40 MWh Batteriespeicher für Ladeinfrastruktur von Elektro-Lkw
Fahrzeugtechnik
ElectroFleet bindet 40 MWh Batteriespeicher von Fenecon in sein »Charging-as-a-Service«-Netz ein. Die Container sollen begrenzte Netzanschlüsse in Depots entlasten, öffentliche Ladepunkte unterstützen und Ladeenergie nach Marktpreisen, PV- und Windstromangebot optimieren.
Ludwig Igl, Teamkoordinator Vertrieb Industrie (links), und Mark Hellmann Regouby, CEO und Gründer (rechts). (Bild: ElectroFleet)
Für den Ausbau einer Ladeinfrastruktur für Elektro-Lkw setzen ElectroFleet und Fenecon auf Batteriespeicher mit 40 MWh Kapazität. Die Systeme sollen in Kundendepots und an öffentlichen Ladeplätzen eingesetzt werden. Ziel ist es, begrenzte Netzanschlusskapazitäten besser zu nutzen, Lastspitzen am Standort auszugleichen und die Energieversorgung für den Lkw-Ladebetrieb flexibler zu steuern.
Einsatz in Depots und an Ladehubs
Die »Fenecon XL«-Batteriecontainer sind für zwei Einsatzbereiche vorgesehen. In Kundendepots puffern sie den Ladebedarf, wenn der vorhandene Netzanschluss begrenzt, wie viele Lkw ein Flottenbetreiber vor Ort laden kann. So lässt sich zusätzliche Ladekapazität erschließen, auch wenn ein Netzausbau nicht verfügbar oder nicht umsetzbar ist.
Der zweite Einsatzbereich sind öffentliche Ladeplätze für Elektro-Lkw. Dort baut der CaaS-Anbieter ein eigenes Netz mit MCS- und CCS-Ladeanschlüssen für Lkw auf. Die Speicher unterstützen das Laden mit hoher Leistung und tragen dazu bei, Spitzenlasten am jeweiligen Standort auszugleichen.
Energiemanagement im Ladenetz
Die Batteriespeicher sind Teil eines Modells zur Optimierung der Energiekosten. Als lizenzierter Stromversorger mit bundesweitem virtuellem Kraftwerk steuert der Betreiber die Energiewertschöpfungskette von der Stromerzeugung über Photovoltaik und Windkraft bis zur Speicherung, zum Handel und zur Ladeoptimierung. Dabei werden Echtzeit-Marktpreise berücksichtigt.
Das dezentrale Netzwerk aus Erzeugung, Speicherung und steuerbarem Laden kann außerdem Ausgleichsdienste für das deutsche Stromnetz bereitstellen. Strom wird eingespeist, wenn das Netz zusätzliche Energie benötigt. Umgekehrt lässt sich der Verbrauch reduzieren, wenn das Netz belastet ist. Für Kunden sollen sich daraus Kostenvorteile ergeben, weil Ladevorgänge aus Hochpreiszeiten verschoben und lokal erzeugter PV-Strom stärker genutzt werden können. Gleichzeitig sinken die Abhängigkeit vom Netzbezug und die damit verbundenen Netzentgelte.
Feldtest und Unternehmensprofil
Die Entscheidung für die Speicherplattform fiel nach einem Feldtest am Standort Bielefeld. Dort wurde das System in der Praxis geprüft. Zuvor hatte der Betreiber Produkte verschiedener Batteriehersteller eingesetzt und die technische Verfügbarkeit sowie die Leistung unter anspruchsvollen Betriebsbedingungen bewertet.
Der CaaS-Anbieter bietet eine integrierte Ladeinfrastruktur für Elektro-Lkw-Flotten. Kunden sollen nach Verbrauch zahlen können, statt eigene Vorabinvestitionen in Lade- und Energieinfrastruktur zu tätigen. Neben Depotlösungen entsteht ein öffentliches »Charge on Route«-Netzwerk mit MCS- und CCS-Ladehubs entlang wichtiger Logistikkorridore.
Der Speicherhersteller entwickelt Hard- und Softwarelösungen für Stromspeicher in Privathaushalten, Gewerbe und Industrie. Zum Portfolio gehört das Energiemanagementsystem FEMS, das auf OpenEMS basiert. Die Anwendungen unterstützen netz- und energiewendedienliches Energiemanagement sowie die intelligente Kopplung verschiedener Sektoren. Das Unternehmen hat seinen Hauptsitz in Iggensbach und weitere Standorte in Deggendorf, Albersdorf sowie Greenville in South Carolina.
