Bidirektionales Laden und V2G: Der MiSpeL-Durchbruch der Bundesnetzagentur

Worum es geht: bidirektionales Laden wird wirtschaftlich

Bidirektionales Laden macht das E-Auto zum Speicher, der Strom nicht nur aufnimmt, sondern auch wieder abgibt. Über V2H (Vehicle-to-Home) versorgt die Fahrzeugbatterie das eigene Gebäude, über V2G (Vehicle-to-Grid) speist sie ins öffentliche Netz zurück, und über V2L hängt ein einzelnes Gerät direkt am Auto. Die Technik dafür gibt es seit Jahren. Was fehlte, war die wirtschaftliche Grundlage.

Der Grund war nüchtern und teuer. Wer Strom aus dem Netz in die Autobatterie lud und ihn später zurückspeiste, zahlte zweimal Netzentgelte und Abgaben, einmal beim Laden und einmal beim erneuten Nutzen. Diese doppelte Belastung hat Vehicle-to-Grid für die meisten Haushalte und Flotten unrentabel gemacht und Deutschland bis 2025 zu einem der restriktivsten Märkte Europas gemacht.

2026 dreht sich das. Die Bundesnetzagentur hat ihre Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten, kurz MiSpeL, am 1. Oktober 2026 beschlossen, und eine Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes beendet seit Dezember 2025 die doppelte Belastung mit Netzentgelten. Damit wird aus einem technischen Versprechen ein rechenbares Produkt. Für Energieversorger, Stadtwerke und Aggregatoren ist das mehr als eine Detailfrage, denn jedes angesteckte Fahrzeug wird zu einer kleinen, steuerbaren Speicherzelle im System.

Eine übliche E-Auto-Batterie speichert ein Mehrfaches eines typischen Heimspeichers. Sie steht aber nur bereit, wenn das Fahrzeug angesteckt ist, und das ist es im Schnitt die meiste Zeit des Tages. Genau diese Stunden am Netz sind der Rohstoff für die neuen Flexibilitätsmodelle, die sich an die Logik virtueller Kraftwerke anlehnen.

Das Doppelbelastungs-Problem und wie es gelöst wird

Zwei Regeln standen im Weg. Lud ein Fahrzeug Strom aus dem Netz und speiste ihn später zurück, fielen auf diesen Netzbezug Umlagen und Netzentgelte an, obwohl der Strom das Auto nur durchlief; wer ihn danach aus dem Netz verbrauchte, zahlte sie ein zweites Mal. Und wer eine geförderte Solaranlage betrieb, verlor nach der Ausschließlichkeitsoption die Förderung für die Speichereinspeisung, sobald Netzstrom in den Speicher kam; bidirektionale Ladepunkte waren dort gar nicht vorgesehen. Für den Halter blieb zu wenig übrig, um Wallbox und passendes Fahrzeug zu rechtfertigen.

Die Netzentgelte hat die EnWG-Novelle gelöst, die der Bundestag am 13. November 2025 beschlossen hat. Das Gesetz vom 18. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347) gilt seit dem 23. Dezember 2025 und fasst Paragraf 118 Absatz 6 Satz 3 EnWG neu: Die Befreiung von den Netzentgelten greift, soweit der Strom zeitversetzt in dasselbe Netz zurückfließt, und Paragraf 21 EnFG gilt entsprechend. Über diesen Verweis werden bidirektional genutzte Ladepunkte wie Stromspeicher behandelt, denn Paragraf 21 Absatz 3 EnFG stellt sie für die Umlagen Stromspeichern gleich. Die Befreiung nach Paragraf 118 Absatz 6 gilt für Speicher, die bis August 2029 in Betrieb gehen, jeweils 20 Jahre lang.

Welche Mengen befreit sind, ergibt sich nach Lesart der Bundesnetzagentur aus den MiSpeL-Formeln, weil der Verweis auf Paragraf 21 EnFG deren Ausgestaltung einschließt. Die Behörde behandelt den Verweis als Übergangsregel bis Ende 2028. Ab 2029 soll die AgNes-Festlegung die Netzentgelte für Speicher und Ladepunkte regeln, und ob sie dann weiter auf MiSpeL verweist, entscheidet die Bundesnetzagentur dort und nicht in MiSpeL.

Eine Einordnung ist wichtig, um Begriffe sauber zu halten. Die EEG-Umlage existiert seit Juli 2022 nicht mehr und kommt hier nicht zurück. Bei MiSpeL geht es um die EEG-Förderfähigkeit des eingespeisten Stroms und um die EnFG-Umlagen, also nicht um die alte Umlage, sondern um die korrekte Zuordnung von Grün- und Netzstrom. Die Netzentgelte wiederum regelt das EnWG, und die laufende Reform der Netzentgeltsystematik AgNes bildet den größeren Rahmen, in dem diese Befreiung steht.

Was die MiSpeL-Festlegung regelt: Optionen, Messung, Pflichten

Die Festlegung (Az. 618-25-02) besteht aus dem Tenor mit Begründung, der Anlage 1 zur Abgrenzungsoption und der Anlage 2 zur Pauschaloption, zusammen rund 250 Seiten. Sie gestaltet zwei Rechtsbereiche aus: die Marktprämie für den förderfähigen Teil der Einspeisung nach Paragraf 19 Absatz 3b und 3c EEG und die Umlageprivilegien nach Paragraf 21 EnFG für Netzstrom, der zwischengespeichert und wieder eingespeist wird. Die Netzentgelte regelt MiSpeL nicht selbst; sie hängen über einen gesetzlichen Verweis an Paragraf 21 EnFG, wie im Abschnitt oben beschrieben.

Bis zur Festlegung gab es für Speicher an einer geförderten Anlage nur die Ausschließlichkeitsoption nach Paragraf 19 Absatz 3a EEG. Sie verlangt, dass im ganzen Kalenderjahr nur Grünstrom eingespeichert wird; fließt Netzstrom in den Speicher, entfällt die Förderung für die Einspeisung aus dem Speicher für das gesamte Jahr. Für bidirektionale Ladepunkte ist die Option nicht nutzbar, weil ein E-Auto auch anderswo geladenen Strom mitbringt. MiSpeL lässt die Ausschließlichkeitsoption bestehen und stellt zwei Optionen daneben, in denen Speicher und Ladepunkte Netzstrom laden, nach Börsenpreisen einspeisen und trotzdem die Förderung für den Solaranteil behalten.

Ohne Direktvermarktung keine MiSpeL-Option

Die folgenreichste Bedingung steht in Tenorziffer 5. Wer die Marktprämie nach der Abgrenzungs- oder der Pauschaloption will, ordnet mindestens eine EE-Anlage sowie die Speicher und bidirektionalen Ladepunkte hinter der Einspeisestelle der Direktvermarktung per Marktprämie zu und gibt dabei an, welche Option er nutzt; Zuordnung und Wechsel laufen nach den Regeln für die Veräußerungsform in Paragraf 21b und 21c EEG. Mit fester Einspeisevergütung bleibt nur die Ausschließlichkeitsoption. Konsultationsteilnehmer wie DGS und DIHK wollten die Einspeisevergütung zulassen, die Bundesnetzagentur lehnt das unter Verweis auf den Wortlaut des Gesetzes ab: Die Optionen sollen Einspeisung und Netzbezug im Viertelstundentakt des Marktes steuern, und bei der Einspeisevergütung gibt es weder ein Preissignal noch einen Direktvermarkter, der darauf reagiert. Eine kleine Solaranlage in der Einspeisevergütung muss also erst in die Direktvermarktung wechseln, bevor ihr Speicher oder ihre Wallbox Netzstrom laden darf, ohne die Förderung zu gefährden. Anlagen ohne Förderung nutzen MiSpeL über die ungeförderte, sonstige Direktvermarktung nach Paragraf 21a EEG.

Abgrenzungsoption: jede Anlagengröße, eigener Zähler, monatliche Saldierung

Die Abgrenzungsoption nach Anlage 1 gilt für Anlagen aller Art und Größe, auch für rein netzgekoppelte Speicher und für Standorte ganz ohne eigene Erzeugung. Speicher und Ladepunkte werden getrennt gemessen, in den Basisfällen A1 bis A4 mit mindestens zwei Zählern. Aus den Viertelstundenwerten rechnen festgelegte Formeln heraus, welcher Teil der Einspeisung förderfähig ist und welcher Netzbezug von den Umlagen befreit wird. Grundlage ist ein gesetzlicher Speichervorrang (Paragraf 21 Absatz 4 EnFG): Wird in derselben Viertelstunde Netzstrom bezogen und der Speicher geladen, gilt der Netzstrom als eingespeichert, und wird zugleich eingespeist und der Speicher entladen, gilt der Speicherstrom als eingespeist. Die Mengen werden je Kalendermonat bestimmt, die Saldierungsperiode ist der Monat, und die Jahresabrechnung summiert die Monatswerte; im Konsultationsentwurf war es noch das Jahr.

Anlage 1 ist als Baukasten aus den Formelsätzen A1 bis A11 angelegt. Neben den Basisfällen mit Speicher, Ladepunkt oder beidem gibt es Sonderfälle für mehrere EE-Anlagen, eine zusätzliche Erzeugungsanlage, eine separat belieferte Wärmepumpe, Speicher in Co-Location neben einer Freiflächen- oder Windanlage, unterschiedlich umlagepflichtige Netzbezüge wie in der Besonderen Ausgleichsregelung, rein netzgekoppelte Speicher (A10) und Speicher oder Ladepunkte ohne sonstige Erzeugung (A11), bei denen ein einziger Zähler genügt. Einen vereinfachten Formelsatz darf nur nutzen, wem die Messung für den genaueren fehlt, und der gewählte Formelsatz gilt grundsätzlich für das ganze Jahr. Stationäre Speicher können zusätzlich einen Teil ihrer Speicherverluste umlagefrei stellen, soweit die Verluste aus dem Arbitragebetrieb stammen; bei Ladepunkten zählen die Verluste der Fahrzeugbatterie zum Fahrstrom.

Pauschaloption: Solar bis 30 kW, ein Viertelstundenzähler, Abrechnung je Jahr

Die Pauschaloption nach Anlage 2 ist die vereinfachte Variante für Standorte, an denen außer Solaranlagen mit zusammen höchstens 30 Kilowatt sowie Speichern und Ladepunkten nichts erzeugt und alles von einem Betreiber betrieben wird (Paragraf 19 Absatz 3c EEG); Steckersolargeräte zählen bei der 30-Kilowatt-Grenze nicht mit. Statt getrennter Zähler reicht ein Zweirichtungszähler am Hausanschluss, der Einspeisung und Netzbezug viertelstundengenau erfasst, und der Zählerschrank muss nicht umgebaut werden. Abgerechnet wird pauschal für das Kalenderjahr. Förderfähig ist die Einspeisung bis zu 500 Kilowattstunden je Kilowatt Solarleistung, bei einer 10-Kilowatt-Anlage also bis zu 5.000 Kilowattstunden im Jahr. Umlagefrei gestellt wird Einspeisung erst oberhalb einer zweiten Grenze, der Pauschalgrenze der Saldierungsfähigkeit, und was zwischen beiden Grenzen liegt, gilt als indifferent: Es wird weder gefördert noch saldiert. Speicherverluste lassen sich in der Pauschaloption nicht gesondert anrechnen.

Wie breit dieser Indifferenzbereich ausfällt, hängt am Verhältnis von Speicherkapazität zu Solarleistung. Für eine 10-Kilowatt-Anlage mit einem Speicher von 10 Kilowattstunden nennt Anlage 2 eine Saldierungsgrenze von rund 5.500 Kilowattstunden im Jahr, mit 4 Kilowattstunden Speicher von rund 6.250. Hängt am Hausanschluss nur ein bidirektionaler Ladepunkt ohne stationären Speicher, setzt die Festlegung einen festen Rechenfaktor von 0,2 an, nach 0,5 in der früheren Fassung, und verkleinert damit den Indifferenzbereich für Ladepunkte deutlich. Die Grenze soll verhindern, dass Solarstrom über die Umlagen und Netzentgelte der übrigen Netznutzer eine zweite Förderung bekommt. Wer an einem Ladepunkt mehr saldieren will, kann statt der Pauschale den Formelsatz A2 der Abgrenzungsoption mit zwei Zählern nutzen. Anwendbar ist die Pauschaloption erst für Einspeisung ab dem Kalendermonat, der auf die beihilferechtliche Genehmigung von Paragraf 19 Absatz 3c EEG durch die EU-Kommission folgt (Tenorziffer 9 b).

Was für bidirektionale Ladepunkte gilt

MiSpeL rechnet Laden und Rückspeisen dem Ladepunkt zu, nicht dem Auto (Paragraf 19 Absatz 3 Satz 5 EEG, Paragraf 21 Absatz 3 EnFG). Jedes bidirektionale Fahrzeug kann deshalb an jedem bidirektionalen Ladepunkt mitmachen, ohne Zähler im Fahrzeug. Erfasst sind V2G und V2H, sobald über den Ladepunkt Strom ins Netz zurückfließen kann; eine Wallbox, die nur laden kann, zählt als gewöhnlicher Verbrauch. Zwei Grenzen zieht die Festlegung. Auf den Fahrstrom, also alles, was das Auto für Fahren und Betrieb verbraucht, einschließlich seiner Batterieverluste, fallen Umlagen und Netzentgelte an wie auf jeden anderen Verbrauch im Haus. Und Strom, den das Auto anderswo geladen hat, etwa beim Arbeitgeber, bekommt als „Fremdtankstrom“ keine EEG-Förderung: Die Abgrenzungsoption zieht ihn ab, wenn in einem Monat mehr aus dem Ladepunkt kommt, als hineingeflossen ist; mit dem einen Zähler der Pauschaloption lässt er sich nicht erkennen.

In beiden Optionen gibt es die Marktprämie nur für Viertelstunden, in denen der anzulegende Wert nicht auf null gefallen ist, wie es bei negativen Börsenpreisen nach Paragraf 51 EEG geschieht. Die Pauschaloption geht einen Schritt weiter und saldiert Einspeisung bei negativem Spotpreis auch nicht bei den Umlagen. Wer in solchen Viertelstunden aus Speicher oder Auto einspeist, bekommt dafür also keine Förderung.

Wer was tun muss

Die Umlagereduzierung macht der Netznutzer im Sinne des EnFG geltend, in der Regel der Stromlieferant des Haushalts oder Betriebs. Die Marktprämie beansprucht der Anlagenbetreiber, meist über seinen Direktvermarkter, und die Einspeisung wird viertelstündlich bilanziert, in der Pauschaloption in einem eigenen Direktvermarktungs-Bilanzkreis oder Unterbilanzkreis. Netzbetreiber und Messstellenbetreiber sind nach Tenorziffer 7 verpflichtet, beide Optionen zu ermöglichen; bis zum 30. September 2027 geht das nur mit ihrem Einverständnis, ab dem 1. Oktober 2027 auch ohne. Wer die Umlageprivilegien in Anspruch nimmt, muss die Mitteilungspflichten nach Teil 5 EnFG erfüllen (Paragraf 21 Absatz 4 EnFG), für Speicher und Ladepunkte bis zum 31. Mai des Folgejahres (Absatz 7). Für die Umlagen 2026 ist das der 31. Mai 2027.

Der Zeitplan: Beschluss 2026, Übergang bis 2027

Die Festlegung kam später als vom Gesetz verlangt. Nach Paragraf 85d EEG hätte die Bundesnetzagentur sie bis zum 30. Juni 2026 treffen müssen, beschlossen hat sie sie am 1. Oktober 2026. Einen Tag später stellte sie die finale Fassung in einem Workshop vor.

Rechtlich ist das Feld seit dem 21. Oktober 2026 offen, praktisch noch nicht überall. Bis Ende September 2027 hängt jeder Standort am Einverständnis seines Netz- und seines Messstellenbetreibers. Danach sind beide verpflichtet, die Optionen zu ermöglichen (Tenorziffer 7). Wer Messung und Abrechnung früh aufsetzt, kann Anfragen schon in der Übergangszeit annehmen, statt sie bis Herbst 2027 zu vertrösten.

Technische Voraussetzungen: Norm, Anschlussregel, Fahrzeuge

Damit Vehicle-to-Grid im Alltag funktioniert, müssen Fahrzeug, Wallbox, Zähler und Netzanschluss zusammenpassen. Die Norm ISO 15118-20 regelt den bidirektionalen Datenaustausch zwischen Fahrzeug und Ladepunkt und bildet die Basis für bidirektionales Laden und Plug and Charge in Europa. Die ISO hat sie im April 2022 veröffentlicht.

Auf der Netzseite definiert die Anschlussregel VDE-AR-N 4105 in der Ausgabe 2026-03, erschienen am 26. Februar 2026, erstmals Anforderungen und Nachweise für rückspeisefähige Ladeeinrichtungen: Sie gelten im Sinne der Anwendungsregel als Speicher, solange ein rückspeisefähiges Fahrzeug angeschlossen ist. Damit wissen Netzbetreiber und Installateure, nach welchen Regeln eine rückspeisefähige Wallbox angeschlossen wird; seinen Hinweis zum bidirektionalen Laden hat VDE FNN allerdings nicht in die Novelle eingearbeitet. Die Wallbox selbst ist dabei eine steuerbare Verbrauchseinrichtung, deren netzdienliche Steuerung über Paragraf 14a EnWG bereits geregelt ist.

Fahrzeugseitig wächst das Angebot langsam. Modelle wie der BMW iX3 der Neuen Klasse, mehrere Modelle der VW-ID-Reihe mit großem Akku, der Renault 5 und der Nissan Leaf über den älteren CHAdeMO-Standard unterstützen bidirektionales Laden. Das erste kommerzielle V2G-Angebot in Deutschland haben BMW und E.ON im Februar 2026 gestartet, zunächst nur für den iX3, mit einer DC-Wallbox von 11 Kilowatt und einem Smart Meter als Voraussetzung. Im Oktober 2026 hat Mercedes-Benz mit The Mobility House Energy ein Angebot für den GLC und die neue C-Klasse vorgestellt, ebenfalls über eine DC-Wallbox mit 11 Kilowatt. Bidirektionale AC-Wallboxen nach ISO 15118-20 hat etwa Bender bisher nur vorgeführt. Die Serienreife ist da, der Markt steht am Anfang seines Hochlaufs. Dass Wallboxen überhaupt an Gebäude kommen, treibt auch die GEIG-Novelle.

Was es bringt: Wirtschaftlichkeit und Netznutzen

Der Nutzen wirkt auf zwei Ebenen. Für den Halter macht der Wegfall der Doppelbelastung V2G erstmals rechenbar. Sonnenstrom lässt sich rund um die Uhr selbst verbrauchen, Last in günstige Stunden verschieben und die Rückspeisung vergüten. Unabhängig von V2G bekommt die Wallbox als steuerbare Verbrauchseinrichtung nach Paragraf 14a Modul 1 eine pauschale Netzentgeltreduzierung, die die Bundesnetzagentur 2023 je nach Netzgebiet auf 110 bis 190 Euro brutto im Jahr bezifferte. In vielen Fällen ersetzt das Fahrzeug einen Teil dessen, wofür sonst ein separater Heimspeicher nötig wäre.

Für das Energiesystem zählt die Summe. Jedes angesteckte Fahrzeug wird zu einer kleinen, flexibel abrufbaren Speicherzelle, die lokale Engpässe entlasten und Erzeugungsspitzen aus Wind und Sonne abpuffern kann. Das ist genau die dezentrale Flexibilität, die das Netz mit wachsendem Anteil erneuerbarer Erzeugung braucht.

Für Energieversorger und Aggregatoren entsteht daraus ein neuer Flexibilitätsmarkt. Wer viele Fahrzeuge bündelt, kann Spitzen glätten, Regelenergie anbieten und dynamische Tarife mit echtem Speicherverhalten unterlegen. Das Prinzip ähnelt einem virtuellen Kraftwerk, nur dass die Speicher auf Rädern stehen und tagsüber an wechselnden Orten am Netz hängen. Welche digitalen Geschäftsmodelle sich daraus bauen lassen, ordnet der Beitrag zu Vehicle-to-Grid als Geschäftsmodell ein.

Was Energieversorger und Aggregatoren jetzt tun sollten

Der Einstieg gelingt am besten entlang der Abrechnungs- und Datenprozesse, nicht allein über die Technik. Die regulatorische Klarheit ist da, die Fahrzeuge und Wallboxen kommen, und der eigentliche Engpass liegt jetzt in den Systemen, die Messung, Marktkommunikation und Tarif sauber zusammenführen.

Vier Schritte ordnen den Start. Sie greifen ineinander, lassen sich aber unabhängig voneinander beginnen.

1. Abrechnung und IT vorbereiten

   Netz- und Messstellenbetreiber müssen beide Optionen ab dem 1. Oktober 2027 ohne Einzelfall-Einverständnis abwickeln. Bis dahin gehören die Viertelstundenwerte am Hausanschluss und am Speicher- oder Ladepunktzähler, die Formelsätze der Anlagen 1 und 2 und die Zuordnung zur Direktvermarktung in Abrechnung und Marktkommunikation. Lieferanten bauen die Umlagesaldierung und die Mitteilung bis zum 31. Mai des Folgejahres in ihre Prozesse ein.

2. Ein V2G-Tarifprodukt testen

   Einen V2G- oder V2H-Tarif mit transparenter Vergütung der Rückspeisung und Anbindung an ein Home-Energy-Management-System aufsetzen und mit einer kleinen Kundengruppe erproben. Den Direktvermarkter gleich mit einplanen, denn ohne Direktvermarktung greift keine der beiden MiSpeL-Optionen.

3. Flexibilität bündeln

   Fahrzeugpools als Aggregat aufbauen und für Regelenergie und netzdienliche Steuerung nutzbar machen, mit klaren Regeln für Verfügbarkeit und Vergütung.

4. Standards verankern

   ISO 15118-20 und VDE-AR-N 4105 in der Beschaffung festschreiben und Erfahrungen aus Pilotprojekten früh einsammeln, statt jede Lektion allein zu lernen.

Bidirektionales Laden ist damit weniger ein einzelnes Produkt als ein Baustein der digitalen Energiewende. Sein Wert entsteht erst im Zusammenspiel von Regulierung, Messwesen, Tarif und Steuerung. Wer diese Stränge früh verbindet, steht bereit, wenn die Übergangszeit Ende September 2027 ausläuft.

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Häufig gestellte Fragen