Vehicle-to-Grid 2026: das Geschäftsmodell
Rückgespeister Strom aus der Fahrzeugbatterie zahlt seit dem 1. Januar 2026 keine doppelten Netzentgelte mehr. Die Frage verschiebt sich damit von der Zulässigkeit zur Wertschöpfung, und Wertschöpfung ist hier Software. Wer aus einer Batterie Geld macht, muss viertelstundenscharf prognostizieren, an mehreren Märkten gleichzeitig vermarkten und jede Kilowattstunde sauber abrechnen. Dieser Artikel zeigt die drei Erlösquellen, die Rolle des Aggregators, den digitalen Stack und was Stadtwerke, Aggregatoren und Softwareteams jetzt vorbereiten sollten.
Vehicle-to-Grid wird 2026 vom Technikthema zum Geschäftsmodell. Der Bundestag beschloss am 13. November 2025 eine EnWG-Änderung, die rückgespeisten Strom aus der Fahrzeugbatterie stationären Speichern gleichstellt und die doppelte Belastung mit Netzentgelten beendet, wirksam seit dem 1. Januar 2026. Damit entsteht ein Wettbewerb um drei Erlösquellen, die sich stapeln lassen: Arbitrage am Spotmarkt, Regelleistung über aggregierte Fahrzeugpools und vermiedene Netzentgelte über die Module von Paragraf 14a EnWG. Laut Agora Verkehrswende sind bis 2030 pro Fahrzeug bis zu 500 Euro Arbitragegewinn im Jahr erreichbar. Erschlossen wird der Wert über einen Aggregator, der die Fahrzeuge bündelt, prognostiziert, vermarktet und abrechnet. The Mobility House will den Ladestrom dafür kostenlos anbieten und allein über Arbitrage refinanzieren. Der eigentliche Engpass sind die Daten, nicht die Autos: Nur rund 3 Prozent der Haushalte haben ein intelligentes Messsystem, ohne das keine marktdienliche Vermarktung abrechenbar ist. Für Stadtwerke heißt das, Tarif, Messung und Steuerung als Plattform zu denken.
Warum V2G zum Geschäftsmodell wird
Bidirektionales Laden war lange eine Machbarkeitsfrage. Seit Anfang 2026 ist es eine Rechenfrage. Der Bundestag hat am 13. November 2025 eine EnWG-Änderung beschlossen, die rückgespeisten Strom aus der Fahrzeugbatterie mit stationären Speichern gleichstellt. Damit entfällt die doppelte Belastung mit Netzentgelten, die bisher jede Rückspeisung unwirtschaftlich machte.
Die regulatorische Mechanik dahinter, also die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur und die zugehörigen Fristen, ist ein eigenes Thema und hier vorausgesetzt. Interessant ist die Folge: Wenn die Batterie am Netz Geld verdienen darf, entscheidet nicht mehr die Zulässigkeit, sondern wer sie am besten vermarktet. Und Vermarktung ist Software.
Der Markt ist längst da. Zum 1. Januar 2026 fuhren erstmals über zwei Millionen reine Elektro-Pkw in Deutschland. Selbst bei einer vorsichtigen Anschlussquote ergibt diese Flotte schon heute die flexible Leistung eines Großkraftwerks.
Die drei Erlösquellen
Eine einzelne Erlösquelle trägt das Geschäftsmodell selten. Der Reiz von V2G liegt darin, mehrere Märkte mit derselben Batterie zu bedienen, ohne dass sie sich in die Quere kommen. Drei Quellen lassen sich stapeln.
Nachts oder bei viel Wind und Sonne günstig laden, in der Preisspitze teuer zurückspeisen. Laut Agora Verkehrswende bis 2030 bis zu 500 Euro pro Fahrzeug und Jahr. Der Preisverlauf folgt den dynamischen Stromtarifen, die seit 2025 Pflicht sind.
Gebündelte Fahrzeuge stellen Sekundenreserve bereit und reagieren automatisch auf Netzfrequenzschwankungen. Das Gewinnpotenzial ist laut Studie dem der Arbitrage ähnlich.
Über die Module von Paragraf 14a EnWG sinkt der Netzentgeltanteil, darunter das seit April 2025 verpflichtende zeitvariable Modul 3. Diese Ersparnis ist additiv zum Markterlös.
Der Wert entsteht erst im Stapel. Eine Plattform, die Fahrpläne, Prognosen und Marktgebote koordiniert, holt aus derselben Kilowattstunde mehr heraus als jede Einzelvermarktung. Genau das ist der Unterschied zwischen einer Wallbox und einem Geschäftsmodell.
Wer verdient woran: die Rolle des Aggregators
V2G bringt eine neue Rolle in die Wertschöpfungskette. Zwischen Fahrzeug und Strommarkt sitzt ein digitaler Vermittler, der die Batterien bündelt und den Erlös verteilt. Ohne ihn bleibt jedes einzelne Auto zu klein für den Markt.
Der Aggregator übernimmt Prognose, Gebotsabgabe und Abrechnung für ein Portfolio aus vielen Fahrzeugen. The Mobility House treibt das Modell auf die Spitze und will V2G-Kunden den Ladestrom kostenlos anbieten, refinanziert allein über Arbitrage. In Deutschland startet das 2026, zunächst mit dem Renault 5 und dem Mercedes-Benz GLC. Voraussetzung ist eine hohe Anschlussdauer: Je länger ein Fahrzeug angesteckt ist, desto mehr Marktzugriff hat die Plattform.
Der Kern der Verschiebung: Der Fahrer verkauft nicht selbst Strom, er stellt Flexibilität bereit. Den Marktzugang, das Risiko und die Abrechnung übernimmt die Plattform. Damit wird der Aggregator zur eigentlichen Wertschöpfungsstufe, und der Fahrer bekommt seinen Anteil als niedrigere oder wegfallende Ladekosten zurück.
Der digitale Stack: Plattform und Standards
Damit aus tausend Autobatterien ein handelbares Kraftwerk wird, braucht es einen durchgängigen Software-Stack. Er ist der eigentliche Wettbewerbsvorteil, nicht die Wallbox an der Wand. Im Zentrum steht eine Orchestrierungsplattform, die Fahrzeuge, Wallboxen und Marktzugang zu einem virtuellen Kraftwerk verbindet und Fahrpläne in Echtzeit optimiert.
Interoperabilität entscheidet über die Skalierung. Kein einzelnes Protokoll deckt alles ab, deshalb übersetzen die Plattformen zwischen mehreren Standards. ISO 15118-20 regelt den bidirektionalen Leistungsfluss und Plug and Charge, OCPP verbindet Energiemanagement und Ladepunkt, EEBUS wirkt im Haus und OpenADR zum Netz. ISO 15118-20 wird über die EU-Verordnung AFIR ab 2027 für neue Ladepunkte verpflichtend.
Der Markt für Orchestrierungssoftware wächst laut Future Market Insights von 5,7 Milliarden US-Dollar 2025 auf 28,4 Milliarden bis 2035, mit der Aggregations- und Steuerungssoftware als größtem Segment. Wie weit sich Fahrzeug-, PV- und Speicherflotten heute schon bündeln lassen, zeigt der Beitrag zu virtuellen Kraftwerken und Batteriespeichern .
Der Engpass sind die Daten, nicht das Auto
Die Hardware ist reif, die Regulatorik steht. Woran es hakt, ist die digitale Basis, ohne die keine Kilowattstunde abrechenbar ist. Nur rund 3 Prozent der Haushalte in Deutschland haben ein intelligentes Messsystem, und ohne das funktioniert die marktdienliche Vermarktung im Massenmarkt nicht.
Dazu kommt die Trennschärfe im Prozess. Beim Laden fällt eine bidirektionale Wallbox über 4,2 Kilowatt unter die Steuerung nach Paragraf 14a, beim Entladen gilt das Einspeiseregime. Beide Zustände müssen getrennt erfasst und abgerechnet werden. ISO 15118-20 ist als Protokoll lauffähig, im Feld fehlen aber konsistente Fahrzeug-Firmware und ein branchenweiter Mechanismus, um die nötigen Sicherheitszertifikate zu verteilen.
Das eigentliche Risiko: Das Geschäftsmodell steht und fällt mit der Datenqualität. Die Abrechnung zwischen Fahrer, Aggregator, Ladepunktbetreiber und Netzbetreiber ist der Kern der Marktkommunikation. Solange Smart Meter fehlen und die Zertifikatsverteilung ungelöst ist, bleibt V2G ein Angebot für wenige, egal wie attraktiv die Erlösrechnung aussieht.
Was jetzt vorzubereiten ist
Der kommerzielle Start läuft 2026, die Skalierung kommt mit ISO 15118-20 ab 2027. Für Stadtwerke, Aggregatoren und Softwareteams ist V2G weniger ein Endkundenthema als eine Plattformfrage. Wer die Prozesse jetzt aufsetzt, muss später nicht nachrüsten.
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Messkonzept klären
Intelligente Messsysteme für die Zielkunden früh einplanen. Ohne sie ist keine marktdienliche Vermarktung abrechenbar, und der Rollout ist der langsamste Teil der Kette.
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Abrechnungslogik aufbauen
Rückgespeisten Strom in die eigenen Systeme aufnehmen und Lade- sowie Entladezustand getrennt führen. Das ist der Kern der neuen Marktkommunikation, nicht eine manuelle Nebenrechnung.
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Aggregation aufbauen oder einkaufen
Prognose und Portfoliovermarktung selbst entwickeln oder über eine Plattform beziehen. Einzelfahrzeuge von Hand zu vermarkten skaliert nicht.
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Protokoll-Roadmap festlegen
ISO 15118-20, OCPP und EEBUS als Zielbild setzen, mit Blick auf die AFIR-Pflicht ab 2027. Offene Standards halten die Datenhoheit beim Betreiber.
V2G ist kein reines Ladethema, sondern ein Datenthema. Wer Messung, Abrechnung und Aggregation zusammen denkt und auf offene Standards setzt, kann die Erlöse aus der Flotte heben, statt vom Rollout ausgebremst zu werden. Wie KI die Netzführung selbst übernimmt, vertieft der Beitrag zur agentischen KI in der Netzsteuerung .
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Vehicle-to-Grid bezeichnet das bidirektionale Laden, bei dem eine Fahrzeugbatterie nicht nur Strom bezieht, sondern auch wieder ins Netz zurückspeist. Damit wird das Auto zum steuerbaren Speicher. Seit dem 1. Januar 2026 zahlt der rückgespeiste Strom in Deutschland keine doppelten Netzentgelte mehr, weil der Bundestag Fahrzeugbatterien stationären Speichern gleichgestellt hat. Erst dadurch wird die Rückspeisung wirtschaftlich.
Es gibt drei Erlösquellen, die sich stapeln lassen. Arbitrage kauft günstig ein und speist in der Preisspitze teuer zurück. Regelleistung stellt über aggregierte Fahrzeugpools Sekundenreserve bereit. Vermiedene Netzentgelte entstehen über die Module von Paragraf 14a EnWG. Der Wert entsteht erst im Zusammenspiel, weil eine Plattform dieselbe Batterie an mehreren Märkten gleichzeitig vermarktet.
Laut einer Studie von Agora Verkehrswende und dem Reiner-Lemoine-Institut vom November 2025 sind bis 2030 pro Fahrzeug bis zu 500 Euro Arbitragegewinn im Jahr erreichbar. Die Bereitstellung von Regelleistung hat ein ähnliches Potenzial. Die Erlöse hängen stark von den Strompreisen und davon ab, wie viele Stunden das Fahrzeug angeschlossen ist.
Der Aggregator oder Energiedienstleister bündelt viele Fahrzeuge zu einem vermarktbaren Portfolio und übernimmt Prognose, Gebotsabgabe und Abrechnung. Er sitzt zwischen Fahrzeug und Strommarkt und verteilt den Erlös an Fahrer und Fahrzeughersteller zurück. The Mobility House will den Ladestrom sogar kostenlos anbieten und die Kosten allein über Arbitrage refinanzieren.
Die Interoperabilität läuft über mehrere Protokolle. ISO 15118-20 regelt den bidirektionalen Leistungsfluss und Plug and Charge, OCPP verbindet Energiemanagement und Ladepunkt, EEBUS wirkt im Haus und OpenADR zum Netz. ISO 15118-20 wird über die EU-Verordnung AFIR ab 2027 für neue Ladepunkte verpflichtend. Im Feld fehlen bislang konsistente Fahrzeug-Firmware und ein Mechanismus für die Zertifikatsverteilung.