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Ihr Browser unterstützt das Audio-Element nicht.So funktioniert das niederländische Pilotprojekt
Die Mechanik ist einfach, technisch aber anspruchsvoll. Jeder teilnehmende Haushalt erhält eine bidirektionale Ladestation – kostenlos installiert –, die sowohl Strom aus dem Netz beziehen als auch Strom aus der Fahrzeugbatterie zurückspeisen kann. Vattenfall übernimmt die Steuerung des Lade- und Entladezyklus und regelt den Fluss automatisch so, dass die Autos zwischen 16 und 21 Uhr gespeicherten Strom abgeben – genau dann, wenn der Bedarf niederländischer Haushalte und der Industrie am höchsten ist.
Die Teilnehmenden legen ihre eigenen Parameter fest – eine Abfahrtszeit und einen Mindestladestand – und das System erledigt den Rest innerhalb dieser Leitplanken. Über die vollen sechs Monate erstattet Vattenfall den zu Hause geladenen Strom, gedeckelt auf 500 € pro Haushalt. „Elektroautos stehen den größten Teil des Tages still“, erklärte Jeroen van Loon, Leiter der Entwicklung von Kundenlösungen bei Vattenfall Niederlande. „Gleichzeitig haben sie eine große Batterie: Während eine Heimbatterie meist rund 10 Kilowattstunden hat, kommt ein Elektroauto leicht auf 50 bis 60 Kilowattstunden Speicher.“
Der Kia EV9 ist das erste Fahrzeugmodell, das von niederländischen Netzbetreibern eine offizielle Vorzertifizierung für den V2G-Betrieb erhalten hat – ein wichtiger regulatorischer Meilenstein, der eine zentrale Hürde für eine breitere Nutzung beseitigt. Hyundai und Kia liefern sowohl die Ladehardware als auch die dazugehörige Smartphone-App, die Fahrerinnen und Fahrern Einblick in die Ladevorgänge und Energieflüsse ihres Autos gibt.
Warum die Niederlande bei V2G vorangehen
Die Niederlande entwickeln sich zum de-facto-Testfeld Europas für bidirektionales Laden, und die Gründe dafür sind struktureller Natur. Das niederländische Stromnetz gehört zu den am stärksten ausgelasteten des Kontinents; Netzbetreiber in Provinzen wie Utrecht, Noord-Brabant und Gelderland stoßen regelmäßig an ihre Kapazitätsgrenzen. Eine verteilte Flotte von Elektroautos, die mittags Solarstrom aufnehmen und ihn während des abendlichen Andrangs wieder abgeben kann, bietet eine pragmatische Alternative zum teuren Netzausbau – und nutzt dabei Infrastruktur, die ohnehin in niederländischen Einfahrten steht.
Das Vattenfall-Pilotprojekt läuft nicht isoliert. In Utrecht gibt es bereits das viel beachtete Programm „Utrecht Energized“, das über den Carsharing-Anbieter MyWheels 50 bidirektionale Renault-Fahrzeuge eingesetzt hat und auf 500 Fahrzeuge skalieren will. Eindhoven hat sein eigenes Projekt zur Netzstabilisierung mit bidirektionalen Carsharing-Flotten. Bis vor Kurzem jedoch bremste die niederländische Regulierung V2G durch eine doppelte Energiebesteuerung aktiv aus – Haushalte wurden einmal beim Laden ihres Autos besteuert und ein zweites Mal, wenn sie Strom ins Netz zurückspeisten. Die Regulierungsbehörden haben begonnen, diese Hürde anzugehen, und ebnen damit den Weg für Projekte wie den Versuch von Vattenfall, Hyundai und Kia.
Die deutsche Front: Enercity handelt Flottenstrom an der Börse
Gleichzeitig wurde jenseits der Grenze in Deutschland ein separates, aber thematisch verbundenes Etappenziel erreicht. Der in Hannover ansässige Energieversorger Enercity hat Strom aus einer Flotte von 12 Volkswagen ID. Buzz erfolgreich am kontinuierlichen Intraday-Strommarkt gehandelt – das erste Mal, dass eine reale B2B-Flotte als virtueller Speicher an einer Strombörse agiert hat.
In einem 53-Stunden-Fenster Anfang Mai führte der Algorithmus von Enercity 145 Handelsgeschäfte aus, kaufte Strom bei niedrigen Preisen und verkaufte ihn zurück, wenn die Preise in die Höhe schnellten. Das gebündelte Cluster aus 12 bidirektionalen Ladepunkten erreichte eine technische Leistung von 0,132 MW – kaum über der Mindestschwelle von 0,1 MW für die Teilnahme am Börsenhandel –, doch das Projekt belegte, dass die algorithmische Steuerung einer gewerblichen E-Auto-Flotte wie eine stationäre Batterie längst keine Simulationsübung mehr ist. Der Versuch erwirtschaftete sogar einen niedrigen dreistelligen Erlös, wobei Enercity die genaue Summe nicht nennen wollte.
Doch die Erfahrungen von Enercity zeigen auch, in welchem regulatorischen Dickicht V2G in Europa weiterhin steckt. Das Unternehmen betonte, dass ein tragfähiges Geschäftsmodell davon abhängt, ob Strom, der vorübergehend in Fahrzeugbatterien gespeichert ist, identisch behandelt wird wie Energie in stationären Systemen – insbesondere bei Netzentgelten, Umlagen und der Vermeidung von Doppelbesteuerung. Die Bundesnetzagentur prüft diese Fragen derzeit im Rahmen von AgNes, und Enercity rechnet nicht vor Ende 2028 mit einer Zwischenlösung auf regulatorischer Ebene.
Vattenfalls weitere V2G-Ambitionen in Europa
Das niederländische Pilotprojekt ist Teil einer breiteren strategischen Offensive der Hyundai Motor Group, die Ende 2025 angekündigt hat, den Ausbau von Vehicle-to-Everything-Diensten (V2X) in Südkorea, Teilen Europas und den USA zu beschleunigen. Vattenfall wiederum betreibt bereits einen separaten V2G-Versuch in Schweden mit 200 Volkswagen-E-Autos und bidirektionalen Ladegeräten von Ambibox, der über Wohnungsbaugesellschaften in Hudiksvall und darüber hinaus läuft.
Dieser Ansatz an mehreren Fronten – Verbrauchertests in den Niederlanden, flottenbasierter Handel in Deutschland, Pilotprojekte mit Wohnungsbaugesellschaften in Schweden – deutet darauf hin, dass europäische Energieversorger V2G nicht als ferne Zukunft, sondern als kurzfristig einsetzbares Werkzeug für das Netzmanagement betrachten. Die Herausforderung verschiebt sich nun davon, den Funktionsnachweis der Technologie zu erbringen, hin zum Aufbau des regulatorischen und kommerziellen Rahmens, der sie in großem Maßstab wirtschaftlich tragfähig macht.
Was das für europäische E-Auto-Fahrer bedeutet
Für den durchschnittlichen europäischen E-Auto-Fahrer sind die Folgen konkret. Ein Auto mit einer 77-kWh-Batterie – der Größe des Kia EV9 – könnte theoretisch einen typischen Haushalt vier bis fünf Tage lang mit Strom versorgen. Selbst eine bescheidene V2G-Konfiguration, die in den abendlichen Spitzenstunden 10–15 kWh abgibt, könnte einen erheblichen Teil der Stromrechnung eines Haushalts ausgleichen und zugleich zur Netzstabilität beitragen. Wenn sich die regulatorischen Rahmenbedingungen in der EU angleichen, um Doppelbesteuerung zu beseitigen und Vergütungsmechanismen zu standardisieren, wird das wirtschaftliche Argument für bidirektional fähige E-Autos schwer zu ignorieren – und verwandelt das Elektroauto von einem Transportmittel in eine verteilte Energiequelle, die sich im Stand bezahlt macht.
Was ist der Unterschied zwischen V2G und V2H?
Vehicle-to-Home (V2H) leitet Strom aus der Fahrzeugbatterie direkt in den Haushalt, versorgt Geräte und reduziert den Netzbezug. Vehicle-to-Grid (V2G) speist Strom in das öffentliche Netz zurück und hilft, Angebot und Nachfrage insgesamt auszugleichen. Das Vattenfall-Pilotprojekt in den Niederlanden ermöglicht beide Modi, wobei der Hauptanwendungsfall während des Versuchs die Einspeisung ins Netz in den Spitzenstunden zwischen 16 und 21 Uhr ist.
Welche Elektroautos unterstützen in Europa derzeit bidirektionales Laden?
Der Kia EV9 ist das erste Modell, das von niederländischen Netzbetreibern eine offizielle Vorzertifizierung für den V2G-Betrieb erhalten hat. Der ebenfalls in das Pilotprojekt einbezogene Hyundai IONIQ 9 unterstützt dieselbe Funktion. Weitere Modelle mit bidirektionaler Hardware sind der VW ID. Buzz und mehrere Renault-Modelle, die im Programm „Utrecht Energized“ eingesetzt werden. Allerdings unterscheiden sich die software-seitige Freischaltung und die regulatorische Zulassung je nach Land und Netzbetreiber – wer die Hardware hat, kann V2G deshalb nicht automatisch nutzen.
Können europäische E-Auto-Besitzer mit V2G heute Geld verdienen?
Noch nicht im kommerziellen Maßstab. Das Enercity-Projekt in Deutschland hat zwar gezeigt, dass der Handel mit dem Strom einer E-Auto-Flotte an der Strombörse Erlöse bringen kann, doch der regulatorische Rahmen für einzelne Verbraucher ist weiterhin unvollständig. Zentrale Fragen – darunter die Doppelbesteuerung gespeicherten Stroms, die Netzentgeltstruktur für mobile Speicher und eine einheitliche Vergütung – werden von den nationalen Regulierungsbehörden noch geklärt. Das Vattenfall-Pilotprojekt erstattet Stromkosten als Forschungsanreiz, nicht als kommerzielle Vergütung. Eine breite Monetarisierung für Verbraucher wird erst erwartet, wenn Rahmenwerke wie das deutsche AgNes finalisiert sind, vermutlich um 2028.