BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Bidirektionales Laden rückt in Deutschland in greifbare Nähe: Mit ISO 15118-20 wird die Kommunikation zwischen Auto und Ladeinfrastruktur ab 2027 EU-weit verbindlich. Gleichzeitig sollen ab November 2025 Doppelbelastungen bei Netzentgelten für Batteriespeicher entfallen, und das regulatorische Modell wird bis 2029 weiterentwickelt. Auf dem Weg in den Markt spielen zudem technische VDE-Vorgaben zur Einspeisekompatibilität und ein Messkonzept für erneuerbaren Anteil eine entscheidende Rolle.
Das Elektroauto verbringt einen Großteil seines Lebens nicht auf der Autobahn, sondern in der Garage, am Rand der Arbeitsplätze oder vor dem Wohnhaus. Genau dort liegt ein systemisches Versäumnis: Die Batterie ist vorhanden, bleibt aber überwiegend ungenutzt, wenn man sie ausschließlich als Energiereservoir für die nächste Fahrt betrachtet. Bei „Automotive Masterminds 2026“ in Berlin wurde deshalb weniger über neue Fahrzeugfeatures diskutiert, sondern über die Frage, wann V2G (Vehicle-to-Grid) wirklich wirtschaftlich und rechtssicher wird. Zwei Juristen betonten dabei erstaunlich optimistisch, dass die Hürden nicht nur sinken, sondern ab einem bestimmten Zeitpunkt in eine praktikable Kommerzialisierung kippen könnten.
Technisch entscheidet sich der Erfolg an der Interoperabilität: Bidirektionales Laden braucht eine standardisierte Daten- und Steuerkommunikation zwischen Fahrzeug und Ladepunkt. Hier setzt der ISO-Standard 15118-20 an, der die Regeln für den Datenaustausch während eines bidirektionalen Ladevorgangs definiert. Bisher entwickelte jeder Hersteller eigene Kommunikationspfade, wodurch Betreiber und Flotten in der Praxis mühsam integrieren mussten. Ab dem 1. Januar 2027 gilt der Standard in der EU als verbindlich, ohne dass jedes Land einen eigenen Umsetzungsakt nachziehen muss. Das erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass Ladeinfrastruktur und Fahrzeuge „zusammenpassen“, wenn sie europaweit eingesetzt werden.
Die Dimension der möglichen Netz- und Kostenwirkung wirkt auf den ersten Blick abstrakt, lässt sich aber mit harten Größenordnungen fassen. Becker-Boley verwies auf eine beeindruckende Vergleichsbasis: Alle Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland kommen zusammen auf rund 40 Gigawatt installierte Leistung, während die Gesamtkapazität der Batterien in deutschen Elektroautos bereits deutlich darüber liege. In der Argumentation entsteht dadurch ein Mehrwert auf drei Ebenen: Kostenersparnisse für Halterinnen und Halter, Effizienzgewinne im Energiesystem sowie Beiträge zur Netzstabilität, etwa als Regelenergie oder über den Spotmarkt. Damit V2G diese Rolle wirklich spielen kann, muss jedoch nicht nur Technik, sondern auch die regulatorische „Betriebslogik“ stimmen.
In Deutschland kommt zusätzlich die Markt- und Vollzugsrealität hinzu: Das Stromnetz ist auf rund 700 Netzbetreiber verteilt, und Fahrzeuge bewegen sich grenzüberschreitend durch Europa. Solche Strukturen machen ein Flickenteppich-Risiko besonders relevant, weil Regeln lokal unterschiedlich interpretiert werden können. Genau deshalb spielt die Überwachung durch die Bundesnetzagentur eine zentrale Rolle: Sie soll die Einhaltung der Standards prüfen und bei Verstößen Nachrüstungen anordnen oder den Betrieb untersagen. Ergänzend regelt eine neue technische Vorschrift des VDE, wie Einspeiseeinheiten an das Niederspannungsnetz angeschlossen werden. Elektroautos gelten beim Rückspeisen formal als Erzeugungsanlage und müssen daher Anforderungen an Kompatibilität, Steuerbarkeit und sichere Einspeisung erfüllen.
Auf der wirtschaftlichen Seite war die größte Bremse lange „nicht die Physik“, sondern die Abgabenlogik. Wenn Strom aus dem Fahrzeug ins Netz fließt, werden Rückspeisevorgänge in der Abrechnung schnell wie „erneute Entnahme“ behandelt – inklusive Netzentgelten sowie weiteren Umlagenbestandteilen. Becker-Boley bezeichnete das als wirtschaftlich unsinnig. Seit November 2025 sind Batteriespeicher – ausdrücklich auch Elektroautos – von Netzentgelten befreit. Stromsteuer und sonstige Umlagen fallen künftig nur noch einmal an. Damit reduziert sich das Risiko, dass Betreiber V2G zwar technisch anbieten, es aber an der Rechnung scheitern lassen muss, weil sich Gebühren mehrfach auf denselben Energiefluss legen.
Der Teufel steckt allerdings im Detail: Die Befreiung von den Netzentgelten gilt zunächst befristet bis August 2029. Der Grund ist, dass die Bundesnetzagentur an einem grundlegend neuen Netzentgeltmodell arbeitet, in dem Batteriespeicher künftig anders als heute eingeordnet werden sollen. Heute ist noch offen, ob es zu einer vollständigen Befreiung kommt oder ob eher flexible Gebührensysteme entstehen. In der Praxis ist das Übergangsfenster entscheidend, weil es Investitionsentscheidungen für Ladeparks, Flotten-Rollouts und Backend-Integration beeinflusst. Für die Messseite bleibt zudem eine weitere Hürde: Wer eine Photovoltaik-Anlage betreibt und das Fahrzeug sowohl aus eigener Erzeugung als auch aus dem öffentlichen Netz lädt, muss Strommengen sauber trennen, nicht zuletzt wegen der Förderkriterien für erneuerbaren Anteil.
Damit bidirektionales Laden nicht im Streit über Messrahmen und Rechtsauslegung endet, sollen bis Ende Juni 2026 technische Leitlinien vorliegen. Genannt werden „MisBill“-Regeln, die Batterien von Elektrofahrzeugen stationären Speichersystemen gleichstellen und zugleich definieren, wie der erneuerbare Anteil berechnet wird: entweder pauschal oder anhand des tatsächlichen Anteils. Becker-Boley formulierte daraus eine konkrete Erwartung: Ab Juli 2026 könne bidirektionales Laden kommerzialisieren, sofern die Voraussetzungen erfüllt sind. Das ist ein wichtiger Zeitmarker, weil viele Pilotprojekte erst dann in den Rollout übergehen, wenn Lastprofile, Abrechnung und Compliance-Prozesse planbar werden. Expertenperspektivisch lässt sich das als Signal lesen, dass Regulatorik und Standardisierung nicht mehr nur „nachlaufen“, sondern den Markt aktiv strukturieren.
Für den Markt entscheidend wird außerdem das neue Rollenmodell: Für Privatpersonen ist der direkte Weg in den Energiemarkt meist zu bürokratisch, weil Einspeisende formal schnell zu Energieversorgungsunternehmen werden können. Meldepflichten gegenüber der Bundesnetzagentur, Umsatzsteuerfragen und weitere Anforderungen erhöhen den Aufwand. Als praktikable Schnittstelle fungieren Aggregatoren: Unternehmen, die die Flexibilität vieler Fahrzeuge bündeln, den Strom in eigenem Namen vermarkten und Erlöse weiterreichen. Becker-Boley beschrieb das als neue Marktrolle, die bereits in Deutschland und anderen Ländern erprobt werde. Besonders spannend ist das Modell für Flottenbetreiber, etwa mit Blick auf SAP als Beispiel für ein Akteursprofil, das Nutzungsdaten kennt und Flottenkapazität direkt als Asset anbietet. Vergleichbar verfolgen auch große Fahrzeug-Ökosysteme wie Tesla die Idee, Energiemanagement zunehmend softwareseitig zu steuern, wobei der konkrete Rollout typischerweise stark von lokalen Netzregeln und Integrationsfähigkeit abhängt. Für Hersteller eröffnet bidirektionales Laden zudem ein weiteres Geschäftsmodell: Sie könnten die Vermarktungsfähigkeit stärker in den Fahrzeugkauf hineinziehen und Kundinnen und Kunden die Komplexität abnehmen.
Offen bleibt am Ende eine Frage, die Unternehmen besonders umtreibt: Zusatz-Ladezyklen können theoretisch den Batterieverschleiß beeinflussen, und damit stellt sich die Risikoverteilung. In der Diskussion wurde bewusst auf ein endgültiges Urteil verzichtet; Becker-Boley verwies auf Entwicklungen in Korea, wo Batterietauschmodelle nach einer bestimmten Anzahl von Zyklen bereits erprobt wurden. Diese Historie ist wichtig, weil es bereits frühere Versuche gab, die Ladeinfrastruktur für Rückspeisung zu öffnen, die jedoch an Standardisierung, Abrechnung oder Sicherheitsanforderungen scheiterten. Die nächsten fünf bis zehn Jahre dürften zeigen, ob sich Verschleißkosten über Anreizmodelle, Garantien und vertragliche Mechanismen in den Griff bekommen lassen. Wenn das gelingt, entsteht für Entwicklerinnen und Entwickler, Integratoren und Betreiber ein neuer Bedarf an KI-gestütztem Last- und Prognose-Management, an sicheren Kommunikationspipelines und an Auditierbarkeit für Mess- und Abrechnungsdaten.
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