MiSpeL, AgNes & Co.: So steht es um den regulatorischen Rahmen für V2G in Deutschland

Bidirektionales Laden, insbesondere Vehicle-to-Grid (V2G), ist marktreif: Fahrzeuge, bidirektionale Ladestationen und Backend-Systeme sind erprobt, erste kommerzielle Anwendungen laufen bereits erfolgreich. Damit Elektrofahrzeuge jedoch flächendeckend als mobile Stromspeicher eingesetzt werden können, müssen auch die regulatorischen Rahmenbedingungen stimmen. 

Lange Zeit war das in Deutschland nicht der Fall: Gesetze und Regularien verhinderten, dass E-Autobesitzer:innen und das öffentliche Stromnetz von den Vorteilen von V2G profitieren konnten. 

Denn Strom, der aus dem Netz in eine Fahrzeugbatterie geladen und später wieder zurückgespeist wird, wurde bislang mehrfach belastet: mit Netzentgelten, Stromsteuer und EEG-Umlagen. Sie alle fielen sowohl beim Laden als auch beim Entladen, also beim Rückspeisen der Energie ins Netz, an. Das machte die Nutzung von V2G wirtschaftlich unattraktiv. Das Paradoxe: Stationäre Stromspeicher wurden von dieser Doppelbelastung verschont.  

Seit Anfang 2026 arbeiten Gesetzgeber und die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde daran, stationäre und mobile Stromspeicher regulatorisch gleichzustellen. Für V2G sind dabei vier Aspekte besonders relevant: 

1. Netzentgelte: Durch die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) entfällt die doppelte Belastung mit Netzentgelten beim Ein- und Ausspeisen von Strom. Elektrofahrzeuge werden damit in diesem Punkt endlich wie stationäre Speicher behandelt. Diese Änderung machte V2G in Deutschland erstmals wirtschaftlich möglich. 

2. Stromsteuer: Das reformierte Stromsteuergesetz (StromStG) schützt private Fahrzeughalter:innen vor der sogenannten „Versorgerfalle". Sie werden durch V2G also nicht rechtlich zu Energieversorger:innen (mit zusätzlichen steuerlichen, Nachweis- und Abrechnungspflichten).  
   Eine Stromsteuerbefreiung für die Rückspeisung ist allerdings an selbst erzeugten Solarstrom gekoppelt. Wer reinen Netzstrom im Auto zwischenspeichert, zahlt weiterhin Stromsteuer. 

3. Marktintegration: Die Festlegung der Bundesnetzagentur zur „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten" (MiSpeL) soll Regeln dafür schaffen, wie Strommengen in gemischt betriebenen Speichern und bidirektionalen Ladepunkten bilanziell voneinander abgegrenzt werden.  Konkret geht es um die Unterscheidung zwischen Strom aus erneuerbarer Erzeugung und Strom aus dem öffentlichen Netz. Diese Abgrenzung ist wichtig, damit ein Elektrofahrzeug im V2G-Betrieb Strom aufnehmen und später wieder einspeisen kann, ohne dass die Förderfähigkeit oder eine mögliche Umlagebegünstigung des erneuerbaren Stromanteils automatisch verloren geht.
   MiSpeL soll zum 1. Oktober 2026 wirksam werden. Eine Übergangsfrist ist bis zum 30. September 2027 vorgesehen, in der die Anwendung nur im Einvernehmen mit dem jeweiligen Netz- und Messstellenbetreiber möglich ist. 
4. Netzentgeltsystematik: Die „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ (AgNes) soll ab 2029 grundlegend reformieren, wie Netzentgelte berechnet werden.  Eine für V2G wichtige geplante Änderung betrifft rückgespeisten Netzstrom: Er soll von mengenabhängigen Netzentgelten befreit werden, sofern er messtechnisch eindeutig von den übrigen Stromflüssen abgegrenzt werden kann. Damit könnten bidirektionale Ladepunkte bei der Netzentgeltberechnung ähnlich behandelt werden wie stationäre Speicher, die mit einer Erzeugungsanlage gekoppelt sind. 
   Der Festlegungsentwurf für AgNes liegt seit Anfang August 2026 vor, die Konsultation läuft noch bis zum 18. September 2026. 

Zusammengenommen bilden diese vier Bereiche den regulatorischen Rahmen für V2G in Deutschland. Die Maßnahmen weisen grundsätzlich in die richtige Richtung. Für die breite Skalierung von V2G bleibt jedoch eine zentrale regulatorische Hürde bestehen.

Denn der aktuelle Arbeitsstand von MiSpeL lässt ausgerechnet den einfachsten und für den Massenmarkt wichtigsten V2G-Fall unberücksichtigt: Haushalte mit einem E-Auto, einem bidirektionalen Ladepunkt, aber ohne Photovoltaik-Anlage und ohne stationären Heimspeicher. 

MiSpeL sieht zwei Wege vor, wie Ladepunkte bei der Abgrenzung von Strommengen sowie bei Förder- und Umlageprivilegien berücksichtigt werden können: die Abgrenzungs- und die Pauschaloption.  

Die Abgrenzungsoption behandelt Ladepunkte wie stationäre Stromspeicher: Ladeverbräuche und rückgespeiste Energie werden dem Ladepunkt zugerechnet. 

Das ist im Kern sinnvoll. In der Praxis muss dafür jedoch exakt gemessen werden, wie viel Strom aus dem öffentlichen Netz in das Fahrzeug geladen und wie viel später wieder zurückgespeist wird. Dafür braucht es in der Regel zwei getrennte Stromzähler. 

Das stellt für private Haushalte eine zusätzliche technische und finanzielle Hürde dar. Ein zweiter Smart Meter kostet einmalig 1.000 bis 3.000 Euro für Messtechnik und Installation, erfordert in vielen Bestandsgebäuden einen größeren Zählerschrank und verursacht laufende jährliche Kosten von etwa 100 Euro Bei einem realistischen V2G-Jahresnutzen von 500 bis 700 Euro amortisiert sich allein die Messtechnik erst nach Jahren. Für den Massenmarkt ist das keine Lösung. 

Die Pauschaloption soll die Messung durch feste Rechenregeln vereinfachen. Anstatt jede Kilowattstunde viertelstundengenau zu messen und nachzuverfolgen, arbeitet sie mit pauschalen Annahmen und festen Formeln. Benötigt wird dafür nur ein einziger Stromzähler.

Nach dem aktuellen Arbeitsstand gilt sie jedoch nur für bestimmte Konstellationen mit stationärem Heimspeicher. Für den einfachsten V2G-Fall ist sie nicht vorgesehen. 

Die Pauschaloption arbeitet außerdem mit einem sogenannten Indifferenzbereich. Er begrenzt, welcher Anteil einer Rückspeisung mit einem vorherigen Strombezug am selben Anschluss verrechnet werden darf.  

Für V2G-Haushalte mit Solaranlage, aber ohne Heimspeicher setzt MiSpeL pauschal einen harten Faktor von 0,5 an. Durch diesen Abschlag wird ein Großteil der Rückspeisung weder bei der Förderfähigkeit noch bei der Saldierungsfähigkeit berücksichtigt.  

Was das wirtschaftlich bedeutet, macht ein Vergleich greifbar: E-Auto-Halter:innen, die ihre Batterien im Rahmen der üblichen Herstellerfreigaben für V2G nutzen, erzielen im Jahr einen wirtschaftlichen Wert von rund 500 bis 700 Euro. Durch die harte pauschale Entwertung schrumpft dieser Nutzen bei Haushalten ohne stationären Heimspeicher auf 50 bis 70 Euro pro Jahr. Ohne einen zusätzlichen Heimspeicher würde sich V2G so kaum wirtschaftlich lohnen. 

Obwohl der Gesetzgeber stationäre und mobile Stromspeicher gleichgestellt hat, behandelt MiSpeL sie hier also völlig unterschiedlich.

Diesen Hürden und dem großen Puffer liegt die Sorge vor Missbrauch zu Grunde, etwa dem „Fremdstrom-Trick“ (günstig woanders laden, zu Hause umlagefrei Geld verdienen) oder reiner Arbitrage ohne Netznutzen.  

Diese Sorge hält der Realität jedoch nicht stand. Denn: 

1. Physischer Schutz: V2G-Produkte sind so konzipiert, dass das Fahrzeug im Alltag nie unter den Ladestand bei Ankunft entladen wird. Jede Rückspeisung stammt nachweislich aus zuhause bezogenem Netzstrom. 

2. Netzentgelte wurden gezahlt: Auch beim externen Laden (z. B. am Arbeitsplatz) fallen Netzentgelte an.  

3. Technische Grenzen: Wirkungsgradverluste (ca. 15 %) und herstellerseitige Schutzmechanismen der Autobatterie machen ein sinnloses „Hin- und Herbewegen“ wirtschaftlich völlig unattraktiv. Zudem ist die Saldierung ohnehin strikt auf den heimischen Netzbezug gedeckelt. 

Vor diesem Hintergrund ist der Faktor 0,5 für reine bidirektionale Ladepunkte unverhältnismäßig hoch.

MiSpeL liegt bislang nur als Arbeitsstand vor. Noch können die Regelungen also praxistauglicher und V2G-freundlicher ausgestaltet werden.  

Aus unserer Sicht als technischer Partner für V2G-Projekte sollten drei Punkte korrigiert werden: 

1. Der Ein-Zähler-Weg (Pauschaloption) muss auch für reine V2G-Haushalte geöffnet werden: Die bestehenden Vereinfachungsregeln müssen auch für bidirektionale Ladepunkte gelten, unabhängig von einer PV-Anlage. 

2. Der Indifferenzbereich für bidirektionale Ladepunkte muss gestrichen werden: Er ist nicht sachgerecht und erschwert den Markthochlauf unverhältnismäßig. 

3. Mobile und stationäre Speicher müssen gleichbehandelt werden: Wenn der Gesetzgeber beschließt, dass eine Autobatterie rechtlich ein Speicher ist, darf das Formelwerk der Regulierungsbehörde dem nicht widersprechen. 

Alle großen deutschen Autohersteller haben V2G-Angebote gestartet oder angekündigt. Für sie und ihre Partnerunternehmen sind diese Regulierungsfragen nicht nebensächlich. Sie entscheiden darüber, ob Vehicle-to-Grid für Kund:innen einfach zugänglich und wirtschaftlich attraktiv wird – oder ob zusätzliche Zähler, komplexe Messkonzepte und unklare steuerliche Folgen den Markthochlauf um Jahre verzögern. 

Die Regulierung darf den einfachsten und potenziell häufigsten Anwendungsfall nicht schlechterstellen als komplexere Konstellationen mit PV-Anlage und Heimspeicher. Gerade reine V2G-Haushalte – ein Elektrofahrzeug und ein bidirektionaler Ladepunkt – können den Massenmarkt tragen. 

Unnötig komplexe Regeln schaden nicht nur den beteiligten Akteur:innen, sondern auch der Energiewende. Denn V2G birgt enormes Potenzial für Netzentlastung, die Integration erneuerbarer Energien und schafft ein zusätzliches Kaufargument für Elektrofahrzeuge. 

Der wesentliche regulatorische Rahmen für V2G in Deutschland steht. Jetzt braucht es die letzte Feinjustierung, damit der Markt hochlaufen kann.