Eine erfolgreiche Netzintegration stellt einen zentralen Bestandteil für den zukünftigen Hochlauf der Elektromobilität und die Sektorkopplung dar. Dabei findet derzeit eine vielstimmige Diskussion statt, wie das Zusammenspiel zwischen dem Netz und der genutzten Kapazität organisiert werden kann. Dieser Bericht liefert eine stakeholderübergreifende Definition von Netzintegration, um eine gemeinsame Grundlage für die Diskussion bereitzustellen und eine Basis zur Einordnung neuer Themen beziehungsweise Ansätze (beispielsweise „Vehicle2Grid“) zu liefern. Netzintegration von Elektromobilität wird derart definiert, dass sie sich immer auf das konkrete lokale Netz bezieht, an das die jeweilige Ladeeinrichtung angeschlossen ist, dass der Netzbetreiber Kenntnis von der Installation hat und dass das Zusammenspiel zwischen dem Netz und der genutzten Kapazität organisiert werden kann. Letzteres kann sowohl allein kundenseitig zur Einhaltung der mit dem Netzbetreiber vertraglichen vereinbarten Verpflichtungen stattfinden (d. h. „netzverträglich“) als auch durch eine Beeinflussung des Lastverhaltens des Anschlussnehmers durch den Netzbetreiber z. B. mit Hilfe von Zeit-/ Lastfenstern, ad-hoc Steuerungssignalen und finanziellen Anreizen (d. h. „netzdienlich“).:Executive Summary 1 Motivation – Bedarf für ein gemeinsames Verständnis von Netzintegration 2 Definition von Netzintegration, Netzverträglichkeit und Netzdienlichkeit 3 Netzverträglichkeit und Netzdienlichkeit – Einordnung des Status Quo 4 Überblick über weiterführende Literatur 5 Anhang Abkürzungsverzeichnis Literaturverzeichnis Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Impressum

Aufgrund der steigenden Neuzulassungszahlen von batterieelektrischen Fahrzeugen und Plug-in-Hybriden, der neuen Zielsetzung von 14 Millionen E-Fahrzeugen im Jahr 2030 sowie der Weiterentwicklung der EU-Flottengrenzwerte wird der Ladeinfrastrukturbedarf in Deutschland in den kommenden Jahren weiter deutlich ansteigen. Die erfolgreiche Netzintegration von Elektromobilität in das Stromnetz stellt dafür eine zentrale Voraussetzung dar. Vor diesem Hintergrund hat die AG 5 der Nationalen Plattform Zukunft der Mobilität (NPM) gemeinsam mit Vertreter:innen der AG 1 und AG 6 das Thema der Netzintegration von privater Ladeinfrastruktur erneut diskutiert. Das Ziel des Berichts ist es, branchenübergreifende Konsenspunkte aufzuzeigen sowie Handlungsempfehlungen für die 20. Legislaturperiode zu erarbeiten. Im Fokus standen dabei insbesondere die Möglichkeiten zur präventiven netzdienlichen Steuerung von privater Ladeinfrastruktur. Die NPM kam zu dem Ergebnis, dass ein differenzierter Blick auf dieses Thema notwendig ist. Die Branchen sind sich einig, dass es bei einer präventiven netzdienlichen Steuerung wechselseitige Verantwortlichkeit je nach vorliegender Ampelphase gibt und dringend eine rechtliche Grundlage geschaffen werden muss, die sowohl die Verlässlichkeit und Planbarkeit gegenüber dem heutigen Status quo erhöht als auch technologischen Innovationen den notwendigen Spielraum bietet. Zur Realisierung der präventiven netzdienlichen Steuerung im Sinne des gemeinsamen, branchenübergreifenden Grundverständnisses müssen technische, rechtlich-finanzielle und prozessuale Fragen in der 20. Legislaturperiode geklärt werden. Neben den Ergebnissen zur präventiven netzdienlichen Steuerung empfiehlt die NPM für die 20. Legislaturperiode außerdem folgende Punkte: Zeitnaher Abschluss der technischen Arbeiten am Smart Meter Gateway (SMGW) und Steuerbox mit Fokus auf Funktionalität der Steuerbarkeit, Ermöglichung alternativer Lösungen zum SMGW für den Start-Zeitraum, welche die Anforderungen an die präventive netzdienliche Steuerung ohne SMGW erfüllen können. Die Fortsetzung und Aufstockung des Förderprogramms „Saubere Luft“ und des KfW-Förderprogramms sowie die mögliche Ergänzung um Energiemanagementsysteme. Die Stärkung des dreiphasigen AC-Ladens mit 11 kW. Die erneute Durchführung der Cleanroom-Gespräche. Die Umsetzung des BMWi-Konzepts zur verbesserten Informationsbereitstellung. Die Vereinfachung und Beschleunigung des Netzausbaus.:Kurzfassung Executive Summary 1 Einleitung und Motivation 2 Bisherige NPM-Empfehlungen zum Thema Netzintegration 3 Netzintegration - Herausforderung und Chance 3.1 Marktentwicklung – Treiber und Nutznießer der Netzintegration 3.2 Konsenspunkte zur präventiven netzdienlichen Steuerung 3.3 Offene Punkte: Umsetzungsfragen zur Klärung der präventiven netzdienlichen Steuerung 4 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode Abkürzungsverzeichnis Literaturverzeichnis Impressum / Due to the increasing number of new registrations of battery- electric and plug-in hybrid vehicles, the new target of 14 million electric vehicles in 2030 and the EU’s more stringent fleet emission targets, the need for charging infrastructure in Germany will continue to rise significantly over the next few years. One important condition in this context is the successful integration of electric mobility into the grid. In light of this, working group (WG) 5 of the National Platform Future of Mobility (NPM) has anew held discussions with representatives of WG 1 and WG 6 on the topic of grid integration of private charging infrastructure. The aim of the report is to demonstrate cross-sectoral points of consensus and to develop recommendations for action for the 20th parliamentary term. The report focussed above all on how private infrastructure can be managed in a pre-emptive and grid-friendly way. The NPM drew the conclusion that a nuanced approach is needed to address this topic. The different sectors agree that in the case of pre-emptive, grid-friendly management, there are mutual responsibilities depending on the current traffic light cycle, and that a legal basis needs to be created to not only increase reliability and calculability compared to the status quo today, but to give technological innovations the necessary scope for action. Technological, legal/financial and process-related questions need to be answered in the 20th parliament in order to implement pre-emptive, grid-friendly management in the sense of a shared, cross-sectoral fundamental understanding. On top of the results on pre-emptive, grid-friendly management, the NPM has issued the following recommendations for the 20th parliamentary term: Timely conclusion of technological works on the Smart Meter Gateway (SMGW) and control boxes, focussing on functionality and controllability. Enabling alternative solutions for SMGW during the initial period which can meet the requirements for pre-emptive, grid-friendly management without SMGW. Continuing and enhancing the support programme “Clean air” and the KfW subsidy programme and complementing them by energy management systems. Reinforcing three-phase AC charging at 11 kW. Recommencing cleanroom talks. Implementing the BMWi concept of improved information provision. Simplifying and accelerating grid expansion.:Kurzfassung Executive Summary 1 Einleitung und Motivation 2 Bisherige NPM-Empfehlungen zum Thema Netzintegration 3 Netzintegration - Herausforderung und Chance 3.1 Marktentwicklung – Treiber und Nutznießer der Netzintegration 3.2 Konsenspunkte zur präventiven netzdienlichen Steuerung 3.3 Offene Punkte: Umsetzungsfragen zur Klärung der präventiven netzdienlichen Steuerung 4 Empfehlungen für die nächste Legislaturperiode Abkürzungsverzeichnis Literaturverzeichnis Impressum

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.:1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 2 Gegenstand und Ziel der Analyse 3 Rahmenbedingungen der Bestimmung der Netznutzungsentgelte 4 Kostenmodell des Übertragungsnetzes 5 Kostenmodell der Verteilungsnetze 6 Auswirkungen des demographischen Wandels auf Stromverbrauch und Netzentgelte 7 Abschätzung der Netznutzungsentgelte und ihrer Zusammensetzung 8 Skizze eines Netzkostenstrukturausgleichs 9 Quellen 10 Anhang

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.:1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 2 Gegenstand und Ziel der Analyse 3 Rahmenbedingungen der Bestimmung der Netznutzungsentgelte 4 Kostenmodell des Übertragungsnetzes 5 Kostenmodell der Verteilungsnetze 6 Auswirkungen des demographischen Wandels auf Stromverbrauch und Netzentgelte 7 Abschätzung der Netznutzungsentgelte und ihrer Zusammensetzung 8 Skizze eines Netzkostenstrukturausgleichs 9 Quellen 10 Anhang

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.:Inhaltsverzeichnis III Abbildungsverzeichnis V Tabellenverzeichnis VI Abkürzungsverzeichnis VII Länderkürzel VIII 1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 1 2 Einleitung und Gegenstand der Analyse 5 3 Allgemeine Herausforderungen bei der Entwicklung der Netznutzungsentgelte 7 4 Herangehensweise und Modellbeschreibung 12 5 Ergebnisse unter der heutigen Systematik und verschiedener Anpassungsvarianten 23 6 Sensitivitätsanalyse und Differenzierung ausgewählter Modellaspekte 48 7 Umsetzung der Anpassungsvarianten 54 8 Bewertung der Anpassungsvarianten 60 9 Literaturverzeichnis 64 10 Anhang 67