E-Autos als virtuelle Kraftwerke – oder: mobile Stromspeicher, intelligent vernetzt

Ein virtuelles Kraftwerk hört sich erstmal nach Science-Fiction an. Nach Robotern, KI oder etwas sehr Abstraktem. Tatsächlich ist der Einsatz virtueller Kraftwerke aber längst Realität. 

Unter einem virtuellen Kraftwerk (VPP) versteht man einen Zusammenschluss vieler kleiner, dezentraler Energiequellen. Dazu gehören z.B. Solaranlagen, Batteriespeicher oder eben auch Elektroautos. Über eine digitale Plattform werden sie miteinander vernetzt und zentral gesteuert. 

Warum macht man das? Um aus den dezentralen Quellen eine große Einheit zu bilden, die dann auch an der Börse mitspielen darf. Denn viele kleine Einheiten verhalten sich gebündelt wie ein großes Kraftwerk. Sie liefern Strom, nehmen ihn auf oder stabilisieren das Netz, je nachdem, was gerade gebraucht wird. Mit anderen Worten:  Nicht ein großes Kraftwerk regelt alles, sondern tausende kleine helfen gemeinsam aus. 

Die Grundidee hinter beiden virtuellen Kraftwerken ist die gleiche: Flexibilität bündeln und dem Strommarkt zur Verfügung stellen. Der entscheidende Unterschied bei E-Autos ist: Sie sind nicht immer verfügbar. Die Batterien werden zum Fahren gebraucht, aber meistens stehen sie nur herum. 

Während stationäre Batteriespeicher oder PV-Anlagen fest installiert sind, folgt das E-Auto den Mobilitätsanforderungen im Alltag und nicht dem Stromnetz. Zudem müssen die Fahrzeugbatterien vor der nächsten Fahrt ausreichend geladen sein.  Beispiel: 

• Morgens: Das Auto ist unterwegs → d.h. nicht verfügbar

• Tagsüber: oft am Arbeitsplatz → eventuell verfügbar

• Abends/Nachts: Das Fahrzeug wird zu Hause angeschlossen → d.h. ideal für Flexibilität
   

Das macht die Steuerung komplexer, aber nicht unmöglich. Denn an der Stelle kommt intelligente Software ins Spiel: Sie plant im Voraus, wann Fahrzeuge wahrscheinlich angeschlossen sind, berücksichtigt Fahrprofile und stellt sicher, dass das Auto immer fahrbereit bleibt. 

Wichtig: Das System nutzt nur die Energie, die gerade „entbehrlich“ ist, also wenn mehr Strom erzeugt, als gerade verbraucht wird. Genau deshalb funktionieren E-Auto-Flotten trotzdem als virtuelles Kraftwerk. Das gilt besonders dann, wenn viele Fahrzeuge zusammenkommen. Große Flotten können bereits heute Aufgaben übernehmen, die früher klassischen Kraftwerken vorbehalten waren, etwa die Stabilisierung des Stromnetzes. 

Virtuelle Kraftwerke können Vehicle-to-Grid unterstützen, also die Technologie, bei der Fahrzeugbatterien nicht nur geladen, sondern bei Bedarf auch entladen und zur Einspeisung von Energie ins Netz genutzt werden. 

Vehicle-to-Grid oder V2G besitzt ein enorm großes Potenzial bei uns. Es ist allerdings noch nicht vollständig gehoben.  
Der Status quo: Millionen E-Autos werden in den nächsten Jahren erwartet, jedes einzelne ist ein mobiler Speicher. Zusammen ergeben sie eine gewaltige flexible Kapazität.

Aktuell zeigt sich: Wenn viele Fahrzeuge vernetzt sind, können sie gemeinsam Versorgungslücken schließen und das Netz stabilisieren, ähnlich wie ein Großkraftwerk. 

Der Durchbruch hängt derzeit weniger an der Technik als an den Rahmenbedingungen. Die gute Nachricht ist, dass Deutschland regulatorisch in Bewegung gekommen ist. Mit neuen gesetzlichen Regelungen wie dem Wegfall doppelter Netzentgelte ab 2026 wird bidirektionales Laden wirtschaftlich deutlich attraktiver. Wobei die genaue Umsetzung noch unklar ist. 

Was das konkret bedeutet: 

• Mehr Anreize für Nutzer:innen, V2G zu nutzen  

• Skalierung von V2G-Modellen 

• Reale Integration in den Energiemarkt 

Das eigentliche Potenzial entsteht erst, wenn viele mitmachen. Denn beim virtuellen Kraftwerk gilt: Ein einzelnes Auto macht noch keinen Unterschied, tausende schon. 

Vehicle-to-Grid bring mehr Flexibilität ins Stromnetz, und zwar genau dann, wenn sie gebraucht wird. Mit V2G werden E‑Autos zu aktiven Teilnehmern im Strommarkt.
Zusammengefasst:

• Bisher galt: Strom wird produziert und muss sofort verbraucht werden. 

• Mit V2G gilt: Strom kann zwischengespeichert und gezielt wieder abgegeben werden. 

Gerade im Intraday-Markt wird das spannend. Dort wird Strom kurzfristig, oft wenige Stunden im Voraus, gehandelt. Die Preise ändern sich schnell. 

Was E‑Autos hier können? Sie können laden, wenn Strom günstig ist (z. B. viel Wind) und einspeisen, wenn Strom teuer ist (z. B. abends). Noch wichtiger: Lokale Signale können berücksichtigt werden. 

Das bedeutet konkret: Wenn in einer bestimmten Region Netzengpässe entstehen, können E-Autos lokal entladen. Wenn an einem anderen Ort Überschuss entstanden ist, können die Fahrzeuge gezielt dort laden. Das System reagiert also nicht nur auf den „großen Markt“, sondern auch auf das, was im Verteilnetz passiert. 

Anders gesagt: V2G bringt Flexibilität dahin, wo sie tatsächlich gebraucht wird.

Für Fahrer:innen von Elektroautos macht sich V2G vor allem finanziell bemerkbar: Wenn sie ihr Elektroauto dem Stromnetz zur Verfügung stellen, werden sie für ihre Flexibilität belohnt. Sie erhalten eine Vergütung allein für die Zeit, in der das Fahrzeug mit der Wallbox verbunden ist. Und das unabhängig davon, ob Strom geladen oder entladen wird.  
Und das läuft im Hintergrund: Die EV-Besitzer:innen können davon profitieren, dass die Batteriekapazität der E-Autos gebündelt wird und am Strommarkt gehandelt werden kann. 

Die Vergütung kann bei regelmäßiger V2G-Bereitstellung rechnerisch Strom für eine Fahrtstrecke von mehreren Tausend Kilometern im Jahr decken – kostenloses Fahren wird so eine realistische und attraktive Option. 

So geht’s in Frankreich: Die neuen elektrischen Renault-Modelle wie der R5 laden dort bereits bidirektional. Wir vermarkten die Fahrzeugbatterien am Intraday- und Kapazitätsmarkt - und erzielen dabei 11 Cent pro eingesteckte Stunde für die Kund:innen. Bei durchschnittlich 13 Stunden täglich sparen Fahrer:innen rund 40 Euro im Monat und fahren so jährlich rund 10.000 Kilometer kostenlos. 

Deutschland steht in Sachen V2G momentan zwischen „technisch möglich“ und „noch nicht Alltag angekommen“. 

Die Technik funktioniert bereits: Erste Serienfahrzeuge sind V2G-fähig, Pilotprojekte laufen – auch im größeren Maßstab. Der breite Rollout ist jedoch noch nicht passiert. Wir stehen in den Startlöchern. 

Warum ist das so? 

• Lange Zeit war die Regulatorik wie ein Bremsklotz (z. B. doppelte Netzentgelte)  

• Standards sind noch nicht vollständig vereinheitlicht  

• Nicht jedes Fahrzeug und jede Wallbox kann bidirektional laden (auch wenn viele sich bereits „bidi ready“ auf die Fahne schreiben) 

Die Entwicklung geht aber klar voran. Realistische Einordnung: 2026 ist die Phase vom Piloten zur Skalierung.  
 
Wir sind in der ersten Reihe mit dabei. So bringt unsere Partnerschaft mit Mercedes-Benz noch 2026 ein bidirektionales Angebot auf den Markt, das den Kund:innen deutliche Preisvorteile beim Laden bringt und zugleich das Netz entlastet.

Der eigentliche Knackpunkt ist also nicht die Technik. Sondern es braucht klare Regeln, passende Anreize und das Vertrauen der Nutzer:innen in die neue Technik.  

Erst dadurch wird aus einer guten Idee ein funktionierendes System.