Stromnetze sind das Rückgrat des Energiesystems. Durch den Ausbau erneuerbarer Energien sowie die zunehmende Elektrifizierung von Mobilität und Wärme geraten sie jedoch zunehmend unter Druck. Vor diesem Hintergrund gewinnen Instrumente zur effizienteren Netzauslastung an Bedeutung. Auch die Bundesnetzagentur reformiert derzeit im Rahmen des AgNes-Prozesses die Netzentgeltsystematik – hier setzt Grids & Benefits an.
Ein interdisziplinäres Konsortium aus Netzbetreibern, Energieversorgern, Aggregatoren, Fahrzeugherstellern, Wissenschaftlern und Beratern entwickelte zwischen März und Dezember 2025 ein grundlegendes Konzept zur Berechnung dynamischer Netzentgelte und erprobte dieses in einem Feldtest. Ziel war es, das Lastverschiebepotenzial sowie mögliche Kosteneinsparungen für Verbraucher zu bewerten.
Unter der Leitung von UnternehmerTUM waren beteiligt: Bayernwerk Netz, BMW, LEW Verteilnetz, EWE Netz, TransnetBW, Maingau Energie, Neon Neue Energieökonomik, Octopus Energy, The Mobility House Energy, TenneT Germany sowie die RWTH Aachen Universität.
Entlastung durch markt- und netzdienliche Preisanreize
Mit der zunehmenden Elektrifizierung steigt die Belastung der Verteil- und Übertragungsnetze deutlich. Für eine breite Marktdurchdringung der Elektromobilität ist eine intelligente Steuerung von Ladevorgängen daher entscheidend. Elektrofahrzeuge sollten bevorzugt dann laden, wenn viel erneuerbarer Strom verfügbar ist oder das Netz freie Kapazitäten aufweist. Bislang fehlte jedoch ein wirksames Signal für die aktuelle Netzauslastung sowie ein Anreiz für Endverbraucher, sich netzdienlich zu verhalten. Grids & Benefits schließt diese Lücke. Erstmals wird der Netzzustand über dynamische Netzentgelte transparent abgebildet.
Die Wirkung eines solchen Preissignals wurde anhand von Elektrofahrzeugen im Niederspannungsnetz untersucht. Das Netzentgelt wurde dabei aus der Netzlast und den spezifischen Engpasskosten auf Höchst-, Hoch- und Mittelspannungsebene abgeleitet. Das Ziel besteht darin, die Engpasskosten zu senken und den Netzausbau langfristig effizienter zu gestalten. „Mit Grids & Benefits zeigen wir, wie Flexibilität auf der Nachfrageseite gezielt aktiviert werden kann – technisch machbar, automatisiert und mit echtem Mehrwert für die Netzinfrastruktur und die Kund:innen“, sagt Veronika Brandmeier, Leiterin von UnternehmerTUM Energy.
Ladevorgänge verschieben sich in netzdienliche Zeitfenster
Im Rahmen des Pilotprojekts wurden 10.600 Kundinnen und Kunden von Maingau durch vergünstigte Ladepreise dazu angereizt, in netzdienlichen Zeitfenstern an öffentlichen Ladepunkten zu laden. Zusätzlich nahmen rund 500 Personen der Aggregatoren The Mobility House Energy und Octopus Energy am Laden zu Hause mit dynamischen Netzentgelten teil. Hierzu berechneten EWE Netz, LEW Verteilnetz, Bayernwerk Netz und TransnetBW netzgebietsspezifische, viertelstundenscharfe Netzentgelte, die jeweils am Vortag veröffentlicht wurden. Die Aggregatoren integrierten diese in ihre Optimierungslogiken und machten die Netzauslastung so zu einem wirksamen Preissignal.
Die Wirkung war deutlich: Über 80 Prozent der Ladevorgänge sowie rund 20 Prozent der geladenen Energie wurden im Anwendungsfall der Aggregatoren netzdienlich verschoben. Für die Verbraucher ergab sich im Pilotprojekt eine durchschnittliche Reduktion der Netzentgelte um 2 Cent pro Kilowattstunde, in der Spitze sogar um bis zu 10 Cent. Beim öffentlichen Laden informierte die Maingau-Autostrom-App über vergünstigte Zeitfenster. Ab einer Preisreduzierung von 20 Cent pro Kilowattstunde zeigten Kundinnen und Kunden eine erkennbare Bereitschaft zur Anpassung ihres Ladeverhaltens. Rund zehn Prozent der Ladevorgänge konnten so verschoben werden. Die Ergebnisse deuten auf eine geringere zeitliche Flexibilität beim öffentlichen Laden hin. Systemische und volkswirtschaftliche Effekte wurden im Projekt nicht abschließend untersucht.
Dynamische Netzentgelte über alle Netzebenen hinweg
Das Projekt wurde technisch über die IT-Infrastruktur der StromGedacht-App von TransnetBW umgesetzt. Das Konsortium zeigt damit, wie dynamische Netzentgelte automatisiert sowie zeitlich und räumlich aufgelöst über Netzebenen hinweg an Marktteilnehmer übermittelt werden können. Für eine flächendeckende Skalierung muss die pilotierte Prozesskette nun in die bestehende Marktkommunikation integriert werden.
