18.02.2026 – Zwölf Partner demonstrieren, wie sich dynamische Netzentgelte im Verteilnetz umsetzen lassen – und netzdienliches Laden von Elektrofahrzeugen fördern.
Bild: watz/stock.adobe.com (KI-generiert)
Mit der zunehmenden Elektrifizierung von Mobilität und Wärme steigt die Belastung der Verteil- und Übertragungsnetze deutlich. Vor diesem Hintergrund gewinnen neue Instrumente an Bedeutung, die Kund:innen motivieren, ihren Verbrauch an der aktuellen Netzkapazität auszurichten. Auch die Bundesnetzagentur reformiert derzeit im Rahmen des AgNes-Prozesses die Netzentgeltsystematik. Übergreifendes Ziel ist es, Anreize für netzdienliches Verhalten zu schaffen, Engpasskosten zu senken und den Netzausbau langfristig effizienter zu gestalten.
Bislang fehlte jedoch ein wirksames Signal für die aktuelle Netzauslastung sowie ein Anreiz für Endkund:innen, sich netzdienlich zu verhalten – also zum Beispiel Elektroautos dann zu laden, wenn erneuerbare Energien andernfalls abgeregelt würden.
Das Projekt
Grids & Benefits schließt diese Lücke. Zwischen März und Dezember 2025 entwickelte ein interdisziplinäres Konsortium aus Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Energieversorgern, Aggregatoren, Fahrzeugherstellern, Wissenschaft und Beratung ein grundlegendes Konzept zur Berechnung dynamischer Netzentgelte und erprobte dieses in einem Feldtest. Die Wirkung eines solchen Netzentgelts auf Verbraucher:innen in der Niederspannung wurde anhand von Elektrofahrzeugen untersucht. Das Preissignal leitete sich aus der Netzlast beziehungsweise spezifischen Engpasskosten (Redispatch) auf Höchst-, Hoch- und Mittelspannungsebene ab. Ziel war es, das damit verbundene Lastverschiebepotenzial sowie mögliche Kosteneinsparungen für Endkund:innen zu bewerten.
Unter der Leitung von UnternehmerTUM waren beteiligt: Bayernwerk Netz GmbH, BMW AG, LEW Verteilnetz GmbH, EWE NETZ GmbH, TransnetBW GmbH, MAINGAU Energie GmbH, Neon Neue Energieökonomik, Octopus Energy Germany GmbH, The Mobility House Energy GmbH, TenneT Germany sowie die RWTH Aachen Universität.
Pilotierung und Ergebnisse
Im Rahmen des Pilotprojekts wurden 10.600 Kund:innen von MAINGAU an öffentlichen Ladepunkten durch vergünstigte Ladepreise dazu angereizt, in netzdienlichen Zeitfenstern zu laden. Zusätzlich nahmen rund 500 Kund:innen der Aggregatoren The Mobility House Energy und Octopus Energy beim Laden zu Hause mit dynamischen Netzentgelten am Pilotprojekt teil.
Hierfür berechneten EWE NETZ, LEW Verteilnetz, Bayernwerk Netz und TransnetBW netzgebietsspezifische, viertelstundenscharfe Netzentgelte, die jeweils am Vortag um 10:00 Uhr veröffentlicht wurden. Die Aggregatoren integrierten diese Netzentgelte in ihre bestehenden Optimierungslogiken und machten die Netzauslastung damit erstmals zu einem wirksamen Preissignal für Kund:innen.
Die Wirkung war deutlich: Über 70 Prozent der Ladevorgänge sowie rund 20 Prozent der geladenen Energie wurden im Anwendungsfall der Aggregatoren The Mobility House Energy und Octopus Energy netzdienlich verschoben. Insgesamt zeigte sich eine klare Verlagerung der Ladevorgänge in Zeiten geringerer Netzauslastung. Für Verbraucher:innen bedeutete das im Piloten umgesetzte Konzept eine durchschnittliche Reduktion der Netzentgelte um 2 Cent pro Kilowattstunde, in der Spitze sogar bis zu 9 Cent pro Kilowattstunde.
Beim öffentlichen Laden informierte die MAINGAU Autostrom App über vergünstigte Zeitfenster. Ab einer Preisreduzierung von 20 Cent pro Kilowattstunde zeigten Kund:innen eine erkennbare Bereitschaft zur aktiven Anpassung ihres Ladeverhaltens; wodurch bis zu 10 Prozent der Ladevorgänge in netzdienliche Zeitfenster verschoben werden konnten.
Vollautomatisierte, skalierbare Technologiekette
Technisch umgesetzt wurde das Projekt über die IT-Infrastruktur der StromGedacht App des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW. Das Konsortium zeigt damit, wie dynamische Netzentgelte netzebenenübergreifend, automatisiert sowie zeitlich und räumlich aufgelöst von Verteilnetzbetreibern an Marktteilnehmer übermittelt werden können. „Für ein stabiles und zukunftsfähiges Energiesystem müssen wir die immensen Potenziale dezentraler Flexibilität, beispielsweise von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und PV-Heimspeichern, über alle Netzebenen hinweg nutzen. Dafür ist eine passende digitale Infrastruktur erforderlich. Deshalb haben wir die StromGedacht-Infrastruktur sehr gerne für das Projekt, Grids & Benefits’ zur Verfügung gestellt. Das Projekt zeigt eindrucksvoll, wie marktliche Signale und Netzanforderungen automatisiert, skalierbar und mit Relevanz für das Gesamtsystem zusammengeführt werden können”, sagt Dr. Werner Götz, CEO, TransnetBW.
Politik und Regulierung gefordert
Für eine flächendeckende Skalierung gilt es nun, die im Projekt pilotierte, provisorische Prozesskette in die bestehende Marktkommunikation zu integrieren, sodass dynamische Netzentgelte künftig von Verteilnetzbetreibern bundesweit effizient angewendet werden können. Dass auch dabei differenziert werden muss, macht Stephan Fettke, Leiter Assetmanagement der LEW Verteilnetz GmbH deutlich: “Die dynamischen Netzentgelte im LEW Netz zeigen ein stark wiederkehrendes tägliches Muster: Hochlast morgens und abends, hohe Rückspeisung in den Mittagsstunden. Das bedeutet, dass in manchen sonnengeprägten Netzen keine tägliche Anpassung notwendig ist, ganz im Gegensatz zu windgeprägten Verteilnetzen. Die Reform der Netzentgelte sollte diese Unterschiede zwischen VNB unbedingt berücksichtigen, um eine möglichst einfache und pragmatische Umsetzung zu ermöglichen.“ (pq)
https://www.unternehmertum.de/landingpages/grids-and-benefits