Und wo ein gut gemeinter Anreiz sogar das Gegenteil bewirkt. Ein Blick auf echte Schweizer Studien statt auf Marketing-Versprechen.
"Intelligentes Laden" ist kein einheitlicher Begriff. Es lohnt sich, drei Konzepte auseinanderzuhalten:
Wie weiter unten klar wird, ist genau diese Unterscheidung entscheidend, denn nicht alle drei wirken gleich, und eines davon kann dem Netz sogar schaden statt zu helfen.
Die Verteilnetzstudie des Bundesamts für Energie (2022) rechnet ein Worst-Case-Szenario durch: Wenn an einem kalten Winterabend alle Wärmepumpen gleichzeitig laufen (geschätzt 5,6 GW) und zusätzlich nur 10 % der künftig erwarteten 3,6 Millionen Elektroautos gleichzeitig laden, entsteht eine Zusatzlast von 9,6 GW, also ungefähr so viel wie die gesamte Höchstlast der Schweiz im Jahr 2020 zur selben Zeit zusätzlich. Je nach Ladeverhalten schätzt die Studie den nötigen Netzausbau durch Energiewende und E-Mobilität zusammen auf zwischen 12 und 66 Milliarden Franken, mit 30 Milliarden Franken als Basisszenario.
Der eigentlich spannende Befund der BFE-Studie: Echtes netzorientiertes Laden (das die tatsächliche Netzlage berücksichtigt) senkt den nötigen Netzausbaubedarf um rund 8 Milliarden Franken. Reines Laden nach günstigem Markttarif, ganz ohne Bezug zur Netzlage, erhöht den Ausbaubedarf dagegen um zusätzliche 33 Milliarden Franken, weil viele Haushalte gleichzeitig zu laden beginnen, sobald der Tarif günstig wird. Die Studie nennt das einen Überkoordinations-Effekt: Der Preisanreiz koordiniert zu gut, alle reagieren gleichzeitig, und aus vielen kleinen Lasten wird eine neue, grosse Spitze. Eine europaweite Studie von Fraunhofer ISE und ISI (nicht Schweiz-spezifisch) bestätigt dieses Muster unabhängig: unidirektionales Laden nach reinem Endkundentarif hat demnach "nur marginal positive Effekte" auf Netzlastspitzen, der Hauptnutzen liegt eher in besserer PV-Integration.
Mit anderen Worten: Eine App, die dich einfach nur "lade nachts, wenn Strom billiger ist" sagt, kann das Problem lokal sogar verschärfen, statt es zu lösen. Entscheidend ist, ob die Steuerung die tatsächliche, lokale Netzlage einbezieht, nicht nur einen pauschalen Preis.
Im Pilotprojekt MESH4U (EPFL, mit Romande Energie und Gotthard FASTcharge, vom BFE unterstützt) wurde eine Schnellladestation mit Batteriespeicher und PV-Anlage auf dem EPFL-Campus in Echtzeit gesteuert. Ergebnis: Die ungeplante tägliche Netzbelastung liess sich damit um den Faktor zehn reduzieren, verglichen mit einem ungesteuerten System. In einer Umfrage unter den Nutzenden war zudem eine klare Mehrheit bereit, den eigenen Ladevorgang für den netzdienlichen Betrieb um einige Minuten zu verlängern, ein Drittel davon auch ohne finanzielle Entschädigung.
Wie viel eigener Solarstrom sich tatsächlich fürs Laden nutzen lässt, hat eine Studie der ETH Zürich (Prof. Martin Raubal) mit 78 Elektroautonutzenden über 10 Monate gemessen:
Eine schweizweit quantifizierte Studie dazu, wie stark PV-Überschussladen speziell die Mittags-Einspeisespitze ins öffentliche Netz senkt, haben wir nicht gefunden, diese Lücke benennen wir hier lieber offen, statt eine Zahl zu erfinden.
Neben MESH4U gab es das Projekt V2X Suisse (2022–2024): 50 bidirektional ladbare Honda e im realen Carsharing-Betrieb von Mobility, an 40 Standorten, mit Honda, sun2wheel, EVTEC, dem Aggregator tiko und wissenschaftlicher Begleitung durch die ETH Zürich. Ergebnis laut den beteiligten Partnern: V2H/V2G funktioniert technisch, "ein wirtschaftlicher Betrieb für ein Carsharing-Unternehmen rechnet sich aktuell noch nicht". Aktuell (seit Januar 2026) läuft zudem das Pilotprojekt EKZ Smart Charging mit rund 500 Teilnehmenden, Ergebnisse stehen noch aus. Auch CKW bietet netzdienliches Laden an, das Systemdienstleistungen für Swissgrid erbringt.
Ab 2026 dürfen Netzbetreiber dynamische Netztarife als Option anbieten, die gezielt Anreize fürs netzdienliche Verhalten setzen sollen, eine Alternative ohne dynamische Komponente muss aber immer angeboten werden. Wichtig ist auch hier wieder die Unterscheidung von oben: Ein "dynamischer Energietarif" allein (reiner Preisanreiz) ist nicht dasselbe wie ein "dynamischer Netztarif" (der tatsächlich auf die Netzlage reagiert), nur Letzterer erfüllt laut der BFE-Studie sein Versprechen zuverlässig.
Mehr zu den technischen und preislichen Grundlagen findest du in unseren Artikeln zu bidirektionalem Laden und Ladekosten im Vergleich.
Stand: Oktober 2026. Quellen: BFE-Verteilnetzstudie 2022 (zitiert in BKW, "Die Energiezukunft im Stromnetz"), MESH4U-Schlussbericht (BFE/EPFL), ETH Zürich (Raubal et al., 2022), V2X Suisse (Mobility/ETH Zürich), Fraunhofer ISE/ISI (EU-Studie, nicht Schweiz-spezifisch). Einzelne international zitierte Prozentzahlen liessen sich nicht in der Primärquelle verifizieren und wurden deshalb bewusst weggelassen.
