Stromnetze sind das Rückgrat des Energiesystem, geraten jedoch mit dem Hochlauf erneuerbarer Energien zunehmend unter Druck. So hat der deutsche Strommarkt hat 2025 einen weiteren strukturellen Wendepunkt erreicht. Erneuerbare Energien prägen nicht nur das Bild der öffentlichen Stromerzeugung, sondern verschieben auch die internen Kräfteverhältnisse. Erstmals stehen Windkraft und Photovoltaik gemeinsam an der Spitze der Nettostromproduktion. Eine möglichst effiziente Netzauslastung gewinnt daher zunehmend an Bedeutung. Genau hier setzt das Projekt „Grids & Benefits“ an.
Im Mittelpunkt des Projekts stand die Frage, ob Netzentgelte, die sich tagesaktuell und standortscharf am Zustand der Stromnetze orientieren, nicht nur theoretisch sinnvoll sind, sondern auch praktisch wirken. Über einen Zeitraum von rund zehn Monaten wurden dazu dynamische Netzentgelte berechnet und für die Optimierung des Ladeverhaltens von rund 500 Elektrofahrzeugen eingesetzt. Die Entgelte basierten auf Prognosen zum jeweiligen Netzzustand und wurden gezielt genutzt, um Ladeprozesse netz- und marktdienlich zu steuern. An dem Projekt waren unter anderem BMW, E.on, TenneT und Octopus Energy beteiligt. Koordiniert wurde das Vorhaben von der Start-up-Agentur UnternehmerTUM.
Ein zentrales Ergebnis des Feldversuchs ist die starke Spreizung dynamischer Netzentgelte zwischen einzelnen Verteilnetzgebieten. Je nach regionaler Netzstruktur, Auslastung und lokaler Engpasssituation unterschieden sich die berechneten Entgelte teils erheblich. Damit bestätigen die Projektergebnisse, dass pauschale oder bundesweit einheitliche Netzentgelte die tatsächlichen Kosten- und Belastungssituationen nur unzureichend abbilden.
Die dynamische Ausgestaltung ermöglichte hingegen eine deutlich feinere Steuerung. In Zeiten geringer Netzauslastung wurden niedrigere Entgelte angesetzt, während in angespannten Situationen höhere Preise gezielt Anreize zur Lastvermeidung setzten. Die Berechnung erfolgte tagesaktuell und mit hoher räumlicher Auflösung. Damit konnten lokale Netzbedingungen erstmals realitätsnah in Preissignale übersetzt werden.
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Vor dem Hintergrund der laufenden regulatorischen Diskussionen, insbesondere im Zusammenhang mit dem AgNes-Prozess der Bundesnetzagentur, liefern die Ergebnisse eine empirische Grundlage für die Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur. Sie zeigen, dass dynamische Netzentgelte nicht nur administrativ umsetzbar sind, sondern auch nachvollziehbare und wirksame Signale an Verbraucher senden können. Gleichzeitig wird deutlich, dass ihre Wirkung stark von der Qualität der Netzzustandsprognosen und der regionalen Differenzierung abhängt.
Lastverschiebung, Kostenvorteile und Systemeffekte
Besonders deutlich wurde die Wirkung der dynamischen Netzentgelte beim Ladeverhalten der beteiligten Elektrofahrzeuge. Die rund 500 Fahrzeuge, deren Ladevorgänge über mehrere Monate automatisiert optimiert wurden, reagierten klar auf die variierenden Preissignale. Ladevorgänge verlagerten sich systematisch in Zeiträume mit geringerer Netzauslastung, ohne dass ein aktives Eingreifen der Nutzer erforderlich war.
Diese netzdienliche Lastverschiebung trug dazu bei, lokale Lastspitzen zu reduzieren und vorhandene Infrastruktur effizienter zu nutzen. Gleichzeitig ergaben sich für die teilnehmenden Kunden messbare wirtschaftliche Vorteile. Abhängig von Standort, Netzgebiet und individuellem Nutzungsprofil konnten signifikante Einsparungen bei den Netzentgelten erzielt werden, ohne Einbußen bei Verfügbarkeit oder Komfort.
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Dynamische Netzentgelte wirken doppelt
Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass dynamische Netzentgelte eine doppelte Funktion erfüllen können. Einerseits stabilisieren sie das Stromsystem, indem sie Verbrauch zeitlich entzerren. Andererseits schaffen sie für Endkunden finanzielle Anreize, Flexibilität bereitzustellen. Mit dem wachsenden Anteil steuerbarer Verbraucher wie Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen oder Batteriespeichern gewinnt dieser Ansatz zusätzlich an Relevanz.
Das Projekt Grids & Benefits zeigt damit, dass dynamische Netzentgelte mehr sind als ein theoretisches Instrument der Regulierung. Unter realen Bedingungen können sie dazu beitragen, Kosten transparenter zu machen, Netze zu entlasten und Verbraucher aktiv in die Energiewende einzubinden. Die vorliegenden Ergebnisse liefern erstmals belastbare Felddaten – und dürften die Debatte über eine Reform der Netzentgelte nachhaltig prägen.
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