Immer wieder verursacht die Energiewende auch Paradoxien: Während Millionen Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Heimspeicher in Haushalten hierzulande installiert werden, bleiben ihre enormen Flexibilitätspotenziale fürs Stromnetz meist ungenutzt. Zwei aktuelle Forschungsprojekte wollen das nun ändern. Dabei setzen sie auf digitale Vernetzung bislang getrennter Sektoren sowie auf intelligente Preissignale, die Verbraucher zu netzdienlichem Verhalten motivieren. Beides wird dringend für eine erfolgreiche Energiewende gebraucht.
Das Forschungsprojekt Dataflex verfolgt einen ambitionierten Ansatz: Erstmals sollen bestehende, bislang voneinander isolierte Datenökosysteme aus Energie, Verkehr und Wärme digital miteinander verknüpft werden. Im Mittelpunkt steht die Einbindung von Millionen dezentraler Verbraucher und Speicher ins Energiesystem. Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Heimspeicher sollen nicht länger passive Abnehmer sein, sondern aktiv zur Netzstabilität beitragen. Auch deshalb wird das Projekt vom Bundeswirtschaftsministerium mit sieben Millionen Euro gefördert.
Das Konsortium unter der Leitung des Übertragungsnetzbetreibers Tennet verfolgt innerhalb des 18-monatigen Projektzeitraums drei zentrale Ziele. Zunächst geht es um den sektorenübergreifenden Datenaustausch: Bestehende Datenökosysteme wie Energy Data-X und Catena-X werden miteinander verknüpft, um den Abruf dezentraler Flexibilitäten über verschiedene Sektoren hinweg zu ermöglichen.
Darüber hinaus werden neue Marktmechanismen und Anreizmodelle für Flexibilitäten entwickelt und erprobt. Begleitendes Monitoring soll Fehlanreize erkennen und den volkswirtschaftlichen Mehrwert ermitteln. Schließlich wird die Praxistauglichkeit der Ansätze in Modellregionen innerhalb der Regelzonen von Transnet BW und Tennet unter realen Bedingungen getestet – mit einer aggregierten Leistung von über einem Megawatt.
Redispatch mit dezentralen Ressourcen ermöglichen
In der Praxis bedeutet dieses Projekt einen echten Paradigmenwechsel. Denn erstmals wird gezeigt, wie sich kleinteilige dezentrale Verbraucher und Speicher gezielt für Redispatch-Maßnahmen einsetzen lassen. Bislang greifen Netzbetreiber bei Netzengpässen auf konventionelle Kraftwerke zurück, um Erzeugung und Last regional auszubalancieren.
Dataflex demonstriert, dass auch Tausende verteilte Verbraucher diese Aufgabe übernehmen können. Vorausgesetzt, sie sind digital vernetzt und können mit marktbasierten Signalen angesteuert werden.
Dynamische Netzentgelte als Preissignal
„Die Energiewelt von morgen braucht eine intelligente, digitale Verbindung – zwischen Strom, Wärme und Mobilität“, erklärt Kathrin Günther. Sie ist oberste Transformationsbeauftragte, bei Tennet, neudeutsch Chief Transformation Officer. „Bereits im Testbetrieb zeigt sich, welches Potenzial in dieser Flexibilität steckt: über ein Megawatt – marktbasiert, effizient und sektorenübergreifend.“ Der Nutzen dezentraler Flexibilitäten liegt insbesondere in der Bereitstellung zusätzlichen Hochfahrpotenzials, das durch die zeitliche Verschiebung von Lasten ermöglicht wird. So können sie einen wichtigen Beitrag in der Systemführung leisten, um den Wegfall konventioneller Kraftwerkskapazitäten auszugleichen.
Während Dataflex die übergreifende Dateninfrastruktur schafft, setzt das Co-Innovationsprojekt Grids & Benefits an einem konkreten Hebel an: dynamischen Netzentgelten im Verteilnetz. Unter der Leitung von Unternehmer-TUM Energy, einem Innovations- und Kooperationsformat der TU München, haben Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, Energieversorger sowie Aggregatoren, Fahrzeughersteller und Wissenschaftler bis Ende 2025 erstmals praxisnah demonstriert, wie sich der aktuelle Netzzustand in ein wirksames Preissignal für Endkunden übersetzen lässt.
Das Grundprinzip ist einfach: E-Fahrzeuge sollten bevorzugt dann laden, wenn Ökostrom reichlich verfügbar ist oder das Netz über freie Kapazitäten verfügt. Bislang fehlte jedoch ein transparentes Signal für die aktuelle Netzauslastung – und damit ein Anreiz für Verbraucher, sich netzdienlich zu verhalten. Das Pilotprojekt Grids & Benefits schließt diese Lücke, indem netzgebietsspezifische, viertelstundenscharfe Netzentgelte berechnet und jeweils am Vortag um 10 Uhr veröffentlicht werden. Die beteiligten Verteilnetzbetreiber EWE Netz, LEW Verteilnetz und Bayernwerk Netz sowie der Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW lieferten dafür die Datengrundlage.
Über 70 Prozent der Ladevorgänge verschoben
Schon die ersten Ergebnisse des Feldtests sind bemerkenswert. Im Anwendungsfall der Aggregatoren The Mobility House Energy und Octopus Energy, bei dem rund 500 Kunden beim Laden zu Hause teilnahmen, wurden über 70 Prozent der Ladevorgänge sowie rund 20 Prozent der geladenen Energie netzdienlich verschoben. Für die teilnehmenden Verbraucher bedeutete das eine durchschnittliche Reduktion der Netzentgelte um zwei Cent pro Kilowattstunde, in der Spitze sogar bis zu zehn Cent pro Kilowattstunde. Die Verlagerung der Ladevorgänge in Zeiten geringerer Netzauslastung erfolgte dabei vollautomatisiert über die Optimierungslogiken der Aggregatoren – ohne dass die Nutzer aktiv eingreifen mussten.
20 Cent pro Kilowattstunde weniger beeinflussen Kunden
Beim öffentlichen Laden zeigte sich ein differenzierteres Bild. Hier wurden 10.600 Kunden des Energieversorgers Maingau an öffentlichen Ladepunkten durch vergünstigte Ladepreise in netzdienliche Zeitfenster gelenkt. Die Maingau-Autostrom-App informierte über die reduzierten Preise. Ab einer Vergünstigung von 20 Cent pro Kilowattstunde zeigten Kunden eine erkennbare Bereitschaft, ihr Ladeverhalten anzupassen – allerdings konnten nur zehn Prozent der Ladevorgänge verschoben werden.
Die Ergebnisse deuten darauf, dass beim öffentlichen Laden grundsätzlich eine geringere zeitliche Flexibilität besteht als beim Laden an der heimischen Wallbox, wo das Fahrzeug oft über Stunden angeschlossen ist.
Technische Infrastruktur steht bereit
Technisch umgesetzt wurde Grids & Benefits über die IT-Infrastruktur der sogenannten Stromgedacht-App des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW. Das Konsortium konnte damit zeigen, dass dynamische Netzentgelte netzebenenübergreifend, automatisiert sowie zeitlich und räumlich aufgelöst von Verteilnetzbetreibern an Marktteilnehmer übermittelt werden können. „Dynamische Netzentgelte können dazu beitragen, die vorhandene Netzkapazität effizienter zu nutzen und Investitionen volkswirtschaftlich sinnvoll zu steuern“, sagt Markus Binder, Finanzchef bei Tennet.
Für eine flächendeckende Skalierung muss die im Projekt pilotierte Prozesskette allerdings noch in die bestehende Marktkommunikation integriert werden. Die systemischen und volkswirtschaftlichen Effekte sowie das langfristige Einsparpotenzial dynamischer Netzentgelte für Netzbetreiber wurden im Projekt nicht abschließend untersucht – hier besteht weiterer Forschungsbedarf.
Erkenntnisse fließen in Agnes-Prozess
Dataflex und Grids & Benefits ergänzen sich dabei auf verschiedenen Ebenen. Während Dataflex die sektorenübergreifende Datenbasis schafft und Marktmechanismen für den Abruf von Flexibilitäten entwickelt, liefert Grids & Benefits den Nachweis, dass dynamische Preissignale tatsächlich Verbraucherverhalten verändern und Netze entlasten können. Gemeinsam zeigen sie, dass die technischen Voraussetzungen für ein flexibles, dezentrales Energiesystem greifbar sind.
Die Ergebnisse kommen zu einem günstigen Zeitpunkt: Die Bundesnetzagentur reformiert derzeit im Rahmen des sogenannten Agnes-Prozesses die Netzentgeltsystematik. Die Erkenntnisse aus Grids & Benefits fließen unmittelbar in diese Debatte ein – und das ist auch gut so.
https://www.unternehmertum.de/landingpages/grids-and-benefits
Foto: BMW Group
Übertragungsnetzbetreiber
Neues Auswahlverfahren für Großbatteriespeicher startet
Die vier Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz, Amprion, Tennet Germany und Transnet BW stellen das Verfahren zur Vergabe von Netzanschlüssen für Großverbraucher und Speicheranlagen um. Ab April 2026 werden Anträge auf Anschluss an das Höchstspannungsnetz nicht mehr nach dem Windhundprinzip bearbeitet. Stattdessen kommt ein sogenanntes Reifegradverfahren zum Einsatz.
Im neuen Verfahren werden Anträge in festen Zyklen gesammelt und gemeinsam bewertet. Übersteigt die Zahl der eingereichten Projekte die verfügbaren Netzkapazitäten, erhalten die am weitesten entwickelten Projekte mit der höchsten Realisierungswahrscheinlichkeit den Zuschlag, teilen die Übertragungsnetzbetreiber mit. Bewertet werden unter anderem Flächensicherung, Genehmigungsstand, technisches Konzept, wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Antragsteller sowie der Netz- und Systemnutzen des Projekts. Ziel ist ein transparenter, diskriminierungsfreier und planbarer Prozess. Laut Übertragungsnetzbetreibern haben sich vergleichbare Verfahren bereits in Großbritannien und Norwegen bewährt.
Das Reifegradverfahren startet in den Regelzonen der vier Übertragungsnetzbetreiber mit einer ersten Informations- und Antragsphase ab April 2026. Bereits eingereichte Anträge, die noch nicht abschließend bearbeitet wurden, sollen ins neue Verfahren überführt werden. Die Umstellung erfolgt vor dem Hintergrund einer stark gestiegenen Nachfrage nach Netzanschlüssen.
https://www.netztransparenz.de
Foto: EnBW
