Ein Auto steht von abends bis morgens an der Steckdose. Wann es innerhalb dieser Frist lädt, ist in vielen Fällen offen. Eine Wärmepumpe kann unter geeigneten Bedingungen einen Speicher vorher laden oder die Temperatur eines Gebäudes kurz nutzen. Ein Krankenhaus oder ein laufender industrieller Prozess hat oft engere Zeitgrenzen. Wie viel Nachfrage flexibel ist, ergibt sich aus Millionen solcher Aufgaben und den Bedingungen vor Ort. Ariadne, Szenarienreport zur Klimaneutralität · Bundesnetzagentur, steuerbare Verbrauchseinrichtungen
Zeitfenster und nachgeholter Verbrauch
Nehmen wir einen vereinfachten Ladevorgang von 12 kWh über zwei Stunden. Beginnt er später, fallen in den ersten zwei Stunden 6 kW Last weg. In den zwei späteren Ladestunden kommen dieselben 6 kW dazu. Für den Kunden bleibt die bezogene Energiemenge im Beispiel gleich. Für einen Netzbetreiber kann die Verschiebung helfen, wenn die Leitung später freie Kapazität hat. Wenn viele Geräte zeitgleich auf das billigste Intervall reagieren, kann dort eine neue Lastspitze auftreten. Deshalb gehören Verschiebedauer, erwartete Rückkehr der Last und örtlicher Anschluss zur Rechnung. Bundesnetzagentur, Hinweise zu zeitvariablen Netzentgelten
Ein günstiger Marktpreis und ein freies Netz sind zwei Signale
Ein dynamischer Tarif kann eine überregionale Marktsituation an den Kunden weitergeben. Ein zeitvariables Netzentgelt setzt ein Signal zum örtlichen Netz. § 14a EnWG und die Festlegungen der Bundesnetzagentur regeln daneben, wie Netzbetreiber bestimmte steuerbare Verbraucher bei drohender Überlastung vorübergehend begrenzen können. Dafür gibt es reduzierte Netzentgelte nach den festgelegten Modulen. Der Nutzen hängt unter anderem davon ab, ob der Verbraucher über eine passende Messung und Steuerung verfügt und ob der Netzbetreiber das Verfahren tatsächlich anbietet. Die Bundesnetzagentur eröffnete 2026 Verfahren wegen mangelhafter Umsetzung von Netzentgeltreduzierungen. Bundesnetzagentur, § 14a EnWG · Verfahren im Mai 2026
Planbarkeit entscheidet darüber, wer mitmachen kann
Im Feldprojekt „Intelligentes Heimladen“ wertete Netze BW Ladedaten aus fünf Orten aus. Mit standortbezogenen Ladeplänen berechnete der Betreiber ein Potenzial von rund 30 bis 50 Prozent weniger Spitzenlast durch die teilnehmenden Elektroautos. Das ist der Ladeanteil, nicht die gesamte Last des Stromkreises. In Ettenheim sorgten Nachtspeicherheizungen auch ohne die Autos für eine hohe Last nach 22 Uhr. Dort musste der Ladeplan deshalb später ansetzen. Die Fallstudie zeigt, warum ein einheitliches Zeitfenster für alle Orte schlecht passen kann. Sie liefert keinen bundesweiten Wert für abrufbare Leistung. Netze BW, Projektbericht, Kapitel 6, Abbildungen 32 bis 35
Wer tagsüber zu Hause laden kann, hat häufig andere Spielräume als eine Person, die abends auf eine öffentliche Ladesäule angewiesen ist. Ein Betrieb kann einen Pufferspeicher oder ein Zwischenprodukt nutzen, wenn Lagerkapazität und Liefertermine das erlauben. Er braucht aber einen Anreiz, Ausfallrisiken und organisatorischen Aufwand zu tragen. Gute Pilotdaten zeigen den tatsächlich verlagerten Verbrauch, die Teilnahmequote und den Rückprall nach Freigabe. Ein theoretischer Maximalwert für alle Geräte überschätzt den Beitrag, wenn nur ein Teil erreichbar ist oder mehrere Anwendungen gleichzeitig an ihre Fristen stoßen. Versorgungssicherheitsbericht 2025, Anhang 5, Nachfrageflexibilitäten
Für die Planung ist daher eine messbare Zusage hilfreicher als eine Summe installierter Geräte: wie viele MW, an welchem Ort, für welche Dauer, mit welcher Vorwarnzeit. Die Folgen für Rechnungen stehen im Preisdossier. Warum solche Annahmen das Ergebnis von Modellen verändern, erklärt das Dossier zur Versorgungssicherheit.