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ist englisch

Vehicle-to-Grid,
Vehicle-to-Home
& Smart Charging

Integration neuer Flexibilitäten
in die Energiemärkte

7.–8. April 2027
in Aachen

Vehicle-to-Grid,
Vehicle-to-Home
& Smart Charging

Integration neuer Flexibilitäten
in die Energiemärkte

7.–8. April 2027
in Aachen

Zum Thema
Vehicle-to-Grid (V2G), Vehicle-to-Home (V2H), bidirektionales Laden, das Auto als mobiler Energiespeicher, Netzstabilisierung, Regelenergie, neue Netzdienstleistungen, ISO 15118

Für die Energiewende werden mehr elektrische Speicher benötigt – das ist heute Konsens. Der Wegfall von Momentanreserve durch rotierende Massen bei konventionellen Kraftwerken erfordert schnelle, flexible Alternativen. Eine gewaltige Reserve schlummert in den Fahrzeugbatterien der Elektroautos, die mit typischen Kapazitäten zwischen 40 und 100 kWh eine kollektive Speicherleistung darstellen, die mit keiner anderen dezentralen Technologie vergleichbar ist.

Die Idee hinter Vehicle-to-Grid ist denkbar einfach: Elektrofahrzeuge sollen Energie nicht nur aufnehmen, sondern auch gezielt zurück ins Netz einspeisen – als Puffer für Schwankungen aus Wind und Solar, zur Entlastung von Verteilnetzen und zur Bereitstellung von Regelenergie. Vehicle-to-Home (V2H) nutzt dieselbe Technologie, um das eigene Gebäude mit Fahrzeugspeicher zu versorgen und den Eigenverbrauch von Solarstrom zu maximieren.

Was lange Zeit als technisch anspruchsvolle Zukunftsvision galt, ist inzwischen Realität: In Frankreich, den Niederlanden und Großbritannien sind alle Voraussetzungen für V2G erfüllt und erste kommerzielle Angebote für Endkunden verfügbar. Deutschland hat mit der EnWG-Reform zum 1. Januar 2026 die jahrelange regulatorische Hürde der doppelten Netzentgelte für bidirektionale Ladepunkte beseitigt und schafft so die Grundlage für den Markthochlauf. Seit Februar 2026 bieten BMW und E.ON ein Komplettpaket aus Wallbox, V2G-Tarif und Smart Meter an. Mercedes-Benz führt 2026 unter dem Namen MB.CHARGE Home ein vollintegriertes bidirektionales Heimladesystem ein – beginnend mit dem elektrischen GLC und dem neuen CLA, mit The Mobility House als Partner für Wallbox und Stromtarif.

Damit rücken neue Fragen ins Zentrum: Wie skaliert man bidirektionales Laden von Einzelprojekten zu Massenangeboten? Wie erreicht man echte Interoperabilität zwischen Fahrzeugen verschiedener Hersteller und unterschiedlicher Ladeinfrastruktur? Die Normung für das bidirektionale Laden mit Wechselstrom soll bis Ende 2026 abgeschlossen sein. Ab Januar 2027 wird ISO 15118-20 für alle neuen Ladestationen verpflichtend – der entscheidende Schritt von Smart Charging zu echter Netzintegration.

Volkswirtschaftlich ist das Potenzial erheblich: Allein durch den Einsatz von Flexibilitätsoptionen wie V2G könnten Verteilnetzbetreiber jährlich bis zu 4 Milliarden Euro einsparen. Bei weiterer Zunahme der Elektromobilität ist intelligentes Laden ohnehin obligatorisch – die Frage ist nicht ob, sondern wie schnell und zu welchen Konditionen.

FAQs | 10 Fragen an die Veranstalter

01

Könnten Sie uns bitte eine grundlegende Definition von Vehicle-to-Grid geben und erläutern, wie diese Technologie die Energiewirtschaft verändert?

Vehicle-to-Grid beschreibt das systemdienliche Entladen von Elektrofahrzeugen ins Stromnetz. Die Fahrzeuge geben Energie ab, wenn Bedarf besteht – etwa weil erneuerbare Erzeuger kurzfristig nicht ausreichend produzieren. In der Praxis wird V2G oft als Oberbegriff für verwandte Konzepte wie Vehicle-to-Home (V2H), Vehicle-to-Load (V2L) und Smart Charging verwendet. Was sie eint: das Elektrofahrzeug wandelt sich vom reinen Verbraucher zum aktiven Akteur im Energiesystem.

02

Welche Schlüsselvorteile bietet V2G für Stromnetze und Endverbraucher, insbesondere im Kontext erneuerbarer Energien?

V2G ist besonders wertvoll, wenn die erneuerbare Erzeugung kurzfristig nicht mit der Last mithalten kann – etwa bei plötzlicher Bewölkung oder einer Windflaute. In diesen Momenten können Fahrzeugbatterien sekundengenau Regelenergie bereitstellen. Über längere Zeiträume lassen sich Überschüsse aus Sonne und Wind speichern und zu Nachfragespitzen wieder abgeben. Für Verteilnetze ist vor allem Smart Charging relevant: Fahrzeuge können ihren Verbrauch reduzieren oder verschieben, wenn das Netz am Limit ist – und damit teure Netzausbaumaßnahmen vermeiden oder verzögern.

03

Welche Technologien und Infrastrukturen sind notwendig, um V2G-Systeme erfolgreich zu implementieren?
Mehrere Akteure und Technologien müssen zusammenspielen: bidirektionale Fahrzeuge, bidirektionale Ladeinfrastruktur, offene Kommunikationsprotokolle (ISO 15118-20, OCPP 2.0.1), intelligente Messsysteme (Smart Meter) sowie IT-Plattformen von Aggregatoren, die Fahrzeugflexibilität an Energiemärkte anbinden. Entscheidend ist die Interoperabilität: Jedes Fahrzeug muss mit jeder kompatiblen Ladestation kommunizieren können – herstellerunabhängig. Seit Januar 2026 müssen alle neuen öffentlichen Ladepunkte den ISO-15118-2-Standard unterstützen, ab Januar 2027 gilt ISO 15118-20 für alle Neuinstallationen.

04

Welche Fortschritte wurden in den letzten Jahren bei der V2G-Technologie gemacht, und wie beeinflussen diese die Marktdurchdringung?
Die Entwicklung hat in den vergangenen zwei Jahren erheblich an Fahrt aufgenommen. Mit der Veröffentlichung von ISO 15118-20 wurde 2022 die technische Grundlage für herstellerübergreifendes bidirektionales Laden geschaffen – unabhängig vom mittlerweile in Europa weitgehend obsoleten CHAdeMO-Standard. Seither sind Fahrzeugbatterien groß genug, um einen substanziellen Puffer für V2G bereitzustellen. Renault 5 E-Tech und Alpine A290 bieten bereits V2G in Frankreich, Volvo und Polestar führen in Schweden Tests durch, und viele Hersteller haben V2G-fähige Modelle angekündigt. Seit Februar 2026 bieten BMW und E.ON ein Komplettpaket aus Wallbox, V2G-Tarif und Smart Meter mit einem Jahresbonus von bis zu 720 Euro an. Mercedes-Benz führt 2026 mit MB.CHARGE Home ein vollintegriertes Angebot aus Fahrzeug, DC-Wallbox, Energiemanagement und Stromtarif ein – beginnend mit GLC und CLA, entwickelt in Partnerschaft mit The Mobility House, mit Marktstart in Deutschland, Frankreich und Großbritannien. Die Normung für AC-Bidirektionalität soll bis Ende 2026 abgeschlossen sein, DC folgt voraussichtlich Ende 2027.

05

Wie kann V2G die Integration von Elektrofahrzeugen in die Gesamteffizienz eines Gebäudes oder einer Stadt unterstützen?
Auf Gebäudeebene erlaubt V2H die Nutzung der Fahrzeugbatterie als Heimspeicher: Netzanschlussleistungen lassen sich reduzieren, Lastspitzen kappen, der Eigenverbrauch von Photovoltaik maximieren. In Utrecht betreibt eine Kooperation aus Renault Group, We Drive Solar, MyWheels und der Stadt seit Sommer 2025 Europas erstes umfassendes V2G-Carsharing-System, das Fahrzeuge mit lokaler Solarstromerzeugung verbindet und Netzengpässe in den Abendstunden um bis zu 300 kW reduziert. Auf städtischer Ebene kann V2G den Verteilnetzausbau verlangsamen oder teilweise ersetzen – ein bedeutender volkswirtschaftlicher Hebel.

06

Welche Geschäftsmodelle und Anreize existieren, um die Teilnahme von Autofahrern am V2G-Netzwerk zu fördern?
Das Spektrum reicht von einfachen dynamischen Stromtarifen – bei denen Kunden von Preisschwankungen am Intraday- oder Day-Ahead-Markt profitieren – bis zu vollintegrierten Rund-um-Sorglos-Paketen, die Fahrzeug, Wallbox, Smart Meter und Tarif bündeln. Anbieter wie Octopus Energy, Tibber und The Mobility House sind mit skalierbaren Lösungen aktiv. In Europa gibt es inzwischen rund 480 derartige Smart-Charging-Möglichkeiten, vor allem im Heimbereich, während öffentliches Smart Charging ebenfalls wächst. Für Fahrzeugbesitzer ergibt sich ein monetärer Mehrwert durch Einspeisevergütungen, günstigere Ladezeiten und die Bereitstellung von Batteriekapazität als Netzdienstleistung.

07

Welche Herausforderungen und Hindernisse stehen der breiten Einführung von V2G noch im Weg?
In Deutschland ist der schleppende Rollout von Smart Metern weiterhin eine zentrale Bremse, da ohne intelligente Messsysteme eine Marktintegration kaum möglich ist. Mit der EnWG-Reform zum 1. Januar 2026 wurde die zuvor größte regulatorische Hürde – die Doppelbelastung durch Netzentgelte beim bidirektionalen Laden – beseitigt. Auf technischer Seite bleibt Interoperabilität die größte offene Frage: Proprietäre Lösungen einzelner Hersteller funktionieren heute, lassen sich aber nicht skalieren. Die ausstehende Normierung für DC-Bidirektionalität bis Ende 2027 hemmt zudem den Markthochlauf im DC-Segment. Daneben braucht es klare Regelungen zur Batterienutzung und zur Haftung beim Einsatz von Fahrzeugbatterien als Netzpuffer.

08

Können Sie Beispiele für erfolgreiche V2G-Implementierungen nennen?

Die Phase der reinen Pilotprojekte liegt in mehreren Ländern hinter uns. In Frankreich, den Niederlanden und Großbritannien sind kommerzielle V2G-Angebote für Endkunden verfügbar. In Frankreich bietet Renault in Kombination mit The Mobility House ein vollintegriertes Produkt, bei dem Kunden für die Bereitstellung ihrer Batteriekapazität vergütet werden. BMW und E.ON bieten seit Anfang 2026 ein Heimlösungspaket in Deutschland an. Mercedes-Benz startet 2026 mit MB.CHARGE Home den Roll-out eines vollintegrierten bidirektionalen Heimladesystems in Deutschland, Frankreich und Großbritannien – mit GLC und CLA als ersten V2G-fähigen Modellen. In Utrecht läuft seit Sommer 2025 Europas erstes großangelegtes V2G-Carsharing-Projekt mit integrierter Solareinspeisung.

09

Wie könnten Regierungen und Energieunternehmen V2G-Initiativen unterstützen?
Der wichtigste Schritt ist die Beseitigung regulatorischer Hindernisse – in Deutschland mit der EnWG-Reform zum 1. Januar 2026 vollzogen. Darüber hinaus braucht es einen beschleunigten Smart-Meter-Rollout, klare Rahmenbedingungen für die Aggregation von Flexibilität und eine konsequente Unterstützung der laufenden Normierungsarbeiten für Interoperabilität. Energieunternehmen sollten den Schritt von Piloten zur Kommerzialisierung wagen: In Finnland, Frankreich und Dänemark ist die Aggregation von EV-Ladung für die Netzbalancierung und Regelenergiebereitstellung bereits möglich – diese Märkte können als Blaupause dienen. Staat und Industrie sollten dabei Standards setzen, aber den Markt die besten Lösungsmodelle entwickeln lassen.

10

Wie wird V2G in den kommenden Jahren die Art und Weise verändern, wie wir Energie erzeugen, speichern und verteilen?

V2G und Smart Charging sind ein Glücksfall für die Energiewende: Potenziell steht mit der wachsenden Elektrofahrzeugflotte eine dezentrale Speicherkapazität zur Verfügung, die alle stationären Batteriespeicher in den Schatten stellt. Der Pfad dahin führt über Standardisierung, Skalierung und neue Geschäftsmodelle. Das langfristige Ziel führender Akteure ist die Aggregation von Hunderttausenden Fahrzeugbatterien zu virtuellen Kraftwerken. Realistisch ist, dass sich – ähnlich wie in anderen Märkten – eine differenzierte Angebotskurve entwickelt: Einige Akteure bieten große Flexibilitätsmengen zu günstigen Preisen, andere höherwertige Netzdienstleistungen zu Premiumpreisen. Insgesamt ermöglicht diese Flexibilität den massiven Ausbau erneuerbarer Energien bei gleichzeitig stabilen Netzen.

Damit das bidirektionale Laden funktioniert, müssen folgende Gruppen/Firmen zusammenkommen und Verträge abschließen: Elektroauto-Besitzer, Elektroautohersteller, Hersteller von Ladeinfrastruktur, Service Provider, Stromnetzbetreiber, Gesetzgeber und Normungsgremien.

Je nach Anwendung können unterschiedliche Akteure profitieren. Außerdem muss die Steuereinheit anhängig der Anwendung an unterschiedliche Datenquellen angebunden werden.

Technische Grundlagen

Zum Aufladen der Batterie aus dem Stromnetz ist ein Gleichrichter notwendig, der den Wechselstrom in Gleichstrom umwandelt. Weiterhin muss beim Aufladen der Batterie der Strom mittels Laderegler geregelt werden, damit die Batterie nicht überladen wird. Wenn die Autobatterie Strom ans Netz abgeben soll, ist ein Wechselrichter notwendig, der den Gleichstrom der Batterie in Wechselstrom umwandelt. Es gibt bidirektionale Wechselrichter, die beide Funktionen, also sowohl Gleichrichter zum Laden als auch Wechselrichter zum Entladen ins Netz, unterstützen.

Elektroautos kann man direkt an eine 230V Haushaltssteckdose zum Laden anschließen. So wurde es bei den ersten Fahrzeugen sehr häufig gemacht, als es noch keine Wallboxen gab. Hierbei wird das Auto direkt mit Wechselstrom (AC) geladen. Beim Wechselstromladen ist der Gleichrichter daher im Fahrzeug eingebaut, und es ist Abhängig des Fahrzeugherstellers, wie der Gleichrichter dimensioniert ist. An einer Haushaltsteckdose kann der Gleichrichter mit maximal 2,3 kW Leistung laden. Viele Elektroautos können auch an einer Drehstromsteckdose aufladen. Dabei ist die Ladeleistung höher, meist 10 kW, oft 20 kW oder auch bis zu 40 kW (63 A pro Drehstromphase) und es muss der Gleichrichter im Auto entsprechend ausgelegt sein. Beim Anschluss an eine normale Steckdose erfolgt das Laden ungesteuert von außen. Nur der Laderegler im Auto entscheidet, ob und wieviel geladen wird.

Wenn das Laden auch von außen gesteuert werden soll, muss das Fahrzeug an eine Ladestation (Wallbox oder Ladesäule) angeschlossen werden. Das ist häufig bei höheren Leistungen und bei öffentlichen Ladestationen der Fall. Die Ladestation kann dann dem Laderegler im Auto mitteilen, wie hoch die Leistung sein soll. Sie ist beim Wechselstromladen aber nur eine Steuereinheit und kann nicht selbst den Leistungsfluss verändern.

Stecker zum Wechselstromladen sind in Nordamerika und Japan meist Stecker nach Typ 1. In Europa am meisten verbreitet ist der Stecker Typ 2, auch Mennekes-Stecker genannt. Beide Stecker haben zusätzlich zwei weitere Pins bei denen Informationen zur maximalen Ladeleistung und die momentan einzustellende Ladeleistung übergeben werden. Es ermöglicht auch nur eine Datenkommunikation von der Ladestation zum Fahrzeug, jedoch nicht zurück und kann auch nicht um weitere Information ergänzt werden. 
Beim Gleichstromladen befindet sich der Gleichrichter und Laderegler in der Ladestation. Das bedeutet, dass die Ladestation Leistungselektronik enthält und damit den Leistungsfluss selbständig einstellen kann. Damit ist eine Gleichstrom-Ladestation deutlich aufwändiger und teurer als eine Wechselstrom-Ladestation.  Da Größe und Gewicht des Gleichrichters eine deutlich kleinere Rolle als im Fahrzeug selbst spielen, kann man wesentlich größere Ladeleistungen von über 100 kW verwirklichen. Wann, wieviel geladen wird, kann dann von der Ladestation bestimmt werden.
Wenn die Batterie im Fahrzeug für weitere Zwecke, wie bidirektionales Laden genutzt werden soll, muss der Laderegler wissen, wann und wieviel die Batterie geladen und entladen werden soll. Dazu muss eine Datenverbindung von einer Steuereinheit zum Laderegler bestehen. Außerdem muss eine Steuereinheit auch wissen, wie weit die Batterie aktuell geladen ist und wann der Benutzer plant, mit dem Fahrzeug zu fahren und dann eine geladene Batterie wünscht. Aus diesem Grund muss eine Verbindung vom Fahrzeug zurück zur Steuereinheit existieren.

Bei Verwendung einer Ladestation kann diese eine Steuereinheit für das bidirektionale Laden enthalten. Bei Wechselstrom-Laden mit dem weit verbreiteten Typ 2-Stecker gibt es aber nur eine analoge Datenverbindung von der Steuereinheit in der Ladestation zum Laderegler, die zudem nur das Aufladen der Batterie steuern kann. Aus diesen Gründen ist aktuell das bidirektionale Laden mit Wechselstromladen nur sehr selten erhältlich. Beim Gleichstromladen ist die Leistungselektronik in der Ladestation. Weiterhin könnte grundsätzlich auf eine Datenverbindung zum Fahrzeug verzichtet werden, denn der Laderegler, der die Stromrichtung bestimmt, befindet sich in der Ladestation und kann dort an die Steuereinheit angeschlossen werden. Allerdings muss die Schutzelektronik im Fahrzeug über das Entladen Bescheid wissen, und der Ladezustand und Endzeitpunkt sollte auch vom Fahrzeug zur Steuereinheit übertragen werden können. Daher ist auch beim Gleichstromladen in der Praxis eine Datenverbindung in beiden Richtungen notwendig.

Eine ausreichende Datenverbindung ist allerdings nur bei dem CHAdeMO-Stecker vorhanden. Das CAN-Bus-Protokoll ist zum Entladen ins Netz erweitert worden und erlaubt auch eine Datenverbindung vom Fahrzeug zur Ladestation.

Hingegen nutzt der CCS-Stecker dieselbe Datenkommunikation, wie der Wechselstrom-Stecker Typ 2 und ist daher für bidirektionales Laden nicht ohne weiteres geeignet. In Zukunft wird auch das CCS-System in Verbindung mit der ISO 15118 die Möglichkeit des Rückspeisens bieten.

Heute jedoch ist bidirektionales Laden im Wesentlichen nur mit dem CHAdeMO-Stecker möglich. Es gibt bereits in Europa erste E-Fahrzeuge, die ins Netz zurückspeisen können.

Eine elegante Möglichkeit, dass Stecker-Wirrwarr bei der Datenübertragung zu umgehen, ist die Nutzung einer drahtlosen Datenverbindung über Funk. Hier bietet sich den neuen Standard V2X (Vehicle-to-Everything) zu nutzen.  Dieser wird für die Verkehrsvernetzung verwendet und beinhaltet eine Kommunikation über Funk zwischen Fahrzeugen, aber auch zwischen Fahrzeugen und Infrastruktur. Letztere kann auch für die Datenübertragung zwischen Fahrzeug und Ladestation genutzt werden. Erste Fahrzeuge nutzen schon V2X. Es gibt inzwischen eine Firma, die eine bidirektionale Ladestation mit CCS-Stecker kommerziell anbietet und die notwendige Datenübertragung mit V2X realisiert.
Im VDE gibt es mehrere Normungsaktivitäten, die das bidirektionale Laden betreffen. Dort heißt es: „Der Arbeitskreis DKE/AK 353.0.401 „Bidirektionales Laden“ ist dafür verantwortlich, den Normungs- und Standardisierungsprozess bestmöglich auszurichten bzw. die Ergebnisse optimal für die Normung und Standardisierung anpassen zu können. Es existiert bereits eine Vielzahl von notwendigen Normungsaktivitäten zum Handlungsfeld „Bidirektionales Laden“. Die Norm IEC 61851-1 enthält beispielsweise die Grundlagen für die Kommunikation zur Steuerung von Ladevorgängen bei Elektrofahrzeugen. Neben Normen gibt es auch VDE-Anwendungsregeln, die für den Anschluss von Ladeeinrichtungen wie Ladestationen oder Wallboxen entscheidend sind.
Die Batterie des Elektroautos kann als Ersatz für einen Heimspeicher dienen, insbesondere in Verbindung mit einer Photovoltaikanlage (Vehicle-to-Home, V2H). Das lohnt dann, wenn das Fahrzeug tagsüber häufig an die Ladestation angeschlossen ist. Dann kann es wirkungsvoll dazu dienen, die Eigennutzung der Photovoltaikanlage zu erhöhen. Abends nach Sonnenuntergang kann dann ein Teil der Energie in der Batterie für die Nutzung im Haushalt verwendet werden. Bei den stark gestiegenen Strompreisen ist dieses Modell derzeit besonders attraktiv. Grundsätzlich könnte man sich sogar vorstellen, die Fahrzeugbatterie bei einem Stromausfall zur Notfall-Stromversorgung zu nutzen. Genau, wie bei einem Heimspeicher müsste dann allerdings der Wechselrichter im bidirektionalen Laderegler inselnetzfähig sein. Autohersteller arbeiten auch dazu an Angeboten.

Wenn Netzbetreiber, Stromhändler oder Betreiber von virtuellen Kraftwerken die Speicherkapazität des Elektroautos nutzen wollen, muss der Nutzen für die Eigentümer deutlich werden. Geschäftsmodelle müssen eine angemessene Vergütung für die Leistung berücksichtigen. Ebenso muss den Fahrzeugbesitzern eine Mindestmenge an Energie und gegebenenfalls die volle Ladung zu einem vorgegebenen Zeitpunkt garantiert werden. Dies muss in den jeweiligen Geschäftsmodellen berücksichtigt werden.

Die meisten Anwendungen können dann nur umgesetzt werden, wenn viele solche Fahrzeugspeicher gemeinsam als sogenannte Schwarmspeicher gesteuert werden. Eine entsprechend zuverlässige Datenverbindung von einer zentralen Steuereinheit ist daher in den meisten Fällen notwendig. 

Zu berücksichtigen ist, dass in einem solchen Schwarm nicht immer alle Fahrzeuge am Stromnetz angeschlossen sind. Hier ist mit statistischen Wahrscheinlichkeiten zu arbeiten. Insbesondere die Nutzung von Fahrzeugflotten der Betreiber kann in dem Zusammenhang interessant sein, da die Nutzungszeiten wesentlich besser bekannt und vorhersagbar sind. 

Elektroautos können in großer Anzahl in Zukunft zur Regelung und Stabilisierung des Stromnetzes verwendet werden. Da sie in Zukunft in großer Zahl existieren, wäre das der größte Nutzen für das Stromnetz. Die Laderegler könnten also die Momentanreserve ergänzen, welche bei Lastschwankungen im allerersten Moment wirksam wird und die Netzfrequenz stabilisiert. Derzeit wird das noch durch große rotierende Massen von Generatoren in Großkraftwerken geleistet. In Zukunft muss diese Funktion von Geräten mit Leistungselektronik übernommen werden.

Ein Betreiber eines Virtuellen Kraftwerks könnte als Aggregator einen Schwarmspeicher mit Elektrofahrzeugen bilden und die Leistung am Regelenergiemarkt verkaufen.

Insbesondere Primärregelung ist attraktiv für die Nutzung mit Batterien. Die abgerufene Leistung ist proportional zur Abweichung der Netzfrequenz vom Sollwert. Sie weicht aber nur selten gravierend ab, sodass meistens wenig, bis gar keine Leistung geliefert werden muss. Weiterhin ist der Markt für Primärregelung so attraktiv, dass man dort mit Batterien heute schon Profit erwirtschaften kann.

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