Von Andreas Lorenz-Meyer
Seit Anfang Juli testet Shell in Deutschland ein neues dynamisches Preismodell. Es gilt für Privatkunden an allen Shell-Recharge-Ladestationen bei Nutzung der Shell-App oder Ladekarte. Dynamisch bedeutet hier: Der Ladepreis ist an den Strombörsenpreis gekoppelt, der sich im Tagesverlauf mal nach oben, mal nach unten bewegt. Für Kunden kann es also billiger, aber auch teurer werden.
In Zeiten mit großem Stromangebot aus erneuerbaren Quellen und gleichzeitig relativ niedriger Nachfrage sinken die Preise – klassischerweise mittags, spätabends und nachts. Wer dagegen lädt, wenn viel Strom verbraucht und wenig Wind- und Solarstrom produziert wird, für den kostet die Kilowattstunde mehr. Das ist oft am frühen Abend der Fall. Momentan erfolgt die Kopplung mittelbar, erklärt Florian Glattes, General Manager Shell Mobility DACH. "Das heißt, wir analysieren die Spotpreisentwicklung und entscheiden darauf basierend, wann wir den Preis wie stark senken oder erhöhen."
Zeitfenster oder Spotpreiskoppelung
Mit dem Modell will Shell die Auslastung zu unterschiedlichen Zeiten verbessern. In den ersten drei Projektwochen betrug die Strompreisdifferenz an den Ladesäulen innerhalb eines Tages maximal 6 Cent pro Kilowattstunde. Der Preis lag in den Regionen mit günstigerem Strompreis zwischen 56 und 62 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh) und in Regionen mit hohem Strompreis zwischen 61 und 67 ct/kWh. Der aktuelle Preis ist in der Shell-App einsehbar.
Rückblickend hätten Kunden vor allem mittags von den günstigsten Preisen profitiert, berichtet Glattes. Das seien aber Angaben zu vergangenen Preisen. "Sie erlauben ausdrücklich keine Rückschlüsse auf die künftige Preisgestaltung. Wir geben aus wettbewerbsrechtlichen Gründen hierzu keine Auskunft." Auch zu Verschiebungen der Ladezeiten macht Shell keine Angaben.
Bei der konservativeren Variante dynamischer oder auch variabler Ladepreise gibt es keine Spotpreiskopplung. Der Anbieter setzt feste Zeitfenster mit niedrigeren Preisen. Eon Drive Infrastructure hat dieses Modell 2023 in der dänischen Hauptstadt Kopenhagen getestet. Mittags oder spätabends kostete die Kilowattstunde weniger. Viele Ladevorgänge verlagerten sich so in die rabattierten Zeitfenster. Die waren um 25 Prozent besser ausgelastet als vorher, so Andreas Zelles, der bei der Eon-Tochter fürs Pricing zuständig ist.
Aktuell wird überlegt, in Dänemark Preise einzuführen, die sich während des Ladens anpassen. Beispiel: Das Auto wird um 18 Uhr angesteckt, der eigentliche Ladevorgang beginnt jedoch erst um Mitternacht, wenn die Preise niedriger sind. Zudem erwägt Eon Drive Infrastructure, auch in Deutschland mit variablen Preisen zu starten. Dynamic Pricing könnte hierzulande beim Destination Charging ein attraktives Modell sein; also beim Laden an Hotels, Supermärkten oder Parkhäusern. Zu Beginn würden dabei wiederkehrende Zeitfenster gesetzt, um den Einstieg für die Nutzerinnen und Nutzer zu vereinfachen.
Auch im Sommer scheint nicht immer die Sonne
Doch was ist grundsätzlich die bessere Variante, Zeitfenster oder Spotpreis-Kopplung? Beide hätten Vor- und Nachteile, so Zelles. Zeitfenster seien für Kunden einfach: Sie wissen, wann das Laden billiger ist, etwa mittags. "Aber das funktioniert nur so lange, wie tatsächlich ausreichende Mengen erneuerbarer Energie verfügbar sind. Es gibt auch Sommertage ohne Sonne und Wind – dann kann Strom auch zur Mittagszeit teuer sein", so Zelles. Die Spotpreiskopplung wiederum spiegele die tatsächliche Marktlage wider. Das sei volkswirtschaftlich effizient und helfe, Erzeugung und Verbrauch besser in Einklang zu bringen. Nachteil: Die Preise schwanken stark. Das erfordere Transparenz, zudem müsste es verlässliche Kommunikationswege geben: Echtzeit-Preisinformationen, die im Navigationssystem des Pkws oder über eine Lade-App abrufbar sind.
Welchen Effekt Dynamic Pricing hat, wenn es sich mal durchsetzt? Hier unterscheidet Zelles zwischen der Netzstabilität an einem Ort und der Stabilisierung des Gesamtenergiesystems. Dynamische Preise könnten lokal zu einer höheren gleichzeitigen Netznutzung führen, was unter Umständen die Niederspannungsnetze belaste. Etwas ganz anderes sei die Wirkung auf das Gesamtenergiesystem. Dieses werde durch die Verlagerung des Verbrauchs – weg von den Spitzenlastzeiten, hin zu Zeiten mit geringer Nachfrage – spürbar entlastet. Gleichzeitig würden Stromüberschüsse effizienter nutzbar. "In Phasen, in denen die Einspeisung aus Wind und Sonne so hoch ist, dass die Strompreise nahe null oder sogar negativ sind, ist es besonders sinnvoll, das Laden zu bündeln."
Bei EWE Go, Tochter des Oldenburger Energieversorgers EWE, sind Preisexperimente derzeit noch kein Thema. "Es ist wichtig, Vertrauen in den Markt zu bekommen", so Josephine Lustig, Leiterin Produktmanagement & Marketing. "Für uns stehen Sicherheit, Verlässlichkeit und ein einfaches Pricing im Vordergrund – das ist aktuell unsere Grundstrategie." Entsprechend gibt es auch nur zwei Preise: 52 ct/KWh an den eigenen Ladesäulen, sonst 62 ct/KWh. Zwischen AC und DC wird auch nicht mehr unterschieden, um das Schnellladen attraktiver zu machen.
In einigen Jahren könnten dynamische Preise aber durchaus eine Option sein, so Lustig. Dann, wenn sich der Markt konsolidiert hat und das Thema E-Mobilität nicht mehr der Aufreger ist wie heute teilweise noch. Begünstigende Faktoren wären der weitere Ausbau des EWE-Go-Ladenetzes kombiniert mit dem Hochlauf des gesamten E-Mobilitäts-Marktes. "In Zukunft haben die Kunden auch viel mehr Routine. Sie kennen ihren Anbieter schon länger und sind eher bereit, sich auf ein neues Preismodell einzulassen." Aus aktueller Sicht wäre für Lustig die konservative Variante mit Preisnachlässen innerhalb fester Zeitfenster der erste Schritt. So ließe sich die Auslastung der Ladesäulen zu bestimmten Zeiten gezielt erhöhen.
