Wie dynamische Netzentgelte Stromnetze entlasten können

Das Konsortium des Projekts Grids & Benefits hat bei einer Abschlussveranstaltung die Ergebnisse präsentiert. In einem Pilotvorhaben wurde praxisnah demonstriert, wie dynamische Netzentgelte im Verteilnetz umgesetzt werden können und wie sie markt- und netzdienliches Laden von Elektrofahrzeugen ermöglichen – beim öffentlichen Laden und zu Hause.

Bmw ix3 bmw wallbox professional bidirektionales laden dc — Bild: BMW Group

Erklärtes Ziel von Grids & Benefits zum Start im März 2025 war es, erstmalig smartes und bidirektionales Laden stromnetzdienlich auf allen Netzebenen zugleich zu steuern. Dabei sollten mehrere Konzepte erprobt werden, die das Zusammenspiel des Ladens von E-Autos mit dem Stromsystem umgesetzt werden kann – also vor allem das Laden in Zeiten, wenn Wind und Sonne im Überfluss verfügbar sind. Aber auch, wie Strom aus den E-Auto-Akkus genutzt werden kann, wenn die Nachfrage hoch ist oder die Netze stabilisiert werden müssen.

Aber: „Bislang fehlte jedoch ein wirksames Signal für die aktuelle Netzauslastung sowie ein Anreiz für Endverbraucher, sich netzdienlich zu verhalten“wie es in der Mitteilung von UnternehmerTUM anlässlich der Abschlussveranstaltung heißt. „Grids & Benefits schließt diese Lücke: Erstmals wird der Netzzustand über dynamische Netzentgelte transparent abgebildet.“ Zwar gibt es schon erste Projekte im Regelbetrieb, um über unterschiedliche Ladepreise das Verhalten der Endnutzer zu beeinflussen (etwa an Enercity-Schnellladern in Hannover), in der Breite gibt es solche Angebote aber tatsächlich noch nicht.

Bei Grids & Benefits steht die Niederspannung bzw. die Wirkung eines solchen Preissignals in diesem Bereich im Fokus. 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. Technisch umgesetzt wurde das Projekt über die IT-Infrastruktur der StromGedacht App von TransnetBW.

Im Testzeitraum 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 dieser Preissignale wird in der Mitteilung als „deutlich“ beschrieben. So konnten im Testzeitraum über 70 Prozent der Ladevorgänge sowie rund 20 Prozent der geladenen Energie im Aggregatoren-Anwendungsfall netzdienlich verschoben. Für Verbraucher ergab sich im Pilot eine durchschnittliche Reduktion der Netzentgelte um zwei Cent pro Kilowattstunde, in der Spitze bis zu zehn Cent. Und 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“, heißt es in der Mitteilung. „Die Ergebnisse deuten auf eine geringere zeitliche Flexibilität beim öffentlichen Laden hin. Systemische und volkswirtschaftliche Effekte wurden im Projekt nicht abschließend untersucht.“

unternehmertum.de