Rückblick: Projektabschluss Park4Flex am 15. April 2026

Am 15. April 2026 luden die Projektpartner zur Abschlussveranstaltung des Forschungs- und Demonstrationsprojekts Park4Flex (Parkraumbeteiligung an der marktbasierten Flexibilitätsbereitstellung zur Netzstabilisierung bei steigender Integration von Erneuerbaren Energien) an die Universität Stuttgart ein. Im Fakultätsratsaal präsentierten die Konsortialpartner zentrale Ergebnisse aus dreieinhalb Jahren Projektarbeit.

Von November 2022 bis April 2026 untersuchte Park4Flex, wie Flexibilitäten aus Elektrofahrzeugen in konzentrierten Parkräumen aggregiert und marktbasiert zur Stützung des Netzbetriebs bereitgestellt werden können. Ziel war es, einen Beitrag zur besseren Integration erneuerbarer Energien in das Stromnetz zu leisten und zugleich die Versorgungssicherheit zu unterstützen.

Prof. Dr. Krzysztof Rudion (IEH, Universität Stuttgart) eröffnete die Veranstaltung mit einer Einordnung der energiewirtschaftlichen Ausgangslage. Er verdeutlichte, dass der Hochlauf der Elektromobilität und die Transformation der Stromerzeugung hin zu volatilen erneuerbaren Quellen das Energiesystem vor wachsende Herausforderungen stellen. Ende 2025 waren in Deutschland bereits über zwei Millionen reine Batteriefahrzeuge zugelassen. Die zentrale Botschaft: Das Energiesystem braucht Flexibilität. Vor diesem Hintergrund stellte Rudion das Projekt Park4Flex vor – von der Forschungsfrage über die Projektphasen bis hin zur Struktur des Konsortiums.

Im Anschluss übermittelte Dr. Markus Alexander Kopsch (Forschungszentrum Jülich GmbH), der per Livestream zugeschaltet war, die Grüße des Projektträgers und gab einen kurzen Einblick in die administrativen Rahmenbedingungen sowie den formalen Projektabschluss.

Dr. Jochen Bammert (TransnetBW) ordnete das Thema anschließend aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers ein. TransnetBW ist als ÜNB Bedarfsträger für Flexibilität – also für die gezielte Veränderung von Einspeisung oder Entnahme als Reaktion auf Markt- oder Netzsignale. Neben dem Netzausbau sei Flexibilität ein unerlässlicher Baustein für das Gelingen der Energiewende. Bammert zeigte, wie dezentrale Flexibilitätsquellen – von Elektrofahrzeugen über Wärmepumpen bis hin zu Heimspeichern – zunehmend zur Deckung des Flexibilitätsbedarfs beitragen können, etwa im Kontext von Redispatch-Maßnahmen. Zudem stellte er laufende Projekte wie BDL („Echt Grünes Laden“), BANULA, Bid-E-V („Bidirektionale Elektrische Vans“) und OctoFlexBW vor. Gleichzeitig machte er deutlich, dass weiterhin Handlungsbedarf besteht, beispielsweise bei der Erschließung von Flexibilität im Logistiksektor.

Marcel Schepers (EnBW Virtuelles Kraftwerk) beleuchtete die Vermarktungsseite dezentraler Flexibilitäten. Im Fokus stand die Frage, wie sich Flexibilität aus AC-Ladevorgängen von Elektrofahrzeugen wirtschaftlich nutzen lässt – etwa durch die gezielte, temporäre Pausierung von Ladevorgängen auf Basis von Preissignalen. Als zentrale Einsatzgebiete nannte Schepers den Day-Ahead- und den Intraday-Markt, deren Volatilität in den vergangenen Jahren deutlich zugenommen haben. Entscheidend sei dabei das Zusammenspiel der verschiedenen Akteure. Zugleich gab er einen praxisnahen Einblick in verbleibende Herausforderungen aus Sicht des Vermarkters.

Philipp Metzler (ChargeHere) betrachtete das Thema aus Sicht eines Hardware-Herstellers. Bestehende Schnittstellen bieten grundsätzlich vielfältige Möglichkeiten zur Flexibilitätsbereitstellung, die praktische Umsetzung im Parkraum bleibt jedoch anspruchsvoll. So funktioniert die OCPP-basierte Laststeuerung gut, während die Kommunikation zwischen Backends über ISO 15118-2 Plug & Charge nur bedingt geeignet ist und die Marktkommunikation noch deutlichen Entwicklungsbedarf aufweist.

Julia Müller (SmartGridsBW) stellte die Ergebnisse der im Projekt durchgeführten Sozialforschungsmaßnahmen zur Beleuchtung der Kund*innensicht vor. Im Rahmen eines Mixed-Methods-Designs wurden eine qualitative Tiefenbefragung sowie eine repräsentative quantitative Erhebung durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen ein differenziertes Bild: Leistungsgesteuertes, unidirektionales Laden wird von den Befragten grundsätzlich als nachvollziehbar eingestuft und bei entsprechenden finanziellen Anreizen als akzeptabel bewertet. Bidirektionales Laden hingegen ist für die Mehrheit schwer greifbar – mehr als die Hälfte der Befragten gab an nicht zu wissen, dass Elektrofahrzeuge perspektivisch Strom ins Netz zurückspeisen können. Insgesamt wurde deutlich, dass Nutzerakzeptanz maßgeblich von Kontrolle, Einfachheit und finanziellen Anreizen abhängt.

Henrik Wissel (IEH, Universität Stuttgart) untersuchte, ob sich Stromkosten durch eine zeitliche Steuerung von Ladevorgängen in der Praxis senken lassen. Die Ergebnisse sind vielversprechend: Im besten Fall konnten die Ladekosten um bis zu 33,8 Prozent reduziert werden. Auch der Feldtest zeigte, dass die Steuerung in der Praxis funktioniert: Ladevorgänge ließen sich pausieren, Stromgrenzen einhalten und Energie gezielt verteilen. Wissels zentrales Fazit: Je mehr Informationen verfügbar sind, desto besser fallen die Optimierungsergebnisse aus.

Stefan Köbel (IEH, Universität Stuttgart) weitete den Blick anschließend von den Ladesäulen auf die Parkräume Baden-Württembergs insgesamt. Auf Basis einer Modellierung der Mobilität im Land zeigte er, wie durch Aggregation großflächige Systembetrachtungen und Potenzialanalysen möglich werden. Die Ergebnisse zeigen: Optimiertes Laden kann die effektiven Stromkosten gegenüber ungesteuertem Laden um mindestens 20 Prozent senken, bei einem um 50 Prozent überdimensionierten Netzanschluss sogar um bis zu 35 Prozent. Bidirektionale Ladeoptimierung bringt bei hohen Ladebedarfen gegenüber der unidirektionalen Optimierung hingegen nur eine geringe Zusatzersparnis von etwa 1 Euro pro Megawattstunde.