Die Elektrofahrzeuge auf deutschen Straßen verfügen zusammen über eine Batteriekapazität von 24 Gigawatt – mehr als die 20 Gigawatt, die das Land mit neuen Gaskraftwerken zusätzlich installieren will. Bis 2030 könnte dieser Wert auf 165 Gigawatt steigen. Dass diese Kapazität nicht nur zum Fahren, sondern auch zur Netzstabilisierung genutzt werden könnte, stand im Mittelpunkt einer Konferenz auf der "Smarter E", der Messe, bei der Juristen, Unternehmensvertreter und Forscher aus Deutschland und Frankreich den Stand des bidirektionalen Ladens diskutierten.
Das Prinzip: Ein Elektrofahrzeug lädt nicht nur, sondern speist bei Bedarf auch Strom zurück – entweder ins Hausnetz (Vehicle to Home, V2H) oder ins öffentliche Netz (Vehicle to Grid, V2G). Dazwischen gibt es noch Vehicle to Load (V2L), bei dem das Auto direkt ein einzelnes Gerät versorgt. Während V2L kaum rechtliche Hürden kennt, ist V2G das regulatorisch anspruchsvollste und wirtschaftlich interessanteste Modell.
Frankreich ist weiter
Sébastien Canton von der Kanzlei BMH Avocats schilderte die Lage in Frankreich. Das Land zählt derzeit 1,8 Millionen Elektrofahrzeuge, 30 Prozent der Neuzulassungen bei Pkw sind bereits elektrisch. Doch der rechtliche Rahmen für V2G steckt noch in den Kinderschuhen.
Zwei strukturelle Probleme bremsen den Markt: Zum einen fehlt im französischen Netznutzungstarif (TURP) eine Vergütungskomponente für Rückspeisung – der Netzbetreiber hat damit keinen wirtschaftlichen Anreiz, bidirektionales Laden zu ermöglichen. Zum anderen liegt die Installation der dafür nötigen Unterzähler ausschließlich beim Netzbetreiber, der sie aus demselben Grund kaum einbaut.
Renault und The Mobility House nutzen deshalb eine Ausnahmeregelung aus dem französischen Klimagesetz von 2019, die neue Technologien bei der Energieregulierungskommission CRE von bestimmten Vorschriften befreien kann. Die CRE erteilte vor zwei Jahren die Genehmigung für ein Pilotprojekt mit 1000 Ladepunkten im Netz des Verteilnetzbetreibers Enedis – befristet bis August 2029.
Jan Winkler von The Mobility House berichtete aus der Praxis: Seit September 2024 bietet sein Unternehmen gemeinsam mit Renault ein vollwertiges V2G-Produkt an. Kunden, die einen bidirektional ladefähigen Renault kaufen, können einen entsprechenden Stromtarif dazu erwerben. Sie geben in einer App ihre Abfahrtszeit und den gewünschten Ladestand an. Das System vermarktet die Batterie flexibel am Strommarkt. Winkler bezifferte den möglichen Ertrag auf 50 bis 60 Euro im Monat – genug, um jährlich 10.000 bis 12.000 Kilometer quasi kostenlos zu fahren.
Deutschland bessert schrittweise nach
Rechtsanwältin Fiametta Kremer von Taylor Wessing zeichnete das deutsche Bild. Seit Januar 2026 behandelt das Energiewirtschaftsgesetz bidirektional ladbare Fahrzeuge wie lokale, fest installierte Batteriespeicher. Das räumt Hürden beim Netzzugang und bei Netzentgelten aus dem Weg – die Doppelbelastung, die bisher beim Rückspeisen anfiel, ist weggefallen. Erstmals gibt es auch eine gesetzliche Definition des bidirektionalen Ladens im Stromsteuergesetz (§ 2 Nr. 8c).
Eine entscheidende Lücke bleibt aber: Bei V2G fällt weiterhin Stromsteuer an. Bei V2H ist das nicht der Fall, weil der Strom unmittelbar vor Ort verbraucht wird. Für das attraktivere V2G-Modell, bei dem Prosumer über Aggregatoren am Markt teilnehmen können, muss der Gesetzgeber noch nachziehen.
Hinzu kommt der schleppende Smart-Meter-Rollout: Für die nötige 15-Minuten-Abrechnung braucht es intelligente Messsysteme, die vielerorts fehlen. Die Bundesnetzagentur will jetzt immerhin regeln, wie Grünstrom und konventioneller Strom in der Fahrzeugbatterie rechnerisch getrennt werden können – ein erster Schritt zur besseren Förderfähigkeit.
Jakob Zahler von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft ergänzte: Produkte für den deutschen Markt kommen erst seit 2026 an. Der Markt war zuvor wirtschaftlich nicht attraktiv genug. Die gesetzliche Netzentgeltbefreiung weckt nun Hoffnung, dass sich das ändert.
Systemisch unverzichtbar
Anton Burger von der Wirtschaftsberatung Compass Lexecon legte die systemische Dimension dar. Die Integration erneuerbarer Energien erzeugt wachsenden Bedarf an untertägiger Lastverschiebung. Modellierungen zeigen, dass allein Großbatterien diesen Bedarf bis 2040 nicht mehr decken können – zumal ihre Markterträge durch Kannibalisierungseffekte unter Druck geraten.
Dezentrale Flexibilität, also Batterien in Haushalten, Wärmepumpen oder eben Elektroautos, sei nicht nur günstiger als thermische Reserve oder Großspeicher, sondern auch wirtschaftlich besonders sinnvoll: Die Flexibilität ist ein Nebenprodukt von Assets, die ohnehin vorhanden sind. Wer sein Elektroauto mit einem dynamischen Stromtarif lädt und es ins Netz einbinden lässt, kann die Kilometerkosten deutlich senken – und beim bidirektionalen Laden sogar in den negativen Bereich kommen, also netto Einnahmen erzielen.
Voraussetzung dafür ist, so Burger, eine echte Marktintegration: Elektroautos müssen in Echtzeit auf Preissignale reagieren können. Nur dann lässt sich das Potenzial tatsächlich heben – für Nutzer wie für das Netz.
