Das Elektroauto steht 95 Prozent seiner Zeit still. Es parkt in Garagen, auf Firmenparkplätzen, vor Wohnhäusern – und verschenkt dabei Potenzial. Genau hier setzt das Konzept des bidirektionalen Ladens an: Die Fahrzeugbatterie nicht nur als Energiespeicher für die Fahrt zu nutzen, sondern als aktives Element im Stromnetz. Was lange an regulatorischen Hürden scheiterte, könnte schon ab Mitte dieses Jahres in Deutschland kommerziell nutzbar sein.
Das zumindest war die Kernbotschaft von Dr. Antje Becker-Boley und Dr. Timo Jan Peter Berenz, beide Rechtsanwält:innen bei CMS Hasche Sigle, auf den Automotive Masterminds 2026 in Berlin. Ihr Befund ist ungewohnt optimistisch für ein juristisches Fachgespräch: „Normalerweise sagen wir Anwält:innen immer: Das funktioniert nicht, wir haben so viele Hindernisse. Aber hier können wir wirklich die guten Informationen geben. Es wird funktionieren.“
Speicherkapazität, die längst bereitsteht
Die Dimensionen sind erheblich. Alle Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland kommen zusammen auf rund 40 Gigawatt installierte Leistung. Die Gesamtkapazität der Batterien in deutschen Elektroautos übertreffe diesen Wert bereits um das Zehnfache, so Becker-Boley. Ein Potenzial, das sich auf drei Ebenen heben ließe: Kosteneinsparungen für Fahrzeughalter:innen, Effizienzgewinne im Energiesystem und ein Beitrag zur Netzstabilität – etwa als Regelenergie oder über den Spotmarkt. Gleichzeitig ist das Stromnetz in Deutschland auf rund 700 Netzbetreiber aufgeteilt, und Fahrzeuge bewegen sich grenzüberschreitend durch Europa. Das machte das regulatorische Umfeld lange zu einem kaum handhabbaren Flickenteppich.
Auf der technischen Seite schafft der neue ISO-Standard 15118-20 die nötige Vereinheitlichung. Er legt fest, wie Elektroautos und Ladestationen während eines bidirektionalen Ladevorgangs Daten austauschen – bislang entwickelte jeder Hersteller eigene Kommunikationslösungen, was die Interoperabilität erschwerte. Ab dem 1. Januar 2027 gilt der Standard in der EU als verbindlich, ohne nationalen Umsetzungsakt.
Betroffen sind sowohl öffentlich zugängliche als auch die meisten privaten Ladestationen, die nach diesem Datum errichtet oder saniert werden. Berenz betonte, dass viele Hersteller und Betreiber den Standard bereits jetzt in ihre Entwicklungen einbeziehen. Die Bundesnetzagentur wird die Einhaltung überwachen und kann bei Verstößen Nachrüstungen anordnen oder den Betrieb untersagen.
Ergänzend dazu regelt eine neue technische Vorschrift des VDE, wie Einspeiseeinheiten an das Niederspannungsnetz angeschlossen werden. Elektroautos gelten beim Rückspeisen formal als Erzeugungsanlage – und müssen über ihre Ladeinfrastruktur entsprechende Anforderungen an Kompatibilität, Steuerbarkeit und sicherer Einspeisung erfüllen. „Wenn diese Anforderungen erfüllt sind, können Elektroautos nun als regelkonforme Ladestation in das Stromsystem als Energieasset integriert werden„, erläuterte Berenz.
Doppelte Gebühren sind Geschichte
Die größere Bremse war bislang wirtschaftlicher Natur. Wer Strom aus einem Fahrzeug ins Netz einspeiste, zahlte Netzentgelte für die Entnahme – und beim Rückspeisen erneut dieselben Gebühren für die gleiche Strommenge. Gleiches galt für Stromsteuer, Offshore-Umlage und weitere Abgaben auf der Energierechnung. „Das war wirtschaftlich absoluter Unsinn“, so Becker-Boley. Seit November 2025 gilt eine neue Regelung: Batteriespeicher – und damit ausdrücklich auch Elektroautos – sind von Netzentgelten befreit. Stromsteuer und sonstige Umlagen werden künftig nur noch einmal fällig.
Die Befreiung von den Netzentgelten ist allerdings zunächst bis August 2029 befristet. Der Grund: Die Bundesnetzagentur erarbeitet derzeit ein grundlegend neues Netzentgeltmodell. Wie Batteriespeicher darin behandelt werden, ist noch offen. Becker-Boley zeigte sich jedoch zuversichtlich: „Wir sind sehr zuversichtlich, dass es vielleicht keine vollständige Befreiung geben wird, aber zumindest keinen Doppeleffekt mehr. Und es wird über flexible Gebühren gesprochen.“ Der regulatorische Rahmen sei in Bewegung, aber die Richtung stimme.
Offen bleibt noch die Messfrage. Wer etwa eine Photovoltaikanlage betreibt und das Fahrzeug sowohl aus eigener Erzeugung als auch aus dem öffentlichen Netz lädt, muss die Strommengen sauber voneinander trennen – nicht zuletzt wegen der Förderbedingungen für erneuerbaren Strom. Ohne ein einheitliches, behördlich anerkanntes Messrahmenwerk ist das bislang nicht rechtssicher möglich.
Die Bundesnetzagentur soll dazu bis Ende Juni 2026 eine technische Leitlinie vorlegen, die sogenannten MisBill-Regeln. Diese werden Elektrofahrzeugbatterien mit stationären Speichersystemen gleichstellen und unterschiedliche Berechnungsmethoden für den erneuerbaren Anteil definieren – entweder als Pauschale oder auf Basis des tatsächlichen Anteils. „Ab Juli 2026 können Sie bidirektionales Laden kommerzialisieren“, formulierte Becker-Boley die Erwartung.
Aggregatoren als neues Marktmodell
Für Privatpersonen wäre der direkte Weg in den Energiemarkt bürokratisch aufwendig: Wer Strom ins Netz einspeist, wird formal zum Energieversorgungsunternehmen – mit Meldepflichten gegenüber der Bundesnetzagentur, Umsatzsteuerpflicht und weiteren Anforderungen. Die praktische Lösung liegt in sogenannten Aggregatoren: Unternehmen, die die Flexibilität vieler Fahrzeuge bündeln, den Strom in ihrem Namen vermarkten – etwa auf dem Spotmarkt oder als Regelenergie – und die Erlöse weitergeben. „Das ist eine neue Rolle auf dem Markt. Wir haben bereits einige Akteure, die das in Deutschland oder anderen Ländern erproben“, sagte Becker-Boley.
Besonders interessant ist das Modell für große Flottenbetreiber. Als Beispiel nannte Becker-Boley SAP: Ein Unternehmen mit einer großen Zahl von Dienstfahrzeugen kenne die Nutzungsgewohnheiten seiner Mitarbeiter:innen, wisse wann Fahrzeuge stehen und könne die Batteriekapazität der Flotte direkt an Energiemärkten anbieten – als eigener Aggregator, ohne Zwischeninstanz. Für Automobilhersteller wiederum eröffnet sich ein zusätzliches Geschäftsfeld: Sie könnten entsprechende Dienstleistungen direkt mit dem Fahrzeugkauf verknüpfen und Kund:innen die Vermarktung ihrer Batteriekapazität abnehmen.
Eine Frage blieb beim Vortrag bewusst offen: wie sich die zusätzlichen Ladezyklen langfristig auf den Batterieverschleiß auswirken – und wer dieses Risiko trägt. Becker-Boley verwies auf Korea, wo Batterietauschmodelle nach einer bestimmten Anzahl von Ladezyklen bereits erprobt werden. Eine abschließende Antwort, so ihr Fazit, werde die Entwicklung der nächsten fünf bis zehn Jahre liefern müssen.
Quelle: Automotive Masterminds 2026 – Turning EVs into energy assets – The regulatory landscape of bidirectional charging
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