Wie können Kundinnen und Kunden dazu beitragen, Stromnetze effizienter zu nutzen? Das zeigt das Co-Innovationsprojekt Grids & Benefits. In einem Pilotvorhaben wurde erstmals praxisnah demonstriert, wie dynamische Netzentgelte im Verteilnetz umgesetzt werden können – und wie sie markt- und netzdienliches Laden von Elektroautos ermöglichen.
Stromnetze sind das Rückgrat des Energiesystems. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien sowie der zunehmenden Elektrifizierung von Mobilität und Wärme geraten sie jedoch zunehmend unter Druck. Vor diesem Hintergrund gewinnen neue Instrumente für eine effizientere Netzauslastung an Bedeutung. Auch die Bundesnetzagentur reformiert derzeit im Rahmen des AgNes-Prozesses die Netzentgeltsystematik – hier setzt Grids & Benefits an.
Zwischen März und Dezember 2025 entwickelte ein interdisziplinäres Konsortium aus Netzbetreibern, Energieversorgern, Aggregatoren, Fahrzeugherstellern, Wissenschaft und Beratung 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.
Entlastung der Stromnetze durch markt- und netzdienliche Preisanreize
Mit der zunehmenden Elektrifizierung steigt die Belastung der Verteil- und Übertragungsnetze deutlich. Für eine breite Marktdurchdringung der Elektromobilität ist daher eine intelligente Steuerung von Ladevorgängen entscheidend. Elektroautos 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 und bildet den Netzzustand über dynamische Netzentgelte transparent ab.
Die Wirkung eines solchen Preissignals wurde anhand von Elektroautos in der Niederspannung untersucht. Das Netzentgelt leitete sich aus Netzlast und spezifischen Engpasskosten auf Höchst-, Hoch- und Mittelspannungsebene ab. Ziel ist es, 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 Netzinfrastruktur und Kund:innen“, sagt Veronika Brandmeier, Head of UnternehmerTUM Energy.
Im Rahmen des Pilotprojekts wurden 10.600 Kundinnen und Kunden von Maingau an öffentlichen Ladepunkten durch vergünstigte Ladepreise dazu angereizt, in netzdienlichen Zeitfenstern zu laden. Zusätzlich nahmen rund 500 Personen der Aggregatoren The Mobility House Energy und Octopus Energy beim Laden zu Hause mit dynamischen Netzentgelten teil. Hierfür 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 erstmals zu einem wirksamen Preissignal.
Die Wirkung war deutlich: Über 70 Prozent der Ladevorgänge sowie rund 20 Prozent der geladenen Energie wurden im Aggregatoren-Anwendungsfall netzdienlich verschoben. Für Verbraucher ergab sich im Pilot eine durchschnittliche Senkung der Netzentgelte um 2 Cent pro Kilowattstunde, in der Spitze 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 10 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.
Vollautomatisierte, skalierbare Technologiekette
Technisch umgesetzt wurde das Projekt über die IT-Infrastruktur der StromGedacht App von TransnetBW. 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 gilt es nun, die pilotierte Prozesskette in die bestehende Marktkommunikation zu integrieren.
Quelle: UnternehmerTUM – Pressemitteilung vom 29.01.2026
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