Short description
(German)
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Dynamische Tarife können einen Anreiz geben flexible Lasten von Zeiten mit hohen Preisen in Zeiten mit tieferen Preisen zu verschieben. Im Gegensatz zur direkten Laststeuerung durch einen einzelnen Netzbetreiber kann eine Steuerung über dynamische Preise durch Überlagerung der entsprechenden Preissignale gleichzeitig die Engpässe in verschiedenen Netzebenen und Märkten berücksichtigen. Im Rahmen des Projektes soll bei Groupe E ein dynamischer 15-min Netztarif als Wahltarif eingeführt werden und verschiedene Ansätze für dynamische Tarife getestet werden. Die Tarifsignale werden im Internet publiziert und home-energy- management-systeme (HEMS), welche die Flexibilität bei Endkunden optimieren (z.B. Batterien, Elektroautos, Wärmepumpen) könnten die Tarife abrufen und die Flexibilität so einsetzen, dass dies für das Stromnetz einen Vorteil bringt. Neben Netztarifen können HEMS dabei auch Erlöse aus weiteren Märkten (z.B. Spotmarkt, Systemdienstleistungs-Märkte) berücksichtigen, um eine effiziente zwischen verschiedenen Einsatzmöglichkeiten der Flexibilität abzuwägen.
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Short description
(English)
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Dynamic tariffs can provide an incentive to shift flexible loads from periods with high prices to periods with lower prices. In contrast to direct load control by a single network operator, control via dynamic prices can simultaneously take into account congestion in different network levels and markets by overlaying the corresponding price signals. In this project, a dynamic 15-min network tariff will be introduced at Groupe E as an optional tariff and different approaches for dynamic tariffs will be tested. The tariff signals will be published on the Internet and home-energy-management-systems (HEMS) that optimize flexibility at end-users (e.g. batteries, electric cars, heat pumps) could retrieve the tariffs and use the flexibility in a way that benefits the power grid. In addition to grid tariffs, HEMS can also take into account revenues from other markets (e.g., spot market, system service markets) to efficiently balance between different uses of flexibility.
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Short description
(French)
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Les tarifs dynamiques peuvent inciter à déplacer les charges flexibles des périodes où les prix sont élevés vers les périodes où les prix sont plus bas. Contrairement au contrôle direct de la charge par un seul gestionnaire de réseau, un contrôle par le biais de prix dynamiques peut tenir compte simultanément des congestions à différents niveaux du réseau et sur différents marchés en superposant les signaux de prix correspondants. Dans le cadre du projet, un tarif de réseau dynamique de 15 minutes doit être introduit chez Groupe E en tant que tarif optionnel et différentes approches de tarifs dynamiques doivent être testées. Les signaux tarifaires seront publiés sur Internet et les systèmes de gestion de l'énergie domestique (HEMS), qui optimisent la flexibilité chez les clients finaux (p. ex. batteries, voitures électriques, pompes à chaleur), pourraient appeler les tarifs et utiliser la flexibilité de manière à ce qu'elle soit avantageuse pour le réseau électrique. Outre les tarifs du réseau, les HEMS peuvent également prendre en compte les recettes provenant d'autres marchés (p. ex. marché spot, marchés des services système) afin de trouver un équilibre efficace entre les différentes possibilités d'utilisation de la flexibilité
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Final report
(German)
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Das netzdienliche Verschieben flexibler Lasten wie Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen ist ein zentraler Hebel zur Senkung der Verteilnetzausbaukosten und ein zentrales Forschungsthema der Schweizer Energiewende. Dennoch setzen die meisten Schweizer Verteilnetzbetreiber (VNB) weiterhin auf statische Ausgestaltungen wie konstante Hoch-/Niedertarife, die nur ein ungenaues Signal für netzdienliches Lastverschieben geben. Vor dem Projekt gab es zudem keinen anerkannten Standard für die Übermittlung von Tarifsignalen an Energiemanagementsysteme (EMS), sodass EMS-Entwickler für jeden VNB eine separate Schnittstelle neu implementieren mussten. Dynamische Tarife signalisieren Netzengpässe deutlich präziser, können aber je nach Ausgestaltung auch ein „Herdenverhalten" automatisierter Lasten und neue „Rebound-Spitzen" in den günstigsten Stunden auslösen. NEDELA hatte daher zum Ziel, eine Schnittstelle zur Übermittlung dynamischer Tarife an EMS im Netzgebiet der Groupe E zu entwickeln und im Feld zu erproben sowie zu testen, wie wirksam verschiedene Tarifausgestaltungen die Netzspitzenlast reduzieren und Rebound-Spitzen vermeiden. Es verfolgte vier Ziele: die Identifikation eines geeigneten Schnittstellenstandards (Q1), das Verständnis der Hürden bei der Einführung eines dynamischen Tarifs und seiner Schnittstellen (Q2), die Quantifizierung der Wirkung von Tarifvariationen auf die Netzspitzenlast und die Systemkosten (Q3) sowie die Beurteilung der Kundenakzeptanz (Q4). Seine Innovation liegt in der Kombination eines realen Tarif-Rollouts mit Laborexperimenten, Kundenbefragungen und grossangelegten Simulationen — und darin, dynamische Verteilnetztarife von der Theorie in den Live-Betrieb zu überführen. Die Arbeit verband drei Stränge. In den Feldtests entwickelte die Groupe E eine REST-Web-API zur Tarifübermittlung (Veröffentlichung virtueller Tarife ab August 2023 und des Vario-Tarifs ab Januar 2024), die Empa führte Laborexperimente in ihrem Living-Lab-Gebäude NEST durch, eine Pilotstudie umfasste vier EMS-Anbieter an sechs Standorten, und der wählbare Vario-Tarif wurde lanciert. Befragungen von 50 teilnehmenden Kundinnen und Kunden wurden nach dem ersten Quartal und zu Projektende durchgeführt. Parallel dazu liefen die Simulationen: Siemens untersuchte die Rechnungseinsparungen durch einen modellprädiktiven Optimierer für Ein- und Mehrfamilienhäuser; die Empa modellierte die Tarifwirkungen über Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Warmwasser und NEST hinweg und erstellte mit einem GIS-basierten Simulationstool Archetypen für 1,8 Millionen Schweizer Gebäude; und die ZHAW simulierte, wie eigenständige Tarife sowie Kombinationen dynamischer kWh-Preise mit Leistungspreisen die Spitzenlast, die Energiekosten und die Gesamtsystemkosten beeinflussen. Alle vier Ziele wurden erreicht. Die Web-API wurde von 13 EMS-Anbietern angebunden und floss direkt in einen nationalen Standard zur Veröffentlichung dynamischer Netztarife ein, der seit dem 1. Januar 2026 in Kraft ist. Der Vario-Tarif wuchs stetig auf 112 Anmeldungen bis Ende Q1 2026 (für die Abrechnung in Q2 2026); von den 93 im Q4 2025 analysierten Fällen reduzierten 59 ihre Rechnung gegenüber dem Standard-Doppeltarif. Die im Feld gemessenen Lastkurven und unabhängige Simulationen der Empa und der ZHAW bestätigten, dass dynamische kWh-Tarife flexible Lasten in Schwachlastzeiten verschieben, und die Befragungen zeigten eine ausreichende Akzeptanz, wobei mehr als drei Viertel der Teilnehmenden bis Projektende ihre Gewohnheiten anpassten. Zugleich waren die Einsparungen für viele Kundinnen und Kunden begrenzt, die Optimierung blieb anspruchsvoll in der Umsetzung, und bei höheren Anteilen automatisierter Lasten können dynamische kWh-Tarife allein Rebound-Spitzen erzeugen, die durch ergänzende Leistungspreise gedämpft werden müssen. NEDELA zeigt somit, dass dynamische Verteilnetztarife technisch machbar, von den Nutzenden akzeptiert und wirksam bei der Lastverschiebung sind, dass ihr Nettonutzen pro Kunde jedoch bescheiden ausfällt und ihre Netzwirkung mit zunehmendem Ausbau flexibler Lasten gesteuert werden muss. Die vielversprechendste Ausgestaltung kombiniert dynamische kWh-Preise mit einem Leistungspreis und bringt so Reduktionen bei Energie- und Netzkosten in Einklang, während Rebound-Spitzen vermieden werden. Aufbauend auf dem neuen Schweizer Standard bestehen die nächsten Schritte darin, diese kombinierten Ausgestaltungen zu verfeinern und dynamische Tarife innerhalb von PATHFNDR mit alternativen Flexibilitätsmechanismen zu vergleichen (Benchmarking).
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Final report
(English)
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Shifting flexible loads such as electric vehicles and heat pumps in a grid-serving manner is a key lever for reducing distribution-grid expansion costs and a core research question of the SWEET PATHFNDR consortium. Yet most Swiss distribution system operators (DSOs) still rely on static designs such as constant high-low tariffs, which give only an imprecise signal for grid-friendly load shifting. Before the project there was also no agreed standard for transmitting tariff signals to energy management systems (EMS), forcing EMS developers to re-implement a separate interface for every DSO. Dynamic tariffs signal grid bottlenecks far more accurately, but depending on their design they can also trigger "herding" of automated loads and new "rebound peaks" during the lowest-price hours. NEDELA therefore set out to develop and field-test an interface for transmitting dynamic tariffs to EMS in the grid area of Groupe E, and to test how effective different tariff designs are at reducing grid peak-load and avoiding rebound peaks. It pursued four objectives: identifying a suitable interface standard (Q1), understanding the hurdles of introducing a dynamic tariff and its interfaces (Q2), quantifying the effect of tariff variations on peak grid load and system cost (Q3), and assessing customer acceptance (Q4). Its innovation lies in combining a real-world tariff roll-out with lab experiments, customer surveys and large-scale simulations — moving dynamic distribution-grid tariffs from theory into live operation. The work combined three strands. In the field-tests, Groupe E developed a REST WEB-API for tariff transmission (publishing virtual tariffs from August 2023 and the Vario tariff from January 2024), Empa ran lab experiments on its NEST living-lab building, a pilot study covered four EMS providers across six sites, and the elective Vario tariff was launched. Surveys of 50 participating customers were run after the first quarter and at project end. The simulations ran in parallel: Siemens assessed bill savings from a model-predictive optimizer for single- and multi-family homes; Empa modeled tariff impacts across EVs, heat pumps, domestic hot water and NEST, and built archetypes for 1.8 million Swiss buildings with a GIS-based simulation tool; and ZHAW simulated how stand-alone tariffs and combinations of dynamic per-kWh prices with capacity charges affect peak load, energy and total system cost. All four objectives were achieved. The WEB-API has been interfaced by 13 EMS providers and fed directly into a national standard for publishing dynamic grid tariffs, in force since 1 January 2026. The Vario tariff grew steadily to 112 sign-ups by the end of Q1 2026 (for billing in Q2 2026); of the 93 analyzed in Q4 2025, 59 reduced their bill versus the standard double tariff. Field load curves and independent simulations by Empa and ZHAW confirmed that dynamic per-kWh tariffs shift flexible loads into off-peak periods, and the surveys showed adequate acceptance, with more than three quarters of participants adapting their habits by project end. At the same time, savings were limited for many customers, the optimization remained challenging to implement, and at higher shares of automated load dynamic per-kWh tariffs alone can create rebound peaks that need tempering by complementary capacity charges.NEDELA thus shows that dynamic distribution-grid tariffs are technically feasible, accepted by users and effective at shifting load, but that their net benefit per customer is modest and their grid impact must be managed as flexible loads scale up. The most promising design combines dynamic per-kWh prices with a capacity charge, balancing energy- and grid-cost reductions while avoiding rebound peaks. Building on the new Swiss standard, the next steps are to refine these combined designs and benchmark dynamic tariffs against alternative flexibility mechanisms within PATHFNDR.
Related documents
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Final report
(French)
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Le déplacement des charges flexibles telles que les véhicules électriques et les pompes à chaleur d'une manière favorable au réseau constitue un levier essentiel pour réduire les coûts d'expansion du réseau de distribution et une question de recherche centrale de la transition énergétique suisse. Pourtant, la plupart des gestionnaires de réseau de distribution (GRD) suisses s'appuient encore sur des structures statiques telles que des tarifs haut/bas constants, qui ne fournissent qu'un signal imprécis pour un déplacement de charge favorable au réseau. Avant le projet, il n'existait en outre aucune norme reconnue pour transmettre les signaux tarifaires aux systèmes de gestion de l'énergie (EMS), obligeant les développeurs d'EMS à réimplémenter une interface distincte pour chaque GRD. Les tarifs dynamiques signalent les congestions du réseau bien plus précisément, mais, selon leur conception, ils peuvent aussi provoquer un « effet de troupeau » des charges automatisées et de nouveaux « pics de rebond » pendant les heures les moins chères. NEDELA s'est donc fixé pour objectif de développer et de tester sur le terrain une interface de transmission des tarifs dynamiques aux EMS dans la zone de réseau de Groupe E, et d'évaluer l'efficacité de différentes conceptions tarifaires pour réduire la pointe de charge du réseau et éviter les pics de rebond. Le projet poursuivait quatre objectifs : identifier une norme d'interface appropriée (Q1), comprendre les obstacles à l'introduction d'un tarif dynamique et de ses interfaces (Q2), quantifier l'effet des variations tarifaires sur la pointe de charge du réseau et les coûts du système (Q3) et évaluer l'acceptation des clients (Q4). Son innovation réside dans la combinaison d'un déploiement tarifaire en conditions réelles avec des expériences en laboratoire, des enquêtes auprès des clients et des simulations à grande échelle — faisant passer les tarifs dynamiques de réseau de distribution de la théorie à l'exploitation réelle. Le travail a combiné trois volets. Lors des tests sur le terrain, Groupe E a développé une API web REST pour la transmission des tarifs (publication de tarifs virtuels dès août 2023 et du tarif Vario dès janvier 2024), l'Empa a mené des expériences en laboratoire dans son bâtiment living-lab NEST, une étude pilote a couvert quatre fournisseurs d'EMS sur six sites, et le tarif optionnel Vario a été lancé. Des enquêtes auprès de 50 clients participants ont été menées après le premier trimestre et à la fin du projet. Les simulations se sont déroulées en parallèle : Siemens a évalué les économies sur la facture générées par un optimiseur à modèle prédictif pour maisons individuelles et immeubles collectifs ; l'Empa a modélisé les effets tarifaires sur les véhicules électriques, les pompes à chaleur, l'eau chaude sanitaire et NEST, et a construit des archétypes pour 1,8 million de bâtiments suisses à l'aide d'un outil de simulation basé sur un SIG ; et la ZHAW a simulé comment des tarifs autonomes ainsi que des combinaisons de prix dynamiques au kWh avec des prix de puissance influent sur la pointe de charge, les coûts de l'énergie et les coûts totaux du système. Les quatre objectifs ont été atteints. L'API web a été interfacée par 13 fournisseurs d'EMS et a directement alimenté une norme nationale de publication des tarifs de réseau dynamiques, en vigueur depuis le 1?? janvier 2026. Le tarif Vario a progressé régulièrement pour atteindre 112 inscriptions à la fin du T1 2026 (pour une facturation au T2 2026) ; sur les 93 cas analysés au T4 2025, 59 ont réduit leur facture par rapport au tarif double standard. Les courbes de charge relevées sur le terrain et les simulations indépendantes de l'Empa et de la ZHAW ont confirmé que les tarifs dynamiques au kWh déplacent les charges flexibles vers les heures creuses, et les enquêtes ont montré une acceptation suffisante, plus des trois quarts des participants ayant adapté leurs habitudes à la fin du projet. Dans le même temps, les économies sont restées limitées pour de nombreux clients, l'optimisation est demeurée difficile à mettre en oeuvre, et, à des parts plus élevées de charges automatisées, les tarifs dynamiques au kWh seuls peuvent créer des pics de rebond qu'il faut atténuer par des prix de puissance complémentaires.NEDELA montre ainsi que les tarifs dynamiques de réseau de distribution sont techniquement réalisables, acceptés par les utilisateurs et efficaces pour déplacer les charges, mais que leur bénéfice net par client est modeste et que leur impact sur le réseau doit être maîtrisé à mesure que les charges flexibles se développent. La conception la plus prometteuse combine des prix dynamiques au kWh avec un prix de puissance, conciliant ainsi la réduction des coûts de l'énergie et de ceux du réseau tout en évitant les pics de rebond. En s'appuyant sur la nouvelle norme suisse, les prochaines étapes consistent à affiner ces conceptions combinées et à comparer les tarifs dynamiques à d'autres mécanismes de flexibilité dans le cadre de PATHFNDR.
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