algorithmen, die die Daten zum Angebot von der Strombörse sinnvoll auf die zur Nachfrage abstimmen, tun in Skandinavien bereits ihre Arbeit. Schweden und Norwegen etwa haben schon vor 20 Jahren begonnen, die Daten der Verbraucher in einem zentralen Datenpool auszuwerten.
Die Daten allerdings sind nur das eine. Das Stromnetz muss auch physisch mitspielen. „Man kann keine x-beliebige Strommenge in Echtzeit vom Erzeuger zum Endverbraucher durchleiten, es kann dabei auch zu physischen Engpässen kommen“, sagt Mathias Müller, der an der Forschungsstelle für die Energiewirtschaft in München zum Strommarkt arbeitet. „Für die Integration von Millionen neuer Verbraucher wie E-Autos, Wärmepumpen ist das Netz nicht gebaut worden“, so Müller, „an einigen Stellen muss es ertüchtigt werden.“
Schon heute ist der Stromfluss komplex: Die Netzbetreiber müssen bei jedem Stromvertrag, der an der Strombörse abgeschlossen wird, prüfen, ob die Lieferung physikalisch möglich ist. „Wenn nicht, müssen sie das Handelsergebnis von der Börse physisch korrigieren, damit der Stromfluss stattfinden kann, ohne dass ihr Netz an die Grenze gerät“, sagt Müller. Ein bekanntes Beispiel für diesen sogenannten Redispatch ist das Nord-Süd-Gefälle der Windenergie: viel Wind im Norden, viel Verbrauch im industriellen Süden. Ist Windstrom im Angebot und die Industrie meldet Bedarf, „müssen Kraftwerke im Norden heruntergeregelt und im Süden welche zugeschaltet werden, damit der Stromfluss klappt“, sagt Müller. Dieser Redispatch ist teuer, er kommt aus Speicherbatterien oder kleinen Gasturbinen.
Dem Netz hilft deshalb jeder Stromfluss, der gar nicht erst umgeleitet werden muss. Etwa wenn Besitzer von Solaranlagen die selbst erzeugte Energie direkt nutzen, um ihre E-Autos zu laden. „Das schont die Netze und die privaten Geldbörsen“, sagt Strommarkt-Forscher Thorsten Lenck vom Thinktank Agora. Denn Strom aus der eigenen Solaranlage kostet, je nach Standort und Größe, derzeit nur 7 bis 11 Cent pro kWh – rund ein Drittel des Stroms vom Versorger. Immerhin: Rund die Hälfte dieses künftigen Strombedarfs sei „bei näherer Betrachtung flexibel abrufbar, also nicht zeitlich gebunden“, so Energiemanager Marco Wünsch vom Forschungsinstitut Prognos.
Das Potenzial ist also da.
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